致密气藏压后关井压裂液静态渗吸实验研究——以大庆油田徐家围子区块为例

影响致密储层渗吸的因素较多,但系统的因素划分和敏感性分析依然具有很大挑战。为了高效开采致密气藏,为致密气藏压后焖井时间即开井制度优化提供依据,选取大庆油田徐家围子区块致密砂岩天然岩心,结合压汞、电镜扫描和X射线衍射等实验,在室内开展了静态渗吸实验,研究了致密储层静态渗吸的规律及其影响因素,包括渗吸时间、致密储层的渗透率、孔隙类型、润湿性和压裂液的离子浓度。实验结果表明:致密砂岩岩心静态渗吸气水置换主要作用在静态渗吸过程的早期阶段;在致密气藏的储层渗透率范围内,静态渗吸采出程度随渗透率增大而增大;原生孔为储气空间,与原生粒间孔相连的次生溶蚀孔、粒间溶蚀缝和颗粒边缘溶蚀缝为渗吸提供了畅通的通道;静态渗吸速度和最终采出程度随岩心亲水性的增强而增加;压裂时所用的压裂液浓度越低,储层的渗吸效果越好。研究结果可为致密气井压裂后排采制度设计提供基础。     

煤层应力敏感性及其对压裂液滤失的影响

压裂液滤失系数是压裂设计中非常重要的参数。由于煤层中的渗透率、孔隙度等物性对应力极为敏感,在对煤层进行压裂设计时,若直接用试井和测井测得的渗透率和孔隙度值代入滤失系数的计算公式,算出的结果可能与实际情况严重不符。通过实验室内不断改变围压的方式来模拟煤储层上覆压力的变化情况,建立了某盆地煤层应力与渗透率之间的关系,并在考虑煤层物性应力敏感性的情况下,探讨了煤层压裂液综合滤失系数的计算方法。结果发现,压裂液综合滤失系数及岩心渗透率与净围压的关系均符合指数递减规律。另外,通过对动态渗透率的拟合,使得到的综合滤失系数远远大于未考虑应力情况下的综合滤失系数,这样能更准确地反映实际情况。      

煤储层水基压裂液用表面活性剂的筛选实验

水力压裂会对煤储层造成水锁伤害,在压裂液中加入表面活性剂是减缓水锁伤害的有效途径。采用1.5% KCl溶液为基液,在其中加入不同浓度的阴离子型表面活性剂AS和非离子型表面活性剂NS,配置出8种压裂液,分别对河东煤田柳林沙曲矿的焦煤样和太原西山屯兰矿的瘦煤样进行静置沉降实验、毛细管压力测试和离心分离实验,最终优选出煤储层水基压裂液用最佳表面活性剂为0.05% AN复配溶液（AS:NS=9:1）,由此构成了表面活性剂压裂液（1.5% KCl+0.05% AN）。研究结果表明,在水基压裂液中加入0.05% AN复配溶液（AS:NS=9:1）,可以大幅度降低压裂液的表面张力,改变压裂液的界面状态,从而增加煤表面的亲水性,降低煤孔隙的毛细管压力,使得压裂液的可排性增强,进而能够有效控制储层的水锁伤害,实现增产。      

致密油油藏空气泡沫调驱机理实验

以长庆某致密油井区取心样品、注入水与地层水、优选的空气泡沫体系等为基础,利用一维长岩心驱替实验装置开展了致密油储层基质与裂缝岩心分别注入纯泡沫液、空气与空气泡沫的注入能力实验,揭示在实际储层条件下,空气泡沫体系无法直接进入致密油基质岩心,但由于泡沫剂受到储层吸附,消泡后的纯泡沫液与气体可以顺利注入致密油基质岩心实现稳定驱替。设计并开展了基质渗透率级差为10、基质与裂缝双重发育的三管并联岩心驱替实验,明确了空气泡沫封堵裂缝调驱机理。泡沫流体主要进入裂缝岩心并有效封堵裂缝,部分泡沫消泡后形成的泡沫液与空气进入并驱替基质中的剩余油,最终空气泡沫驱残余油饱和度比水驱降低了21.12%,驱油效率提高了32.89%,改善水驱后开发效果明显;为避免暴性水淹的低效阶段,应在含水90%以前尽早转入空气泡沫驱,提高采油速度与经济效益。     

致密砂岩储层束缚水饱和度影响因素:以鄂尔多斯盆地临兴地区为例#br#

为了有效指导储层描述、评价及产能预测,为致密砂岩油气勘探和开发提供理论依据,以鄂尔多斯盆地临兴地区致密砂岩储层为例,利用铸体薄片、X射线衍射、核磁共振、高压压汞、气水相渗及扫描电镜等实验,分析了致密砂岩中束缚水饱和度的影响因素.结果表明:研究区致密砂岩束缚水饱和度为３４．７７％~８３．７８％,平均值为６３．８６％,T２谱截止值(T２cutoff)为３．８６~６５．６０ms,平均值为２０．９６ms;致密砂岩束缚水饱和度受储层物性、润湿性、敏感性、黏土矿物类型、质量分数和粒径共同作用;致密砂岩粒径越细,黏土矿物质量分数越高,岩石亲水性越强,岩石比表面积和水膜厚度越大,则毛细管束缚水和薄膜束缚水越高;水敏和盐敏是造成致密储层渗透率改变的主要因素;致密砂岩发育残余粒间孔、粒间溶蚀孔、粒内溶蚀孔、晶间孔和微裂缝;充填于孔隙中黏土矿物的类型、形态存在差异,致使致密砂岩储层的孔隙结构复杂,微观非均质性强,束缚水饱和度变化大.     

基于改进层次熵分析法的致密砂岩储层可压性评价 ——以准噶尔盆地Z109井侏罗系储层为例

储层可压裂性评价是储层改造方案设计的重要依据,影响致密砂岩可压裂性的主要因素有天然裂缝、砂岩脆性、水平应力差异、断裂韧性等。研究以准噶尔盆地中部1区块Z109井侏罗系致密砂岩为例,综合考虑天然裂缝、砂岩脆性、水平应力差异、断裂韧性四种影响因素,采用改进的层次分析和熵值法相结合的方法进行了致密砂岩储层可压裂性评价。研究结果表明:可压裂性指数越大,致密砂岩储层越易于压裂,压裂时越能获得较复杂的裂缝网络;可压裂性指数大于0.44,砂岩脆性高,断裂韧性小,裂缝发育程度高,水平差异系数小的储层段为Ⅰ级优质压裂层;可压裂性指数大于0.44,砂岩脆性高,断裂韧性小,裂缝发育程度低,水平差异系数大的储层段为Ⅱ级可压裂层;研究区Z109井4036~4039 m、4062~4067 m、4214~4218 m和4260~4272 m为Ⅰ级优质压裂层,4093~4108 m和4284~4313 m为Ⅱ级可压裂层。研究成果可为致密砂岩压裂改造提供科学依据。      

致密砂岩气层压裂产能及等级预测方法

致密砂岩储层孔隙度小、渗透率低、含气饱和度低,基本上没有自然产能,需要进行压裂,因此进行压裂产能的预测很有必要。笔者研究了鄂尔多斯盆地苏里格东部地区盒8段致密砂岩气层的压裂产能及等级预测。利用反映储层流动性质的测井参数(电阻率、自然伽马、声波时差、中子、密度)与反应压裂施工情况的压裂施工参数(单位厚度砂体积、砂比、砂质量浓度、单位厚度排量、单位厚度入井总液量),选择数学统计方法神经网络法进行致密砂岩气层压裂产能等级预测。分析比较Elman神经网络、支持向量回归(SVR)、广义回归神经网络(GRNN)3个神经网络预测致密砂岩气层压裂产能模型的网络结构参数、回判及预测精度以及运行耗费时间。结果表明:3个模型中,GRNN网络参数只有1个,回判和预测精度最高,运行时间小于1 s。因此,选择GRNN模型预测致密砂岩气层压裂产能,并用于苏里格东部地区致密砂岩气层压裂产能的等级预测。等级预测准确率达到90%。     

深层致密砂岩储层可压裂性评价新方法

岩石可压性评价是储层压裂改造层位优选、压后产能评估的重要基础工作。准中4区块致密砂岩储层埋藏深、物性差,亟需通过压裂改造提高工业产能。因此,以董2井北三维区侏罗系致密砂岩为例,基于岩石三轴实验建立了致密砂岩断裂能密度—弹性模量的拟合公式,采用矿物成分法和弹模-泊松比法确定了研究区不同深度岩石脆性指数,采用岩石破裂准则确定了研究区不同深度的裂缝发育指数。以断裂能密度表征致密砂岩断裂韧性,以裂缝发育指数表征储层天然裂缝发育程度,综合考虑岩石脆性、断裂韧性、地应力环境和天然裂缝发育程度的影响,采用层次分析法计算了各因素权重,建立了适合深层致密砂岩的可压性评价方法。研究结果表明,可压裂性指数大于0.55时,可压性好;可压裂性指数介于0.50~0.55之间时,可压性一般;可压裂性指数小于0.50时,可压性差;研究区D7井的最佳压裂层位为4145~4160 m、4470~4480 m、5290~5330 m,D8井的最佳压裂层位为5120~5330 m、5350~5365 m,D701井的最佳压裂层位为3900~3910 m、4430~4440 m、4455~4465 m、5125~5135 m。      

海南流沙港组致密砂岩体积压裂工艺研究及应用

福山凹陷流沙港组致密砂岩是海南福山油田勘探开发的重要目标之一。受复杂构造演化影响,该区致密砂岩具有砂泥薄互层明显、低孔低渗、高温等特征,为了解决以往储层改造中经常出现的施工压力高、缝高失控、砂堵、单井产量低、压裂后产量下降快等问题。借鉴非常规体积压裂技术,采用变排量、人工隔层控缝高、暂堵转向等工艺,同时进一步优化压裂液,应用纳米增效洗油剂,在福山油田致密砂岩开展了4口井次试验。研究结果表明：非常规体积压裂技术可有效降低砂堵风险,提高福山油田致密砂岩储层的改造效果。变排量、人工隔层控缝高、暂堵转向压裂等储层改造工艺的实施,有效控制了缝高,提高了储层的压开程度。纳米增效洗油剂的应用,最大限度地降低了液体对地层和裂缝的伤害,发挥了纳米液滴渗吸洗油作用,增加了油气井的稳产期。     

低渗致密砂岩气田储层损害评价及保护措施

储层孔隙类型、孔隙结构、粘土矿物类型和含量等是造成气层受伤害的潜在因素 ,而外来固相、滤液以及生产或作业压差、生产时间等工程因素也可造成或加重对气层的伤害程度 ,因此 ,低渗致密气田 (藏 )的开发效果在很大程度上依赖于开发技术水平的提高。应用岩心评价实验、时间推移测井、生产测井以及试井等方法 ,评价了河南东濮凹陷白庙、文 2 3等气田低渗致密砂岩储层的敏感性及与外来液的配伍性 ,分析了导致或加重对气层造成伤害的工程因素。在气田开发的全过程中 ,有针对性地制定出对气层进行保护的配套措施 ,减少了对储层的伤害 ,充分发挥了气层的潜力 ,提高了气田的开发效果 ,也为同类气田提供了借鉴。     

页岩油藏多段水平井压后关井阶段压力扩散数学模型研究

多段多簇水平井压裂技术作为页岩油藏的重要开发手段已经得到了广泛认同,压后关井能充分发挥渗吸的作用,提高单井压后产量,但目前压裂液渗吸作用区域一直是困扰油藏工程师的重要难题。本文以陇东页岩油藏多段压裂井为研究对象,基于物质平衡原理,利用渗流力学和岩石力学理论,建立了压裂施工过程中和压后关井过程中流体压力扩散数学模型,研究了压力扩散和压裂液波及体积随时间的变化关系。结果表明：压裂液波及体积随关井时间的增加逐渐增加,但增加的幅度会逐渐降低。储层渗透率越小,孔隙度越大,压裂施工时间越长,关井阶段井底压力越高,地层能量越高。该结果可为页岩油藏最佳关井时间的确定提供理论支持。     

鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气田储集层特征与成因*

鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩储集层普遍以低孔低渗为主要特征,但在低孔低渗的背景上发育相对优质储集层。应用偏光显微镜、恒速压汞等技术手段,从碎屑岩的粒度、碎屑组分、孔隙结构等分析入手,对比神木气田、榆林气田和苏里格气田3个大气田的储集层特点,并对致密砂岩中相对优质储集层的成因进行了分析。研究认为：高石英类矿物含量、适量的可溶性组分(包括长石、火山岩岩屑及凝灰质等）及残余少量粒间孔形成的酸性流体的渗流通道是形成相对优质储集层的必要条件;而较高含量的千枚岩屑、泥板岩等软组分,在上覆地层压力作用下被压实变形、充填孔隙,造成残余粒间孔全部丧失和酸性流体渗流通道的缺乏,因而形成低孔低渗的致密砂岩储集层。     

浅析靖安油田长6储层压裂改造难点及对策

靖安油田属于典型的“低压、低孔、低渗”砂岩油藏,压裂改造难度大。通过对靖安油田的长6储层特征进行描述,分析了压裂改造难点,以及一系列有针对性的技术措施,并对效果进行了评价,说明“低压、低孔、低渗”油藏只要采取的加砂压裂工艺及其配套技术得当,仍然可以取得较好的压裂效果。     

Experimental and theoretical study on the effect of unsteady flow on the fracturing pressure in hydraulic fracturing test

Reasonable determination of formation fracturing pressure concerns the stable operation of underground fluid injection projects. In this work, we studied the effect of unsteady flow on fracturing pressure. Hydraulic fracturing tests on low permeable sandstone were conducted with the injection rate between 0.1 and 2.0 ml/min. Then, the fracturing pressure prediction models for hollow cylinder under both unsteady flow and steady flow conditions were deduced. Finally, the effect of unsteady flow on the fracturing pressure was studied based on the experimental result and several influence factors. It was shown that fracturing pressure increased with the elevated pressurization rate in the tests, while the slope of the variation curve decreases. The model considering unsteady flow can reflect the variation tendency of fracturing pressures in experiments, while fracturing pressures from the model considering steady flow are invariant with different pressurization rates. Fracturing pressure decreases with the elevated rock permeability and increases with the elevated fluid viscosity, and these two effects are actually generated by the unsteady flow. Whether to consider the unsteady flow has no significant influence on the effect of rock tensile strength on fracturing pressure when the tensile strength is very low. However, when the tensile strength is high, the effect of unsteady flow cannot be neglected.     

滇东威信地区龙潭组致密砂岩矿物组成特征及其油气地质意义

致密气是发育于低孔、特低渗透砂岩中的一种非常规资源,具有丰富的潜在油气储量,但由于其致密低渗透性,压裂改造是致密气高效开发的必须手段,而砂岩储集特征及物质组成对初步评价致密砂岩储层的资源潜力和生产能力有重要意义.运用X射线衍射、显微镜及扫描电镜等技术手段,对滇东威信地区二叠系龙潭组10个致密砂岩露头样品进行定性和定量分...     

Fracture closure modes during flowback from hydraulic fractures

Flowback analysis recently has been considered as a potential tool for assessing induced fractures through corresponding pressure analyses and rate transient analysis. In this paper, we study fracture closure mechanisms during the flowback of fracturing fluid after hydraulic fracturing treatments. Although it is known that flowback can be significantly affected by the geometry of the fractures and closure stress, there has not been any effort to understand the problem from the geomechanical point of view; rather, available studies assume that a fracture closes uniformly with constant fracture compressibility. The coupled geomechanics and fluid flow model presented in this paper help to elucidate how geostresses may affect fracturing fluid recovery under different conditions. We perform a scaling analysis to formulate the occurrence of different fracture closure modes and then use numerical analyses to verify our scaling parameters. The factors governing the flowback process include the mechanical and petrophysical properties of the rock as well as preexisting discontinuities such as natural fractures. Three different closure modes for fracture networks are described and numerically verified. The occurrence of each mode can dramatically affect fracturing fluid recovery. The role of fluid leakoff into the formation, fractures conductivity, and drawdown strategy are examined for each fracture closure scenario.     

基于CT扫描的致密砂岩渗流特征及应力敏感性研究

认识低渗透储层的渗流特征对油气开采和储层改造具有重要意义。为此,研究利用微CT扫描技术对致密砂岩岩样进行扫描,据此建立了能够精细刻画岩样的微观模型,运用COMSOL模拟了流体在岩石孔隙中的渗流特征,研究了致密砂岩的渗流特征及应力敏感性。研究结果表明:流体入口和出口间压差固定时,岩石的渗透率保持不变,与入口出口压力的具体数值无关;不同方向的岩石模型计算渗透率处在同一数量级但有微小差异;在侧向压力作用下,渗流路径变窄,通过渗流路径的整体速度下降,渗透率下降,但在孔隙相对较大的地方,由于路径变窄,流体速度较未加压力前略有上升。      

流体饱和致密砂岩的实验测量与岩石物理建模应用

与孔隙几何相对简单的高孔隙度、高渗透率砂岩不同,致密砂岩的岩石骨架和孔隙结构通常表现出不同尺度上的非均质性。为了研究这种非均质性和饱和流体对致密砂岩性质的影响,测量了具有9块不同孔隙度的致密砂岩在不同围压、干燥和水饱和条件下的超声波速度。利用速度随有效压力的变化曲线估计软孔隙的纵横比分布,进而利用喷射流模型进行流体替换效应解释。基于超声测试数据和局部流机制,建立了考虑软孔隙随纵横比分布的喷射流模型,实现了致密砂岩跨频段岩石物理建模,利用此模型分析了超声频段和地震频段内饱和致密砂岩的流体敏感性。基于超声频段测量的流体敏感度被高估,实际上地震频段的流体敏感度可能与超声分析结果存在较大差异,因此实现实验室低频直接测量对于准确的岩石物理建模和应用具有关键性的意义。