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。     

超低渗储层分类方法探讨

针对超低渗储层分类评价中存在的不足, 引入近几年在储层研究方面发展起来的新技术, 提出了有用孔隙度、主流喉道半径、可动流体饱和度、启动压力梯度4 个超低渗储层分类评价参数,建立了“四元分类标准”。同时对9 个区块进行储层实际分类评价, 评价结果能够有效地反映超低渗透储层的渗流能力及有效储集空间。对油气田开发具有一定的指导意义。     

致密砂岩储层孔喉结构研究进展

产状、大小分布和连通性等微观孔喉结构决定了致密砂岩储层的物性和油气水渗流特征,其定量和科学表征对储层评价和渗流机理研究具有重要意义。系统总结了图像型和反演型2类10种主要孔喉结构测试技术的原理、特点与适用性,分析了致密砂岩孔喉大小、分形、连通性及网络结构等特征及其表征方法,讨论了基于应力变化的动态孔喉结构特征、基于孔喉结构特征的提高采收率技术等2方面研究趋势。致密砂岩孔喉尺度跨度大且结构复杂,需综合采用多种测试技术与表征方法以全面准确厘定孔喉结构特征;随着开发过程中油气藏压力的降低,孔喉结构发生动态的变化;较大喉道及其连通的孔隙体积是决定储层渗流能力及开发效果的关键因素;降低可动喉道半径是提高喉道波及效率、提升致密储层开发效率的重要途经。动态孔喉结构的表征方法及相应的渗流特征、降低可动喉道半径下限的方法尚需开展深入研究。     

苏里格致密砂岩气田潜力储层特征及可动用性评价

苏里格气田开发已全面进入稳产阶段,后备优质储量资源相对不足,对低于物性下限标准的储层进行潜力储层筛选并评价其开发可动用性,具有重要意义。面对气田致密砂岩储层分类不尽完善的问题,继承性开评展了储层系统性综合评价,将储层划分成5大类6种类型,并明确Ⅲ₂类储层是未来最具有开发潜力的储层类型。潜力储层形成主控于同砂岩粒度密切相关的储层物性,即发育于高能心滩-辫状河道微相中上部、中-低能心滩-辫状河道微相主体及中下部物性较差的中-细粒岩相部分。总结了潜力储层的6种发育模式,提出了间接动用、组合动用和直接动用等3种开发动用方式。可动用性评价表明,直接和间接动用方式开发效果相对较好,潜力储层具备较好的开发前景。潜力储层特征及可动用性评价可为未来此类储层开发提供有力支撑。     

致密油储层基质块渗流特征

高效开发致密油藏需要分段多簇水平井体积压裂技术,以形成网络裂缝。压裂后的致密油藏为基质-裂缝双重孔隙介质,渗流过程复杂。由于缝网的复杂性及表述的困难性,导致产能模拟的不确定性。为此文中由易到难,先以一个基质块为研究对象,研究存在启动压力梯度的致密储层压裂后流体从基质块向裂缝的流动;再在一个基质块内建立考虑启动压力梯度的三维渗流模型,并给定不同的边界条件描述基质块衰竭开采的过程,利用有限差分方法建立隐式压力并求解模型。通过选取地质及流体参数进行实例计算,得到不同生产时间、不同启动压力梯度、不同基质块尺寸下的基质块压力分布、日产量、累计产量、可动用体积百分比、采收率等关系,定量地认识了一个基质块的渗流参数,为致密油储层渗流特征研究打下基础。     

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。     

致密砂岩储层核磁共振T_2谱分析研究

为了分析岩石孔隙中流体分布,使用核磁共振(NMR)仪器对致密砂岩储层不同井位岩心进行了测量,得到T_2谱分布。核磁共振(NMR)T_2谱可较为直观的反映岩石孔隙中流体分布。实验结果表明,样品T_2截止值较小,并且其T_2谱分布主要为双峰,横坐标表示横向弛豫时间,横向弛豫时间对应孔隙的大小,1 ms~10 ms对应小孔隙,10 ms~100 ms对应的中等孔隙,100 ms以上对应大孔隙。小孔隙中的流体由于毛管力作用导致流体不可流动,也就是所谓的束缚流体,而大中孔隙中流体可以在驱动力作用下流动也就是常说的可动流体。     

鄂尔多斯盆地中生界延长组特低渗-致密砂岩储层成藏动力学特征

鄂尔多斯盆地延长组特低渗-致密储层孔隙小、喉道细。高压压汞和恒速压汞实验显示,渗透率越低,排驱压力越大,中值半径越小,不同渗透率级别的储层,其渗透率往往由不同级别的喉道半径所控制。特低渗-致密储层具有非达西流的渗流特征,启动压力梯度大,尤其是渗透率小于0.3mD的致密油储层,其启动压力梯度一般大于1MPa/m,石油运移需要较大动力。由于喉道细微,毛细管阻力大,加之储层孔隙形状不规则,矿物颗粒表面以及喉道表面粘土矿物发育,比表面积大,石油通过时摩擦阻力较大,因此特低渗-致密储层中油水难以依靠自然浮力发生重力分异,使得石油无法因重力差异发生游离相"自发"运移,油气运移需外力驱动。长7优质烃源岩具有高产烃率和高排烃率,生烃体积膨胀作用明显,产生超压,是鄂尔多斯盆地延长组特低渗-致密储层石油运移的主要动力。     

致密砂岩储层流体差异性赋存特征——以鄂尔多斯盆地三叠系延长组为例

为探讨致密砂岩油藏储层流体差异性赋存特征,以鄂尔多斯盆地HQ地区三叠系延长组长6、长8油层组及HS地区长6、长8油层组为研究对象,利用核磁共振技术、高速离心实验,按渗透率区间、地区、目的层层位定量分析储层岩石可动流体含量、不同级别喉道控制的可流动孔隙空间等储层流体差异性赋存特征。不同渗透性级别的储层中,不仅总可动流体饱和度差异较大,而且可动流体赋存的喉道区间也存在较大差异。渗透性好,可动流体由较大喉道控制;渗透性差,可动流体主要由较小喉道控制。在较小喉道半径区间（小于临界喉道半径）,随喉道半径增大,可动流体饱和度增加;在较大喉道半径区间（大于临界喉道半径）,随喉道半径增加,可动流体饱和度降低。渗透性越好的样品,其临界喉道半径越大。不同地区、不同层位,总可动流体饱和度值由高到低的顺序依次为HQ长8、HS长8、HQ长6、HS长6。     

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。     

高尚堡油田致密砂岩储层敏感性评价

在高尚堡油田沙三2+3亚段Ⅴ油组致密砂岩油藏储层特征研究的基础上,结合储层敏感性流动实验分析,探讨了致密砂岩储层敏感性和敏感成因。结果表明,储层具有中等偏强盐敏–强盐敏、中等偏弱–中等偏强速敏、中等偏弱–中等偏强水敏、中等偏弱–中等偏强碱敏、弱–中等偏弱酸敏的特征;研究区优势储层以水下分流河道和河口坝砂体为主,储层的泥质含量高、层内非均值性强、渗透率低、孔隙结构复杂是造成储层敏感性强的主要原因;伊/蒙混层和高岭石的相对体积分数较高,进一步加强了储层的盐敏性、水敏性和速敏性。     

含水致密砂岩气藏可动用储量评价新方法及其应用

确定可动用储量是气藏开发评价的核心工作,也是开发方案科学编制的重要基础。致密砂岩储层一般具有基质致密、高含水饱和度等特征,其基质储量动用十分缓慢,气藏开发早期难以准确评价。根据气藏衰竭开采过程中压降漏斗特征,采用长岩心多点测压物理模拟实验方法及流程,模拟测试了常规空气渗透率分别为1.630 mD、0.580 mD、0.175 mD、0.063 mD的含水储层孔隙压力在衰竭开采过程中的变化特征,建立了一套面积占比方法,实现了对可动用储量进行量化评价,提出了一套提高气藏储量动用技术的对策与建议。以井控范围400 m为例,分别评价了瞬时产气量降为10%时的初期配产和极限动用条件两种情况下的储量动用情况。研究结果表明：含水致密砂岩气藏的采出程度与储层渗透率、含水饱和度、废弃产量等因素密切相关,总体上基质越致密、含水饱和度越高、废弃产量越大,则采出程度越低;通过优化加密井网、人工裂缝规模与基质的匹配关系,避开可动水层、实施控水增气开采,降低废弃产量、延长气井生命周期等技术措施可以提高采出程度。     

低渗透致密气藏水基欠平衡钻井损害评价技术

低渗致密砂岩气藏具有孔喉细小、强亲水、裂缝发育等特点,在作业过程中易于受到损害,即使在欠平衡条件下,仍然具有一定的损害可能.在水基欠平衡钻井条件下,低渗致密砂岩气藏主要的损害方式为水锁和应力敏感.利用裂缝可视化测试系统、毛管流动孔隙结构仪等分析测试手段评价了低渗致密气藏的水锁和应力敏感损害.研究表明,低渗致密气藏在欠平衡条件下仍有很强的水锁损害可能,初始渗透率越低,水锁损害程度越大;有效应力一定时,欠压值越小,水锁损害程度越大,过小的欠压值不能起到保护储集层的作用;欠压值一定时,有效应力越大,水锁损害程度越大.目前对欠平衡条件下的水锁损害评价还处于摸索阶段,下一步工作的重点是储集层原地作业条件的真实模拟以及将室内实验结果应用于现场工程设计.图7表6参13     

乌马营二叠系致密砂岩气层测井评价方法的完善

以大港油田乌马营地区YGXX井为代表的二叠系石盒子组深层低孔特低渗致密储集层目前勘探程度较低,没有形成配套的测井评价方法.针对乌马营二叠系致密砂岩含气储集层,利用岩心常规分析数据与测井曲线敏感参数相结合,优化储集层参数计算模型,并引入流动单元概念开展储集层有效性评价,建立了储集层有效性评价图板及重新计算渗透率、孔隙度比...     

致密砂岩启动压力梯度数值的影响因素

为了分析致密砂岩启动压力梯度数值的影响因素,分别从实验设备控制方式和岩石物性参数2方面开展研究。结果表明:采用净围压模式流体恒压注入,可以降低由于实验方法不同带来的实验误差,恒围压模式下测得结果往往偏大;注入方式的不同对拟启动压力梯度数值几乎没有影响。真实启动压力梯度随含水饱和度的增加逐渐增大,达到最大值后逐渐减小,而且渗透率越高的岩心,在相同含水饱和度下的启动压力梯度越小;启动压力梯度随着可动流体饱和度、主流喉道半径增加而降低,且降低的幅度越来越小;微裂缝的存在降低了岩石启动压力梯度。基于上述分析,室内测试启动压力梯度一定要严格模拟地层条件,并按照实际地层水的矿物成分配制模拟注入水,这样测得的结果才有意义。     

致密砂岩储层孔隙度渗透率随净上覆压力变化规律研究

为指导致密油藏的勘探与开发,以鄂尔多斯盆地陇东地区长7致密砂岩储层为例,基于应力敏感实验,开展了地层孔隙度、渗透率随净上覆压力变化规律研究。实验结果表明,随着净上覆压力不断增加,地层孔隙度和渗透率都有不同程度减小,但减小幅度不同。一元二次方程能较好地描述孔隙度、渗透率随净上覆压力的变化关系,由此建立的孔隙度、渗透率计算模型能有效弥补室内实验的有限性和局限性,为油田的勘探开发提供依据。     

大牛地致密低渗透气藏启动压力梯度及应用

在相同含水饱和度条件下,大牛地致密低渗气藏的启动压力梯度随有效渗透率增加而减小;随含水饱和度的增加,气藏的启动压力梯度也增加。根据气体的不稳定渗流理论,推导出气井稳产期泄气半径的计算公式,并得出:在考虑启动压力梯度的条件下,产量相同时,有效渗透率增加,气井稳产期泄气半径增加;有效渗透率相同时,气井产量增加,气井稳产期泄气半径减小的关系。根据气井稳产期的泄气半径可以计算出一定配产条件下的最小井距,只有当气井的实际井距大于最小井距时,才不会因为井间干扰缩短气井的稳产时间。     

济阳坳陷页岩油储层孔隙结构与渗流特征

微观孔隙结构是控制渗流特征的内在因素,渗流特征是微观孔隙结构的外在表现.借助高压压汞测试技术,获取表征页岩油储层孔喉大小、分布及连通性的微观孔隙结构参数,分析不同尺度孔喉对渗流能力的贡献程度.基于稳定流法,建立页岩油单相渗流曲线,分析岩石渗透率、地层原油黏度对渗流规律的影响.研究结果表明,济阳坳陷页岩油储层孔隙结构具有...