致密储层物性下限确定新方法及其应用

文中应用储层孔隙度、渗透率、储层产能、压汞测试和致密储层临界孔喉半径等分析资料,提出了2种求取致密储层物性下限的新方法:一是利用储层物性与产能相结合的经验统计法,分别对工业油层和低产油层储层物性按累计概率丢失10%进行统计分析,确定工业油层的物性下限为孔隙度ф=7.20%、渗透率K=0.050×10-3μm2,低产油层的物性下限为ф=4.50%,K=0.030×10-3μm2;二是利用致密砂岩临界孔喉半径与压汞资料相结合的函数拟合法,所确定储层物性下限为ф=4.48%,K=0.023×10-3μm2。考虑到经验统计法得到的低产油层储层物性下限值与函数拟合法得到的值近乎一致,故取该下限值作为研究区致密储层的物性下限。研究区储层孔喉分布特征亦表明,物性低于该下限值的储层,其孔喉整体小于致密储层临界孔喉,为无效储层。     

基于物性上、下限计算的致密砂岩储层分级评价——以苏北盆地高邮凹陷阜宁组一段致密砂岩为例

致密储层分级评价是致密油资源评价的核心内容之一,通过确定致密油储层的不同物性界限能准确有效的建立致密储层分级评价标准,为致密储层分级提供理论依据。以高邮凹陷阜宁组一段致密砂岩储层为例,运用含油产状法、核磁共振法确定了致密储层的含油物性下限,运用核磁共振法、最小流动孔喉半径法、试油法等确定了致密储层的可动物性下限,运用力平衡法确定了致密储层的物性上限;结合致密储层的渗流特征并辅以孔隙结构分类验证,建立了致密砂岩储层的分级评价标准,将高邮凹陷阜宁组一段致密砂岩储层划分为无效致密储层、致密含油储层、可动致密储层及易动致密储层4个级别,渗透率界限分别对应0.07×10^-3,0.12×10^-3,0.50×10^-3和1.13×10^-3μm²。致密储层的分级结果与储层试油试采结果相一致,印证了利用致密储层物性界限进行致密储层分级评价的准确性和适用性。     

鄂尔多斯盆地延长气田Y113—Y133天然气井区盒8段致密储层物性下限

阐明鄂尔多斯盆地延长气田盒8段致密储层物性下限及分布,可为延长气田致密砂岩气勘探开发提供理论依据。综合应用岩心、测井以及试气等资料,对鄂尔多斯盆地延长气田Y113—Y133天然气井区盒8段致密储层物性下限进行研究。结果表明：研究区盒8段主要为岩屑砂岩,填隙物主要为水云母和硅质,孔隙类型有原生孔隙和次生孔隙,后者居多;综合利用经验统计法、压汞法以及试气法进行研究,并通过建立物性模型、最大孔喉半径与物性拟合以及生产动态资料检验,最终认为盒8段致密储层孔隙度下限为5%,渗透率下限为0.06×10^-3μm²,对应的排驱压力为1.7 MPa,中值压力为20 MPa,最大孔喉半径为300 nm;在此基础上将有效储层分为3类：Ⅰ类储层物性、含气性等最好,是最有利储层,位于河道中心位置;Ⅱ类储层较好,分布于河道较中心位置;Ⅲ类储层最差,位于河道边缘位置。     

川东北超致密砂岩气田储层物性下限确定方法

储层物性下限一般为孔隙度下限,它直接关系到油田勘探、开发抉择。用生产法统计试气层段112个样品孔隙度都在2.5%以上,裂缝发育能进一步降低储层物性下限,同时也说明压裂等储层改造措施能有效地改造储层、提高产量。经验统计法以孔隙分布频率累计概率为20%所对应的孔隙度为储层物性下限值。最小流动半径法则利用毛管压力曲线反映储层微观孔隙结构,分析岩石微观孔喉结构,确定油气的最小流动孔喉半径;用统计分析方法建立孔喉半径与常规物性分析孔隙度和渗透率的关系,进一步求出储层的物性下限。以3种储层物性下限确定方法计算川东北致密砂岩储层的孔隙度下限为2.5%。     

莫索湾地区三工河组一段储层特征及有效物性下限

物性下限是识别致密储层、确定油层厚度的关键参数.莫索湾地区侏罗系三工河组一段致密储层物性下限一直悬而未定,严重影响了该区致密油的勘探和开发.在非常规油气理论指导下,文中基于测录井资料,观察并统计大量岩石薄片数据,运用CT扫描等手段,对研究区致密储层特征进行了分析,并综合运用试油法、J函数法厘定了储层的有效物性下限.结果...     

鄂尔多斯盆地长7段致密油成藏物性下限研究

鄂尔多斯盆地延长组长7段致密砂岩储层在湖盆中心大面积分布,成藏期的储层物性下限是决定油气是否充注储层的重要参数。运用恒速压汞和纳米CT扫描技术分析了长7段湖盆中心渗透率小于0.3×10^-3 μm²、孔隙度小于12%的致密砂岩储层的物性及微观孔喉特征。结果表明,其平均孔隙半径为160μm,喉道半径不超过0.55μm,均值为0.33μm。在分析致密油成藏期储源压差、原油物理性质及盆地流体特征的基础上,结合致密储层油气驱替模拟实验及最小流动孔喉半径法,综合确定了研究区长7段致密油成藏期油气开始充注时的孔喉下限为14 nm,孔隙度下限为4.2%,渗透率下限为0.02×10^-3 μm²,要达到含油饱和度超过40%而实现致密油的大面积连续分布,孔喉半径下限应为0.12μm,孔隙度下限为7.3%,渗透率下限值为0.07×10^-3μm²。     

应用径向流产能模拟法确定超深层碳酸盐岩气藏储层物性下限——以高石梯-磨溪区块为例

传统产能模拟法在确定气藏储层物性下限时模拟的线性流与实际矿场单井生产时的径向流不符,且基于岩心出口端气体流速与矿场井筒气体流速相等的假设条件与物模需要的相似准则不符。通过改进线性流的实验方法即径向流模拟法,设计新的实验装置,模拟更符合气藏实际流线的平面径向流,将室内径向流实验得到的气体流量通过相似准则转换到实际矿场,可以更为真实地评价目的储层的渗流能力,并最终得到符合目的储层气藏产能特征的物性下限。结果表明：改进后的径向流产能模拟方法所获得的气井产能比改进前的线性流产能模拟方法提高约100倍;改进后的径向流产能模拟方法得到的物性下限更低,更符合高石梯-磨溪区块灯四段超深层碳酸盐岩气藏低孔、低渗但单井产能高的实际情况。研究成果能够更准确地评价超深层碳酸盐岩气藏储层的物性下限。     

深层碳酸盐岩气藏产气特征及储层物性下限

准确评价储层物性下限是深层碳酸盐岩气藏高效开发的关键环节,然而目前相关研究未能充分考虑压力变化和含水饱和度等因素的影响.为此,以四川盆地安岳气田龙王庙组深层碳酸盐岩气藏为目标,通过岩心实验研究了地层条件下孔隙结构和束缚水对气相流动的影响,建立了考虑启动压力梯度、应力敏感性以及压力变化等影响的相似转换模型,评价了无水和束...     

二连盆地阿南凹陷白垩系腾一下段致密油有效储层物性下限研究

二连盆地阿南凹陷白垩系腾格尔组一段下亚段是该凹陷致密油勘探的主要目的层系,发育沉凝灰岩和砂岩2类有利的致密储层。腾一下段致密储层孔隙度、渗透率变化范围较大,含油非均质性强,受物性条件控制明显。在物性、试油、压汞等分析资料基础上,运用含油产状法、经验统计法、分布函数曲线法、试油法和最小有效孔喉法等多种方法,综合厘定了腾一下段致密油储层物性下限：其中沉凝灰岩类有效储层孔隙度下限为4.0%,渗透率下限为0.008×10-3 μm2;砂岩有效储层孔隙度下限为5.0%,渗透率下限为0.05×10-3 μm2。有效储层下限的确定可为致密油"甜点"储层预测、资源潜力评价和勘探目标优选提供依据。     

吸附水膜厚度确定致密油储层物性下限新方法——以辽河油田大民屯凹陷为例

伴随着致密油开采工艺技术的提高,其储层的可采物性下限也正逐渐降低,开采极限越来越接近致密油的成藏物性下限。引用水膜厚度理论,采用实验分析和理论计算相结合的方法,确定了辽河油田大民屯凹陷致密油储层物性下限。研究表明：大民屯凹陷沙河街组四段致密储层以油页岩为主,在相同地质条件下颗粒表面吸附的一层水膜（由强结合水和弱结合水组成）与储层喉道同处纳米级别。当喉道半径小于水膜厚度,相应孔喉及其所控制的微小孔隙则被束缚水所饱和;当喉道半径大于水膜厚度,喉道才能成为致密油有效的充注通道。通过对水膜厚度的受力分析,根据力平衡关系,可建立不同地层压力下水膜厚度与喉道半径的关系,进而求取致密油充注的临界喉道半径。通过借鉴土壤学中水膜厚度与孔隙度、比表面积及束缚水饱和度关系,又可把临界喉道半径下限值转化为适用范围更广的孔隙度下限值。该方法不仅理论依据强,又有实验数据支撑,具有一定的推广性。     

川西难动用致密砂岩气藏储量可动用界限研究

确定气藏可动储量界限方法有气层试气求产法和产能模拟法。试气求产法对常规气层是有效的,准确性也较高。但对于致密特殊气层,要经过压裂改造才能求产的气井,该方法就很难求准。文章另辟新径,尝试用单井数值模拟方法来确定储量可动用物性下限,并综合实际生产、测井解释、渗流下限、物性分析等成果,获得了川西难动用致密砂岩气藏经济技术储量可动用物性下限。     

致密气藏束缚与可动水研究

致密气藏一般束缚水含量高，但不少气井仍可产出水，这种现象很难解释。采用离心毛细管压力法、气驱水动态法及核磁共振法在实验室内研究测定气藏束缚水饱和度，用测井方法确定气藏原始含水饱和度，根据原始含水饱和度与束缚水饱和度相差值大小来确定可动水饱和度大小。采用中原油田桥口、白庙致密气藏及鄂尔多斯大牛地气田具有代表性的岩心开展渗流实验测试后发现：随着气流速度的增大，岩心含水饱和度逐渐减小，甚至会低于用常规方法测试的束缚水饱和度，相应气相渗透率也逐渐增大，说明气层束缚水是相对气相渗流速度的一个物理量，即具有速度敏感性，再不是一个定值，这就解释了致密气藏束缚水高、原始含水饱和度比束缚水低而地层水有可能流动的原因。研究结果对其他致密气藏的开发也有直接的指导意义。     

气体钻井应用于致密砂岩气藏开发的思索

致密砂岩气藏是非常重要的非常规油气资源,其储层致密、孔喉细小、黏土改造作用强、强亲水且原始水饱和度低;采用钻井液钻开储层可能造成较为严重损害,且难以解除,严重影响气井产能。气体钻井是保护该类储气层的最有效技术,可以获得高的产能。我国在应用该技术开发致密砂岩气藏中取得较好的效果,但是部分井的效果差,甚至发生井下复杂情况。由于断层、透镜体和裂缝的作用使得气藏非均质性强,为充分发挥气体钻井的优势,应开展气藏精细描述,综合分析储层发育的主控因素,建立高渗富集区分布模式,优选井位和井身轨迹,这是气井高产稳产的物质基础。由于气体钻井与常规钻井有较大差异,需要做好气体钻井的工程可行性论证,气体钻井和完井一体化设计来实现有效保护气层且投产快;并根据其技术特点加强现场组织实施工作,以达到在安全顺利条件下获得高产气量。     

致密砂岩储层水力加砂支撑裂缝导流能力

裂缝的导流能力对于水力加砂压裂效果影响很大,分析裂缝导流能力影响因素、研究如何增加裂缝导流能力,对于提高压裂增产效果具有重要意义。针对长庆油田安83区块致密砂岩储层的特点,使用Meyer软件对裂缝的各项参数进行模拟预测,考察了支撑剂类型、粒径、铺砂浓度、嵌入以及压裂液残渣对砂岩储层裂缝导流能力的影响,并进行了增产效果预测。结果表明:陶粒的导流能力远大于石英砂和树脂砂;低闭合压力下,粒径越大,导流能力越高,随着闭合压力的增大,大粒径支撑剂导流能力下降幅度较大;不同粒径组合支撑剂的导流能力下降幅度相比较于单一粒径支撑剂要平缓得多;铺砂浓度越高,裂缝导流能力越高;当闭合压力为70 MPa时,支撑剂的嵌入可使导流能力下降30.1%;压裂液残渣可使不同粒径支撑剂的裂缝导流能力出现不同程度的下降;增产倍数与裂缝导流能力成正比,当陶粒筛选目数10/20、20/40和40/60组合且比例为1∶3∶1时,增产倍数最大。在低渗透储层压裂现场应用,增产效果较好。     

川西坳陷低渗致密砂岩气藏难采储量分类评价

川西地区难采储量蕴藏着较大的开发潜力,开展其储量评价对同类气藏的开发具有指导作用.川西地区难采储量多为低渗致密砂岩气藏,具有“低、小、散、差”的地质特点和“低、快、短、大”的开发特征.难采储量的主要影响因素有储层本身地质条件、工艺技术水平、经济环境以及企业管理模式、开发政策等客观条件,但随着开采工艺技术的完善和改进、经济政策的变化、管理模式的优化配置,部分难采储量可转化为可动用储量或经济储量,因此其又具有时间性和阶段性.本文针对川西地区难采储量的特殊性,从储层地质条件、储层改造、开采工艺水平、天然气开发政策、企业管理模式、气价以及开发成本等方面分类论述了难采储量开发的可行性和经济性,促进难采储量得到最大限度的开发.     

沙特B区块致密砂岩气层保护技术研究

沙特B区块SAHRA储层孔隙度、渗透率低,平均孔喉中值半径小于0.1 μm,属于典型的致密砂岩气层.认清储层损害机理,设计合理的保护储层的钻井液体系是致密砂岩气藏高效开发的前提.敏感性实验研究结果表明,该储层存在中等偏弱速敏、中等偏弱的水敏和盐敏、以及弱的酸敏和碱敏,水锁程度为中等.针对储层损害特征,选用抗温、低滤失的无黏土KCl钻井液体系,为减轻水锁伤害,在钻井液体系中加入SPAN-80.室内实验结果表明,钻井液污染岩心后气测返排渗透率恢复值可达到75%以上.现场应用储层保护效果良好,ATNB-2井SARHA储层表皮系数为-2.     

致密砂岩储层岩石定向实验技术研究

致密砂岩储层在钻探过程中获取的地下岩石一般都是非定向岩样,而通过这些非定向岩心研究储层水平主地应力方向是石油勘探开发重要的基础工作之一.致密储层地应力状态、地层岩石的力学性质决定着水力裂缝的起裂形态、延伸方向、高度和宽度,而水力裂缝的几何形态是影响压裂措施增产效果的主要因素之一.文章开展岩心定向综合实验测量方法研究,利用黏滞剩磁法、波速各向异性法,形成了一套致密砂岩非定向岩心室内实验综合测量及解释技术,通过水力压裂微地震地面监测,证实了室内岩心定向技术的可靠性.     

声波测井识别致密砂岩裂缝储层的应用

低孔低渗致密砂岩储层是一种较复杂的储层类型。致密砂岩储层由于其孔渗性差,其产油气能力主要取决于储层中裂缝发育的情况。裂缝不仅可以使孤立的孔洞得以连通。发育成有效的储集空间,大大提高基质渗透率,是油气的主要运移通道更是决定致密砂岩储层产能的关键因素。因此,裂缝发育规律研究已成为提高勘探开发效益所面临的首要问题。本文在了解砂岩裂缝的相关概念以及它的形成机理的基础上研究了声波测井在裂缝储层识别和评价的响应特征。     

致密砂岩气藏损害特征及评价技术

致密砂岩气藏具有孔喉细小、 裂缝发育、 超低初始含水饱和度等特点, 在勘探开发过程中易受到损害, 其中水锁和应力敏感是最致命的损害方式。利用毛细管力自吸 －离心法、 Ｄ Ｐ Ｔ指数法和自研实验装置评价了致密砂岩气藏在过平衡和欠平衡条件下的水锁损害程度; 利用毛细管流动孔隙结构仪、 Ｃ Ｔ扫描等手段评价了致密砂岩气藏的应力敏感性。结果表明, 致密砂岩气藏有很强的水锁损害潜力, 即使在欠平衡条件下水相自吸对气藏仍然有一定程度的损害, 过低的欠压值不能达到有效保护储层的目的。随着有效应力的增加, 致密砂岩储层基块孔径明显减小, 裂缝渗透率大幅度降低; 在应力加载初期裂缝闭合程度较大, 后期减缓。在水基欠平衡钻井过程中,水锁和应力敏感的叠加效应使储层损害程度大幅度地增加。储层原始地层条件的真实模拟以及将室内评价实验结果与现场工程设计紧密结合是下步研究工作的重点。     

两种类型致密砂岩气藏对比

致密砂岩气是非常规天然气的一种,是常规天然气资源最重要的后备资源之一。在总结前人研究的基础上,结合构造演化历史背景,动态的研究致密砂岩气藏烃源岩生排烃高峰期与储层致密演化史二者之间的关系,将致密砂岩气藏划分为两种类型:储层先期致密深盆气藏型(“先成型”深盆气藏)与储层后期致密气藏型(“后成型”致密气藏)。对2类致密气藏成藏特征、成藏条件及成藏机理进行了详细的对比分析,总结出两种气藏的成藏模式和分布规律。“先成型”深盆气藏的成藏模式主要为凹陷中心对称分布、前陆侧缘斜坡分布及构造斜坡分布3种;“后成型”致密气藏为“早常规聚集-晚期改造”的成藏模式并划分为3个阶段,不同的阶段具有不同的成藏特点和成藏特征。准确判识两种类型致密砂岩气藏对于指导天然气勘探和合理制定开发方案均具有重要意义。