深层低渗-致密气层孔喉参数核磁共振测井定量解释

深层低渗-致密气储层孔隙结构复杂,孔隙结构参数测井解释成为储层评价的技术瓶颈之一.本文以东海盆地深层花港组典型低渗-致密气层为例,利用薄片、毛管压力测试、核磁共振实验等方法,对孔隙结构参数及储层核磁响应进行分析,建立了不同孔隙结构类型储层的测井核磁饱和谱与自由流体谱定量转换关系及平均孔喉半径的核磁自由流体谱测井解释模型,实现基于核磁共振测井的储层孔喉半径定量解释.研究结果表明:1)研究区核磁测试离心力合适取值为2.07 MPa;2)核磁自由流体谱与孔喉分布有良好的对应关系,两者在大孔喉为线性关系,在小孔喉为幂函数关系;3)核磁自由流体谱与核磁饱和流体谱存在定量关系,且二者的关系与饱和谱T_2弛豫时间区间及储层孔隙结构类型有关.     

四川盆地侏罗系致密储层孔隙结构特征

运用常规岩芯分析法、核磁共振T2弛豫谱法和气水高速离心法,研究四川盆地致密油藏储层孔隙结构特征,得到一系列岩芯饱和水状态及束缚水状态下岩芯T2谱,分析致密油藏储层孔隙结构类型、孔隙度及可动流体饱和度等特征,确定了致密砂岩的渗透率系数C和T2截止值.研究结果表明,T2谱能定性反映岩芯的孔隙类型,致密石灰岩为孔隙型储层和孔隙-裂缝型储层;致密砂岩为孔隙型储层,且以小孔隙为主,中大孔隙为辅,仅少量岩芯发育有微裂缝,改善了储层渗透性;致密砂岩与石灰岩气测孔隙度均值分别为4.88%和1.93%,核磁孔隙度一般小于气测孔隙度与水测孔隙度;流体可动性随渗透率、喉道半径和致密岩芯类型等不同而异;致密砂岩和石灰岩的T2截止值、渗透率系数均小于常用值.     

储层流动孔喉下限研究

针对传统方法中储层流动孔喉下限值的确定是以经验为主,缺乏足够的理论和实验支持的问题,根据核磁共振与常规压汞实验的相关性,将核磁共振分布转化为孔喉分布图谱,在此基础上结合离心实验建立了确定储层流动孔喉下限的理论方法.通过对大庆油田某区块砂岩、砂砾岩油藏储层流动孔喉下限计算可知,储层流动孔喉下限与渗透率之间存在良好的线性正相关性,但与孔隙度相关性较差.并在毛管模型基础上利用泊谡叶方程计算了两类岩性流动孔喉下限半径的渗透率累积贡献率值,结果表明该渗透率累积贡献率值达到99.90%,从而实现了储层流动孔喉下限的快速确定,为油田的储层评价工作提供了新的参考.     

水驱砂岩油藏孔喉结构变化的三维网络模拟

以长期水驱实验为基础,建立了等效水驱砂岩储层孔喉结构变化的三维网络模拟模型,结合三维微粒运移机制和有限差分求解方法,得到了长期水驱砂岩油藏孔喉结构变化规律:(1)冲刷后喉道半径呈增加趋势,喉道半径变化范围变大,极小喉道半径呈微弱减小趋势;(2)孔隙网络模型中冲刷半径扩大的孔道分布形式与原始孔隙网络结构密切相关,并非所有的大孔道都串联起来贯穿岩芯孔隙网络的两个端面,但入口端和出口端部分大孔道相互连通,形成端面上的大孔道网络群.网络模拟注水结果结合采油井测试,可为注水剖面的调整提供更加可靠的依据.     

低渗火山岩气藏可动流体T2截止值实验研究

使用核磁共振岩样分析技术与离心实验,确定出吉林、大庆和新疆3个地区低渗火山岩气藏储层标定可动流体T2截止值的合适离心力为2.76MPa,该离心力同时也是储层可动用流体对应的下限离心力.对3个地区102块不同岩性火山岩岩芯核磁实验研究表明:低渗火山岩气藏储层可动流体T2截止值分布范围很宽,不同地区和不同岩性火山岩储层T2截止值差别很大,102块岩芯T2截止值平均值为49.31 ms,大于低渗砂岩但小于碳酸盐岩储层T2截止值;低渗火山岩T2截止值随岩芯渗透率的变化差异较大,与储层孔隙空间类型及孔喉连通性等因素密切相关.3个地区火山岩储层T2截止值从大到小依次为大庆、吉林和新疆火山岩,其中大庆流纹岩T2截止值平均值最大并且分布范围最宽,新疆玄武岩和安山岩最小.     

延安气田致密砂岩气水相对渗流特征研究

针对延安气田上古生界山2段主力产气层致密砂岩储层,通过核磁共振和非稳态气驱水实验研究,分析该储层T_2谱分布以及不同温压条件下的两相渗流特征。研究表明:致密砂岩储层孔喉结构复杂,T_2谱呈双峰分布形态,且以小孔—微孔—超微孔发育为主,较大孔隙与较小孔隙之间的连通性差导致砂岩样品束缚水饱和度高、有效孔隙度低;样品的渗流特征受样品中孔径分布与孔隙连通性的双重影响,当大孔径孔隙发育越普遍、孔隙度越大且孔隙间的连通性越好时,样品中水的驱替程度和渗流能力也越好;在储层条件下,流体性质及储集层孔隙结构的变化也使得气相渗透率有所升高。     

川西新场气田上沙溪庙组储层特征

通过对四川盆地西部新场气田侏罗系消溪庙气藏储层特征：包括岩性、孔隙性、渗透性、孔渗相关性、孔隙形态、毛管曲线参数特征、喉道类型及大小分布及成岩作用类型等方面多角度的分析、研究,对储层进行了孔隙结构分类,建立了评价标准,为勘探评价井部署提供了依据。其结论表明：储层孔隙以大孔和中孔为主,喉道以微喉为主,储层4种基本孔隙类型对 应Ⅳ类储集层,从I类储集岩到Ⅳ类储集岩,孔隙度由好变坏,毛细管压力由较粗歪度到细歪度,排驱压力和饱和度中值压力由小变大,孔喉半径依次变小,储渗性依次下降,直到变为非储集岩;储渗性主要受方解石含量、长石含量及微裂缝的影响。     

基于恒速压汞技术的致密砂砾岩储集空间刻画

利用恒速压汞技术分析松辽盆地徐家围子断陷沙河子组致密砂砾岩的储集空间特征,明确孔隙和喉道的大小、分布、连通性以及与储层物性的关系。结果表明,砂砾岩孔隙半径的分布100~200μm,形态呈单峰状,孔隙半径与孔隙度、渗透率均呈较弱的正相关关系,表明孔隙对物性具有一定控制作用,但不是很显著。喉道半径分布的离散程度较高,随着渗透率的增大,喉道半径的分布区间和峰值呈增大趋势,但不超过5μm。喉道半径与储层孔隙度的关系不显著,与储层渗透率明显呈现正相关关系,即喉道半径对砂砾岩储层的致密和渗流能力具有绝对控制作用。砂砾岩储层孔喉连通性差,孔喉比分布在20~600。有利储层的喉道半径多数大于0.5μm,孔喉比多数小于200。     

低渗致密砂岩储层充注模拟实验及含气性变化规律——以鄂尔多斯盆地苏里格气藏为例

低渗致密气藏复杂的储层特征和充注机理是导致其气藏压力与含气性与常规砂岩迥异的关键因素.选取苏里格气藏42块岩心,开展气藏充注模拟实验,实验中考虑温度影响,逐级增加充注动力,模拟储层低速缓慢充注过程.系统研究了储层物性、充注动力、充注温度3个关键因素对充注成藏的影响,分析了充注过程中气、水产出机理,提出了含气性与储层物性、充注动力为正相关的对数函数关系.研究结果表明:1)低渗致密储层存在充注门限压力,渗透率0.10mD和0.01mD的储层,充注门限压力达2.0 MPa和10.0 MPa.开始进气后,源储压力存在平衡过程,储层越致密,门限压力越高,平衡过程越慢,最终平衡压力越高.2)门限压力和平衡压力是储层含气性变化的拐点,将充注过程划分为3个不同阶段:临界进气阶段,快速增长阶段和平缓增长阶段.不同阶段含气性上升速度和幅度不同,孔隙出水部位不同.3)相同储层及充注动力时,提高充注温度,含气性可上升5%~10%.     

致密低渗气藏水锁影响因素研究

针对致密低渗气藏中严重影响勘探开发效果的水锁损害,分析了影响水锁效应的因素,利用致密低渗气藏天然岩芯,从储层平均孔喉半径及渗透率、生产压差、粘土矿物种类及含量、气水相渗曲线形态等方面,开展了系统的水锁实验研究,发现储层渗透率、粘土矿物种类及含量、气水相渗曲线形态是影响水锁效应的内在因素,生产压差是影响水锁效应的外在因素.认清了影响水锁效应的因素,为深化致密气藏水锁机理与渗流机理的认识和更加有效勘探开发致密低渗气藏具有指导意义.     

低渗气藏非达西渗流实验及影响因素分析

通过室内物理模拟气体驱替岩芯实验和对实验数据的分析,验证了气体在低渗气藏中的渗流存在滑脱现象,即克林肯贝尔效应,遵循非达西渗流规律;并对低渗气藏非达西渗流现象的影响因素做了定性分析,从而为准确确定非达西系数数学表达式奠定了基础.     

新场上沙溪庙致密碎屑岩气田整体压裂开发方案设计研究

为了解决川西致密碎屑岩气田存在的生产动态复杂,储量难动用,采速低,见产慢,稳产条件差,提高综合开采效益困难等问题和难点,通过研究和现场试验,认为采用整体压裂改造开发技术可以获得较好的产能和经济开发效果,建立了气,水三维二相三重介质低渗致密裂缝性气藏整体压裂模拟模型,模型中首次全面考虑了低渗致密气藏低速非达西型渗流和高速非达西型渗流的影响,结合地应力研究,对新场上沙溪庙致密碎屑岩气田整体压裂开发方案进行了设计研究;为低渗致密气藏患体压裂改造方案的编制提供了思路和工具。     

鄯勒油田最小混相压力实验研究

细管实验是目前世界上公认的实验测定最小混相压力MMP的准确方法.实验利用细管测定鄯勒西山窑组油藏伴生气与油藏原油的最小混相压力,为油藏注入压力的选择提供依据.实验表明,该油藏的最小混相压力是30.89MPa.鄯勒油藏目前地层压力和饱和压力分别为30.89MPa和15.21MPa,结合目前地面、地下实际情况,鄯勒油藏注伴生气驱替可以实现混相.     

新疆吉木萨尔凹陷致密油藏最小混相压力实验研究

最小混相压力是油田采取注CO2增产方式的重要参数之一，为了确定新疆吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油藏原油与CO2的最小混相压力，进行了室内细管实验和界面张力实验。结果表明，细管实验测得新疆致密油藏最小混相压力值为18.70 MPa，略大于界面张力实验测得最小混相压力值18.44 MPa，二者相差1.4%，均小于油藏压力43.00 MPa，因此在现有油藏条件下CO2与原油能实现混相；平衡压力越大，CO2溶于原油后界面张力降低越多，当系统平衡压力从0.73 MPa增大到28.46 MPa时，原油与CO2的界面张力值由22.62 mJ/m2降到1.83 mJ/m2；当平衡压力在0.73~13.33 MPa时，CO2在原油中的溶解占主导作用，当平衡压力在15.84~28.46 MPa时，CO2对原油中轻质组分的萃取占主导作用，且原油与CO2相互作用机制由CO2溶解度向CO2萃取轻质组分转变时的压力为13.67 MPa。通过实验研究，加深了对目标油藏最小混相压力及原油与CO2微观相互作用机理的认识，为目标油藏注CO2增产开发方案的制定提供理论支持。     

大牛地气田储层裂缝测井评价及其对产能的影响

为了评价大牛地气田低孔低渗低压致密储层裂缝发育情况,认识裂缝对天然气产能的控制作用,本文利用地层倾角、全波列、偶极声波、声电成像等测井资料来识别储层上的裂缝发育情况,总结裂缝发育储层的测井响应特征,最后,通过统计裂缝发育情况对产能的影响发现：有裂缝发育较好的储层往往天然气产量较高。初步确定裂缝是储层高产的主要原因,为指导大牛地气田勘探方向和储层评价方法提供了重要帮助。     

封闭油藏注气增能降粘提高采收率研究

封闭油藏主要靠油藏自身的弹性能开采,能量衰竭很快。向地层注入CO2或烟道气,可以增加封闭油藏的压力,补充地层弹性能。利用高温高压PVT设备,把注入烟道气或者CO2和稠油充分混合,测得1MPa到7MPa条件下的烟道气或者CO2稠油的粘度和体积系数。并用岩心实验模拟注入烟道气或者CO2的稠油压力衰竭开采过程。实验表明,CO2和烟道气在原油中有很好的降粘能力,40℃、7MPa条件下分别饱和CO2和烟道气,饱和CO2原油的粘度降低幅度超过95%,体积膨胀15%;饱和烟道气的原油粘度降低38.1%,体积膨胀4.9%。压力衰竭实验表明,注入段塞的大小0.4PV为宜;三轮次注气增能降粘CO2能采出57.84%的原油;烟道气能采出43.99%原油;水驱后注气增能分别能提高采收率17.31%、13.29%。     

呼图壁低压水敏储层保护钻井液技术

枯竭气藏型地下储气库地层压力系数低,钻完井中储层保护难度大.针对呼图壁储气库水平井大压差钻完井中井筒工作液深度侵入储层造成严重储层损害的难题,通过储层岩石的矿物组分分析和膨胀性、润湿性、自吸钻井液滤液的渗透率损害率测定,分析了呼图壁储气库储层损害的主要方式,即强水敏地层的黏土水化膨胀和致密储层的液锁损害;提出了强化抑制...     

川西致密气藏水平井增产与稳产技术应用研究

川西致密储层垂向渗透率远小于水平渗透率,水平井自然产能与直井相比无明显优势,水平井需要采取增产改造措施.为此川西气田开展了包括笼统酸化、笼统压裂、分段压裂等水平井储层增产改造措施.同时为解决井简积液难题,开展了水平井泡沫排水、车载压缩机气举排水增产工艺探索     

储层应力敏感性对致密气藏压裂水平井试井分析的影响

针对致密气藏储层特征,采用解析解与数值解相结合的半解析法,建立了考虑储层应力敏感性和裂缝导流能力的致密砂岩气藏多段压裂水平井渗流数学模型,提出了一种考虑储层应力敏感效应的致密砂岩气藏压裂水平井试井分析方法.通过模型求解,对比分析了不同压裂规模的水平井试井解释压力动态曲线,并明确了储层应力敏感性对压降、压恢试井分析的影响.     

呼图壁气藏开发数值模拟

首先对呼图壁气藏的凝析气高压PVT实验数据进行拟合计算,确定了适合该气藏流体相态行为的流体组分特征参数;利用地质研究成果所确定的单井各层物性参数,结合构造形态和井位,建立了相应的三维地质模型;在完成了储量拟合以后,针对气藏生产历史数据进行历史拟合研究,取得了令人满意的拟合效果;为了研究呼图壁气藏未来的开发动态,从9个方面对该气藏的开发指标进行了数值模拟对比研究,所得的研究结论有利于指导该气藏实际开发生产.