致密砂岩气藏负压差水相圈闭损害过程模拟

致密砂岩气藏具有低孔低渗透、高毛管压力、天然裂缝发育和超低含水饱和度等工程地质特征,存在明显的毛管自吸现象,即使在负压差条件下,毛管压力也会使水相逆流自吸进入储层,引起水相圈闭损害。选用鄂尔多斯盆地典型致密砂岩气藏相对低渗透(渗透率小于0.2×10~(-3)μm~2)、相对中渗透(渗透率为0.2×10~(-3)~0.5×10~(-3)μm~2)和相对高渗透(大于0.5×10~(-3)μm~2)的3类致密砂岩岩样,开展水相毛管逆流自吸实验和气驱水返排实验,模拟负压差条件下水相圈闭损害发生过程,探讨水相逆流自吸对气相渗透率的影响,评价负压差条件下水相圈闭损害程度。实验结果表明:负压差下水相逆流自吸对气相渗透率的损害呈现由岩样物性控制的阶跃式变化特征。同一负压差下,3类岩样气相渗透率损害率为26.5%~34.9%,平均损害率为29.8%;负压差越小,对毛管压力的克服作用越弱,毛管自吸越明显,水相进入岩心位置越深,引起的水相圈闭损害越严重。因此,在欠平衡钻井、完井和开发过程中,确定生产压差时应综合考虑安全作业、储层水相返排等因素。     

应用屏蔽暂堵技术提高致密砂岩气层测井识别能力

致密砂岩气层低孔低渗、低初始水饱和度和裂缝发育等特征使其极易受到钻井完井液损害。钻井完井液侵入诱发的水相圈闭损害将使测井数据不能反映地层真实情况,导致气层测井响应弱或无,错判漏失气层。屏蔽暂堵技术在井壁形成薄、韧和渗透率近于0的滤饼,能减少和防止固相侵入和水相圈闭损害。以鄂尔多斯盆地北部塔巴庙致密砂岩气藏为研究对象,通过屏蔽暂堵钻井完井液室内评价和现场应用前后常规测井资料分析指出,屏蔽暂堵技术改善滤饼质量、井径和井壁粗糙度,为测井数据提供良好的采集环境,提高气层测井响应和测井解释含气饱和度,促使了高产气层发现。通过毛细管自吸实验揭示出水相圈闭损害是暂堵技术前未发现盒2+3高产气层的原因。     

致密气藏岩石毛细管自吸特征研究

致密气藏岩石具有孔喉细小、毛细管压力高、水相圈闭损害严重等特征.为此,利用岩心夹持器、摄像头、计量管组装了岩心自吸损害评价装置,利用该装置研究了大邑地区须家河组岩石的自吸特征,并进一步研究了岩石气相渗透率与含水饱和度之间的关系.结果表明,研制的岩心自吸评价装置能有效用于评价储层岩样的自吸特征;致密气藏的自吸速率随渗透率增加而增加,拐点的含水饱和度也随之增加;致密气藏储层毛管自吸效应是产生水相圈闭损害的重要方式,同一渗透率级别的岩样自吸拐点和气相渗透率为零点的含水饱和度区间基本一致.     

致密砂岩气藏润湿性对液相圈闭损害的影响

致密砂岩储层易因外来工作液入侵造成严重的液相圈闭损害,岩石表面润湿性对于液相圈闭损害程度具有重要影响。使用氟碳表面活性剂Zonyl8740处理岩心,降低岩心表面能,制得不同润湿程度的岩心。通过岩心驱替和毛管自发渗吸实验分别研究了气湿岩心和液湿岩心的束缚水饱和度、自吸油水动态;建立初始含水饱和度岩心流动实验,对比了钻井液加入气湿反转剂前后液相圈闭损害率。实验表明,致密砂岩表面由液湿反转为优先气湿可大幅度减弱毛管自吸效应、降低自吸液量和最终滞留饱和度。气湿反转剂可有效减少钻井液对储层液相圈闭损害。对预防致密砂岩储层液相圈闭损害具有一定指导意义。     

川东南官渡气田致密砂岩气藏水相圈闭损害潜力

水相圈闭损害是致密砂岩气藏最致命的损害方式，但由于其损害过程的复杂性，常用的评价方法和指标均具有某些局限性，尚未形成公认的准确预测和评价水相圈闭损害的方法。以四川盆地东南部官渡气田致密砂岩气藏为例，通过地质特征分析和水相毛细管自吸等实验揭示致密砂岩气藏的水相圈闭损害特点，以势能原理为指导，运用势差法评价了致密砂岩气藏的水相圈闭损害程度。分析结果表明，研究区水相圈闭损害总体为中等偏强，且随着储层渗透率降低，水相圈闭指数增加。研究指出，应遵循以预防水相圈闭损害为主，解除损害为辅的原则，各项作业须采取必要措施以尽量减少水基工作液侵入。     

巴喀致密砂岩气藏水锁/水相圈闭伤害评价

针对致密砂岩气藏储层特征,分析了水锁/水相圈闭伤害的机理与影响因素,利用巴喀致密砂岩气藏天然岩心,研究了储层渗透率、孔隙度、甲醇浓度、毛细管自吸地层水深度等因素对地层含水饱和度和伤害程度的影响。实验结果表明,随着储层中含水饱和度上升,气相渗透率明显下降,并在含水饱和度为0%～40%范围内下降幅度加剧;当含储层水饱和度超过60%的临界值时,会造成极强的水锁/水相圈闭伤害。这一结果对在气藏改造措施中合理控制含水饱和度具有指导意义。     

裂缝-孔隙型致密砂岩气藏水相圈闭损害模式

裂缝一孔隙型致密砂岩气藏具有低孔低渗、高毛管压力、裂缝发育、水湿性、高束缚水饱和度等地质特征.在钻井完井、增产改造及气藏开发过程中,滤液和边底水等侵入会导致气井近井地带舍水饱和度上升,气相渗透率下降,致使发生水相圈闭损害.针对裂缝-孔隙型致密砂岩气藏的地质特征,对裂缝-孔隙网络系统在钻井和开发过程中不同的水相圈闭损害模式进行了研究,探讨了基块和裂缝系统中工作液和边底水侵入导致水相圈闭损害的形成过程和损害机理,提出在钻井、完井、修井、增产改造及开采过程中.通过屏蔽暂堵及欠平衡等技术减少工作液侵入量、优化工作液、增大返排压差、减少界面张力、蒸发或加热降低含水饱和度以及排水采气、均衡开发等措施防治水相圈闭损害.     

致密砂岩气藏钻井完井液滤液自吸损害计算机模拟

致密砂岩气层孔喉细小,毛细管自吸引起的钻井完井液滤液自吸损害近井带或裂缝面严重影响致密砂岩气藏的及时发现、准确评价和经济开发。文章选取鄂尔多斯盆地北部大牛地致密砂岩气藏岩心,进行了毛细管自吸实验,根据毛细管自吸实验,引入标定毛细管自吸的Cil方程,建立了综合利用地质参数和工程参数的滤液侵入量的数学模型,综合该模型和逆流自吸的数学模型,利用有限差分法求解并模拟出了近井带液相饱和度分布,借助岩电参数正演出滤液自吸损害后气层近井带电阻率剖面。模拟指出,盒2＋3段气层比其它气层更易发生水相圈闭损害,采用保护气层的屏蔽暂堵技术和压裂改造技术,发现盒2＋3段高产气层。     

考虑接触面积与压差的致密砂岩气藏水相自吸行为

钻完井过程中,水相通过毛管自吸和正压差进入储层,会引起致密砂岩气藏水相圈闭损害,导致储层测井解释错判为水层,阻碍致密砂岩气藏的及时发现和准确评价。为了揭示致密砂岩气藏水相自吸行为,选取典型致密砂岩气藏柱塞岩样,分别模拟了钻开储层时水相接触岩石的岩样端面自吸、裂缝水淹后的岩样浸泡自吸和正压差下的毛管强制渗吸实验,分析了接触面积与压差对致密砂岩水相毛管自吸的影响。结果表明:自吸速率受到渗吸面积与裂缝发育程度的影响,裂缝越发育,接触面积越大,渗吸速率越快,渗吸越易达到平稳阶段;正压差促进岩石毛管渗吸作用,但受岩石物性影响明显,当岩石物性低到一定程度时,渗吸作用主要受到毛管力的控制;裂缝的存在既增加渗吸接触面积,又进一步强化正压差作用,使渗吸能力显著增加。结合实验研究认为,在钻完井过程中,预防致密砂岩气藏水相侵入应以封堵裂缝、控制压差来减少水岩接触面积和水相侵入量为主。      

低渗透砂岩储层初始含水饱和度对油相渗透率的影响实验研究

在低渗透砂岩储层的钻完井过程中，外来水的侵入使近井地带的地层含水饱和度升高，导致油相渗透率迅速下降，影响油田的开发效果和最终采收率。储层的原始渗透率、孔隙结构、初始含水饱和度、油水界面张力是影响储层的水相圈闭的重要因素。通过实验研究了储层在不同初始含水饱和度的状态下由于水相圈闭引起的储层损害程度，并讨论了储层异常低的初始含水饱和度的成因，以及解除水相圈闭的措施。     

鄂尔多斯盆地东部地区盒 8 段致密砂岩气低产原因分析

鄂尔多斯盆地东部地区上古生界盒 8 段为低孔、低渗致密砂岩储层,单井产量低,制约了该区规模 储量的提交和气田的大规模有效开发,因此,有必要深入研究该区致密砂岩储层特征,并分析单井低产原 因。 运用铸体薄片、物性分析、高压压汞、恒速压汞、气水相渗、核磁共振与应力敏感性实验等技术手段,深 入研究了该区盒 8 段致密砂岩储层特征和单井低产的原因,并与已开发的苏里格气田进行了对比。 结果 表明：研究区盒 8 段储层具有物性差、刚性组分含量低、塑性组分含量高、喉道半径小和可动流体饱和度 低等特点;地层条件下盒 8 段储层应力敏感性强、水锁伤害大、气相渗流能力弱和水锁损害率高均是造成 单井产量低的原因。     

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鄂尔多斯盆地北部上古生界气藏是一个典型的低压致密气藏，气井压裂前自然产能很低或基本无产能。水力加砂压裂是该地区进行气田勘探开发的关键技术之一。由于储层具有低压、低孔、低渗的特点，且存在严重的水相圈闭损害和其它敏感性损害，采用针对常规砂岩储层的压裂改造方法在该地区不能达到满意的增产效果。针对鄂北地区低压致密气藏的储层地质特点，通过近年来的攻关研究和现场试验，提出了改进的压裂工艺技术方法，筛选出了低残渣、低伤害、抗水锁、易返排的压裂液体系，大大提高了压裂改造效果。压后平均单层气产量提高2倍以上，初步形成了该地区低压致密气藏压裂工艺技术体系，为进一步探索、解决低压致密气藏的勘探开发难题奠定了良好的基础。     

煤系致密砂岩气渗流机理实验模拟研究——以四川盆地上三叠统须家河组煤系致密砂岩气为例

中国含（油）气盆地广泛发育与煤系烃源岩共生或伴生的致密砂岩气,以四川盆地须家河组和鄂尔多斯盆地上古生界最为典型。受煤系烃源岩大范围面状蒸发式排烃和低缓构造背景影响,致密砂体内气体运移聚集过程中水动力和浮力作用相当受限,在这种低渗低速条件下,非达西渗流特征非常明显,形成气—水混杂的含气区。致密砂岩气驱水模拟实验中,渗流曲线形态主要受岩心渗透率大小的影响,渗透率值越低,则启动压力梯度越大,非达西现象愈加明显。致密砂岩注气驱水实验过程中,岩心的最大含气饱和度一般小于50%,主要分布在30%～40%之间,含气饱和度平均值为38%左右,与地下岩心所在气层的实际含气饱和度比较相近。岩心含气饱和度与渗透率呈较好的对数正相关关系,相关系数为0.891 5。致密砂岩气体单相渗流过程中,由于存在气体渗流的“滑脱效应”,低速非达西渗流特征异常明显,存在“拟初始流速V_d”。 单相气体渗流曲线形态特征主要受岩心渗透率及环压大小控制,渗透率值愈小或者环压值愈大,则非线性段越长,临界压力越高,启动压力梯度越大（0.02~0.08MPa/cm）,拟初始流速则越大,非达西渗流特征越明显。致密砂岩气渗流机理研究表明,储层渗透率越低,启动压力越大,流速越慢,天然气运聚效率和含气饱和度较低。针对煤系致密砂岩气运聚机理实验室模拟研究,为揭示致密砂岩气富集规律和评价选区,同时为开发机理研究提供理论基础。     

鄂尔多斯盆地东部盒8段气水两相驱替渗流特征及影响因素分析

针对鄂尔多斯东部地区盒8段储层低孔低渗、非均质性较强及渗流特征复杂等性质,通过在该地区利用真实砂岩模型进行微观气水两相驱替实验,得出其驱替方式渗流路线主要表现为3种形态:均一网状渗流路线活塞式驱替方式;非均一网状与交织状非活塞式驱替方式;复杂渗流路线非活塞式驱替方式。对实验现象进行分析,明确了储层砂岩中软组分含量、物性及残余水饱和度是影响驱替渗流方式及效率的主要因素。研究成果为更好地认识东部盒8段渗流规律提供了理论依据。     

鄂尔多斯盆地北部塔巴庙地区气层识别与预测

塔巴庙地区位于鄂尔多斯盆地北部伊陕斜坡带，气层主要为上古生界山西组山1段和下石盒子组盒1段河道砂体。总结塔巴庙地区气层的岩石学、电性、地球物理特征，建立了识别气层、水层、干层的测井参数解释标准，并根据地震特殊处理，对塔巴庙地区的山1、山2、盒1、盒2等主要产层段的储集层进行了含气性预测，认为塔巴庙地区砂体主体分布区基本较为有利，尤其是DT1井—昌鸡兔—带砂体发育，含气饱和度高，为最有利区。同时，这种分布特征也证实了盆地北部上古生界深盆气藏的成藏特征。     

库车前陆盆地深层高效致密砂岩气藏形成条件与机理

由于深层油气勘探成本高,因此钻前预测深层致密砂岩气藏的含气性显得尤为重要。库车前陆盆地深层致密砂岩气田具有高丰度、高含气饱和度、高压、高产、稳产的特征,为高效致密砂岩气藏。在对致密砂岩气藏含气性影响因素及机理的理论分析基础上,以库车前陆盆地深层大北、克深、迪北等高效致密砂岩气田为例,通过与四川盆地、鄂尔多斯盆地典型致密砂岩气藏的对比分析,探讨了库车深层高效致密砂岩气藏的形成条件与机理。结果表明,库车前陆盆地深层高效致密砂岩气藏的形成条件可归结为超压充注、裂缝发育、"早油晚气"成藏过程和优质保存条件4个方面。其中超压充注和裂缝发育是库车前陆深层高效致密砂岩气藏形成的最主要因素;优质烃源岩条件及其造成的高源储压差和超压充注是致密砂岩形成高含气饱和度的前提条件;裂缝发育控制了致密砂岩气藏的成藏、富集与高产;早期油充注对储层润湿性的改变有利于晚期天然气的充注,而优质膏盐岩盖层保存条件则是气藏保持超压和高含气饱和度的关键。这4个方面有利因素的匹配使库车前陆盆地能够形成有别于其他盆地的高丰度、高含气饱和度和高产的致密砂岩气藏。在致密砂岩储层基质物性相差不大的情况下,源储过剩压差、裂缝发育情况、保存条件和现今地层超压情况是深层致密砂岩气勘探评价中需要考虑的最主要因素。     

致密砂岩气藏充注模拟实验及气藏特征——以川中地区上三叠统须家河组砂岩气藏为例

致密砂岩气藏岩石孔喉细小、孔隙结构复杂、含水饱和度较高且主控因素不明,制约了对天然气规模成藏机制的认识和气水分布的预测。为此,以四川盆地中部（以下简称川中地区）上三叠统须家河组致密砂岩气藏为研究对象,应用基于低场核磁共振与高压驱替装置有机结合的模拟实验设备,开展致密砂岩在不同驱替压力下气驱水过程的在线动态模拟,研究不同压力下气、水在岩石中的赋存及流动特征,定量表征流体饱和度与充注压力、岩石孔径等的关系,探讨致密砂岩气富集机理。研究结果表明：①决定须家河组气藏含气饱和度高低的储集主体是孔径介于0.1～10.0 µm的储集空间;②含气饱和度总体上有随孔隙度和渗透率增大而升高的趋势,孔渗条件相近时,含气饱和度高低主要受控于孔径大于1.0 µm的储集空间,大孔径占比越高,含气饱和度越大;③须家河组致密砂岩在3.0～5.5 MPa充注压力下达到总含气饱和度的70%,此后随充注压力增大,含气饱和度增幅缓慢且总量小;④“小压差驱动、相对大孔径空间储集的耦合”是低生气强度区致密砂岩形成较高含水饱和度大中型气田的重要因素。结论认为,川中地区须家河组储层“孔径小、生气强度低、近源聚集”的特点决定了其主要以小压差驱动、相对大孔径空间储集,天然气可以规模富集成藏,但储层含水饱和度高。     

致密砂岩气藏产水机理与开发对策

为认清致密砂岩气藏的渗流规律、揭示其储层产水机理、寻求有效的开发对策,开展了相关研究。结果表明,致密砂岩气藏储层渗流机理复杂,表现在:储层原始含水饱和度主要受储层微观孔隙结构特征的控制;在气水互封状态下,气体弹性膨胀推动部分束缚水转化为可动水,可动水饱和度能有效表征储层水相可动性;储层水相对气相渗流能力影响显著,含水条件下气体渗流存在闽压梯度,其主要受储层物性与含水饱和度的控制,阚压效应导致单井控制范围减小,储量动用程度降低;气、水两相渗流能力受压力梯度的影响。进而基于对致密砂岩气藏产水机理和渗流机理的认识,提出了有针对性的开发对策:①在明确储层可动水饱和度的基础上,评价储层产水风险,优选井位及开发层位,降低气井产水风险,提高单井产能;②采用压裂水平井开发,增加泄流面积,减小生产压差,延长无水或低水采气期;③合理配产,降低生产压差,预防或控制产水量;④强化排水采气,提高生产效果。上述技术措施为四川盆地中部上三叠统须家河组气藏和鄂尔多斯盆地苏里格气田低渗透致密砂岩气藏的有效开发提供了技术保障。     

鄂尔多斯盆地东部上古生界储层敏感性实验研究

针对鄂尔多斯盆地东部上古生界气藏选取24块样品开展敏感性实验。研究表明储层具有常温低压低孔低渗的特点,储层应力敏感性和水锁效应强是储层伤害的主要形式,其原因在于储层平均孔喉半径细小,微裂缝较发育,喉道类型以片状喉道为主。在速敏、水敏、盐敏、酸敏、碱敏实验分析基础上研究认为研究区储层敏感性总体表现为弱敏感性。     

鄂尔多斯盆地页岩油储层应力敏感性分析及水平井返排制度优化

鄂尔多斯盆地长7段页岩油储层具有储层致密、孔隙结构复杂、地层压力系数低的特点,在多年的开发实践中逐渐总结出长水平井、大规模体积压裂的开发方式,与前期定向井或短水平井相比,开发效果获得了大幅提升。而在压裂液的返排过程中,由于页岩油储层的应力敏感特征,储层物性和地层能量将产生巨大变化,进而影响到初期含水下降速度和单井产量。通过改良的应力敏感实验,明确了页岩油压后储层与原始基质储层相比具有更强的应力敏感性,得出了应力敏感作用下的渗透率变化规律,采用数值模拟、现场统计等方法,优化了鄂尔多斯盆地页岩油水平井合理返排强度和返排时间。