微裂缝性特低渗透油藏储层特征研究

将不同渗透率的含微裂缝与相同渗透率、不含微裂缝低渗透砂岩岩心进行了对比,研究了微裂缝性特低渗透油藏的孔隙空间形态、喉道半径、微观均质系数和相对分选系数等特征,分析了这些特征对孔隙度渗透率性质、可动流体体积和压力敏感性等方面的影响。结果表明,微裂缝性特低渗透砂岩孔道与孔道之间主要靠微裂缝连接,连通性较低,主要由微裂缝提供渗流能力。气测渗透率和微裂缝宽度、微观均质系数、相对分选系数和可动流体体积百分数等都有明显的幂律关系。孔隙度与渗透率相关性差,气测渗透率与水测渗透率比值较大,各向异性和非均质性严重,压力敏感性较强。渗透率低不是低渗透油藏的本质特征,只是外在表现形式之一。应该根据微观孔隙结构特征、可动流体体积百分数和压力敏感特征等多个因素综合评价其储层特征。     

低渗透砂岩储层可动流体赋存特征及影响因素研究——以姬塬油田长6储层为例

为了评价姬塬地区长6致密砂岩储层,综合应用恒速压汞及核磁共振等实验对储层样品进行了测试,探讨了储层微观孔喉与可动流体的赋存特征及影响因素。研究结果表明,孔喉半径比大、分布范围宽、主流喉道半径小是导致低渗透储层物性差、孔隙结构复杂、可动流体含量低的关键因素,从而使低渗透储层表现出排驱压力高、小喉道发育、可动流体动用程度低等特点;可动流体的充注以及驱替受到孔喉特征与配置关系的影响,流体可动用程度低是致密砂岩储层开发效果较差的重要因素;储层的开发效果可以通过可动流体的赋存特征来预测。     

低渗透油藏差异开发技术研究与实践 ——以济阳坳陷博兴洼陷为例

为提高低渗透油藏储量动用率和原油采收率,在总结博兴洼陷低渗透油藏研究成果及各种资料的基础上,依据低渗透油藏的地质特点和储层物性特征,通过理论研究和室内实验相结合的方式,研究了低渗透油藏的渗流机理,因不同渗透率级差低渗透储层流体渗流特征不同,将低渗透进一步细分为普通低渗透、特低渗透、超低渗透。对开发难度大的特低渗透、超低渗透油藏采取了常规注水开发、小井距注水开发、大型压裂弹性开发、气驱开发和长水平段水平井非常规开发等一系列差异开发技术,取得了明显的技术进展,并对这些技术在低渗透油藏开发的适用性进行了评价。研究认为,博兴洼陷低渗透油藏内的流体均具备一定的流动能力,通过差异开发技术改善渗流特征,可以实现有效动用。     

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。     

中东H油田储层综合评价方法研究

中东H油田属于低渗碳酸盐岩油藏,该类油藏储层复杂,常规砂岩的储层评价方法不适用,有必要开展低渗碳酸盐岩油藏储层评价方面的研究工作。基于大量的室内岩心实验,将分析结果与现场生产实际相结合,优选出主流喉道半径、可动流体百分数、启动压力梯度和原油黏度4个评价参数,对储层进行了综合评价。研究表明：低渗透碳酸盐岩储层主要受喉道控制,喉道的大小决定了储层渗透通道的好坏;渗透率和可动流体百分数存在较好的半对数关系,可动流体百分数的大小体现低渗碳酸盐岩储层的开发潜力。基于以上研究,划分了低渗碳酸盐岩油藏四元参数分类界限,建立了低渗碳酸盐岩油藏储层综合评价方法。评价结果与中东H油田6个主力层试釆结果吻合程度较好。该评价方法可有效指导开发初期油田产能区块的优选。     

特低渗透砂岩储层可动流体赋存特征及影响因素

利用核磁共振技术,对鄂尔多斯盆地延长组特低渗透砂岩储层样品进行了测试;对可动流体孔隙度参数进行了定义,分析了可动流体的赋存特征及影响因素.研究结果表明,特低渗透砂岩储层核磁共振T₂谱截止值低,可动流体含量低.可动流体参数分布范围宽且具有较强的非均质性,渗透率越高,可动流体参数与渗透率的相关性越强;渗透率越低,可动流体参数衰减速度越快.特低渗透砂岩储层微裂缝发育程度、黏土矿物充填孔隙程度、次生孔隙发育程度及重结晶等微观孔隙结构特征是可动流体的主要影响因素.     

特低渗透砂岩储层微观孔喉与可动流体变化特征

基于核磁共振、恒速压汞实验结果,对鄂尔多斯盆地延长组特低渗透砂岩储层的微观孔喉与可动流体变化特征进行了定量评价.分析表明,特低渗透砂岩储层可动流体参数、喉道特征参数变化幅度大,孔隙参数差异小.微观孔喉对可动流体参数的影响主要体现在喉道特征的变化上,喉道半径越小,可动流体参数衰减越快.孔喉比较大、分布范围宽是特低渗透砂岩...     

高邮凹陷南断阶特低渗透油藏储层微观孔隙结构特征及分类评价

针对高邮凹陷南断阶特低渗透油藏储层物性较差、不同区块开发难易程度差异较大等问题,综合应用恒速压汞、核磁共振、离心实验及油水驱替等实验技术对储层微观孔隙结构、油水渗流机理及核磁共振可动流体百分数等进行了系统研究,并根据五元分类系数法对不同区块进行了储层评价和分类优选.结果表明,南断阶特低渗透油藏泰州组储层物性优于阜宁组,不同渗透率储层喉道发育特征差异较大而孔道分布特征基本相同,渗透率越小则微孔隙越发育;储层主流喉道半径与渗透率之间具有较好的指数关系.泰州组和阜宁组储层可动流体百分数平均值分别为67.2％和32.9％,阜宁组可动流体百分数从大到小依次为陈2、竹墩、许庄、方巷和徐31区块.水驱过程中油相渗透率随含水饱和度的增加而急剧减小,但水相渗透率增加幅度很小,水驱油效率平均值为54.1％;水驱后储层较大孔隙空间仍含有一定量残余油,而微小孔隙中的原油基本未被驱替出来.研究区特低渗透油藏不同区块储层开发难易程度从低到高依次为:竹墩区块泰州组,陈2、许庄、竹墩、方巷和徐31区块阜宁组.     

低渗透油田储层综合评价方法

根据低渗透储层特点,利用恒速压汞、核磁共振、低渗透渗流理论和物理模拟实验研究手段,将喉道半径、可动流体百分数、启动压力梯度、有效驱动因子4个参数作为低渗透油储量的评价指标,建立了与之对应的分级评价方法和分级界限.同时以丰度、有效厚度、喉道半径、可动流体比率、启动压力梯度和有效驱动因子6个参数作为低渗透油田储量综合评价指标建立了评价新方法.该方法成功地应用于大庆油田外围低渗透储层评价,为低渗透储层的合理开发提供了理论依据.     

川西新场须四段致密砂岩储层微观孔喉与可动流体变化特征

为了评价川西新场须四段致密砂岩储层,应用恒速压汞及核磁共振实验方法对储层微观孔喉与可动流体变化特征进行定量分析。结果表明,须四段致密砂岩储层可动流体参数、喉道特征参数及孔隙参数变化幅度大。微裂隙发育的致密砂岩储层孔隙对可动流体参数的影响较喉道要更大一些,在微观上可动流体参数主要受孔隙控制。孔喉半径比较大、分布范围宽是致密砂岩储层可动流体含量低、可动用程度差的主要原因之一。微裂隙发育的致密砂岩储层具有喉道进汞饱和度较孔隙进汞饱和度高的特点,说明新场须四段致密砂岩储层的储集空间类型主要为孔隙—裂缝型。     

基于等效毛细管的低渗透气藏液相侵入模型

为了从微观尺度上探讨低渗透气藏液相侵入微观流动机理,采用激光刻蚀技术建立了致密砂岩孔隙网络模型,开展了液相侵入微观可视化流动实验,分析了液相侵入和流体返排过程孔隙网络内水相的动态分布;建立了基于等效毛细管束的低渗透气藏液相侵入微观流动模型,采用致密砂岩水相自吸侵入实验验证了模型的可行性。实验发现,孔隙网络内水相侵入与毛细管力侵入规律类似,初期液相主要沿着较大孔隙流动,液相通过与孔隙连通的喉道逐渐推进;较小喉道中的水相难以返排,阻碍气相的流动。研究结果表明,黏滞阻力对致密砂岩水相侵入起主导作用,但在负压差条件下,液相仍能侵入岩心,且岩石越致密,水相最大侵入深度越大。建立的液相侵入模型为低渗透气藏液相侵入损害及保护机理研究提供了理论参考。      

致密砂岩储层流体敏感性评价方法——以塔里木盆地克拉苏气田克深9井区K_1bs组为例

目前全球尚没有针对致密砂岩气藏储层敏感性评价的标准或规范,国内大多都遵照SY/T 5358—2010《储层敏感性流动实验评价方法》进行储层敏感性评价,但该评价方法主要是针对油藏的,适用范围是空气渗透率大于1 mD的碎屑岩岩样,故而存在实验压力高、驱替速度慢、实验周期长、测试数据误差大等不足。为此,以塔里木盆地克拉苏构造带克深区带白垩系巴什基奇克组致密砂岩储层为样品,从分析致密砂岩储层特征入手,充分考虑目前致密砂岩储层敏感性评价中存在的主要问题,在大量微观地质研究和敏感性评价方法研究的基础上,提出了致密砂岩储层敏感性评价的改进方法,包括采用气相作为测试介质、建立气层初始含水饱和度、测试流程规范统一、保持前后一致的流体饱和度等,并通过室内实验对改进后方法与原方法的评价结果进行对比。结果表明:改进后的致密砂岩储层敏感性评价方法不仅能够缩短实验周期,降低对设备承受高压的要求,而且所得到的结果也更加符合气层的实际条件,可靠性更强,有利于正确指导致密砂岩气藏后期开发工程设计,对致密砂岩气藏的高效勘探开发具有重要意义。     

致密砂岩储层微观孔喉分布特征及对可动流体的控制作用

为分析致密砂岩储层多尺度微观孔喉分布对可动流体的控制作用,以鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部三叠系延长组长6、长7和长8油层组为例,将高压压汞与核磁共振技术结合,研究致密砂岩储层多尺度微观孔喉分布特征,将离心实验与核磁共振T₂谱分析技术相结合,探讨致密砂岩储层可动流体的分布特征,两者结合研究致密砂岩储层孔喉分布对可动流体的控制作用。研究区延长组致密砂岩储层微观孔喉半径分布范围宽,分布在0.6~3 050.8 nm,主体分布在10~500 nm,表明该致密砂岩储层主要发育微、纳米级孔喉,主体为纳米级孔喉;致密砂岩储层中可动流体饱和度为9.83%~25.64%,平均值为17.53%,普遍较低。储层孔隙度和储层渗透率与可动流体孔隙度具有较好的正相关性,表明储层物性条件对致密砂岩储层可动流体分布具有较好的控制作用;大于50 nm孔喉占全部孔喉比率、大于100 nm孔喉占全部孔喉比率、最大孔喉半径、峰值孔喉半径等参数与储层可动流体孔隙度均具有较好的正相关性,表明储层中相对较大孔喉,尤其大于100 nm孔喉的分布对致密砂岩储层可动流体含量具有重要的控制作用;孔喉的分选系数与可动流体含量表现为正相关,这主要与致密砂岩储层中孔喉半径分布较宽且分选好的致密砂岩主要以细小孔喉为主有关。     

运用高压压汞及扫描电镜多尺度表征致密砂岩储层微纳米级孔喉特征——以渤海湾盆地沾化凹陷义176区块沙四段致密砂岩储层为例

选取渤海湾盆地沾化凹陷义176区块沙河街组四段32块致密砂岩样品进行高压压汞、覆压孔渗等实验,结合环境扫描电镜的镜下特征,探讨致密砂岩储层的微观孔喉结构特征及其渗透性,特别是流体在纳米级及微米级喉道的渗流特征。实验表明：研究区的排替压力分布范围大,结合孔喉的分布情况和渗透率的相对大小,将该区的储层分成4大类6亚类;dv/d（logd）能够准确形象地反映各级孔喉分布情况,结合环境扫描电镜对孔喉相对大小的识别结果,将研究区的孔喉体系分为纳米级、微纳米级、纳微米级及微米级等4类,将喉道分为纳米级喉道和微米级喉道;通过相关性分析,发现纳米级喉道控制着渗透率,而微米级喉道更多贡献于孔隙度;高压压汞在研究致密储层的孔喉特征时,不仅能够表征常规孔喉的结构特征,同时也能反映微纳米级孔喉的大小及流体在其中的渗流特征,对进一步精细评价储层具有良好效果。     

致密砂岩气藏高温高压敏感性评价及机理探讨——以塔里木盆地B区块致密气藏为例

致密砂岩气藏储量丰富,因其低孔低渗、高毛细管力、高黏土矿物含量、孔喉细小、非均质严重等特点,导致其易受到敏感性损害。目前大多数敏感性评价研究针对常规中、低渗储层,对于致密砂岩气藏敏感性评价技术尚未成熟。文中以塔里木盆地B区块致密砂岩气藏为例,通过岩心流动实验,进行模拟地层条件下的高温高压敏感性评价。结果表明,该区块高温高压敏感性具有弱速敏损害、中等偏强水敏损害、中等偏弱盐敏损害、中偏弱碱敏损害、弱酸敏损害、强应力敏感损害的特点。进一步运用X射线衍射、扫描电镜、铸体薄片等测试手段,分析了B区块致密气藏矿物类型、体积分数、形态及分布特征,剖析了敏感性的成因——储层敏感性矿物及微观孔喉结构。     

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。     

白云岩与砂岩致密储集体质量的差异性

白云岩与砂岩致密储集体质量参数为随机分布的连续谱系，孔隙结构、物理参数复杂多变，表征难度较大。基于铸体薄片、压汞、核磁共振、孔隙度和渗透率等测试技术，结合大量天然气勘探开发实际资料，采用统计分析对比方法，重点讨论了储层质量宏观与微观参数特征。结果表明，白云岩与砂岩致密储集体质量参数具有正态分布特征，是一种金字塔数据结构，常规储层比例一般为15%~20%，是砂岩或白云岩致密储层的“甜点”；致密砂岩储层微观孔隙发育，孔、喉连通性较好，分布比较均匀，储层孔、渗关系较好，表现为相对高孔和低渗；白云岩致密储层质量尽管具有孔、喉连通性差和孔、渗关系较差的不利因素，但也具有相对高渗、低束缚水饱和度、低排驱压力及裂缝网络发育等有利因素，天然气渗流能力较好，勘探开发潜力较大。我国发育碳酸盐岩沉积，应加强致密白云岩气藏成藏条件研究与勘探。     

醇基压裂液的研究与应用

以低分子醇类配制的醇基压裂液,应用于低渗透致密气藏可促进返排,有效解除水锁,增加气井产量。分析了低分子醇类对羟丙基胍胶分子(HPG)溶胀及交联的影响机理,研制了专用增溶剂和交联促进剂,实现了HPG配制醇基压裂液,醇含量可达20%(w),性能优良。该体系在JN气田致密砂岩储层成功应用,效果明显优于同类储层邻井。     

粗糙孔壁对微/纳米尺度下致密砂岩气流动的影响

致密砂岩气藏具有明显的低孔低渗特征,基于常规低渗透气藏开发理论的实验手段和数值模拟方法无法准确揭示致密砂岩气藏的微观流动规律。同时,以往研究多针对简单平直通道或随机生成多孔介质开展流动模拟,而关于粗糙孔壁对致密砂岩气流动的影响研究较少。为此,考虑滑脱效应、边界克努森层以及非理想气体稠密性影响,基于LBGK-D2Q9模型构建了致密砂岩气藏微/纳米尺度流动数学模型,引入正则化算子消除格子Boltzmann方法在模拟微/纳米尺度复杂多孔介质流动中的非正常物理现象,提出了适用于模型的组合反弹/反射滑移边界条件关键参数,通过与文献中多种数值模拟方法的计算结果对比验证了模型的正确性。在此基础上,研究了孔道壁面分形维数、相对粗糙度、孔径、压力以及克努森数(Kn)对致密砂岩气流动影响规律,并通过大量模拟数据拟合得到孔道中致密砂岩气渗透率与Kn、壁面分形维数及相对粗糙度的数学关系式。研究结果表明:壁面分形维数和相对粗糙度越大,孔道中致密砂岩气平均流速越小,从而使得气体质量流量减小,渗透率显著下降;微尺度效应可促进致密砂岩气流动,且孔道壁面越粗糙其促进作用越弱;在给定粗糙孔道中,致密砂岩气流动特征主要受K...     

洛带气田遂宁组特低渗致密砂岩气藏压裂改造技术应用研究

洛带气田遂宁组气藏埋藏较浅，属典型的特低渗致密气藏。储层为砂泥岩互层或泥岩夹层，单层砂体很薄，微裂缝较发育和非均质性强，长期以来一直被视为“非储层”。文章进行了储层敏感性评价和低伤害压裂液优选研究，提出了以“多层合压或分层压裂、中砂量、中前置液量、中排量、中砂比、强化返排措施”为特色的水力压裂改造技术，取得极为明显的增产效果，平均单井增加无阻流量4.62×104m3/d。遂宁组特低渗致密砂岩气藏压裂改造技术的重大突破，为难动用储量的升级和增储上产做出了关键性贡献，使以前一直被认为是“非储层”的致密气藏成功转化为工业性气藏，并成为川西地区增产效果最好的气藏之一。