东海某气井低渗储层特征评价及污染因素分析

东海深部地层低渗透油气资源储量巨大,受制于储层本身物性和钻完井施工影响,部分气井储层保护效果不理想。以东海某气井低渗储层岩心资料为基础,开展润湿性、非线性渗流、核磁共振、钻井液损害储层室内评价实验,揭示了低渗储层基本特征及渗流规律,评价了该类储层的可动用性。结合钻完井施工情况,进一步分析了导致该气井低渗储层污染的影响因素。研究表明,该气井低渗储层岩石亲水,孔喉细小,发生水锁后不易解除。低压力梯度下存在明显的非线性渗流特征。10 ×10?3 μm2以下储层可动流体百分数低于57.86%,属于三类储层,动用难度大。相比浸泡时间,钻井压差损害更大,压差应尽可能控制在3.5 MPa以内。     

电阻率测井泥浆侵入影响校正方法研究——以鄂尔多斯盆地天然气储层为例

地层压力低导致泥浆侵入深度加大，电阻率测井响应受到泥浆侵入的影响不能真正反映地层的电阻率特性。在天然气高产的储层段，深、浅电阻率测井应该有的差异被弱化，使得电阻率测井识别与评价天然气储层的应用受到制约。为此，依据电阻率测井的基本原理及泥浆侵入对双侧向测井的影响机理，研究了鄂尔多斯盆地天然气储层电阻率测井的响应特征及其在应用中存在的问题，探讨了仪器结构参数、地层视电阻率、真电阻率、泥浆侵入深度之间的关系，给出了电阻率测井泥浆侵入影响的校正方法及泥浆侵入深度的计算方法；选择了有代表性的几口井（A15井，A16井，AK2井）对方法进行了验证，改进了该地区天然气储层的识别与评价方法。     

不同取心方法条件下的低渗透油层含油饱和度数据分析

含油饱和度是储量计算中的重要参数,通常通过岩心分析的方法来确定,油基泥浆取心分析的含油饱和度可信度高于水基泥浆分析的含油饱和度,但是油基泥浆取心成本太高。基于低渗透情况下储层自身密闭性良好的考虑,对比了油基泥浆取心和水基泥浆取心分析的原始含油饱和度,论证了在低渗透储层条件下,用水基泥浆取心替代油基泥浆取心确定储层原始含油饱和度的可行性。     

百色盆地致密储层钻井液污染测井评价及应用

百色盆地东部坳陷中央凹陷带那读组储层具有低孔隙度低渗透率特征,一直缺乏有效评价该地区储层泥浆污染程度的方法.首先通过研究泥浆侵入对电阻率测井的影响,理论推导了一种直接利用深、中、浅电阻率组合测井资料计算泥浆侵入深度的方法,并根据泥浆污染深度与泥浆侵入深度的关系式,得到储层泥浆污染程度评价定量指标;其次分析储层产量和物性参数的相关程度,建立了储层产量和物性参数间的定量计算模型,间接地实现了储层泥浆污染程度的定量评价,形成了一套用测井资料评价储层泥浆污染程度方法,为科学钻井的实施提供了重要依据.经实钻结果验证,所建立的评价方法有效可行,取得了良好的经济效益,具有明显实用价值.     

一种新的计算泥浆侵入储层电阻率分布的数学模型

水基钻井泥浆滤液侵入储层不仅是一个典型的水驱替油的过程,同时伴随着泥浆微粒的侵入和滤液中离子与储层水中离子的混合,改变储层的电阻率,影响测井解释结果.在经典油水两相驱替理论和微粒运移理论基础之上推导出了描述离子混合、泥浆微粒入侵、微粒在储层孔隙中运移、在孔隙表面沉积和在孔喉处被捕集的方程组;依据并联电路原理推导出了由岩石骨架 死孔隙结构、泥浆微粒在孔隙表面和孔喉的滞留部分、剩余油、注入水与油层水的混合液4部分并联电阻表达式.建立了一个计算泥浆侵入条件下电阻率剖面上分布的数学模型.用有限差分法进行了求解并给出了一个高侵算例.     

油基泥浆微电阻率扫描成像测井裂缝识别与评价方法

根据岩心观察和微电阻率扫描成像测井等资料,对克深气田巴什基奇克组储层的裂缝发育特征进行研究。重点针对克深2-2-12井基于油基和水基泥浆采集得到的成像测井图像进行对比,并总结油基和水基泥浆成像测井图在裂缝识别效果等方面的差异。研究结果表明,与水基泥浆相比,规模较大的裂缝在油基泥浆成像测井图上基本可以识别,但有一些小裂缝显示不清;整体上对高角度缝的拾取率较高,对低角度缝基本无法拾取,且层理等层面信息丢失严重。可通过油基泥浆成像测井与岩心资料对比、标定,并与井径、声波时差以及阵列声波等测井技术序列进行对比验证,进一步提高油基泥浆裂缝识别与解释的精度和准确度。     

不同泥浆侵入环境下储层电性变化特征

泥浆侵入对储层电性的影响往往会导致错误的解释结论,甚至丢掉油层.搞清泥浆侵入对电性的影响规律非常必要.从实验室泥浆侵入模拟实验和现场不同泥浆侵入环境下电阻率测井资料对比2个方面出发,综合分析了泥浆的封堵性能、泥浆与地层水矿化度差异、储层物性、流体性质、浸泡时间等因素对储层电性变化的影响程度,得到了不同泥浆侵入环境下储层的电性变化特征,对消除侵入影响.求准地层真电阻率和侵入深度(侵入半径),进而估算地层原始含烃饱和度有着极为重要的意义.     

利用测井资料精细评价特低渗透储层的方法

鄂尔多斯盆地BB油田长3、长4+5特低渗透储层测井中泥浆滤液对地层侵入作用弱,直观指示油气层和水层的微电极及深、中、浅电阻率的有序排列基本消失,储层中发育的微裂缝还造成井眼的不规则扩径等,导致测井响应中来自油气的成分少,有生产能力的低孔隙度储层与无效层段之间差异很小。通过确定特低渗透储层有效厚度下限,将地层电阻率作为地质背景条件,分析岩性和电性特征及其相应的统计标准,充分利用测井资料分析、识别影响特低渗透储层参数变化特征及有效油气成分。并采用测井与地质及试油等资料综合对比研究,分析储层中不同岩性的钙质、泥质夹层的定量统计、扣除方法及其对测井曲线造成的背景值影响,特别是利用微电极电阻率测井曲线的幅度、差异及其性质,精细评价和划分了特低渗透储层,有效提高了该区目的层段特低渗透储层测井解释和有利区预测精度,为该区特低渗透油田增储上产提供了可靠依据。      

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用测井资料计算泥浆侵入深度主要是基于电阻率径向分布特征进行的,传统的方法主要有图版法、经验公式法。用测井资料计算泥浆侵入油气层深度是十分有效而直接的手段,用其间接地评价钻井泥浆污染油(气)层的程度则是一项经济可行的新技术。文章在分析比较了传统的泥浆侵入校正方法的基础上,经过理论推导和应用介绍了一种直接利用深、中、浅电阻率组合测井资料计算泥浆侵入深度的新方法。通过对研究工区10多口井的实际资料进行处理,泥浆侵入深度的解释结果与测试评价基本相符,应用表明,该方法不但可以求出钻井泥浆侵入深度,还可求出地层真电阻率,它优于传统的方法,对低侵、高侵和无侵三种情况都实用,不失为一种计算泥浆侵入油气层深度的新方法。     

低成本高效开发致密油气藏的新途径（一）

近日塔里木传来迪北104井采用氮气钻开储层获高产油流的消息,该井井深4794．81m,侏罗系。对比同层邻井迪北102井（采用油基泥浆保护储层,未产油气,后虽经压裂改造,日产气仅1万多方）,氮气钻井保护储层,低成本,高效益的成效十分突出（见表1）。     

大庆油田致密油储层压裂增能影响因素分析

为了明确不同因素对压裂增能效果的影响,对致密油藏压裂液注入、焖井、采出全过程进行了模拟。选取大庆外围致密油储层天然岩心开展实验研究,通过对采出程度、孔隙压力和含水率的监测,分析了岩心渗透率、润湿性、裂缝条数、注入量、焖井时间和泥质含量对致密油藏压裂增能动态响应特征的影响。研究结果表明,致密油储层压裂增能工艺可以有效改善致密油储层的采收率;储层物性越好、水湿性越强,压裂增能效果越好,渗透率1.68×10-3μm2岩心比渗透率0.39×10-3μm2岩心的采出程度高10.8%,强水湿岩心与弱水湿岩心的采出程度相差2.86%。此外,通过提高压裂液注入量、增加裂缝数量、优化焖井时间和加入防膨剂都能够显著提高致密油藏的采收率,为油田提供技术参考。     

超低渗透钻井液完井液技术研究

介绍了零滤失井眼稳定剂及超低渗透钻井液完井液的组成.在水基、油基钻井液中加入一定量的零滤失井眼稳定剂可以形成超低渗透钻井液.对加入一定量零滤失井眼稳定剂钻井液的API滤失量、高温高压滤失量、砂床滤失量、高温高压砂床滤失量、岩心滤失量、岩心承压能力、封堵裂缝效果和岩心渗透率恢复值的变化进行了评价.实验结果表明,超低渗透钻井液的砂床滤失量不是时间平方根的函数,与API滤失量没有对应关系;超低渗透钻井液对不同孔隙的砂床、岩心和裂缝具有很好的封堵能力,可以实现零滤失;零滤失井眼稳定剂可以防漏堵漏;通过增强内泥饼封堵强度大幅度提高了岩心承压能力;能有效保护储层,岩心渗透率恢复值大于95%.     

油基钻井液环境下的录井方法及实践

油基钻井液以其良好的润滑性、抑制性而在稳定井壁、抑制地层水敏膨胀及快速钻进等方面有独特优势，在越来越多的各种高难度钻井中被采用。油基钻井液对传统录井有较大影响，尤其是岩屑的清洗辨认及油气显示识别。为了消除或减少其影响及干扰因素，得出可靠的录井结论，通过现场反复探索与实践，对油基钻井液条件下不同录井手段进行了有针对性的改进，总结了油气水评价方法。经过对比相关井的测井数据，验证了改进后录井方法的有效性和可靠性，说明对于油基钻井液录井，是能够找到一种有效途径以实现录井目的的。     

气水交替改善CO2驱油效果的适应界限*

针对低渗特低渗透油藏CO2驱油效果差、气窜现象严重等特点,开展了CO2驱气水交替注入(WAG)方式改善CO2驱油效果研究,评价了岩心渗透率及其非均质性对气水交替驱油效果的影响;选取天然露头和人造非均质岩心,对气水交替的注入速率、注入参数及注入量进行优选,进行了WAG驱的适应性评价。研究表明,对于0.5×10^-3、1×10^-3和5×10^-3μm^2的低渗特低渗均质岩心,气水交替驱能够实现良好的流度控制作用,延长CO2的窜逸时间,且渗透率越低,气窜时间越晚;渗透率级差为5、10和50的非均质性岩心,渗透率级差越小,气水比越高,提高采收率效果越好。渗透率级差大于10时,气窜时间明显提前,特别是当级差大于50时,气水段塞无法有效启动低渗基质中的剩余油,快速气窜而无经济效益。利用气水交替在适应界限范围内可显著降低CO2流度,延长CO2窜逸时间,启动基质中的剩余油,提高剩余油采收率。图16表2参20。     

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��The article considers that the increase of both flow quantity at the mud exhaust pipe and fluid level in the mud pit is the most creditable omen that indicates the natural gas has intruded into water-base mud and the kick will happen.But it is different to the gas cut oil-base-mud.Especially,when the gas invaded contains sour gases such as CO₂ or H₂S,there is often no any show at the two places mentioned above,because the kick is coming as the gas cut oil-base mud returns to the well head.     

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。      

联合压汞法表征致密油储层孔隙结构

致密油是非常规油气资源的重要组成部分,致密油储层的孔隙结构决定并影响着渗流规律。当下主要有2种压汞方法进行储层定量表征,分别为高压压汞法和恒速压汞法。通过对8块致密岩心样品先后进行高压压汞和恒速压汞实验,逐一分析阐明了2种方法在致密油储层孔隙结构表征方面的特性,联合2种压汞实验方法,在同一图版上绘出2种方法的压汞曲线,计算得到8块样品完整的孔径分布曲线,并根据Loucks的分类方法计算得到8块样品的孔径分布直方图。研究结果表明:（1）在低汞饱和度下,恒速压汞总体曲线和高压压汞的进汞曲线重叠完好,说明了该区域是反映同一种孔隙结构。（2）通过综合后孔径分布曲线可以明显看出,致密油储层孔隙半径分布在9.2 nm~500 μm之间,致密油储层孔径分布曲线呈多峰形态。右侧孔隙半径80~500 μm之间有一个峰,峰值在半径150 μm左右,孔隙半径小于1 μm的纳米级孔隙大量发育,并出现多个峰值。（3）根据Loucks的分类方法,纳米孔（<1 μm）是主要的孔隙孔径类型,大于62.5 μm的介孔数量次之,中间孔径即微米级孔隙分布最少。      

鄂尔多斯盆地致密储层微观孔隙结构特征与分类

致密储层的微观孔隙结构特征是衡量致密储层油气渗流能力和产量的重要因素,也是目前致密油气藏的研究重点和热点。以鄂尔多斯盆地三叠系延长组长8致密储层为研究对象,通过开展恒速压汞实验和建立微观孔隙结构模型,分析了宏观储层物性参数与微观孔隙结构参数的关系,实现了对致密储层微观孔隙结构的精细划分。研究结果表明：喉道半径越大,总进汞饱和度、喉道进汞饱和度和孔隙进汞饱和度越大,残余的湿相饱和度越小;致密岩心喉道半径及孔隙半径均呈“两端分布少、中间多、左右不对称,粗(正)偏态”的正态分布特征,随着孔隙度和渗透率的增大,正态分布参数α和σ值有增大的趋势;以主流孔喉半径为判别特征参数,将致密岩心孔隙结构类型分为4类：Ⅰ类渗透率大于1×10^-3μm²,主流孔喉半径大于1μm;Ⅱ类渗透率为(0.5～1)×10^-3μm²,主流孔喉半径为0.7～1μm;Ⅲ类渗透率为(0.3～0.5)×10^-3μm²,主流孔喉半径为0.5～0.7μm;Ⅳ类渗透率小于0.3×10^-3     

致密砂岩储层孔隙结构及其对渗流的影响——以鄂尔多斯盆地马岭油田长8储层为例

致密砂岩油藏岩性致密、孔喉细小,贾敏效应及应力敏感性强,导致油气渗流规律不同于常规储层。为研究致密储层孔隙结构对渗流的影响,首先通过岩心观察、铸体薄片、扫描电镜及高压压汞等实验方法,研究了鄂尔多斯盆地马岭长8致密砂岩储层微观孔隙结构特征。结果表明,该储层平均面孔率较低,孔隙类型复杂,非均质性较强;渗透率小于1×10^-3 μm²的岩心纳米级与亚微米级孔喉占总孔喉的比例均较高（30％～55％）,渗透率大于1×10^-3 μm²的岩心微米级孔喉占总孔喉的比例增大。应用毛细管渗流模型分析了不同尺度喉道对渗透率的贡献,指出研究储层中亚微米级孔喉对渗流起主导作用。通过岩心驱替实验发现,油相（S_wc）最小启动压力梯度与岩心最大喉道半径之间呈幂函数负相关,最大喉道半径小于1.0 μm时,油相（S_wc）最小启动压力梯度随喉道半径的降低迅速增加;随岩心渗透率的降低,喉道分布曲线左移,喉道半径减小,对应岩心的流速-压差曲线非线性段增长。