致密储层可压裂性测井评价方法研究

以×区致密砂岩储层为研究对象,利用蕴藏在测井资料中的储层完井品质信息,对影响致密储层可压裂性的脆性指数、层内水平最小主应力差异系数、层间应力差及裂缝发育特征进行系统分析,给出了适用于×区致密砂岩储层的可压裂性评价标准。基于该标准,开展了致密储层可压裂性评价研究。研究结果表明,致密储层的脆性指数、层内水平最小主应力差异系数对可压裂性影响较大,层内应力差异系数越小,且储层发育微裂缝和层理时,越容易形成复杂网状缝;储层与围岩层间的应力差小,且围岩厚度小,单层压裂时易于沟通相邻的含油层,否则,层间应力差大、泥岩隔夹层较厚时,难以沟通主力含油层相邻的其他含油层,需要采用多层合压方式获得高产。     

基于测井数据体的页岩油储层可压裂性评价

我国某个页岩油储层为例来对页岩油储层可压裂性进行评价,断裂韧性指数与脆性指数通过已压裂井测井数据计算得出,结合这两种指数来建立可压裂性评价模型,为页岩油工程甜点的筛选与产能预测提供依据.     

页岩气储层可压裂性评价技术

从页岩气储层岩石的脆性指数、断裂韧性、岩石力学特性3个方面,对中国页岩气储层可压裂性评价技术进行了研究。根据弹性模量与泊松比的分布范围,建立了适用于四川盆地下志留统龙马溪组页岩的脆性指数预测模型;总结了室内实验测定和利用测井数据计算页岩储层Ⅰ型、Ⅱ型断裂韧性的计算方法;初步建立了以弹性模量E、泊松比μ、单轴抗拉强度S_t三项岩石力学参数为自变量,可压裂指数F_rac为因变量的可压裂性评价方法;绘制了可压裂指数立体图版,据此评价页岩气储层压裂的难易程度,弹性模量值越高,泊松比和抗拉强度值越低,则F_rac值越高,反映储层越容易被压裂。根据地震测井和垂直地震剖面(VSP)等资料,结合室内实验校正,获取整个储层的岩石力学参数后,可以计算任意处的可压裂指数,建立储层可压裂性立体分布图。     

吉木萨尔致密油储层脆性及可压裂性预测

致密油气储层具有非均质性强、物性差、单井产量低、开发难度大等特点,为了准确识别高脆性层段,建立地层可压裂性模型,总结、比较了现有脆性指数在致密油气储层脆性评价中的适用性,提出了适用于吉木萨尔地区的改进矿物组分法脆性指数,并在此基础上,分析了地层可压裂性与岩石脆性、断裂韧性、抗压强度的关系,提出了三者结合的可压裂性指数。研究表明：基于数据驱动的方法,认为白云石、长石和黄铁矿含量是影响吉木萨尔地区致密油储层岩石脆性的主要因素;致密油储层地层条件复杂,高脆性指数地层不一定具有良好的可压裂性,仅利用岩石脆性描述可压裂性还不够完善;新的可压裂性指数表明,具有较高岩石脆性指数、较低断裂韧性和抗压强度的地层为有利压裂层段。将新方法用于吉木萨尔J174井可压裂性预测,优选可压裂层段,对指导水力压裂施工具有重要意义。     

焦石坝地区页岩储层可压裂性影响因素及计算方法

页岩储层具有低孔、低渗的特点,大规模压裂改造后才能形成商业产能,所以可压裂性是页岩气开发中最关键的评价因素之一。文中研究采用分析化验资料与测井资料结合的方法,分析页岩储层可压裂性的影响因素,影响因素主要包括脆性指数、天然裂缝、水平应力差异系数、Ⅰ型和Ⅱ型断裂韧性以及成岩作用等。根据各种影响因素与地层可压裂性的相关关系,对其进行归一化处理,采用层次分析法确定每种影响因素的权重,从而提出一种定量评价页岩储层可压裂性的方法。运用此方法,依据可压裂性评价系数,将页岩储层的可压裂性划分为3个级别:可压裂性评价系数大于0.7的储层,可压裂性好;可压裂性评价系数介于0.6~0.7的储层,可压裂性较好;可压裂性评价系数在0.6以下的储层,可压裂性较差。     

基于数字岩心技术的页岩储层可压裂性定量评价

页岩的可压裂性评价对页岩储层压裂施工具有重要的指导意义。常规方法基于岩心刻度测井得到弹性参数、矿物含量等信息构建脆性指数,未考虑压裂前后储层的变化特征,在实际应用中效果较差。为克服常规的弹性参数和矿物含量等构建脆性指数无法动态监测压裂效果的缺陷,提出一种基于数字岩心的页岩可压裂性定量评价方法。根据压裂前后的CT扫描图像重构三维数字岩心,应用最小外接长方体技术实现裂缝的自动识别,提出原生裂缝发育指数F_1和力学特性指数F_2分别表征压裂前后储层裂缝的变化情况。在此基础上,采用单因素分析和神经网络方法建立基于测井资料的F_1和F_2模型,直观、定量评价昭通A井页岩储层可压裂性,取得较好的应用效果。     

页岩气储层可压裂性级别测井评价及展布特征 ——以川南X地区五峰组—龙马溪组为例

页岩气储层致密、非均质性强,在开发中须要压裂改造,准确地评价其可压裂性及其展布规律对压裂设计意义重大.以川南X地区五峰组—龙一段1亚段(龙一1)页岩地层为研究对象,以岩心测试,测录井等资料为基础,分析了反映可压裂性的指标,提取脆性指数、泊松比、杨氏模量、抗拉强度和水平主应力差为敏感参数,以层次分析法求出各自权重,构建了...     

致密砂岩油藏体积压裂技术适应性评价及压裂参数优化北大核心CSCD

目的针对鄂尔多斯盆地南区延长组长6致密砂岩油藏前期常规改造未获得有效突破,单井产量提高不明显的问题,探索复杂缝网体积压裂技术对区块致密油藏的改造效果。方法基于储层地质特征及岩石力学参数,评价了长6储层脆性指数及体积压裂可行性。分析了近井压裂裂缝起裂压力、起裂方位,明确了逼近角和水平应力差两个因素对远井压裂裂缝遇到天然裂缝的延伸规律。模拟研究了压裂设计参数对压裂裂缝形态及改造体积的影响,并优化了压裂设计参数。结果优化后的压裂设计关键参数为压裂规模为1000 m^(3)、设计排量为8.0~10.0 m^(3)/min、滑溜水前置液比例为30%、加砂强度为13%~15%,在此条件下更易获得最优储层改造体积和较高的导流能力。结论提出了适用于研究区块长6致密砂岩油藏复杂缝网体积压裂适应性评价和体积压裂设计参数优化方法,为复杂缝网体积压裂技术的应用提供了理论依据和现场指导建议。     

低渗致密气藏压裂过程中伤害实验研究

水力压裂是川西低渗致密气藏勘探评价及开发建产的关键技术,但压裂过程中由于液相的浸入、压裂液破胶不彻底、压裂液残渣的滞留、压裂液老化等因素,大大降低了压裂增产效果。针对压裂过程中的各种伤害,通过实验进行了评价。研究结果表明,水锁与压裂液滤失是造成储层伤害的2个主要因素。水锁增加了启动压差,使得压后返排困难,破胶液在地层中长时间逗留,加大了压裂液对地层的伤害。压裂液滤失形成的滤饼大大降低了储层的渗透率,一般可达50％以上。研究结果表明,压裂施工中可以通过减少压裂液中的固相颗粒与加快返排速度等措施来减少对地层的伤害。     

致密碎屑岩储层岩石破裂特征及脆性评价方法

研究致密碎屑岩储层岩石破裂特征及脆性评价方法对致密油压裂优化设计具有重要意义。文章以辽河盆地沙河街组致密碎屑岩储层为例,开展了不同岩性岩石的三轴压缩实验,分析了宏观破裂行为和压后岩石显微裂缝的发育类型,通过对比常规的弹性参数法和矿物组分法等脆性评价方法,建立了基于三轴压缩破裂过程中能量守恒的新脆性评价方法。实验表明,岩石破裂特征受控于岩石脆性和岩石所处的围压条件。一方面,脆性较强的岩石主要发育穿晶张裂缝,随着脆性程度减弱,裂缝数量逐渐减少,类型则以晶内裂缝为主;另一方面,随着围压增加,压裂后岩石内部微裂缝类型从穿粒张裂缝向晶内裂缝过渡,说明围压极大地抑制了微裂缝的扩展。传统弹性参数法表征的脆性结果与实验描述的脆性破裂特征相反（即脆性指数高,而岩石破裂程度差）,而矿物组分法不能描述不同围压下岩石的脆性程度。本文提出的新脆性评价方法,可以连续地描述岩石从超脆性到韧性变形的力学演化过程,脆性指数不仅与峰前的杨氏模量有关,而且还与峰后应力降梯度（软化模量）有关。利用该方法表征了不同围压下致密砂岩脆性程度,其结果与实验描述岩石脆性破裂特征相符合,证实了方法的可行性。     

裂缝型致密砂岩油藏缝网压裂技术试验

缝网压裂技术是非常规油气藏改造的关键技术之一。泾河油田属于裂缝型致密砂岩油藏,为了实现水平井的高效开发,提高油藏的最终采收率,分析了缝网压裂工艺在该油田裂缝型致密砂岩油藏中的适用条件,认为储层天然裂缝发育,脆性特征指数在38.4%~42.4%,水平应力差异系数小,净压力大于水平最大、最小主应力之差,满足实现缝网压裂的必要条件。在此基础上,优化了压裂液、支撑剂及施工参数,并在JH69P25井进行了试验,净压力分析表明压后形成了复杂的缝网系统,日产油2.55 t,取得了较好的改造效果。     

多功能表面活性剂在致密气藏压裂中的应用

川西地区致密砂岩气藏低孔低渗、孔喉结构差、粘土含量高、水锁严重,且气田进入开发中后期,地层压力下降,造成压裂过程中储层易伤害,压后返排效果差。为此,在压裂液中加入了一种具有起泡性能优良、表面张力低、防膨性能好等诸多优点的多功能表面活性剂,大大降低了压裂液对储层的伤害,促进了液体的返排。该压裂液现场应用返排率和返排速度均有显著提高,增产效良好。     

适用于致密气藏的可变黏压裂液体系性能评价及现场应用

目的 针对川渝地区致密气藏储层改造,主要采用体积压裂造长缝。高强度加砂对压裂液携砂与降阻性能提出更高的要求,需要研发一种疏水缔合聚合物作为降阻剂。方法 利用疏水缔合聚合物疏水基分子内缔合达到优异的增黏效果。同时,该降阻剂与金属交联剂可形成稳定的交联体系,进一步提高压裂液黏度,从而形成适合于致密气藏开发用变黏压裂液体系。结果 该压裂液体系在秋林、金华、中台等地区致密气储层使用12井次。加砂强度5～6 t/m,最高砂浓度480 kg/m³,变黏压裂液黏度3～30 mPa·s,降阻率>70%,满足施工设计要求。结论 该压裂液体系在可在2～100 mPa·s黏度范围内实时调整,在低-中黏度范围内降阻率均大于70%;在交联情况下,降阻率为55%～60%,岩心伤害率小于15%,悬砂性能良好,现场使用方便。     

油田高台子致密油测井评价方法研究

针对松辽盆地北部大庆油田高台子致密油藏,采用地球化学研究结果与测井技术相结合的方法,建立了烃源岩特征参数的测井解释模型.在微观孔隙结构特征研究基础上,应用岩电实验和核磁实验资料,开展了储层有效性评价,为致密油层下限确定探索了一种新方法以岩石力学理论和实验为基础,建立了脆性指数、地应力等参数解释模型,形成了一套致密油测井评价技术,评价结果应用于研究区储层压裂改造、井位部署和储量综合评价中,见到了良好的效果.     

低压低渗气藏低伤害压裂液研究与应用

对于低压低渗气藏,能否减少外来液体侵入储层、加快压裂液返排、提高返排率,将直接影响压后的单井产量.针对鄂北塔巴庙地区上古生界气藏特征,对N2增能水基压裂液进行了大量的室内研究,以尽可能降低由于压裂液侵入储气层而造成的伤害.现场实施表明,优质低伤害N2增能压裂液体系具有起泡、稳泡能力强,流变性能、携砂能力好,低滤失,破胶快,低伤害等特点;该压裂液体系能较好地满足压裂工艺要求及储层的物性条件,提高了压后压裂液返排率,取得显著单井增产效果,从压裂液的返排看,各井均提高了自喷量,缩短了排液周期,且返排的压裂液破胶液粘度小于3 mPa·s,压裂液平均返排率由原来的60%提高到83%以上,达到了少进液、快返排、低伤害的设计要求.     

致密气藏开采技术初探

优化的布井方式和压开最适合的裂缝是开发方案的重要环节,对致密气层获得扩大的可采储量,天然气采收率和提高日产量有决定性作用,在确知水力裂缝方位的情况下,采用相应的矩形方式布井将会对提高可采储量和天然气的采收率起重要作用。随着测井应力和监测方法与技术的发展,深入研究储层性质以及模型研究的扩大,构成了综合分析系统,形成了“现代化的”压裂技术。     

混合压裂在苏里格致密气藏水平井的应用

苏里格致密砂岩气资源量巨大,压裂水平井是重要的开采手段之一。常规水力压裂形成的高导流短裂缝对于致密砂岩储层或低渗砂岩储层Ⅲ,Ⅳ类井增产效果较差,另外,高黏度交联冻胶压裂液对储层伤害较大。通过借鉴混合压裂工艺在国外致密气田的成功案例,结合苏里格致密砂岩气藏的地质特征,使用StimPlan软件模拟常规压裂和混合压裂裂缝形态,并借助井下微地震监测结果,分析了2种压裂工艺井的裂缝展布特征,验证了压裂施工效果。最后,通过苏里格东区致密气藏60余口水平井的试气和生产产量对比,得知混合压裂比常规压裂增产效果明显,且降低了施工成本。混合压裂工艺由于"低伤害、控缝高、造缝长、低成本"等特点,是苏里格致密砂岩气藏开发中的有效增产手段之一。