子洲气田山2段储层非均质性研究

以子洲气田山2段(S2段)储层的测井资料为基础,结合沉积相资料,从层内、层间、及平面的非均质性三个方面研究储层的非均质性特征。研究认为,S2段储层内普遍存在夹层,以泥质夹层和致密夹层为主,通过对渗透率非均质性参数的定量计算,认为该储层S23段层内非均质较强,S21段和S22段为相对均质型储层;S2段储层具有较大的分层系数,存在层间隔层,主要为泥质隔层,分布不稳定,具有层间差异性;S2段储层各小层砂体连通性受沉积微相控制,S23段砂体连通性较好,物性分布稳定,平面非均质性差,但是其它小层平面非均质性相对较强。     

苏里格气田苏49区块盒8下亚段致密储层非均质性特征

苏里格气田苏49区块盒8下亚段发育典型致密砂岩气藏,气水分布规律复杂且单井产气量差异大,为了明确储层非均质性对气藏分布和气井产能的影响,实现气田高效开发,在精细地层划分对比的基础上,充分利用钻测井、测试分析和气井生产资料,对储层层内、层间和平面非均质性进行系统研究.结果显示:①研究区盒8下亚段层内和层间非均质性均较强,...     

渤中25-1南油田明下段储层宏观非均质性研究

为了提高油田的开发效果,通过对研究区明下段浅水三角洲沉积体系内微相类型、层内韵律特征、隔层分布特征、砂体的几何形态、钻遇率、孔渗特征等研究,定量或半定量表征了该区储层的宏观非均质性,揭示了研究区主力含油层段受沉积微相所控制,具有较强的层内、层间及平面非均质性。根据研究成果,提出了针对油田切实可行的综合治理建议。     

鄂尔多斯盆地大牛地气田太原组致密储层非均质性特征

利用钻井岩心资料、测井资料和测试分析资料,对鄂尔多斯盆地大牛地气田太原组储层的非均质性进行分析,结果表明,太原组整体非均质性较强,太1段层内夹层少但厚度较大,太2段夹层较多但厚度较小;层内非均质性参数、渗透率变异系数、突进系数和级差表明,太2段层内非均质性较强;在层间非均质性及平面非均质性上,太1段非均质性明显较太2段强;平面非均质性与砂体展布关系密切,顺着砂坝方向的砂体连通性较好、非均质性较弱,垂直于障壁砂坝方向的砂体非均质性较强。     

苏里格气田强非均质致密砂岩储层的地质建模

苏里格气田属辫状河沉积,具有特低渗、强非均质性特征,有效砂体呈孤立状分布在致密砂岩中,规模小且连续性、连通性差。气田密井网解剖区的实际建模表明,采用小网格建立井组(或局部)地质模型,有利于有效地表征储层强非均质性的特点;通过辫状河沉积储层的专家研究经验、露头观测和沉积物理模拟实验所形成的地质知识库来确定关键的建模参数,并从多个实现中优选模型储量出现概率最大的作为地质模型的建模思路和方法,可以较好地描述储层的复杂地质特点和强非均质性特征。     

大牛地气田致密砂岩储层测井相类型研究

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部,主要含气层位为上古生界石炭系太原组、二叠系山西组和下石盒子组,为致密砂岩储层。该区主要经历了晚石炭世海侵、早二叠世山西期海退形成的三角洲、下石盒子期河流发育的海–陆过渡沉积,形成的测井相类型多样,利用自然伽马曲线将该区储层划分为8种岩石相类型,明确了不同沉积体系储层及有利沉积相带;其中下石盒子组盒3、盒2、盒1段主要为辫状河流相沉积,有利相带为辫状河主河道,山西组山2、山1段为三角洲平原沉积,有利相带为分流河道,太原组太2段主要为障壁岛–泻湖沉积,有利微相为障壁砂坝。     

致密油储层砂体宏观非均质性测井定量表征

致密油储层的砂体宏观非均质性受制于岩相、砂体和泥岩发育程度等影响,采用测井资料计算反映储层砂体宏观非均质性的岩相、砂体结构、砂地比、夹层密度等4个评价参数,并对其进行归一化处理,采用波叠加原理构建砂体非均质性评价模型,并以该模型计算了非均质性系数,进而利用三维随机多步地质建模技术对研究区内致密油储层的砂体宏观非均质性展开评价。研究结果表明,致密油储层砂体宏观非均质性评价结果与水平井实钻岩性吻合度较高。该技术流程为致密油储层砂体宏观非均质性研究提供一种新思路,也有助于提高致密油储层的钻遇率。     

致密砂岩储层含气性影响因素分析——以苏里格气田某区块山1段储层为例

苏里格气田作为国内少有的大气田,能够在致密砂岩储层中实现天然气的大规模开采,有必要对其储层含气性影响因素进行分析。本文收集了苏里格气田中部某区块的测井、试气和砂地比数据资料,主要从沉积相、物性、构造等方面,综合分析其对研究区致密砂岩储层含气性的影响。研究排除了微构造对含气性的影响,证实了沉积相、物性对含气性的影响。     

苏里格气田东区中二叠统盒_8—山_1段致密砂岩储层相渗特征及影响因素

鄂尔多斯盆地苏里格气田东区砂岩储层岩性致密,渗流规律复杂。通过气水相渗实验、铸体薄片、高压压汞和恒速压汞等分析测试,对研究区盒8-山1段储层的相渗特征进行分析。尝试将研究区气水相渗曲线由好到差分为I~IV类,其中具有II类和III类气水相渗曲线特征的储层分布最为广泛。分析认为孔喉半径大小、孔喉分选和孔喉连通性的好坏是决定储层渗流能力的主要控制因素。     

储层宏观非均质性定量表征研究

针对当前储层宏观非均质性定量表征参数计算数值无界、表征角度各异、表征方法定量化程度不高等问题,提出了基于储层物性参数累积分布特征的宏观非均质定量表征新参数。通过对任意一组空间分布相对均匀的渗透率数据降序排列,计算出渗透率贡献百分数及其对应的序数百分数,并在直角坐标系中绘制出渗透率累积分布曲线。通过倒数坐标变换,将不同形态的渗透率累积分布曲线转换成斜率为0～1的直线,将直线斜率值定义为储层非均质程度系数。该值与储层非均质程度成反比。应用结果表明,非均质程度系数可应用于各种级次储层宏观非均质程度的定量评价。     

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。     

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。     

中江气田致密砂岩气藏“井工厂”钻井井眼轨迹控制技术

针对中江构造丛式井组井间防碰压力高、轨迹控制难度大及钻井周期长等难题,借鉴国内外页岩气藏“井工厂”轨迹控制技术成功经验,研究形成了以槽口-靶点优化布置、“多增式”井眼轨道设计、直井段防斜打快及井间防碰为核心的致密砂岩气藏“井工厂”钻井井眼轨迹控制技术,并首次将该技术应用到JS33-19HF平台6口井开发中。现场应用表明,优化后的轨道设计及轨迹控制技术保障了井身质量、提高了机械钻速,井组平均机械钻速较设计提高了54.1 %,实际钻井周期缩短102.47 d。该技术的成功应用对致密砂岩气藏的高效开发具有重要借鉴意义。     

神木区块致密砂岩气藏储层保护钻井液优选

储层保护是致密砂岩气藏能否经济高效开发的重要条件之一。目前,渗透率恢复值实验是评价钻井液储层保护效果的主要方法,但其技术手段较单一,并且钻井液对致密砂岩气藏储层伤害是一个长期的、涉及到气、液两相流相互干扰的过程。现用的渗透率恢复值实验无法评价气藏产能受钻井液伤害的长期性影响,而岩心受到钻井液污染前、后的相对渗透率实验可以较好地弥补这一缺陷。结合塔里木油田神木区块储层特征,利用综合分析法,通过对比分析被钾聚磺钻井液和油基钻井液污染前、后岩心的渗透率恢复值、相对渗透率曲线线型的变化及CMG数值模拟软件砂岩模块的含水饱和度、含气饱和度等变化,对现场使用的钾聚磺钻井液、油基钻井液的储层保护效果进行模拟研究,并拟合出不同钻井液对气藏井产能的影响,以产能作为储层伤害程度的评价指标。综合评价结果表明,油基钻井液的储层保护效果优于钾聚磺钻井液,累积产气量提高约为15%。     

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。     

延长油田致密砂岩油藏CO_2驱油机理研究

CO_2驱是提高低渗透油田产量、缓解温室效应的有效途径。针对鄂尔多斯盆地油藏压力系数低、原油轻质组分含量高的特点,通过PVT和最小混相压力等测试分析方法,揭示了低压、低孔、低渗油藏CO_2驱提高采收率主要机理。开展了CO_2注入储层与无机、有机物作用后的沉淀研究,表明CO_2在无机盐溶液中不会形成沉淀堵塞孔隙,CO_2与有机质作用后沉积点高于油藏压力,且注入压力越高,CO_2在地层原油中的溶解能力越强,目标区块CO_2注入后不易形成沥青质沉淀。物模驱替实验结果表明,均质岩心的采出程度明显高于非均质岩心,且随着岩心非均质性的增加,水驱采出程度、气驱采出程度及最终采出程度均明显下降。     

致密砂岩油藏超临界与非超临界CO2驱油特征

细管驱替实验结果表明陕北某致密砂岩油藏在实施CO₂驱时无法达到混相。为了明确非混相驱下CO₂超临界性质对驱油贡献的大小及对驱油特征的影响规律,开展了室内超临界和非超临界CO₂驱油实验研究。结果表明：CO₂超临界性质对驱油具有积极影响,在超临界压力点附近,压力由非超临界过渡到超临界的较小变化会引起驱油特征的明显改变。当累积注入量达到0.5 PV以后,CO₂超临界驱油效果明显好于非超临界驱油效果;超临界驱体现优势的阶段主要是CO₂注入量为0.5～1.5 PV时,相同条件下采出程度比非超临界驱最高高出约10%。超临界驱和非超临界驱换油率出现高峰的注入时段基本都在注入量约为1 PV时,但前者明显高于后者。总之,无论是在注入性能方面,还是在驱油效率和换油率等方面,超临界驱均优于非超临界驱。     

致密砂岩气田储量分类及井网加密调整方法——以苏里格气田为例

苏里格气田是中国致密砂岩气田的典型代表,其储层物性差,有效砂体规模小,分布频率低,非均质性强,区块之间差异明显。依靠600 m×800 m的主体开发井网难以实现储量的整体有效动用,采收率仅约30%,需要开展储量分类评价,针对各类储量区分别实施井网加密调整。优选气田中部苏14区块为研究区,通过密井网区精细解剖、干扰试井分析明确了储层的发育频率及规模;以沉积相带为约束,结合储量丰度值、储层叠置样式、差气层影响和生产动态特征,将气田储量分成5种类型。从I类—V类,储层厚度减小,连续性变差,储量品位降低,单井产量变低。依据密井网实际生产数据与数值模拟结果,针对各储量类型,研究了井网密度、干扰程度和采收率的关系,论证了合理井网密度下的单井开发指标。在现有的经济及技术条件下,各类储量区合适井网密度为2~4口/km2,气田最终采收率约为50%。通过系统研究确定了致密砂岩气田复杂地质条件下的储量构成,为开发中后期加密调整方案的编制提供了地质依据。     

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。     

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。