缝洞型碳酸盐岩储层循缝找洞压裂技术

深层及超深层缝洞型碳酸盐岩溶洞是油气的主要储集空间,压裂裂缝受地应力控制主要沿水平最大地应力方向扩展,并沟通该方向上的溶洞,其他方向的溶洞无法与井眼连通,导致井周储量动用程度低。根据碳酸盐岩储层伴生缝洞发育特点,提出循缝找洞的储层改造思想,即压裂过程中通过控制泵注压力注入流体,流体遵循原生天然裂缝的展布形态进行流动,形成相互连通的人工裂缝通道,沟通不同方向的多个溶洞,减少地应力对压裂裂缝形态的影响。通过构建含天然裂缝网络和溶洞的模型,采用TOUGH2-AiFrac耦合求解算法,研究天然裂缝数量、走向对压裂裂缝沟通溶洞的影响规律。结果显示天然裂缝走向对压裂裂缝扩展轨迹有较大影响,天然裂缝走向偏向溶洞有利于压裂裂缝沟通溶洞;不同数量、不同走向的天然裂缝网络能够有效连通不同方向的多个溶洞,说明能通过循缝找洞实现井周储量的高效动用。以循缝找洞思想为指导形成的技术方案现场应用85井次,2020年增加原油产量16.12万t,为深层及超深层缝洞型碳酸盐岩油气藏的改造增产提供了方向。     

碳酸盐岩缝洞型储层有效性评价新方法

碳酸盐岩储层孔隙类型多样,孔隙结构复杂,单一的孔隙度难以描述储层的有效性。以四川盆地高石梯磨溪地区龙王庙组缝洞型储层为例,优选出胶结指数m和基质孔隙度占比2个参数建立了储层有效性评价方法,胶结指数m采用新提出的基于裂缝形态的多孔介质模型计算得到,该模型可以计算出随深度变化的胶结指数m值,且精度高。研究发现,产层胶结指数m通常小于2.25,基质孔隙度占比大于44%;差产层胶结指数m通常小于2.25,基质孔隙度占比小于44%,或者,胶结指数m大于2.25,基质孔隙度占比大于44%;干层胶结指数m通常大于2.25且基质孔隙度占比小于44%。应用结果表明,该方法显著提高了研究区储层有效性评价精度。     

缝洞型碳酸盐岩储层定量评价研究

缝洞型碳酸盐岩储层的定量评价，一直是该类油气藏勘探开发的主要技术难题和研究重点。最重要也最基础的工作是裂缝和溶洞的定量研究。以塔里木盆地X油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩储层为例，详细介绍了运用测井、测试、钻井资料对裂缝、溶洞的储层参数进行定量评价的方法和研究思路，较好地解决了缝洞型碳酸盐岩储层的定量评价问题。     

缝洞型碳酸盐岩储层测井响应与储层识别

塔中地区奥陶系缝洞型碳酸盐岩地层比较发育.在测井资料逐渐增多、露头和岩心资料不足、地震资料分辨率有限的情况下,利用测井方法进行缝洞型碳酸盐岩储层的识别与预测显得越来越必要.为此,通过对自然伽马、双侧向电阻率、FMI、自然伽马能谱等测井参数的综合分析,总结了该区缝洞型碳酸盐岩储层的测井响应特征,以塔中卡1区块中17井为例阐述了缝洞型储层的测井综合解释方法,再结合钻井、气测、岩心等各项基础资料,进行了地层的纵横向对比,从而针对塔中卡1区块奥陶系缝洞型碳酸盐岩有利储层进行了预测.用此测井综合解释方法成功地解释了中1井,油气测试和岩心、试油资料都证实了此方法的有效性和合理性.     

碳酸盐岩缝洞型油藏产能评价方法探讨

碳酸盐岩缝洞型油藏非均质性强,储集空间多样,应用常规产能指标对其进行产能评价具有诸多困难,如井底流压不易准确获得,地层压力下降较快且分布不均等,求取的采油指数也无法真实反映单井的生产能力。因此,建立了一种简单实用的碳酸盐岩缝洞型油藏产能评价方法．根据大量统计资料,经线性回归。得出产量与井口油压的经验关系式,其斜率定义为产能系数,反映了产量对油压的依赖程度,也反映了单井生产能力的大小。结合碳酸盐岩缝洞型油藏生产特征,建立了产能评价标准,按产能系数大小将单井产能划分为4级：大于8t／（d·MPa）为高产能井,6～8t／（d·MPa）为中等产能并,4～6t／（d·MPa）为低产能井,小于4t／（d·MPa）为特低产能井。对哈六区块3类典型单井进行了实例分析,评价结果与实际情况相符．应用效果较好。     

缝洞性碳酸盐岩储层酸压效果影响因素研究

塔里木碳酸盐岩储层表现为缝洞性、非均质性强等特点,对酸压改造效果带来诸多不确定因素。统计选出哈拉哈塘油田酸压效果的九项影响因素,对影响因素采用灰色关联法从定量上分析出主次排序。研究结果表明,与酸压效果关联度最大的前四项因素依次是裂缝密度、储层级别、自然伽马和深浅侧向电阻率比,而用酸强度、施工排量和孔隙度等与酸压效果关联度较弱。     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型储层精细成像技术

针对塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏的特点,探索出适应塔河油田碳酸盐岩缝洞型储层的精细成像技术方法。主要包括统计去噪、地表一致性处理、子波一致性处理、速度分析、三维DMO叠加、串联偏移等成像技术。这些技术的精细组合使用,使奥陶系顶风化面及内幕岩溶特征准确成像,提高了钻井的油气产率,为塔河油田的稳步快速发展提供了技术保障。     

缝洞型碳酸盐岩储层井间连通性研究

碳酸盐岩地层因裂缝和岩溶的发育,可成为优质储层,但同时碳酸盐岩地层又是最复杂的地层,具有极强的储层非均质性,在现有资料和技术条件下,难以明确判断井间的连通性,特别是针对复杂的碳酸盐岩油田,需要采取合适的方法来提高对储层连通性的认识,该文总结了确定井间连通性的方法,提出注水见效对连通性的确定,研究表明该方法能很好的反映缝洞单元内各井之间的连通性情况。     

塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型储层预测技术

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏埋深在5300 m以上,基质不具储集性,储集类型以裂缝、溶洞为主,油气受控于古岩溶缝洞,储层纵、横向非均质性强,地震信噪比、分辨率低,预测难度大。寻找和预测奥陶系缝洞发育带是塔河油田增储上产的关键。在储层成因机理研究的基础上,建立了碳酸盐岩缝洞型储层的成因预测模式,为储层预测奠定了地质基础。针对塔河油田奥陶系储层的特点,建立了以叠前时间偏移和目标精细处理技术为核心的碳酸盐岩缝洞型储层精细成像技术,为储层预测提供了扎实的基础资料。通过储层标定和正演模拟分析,建立了碳酸盐岩缝洞型储层的地球物理识别模式,包括测井识别模式和地震识别模式,为储层识别和预测提供了依据。应用振幅变化率、相干体分析、波阻抗反演等技术,有效地预测了碳酸盐岩缝洞发育带。     

缝洞型碳酸盐岩储层储集类型判别方法

针对静态手段判别储集类型的局限性,以试井、酸压、试采等动态响应资料为主,结合地震、测井、钻录井等静态资料,建立了孔洞型储层、裂缝孔洞型储层和洞穴型储层的动静态判别标准,形成了从静态特征、试井特征、酸压曲线、试采特征四个方面判别缝洞型碳酸盐岩储层类型的方法。C井为塔里木盆地奥陶系鹰山组碳酸盐岩油藏上一口评价井,该井钻井过程中有放空、漏失,地震解释为串珠反射,测井解释为裂缝孔洞型、孔洞型;酸压停泵压降曲线呈管流特征,停泵井底压力接近地层压力,酸压判断为洞穴型储层;酸压后压力恢复试井双对数曲线为多缝洞特征;累计产油量与累积压降曲线为多直线段,判断为沟通多个洞穴的洞穴型储层。采用本文方法综合判断,该井为洞穴型储层,与静态认识基本一致,验证了该方法的可靠性,为开发技术政策的制定提供可靠依据。     

Deliverability of wells in carbonate gas condensate reservoirs and the capillary number effect

With the development of the Tazhong No. 1 carbonate gas condensate reservoir in China, it has become more and more important to study the characteristics of gas condensate well deliverability. A single-well radial simulator for dual-permeability reservoirs was established to study the influences of fluid properties, permeability, and pressure drawdown on well deliverability with and without the capillary number effect. The simulation shows that well deliverability basically maintains its initial value and is not affected by the capillary number when the formation pressure is higher than dew-point pressure. However, well deliverability drops rapidly when the formation pressure is lower than dew-point pressure. Even if the condensate dropout is very low, well deliverability without the capillary number effect reduces to 50 percent of its initial value when reservoir pressure declines to 95 percent of dew-point pressure, but well deliverability is significantly improved if the capillary number effect exists. The capillary number effect is most significant when reservoir pressure is just lower than dew point pressure, then the effect decreases; the reduction of well deliverability is mainly caused by the reduction of gas relative permeability of the matrix system near the wellbore.     

塔里木盆地热液特点及其对碳酸盐岩储层的改造作用

塔里木盆地热液活动普遍,为弄清其对该区下古生界碳酸盐岩储层的影响,分析了该盆地碳酸盐岩中热液活动产物的岩石学、地球化学特征,发现该区热液普遍具有贫镁离子、富含CO_2的特点。进一步探讨了该区热液活动对储层的改造作用,发现热液流体成分是这一改造作用的决定性因素。研究结果表明:①热液流体富含CO_2,沿断裂带通道附近溶蚀作用强烈,发育大小不等的溶蚀孔洞,形成规模较小但孔渗性很好的优质储层;②热液流体自身镁离子含量很少,虽然通过溶蚀寒武系白云岩能获得部分镁离子,但热液白云石化作用规模较小;③富含CO_2的热液流体溶蚀围岩形成优质的溶蚀孔洞型储层,其分布明显受到断裂的控制;④热液白云石化作用主要表现为鞍形白云石充填溶蚀孔洞,以及在断裂附近热液活动导致白云石晶体重结晶或过度生长,堵塞已有的孔隙,总体而言是一种破坏性成岩作用。该成果可以为该盆地深部碳酸盐岩储层预测提供帮助。     

碳酸盐岩储层渗透率与孔隙度、喉道半径的关系

碳酸盐岩储层渗透率与孔隙度的相关性差,与喉道半径的相关性较好,但喉道半径的分布范围通常较大,究竟哪一种喉道半径对渗透率起主要的控制作用,对此还没有形成统一的认识。为此,有必要探讨碳酸盐岩储层渗透率与喉道半径之间深层次的关系,建立渗透率、孔隙度、喉道半径三者之间的关系模型。根据碳酸盐岩储层非均质性强、孔隙结构差异较大的特点,利用毛细管压力曲线特征参数对研究样品进行了分类,针对不同孔隙结构的样品分别研究上述三者之间的关系,避免了把所有样品放在一起研究而掩盖掉非均质性影响的情况。通过对压汞实验基本原理的深入分析,认为毛细管压力曲线的拐点所对应的喉道半径对渗透率起主要的控制作用,并首次提出了拐点喉道半径的概念。将各种喉道半径与渗透率进行相关性分析,证实了拐点喉道半径与渗透率的相关性最好,最终建立了拐点喉道半径与渗透率、孔隙度三者之间的关系模型。利用该模型计算的渗透率与岩心分析渗透率相关性较好,相关系数达到0.79。     

冀中坳陷深层碳酸盐岩储层天然裂缝发育特征与主控因素

早古生界奥陶系碳酸盐岩储层是冀中坳陷深层油气勘探的重要领域,裂缝是影响该类储层油气富集和单井产能的主要因素之一。为了指导该区的油气勘探部署,根据野外露头、岩心、薄片和成像测井等资料,对奥陶系碳酸盐岩储层天然裂缝的发育特征和裂缝发育的控制因素进行了研究,并结合生产数据资料和勘探成果,探讨了天然裂缝发育的非均质性对油气产量分布差异的影响。研究结果表明:(1)冀中坳陷深层奥陶系碳酸盐岩储层发育构造裂缝、成岩裂缝、溶蚀裂缝和风化裂缝等4种类型,其中构造裂缝是该区天然裂缝的主要类型,走向多为NNE—SSW向,以高角度和垂直裂缝为主,多未充填,开度小于30μm,裂缝线密度介于1.6～3.0条/m,主要为3期形成,不同期次之间相互切割限制;(2)天然裂缝的发育程度主要受岩性、构造和层厚等3个因素控制——白云岩比石灰岩天然裂缝更发育,泥岩裂缝发育程度较差,断层附近和断层上盘天然裂缝更发育,裂缝发育程度与岩层厚度关系密切,随着岩层厚度的增加,层控构造裂缝密度呈幂函数递减;(3)在不同凹陷、不同构造带以及同一构造带的不同构造部位,天然裂缝的非均质性极强,油气产量差异较大。结论认为,该研究成果为该区深层奥陶系碳酸盐岩储层的油气勘探开发提供了地质依据。     

Enhanced oil recovery from carbonate reservoirs by spontaneous imbibition of low salinity water

An experimental study was performed to investigate the impact of low salinity water on wettability alteration in carbonate core samples from southern Iranian reservoirs by spontaneous imbibition. In this paper, the effect of temperature, salinity, permeability and connate water were investigated by comparing the produced hydrocarbon curves. Contact angle measurements were taken to confirm the alteration of surface wettability of porous media. Oil recovery was enhanced by increasing the dilution ratio of sea water, and there existed an optimum dilution ratio at which the highest oil recovery was achieved. In addition, temperature had a very significant impact on oil recovery from carbonate rocks. Furthermore, oil recovery from a spontaneous imbibition process was directly proportional to the permeability of the core samples. The presence of connate water saturation inside the porous media facilitated oil production significantly. Also, the oil recovery from porous media was highly dependent on ion repulsion/attraction activity of the rock surface which directly impacts on the wettability conditions. Finally, the highest ion attraction percentage was measured for sodium while there was no significant change in pH for all experiments.     

碳酸盐岩储层渗透率应力敏感性实验研究

储层的渗透率应力敏感性在油气勘探开发领域有着重要的研究价值。实验样品选自4类典型的碳酸盐岩储层,制取Φ2.5cm×5cm的基块、天然裂缝和人工裂缝圆柱体样品,开展渗透率应力敏感性及岩石力学实验研究,并分析岩石物性及岩石力学性质对碳酸盐岩储层渗透率应力敏感性的影响。实验表明,碳酸盐岩渗透率应力敏感性可以选用应力敏感性系数法评价,方便于不同区块、不同层位、不同岩性储层应力敏感性的对比;碳酸盐岩基块、天然裂缝和人工裂缝岩样的应力敏感性系数均值为0.22、0.49和0.63,应力敏感程度逐渐增强;碳酸盐岩的应力敏感性系数与渗透率的相关性较差,但整体呈减小的趋势;劈裂法制取的人工裂缝岩样的应力敏感性随机性较大,较难真实地反映天然裂缝岩样的应力敏感性;应力敏感程度与岩石力学性质相关,岩石弹性模量越大应力敏感性越弱;建议加强应力敏感性微观机理及数值模拟研究。     

塔里木油气区砂岩储集层碳酸盐胶结物的同位素组成与成因分析

塔里木油气区的砂岩储集层中,以胶结物形式存在的方解石相当普遍,并直接影响砂岩储集性能。应用同位素示踪原理探讨砂岩储集层中碳酸盐胶结物的来源及形成机理十分必要。根据碎屑岩油气藏在塔里木盆地分布特点,选择了７个主要含油气区块及含油层系的砂岩样品,进行了碳酸盐胶结物碳、氧稳定同位素分析。认为：部分志留系、石炭系以及二叠系、泥盆系的砂岩碳酸盐胶结物为“成岩碳酸盐”,其形成与油气无关。侏罗系、三叠系和石炭系的大部分砂岩碳酸盐胶结物同位素组成显示其成因为与有机质有关的碳酸盐,即有机质在热催化作用下产生了烃类与ＣＯ２,这时的ＣＯ２与油气一道进入储集层,并与Ｃａ２＋结合,以碳酸盐胶结物的形式沉淀。由此可以判断与油气有关的砂岩储集层及分布地区。东河塘石炭系砂岩中碳酸盐胶结物的同位素特征显示出,该套砂岩经过了抬升－浅埋受大气淡水淋滤,又再次埋深的埋藏历程,这是该区形成优质储集层的一个主要因素。图２参５（邹冬平摘     

苏里格气田东区碳酸盐岩储层酸压用单剂稠化酸

为了解决鄂尔多斯盆地苏里格气田东区下古生界碳酸盐岩储层进行酸压改造所用的稠化酸配制流程复杂、无法连续混配的问题,研发了一种多功能酰胺类稠化剂(GA),将其加入浓度为20%的盐酸溶液,搅拌后得到稠化酸(GAS);然后,通过室内实验评价不同GA加量下GAS的黏度、缓蚀性能、缓速性能、耐温抗剪切性、GAS对岩心的改造能力、铁离子稳定性、GAS破胶性能和残渣含量;在此基础上,利用GA加量为3%和6%的GAS酸液在苏里格气田东区碳酸盐岩储层进行了酸压改造试验。研究结果表明:①GA稠化剂在盐酸溶液中能快速溶解,为稠化酸的连续混配提供了前提条件;②GAS酸液的黏度远高于常规稠化酸,且GAS酸液具有良好的缓蚀性能、缓速性能、耐温抗剪切性和对岩心的改造能力,同时GAS酸液破胶速度快、残渣含量少,铁离子稳定性好;③GAS酸液在配制过程中只在基础酸液中加入一种添加剂GA,简化了稠化酸酸液配制流程,实现了现场酸液连续混配,解决了配置常规稠化酸需要加入多种添加剂所导致的配置流程复杂、施工效率低的难题;④GA加量为3%和6%的GAS酸液在苏里格气田东区碳酸盐岩储层进行酸压改造试验,现场酸压15井次,成功率达86.7%,在储层物性稍逊的情况下,试验井采用GAS酸液进行酸压后测试的天然气无阻流量高于酸压采用常规稠化酸的对比井。结论认为,GAS酸液对碳酸盐岩储层的改造效果更好。     

绒囊暂堵剂在深层碳酸盐岩储层转向压裂中的应用

为了明确绒囊暂堵剂在深层碳酸盐岩储层转向压裂中的适应性,选取塔里木盆地塔河油田奥陶系碳酸盐岩THX井岩心作为样品,开展了注入绒囊暂堵剂前后的岩石力学特征评价实验和绒囊注入含裂缝岩心后的封堵压力实验,然后在THX井进行了现场试验,首次评估了绒囊暂堵剂用于碳酸盐岩深井暂堵酸化的效果。研究结果表明:①绒囊注入后岩石弹性模量减小、泊松比增大、岩心弹塑性应变增大,从而提高了岩心的韧性变形能力;②封堵压力实验结果显示,绒囊暂堵后裂缝承压能力逐渐提升,在注入压力峰值后未出现"悬崖式"陡降,说明绒囊韧性封堵带已经形成且具有明显的封堵作用;③绒囊暂堵后裂缝封堵压力与裂缝宽度成负指数关系,并且随着裂缝宽度的增加,暂堵剂承压力达到稳定的时间缩短;④绒囊暂堵剂注入岩石后提升了岩石的抗变形能力,绒囊暂堵裂缝后在缝内形成憋压,当缝内净压力超过水平地应力差时强制裂缝转向,并且绒囊暂堵剂可以耐130℃高温。结论认为,绒囊暂堵剂能够满足深层碳酸盐岩暂堵转向压裂的需求。     

致密砂岩气藏气水流动规律及储层干化作用机理

致密砂岩气藏储层渗透率低，在地面条件下开展真实岩心的驱替流动实验很困难，因而无法研究其微观流动机理。为此，基于格子Boltzmann方法（以下简称LBM），模拟地层高温高压条件下致密气驱替地层水的流动过程，得到了地层中束缚水的分布状况；然后采用激光刻蚀模型，进行储层干化实验，并借鉴该实验的可视化结果对储层干化数值模拟进行简化；在此基础上利用数值模拟手段研究储层干化对致密气渗流能力的影响。研究结果表明：①所采用的格子Boltzmann模型在地层高温高压条件下满足Laplace定律，由该模型计算得到的两相Poiseuille流速度数值解与解析解结果基本一致，表明该模型可以用于地层条件下气水非混相驱替的模拟；②致密气在多孔介质连通的大孔道中优先突破，并且在突破后驱替地层水的速度显著下降；③地层水与岩石壁面的接触角显著影响气水两相流动，岩石亲水性越强驱替速度越慢；④致密砂岩气藏中束缚水可分为吸附水膜、盲端孔隙水、死孔隙水和卡断水4类，在多孔介质中大量连通的微小通道被卡断水和吸附水膜占据，存在着明显的“水锁”现象，严重影响致密气在储层多孔介质中的渗流能力；⑤干化剂可与束缚水反应并且产生大量气泡，将吸附水膜、卡断水和盲端孔隙水消耗掉，从而提高气体的渗流能力；⑥对于由卡断水形成的“水锁”区域，增大干化强度可以有效改善气体渗流能力，整体上随着干化强度的增大，致密气渗透率也增大，但干化强度超过一定的限度后，致密气渗透率的增幅逐渐减小。