珠江口盆地L油田礁灰岩孔洞缝型储层评价

利用岩心CT扫描和GVR成像测井资料,从微观和宏观两个方面,对珠江口盆地L油田礁灰岩储层孔洞缝分布特征进行了描述,基于储层储集空间和物性的差异性,将其划分为四类储层并分别进行评价。裂缝型储层孔隙度小于10%,渗透率(1~50)×10~(–3)μm~2,CT扫描图像中表现为裂缝网络,测井成像上以成组缝特征为主;孔洞–裂缝型储层孔隙度10%~25%,渗透率(10~100)×10~(–3)μm~2,CT扫描图像表现为以裂缝发育为主,成像测井上表现为孔洞局部发育;裂缝–孔洞型储层孔隙度15%~30%,渗透率(10~50)×10~(–3)μm~2,CT扫描图像表现为以孔洞为主,裂缝局部贯通孔洞分布,测井成像上以溶蚀缝为主;孔洞型储层孔隙度大于25%,渗透率(10~500)×10~(–3)μm~2,CT扫描图像表现为以发育孔洞为主,成像测井上孔洞成团块状或蜂窝状分布。     

数字岩心结合成像测井构建裂缝—孔洞型储层孔渗特征

针对碳酸盐岩气藏储层由于缝洞发育导致孔隙度、渗透率相关性差的问题,基于四川盆地安岳气田高石梯—磨溪区块裂缝—孔洞型储层岩心的CT扫描图像和储层段的成像测井资料,通过重构岩心内部的三维结构,提取岩心中缝洞结构参数,划分缝洞模式,开展数字岩心流动模拟和渗透率计算,认识不同孔隙度区间渗透率的分布规律,描述裂缝—孔洞型储层的孔渗特征。研究结果表明:(1)碳酸盐岩岩心中毫米—厘米级小型溶洞是主要的储集空间,占孔隙体积的68%,开度介于0.1~0.6 mm的扁平状小裂缝在局部构成缝网,缝洞搭配形成优势渗流通道是提高岩心渗透率的关键;(2)结合成像测井资料,可将储层中缝洞发育模式划分为4种,在孔隙度大于3%的储层中,当面洞率大于10%或面缝率大于0.02%时,储层的渗透性能有显著提高。     

异常高压碳酸盐岩油藏应力敏感实验评价——以滨里海盆地肯基亚克裂缝-孔隙型低渗透碳酸盐岩油藏为例

根据滨里海盆地肯基亚克盐下异常高压碳酸盐岩油藏储集层特征,制备人造岩心,研究基质岩心、不充填裂缝性岩心、半充填裂缝性岩心以及全充填裂缝性岩心的应力敏感特征.实验采取气测法,实验中首先逐级增加人造岩心样品围压,然后逐级降压,稳定后测定每个压力点的孔隙度和渗透率,以分析岩心的应力敏感性.结果表明,4种岩心应力敏感性由强到弱依次为:不充填裂缝性岩心、半充填裂缝性岩心、全充填裂缝性岩心、基质岩心.随着岩心裂缝充填程度降低,岩心渗透率的应力敏感性增强,渗透率恢复程度降低;随着压力的恢复,基质岩心和全充填裂缝性岩心孔隙度和渗透率恢复程度较高,岩心表现为弹塑性特征,而半充填和不充填裂缝性岩心孔隙度和渗透率恢复程度较低,表现为塑性特征;随围压的增加,孔隙度、渗透率变化呈现较好的指数变化规律.图9表6参20     

应用图象分析技术改进渗透率预测

了解流体在油气储集层中流动的关键是获得岩心，并测量岩心孔隙度和渗透率。因此，在不能取心的地区，可采用预先建立的局部渗透率－孔隙度关系根据电缆测井曲线计算的孔隙度预测渗透主率。本文研究了一个单一储层的弱相关（就预测而言）的渗透率－孔隙度关系，使用图象分析技术，对反向射散射电子显微镜扫描图象进行分析以认识和更好地约束这种孔渗关系，就预测而言，在渗透率－孔隙度关系图中如果使用图像孔隙度代替岩心孔隙度，可以得到更紧密的统计相关关系。通过考虑孔隙度大小分布，我们进行了进一步的研究，以确定引起这种关系增强的原因，结论是，图像孔隙率在测量时不包括微孔隙度，且微孔隙度对流体流动没有贡献。而在岩心分析中，岩心孔隙度测量包括了微孔隙度。     

裂缝参数对储层渗透率和孔隙度影响实验

中国致密油藏和特低渗透气藏的油气产量近年增加很快,多裂缝或缝网等大型压裂成为开采此类油气藏的重要手段。为了深入了解裂缝对油气渗流的影响,优化裂缝长度和开度等参数,以油藏工程理论为指导,以物理模拟为技术手段,开展了裂缝对致密油藏和特低渗透气藏储层渗透率和孔隙度影响实验研究。结果表明:随裂缝贯穿程度和开度增加,岩心孔隙度增大,但增幅较小;与孔隙度相比较,裂缝可明显提高岩心渗透性;当裂缝贯穿程度超过60%时,渗透率开始明显增大,当贯穿程度达到100%时,裂缝岩心渗透率要比基质岩心渗透率高10~1 000倍。     

微层析成像图上的有效渗透率测量

通过沉积岩三维数字图像可以进行准确的微观渗透率数值测量.样本可能非常小,却可以预测出不适于实验室测试用的岩心材料特性(例如钻屑、井壁岩心、受损岩心塞).通过微层析成像图,用小于1mm3的Fontainebleau砂岩样本进行流体渗透率模拟,其结果与大范围孔隙度实验室测量结果非常吻合.     

CT扫描技术在低渗透砂岩岩心试验中的应用

CT扫描技术能够观测到岩心内部的结构变化情况,在碳酸盐岩岩心试验应用较多。以低渗透砂岩岩心为基础进行CT扫描分析,首先分析CT技术的基本原理,然后按照一定的方法和步骤对某区块气层岩心进行试验,最后按照CT扫描步骤进行扫描分析,并从3个方面对岩心进行分析:干岩心的CT数、岩心的孔隙度及分布特征、力学试验前后的CT扫描。由试验结果可以观察到,岩心越致密,其CT数值相对就越大;CT试验分析的岩心孔隙度值同测量值非常接近;岩心在受力条件下破裂,其裂纹呈现多样化特点。试验结果认为,CT扫描能够判断岩心的致密程度,并且能够确定岩心的孔隙度值,同时能够观察岩心破裂后的裂缝变化情况,便于低渗透岩心裂缝扩展的研究。     

运用交叉声波测井资料确定地层物理参数

交叉声波测井方法能对低渗透率含气地层的弹性模量、泊松比、孔隙度及规地震Q值进行观测。该地层就是在美国科罗拉多州雷弗尔附近多井实验场上能源部所阐述的地层。除Q外,其他测值均可和取自同一深度岩心的实验室测值进行对比,而所确定的原位Q值与砂岩的平均值接近。根据交叉测井资料。应用Domenico所创立的关于声速、孔隙度和有效压力间的经验公式,便能确定孔隙度。原位地层孔隙度明显大于岩心实验室测定值。产生误差的原因可能是(1)应用波义尔定律对低渗透率岩心进行测定时,造成岩心孔隙度值偏低。(2)Domenico关系式是在纯砂岩的前提下建立起来的,而试验场处为砂、页岩互层,可能产生测定误差。交叉测井测定的杨氏模量、泊松比与岩心测定值相差不大。两井间所观测的原位视Q值低于岩心测定值,且清楚地显示出河流沉积环境中的砂岩的各向异性。     

致密碳酸盐储层裂缝特性描述及模拟

科威特西部的Najmah/Sargelu储层是一个致密碳酸盐储层,其裂缝网络造成了目前孔隙度和渗透率现状。一种多学科的综合方法把地质学(井眼成像测井(BHI),岩心和电缆测井),地球物理学(地震相分析(SFA))和油藏工程数据(生产,生产测井(PLT)和试井)结合起来就可以确认裂缝的主要类型,预测它们在储层中的发生,同时确定不同裂缝类型的水力压裂特性。     

碳酸盐岩储集层微裂缝的识别与表征

采用基于孔隙几何形状与结构的岩石分类方法,利用碳酸盐岩储集层A和碳酸盐岩储集层B岩石样品的常规岩心、特殊岩心分析数据和薄片照片,对岩石样品进行分类,识别并表征碳酸盐岩储集层岩石样品中的微裂缝。碳酸盐岩储集层A的各类岩石中均发育微裂缝;而碳酸盐岩储集层B中,只有孔隙度为1%～11%、孔洞较少、硬度为中硬—硬的部分类型岩石样品中发育微裂缝。建立确定各类岩石截止孔隙度的方法,以区分发育导流型微裂缝与不发育导流型微裂缝的岩石样品,分析导流型微裂缝在提高渗透率方面的作用。基于渗透率和初始含水饱和度的关系,结合基于孔隙几何形状与结构的岩石分类方程,筛选出发育导流型微裂缝的特殊岩心分析数据建立渗透率预测方程,成功预测了含有导流型微裂缝的岩石样品的渗透率。     

通过观察岩心和数字模拟 利用电成像识别裂缝

电成像测井可用于评价地下地层的特征，变化和分布，其图像可以描述沉积特征，可为沉积模型输入资料，描述和量化裂缝产状和走向，判断和区别崩落和诱导裂缝，依据孔隙度和渗透率的变化（以岩心校正）指示地层的局部变化和非均质性。与此同时，实验室研究加深了对岩心的岩石物理特性变化的认识，尽管基于视觉观察的地层描述地层学的描述往往与石油物理参数不尽相同，但是这些变化通常与小级别沉积（沉积或成岩作用）和构造（总几何和应力关系）相关。我们已能在实验室进行沉积构造得到的成像，且把岩心由成像与孔隙度，渗透率以及颗粒大小和胶结速度联系起来，最近，我们已经采用井下电成像相似的原理来对岩心的裂缝进行电成像，其结果证明可以对饱含水的岩心裂缝的导电性进行成像，这些裂缝从测量平面到岩心外表面是电性相连的，对井下电成像仪的数字模拟结果表明，电性响应和裂缝的深度与开口度有关，实验室中的裂缝性岩心的原始实验结果与数字模拟结果吻合，开口度增大，流入裂缝的流体越多，然而，电极的尺寸有限，意味着这种技术在理论上不能区分邻近电极的裂缝是一条还是成组的，单从静态电成像来确定裂缝是开口的还是闭合的是不可能的，然而，通过对沉积岩的研究，我们证实了将不同电阻率的示踪流体通过饱和流体，能够分辨体通过岩心的路径，把这种技术应用到裂缝性岩心的研究中，可探测开口和闭合裂缝，识别应力对裂缝压缩性的影响。     

用ELAN和FMI综合评价裂缝性储层的渗透率

低孔裂缝性储层常规分析得到的渗透率通常很低。主要原因在于总孔隙度与渗透率之间忽略了裂缝孔隙度对渗透率的严重影响。现在，发展了一种新的评价方法，能为裂缝性储层提供更精确的渗透率值。这种方法利用FRACVIEW(斯仑贝谢处理FMI的一种裂缝分析程序)分析FMI(地层微电阻率成像)图像得到的结果计算渗透率。FRACVIEW分析得到的裂缝孔隙度在ELAN中被视为平板模型孔隙度。用GEOPST处理从ELAN模型中得到的结果来确定基质渗透率，然后，用FRACVIEW分析输出的裂缝宽度和校正后的裂缝密度计算裂缝渗透率，裂缝渗透率与基质渗透率之和就是地层的渗透率。这个结果显示在ELAN成果图上。如果不考虑裂缝渗透率，GEOPST渗透率就只反映基质渗透率，且其值要低得多。这种方法已成功地用于美国西部的裂缝性地层，并且能适用于大多数裂缝性地层。     

全直径岩心孔渗分析技术

全直径岩心分析是从储集层中取出整段岩心进行物性分析检测。由于特殊的非均质储集层在溶孔、裂缝发育段进行取样时,尤其是在大溶孔、网状缝或延伸大的裂缝处取小岩样时易于破碎,所取岩样往往不能准确反映某深度点整个井眼的孔隙发育情况;而且,对孔隙欠发育且连通性较差的严重非均质地层,小岩样往往仅反映微小的局部地层,不能反映所对应深度的真实情况。为此,开展了全直径岩心分析技术的研究,详细介绍孔隙度、渗透率监测分析原理以及测量实验的操作步骤,进行了全直径岩心孔隙度、垂向和侧向渗透率、克氏渗透率的实验。经实例效果检验结果表明,通过全直径岩心分析获得的孔隙度、渗透率数据更合理准确,可提高缝洞、溶洞型非均质储集层物性参数的精度,从而为非均质储集层的油气层开发提供更为可靠的依据。     

裂缝性油气藏采收率：100个裂缝性油气田实例的经验总结

通过对世界上100个裂缝性油气藏的综合评价，研究储集层及流体本身的性质(包括孔隙度、渗透率、黏度、可动油比例、含水饱和度、润湿性及裂缝分布特征等)和驱动机制及油藏管理战略(优化日产量和采用不同类型的提高采收率技术)对其最终采收率的影响。将裂缝性油气藏分为4类：I类的基质几乎没有孔隙度和渗透率，裂缝是储存空间和流体流动的通道；Ⅱ类的基质有较低的孔隙度和渗透率，基质提供储存空间，裂缝提供流动通道；Ⅲ类(微孔隙)的基质具有高孔隙度和低渗透率，基质提供储存空间，裂缝提供流动通道；Ⅳ类(大孔隙)的基质具有高的孔隙度和渗透率，基质提供储存空间和流动通道，裂缝仅增加渗透率。对26个Ⅱ类油气藏和20个Ⅲ类油气藏的开采历史的研究表明：Ⅱ类油气藏的采收率受水驱强度和最优日产量控制，日产量过高会很容易破坏Ⅱ类油气藏，一些Ⅱ类油气藏如果管理得当，采收率可以很高，不需要二次或三次采油；Ⅲ类油气藏的采收率主要受岩石和流体本身性质的影响，特别是基质渗透率、流体重度、润湿性以及裂缝强度等，不进行二次或三次采油不可能完全开采，往往需要采用一些提高采收率的专门技术。以往将Ⅱ类和Ⅲ类裂缝性油气藏归为一类，认识它们的区别将有助于选择更好的开发策略。     

致密气藏应力敏感性实验

致密气藏由于其特殊的构造特征,其应力敏感特征会与常规气藏有所差别。为了更好地模拟地层真实情况,研究致密气藏的应力敏感性,利用定外压变内压的方法进行了含束缚水的致密气藏岩心的室内应力敏感性评价。结果表明,致密气藏不存在强应力敏感性。随着孔隙流体压力的降低,致密气藏岩心的渗透率和孔隙度均不断下降。随着渗透率的降低,渗透率敏感性逐渐减弱;随着孔隙度的降低,致密气藏岩心孔隙度敏感性逐渐减弱。且对于致密气藏岩心来说,其孔隙度敏感性总体较弱,基本可以忽略,其渗透率敏感性程度要强于其孔隙度敏感性。     

裂缝性致密砂岩气藏入井流体伤害规律

塔里木克深区块裂缝性致密砂岩储层具有埋藏深,孔隙度、渗透率低,裂缝发育,非均质性强等特征,不经过压裂增产措施难以达到工业开采价值。钻完井以及增产改造过程储层与工作液及其所携带的固体颗粒相接触,容易引起储层渗透率降低,从而导致产能降低。以人工劈缝的储层岩心为评价岩心,使用储层成像测井资料确定岩心裂缝宽度,对裂缝性致密砂岩储层钻井液/压裂液损害进行了评价。实验结果表明,在围压低于4.5 MPa的情况下,模拟裂缝岩心渗透率保持不变,模拟裂缝岩心渗透率与缝宽呈三次方关系;随着裂缝宽度的增加,压裂液伤害程度逐渐减小,但是钻井液伤害程度先增大后减小,存在一个伤害峰值;此外,一步酸可以显著提高裂缝渗透率,解除钻井液/压裂液伤害。该研究对低伤害新型工作液的研发以及储层保护措施的优化具有一定的指导意义。      

测井分析基础——第十一部分:确定渗透率

应用油藏模拟预测油/气/水产量除需要其它一些资料外,还需要知道储层渗透率。标准的测井分析可确定孔隙度、含水饱和度和产层有效厚度(这些参数用于体积计算),然而却不能根据测井直接测定产能,储层渗透率通常由岩心资料和(或)压力瞬时测试分析确定。本文将着重论述把测井分析与岩心资料和压力测试分析结果综合之后,应用测井是如何确定渗透率的。     

特低渗透砂岩微裂缝分布研究方法探索

鄂尔多斯盆地延长组特低渗透砂岩成岩作用较强，孔径偏小、喉道偏细，是导致储集层物性变差的主要原因。研究认为，延长组储集层中存在的相对高渗透率区带与微裂缝关系密切。应用渗透率异常频率分析法，对储集层的微裂缝进行实例分析。渗透率异常频率分析法通过对一个地区(沉积体)储集层中大量岩心渗透率分析数据的统计，确定基质渗透率，岩心实测渗透率大于基质渗透率的即为渗透率异常，根据多井大量样品渗透率异常频率分析结果，研究其平面(或剖面)变化规律，结合区域应力场等相关资料，可以解释微裂缝的平面分布。对于研究低渗透、特低渗透砂岩储集层微裂缝分布规律，渗透率异常频率分析法是有意义的。图3表1参8     

裂缝-孔洞型凝析气藏不同开发方式的长岩心实验

柴达木盆地塔中Ⅰ号气田裂缝-孔洞型碳酸盐岩储层表现出“双孔双渗”特征,凝析油反蒸发机理不同于砂岩凝析气藏,国内外对如何提高裂缝-孔洞型凝析气藏采收率的研究还比较少。为此,首先取得无裂缝的碳酸盐岩岩心进行孔隙度和渗透率测试（平均孔隙度6.5%,平均渗透率1 mD）,然后进行造缝（裂缝渗透率5~10 mD）,并将岩心组合成长岩心（105.8 cm）,最后采用塔中Ⅰ号气田凝析气（凝析油含量533 g/m³）进行了注气、吞吐和脉冲注气实验,优选出提高凝析油采收率的开发方式。实验结果表明：露点压力以上注气凝析油采收率最高,其次是最大凝析油饱和度下注气或脉冲注气;与低渗透砂岩凝析气藏不一样,注气吞吐提高凝析油采收率效果最差。该实验对裂缝-孔洞型储层高含凝析油型的凝析气藏的合理开发提供了技术支撑。     

利用计算机层析（CT）确定岩心的基本物理参数

计算机层析 (CT)是对物体内部横断面进行成像的一种无损检测技术 ,在石油工业中已发展成为一门特殊的定量测试技术。利用CT确定岩心的基本物理参数 (体积密度、孔隙度、饱和度 )具有常规方法无法相比的优越性。用CT确定密度的方法有单能扫描法、双能扫描法、线性插值法 ;确定孔隙度的方法有单次扫描法、两次扫描法、测井解释法、图像分析法 ;确定饱和度的方法有单能两次扫描确定含水率、双能扫描确定含水率、单能扫描确定两相流体饱和度、单能扫描确定三相流体饱和度、双能扫描确定三相流体饱和度、图像分析法确定流体饱和度。利用ACTIS高分辨率工业CT对岩心进行了扫描 ,试验表明利用CT计算的结果与常规方法的测定值符合较好。CT法测得的平均密度与煤油法测定值相比 ,平均绝对误差不到 1 .2 %。饱和煤油法与氦孔隙计法测量孔隙度之间的平均误差为8.5% ,CT两次扫描法与饱和煤油法之间的误差为7.8% ,说明利用CT测量岩心的孔隙度是成功的。利用ACTIS工业CT对油水非稳态相对渗透率驱替试验进行扫描 ,计算驱替过程中饱和度的变化与重量法的计算值一致。图 5表 1参 7(李玉彬摘 )