靖边碳酸盐岩气藏储集层渗透率模型建立方法

储集层渗透率是影响气田动态预测指标最重要的参数之一，但根据测井、岩心分析、试井等方法获得的渗透率值都不能直接用于长庆碳酸盐岩气藏的储集层建模。气田生产实践证明，试井确定的地层系数Kh值比较真实，根据各产层的产气比例（依据分层测试和建立的分层产气比例的预测模型确定），确定分层地层系数Kh值，该值与各层有效厚度的比值可得到分层渗透率值。在编制等值线图时，需要研究渗透率在不同分布区间的概率分布特征，以便使不同渗透率等值线间隔的大小及其控制的面积与渗透率出现的概率一致，从而对井间的渗透率分布进行了有效的控制。以上方法建立的渗透率模型，强调了主力产层的相对高渗，并体现出了某一区域渗透率分布的规律性，具有较强的可操作性，气井生产历史拟合证实，该方法确定的渗透率及建立的渗透率模型比较客观地反映了地层的实际渗透性，对评价气田动态指标产生了积极的影响。     

不同类型碳酸盐岩气藏开发特征

碳酸盐岩气藏在世界范围内已经发现的气藏中占有重要地位。近年来中国的碳酸盐岩气藏勘探开发也呈现出快速发展的态势,特别是在塔里木、鄂尔多斯和四川盆地,碳酸盐岩气藏已经成为陆上开发有前景的气藏类型。碳酸盐岩气藏的开发不同于碎屑岩气藏,正确认识碳酸盐岩气藏的类型和开发特征对于增强碳酸盐岩气藏开发的理论性和系统性具有十分重要的意义。基于中国碳酸盐岩气藏开发的实践,按照"实用性、指导性和科学性"的划分原则将碳酸盐岩气藏分为缝洞型、礁滩型、岩溶风化壳型和层状白云岩型4种类型。缝洞型碳酸盐岩油气藏以多缝洞单元为特征;礁滩型碳酸盐岩气藏以多气-水单元为特征;岩溶风化壳型碳酸盐岩以发育不同规模尺度优劣储集体为特征;层状白云岩气藏以发育层状白云岩储层为特征。碳酸盐岩气藏类型划分和开发特征研究为全面认识碳酸盐岩气藏奠定了基础,同时为相同类型碳酸盐岩气藏的开发提供有效指导。     

碳酸盐岩储集层岩石物性变化与结构变形实验

为研究压力对碳酸盐岩孔隙结构、岩石物理性质等方面的影响,在压力循环加载条件下对伊朗西南部South-Pars气田下三叠统Kangan组2个碳酸盐岩柱状岩心样品进行孔隙度、渗透率、CT扫描、扫描电子显微镜(SEM)、弹性波速度等分析。在2个岩心样品中,一个样品为方解石,另一个为含硬石膏结核的白云石,分别以6个阶段循环施加13.79 MPa和27.58 MPa的负载压力,统计分析2个样品在不同压力加载/卸载阶段下的物性变化特点。结果表明,方解石样品的孔隙度和渗透率随压力载荷的增加而减小,这与纵波和横波速度测试的结果一致。在白云石样品中则没有观察到这种趋势。在纵波和横波速度分析中可观察到压力加载阶段速度发生起伏,这可能是由于孔隙具有不同几何形状和样品中的孔隙发生变化所致。研究碳酸盐岩物性随压力的变化有助于优化调整油气藏开发方案。图13表2参48     

哈拉哈塘地区碳酸盐岩孔洞型储集层评价与开发

哈拉哈塘地区是塔里木油田塔北碳酸盐岩地层增储上产的主力区块,碳酸盐岩地层遭受了多期岩溶作用,大型缝洞体发育。依据该区测井、地震资料响应特征建立该区3类储集层评价标准。总结哈拉哈塘地区130余口井试油结果发现,Ⅱ类孔洞型储集层物性相对较差、自身产能较低,通过酸化压裂改造后可能获工业产能。分析Ⅱ类孔洞型储集层经过酸化压裂改造为出油、出水和不出液的3个实例后认为,Ⅱ类孔洞型储集层在其井旁储集体不发育的情况下,不建议酸化压裂改造,酸化压裂改造往往更容易沿纵向延伸,从而沟通底部鹰山组水体;Ⅱ类孔洞型储集层,试油结果为干层的.反映酸化压裂改造裂缝延伸范围内未能连通大的缝洞体,其井底位置离缝洞主体相对较远,建议利用现有测井资料对地震资料重新进行标定,寻找更有利的储集体位置,进行加深或者侧钻:Ⅱ类孔洞型储集层.在井旁储集层较发育时,建议进行酸化压裂改造,裂缝更容易沿横向上延伸,从而连通一间房组大的缝洞主体,获得高产工业油流。     

川东北碳酸盐岩气藏岩石渗透率变化实验

地应力变化是一个三轴方向上的综合应力变化,传统的应力敏感性实验与地层真实情况存在较大误差。为了研究超高压碳酸盐岩气藏储层渗透率与有效应力的关系,针对实际井获取的岩心,设计了不考虑岩石中孔隙流体压力的三轴应力变形实验和考虑岩石中流体压力的变形实验方案,推导了由三轴应力实验数据计算渗透率变化的数学模型,在此基础上分析了川东北碳酸盐岩超高压气藏岩石渗透率变化与有效应力的关系。结果表明:在同样的有效应力条件下,考虑孔隙中流体压力时渗透率下降幅度更大。3号岩心有效应力达到50 MPa时,无因次渗透率下降幅度为57.48%。对于天然裂缝发育的岩心,使用考虑岩心中流体压力的变形实验能更好地获取渗透率的变化规律;对于天然裂缝不发育的岩心,使用不考虑岩心中孔隙流体压力的三轴应力实验能更好的获取基质渗透率的变化规律。对比国内外异常高压气藏,认为研究区气藏渗透率的应力敏感性较强。实验研究为气藏科学、高效开发提供了科学保障。     

裂缝发育碳酸盐岩气藏气井产能变化影响因素

应力敏感是影响裂缝发育碳酸盐岩储层气井产能的重要因素,目前大多基于岩心实验分析来描述其对产能的影响。针对含天然裂缝岩样取心难度大,以及不同裂缝发育岩心应力敏感实验结果存在差异等局限性,文中提出了利用试井动态模型预测气井产能的方法。首先,基于典型井试井解释成果,分析储层渗透率应力敏感性;其次,在利用实测产能对试井模型验证基础上,开展是否考虑应力敏感的产能试井设计;最后,根据预测结果定量分析产能变化影响因素。结果表明:地层压力下降是引起气井产能降低最主要的因素,但应力敏感的影响仍不可忽略,随气藏开采应力敏感影响逐渐减小。利用该方法可有效预测该类气藏气井产能。     

我国将加大深层碳酸盐岩气藏开发力度

<正>2019年8月29日,第四届成都天然气论坛指出,我国深层碳酸盐岩天然气资源探明率不到15%,资源潜力很大,是我国油气战略发展的重点领域,提升其勘探开发的技术研究对于加快我国天然气开发、保障能源安全具有重要意义。据中国石油学会理事长赵政璋介绍,我国碳酸盐岩气藏勘探面积达60×10~4 km~2,油气资源量大于25×10~(12) m~3;特别是塔里木、四川、鄂尔多斯三大克拉通盆地内部裂陷和古隆起都非常发育,成藏条件优越且探明率不到15%,资源潜力很大。     

低渗薄层碳酸盐岩气藏水平井开发地质关键技术

针对靖边气田马五₁₊₂碳酸盐岩储层水平井开发中面临的“侵蚀沟槽发育、主力储层厚度薄、小幅度构造变化快、储层非均质性强”等实施难点,综合应用三维地震技术、地质储层评价、技术经济分析以及气藏数值模拟等研究方法,建立了水平井井位优选、轨迹优化设计、现场地质导向与轨迹调整等水平井开发关键地质技术。使得完钻水平井有效储层钻遇率达到60%以上,单井产量达到了直井的3～5倍,实现了靖边气田水平井规模化应用。     

不同类型典型碳酸盐岩气藏开发面临问题与对策

中国碳酸盐岩气藏主要分布在塔里木、四川和鄂尔多斯盆地,碳酸盐岩气藏开发面临着储层非均质性强、预测难度大、流体性质及分布复杂、单井产量差异大、稳产难度大等难题。立足于中国碳酸盐岩气藏的开发实践,可将中国碳酸盐岩气藏划分为：缝洞型、礁滩型、风化壳型以及层状白云岩型4种类型。不同类型碳酸盐岩气藏在储集空间、储层成因、开发特征等方面存在很大差异,气藏特征的差异导致不同类型碳酸盐岩气藏面临不同的开发难题。以中国目前正在开发的4个典型碳酸盐岩气藏为例研究不同类型气藏开发面临的问题,并在此基础上提出了典型气藏开发的解决对策,从而为不同类型碳酸盐岩气藏实现“规模建产、高效开发”提供技术支撑。     

国内外大型碳酸盐岩气藏主要开发评价指标

以四川盆地元坝气田上二叠统长兴组气藏和安岳气田磨溪区块下寒武统龙王庙组气藏等一批大型碳酸盐岩气藏的勘探发现为标志,我国大型碳酸盐岩气藏勘探开发进入了新阶段。然而由于碳酸盐岩气藏特殊的成藏过程使得该类气藏地质条件复杂,开发面临的不确定性大,不同气田开发效果差异较大。为科学开发碳酸盐岩气藏,以国内外开发成熟的不同类型碳酸盐岩气藏为解剖对象,剖析了典型气藏开发效果之间的差异及影响因素,归纳出影响碳酸盐岩气藏开发特征的主控因素,在细分气藏类型的基础上,提出了不同类型气藏开发指标推荐取值。结论认为,影响碳酸盐岩气藏开发效果的主要因素为驱动类型、储层物性、裂缝发育程度及气藏管理措施,基于开发主控因素将碳酸盐岩气藏细分为弹性气驱、孔隙型水驱、裂缝型边水驱和裂缝型底水驱4个亚类;通过统计分析提出了可采储量采气速度、稳产期、递减率和采收率等开发指标,可为国内类似气藏得科学开发提供参考。     

碳酸盐岩储集层测井解释译文集

《碳酸盐岩储集层测井解释译文集》一书(杜奉屏等译),最近由石油工业出版社出版。本书是根据近几年来苏联、美国有关碳酸盐岩测井解释和物性研究方面的一些文章编辑成的。第一部分根据苏联Б.Л.阿力克山德洛夫著的《利用地球物理方法研究碳     

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。     

致密碳酸盐岩储集层的裂缝描述与模拟

科威特西部的Najmah／Sargelu储层是一个致密碳酸盐岩油藏，油藏内的裂缝网络构成了孔隙度和渗透率。用多学科综合方法整合了地质数据[井眼成象（BHI）测井、岩心和电缆测井]、地球物理数据[地震相分析（SFA）]和油藏工程数据[生产、生产测井测试（PLT）和试井]，以便识别出裂缝的主要类型，预测油藏内存在的裂缝并且确定不同裂缝类型的水力特征。     

柴达木盆地北缘马西气藏储集层研究

柴达木盆地北缘马西气藏古近系渐新统下干柴沟组下段储集层,形成于辫状河三角洲沉积环境,储集层岩石类型主要为细粒砂岩、中粒砂岩和粉砂岩。砂岩以岩屑长石砂岩为主,其次为长石岩屑砂岩。碎屑岩颗粒分选性中等—好,胶结类型以接触—孔隙式为主,接触关系以点接触为主。砂岩储集孔隙类型以原生粒间孔为主,属于大孔隙,以粗喉道为主。储集层孔隙度平均为25.21%,渗透率平均为963.52×10^-3 μm²,综合评价为高孔高渗的好储集层。     

柴北缘马西气藏储集层研究

马西气藏古近系渐新统下干柴沟组下段(E31)储集层,形成于辫状河三角洲沉积环境,储集层岩石类型主要为细粒砂岩、中粒砂岩和粉砂岩。砂岩以岩屑长石砂岩为主,其次为长石岩屑砂岩。碎屑岩颗粒分选性中等-好,胶结类型以接触-孔隙式为主,接触关系以点接触为主。砂岩储集孔隙类型以原生粒间孔为主,属于大孔隙,以粗喉道为主。储集层孔隙度平均为25.21%,渗透率平均为963.52×10-3μm2,综合评价为高孔高渗的好储集层。     

羌塘盆地侏罗系碳酸盐岩储集层特征

在野外露头资料研究的基础上,运用岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、常规物性、毛细管压力曲线等手段,对羌塘盆地侏罗系碳酸盐岩储集层的岩石学、孔渗性及孔隙结构等特征作了详细研究。岩石类型主要为颗粒灰岩,包括内碎屑灰岩、鲕粒灰岩和生屑灰岩。储集空间包括孔隙和裂缝两种,孔隙主要为次生溶孔,裂缝为构造缝和溶蚀缝。孔隙的微观结构较差,基本上属于低孔低渗致密储集层。强烈的机械压实作用、胶结作用是导致储集层孔隙结构变差的主要因素,后期的溶解作用对储集层物性有一定的改善。构造作用使得岩石中裂隙发育,提高了岩石孔渗性,极大地改善了岩石的储集性能。     

塔河油田碳酸盐岩储集层地球物理识别模式

塔河油田碳酸盐岩储集层埋藏较深，一般都在5300m以下，储集层主要为碳酸盐岩裂缝和溶蚀缝洞系统，纵横向非均质性强，储集层横向预测困难，通过大量的钻井，岩心，测井，地震资料对比分析，探讨并建立了超深层碳酸盐岩储集层的地球物理识别模式，为碳酸盐岩储集层的识别和预测提供了科学依据，成为塔河油田勘探开发的技术支持。     

利用测井资料识别碳酸盐岩储集层

一、碳酸盐岩储集层的基本性质储集层的基本性质是孔隙度、渗透性、含油水饱和度。碳酸盐岩的孔隙度本质上会影响所有其它的物理性质。取决于产生的时间,碳酸盐岩储集层的孔隙度可以有沉积成因、沉积变质成因和后生成因。前一种是原生孔隙度,后一种是次生孔隙度。沉积变质成因的孔隙度可以是原生的或者是次生的。很难确切的区分原生孔隙和次生孔隙。碳酸盐岩往往都经过复杂的变化,因此碳酸盐岩就有极不一致的孔隙度和孔隙空间结构。可以区分为几种不同类型的孔隙度:总孔隙度、连