玛湖凹陷乌尔禾组致密砂砾岩沸石特征及储集层识别

准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系乌尔禾组致密砂砾岩储集层中发育沸石，岩石物理性质异常，为致密砂砾岩储集层的含油性评价以及产能预测带来了极大的困难。为此，开展铸体薄片、扫描电镜等实验，分析沸石的产状、与其他矿物的共生关系、沸石胶结物的成岩序列等地质特征。通过岩心与测井资料的综合分析，明确了含沸石致密砂砾岩储集层具有低密度、高中子孔隙度和高声波时差的测井响应特征，并利用中子与密度孔隙度差，中子与声波时差孔隙度差进行交会，建立了含沸石致密砂砾岩储集层的识别图版；基于归一化后的三孔隙度参数，建立了沸石含量的定量预测模型，并通过未参与建模的岩心沸石含量与模型预测沸石含量进行对比，证实了模型预测精度较高；基于132口井的含沸石致密砂砾岩储集层识别结果，确定了研究区乌尔禾组含沸石致密砂砾岩储集层发育带。     

致密砂岩储层压裂液损害机理探讨

大牛地气田储层为典型的致密砂岩储层,自然产能低。在压裂过程中,压裂液不可避免地进入储层．造成储层损害从而影响压裂效果。文中针对工区低孔、低渗、低压、黏土矿物丰富、毛细管力高、局部存在超低含水饱和度等特征,开展了压裂液室内评价实验,深入分析了液相圈闭、固相侵入、黏土矿物运移、敏感性损害、压裂液与储层的配伍性等因素对储层损害的影响。实验表明：液相圈闭和固相损害是造成储层损害的主要原因;毛细管自吸、黏土矿物运移、碱敏和固相沉积等加剧了液相滞留和孔喉堵塞,减小了孔喉有效渗流,使得储层渗透率下降;储层物性越差,非均质性越强,液相滞留越严重,造成储层损害严重．返排效果越差,     

基于地震波形指示反演的砂砾岩储层预测——以中拐-玛南地区上乌尔禾组为例

准噶尔盆地中拐-玛南地区上乌尔禾组为扇三角洲前缘亚相沉积的砂砾岩,具有厚度大、横向变化快、岩石结构成熟度和成分成熟度均低的特点。砂砾岩储层的关键控制因素为泥质含量,根据泥质含量对上乌尔禾组砂砾岩进行划分,可以分为含泥砂砾岩和富泥砂砾岩。利用单一的测井曲线难以有效识别研究区的泥质含量,根据常规测井曲线的响应特征,利用中子测井曲线和声波时差测井曲线的幅度差来拟合砂砾岩储层泥质含量曲线,再经地震波形指示反演来预测砂砾岩优质储层的平面展布,实现了砂砾岩储层的定量化预测。经过钻井证实,这一方法预测结果符合率较高,油气显示良好,展示了本区良好的勘探前景。     

致密砂岩气藏水锁损害及解水锁实验研究

塔里木油田B区块目标层段为白垩系巴什基奇克组，井深大于6000m，储层岩性致密，孔隙度分布在1.0%~9.4%，渗透率分布在0.011×10-3~8.56×10-3μm2，孔隙度与渗透率关系较差，储层总体孔隙发育程度低，渗透率差，非均质性严重，微裂缝发育，毛细管力高，黏矿物含量高，在完井及压裂过程中极易受到水锁损害。基于该区块地质特征分析潜在水锁损害及水锁空间，发现毛细管水近乎占据了储集空间的一半，气相渗流极其困难。使用DSRT-II型低渗敏感性评价试验仪，应用岩心流动实验从宏观角度分析水锁损害，采用核磁共振T2谱测试，从微观角度定量分析水锁损害程度，结果表明该区块水锁损害使渗透率降低99%，液锁量90%以上，主要分布在微孔隙0.01~250nm中，水锁损害严重。结合水锁损害机理与室内实验研究，优选解水锁剂，借助毛细管自吸实验、核磁共振测试、渗透率损害率评价，进行解水锁实验研究。结果表明，优选的解水锁剂SATRO-1和HUL能有效降低毛细管力，减小自吸侵入深度，并有助于小孔喉液体返排。      

考虑应力作用的煤岩水相自吸实验研究

我国煤层气储层渗透率普遍偏低,为达到合理产能需进行压裂改造。煤层气储层裂隙发育导致压裂液滤失严重,强吸附能力使流体得不到有效返排,造成储层损害降低了渗流能力,大大削弱了增产改造的效果。开展了煤岩水相自吸实验,系统研究了煤岩水相自吸特性及应力状态的影响。结果表明,煤样渗透率越高自吸速率越大,自吸曲线可以分为自吸和扩散吸附2段,考虑应力作用自吸速率降低近一个数量级,揭示了煤岩物性和应力条件是煤岩水相自吸的影响因素。通过煤吸附水机理和煤岩孔隙结构分析指出,煤表面与水的相互作用和毛细管压力决定了水的自吸特性。研究获得的认识对煤岩气藏水相圈闭评价、压裂方式优选和压裂液设计具有借鉴意义。     

准噶尔盆地西北缘中拐—五八区二叠系上乌尔禾组砂砾岩储层特征

利用岩心、薄片、扫描电镜及能谱分析等资料,依据沉积学原理和方法对准噶尔盆地西北缘中拐—五八区二叠系上乌尔禾组砂砾岩储层进行了研究,认为该组砂砾岩储层主要发育于"复合扇"沉积序列的多期冲积扇相中,可进一步分为扇根、扇中和扇缘亚相。砂砾岩储层以砾岩—粗砂岩为主,含少量细砂岩,砾石成分以凝灰岩、安山岩岩屑为主;成岩作用以压实作用、胶结作用和溶蚀作用为主,沸石类胶结物的溶蚀作用对储层物性起建设性作用;成岩阶段主要为晚成岩阶段A期,其孔隙度主要为5%～15%,平均为9.4%,渗透率主要为0.1～80.0mD,平均为3.1mD,总体上属Ⅱ—Ⅲ类储层。     

准噶尔盆地盆1井西凹陷斜坡区油气地质特征及勘探潜力

准噶尔盆地盆1井西凹陷斜坡区二叠系、三叠系具备良好生储盖组合,为近源寻找原生油气藏的重要勘探领域。前期勘探主要立足中浅层,以寻找次生高效油气藏为主,认为二叠系、三叠系由于埋藏深度大,储层不发育,一直未作为主探层系,勘探进展缓慢。近年来玛湖大油区的发现为盆地扇体勘探提供了重要启示。借助玛湖勘探经验,对该区二叠系、三叠系油气成藏条件开展系统研究,通过扇体、储层、不整合面及断裂体系等整体评价,进一步深化了地质认识,提升了资源与勘探潜力。研究表明:盆1井西凹陷斜坡区发育二叠系风城组和下乌尔禾组2套优质烃源岩,二叠系、三叠系规模有效砾岩储层发育,断裂、不整合面及砂体构成立体输导体系,区域、局部泥岩盖层、平原致密遮挡带构成多重封盖保存条件,为大油气田的形成奠定了基础。建立了源上下生上储、源侧新生古储、源内自生自储3种成藏模式,并提出了各种模式下的油气富集规律。盆1井西凹陷斜坡区二叠系、三叠系是油气运聚成藏的有利区,具有"多层系纵向叠置、优质储层平面连片、多成藏类型"特征,资源潜力大,勘探程度低,优选斜坡区二叠系上、下乌尔禾组和三叠系百口泉组作为油气勘探的突破口,实现准噶尔盆地中央坳陷二叠系、三叠系全面突破。     

致密油储层特点与压裂液伤害的关系——以鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段为例

压裂是致密油开发的主要手段,在改造储层的同时又会带来储层伤害。以鄂尔多斯盆地延长组7段为例,依据储层物性、铸体薄片、电镜扫描、X-射线衍射、恒速压汞、核磁共振、CT以及敏感性测试等实验分析,研究致密油储层特点与压裂液伤害的关系。长7段属于典型的致密油储层,填隙物含量高达15％,易于运移和膨胀的伊利石占比大;孔隙、喉道皆为微米-纳米级别,孔喉连通性差,大孔隙常被小喉道所控制。长7段致密油储层属于中等偏弱速敏（岩心渗透率的损害率为0.33～0.48）、强水敏（岩心渗透率的损害率为0.14～0.28）、易水锁的储层,因此宜在压裂液配方中添加粘土稳定剂、防膨剂和助排剂以降低压裂液对储层的伤害;入井压裂液矿化度低于10 000 mg/L会产生盐敏伤害;压裂液残渣粒径为2.25～8.39 μm,对于致密油储层而言,滤饼、沉积、吸附堵塞和桥堵等伤害现象都存在。综合研究认为,采用低伤害压裂液是降低残渣伤害的主要办法。     

润湿性改变对压裂液返排的影响

压裂破胶液长期滞留会对储层造成二次伤害。受储层物性和地层水影响,单纯通过添加表面活性剂的手段,难以保证持久的低界面张力,达不到高效、快速返排的目的。介绍了一种“双疏表面”润湿处理剂FCS,采用测量固液界面接触角的方法,评价“双疏表面”的润湿性;通过对致密砂岩驱替,计算渗透率损害率,评价“双疏表面”的形成对压裂液返排效率的影响。实验结果表明,经过FCS 处理的致密砂岩表面,形成了一层致密的分子膜,使岩石表面变成“双疏”表面,油、水固液接触角均大于90°。对比岩心驱替结果,经“双疏”处理后的岩心破胶液伤害率为18.3%,低于单纯添加助排剂的液相伤害率。固液界面接触角和岩心驱替结果证明,改变岩石表面的润湿性,使之成为“双疏表面”,不仅是一种促进压裂破胶液高效返排的行之有效的途径,也有助于后续驱替洗油,提高“三次采油”的采收率。      

强抑制低伤害水基钻井液在临兴区块的应用

临兴区块属于鄂尔多斯盆地东缘致密气藏,由于地层泥岩砂岩互层发育、储层低孔低渗、水敏性强、摩阻大,在钻井过程中普遍存在井壁失稳、储层伤害等问题,为此开展了该区块钻井液技术研究。在分析储层特性和主要技术难点的基础上,从“增强抑制、保护储层”角度出发,以双疏材料为核心处理剂,优选并建立了一种双疏型强抑制低伤害水基钻井液体系。使用的双疏剂可将低渗储层毛细管吸力反转为阻力,使岩石表面由亲液向疏液转变,同时该材料具有较好的润滑、抑制、封堵性能。双疏体系高温高压滤失量低于10 mL;滤饼薄而韧,黏附系数低至0.034 9;岩心渗透率恢复值大于90%;可抗10%氯化钠和0.5%氯化钙污染。该体系在临兴区块成功应用,解决了现场井眼垮塌和反复回填的问题,保证了顺利施工完钻。现场试验表明,双疏体系性能优良,具有在临兴区块进一步推广应用的潜力。     

准噶尔盆地玛南地区上乌尔禾组储集层伤害机理

准噶尔盆地玛湖凹陷玛南地区二叠系上乌尔禾组砾岩储集层岩心极易泡散,不易评价破胶压裂液对储集层的伤害,无法确定造成储集层伤害的主控因素.应用X射线显微CT技术对岩心样品进行连续扫描,重建岩心三维孔隙变化;应用球棍模型和阈值分割法,表征岩心不同截面上的孔隙变化.结果表明,储集层被破胶压裂液伤害后,平均孔隙半径减小了42.1...     

前置蓄能压裂中的CO2在玛湖凹陷砾岩油藏中的作用

准噶尔盆地玛湖凹陷砾岩储集层致密,渗流能力差,油藏产量递减快,稳产难度大.CO2前置蓄能压裂比水力压裂效果好,但对CO2与玛湖凹陷原油及储集层岩石间的作用规律尚未有系统研究.因此,对CO2水溶液的置换能力及其对岩心矿物的溶蚀、岩心孔隙度和渗透率的改变等进行了研究.对于玛湖凹陷砾岩油藏,CO2水溶液置换原油率高于纯CO2...     

准噶尔盆地乌尔禾油田三叠系百口泉组储层敏感性评价

针对准噶尔盆地乌尔禾油田三叠系百口泉组低孔低渗的冲积扇储层,储层天然能量较差,未经储层改造难以获得工业油流的问题,采用水基压裂液改造后试油未能获得成功,而在W36井采用油基压裂液压裂后试油获得成功。依据储层分析技术和实验分析技术,参照碎屑岩储层评价标准,分析大量岩心流动实验测试数据,针对百口泉组冲积扇砂砾岩储层敏感性深入研究,指出分析储层敏感性和改善压裂工艺将对油层保护及开发起到关键作用。通过研究发现,伊/蒙混层和高岭石等粘土矿物含量高是造成储层具有较强敏感性的主要原因;百口泉组储层水敏感性、盐敏感性和体积流量敏感性中等偏强,速度敏感性较弱。通过研究结果和生产试验,建议采取脱水油基压裂液、压裂液盐度控制在6 000 mg/L以上、控制流速和体积流量等措施,有效地降低不同敏感性造成的储层伤害,提高油气产量。     

临兴区块致密气储层压裂损害影响因素

为明确临兴区块致密气储层压裂损害影响因素,以储层岩心渗透率损害率为评价指标开展室内实验,分析储层敏感性、水锁效应、胍胶压裂液破胶残液和残渣含量对储层的损害程度.结果表明:储层具有中等偏弱水敏,弱—中等偏弱程度酸敏和碱敏;储层水锁指数为85％～100％,损害程度为强—极强;当使用单一过硫酸铵作为破胶剂,温度低于30℃时破...     

玛湖凹陷砾岩油藏水平井钻井提速难点与对策

玛湖砾岩油藏上乌尔禾组井段地层非均质性强、井壁易坍塌;佳木河组层段可钻性差,且微裂缝发育导致井漏频繁;钻速时效相对较慢,井身结构复杂,钻完井周期长。针对上述技术难点,以玛湖凹陷金龙2井区为例,在地质岩性特征上综合考虑地层压力体系、钻井复杂情况、钻井成本等因素,提出了钻井液性能优化、井身结构优化、优选孕镶PDC混合钻头技术等方案。现场实践表明,金龙2井区上乌尔禾组泥岩段单井平均扩径率由45.2%降为13.8%,上乌尔禾组油藏水平井单井钻完井周期缩短50.5%;佳木河组水平段平均单井井漏次数减少73.7%,平均单井漏失量减少94.3%,佳木河组水平段机械钻速提高55.4%。研究成果为玛湖砾岩油藏水平井安全、高效完钻提供理论支撑,对玛湖500万t产能建设具有重要意义。     

渗吸效应对裂缝性低渗砾岩油藏开发的影响——以玛湖乌尔禾组储层为例

玛湖砾岩低渗储层的开发依赖裂缝，裂缝-基质间的渗吸效应对开发效果具有重要影响，但目前相关研究还极其薄弱。借助核磁共振技术研究了玛湖乌尔禾组砾岩的渗吸效应孔隙动用特征，并对其裂缝-基质间渗吸规律进行了量化表征，进一步将表征方程考虑到双孔、双渗模型中，在油藏尺度对比了渗吸效应对玛湖低渗砾岩油藏水平井开发的影响。研究发现，玛湖乌尔禾组砾岩岩心主要为中小孔隙（T₂<100 ms），渗吸效应平均采收率可达32.43%，其中小孔隙（T₂<10 ms）平均采收率为31.27%，中孔隙（10 < T₂ < 100 ms）平均采收率为37.11%，渗吸规律较好，符合改进后的MA指数模型。依据实验结果改进双孔、双渗模型后，模拟水平井开发5 a后发现，玛湖低渗砾岩油藏考虑渗吸效应时裂缝采收率下降了24.3%，基质采收率提高了4.6%，平均采收率提高了2.0%。该研究对后期制定合理的提采措施具有指导意义。     

考虑孔隙结构的砾岩储层物性分类评价方法

自新疆玛湖发现特大型砾岩油藏以来,砾岩油气藏的勘探与开发越来越受到重视。但砾岩油气藏具有很强的非均质性,导致储层识别和评价都非常困难。本次研究以HM工区上乌尔禾组为例,将砾岩储层分为五类,用球管模型对核磁回波进行优化反演,得到优化T₂谱,并采用12个谱形态参数刻画优化T₂谱。12个谱形态参数和谱特征值分别构成谱形态预测向量和联合预测向量,并用支持向量机(SVM)分别对该两个向量进行训练,建立储层物性分类参数的预测模型。将预测模型处理的结果与储层物性参数、油气产量进行对比、分析,发现储层物性分类参数与储层物性具有很好的相关性,与储层测试产量具有很好的一致性。对比结果表明,基于球管模型优化反演的T₂谱形态参数及特征值,可很好地刻画砾岩油气藏的物性特征。该研究成果有助于提高砾岩油气藏的分类评价质量和可靠性,并为高效开采砾岩油气藏提供测井技术支撑。     

压裂液存留液对致密油储层渗吸替油效果的影响

统计长庆油田罗*区块2015年存地液量与油井一年累积产量的关系发现,存地液量越大,一年累积产量越高,与常规的返排率越高产量越高概念恰恰相反,可能与存地液的自发渗吸替油有关。核磁实验结果表明,渗吸替油不同于驱替作用,渗吸过程中小孔隙对采出程度贡献大,而驱替过程中大孔隙对采出程度贡献大,但从现场致密储层岩心孔隙度来看,储层驱替效果明显弱于渗吸效果。通过实验研究了影响自发渗吸效率因素,探索影响压裂液油水置换的关键影响因素,得出了最佳渗吸采出率及最大渗吸速度现场参数。结果表明,各参数对渗吸速度的影响顺序为:界面张力 > 渗透率 > 原油黏度 > 矿化度,岩心渗透率越大,渗吸采收率越大,但是增幅逐渐减小;原油黏度越小,渗吸采收率越大;渗吸液矿化度越大,渗吸采收率越大;当渗吸液中助排剂浓度在0.005%~5%,即界面张力在0.316~10.815 mN/m范围内时,浓度为0.5%（界面张力为0.869 mN/m）的渗吸液可以使渗吸采收率达到最大。静态渗吸结果表明:并不是界面张力越低,采收率越高,而是存在某一最佳界面张力,使地层中被绕流油的数量减少,渗吸采收率达到最高,为油田提高致密储层采收率提供实验指导。      

玛湖凹陷与沙湾凹陷上乌尔禾组储集层差异及成因

通过薄片观察、扫描电镜分析、黏土矿物X射线衍射分析、阴极发光实验等,对准噶尔盆地玛湖凹陷和沙湾凹陷上二叠统上乌尔禾组成岩差异进行对比分析,明确了成岩产物类型和孔隙演化过程。压实作用、碳酸盐矿物胶结与沸石胶结是研究区储集层物性差异的主要控制因素,玛湖凹陷压实作用相对较弱,沙湾凹陷溶蚀作用更强。砂体成岩孔隙演化具有差异性,玛湖凹陷储集层以长石颗粒和凝灰岩岩屑溶孔为主,沙湾凹陷储集层以长石颗粒、凝灰岩岩屑以及浊沸石溶孔为主,2类储集层都少量发育原生孔隙。以上2个地区储集层的差异性主要是由成岩流体性质和岩石组分不同导致,其中,岩石组分是导致玛湖凹陷和沙湾凹陷砂砾岩储集层孔隙结构特征差异的主要原因。     

鄂尔多斯盆地西峰油田压裂液对储层伤害的微观机理研究

为了搞清压裂液引起低渗储层伤害的主要因素,优化压裂液体系,以最有效手段减小或消除这些伤害,采用真实砂岩模型进行了压裂液伤害机理的实验,并对照储层地质特征、流体性质和储层敏感性分析,对压裂液伤害储层的微观机理进行了分析研究。结果表明,压裂液引起的水锁伤害率为46.6%,储层压力系数低和压裂液引起残渣对储层伤害率为25.7%,对裂缝伤害率为60%。通过筛选合适的表面活性剂,改变岩石润湿性,来降低压裂液的水锁伤害;开发和研究低残渣压裂液体系,来降低压裂液残渣伤害,提高储层向裂缝渗流能力。这为开发适用于低渗油田的新型低伤害压裂液体系及相关技术提供了理论支持。