吉木萨尔致密油储层脆性及可压裂性预测

致密油气储层具有非均质性强、物性差、单井产量低、开发难度大等特点,为了准确识别高脆性层段,建立地层可压裂性模型,总结、比较了现有脆性指数在致密油气储层脆性评价中的适用性,提出了适用于吉木萨尔地区的改进矿物组分法脆性指数,并在此基础上,分析了地层可压裂性与岩石脆性、断裂韧性、抗压强度的关系,提出了三者结合的可压裂性指数。研究表明：基于数据驱动的方法,认为白云石、长石和黄铁矿含量是影响吉木萨尔地区致密油储层岩石脆性的主要因素;致密油储层地层条件复杂,高脆性指数地层不一定具有良好的可压裂性,仅利用岩石脆性描述可压裂性还不够完善;新的可压裂性指数表明,具有较高岩石脆性指数、较低断裂韧性和抗压强度的地层为有利压裂层段。将新方法用于吉木萨尔J174井可压裂性预测,优选可压裂层段,对指导水力压裂施工具有重要意义。     

致密储层可压裂性测井评价方法研究

以×区致密砂岩储层为研究对象,利用蕴藏在测井资料中的储层完井品质信息,对影响致密储层可压裂性的脆性指数、层内水平最小主应力差异系数、层间应力差及裂缝发育特征进行系统分析,给出了适用于×区致密砂岩储层的可压裂性评价标准。基于该标准,开展了致密储层可压裂性评价研究。研究结果表明,致密储层的脆性指数、层内水平最小主应力差异系数对可压裂性影响较大,层内应力差异系数越小,且储层发育微裂缝和层理时,越容易形成复杂网状缝;储层与围岩层间的应力差小,且围岩厚度小,单层压裂时易于沟通相邻的含油层,否则,层间应力差大、泥岩隔夹层较厚时,难以沟通主力含油层相邻的其他含油层,需要采用多层合压方式获得高产。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组含油页岩岩石力学特性及可压裂性评价

页岩油储层具有油气丰度低、渗透能力差、单井无自然产能或自然产能低于工业油流下限、能量衰减快等特点，在水平井或多分支井的基础上实施高效的压裂改造是实现页岩油效益开采的关键。围绕吉木萨尔凹陷芦草沟组含油页岩储层的可压裂性评价，实验测试与理论分析相结合，研究认识了岩石的变形破坏特征、力学强度特性及其纵向分布特征；在芦草沟组页岩储层可压裂性影响因素分析的基础上，建立了可压裂性指数评价方法。结果表明：芦草沟组含油页岩的变形破坏呈现显著的脆性特征，且层理、微裂缝等结构面发育，具备压裂改造形成复杂缝网的内在地质力学条件；芦草沟组页岩储层间存在岩石力学强度、地应力相对较高的隔层，对该类型储集体的压裂过程中在兼顾裂缝网络复杂化的同时还应强化压裂缝对上下储层的沟通能力，实现压裂改造有效体积的最大化；综合脆性指数、水平应力差、层间应力差以及断裂韧性等指标，建立了可同时表征水平井体积压裂缝网形成难易与压裂缝穿越隔层沟通纵向储层能力的可压裂性评价方法；基于微地震压裂监测结果的验证分析表明所建立的可压裂性指数评价方法在以吉木萨尔凹陷油页岩为代表的薄互层状页岩地层中具有较好适用性。     

页岩气储层可压裂性评价技术

从页岩气储层岩石的脆性指数、断裂韧性、岩石力学特性3个方面,对中国页岩气储层可压裂性评价技术进行了研究。根据弹性模量与泊松比的分布范围,建立了适用于四川盆地下志留统龙马溪组页岩的脆性指数预测模型;总结了室内实验测定和利用测井数据计算页岩储层Ⅰ型、Ⅱ型断裂韧性的计算方法;初步建立了以弹性模量E、泊松比μ、单轴抗拉强度S_t三项岩石力学参数为自变量,可压裂指数F_rac为因变量的可压裂性评价方法;绘制了可压裂指数立体图版,据此评价页岩气储层压裂的难易程度,弹性模量值越高,泊松比和抗拉强度值越低,则F_rac值越高,反映储层越容易被压裂。根据地震测井和垂直地震剖面(VSP)等资料,结合室内实验校正,获取整个储层的岩石力学参数后,可以计算任意处的可压裂指数,建立储层可压裂性立体分布图。     

鄂尔多斯盆地致密储层井下控砂压裂技术

鄂尔多斯盆地储层致密且特征复杂,常规体积压裂难以形成复杂裂缝,单井产量低,为此引进了井下控砂压裂技术,并通过研发专用井下混砂工具、开展井下混砂工具全尺寸地面模拟试验、优化压裂工艺关键参数,形成了井下控砂压裂工艺,以实现实时控制井底砂浓度、形成缝内支撑剂架桥、提高裂缝复杂程度的目的。该技术在鄂尔多斯盆地30口井的压裂作业中进行了成功应用,最高砂浓度1 800 kg/m3（20/40目石英砂体积密度1.62 g/cm3、视密度2.64 g/cm3）,与应用混合水压裂的油井相比,平均产油量显著提高,且可节省1/3左右水功率和用液量,大幅降低了压裂成本。应用结果表明,采用井下控砂压裂技术可以达到提高致密储层缝内净压力、增加裂缝复杂程度的目的,能够实现致密油储层的有效改造,提高单井产量。      

基于数字岩心技术的页岩储层可压裂性定量评价

页岩的可压裂性评价对页岩储层压裂施工具有重要的指导意义。常规方法基于岩心刻度测井得到弹性参数、矿物含量等信息构建脆性指数,未考虑压裂前后储层的变化特征,在实际应用中效果较差。为克服常规的弹性参数和矿物含量等构建脆性指数无法动态监测压裂效果的缺陷,提出一种基于数字岩心的页岩可压裂性定量评价方法。根据压裂前后的CT扫描图像重构三维数字岩心,应用最小外接长方体技术实现裂缝的自动识别,提出原生裂缝发育指数F_1和力学特性指数F_2分别表征压裂前后储层裂缝的变化情况。在此基础上,采用单因素分析和神经网络方法建立基于测井资料的F_1和F_2模型,直观、定量评价昭通A井页岩储层可压裂性,取得较好的应用效果。     

致密油甜点的内涵、评价与优选——以酒泉盆地青西凹陷白垩系下沟组为例

致密油甜点是致密油勘探开发的核心领域。通过对酒泉盆地青西凹陷白垩系致密油储层的成藏富集规律研究,揭示了致密油甜点的内涵、评价与优选方法。研究结果表明：①致密油甜点是含油气盆地细粒沉积体系中整体低丰度含油背景下的相对高丰度含油区域（或层位）,致密油甜点可分为物性甜点、油藏甜点、工程甜点、产能甜点和经济甜点等5类,其中物性甜点和油藏甜点合称为地质甜点。②控制致密油甜点的主要地质因素包括岩性组合特征、源储品质、源储组合类型和裂缝发育程度。③致密油甜点的评价与优选方法为优质源岩R_o定边界、源储组合定区带、四优（优源、优相、优缝、优配）匹配定甜点、多层联合定井轨迹,该套致密油甜点评价与优选方法对油气田高效勘探开发具有指导意义。     

致密储层体积压裂作用范围及裂缝分布模式——基于压裂后实际取心资料

体积压裂在地层中的有效作用范围和压裂缝特征是非常规油气勘探、开发非常关注的问题。本文依据长庆油田在鄂尔多斯盆地致密油试验区完钻的取心井岩心资料、测井资料和分析化验资料，对经大规模体积压裂后储层中产生的人工压裂缝进行了识别和表征，进而分析了致密储层体积压裂改造区人工裂缝发育特征，探讨了体积压裂的有效作用范围、压裂缝的空间分布等关键问题。观察结果表明，X233致密油试验区长7段体积压裂后油层段块状砂岩中发育长度0.13 m近垂直的张性微裂缝，邻近长度1.49 m油层见大量层理缝顺层或斜交延伸，油气外渗显著，为压裂改造后形成的人工缝。综合分析认为，长7段致密油层体积压裂后，由有限数量的主缝、压裂影响形成的大量微裂缝及受压裂影响延伸或扩展的层理缝共同构成了改造后储层的裂缝特征；现阶段技术条件下，体积压裂改造区宏观裂缝网络扩展范围有限，微裂缝分布较广，油层剩余油饱和度依然很高，表明致密油藏体积压裂效果还有进一步优化的空间。     

煤层可压性评价方法研究及应用

通过对比基于岩石力学参数与基于弹性波径向变化这两种评价煤岩脆性的方法，分析这两种方法在煤层可压性评价中的应用效果，通过实例分析可看出，基于岩石力学参数计算的煤层脆性指数很低，反映煤岩可压性较差，忽略了微裂缝对煤层可压性的影响；径向速度剖面显示煤层段的径向速度降低最为明显，反映煤岩的可压性较强，这与煤层段的压裂效果也是相符的。所以，对于煤层，基于弹性波速径向变化评价脆性的方法能够更好地反映煤层可压性的强弱。     

三肇凹陷扶杨油层岩石力学参数特征

应用三维加压岩心实验室测方法和长源距声波测井资料解释方法研究了三肇地区扶杨油层动、静态岩石力学参数特征,建立了动、静态力学参数之间的相关关系,油田应用的主要是静态力学参数,但静态参数的测定费用较大,因此,在长源距声源测井资料解释处理获得动态参数以及后,运用所建立的岩石动、静态力学参数关系式,就求得三肇凹陷的岩石静态力学参数,介绍了三肇凹陷扶杨油层岩石力学参数在油田应力场模拟和水力压裂方面的应用。     

川中磨溪地区致密碳酸盐岩储层可压裂性预测

致密油气储层具有非均质性强、物性差、单井产量低、开发难度大等特点。为了准确识别高脆性层段、建立地层可压裂性模型,分析了可压裂性与岩石脆性、断裂韧性、抗压强度的关系,提出三者结合的可压裂性指数。研究表明,致密碳酸盐储层组成矿物简单,基于岩石力学参数法的脆性指数可以满足要求,较高的岩石脆性、较低的断裂韧性和抗压强度的地层为有利压裂层段。实例应用表明,新的预测方法能够准确刻画储层可压裂性,优选可压裂层段。     

致密油藏压裂水平井缝网系统评价方法——以准噶尔盆地吉木萨尔地区为例

压裂水平井缝网系统评价是致密油藏高效开发的关键。针对目前缺乏完善的评价方法这一现状,基于动态反演理论建立了一种致密油藏压裂水平井缝网系统评价方法。首先,基于致密油渗流特征和缝网形态,考虑了非均匀缝网和弱补给等复杂因素,推导了其试井数学模型。利用解析方法获得了其井底压力解,并建立了压裂水平井缝网系统评价方法。其次,为验证评价方法的可靠性,以准噶尔盆地吉木萨尔地区为例,开展了实例应用分析。结果表明,复杂缝网水平井流动阶段包括井筒储集效应和表皮效应阶段、裂缝双线性流、裂缝线性流、压裂改造区窜流、压裂受效区线性流和拟稳态流阶段。同时发现,经过压裂改造后,实例井附近形成了主裂缝和压裂改造区,主裂缝半长为135 m,导流能力为118.87×10^-3 μm²;次裂缝网络储容比为6.30%~17.99%,压裂改造区渗透率为100.8×10^-3 μm²。本次研究工作为致密油藏参数反演、压裂评价及动态监测提供了理论基础。     

中国重点盆地致密油资源分级评价标准及勘探潜力

中国陆相致密油总体上运移距离相对较短,其形成和分布主要受构造背景、烃源岩、储层及源储配置控制,呈现出在优质烃源岩发育区内连续或准连续分布、局部富集的特点。烃源岩和储层在纵向和平面上的匹配关系,控制了致密油藏的形成、分布与规模,以源储配置关系为依据,将致密油资源划分为源内型和源外型,这2类致密油在中国各大含油气盆地均广泛分布。源内型致密油资源的分布和富集受烃源岩和有利储层分布控制;源外型致密油资源受输导体系和有利储层分布控制,但输导体系的有效性也受到烃源岩分布的控制,致密油资源的分级评价应考虑烃源岩和储层这2个核心参数。烃源岩和储层条件分类评价是致密油勘探潜力评价的基础,松辽、鄂尔多斯、四川、三塘湖、柴达木、准噶尔等六大重点盆地致密油资源总量为90.51×10⁸t,是致密油勘探的主要地区。     

四川盆地川中侏罗系致密储层石油勘探前景

从连续型石油聚集和与美国Williston盆地Bakken组对比的角度,对四川盆地川中侏罗系致密储层的石油勘探前景进行了探讨。研究认为:1)四川盆地侏罗系储层孔隙度平均为1.0%～3.7%,渗透率平均为0.35×10^-3～0.53×10^-3 μm²,中值孔喉半径平均为0.05～0.24 μm,属于典型的致密储层。2)川中侏罗系产油层纵、横向上与生油层密切共生,源内或近源聚集;主力油层连续分布在斜坡区和凹陷区,没有明显的圈闭界限,不受局部构造控制;多层系叠合连片,大面积整体含油;多数含油区块为异常高压系统,油藏无水,没有统一的油-水边界,为较典型的连续型石油聚集,与Bakken组基本相同。3)Bakken组致密储层石油在近几年相对高油价背景下,主要以水平井及分段压裂技术实现了规模效益勘探开发;川中侏罗系受认识、投入和技术的制约,近十几年来未有实质性进展。4)从研究认识着手,建立先导性试验区,加强水平井及分段压裂等关键工艺技术攻关,有效提高单井产量,这是打开川中侏罗系致密储层石油勘探开发新局面的有效途径。     

基于测井数据的页岩可压性定量评价

可压性是指在压裂过程中页岩发生有效破裂的能力。目前对可压性的研究主要基于定性评价,或建立在岩石力学实验和压裂施工参数基础上的定量评价,难以完整连续地表征非均质性较强的页岩在水平井长水平段的可压性变化。基于测井数据,评价了页岩脆性指数、脆性矿物质量分数、断裂韧性、黏土矿物质量分数和总有机碳质量分数对可压性的影响,并利用层次分析法和模糊数学法,从定性和定量相结合的角度建立了页岩长水平段的连续可压性数学模型,且划分了可压性级别。该模型将可压性划分为3个级别:当可压性指数高于0.48时,页岩的可压性好;当可压性为0.32~0.48时,页岩的可压性中等;当可压性低于0.32时,页岩的可压性较差。研究表明,利用测井数据能够更全面细致地评价沿水平井长水平段的页岩可压性,对压裂设计和射孔参数设计具有更好的指导性。现场应用表明,该模型能够较准确连续地预测页岩可压性,且具有广泛的适用性。     

致密碎屑岩储层岩石破裂特征及脆性评价方法

研究致密碎屑岩储层岩石破裂特征及脆性评价方法对致密油压裂优化设计具有重要意义。文章以辽河盆地沙河街组致密碎屑岩储层为例,开展了不同岩性岩石的三轴压缩实验,分析了宏观破裂行为和压后岩石显微裂缝的发育类型,通过对比常规的弹性参数法和矿物组分法等脆性评价方法,建立了基于三轴压缩破裂过程中能量守恒的新脆性评价方法。实验表明,岩石破裂特征受控于岩石脆性和岩石所处的围压条件。一方面,脆性较强的岩石主要发育穿晶张裂缝,随着脆性程度减弱,裂缝数量逐渐减少,类型则以晶内裂缝为主;另一方面,随着围压增加,压裂后岩石内部微裂缝类型从穿粒张裂缝向晶内裂缝过渡,说明围压极大地抑制了微裂缝的扩展。传统弹性参数法表征的脆性结果与实验描述的脆性破裂特征相反（即脆性指数高,而岩石破裂程度差）,而矿物组分法不能描述不同围压下岩石的脆性程度。本文提出的新脆性评价方法,可以连续地描述岩石从超脆性到韧性变形的力学演化过程,脆性指数不仅与峰前的杨氏模量有关,而且还与峰后应力降梯度（软化模量）有关。利用该方法表征了不同围压下致密砂岩脆性程度,其结果与实验描述岩石脆性破裂特征相符合,证实了方法的可行性。     

低渗透油藏垂直裂缝井产能预测及分析

压裂改造技术在低渗透油藏开发中应用广泛,不同的压裂方案所产生的增产效果也不同。为了达到所预期的增产效果,研究压裂后的产能对优化压裂设计有着重要的意义。为此,根据垂直裂缝井周围地层的渗透特征,建立径向流与双线性流复合的低渗透油藏垂直裂缝井渗流模型,考虑低渗透油藏存在启动压力梯度的影响,推导出了低渗透油藏无限导流裂缝和有限导流裂缝的产能公式,有限导流裂缝产能公式计算的结果与现场数据对比误差小于7%。依据准噶尔盆地某区块的特低渗透巨厚砾岩油藏的基础参数数据,绘制了不同影响因素下的产能曲线,并对曲线进行分析得出:裂缝的导流能力达到一定值后,才能近似为无限导流,否则会产生较大的误差;压裂的各项参数必须与储层条件相匹配,才能在现有的经济条件下达到所预期的增产效果。     

基于测井资料的页岩储层可压裂性评价新方法

影响页岩储层可压裂性的因素较多,目前难以建立连续且完整的页岩储层可压裂性评价方法。基于测井资料可以较连续、完整地获取地层信息的特点,在考虑页岩脆性指数、矿物组成、含气性、断裂韧性等因素对可压裂性影响的基础上,利用层次分析法建立长水平井段页岩储层可压裂性评价模型,并通过引入突变理论,形成一种新的页岩储层可压裂性评价方法。分别利用基于突变理论和层次分析法的可压裂性评价方法,对四川盆地威远地区的1口水平井进行可压裂性评价,并将评价结果与微地震监测的该井页岩储层压裂后裂缝的发育情况和依据测井资料进行的储层分类情况进行对比。结果表明,基于突变理论的11级压裂段可压裂性评价结果与依据测井资料的储层分类结果及微地震监测的压裂后有效压裂体积的分布结果均吻合较好。该研究成果可为威远地区压前评价以及提高增产改造效果等提供理论依据。     

基于阵列声波测井评价致密砂岩储层地应力

以鄂尔多斯盆地东缘上古生界煤系气藏致密砂岩储层为例,对致密砂岩岩石力学性质及地应力进行综合研究及评价。获得动静态力学参数转换关系,利用压裂法计算地层地应力,其状态满足σ_hσ_Hσ_v,局部地质力学层呈现出较高的构造应力环境。通过引入修正系数C~*至Newberry模型中,实现对煤系致密砂岩储层水平方向最小主应力的预测。考虑到地应力的各向异性,引入非平衡结构因子U_b,对储层水平最大主应力进行测井评价。快横波方位分析结果表明,研究区上古生界气藏的水平最大主应力方向为NW向。     

基于权重分配的页岩气储层可压性评价新方法

为了解决现有页岩气储层可压性评价方法无法连续评价页岩气储层可压性的问题,考虑地质甜点和工程甜点双重因素,通过定量评价地质甜点参数,综合矿物组分含量、细观力学参数计算工程甜点参数,运用标准化、归一化、调和平均和算数平均方法建立了基于权重分配的页岩气储层可压性评价模型。该评价模型充分考虑了页岩储层含气性和易改造性的潜力,确定总有机碳含量、镜质体反射率、剪切模量和断裂韧度4个参数作为评价可压性的关键参数:当总有机碳含量大于2%、镜质体反射率大于1.3%、硅质矿物含量为20%~60%、碳酸盐岩矿物含量为10%~30%、黏土矿物含量为30%~50%时,页岩气储层最适合进行压裂改造。利用建立的评价模型评价了四川盆地威远地区某页岩气井W井储层段的可压性,并根据评价结果指导了该井的压裂设计与施工,压后微地震监测显示,产生了较多裂缝,实现了体积压裂。这表明,利用该评价模型可以连续评价储层的可压性,根据计算结果可以更加准确地划分有效压裂层段和遮挡层段,可操作性强,具有工程应用价值。