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。     

页岩气水平井产能预测数值模型综述

页岩气的规模开采已逐步实现高产和稳产,作为替代能源弥补油气能源短缺成为可能。页岩储层致密,微纳米孔发育,具有吸附解吸特征和扩散、滑脱效应。同时天然裂缝、层理等发育,水平井体积压裂后水力裂缝不规则扩展,具有多场耦合跨尺度流动效应。其产能预测困难且不确定性大,制约着页岩储层的高效开发和评价。考虑页岩气多尺度多重输运特征,综述了基于双重介质模型、多重介质模型以及复杂缝网模型的页岩气水平井产能预测数值模型的研究发展现状。认为双重介质和多重介质产能模型均弱化了页岩储层压后开采时复杂缝网系统提供的庞大的可渗流面积和通道,不能综合表征页岩气全尺度多重耦合运输特征。而基于复杂缝网的页岩气水平井产能预测数值模型提供了多尺度流动嵌入的缝网系统,解决流动系统性的同时又精确表征了各尺度流动。产能可靠预测需要获得符合储层地质特征、岩石力学行为、高压流体冲击流固耦合作用机理的复杂缝网形态表征。缝网表征是页岩气水平井产能预测的关键。     

页岩水平井体积压裂设计的一种新方法

页岩水平井常采用体积压裂技术获得产能,压裂形成的缝网体积、渗透率是影响压裂效果的关键因素。目前页岩体积压裂设计借用产能预测模型优化缝网参数,此模型较复杂,不便于现场应用。根据等效渗流原理,将页岩储层压裂后形成的缝网系统等效为一个高渗透带,建立了体积压裂缝网参数与施工规模关系模型,提出了体积压裂设计的3个步骤:体积压裂可行性研究、数值模拟优化缝网参数和施工参数优化。根据QY2页岩油水平井特征,进行了体积压裂设计和现场实施。结果表明:压裂形成的高渗透带对产能的贡献最大;高渗透带数量、体积和渗透率增加,压裂后的累积产量和采出程度逐渐增加,存在最优的高渗透带参数。现场应用表明这种设计方法方便实用,可以推广。     

考虑渗吸效应的致密油藏体积改造可行性分析

为探究致密储集层在毛管力、重力作用下的渗吸机理,考虑致密储集层特征(相渗、毛管力等),推导出了一维两相逆向渗吸模型,利用Mattax和Kyte方法对时间无因次处理后,采用差分方法进行求解,给出了3种边界条件下方程的解,并对常规砂岩和致密岩心渗吸结果进行了对比。结果表明:(1)体积改造后形成复杂缝网,储集层渗吸作用可分为重力辅助渗吸、重力抑制渗吸和零重力渗吸;(2)尽管致密储集层孔喉半径小,毛管压力高,渗吸动力强,但由于其孔渗条件差,流体流动受限,综合来说其饱和度前缘慢于常规高渗储集层;(3)毛管力在常规砂岩和致密储集层的渗吸中均起主导作用,重力在高渗砂岩渗吸中表现明显,而在致密储集层渗吸中表现不明显;(4)对于致密储集层,通过水平井分段多簇、细分切割,甚至"体积改造"的压裂模式,增加润湿相与裂缝壁面的接触面积和接触体积,则可充分发挥渗吸作用,置换出更多的油气,提高原油产量。新疆油田玛18区块现场试验表明,致密储集层发挥渗吸作用可提高原油产量2~4t/d。     

页岩气藏体积压裂有效改造体积计算方法

页岩气藏矿场压裂实践表明,储层有效改造体积（effective stimulated reservoir volume,简称ESRV）是影响页岩气藏体积压裂水平井生产效果的关键因素,ESRV的准确计算对页岩气藏压裂方案评价与体积压裂水平井产量预测具有重要作用.基于页岩储层改造体积（stimulated reservoir volume,简称SRV）多尺度介质气体运移机制,建立了SRV区域正交离散裂缝耦合双重介质基质团块来表征单元体渗流模型（representation elementary volume,简称REV）,并结合北美页岩储层实例研究了次生裂缝间距、宽度等缝网参数对页岩气藏气体运移规律的影响.在此基础上根据SRV区域次生裂缝分布特征,采用分形质量维数定量表征裂缝间距分布规律,结合页岩气藏次生裂缝间距对基质团块内流体动用程度的影响规律,得到了页岩气藏体积压裂ESRV计算方法.结果表明SRV区域次生裂缝间距对基质团块内吸附及自由气影响较大,次生裂缝间距小于0.20 m时可以实现SRV区域基质团块内流体向各方向裂缝的"最短距离"渗流.选取北美典型页岩储层生产井体积压裂数据进行ESRV计算,页岩气藏目标井ESRV占体积压裂SRV的37.78%.因此ESRV受改造区域次裂缝分布规律及SRV有效裂缝间距界限的影响,是储层固有性质及人工压裂因素综合作用的结果.      

岩石脆性预测在吉木萨尔凹陷致密油勘探中的应用

岩石的脆性是非常规油气藏勘探开发中需考虑的关键岩石力学参数之一。岩石脆,压裂过程中易产生缝网,从而有效改造储层,达到提高单井产量的目的。基于岩石弹性参数的归一化杨氏模量和泊松比方法,是当前广泛采用的可用于地震预测的岩石脆性评价技术,但其结果受归一化参数取值的影响较大,适用性受到影响。利用杨氏模量和泊松比的商作为脆性评价指标,并用大量岩石力学实验刻度,大大提高了岩石脆性判别的可信度。利用地震叠前弹性参数反演,开展吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组致密油岩石脆性预测,指导水平井部署。为保证更好的储层改造效果,在水平井轨迹设计过程中不但考虑了储层物性,还充分考虑了岩石脆性。在优选的有利区钻探水平井,并实施了体积压裂,微地震监测结果显示压裂产生了缝状网,储层改造效果理想。该水平井试油获得了稳定高产工业油流。     

鄂尔多斯盆地陇东地区长7段页岩油储层自发渗吸特征及影响因素

自发渗吸存在于页岩油藏体积压裂和注水开发等多个关键阶段,是影响页岩油产能的重要因素之一,厘清渗吸特征及影响因素对提高页岩油采收率有重要意义. 对鄂尔多斯盆地长7段不同源储配置关系的页岩油储层岩心开展自发渗吸实验,结合核磁共振技术监测流体运移过程,分析储层物性及孔隙结构对页岩油储层自发渗吸的影响机制,明确源储配置关系对渗吸的控制作用. 长7段页岩油储层中储夹源型渗吸体积分数均值为33.84%,源储互层型为25.98%;储夹源型渗吸阶段斜率均值为0.359,源储互层型均值为0.302;渗吸过程中核磁共振横向弛豫时间小于10 ms的孔隙占比高;渗吸体积分数与润湿性、储层品质因子及孔喉比相关性较好. 长7段页岩油储层储夹源型配置关系渗吸能力优于源储互层型;储层渗吸能力主要由润湿性、储层品质因子及孔喉比控制.      

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。     

鄂尔多斯盆地致密油水平井体积压裂改造实践与认识——以定边油田致密油为例

定边油田致密油主要发育于半深湖-深湖相区,最典型是延长组长7油层,烃源岩条件优越。致密油分布范围广,同时砂岩储层致密、物性差、孔隙结构复杂、含油饱和度高、油藏压力系数低的特点。另外微裂缝较为发育。开发历程经历了三个阶段：致密油开发试验阶段、致密油开发推广阶段、致密油开发综合治理阶段。本文总结分析了致密油勘探开发过程,且从工程参数特征等因素进行差异性分析,找出影响致密油开发效果的主控因素,在此基础上不断的技术攻关,深化完善工艺参数,配套形成了致密油储层改造技术系列,并实现规模化应用。因此,根据目前的储层特征和开采现状,积极的转换开发方式,注水吞吐、体积压裂、与井网结合的缝控体积压裂取得很好效果,是致密油提高采收率的经济有效手段,形成了致密油不同井况、不同井组的增产技术思路,这几种方式措施后的水平井均取得一定成效,对致密油藏水平井开发提供了指导性的意义。     

页岩储层压裂工艺技术在渝东地区应用

页岩气的工业化开发要求对致密储层进行体积压裂改造,水平井多级分段压裂技术是成功开发页岩气藏的关键技术之一。页岩储层在地应力与致裂压力联合作用下突破页岩基质,沟通天然裂隙等弱结构面,形成高导流能力缝网系统,页岩储层中赋存的游离气和吸附气得以释放,提高了页岩气井的初始产量和最终采收率。根据渝东地区页岩储层工程地质特征,结合渝页A-2HF井、渝页B-2HF井矿场压裂施工数据,探索适用于渝东地区的页岩储层压裂工艺技术,结果表明,采用前置盐酸处理储层保持近井带导流能力,能够保障后续大排量施工压力窗口;低砂比粉砂段塞多级降滤实现“控近扩远”,增加储层改造体积;压力异常层段胶液前置充分造缝,可为后续滑溜水携带支撑剂进入地层创造有利条件。     

裂缝性致密砂岩气藏水相毛管自吸调控

钻井、完井、增产改造工作液滤液、边底水或凝析水在井筒或裂缝面附近发生毛管自吸行为和滞留效应诱发水相圈闭损害,妨碍气藏的及时发现、准确评价和经济开发.以我国四川、鄂尔多斯盆地典型致密砂岩气藏为例,基于致密气藏天然气产出机理,分析了致密气藏经济开发的水平井钻井完井、水力压裂、采气等作业环节中水相自吸过程及其对作业效果的影响.钻井完井过程中水相快速自吸进入基块,驱替出非润湿相油气,打破裂缝壁面力学—化学平衡,诱发井壁失稳;进入裂缝的工作液要快速返排,以免自吸侵入基块降低基块—裂缝传质效率;裂缝中水相高速流动,不易毛管自吸进入基块,造成边底水沿裂缝快速推进,造成水淹.矿场工程技术实践证明,裂缝致密气藏勘探开发全过程,选用合理水基工作流体体系,改善采气工艺措施,调控毛管自吸,进而达到防治水相圈闭损害的目的,是经济开发致密气藏的关键.     

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。     

裂缝性致密油藏直井体积改造产能评价模型

针对裂缝性致密油藏,基于拉普拉斯变换及Stehfest数值反演, 建立了一种可用于直井体积改造产能评价的半解析两区复合模型,模型内区包含有限条无限导流水力裂缝,外区是经典的Warren-Root双重介质系统. 并分析了导压系数比α、裂缝传导率比β、储容比ω、窜流系数λ以及改造半径r_eD等参数敏感性,绘制了产量递减图版。结果表明：从产量递减曲线,可以看出体积改造直井产能遵循“L”形递减规律;导压系数比越大,初期产量越高;裂缝传导率比对整个生产周期的产能都有影响,裂缝传导率比越大,单井产量越高,同时还会伴有明显的复合边界流特征;储容比和窜流系数分别影响双重介质基质-裂缝系统窜流发生的程度和时间;内区人工主裂缝条数越多或改造渗透率越大,复合边界流越明显,产能也越高,这说明改造程度与改造体积对产能的增加都很重要,应注意两者的合理优化。矿场实例验证了该模型在裂缝性封闭边界油藏直井多次压裂改造以及裂缝性致密油藏直井体积改造方面的适用性和实用性。     

致密油藏储层微观孔隙特征与可动用性评价

致密油储层主要包括致密灰岩和致密砂岩,两者微观特征差异明显.但目前针对致密灰岩和致密砂岩的对比研究相对较少,因此开展致密油藏不同岩性微观孔隙结构特征及可动用性研究具有十分重要的意义.利用低温氮吸附比表面、核磁共振、压汞等方法,从纳米级、亚微米级、微米级孔隙等不同尺度表征了致密灰岩和致密砂岩孔隙结构差异,分析了不同孔隙对渗透率的贡献和对流体赋存的影响,研究了启动压力梯度的差异和喉道对启动压力梯度的影响.以川中灰岩和长庆砂岩为例,结果表明渗透率大于0.01 mD储层具备开发潜力,致密灰岩中的亚微米和微米级孔隙是重要的储集和流动空间,致密砂岩中微米级孔隙是重要的储集和流动空间.基于微观实验分析和低渗透油藏评价方法,提出了致密油藏分级评价参数,并给出了分级评价界限,对确定致密油藏攻关目标和优选区块新建产能意义重大.      

致密储层油气成藏机理研究现状及其关键科学问题

致密油气是世界上近20年来勘探、开发和研究的热点。在大量文献资料调研的基础上,首先总结了前人对致密储层特征及成因、致密储层油气形成和分布特征以及致密储层油气运移和聚集机理等方面的研究现状;然后分析了目前国内外有关致密储层油气成藏研究的主要特点;最后提出微米—纳米级孔喉网络系统油气充注、运移和聚集机理是致密储层油气成藏机理的核心科学问题,具体体现为油气由烃源岩向致密储层的充注机理、致密储层微米—纳米级孔喉网络系统油气运移的渗流机理以及致密储层微米—纳米级孔喉网络系统油气的赋存和聚集(滞留)机理3个具体的关键科学问题,而这将是致密储层油气成藏机理下一步研究的重点。     

鄂尔多斯盆地新安边地区长7致密油特征及控制因素

鄂尔多斯盆地在新安边地区首次探明了致密油储量超亿吨级的新安边大油田。为了弄清致密油富集规律, 在前人对沉积相、烃源岩、储层特征及致密化原因研究的基础上, 利用铸体薄片、高压压汞、扫描电镜、岩芯物性、微米CT等分析手段, 通过对烃源岩特征、储集砂体规模及其连通性、储层物性和源储接触关系等因素的研究, 明确了新安边地区致密油的主要特征以及大面积展布的主要控制因素。延长组长7₂储集砂体发育, 储层渗透率差, 储集空间以微米级孔隙为主, 微米孔隙及纳米喉道构成了由多个独立连通孔喉体构成的复杂孔喉网络, 相对较好的孔喉连通性为石油在微观储集空间内流动提供了保障。原油性质好, 具有低密度、低黏度、低凝固点、不含硫、可流动性强的特点。致密储层紧邻优质烃源岩, 厚层烃源岩与较厚砂层共生形成了近源聚集的有利配置关系, 生烃增压为石油运聚提供了充足动力, 连片叠置发育的砂体和裂缝是油气运移的主要通道, 原油充注程度高, 多因素叠合形成了大面积展布的致密油区。     

鄂尔多斯盆地延长组致密油成藏控制因素

鄂尔多斯盆地延长组发育我国典型的低渗透和特低渗透油气资源,其油藏呈现出储层致密、储集砂体预测难度大、成藏机理复杂等特征.目前,根据勘探开发实践,长庆油田成功实现对渗透率大于0.3×10^-3μm²油藏的开发,目前正在开展渗透率为(0.1~0.3)×10^-3 μm²致密砂岩储层的技术攻关.笔者结合国外最新致密油气资源研究成果和鄂尔多斯盆地延长组低渗透油藏的特征,从延长组致密油分布、致密油流体特征、赋存状态、储集体和致密油形成的控制因素入手,对鄂尔多斯盆地延长组致密油形成与分布规律进行了探讨.确定了延长组致密油形成的控制因素:①长7优质烃源岩分布范围广,生烃强度大,为致密油形成提供了充足的油源供给和资源基础;②大面积广泛展布的复合叠加的碎屑岩储集体,为致密油藏形成提供了储集空间;③油页岩与致密砂岩互层共生,形成了近源成藏的有利配置关系;④成藏期生烃增压,致密储层石油充注程度高,为致密油形成提供了运移动力.     

致密砂岩储层裂缝研究进展

裂缝是影响致密砂岩储层高产及稳产的关键。在对国内外该类储层裂缝研究现状系统调研及近期成果全面分析的基础上,深入分析了裂缝的类型及形成机理。分别从地质、测井、地震及实验等方面详细论述了致密砂岩储层裂缝的识别方法;基于野外露头、岩心及薄片观察、构造曲率、常规及特殊测井等方法可以获得储层裂缝密度、张开度、产状、组系及方向等主要特征参数;地质分析、构造曲率估算、纵波各向异性分析、地震相干体及倾角非连续性裂缝检测、构造应力场模拟等是裂缝分布预测的有效技术方法。综合分析认为,目前对国内海相和海陆过渡相煤系地层中的致密砂岩储层裂缝研究相对较少;尚未形成一套针对各类型沉积相及构造演化背景条件下的致密砂岩储层裂缝识别的有效方法及标准参数体系;对致密储层裂缝差异充填机制及微裂缝定量识别与表征缺少系统研究;地震裂缝识别的精度不高。指出各类裂缝研究方法相互结合、裂缝识别标准与参数体系建立、微裂缝研究、裂缝发育程度与主控因素间定量关系分析、提高地震预测裂缝的分辨率、水力缝与天然裂缝及地应力之间的耦合关系研究为致密砂岩储层裂缝研究的未来发展趋势。     

俄罗斯尤罗勃钦油田储层评价与油气分布规律

利用俄罗斯测井系列的测井曲线,系统评价了尤罗勃钦油田的碳酸盐岩储层。在对岩心分析和岩性、电性、物性和含油性特征研究的基础上,充分分析了该油田储层测井响应,针对该区碳酸盐岩储层双重孔隙介质的特点,建立了识别储层类型、裂缝性质等测井评价参数。据此把储层分为基岩型、微裂缝型和大裂缝型3大类。裂缝型储层发育方向在平面上是北东-南西向和北西-南东向,分别与尤罗勃钦组、多尔戈克金组、库尤姆宾组中白云岩分布和古潜山构造高部位方向一致;纵向上裂缝和大裂缝储层发育段厚度一般在距剥蚀面以下0～100 m左右,与白云岩溶蚀带发育一致。裂缝和大裂缝型储层发育段控制了油气井分布,但裂缝型储层分布仍极不均匀。油气分布主要受储层岩性和其在古潜山的构造位置控制:尤罗勃钦组岩性较单一并处在古潜山构造高部位,油井产量高;多尔戈克金组发育泥岩、泥质白云岩和白云岩互层,虽构造部位较高,但有的井出油,有的井出水,产油量也不高;库尤姆宾组虽岩性单一但构造部位不佳,油气产量也较低。     

歧口凹陷歧北斜坡带沙二段致密砂岩储层流体识别与评价

为了解决歧口凹陷歧北斜坡带古近系沙二段致密砂岩储层流体识别效果差、精度低等问题,在储层“四性”关系分析,测井系列优选,测井曲线标准化,岩电和核磁共振实验的基础上,建立储层参数及流体饱和度测井解释模型,采用定性?半定量?定量的方法对储层流体进行识别与评价.沙二段致密砂岩储层“四性”关系复杂,测井解释模型相关系数高,在0.75~0.95;重叠图法可以定性区分高阻油层与水层,I_wa-Φ及I_a-I_wa交会图版可以有效区分油层、油水层及水层,公式法可以定量划分油层、油水层、水层,计算出三者的含水饱和度区间分别为35.5%~91.4%、60.5%~96.5%、77.2%~90.9%,束缚水饱和度区间分别为30.3%~89.9%、58.2%~90.1%、62.1%~64.4%.本次流体识别及评价精度比原方法提高了25%,为研究区油气勘探开发提供了可靠的技术支持.