硅酸盐钻井液储层保护室内研究

结合室内大量实验数据,分析了硅酸钻亍井液储层保护特性。结果表明：硅酸盐加量增加,钻井液对储层损害加强;硅酸盐钻井液对高渗透率的岩心损害程度高、且损害深度深,而对低渗透率岩心损害程度较低、且损害深度相对较浅。无机盐能加剧硅酸盐钻井液对岩心的损害,且随无机盐加量增加而增加,这种损害无法用酸解除。     

国外致密砂岩气藏储层研究现状和发展趋势

致密砂岩气藏具有低孔渗、连通性差的特点,储层评价研究水平是有效开发该类气藏的关键因素.美国和加拿大致密砂岩气藏勘探和开发程度最高,在致密储层评价研究方面积累了大量的经验.致密砂岩气藏主要指发现于盆地中心或者是连续分布的大面积天然气藏,也有观点认为大多数的致密气藏是位于常规构造、地层或复合圈闭中的低渗储层中,通常被称为"甜点".国外致密气藏描述、评价和评估主要依赖于岩石学、测井和试井三种手段.未来致密砂岩气藏储层评价描述水平的提高主要基于两个方面:一是为了准确地评估和开发致密气藏,需要从岩心、测井和钻(录)井以及试井分析中获取更多的基础数据;二是使致密储层描述向高精度发展,进一步研究气藏砂体展布和含气富集带,包括透镜体砂岩大小、形状、方向和分布的确定,储层物性在空间分布的定量描述,低渗、特低渗岩心物性测定技术.     

致密砂岩气藏损害机理及低损害钻井液优化

针对塔里木盆地B区块致密砂岩气藏储层孔喉细小、渗透性差、束缚水饱和度高、非均质性严重、微裂缝发育、极易受到损害且损害难以解除的难题,模拟地层条件,开展了高温敏感性与水锁损害测试,分析了储层固相损害,系统揭示了致密砂岩气藏损害机理:应力敏感损害、水锁损害、微裂缝固相损害是该储层的主要损害类型。在该区块使用的磺化防塌、钾聚磺钻井液基础上,优选出暂堵剂及可有效降低表面张力的表面活性剂,运用理想充填技术与表面活性剂两者相结合,优化设计“协同增效”型保护致密砂岩气藏的低损害钻井液。通过配伍性测试、动态污染实验对优化钻井液的储层保护性能进行评价发现,优化钻井液与研究区块地层水配伍,岩心渗透率恢复值在85%以上,储层保护效果明显。优化钻井液在B区块B2井巴什基奇克组储层中取得成功应用,钻井后储层表皮系数极大降低,钻井液对储层的污染明显减少。      

保护高渗砂岩储层的钻井液技术

针对克拉玛依陆9井区吐谷鲁群高渗砂岩油气藏的储层特点，在优选出钻井液基本配方的基础上，采用了将3种类型暂堵剂复配的屏蔽暂堵技术，室内暂堵评价实验结果表明，采用这种暂堵技术可使岩心的渗透率恢复值明显提高。从而较好地解决了该地区高渗砂岩油气藏的储层保护问题。     

致密裂缝性砂岩储层保护钻井液技术研究

在系统分析油基钻井液对致密储层损害机理后,以西北A区致密低渗透砂岩为研究对象,确定了固相颗粒堵塞和水锁是油基钻井液对储层主要的损害,在此基础上,提出了储层保护钻井液的优化措施。     

柳杨堡气田盒1段致密砂岩气藏储层特征研究

鄂尔多斯盆地柳杨堡气田下石盒子组盒1段致密砂岩气藏储层储集及渗流能力差,制约气藏产能的分布,急需对其储层特征进行研究。研究表明:盒1段储层的岩石类型以岩屑石英砂岩为主,石英砂岩、岩屑砂岩和长石石英砂岩次之,储层平均孔隙度为5.8%,平均渗透率为0.42×10-3μm2,孔隙类型以粒间溶孔、粒内溶孔和微裂缝为主,储层岩石孔隙度、渗透率与孔喉结构密切相关。根据毛管压力曲线形态和中值压力、排驱压力、平均孔喉半径等特征参数将毛管压力曲线分为三种类型。综合研究储层岩性、物性、微观孔喉特征参数、测井参数和试气试采特征及其相互关系,把盒1段致密砂岩储层分为三类,分别为较好储层、一般储层及非有效储层,其中前两类是气藏后期开发的重点选层。     

致密砂岩气藏储层物性上限界定与分布特征

致密砂岩气成藏形成过程受到砂岩储层低孔、低渗特点的控制,人们已经认识到只有在某一上限值以下的储层中才会形成大面积低丰度的致密砂岩气聚集,但这一界限值一直缺少公认的标准。通过收集国内外典型致密砂岩气藏实测储层物性数据,经过统计分析,研究致密储层渗透率、孔隙度分布规律,总结致密物性的形成原因和致密砂岩气成藏特征。数据分析结果表明国内外典型致密砂岩气藏常规测试渗透率有超过80%的数据点小于0.1×10^-3 μm²。经过校正的原地渗透率值比常规渗透率低一个数量级。据此可以用常规渗透率0.1×10^-3 μm²作为致密砂岩储层物性上限,具有合理性和可操作性。通过统计全球致密砂岩气藏数据,认识到致密砂岩储层形成环境多样,深度跨度大,地质年代差异大。构造活动、沉积环境和成岩作用是形成储层致密的主要原因,但在各个盆地具体表现各有不同。通过气源、构造活动强度和储层致密程度可以圈定致密砂岩气的分布范围。     

临兴区块致密砂岩气储层损害机理及钻井液优化

致密砂岩气储层钻井过程中,钻井液入侵将造成严重的储层伤害难题。通过岩心分析技术、岩心流动实验等系统分析了临兴区块致密砂岩气储层主要损害机理,统计并分析了现场钻井液存在的技术难题,并优化出具有良好性能的致密砂岩气储层保护钻井液。研究结果表明,临兴区块致密砂岩气储层岩石具有中-粗砂状结构,胶结致密,孔喉细小,含敏感性黏土矿物,储层潜在严重的水锁伤害与中等偏强的水敏性及应力敏感性损害（临界压力为7.0 MPa）,潜在中等偏弱的速敏性（临界流速为0.75 mL/min）、盐敏性（临界矿化度为7500 mg/L）、碱敏性（临界pH值为10.0）及土酸敏感性损害;临兴区块主要存在储层损害、钻井液漏失、井眼垮塌、摩阻扭矩大与井眼清洁等钻井液技术难题。优化出的钻井液封堵性能良好,滤液表面张力低（23.3 mN·m-1）,能减少固相侵入,削弱水锁效应,提高岩石渗透率恢复值至91.3%,具有良好的储层保护性能。现场应用结果表明,该储层保护钻井液完全满足复杂井段或水平井段钻进的钻井液技术要求。      

苏里格气田致密砂岩气藏有效储层建模方法

苏里格气田为典型的河流相致密砂岩气藏,其有效储层的规模小、叠置形式多样、结构复杂;储层的平面和纵向非均质性强,难以进行精细刻画,气藏精细建模的难度较大。传统的确定性沉积相建模与随机性沉积相建模方法在单独使用时均存在较大的局限性,其地质模型与动态拟合的符合率偏低。以苏里格气田苏6加密试验区为研究对象,通过对沉积微相、有效储层规模及分布规律的研究,提出基于确定性沉积相建模与随机性沉积相建模相结合的分级沉积相建模方法,以动态分析成果约束相控的有效储层建模方法。该方法综合了单一传统建模方法的优点,加强动、静态参数的约束,提高了地质模型的精度,一次历史拟合符合率为52.4%,可以较好地反映储层实际情况。     

柯柯亚致密砂岩气藏储层伤害因素分析

通过对柯柯亚气藏潜在伤害因素分析及岩心敏感性伤害试验评价,认识到储层存在不同程度的水敏、盐敏及酸敏、水锁、固体颗粒堵塞、反凝析等伤害,为制定开发过程中储层措施提供有力的技术依据。     

裂缝性致密砂岩气层暂堵性堵漏钻井液技术

钻井液漏失是目前制约裂缝性致密砂岩气藏勘探开发的第一位因素,以往的工程实践对堵漏工艺及工程成功率关注较多,而对堵漏材料进入储层带来的储层损害以及如何高效解除则关注较少。堵漏材料一旦进入储层若不及时解除,就会造成严重的储层损害。为此,以“储层保护屏蔽暂堵技术思想”为指导,在评价常用堵漏材料酸溶性的基础上,提出集成惰性堵漏材料架桥与酸溶性堵漏材料填充优势的暂堵性堵漏钻井液技术新思路。通过室内探索性实验,优化了暂堵性堵漏钻井液配方,结果显示：基浆中酸溶性材料与惰性架桥材料加量的比值介于1∶1～3∶1之间为最佳。由此形成了暂堵性堵漏钻井液漏失控制技术,并通过工程实践证明了其合理性。     

神木气田多层系致密气藏有利区优选

神木气田多层系致密气藏以"纵向发育多套含气层系,储层致密、单层产量低"为主要特征,科学、准确地优选有利区是实现这类气藏有效开发的重要保障。综合指数法综合考虑了储层岩性、物性、气层厚度及生产动态等多种因素,归一化处理后,通过与产量的线性相关系数对各影响因素赋予不同权重,得到单层的综合指数。在此基础上,结合各层产气量的贡献率大小,将各单层的综合指数加权求和,最后通过经济评价确定其界限,进而预测有利区。该技术在神木气田产能建设中得到了有效应用。     

大牛地致密砂岩气田水平井钻完井技术

鄂尔多斯盆地大牛地气田气藏类型多为低孔低渗砂岩气藏,水锁是气田的主要伤害因素,采用直井配合后期改造虽基本满足了相对高产区产能建设要求,但上述方法在新区不能有效建产,致使占气田近1/3探明储量的下二叠统下石盒子组盒1段气层不能有效动用,采用水平井技术可能是最佳选择。为此,在分析前期水平井钻井存在问题的基础上,优化细化了水平井方案设计,水基微欠平衡、近平衡水平井试验取得突破性进展,初步形成了水平井近平衡钻完井技术,欠平衡水平井钻井工艺在该区初见成效:在下二叠统山西组1—2段(山1—2段)、盒3段等一类气层实现了近平衡自然建产,在盒1段等三类气层实现了欠平衡自然建产。试验成果为有效动用该区探明未动用天然气储量提供了技术支撑。     

油基钻井液对超深裂缝性致密砂岩气藏的保护能力评价

以塔里木盆地山前白垩系巴什基奇克组某超深、裂缝性致密砂岩气藏为研究对象,探究油基钻井液对其储层的损害机理,以便于完善油基钻井液储层保护能力评价方法和优选原则。为此开展了钻井液滤液损害、钻井液体系动态损害以及滤饼承压能力室内实验,完善了该钻井液储层保护能力的室内评价方法。首先进行固相粒度分析前进行钻井液预处理,然后模拟动态损害过程评价钻井液返排渗透率恢复率,最后开展滤饼承压能力评价。实验结果表明:1主要的储层损害方式为固相侵入、液相圈闭损害;2油基钻井液滤液对基块损害程度为强;3钻井液体系对裂缝动态损害程度达到中等偏强—强,钻井液滤饼仅对100μm及以下缝宽裂缝具有封堵能力。结论认为,应用油基钻井液保护该类储层应优先保证油基钻井液滤饼承压能力,同时兼顾动态损害渗透率恢复率和液相圈闭损害程度。     

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。     

神木气田太原-山_2段致密砂岩储层宏观非均质性研究

鄂尔多斯盆地神木气田上古生界是典型的致密砂岩气藏,主力储集层太原组和山西组山2段具有低孔、低渗且非均质性强的特征。非均质性是储集体的基本属性,其严重影响和制约着油气储集层的渗透性能和开发效果。利用钻井岩心资料、测井资料和测试分析资料,对神木气田太原-山2段储层宏观非均质性从层内、层间和平面3个层面进行了深入分析。结果显示,太原-山2段层内非均质性总体比较严重,除过太22相对较弱之外,其它小层均属于强非均质性;山22及太21、太22段砂体最为发育,有效厚度系数高,层间非均质相对较弱;储层参数平面非均质性受砂体发育程度及沉积微相的控制,以分流河道为主的砂体厚度大,物性好;河口坝砂体厚度最大,物性也最好,但发育规模较小;分流间湾砂体厚度小,物性差。此外,低渗透储层非均质性较强的区域存在相对高渗段,储层性能较好。     

致密砂岩气层的弹性阻抗正演模拟研究

以苏里格气田盒8砂岩的实际井统计资料为基础建立致密砂岩气层的岩石物理模型,通过流体替代进行弹性阻抗正演模拟,分析弹性阻抗对致密砂岩气层识别的流体敏感性特征及其正演模型的响应趋势。研究表明,四类致密砂岩气层表现出各不相同的弹性阻抗特征,即Ⅰ类气层表现为随入射角增大而减小的正高弹性阻抗差特征,Ⅱ类气层表现为随入射角增大而减小且由正到负转换的近零弹性阻抗差特征,Ⅲ类气层表现为随入射角增大而减小的负高弹性阻抗差特征,Ⅳ类气层表现为随入射角增大而增大的负高弹性阻抗差特征;Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类气层的弹性阻抗都随入射角的增大而减小,盖层的弹性阻抗都随入射角的增大而增大,以致反射系数都随入射角的增大而减小,而Ⅳ类气层和盖层的弹性阻抗随入射角的增大分别呈增大和减小趋势,以致反射系数随入射角的增大而增大; 四类致密砂岩气层的弹性阻抗和反射系数都随含气饱和度的增大呈减小趋势,其中在含气饱和度为0～0.1之间的减小幅度较大。此外,弹性阻抗正演模型的振幅响应特征能较好地反映出弹性阻抗随入射角和含气饱和度的变化关系,这种响应特征可为弹性阻抗反演结果的含气性解释提供指导。     

致密砂岩气藏井网密度优化与采收率评价新方法

为了解决目前致密砂岩气藏井网密度优化方法可靠性较低、缺乏井网密度与采收率关系的有效论证等问题,通过建立井间干扰概率的计算方法,绘制出鄂尔多斯盆地苏里格气田目标研究区井间干扰概率曲线,进而建立了一套适用于致密砂岩气藏的井网密度优化与采收率评价新方法,并将该新方法应用于苏里格气田3个加密试验区的井网优化与采收率评价。研究结果表明:①致密砂岩气藏井间干扰概率与井网密度密切相关,随着井网密度的增加井间干扰概率呈现逐渐增加的趋势,直至井网密度达到一个相对大的值后,井间干扰概率才达到或接近于1;②苏里格气田3个加密试验区的经济最佳井网密度介于2.6～3.1口/km2,对应采收率介于36.6%～39.8%,井间干扰概率介于28%～33%,而经济极限井网密度介于5.2～6.6口/km2,对应采收率介于46.8%～49.8%,井间干扰概率介于83%～89%;③苏里格气田致密砂岩气藏经济最佳井网密度对应的井间干扰概率约为30%,经济极限井网密度对应的井间干扰概率约为85%。结论认为,采用新方法可以计算得到经济最佳、经济极限井网密度与对应的采收率,实现致密砂岩气藏的井网优化与采收率评价;该研究成果既可以为苏里格气田的经济高效开发提供理论支撑,也可以为同类型气藏的效益开发提供借鉴。     

鄂尔多斯盆地临兴区块上古生界致密砂岩气藏成藏条件及主控因素

鄂尔多斯盆地东缘临兴区块上古生界致密砂岩气资源潜力巨大,多层系发育优质气层,预测致密砂岩气资源量超千亿方,但构造背景特殊、储层非均质性强,造成气-水分布规律复杂,成藏地质条件及主控因素复杂多变,勘探开发难度较大。立足于系统梳理临兴区块致密砂岩气藏成藏条件,从平面上沉积模式、垂向上的生-储-盖组合及其耦合关系、时空上的气-水分布规律和天然气成藏过程中的差异聚集特征入手,揭示研究区整体非均质性背景下的差异富集规律,指导鄂尔多斯东缘千亿方大气田的勘探及高效开发。明确了烃源岩-储层-输导体系的配置关系：煤系烃源岩有机质丰度高,生烃潜力好,为大气田的形成奠定了基础;断裂的适度发育纵向沟通了煤系烃源岩及海相障壁海岸-潮坪及陆相河流-浅水三角洲沉积体系的砂岩储层,纵向上构成了下部源内、中部近源和上部远源3套成藏组合。深化了储层致密化成因及致密砂岩气成岩-成藏耦合关系,指出致密砂岩气藏具有“先致密后成藏”的特征。剖析了致密砂岩气藏天然气运移聚集机制,认为烃源岩生烃形成的超压是天然气运移的主要动力。建立了充足气源条件下、不同构造区带的多层系准连续选择性成藏模式,提出致密砂岩气具有“烃源控潜、构造控区、微相控储、物性控藏”的特点。天然气在烃源岩大量持续生烃背景下,优先选择断裂适度发育,构造活动强度适中,有利砂体及高渗物性条件背景下聚集成藏。