渤海湾盆地深层砂砾岩储层孔-缝成因机制及演化特征——以渤中19-6构造古近系孔店组为例

优质储层的识别和预测是深层-超深层碎屑岩储层油气勘探研究的重点。以渤海湾盆地渤中19-6构造古近系孔店组砂砾岩为研究对象，借助物理模拟实验等手段，研究了孔店组优质储集空间的成因及演化，建立了渤海湾盆地深层砂砾岩储层的孔-缝演化模式。取得的主要认识如下：(1)长石等颗粒的溶蚀孔为优质储集空间，钾长石的溶蚀随温度升高渐强甚至超过斜长石，钾长石在深层有更大的增孔潜力。(2)砾石级的颗粒、长英质的成分及低杂基含量更有利于压裂缝的产生，长石中压裂缝的发育程度要高于石英；垂向上，第一期压裂缝在2 500 m左右的深度开始形成，第二期压裂缝在3 000 m以深形成，而且其数量在4 000 m左右的深度达到峰值，第三期压裂缝在4 500 m以深开始形成，而且其数量随深度增大而逐渐增加。(3)孔隙度的垂向变化受到早期压实、晚期胶结以及中期溶蚀作用的控制。早期压实减孔17.38%；晚期铁白云石胶结减孔7.76%；有机酸溶蚀增孔5.45%。(4)油气充注与第二期溶蚀增孔及第一期和第二期压裂缝的发育相对应，油气在3 000 m左右的深度处富集；4 000 m以深压裂缝大量发育，叠加钾长石等溶蚀，预测深层砂砾岩...     

砂砾岩油藏原位乳化提高采收率实验研究

针对砂砾岩油藏非均质性强的特点，提出了一种原位乳化提高采收率技术，对新型W/O型乳化体系(DMS)开展了乳化性能、降低界面张力性能以及驱油性能研究，同时与油田现场用聚合物-表面活性剂二元体系进行了对比。实验结果表明：不同含水率下DMS能够与原油发生乳化形成W/O型乳液，随着含水率的增大，乳液黏度增高，在含水率为70%时黏度达到最大值，为原油黏度的9倍，远高于二元体系的黏度，流度控制能力更强；DMS能够定向吸附于油水界面，将油水界面张力降低至0.12 mN/m;受拉伸卡断作用，在DMS的作用下油水发生原位乳化形成W/O型乳液，乳液粒径为0.5～6.0μm;砂砾岩岩心进行DMS驱以及后续水驱能够提高采收率18.6%,当渗透率级差为10时，二元驱及后续水驱能提高采收率24.0%,而DMS驱以及后续水驱能够提高采收率35.3%,表现出更好的流度控制以及吸水剖面改善能力。研究结果为砂砾岩油藏提高采收率提供理论支撑。     

PDC钻头在砾岩地层中的破岩机理与适应性分析

PDC钻头在非均质砾岩地层钻进时，不能仅通过磨损来进行优选，应当明确其破岩机理，从而对其应用效果欠佳的情况给予指导。为此，通过有限元软件建立非均质砾岩模型，对PDC单齿破碎砾石地层进行模拟，明确破岩机理，并提出优选建议。分析结果表明：切削齿在砾岩地层切削时，对小粒径砾岩影响切削力的主控因素为胶结物和基质强度，对大粒径砾岩影响切削力主控因素为砾石本身的固有剪切强度；在砾岩地层中，切削齿齿形推荐选用斧形齿，其半径尽量与砾石尺寸相匹配，且优先选择大厚度齿，选择二级、螺旋布齿可减轻单齿的损伤；可以通过优选新型异质材料来改善切削齿力学性能。研究结论可为提高PDC钻头在砾岩地层中的适应性提供理论支撑。     

准噶尔盆地深层——超深层致密砾岩储层特征及控制因素

近年来，随着油气勘探向地球深部发展，深层—超深层领域已成为全球油气勘探开发的热点和亮点。虽然准噶尔盆地深层—超深层砾岩储层连获油气勘探突破，但储层基本特征及有效控制因素的研究仍显不足，导致油气勘探开发难度仍然较大。为此，利用盆地内重点探井和评价井的钻井、录井、测井、岩石薄片、扫描电镜及岩心分析化验等数据和资料，研究了深层—超深层领域砾岩储层特征，明确了储层类型及有效控制因素。研究结果表明：(1)深层—超深层砾岩储层以中砾岩、细砾岩和中—细砾岩为主，砾石成分主要为火山碎屑岩和中酸性岩浆岩；(2)储集空间为孔隙和微裂缝，孔隙以溶蚀型次生孔隙为主，微裂缝以压实裂缝为主；(3)砾岩储层为典型低—特低孔隙度和渗透率致密砾岩储层，可划分为原生孔隙型和次生孔隙—裂缝型2种类型；(4)砾岩有效储层控制因素主要包括岩石组构、异常高压和建设性成岩作用，岩石组构为形成压实裂缝和溶蚀型次生孔隙提供了基础物质，异常高压抑制压实作用、减弱胶结作用和促进溶蚀作用，建设性成岩作用以溶蚀作用为主，垂向上形成2个次生孔隙发育带，压实和胶结作用晚期也发挥一定程度建设性作用，促进微裂缝形成，为粒间溶蚀提供溶蚀通道。结论认为，...     

玛湖砾岩油藏水平井压裂井间窜扰特征与机制分析

玛湖砾岩油藏油气资源丰富，以地质工程一体化思想为指导形成的“大井丛、多层系、小井距、长井段、交错式、密切割、拉链式、工厂化”系列开发技术，已实现了百万吨级以上的年生产能力。但在实施小井距水平井、水平井体积压裂立体开发的过程中出现了不同程度的压裂井间窜扰现象，较大程度影响了钻/完井工程作业及稳定生产。为此，以理论研究与数值模拟相结合，开展了压裂窜扰机制研究及主控因素分析。研究结果表明：①根据水平井压裂井间窜扰的连通方式及窜扰特征，将玛湖砾岩油藏水平井压裂井间窜扰分为天然软弱结构发育导致的压裂窜扰、压裂缝沟通导致的窜扰和压裂扰动压力/应力扰动区连通诱发的邻井干扰3 种类型。②水平井井距是影响水平井压裂井间窜扰以及井间窜扰程度的关键因素。当水平井井距小于300 m时，研究区井间压裂窜扰发生几率大幅增大。综合考虑压裂窜扰对油藏开采的积极作用以及压裂窜扰对钻/完井工程作业、采油作业的不利影响，合理优化设计水平井井距，对砾岩油藏的安全、高效开发具有积极且重要的意义。     

玛北斜坡百口泉组致密砾岩水力压裂裂缝表征

水力压裂是致密砾岩油气开发的主要手段，主要通过物理实验和数值模拟研究水力压裂裂缝，由于缺少现场数据的验证，增产措施的设计存在较强的不确定性。为了描述致密砾岩压裂裂缝的形态，证实储集层有效改造，在玛湖凹陷北斜坡钻取了1口以获取压裂裂缝为目的的取心井。在致密砾岩岩心观察与分析的基础上，对比岩心、成像测井、CT扫描等资料，描述了压裂裂缝形态，表征了裂缝产状和密度。致密砾岩具有粒径大、分选差、颗粒支撑以及非均质性强的特征。从长度为323 m的岩心中识别了335条压裂裂缝，主裂缝扩展以与井筒垂直的方向为主，分支裂缝较少且与主裂缝近垂直，部分层段出现破碎带，是不对称的双翼缝。裂缝具有绕砾和穿砾2种扩展方式，分别在拉张和剪切作用下形成，因此，将其分为张性缝和剪切缝。张性缝和剪切缝产状一致，均为接近90.0°的高角度倾角，近南北向的倾向，剪切缝的密度整体上大于张性缝。     

砂砾岩储层期次划分及连通模式——以东辛油田永1断块砂砾岩油藏为例

胜利油区砂砾岩油藏储量规模大,但储层内幕复杂、连通特征不明确、注采对应关系差、开发规律不明确等一系列开发难题严重制约了该类油藏的有效动用和开发。以东辛油田永1断块砂砾岩油藏为例,综合应用多种资料明确沉积类型,进而划分砂砾岩储层期次,明确储层连通模式。研究区沙四段砂砾岩储层发育受沉积相控制,有利储层位于扇根主水道和扇中辫状水道,以细砾岩和含砾砂岩为主。通过井—震结合将砂砾岩期次划分为9个,结合储层反演结果认为沙四段1—5期次储层发育、连通体个数多、物性好,是后期开发调整的重点目标。综合应用动态和地质资料确定了有效储层连通存在同期相内连通、异期纵向连通、异期平面连通3种模式。以此为基础对永1断块合理注采井网进行了优化配置,大幅提高了老井产能,永1-55井措施后产能由4 t/d提高到12 t/d左右,有效指导了砂砾岩油藏开发。     

玛湖砾岩油藏水平井效益开发压裂关键参数优化

准噶尔盆地玛湖砾岩油藏从规模化开发向效益化转变的过程中，在考虑经济效益的前提下，合理选择压裂施工参数尤为重要。为实现玛湖砾岩油藏压裂施工关键参数优化，建立压裂裂缝扩展等效KGD裂缝扩展模型，实现快速估计裂缝形态，采用启发式粒子群算法，以收益率为目标函数，对玛湖砾岩油藏不同产层分别进行压裂施工规模、簇数和排量的组合优化。结果表明，随着迭代次数的增加，高成本开发方案最终收敛到综合开发效果最佳的组合优化方案，实现了玛131区块施工参数优化。     

渤海油田YL2井压裂工艺技术

渤海油田YL2井孔店组砂砾岩储层孔渗性差，非均质性强，但储量丰富，为改善储层物性以获得工业产能，借鉴陆地油田砂砾岩压裂作业经验，同时考虑海上空间受限的特点，优化前置液量、施工排量、砂量等参数，结合“变密度组合加砂”技术、多级段塞、阶梯式提升排量等工艺措施，成功实施了YL2井孔店组砂砾岩储层的压裂作业。该井净压裂液量及支撑砂量均为海上探井单层压裂规模之最，为海上探井大规模压裂施工积累了宝贵的经验。     

基于M区致密砂砾岩储层分岩性孔隙度解释方法研究

孔隙度是测井解释储层评价的一个重要参数，致密砂砾岩地层岩性和储层特征复杂、非均质性强，采用统一模型解释适用性偏低。以M地区致密砂砾岩为例，根据5种岩心结果，104块岩性样本的岩心分析建立基于主成分分析的测井岩性识别方法，再分岩性建立了相应的孔隙度解释模型。处理M区6口取心井实际测井资料，主成分岩性识别方法能准确识别砂砾岩岩性。孔隙度处理结果与岩心分析孔隙度结果对比，不分岩性孔隙度绝对误差为0.71%，分岩性孔隙度绝对误差为0.19%，精度提高了0.52%，应用效果较好。