陆相页岩储集层含水饱和度测井计算方法——以川东南复兴区块凉高山组为例

陆相页岩储集层具有低孔特低渗特征,其黏土矿物含量高,岩石组成变化快,地层非均质性强,利用传统阿尔奇公式及常规数理统计模型计算的含水饱和度误差大。为提高陆相页岩储集层含水饱和度计算精度,以川东南复兴区块下侏罗统凉高山组页岩为例,分析了现有含水饱和度测井计算方法的局限性,阐述了利用阵列声波测井中的纵横波时差与测井密度组合重构的复合波阻抗计算含水饱和度的可行性。在此基础上,提出了陆相页岩储集层含水饱和度计算方法。该方法考虑了岩石矿物的影响,有效避开了电法测井和非电法测井的局限性,提高了适用性。在川东南复兴区块多口井凉高山组页岩储集层的应用效果好,计算得到的含水饱和度与岩心分析含水饱和度较吻合,绝对误差为1.3%~2.2%,满足测井评价要求。

近井地带高含水饱和度对火驱开发效果影响的实验

火驱技术是注蒸汽开发后的有效接替技术,然而注蒸汽后近井地带储层形成的高含水饱和度对火驱的点火、火线推进和开采效果的影响尚未明确。利用燃烧管实验装置将高含水饱和度的油砂填充到注气端附近,以模拟近井地带储层的高含水饱和度,并研究了近井地带储层的高含水饱和度对火驱的点火、火线推进特征及开发效果的影响。结果表明:近井地带储层的含水饱和度高达91.7%时,依然可以实现成功点火,形成有效驱替。近井地带储层的水能起到蒸汽驱油作用,加快火线的推进速度,缩短油墙的形成时间,从而导致火驱受效时间提前,但也会降低火驱过程中的燃料消耗量和氧气利用率,导致火线前缘的燃烧效果变差和原油采收率的降低。研究成果可为蒸汽吞吐后转火驱技术的现场应用提供理论参考。

基于大语言模型的致密砂岩储层测井含水饱和度预测

致密砂岩储层测井含水饱和度预测是油气藏储层评价和产量预测的关键步骤,应用机器学习模型预测含水饱和度在一定程度上缓解了常规方法预测误差大的问题。但是现有的机器学习方法通常使用有限的测井数据从头开始训练模型,导致模型能力受限,进而阻碍了它的泛化能力。为此,基于大语言模型(LLMs)出色的泛化性能及丰富的知识信息,引入LLMs进行储层测井含水饱和度预测,提出了一种基于真实关系及表格Transformer网络(REaLTabFormer)增强的LLMs对齐框架模型(RTF-LLA),最后进行了实验对比验证。研究结果表明:(1) RTF-LLA模型由数据增强、知识蒸馏和跨模态对齐3个核心模块构成;(2)数据增强模块以原始测井数据为基础,利用REaLTabFormer捕获测井参数与储层物性参数间的内在关系,生成了高信息量的测井数据;(3)知识蒸馏模块从LLMs提取主要的知识信息,指导测井数据与LLMs文本知识进行跨模态对齐,并赋予模型准确预测储层测井含水饱和度的能力;(4)跨模态对齐模块通过词元对齐、特征对齐和序列对齐,有效地降低了模型对储层含水饱和度的预测误差。结论认为:(1)RTF-LLA模型在S气田储层饱和度实验评价中的平均绝对误差和均方根误差分别为1.332和2.207,相较于其他主流机器学习算法至少降低了3.310和3.174;(2)RTF-LLA模型可为小样本测井资料储层含水饱和度准确预测提供有效技术支撑,为储层测井含水饱和度预测提供了新思路、新方法。

一种简单实用的含水饱和度分布模型

含水饱和度分布模型作为水驱油理论的重要组成部分,常应用于水驱特征曲线理论分析及岩心驱替实验参数处理。针对出口端含水饱和度与油水两相区平均含水饱和度表达式之间的非线性特征导致矿场应用难、包利索夫模型开发末期偏差较大等问题,基于非活塞式水驱油理论及含水率定义,建立了一种简单实用的含水饱和度分布新模型。通过X-CT扫描水驱油实验结果,定量刻画岩心轴向含水饱和度分布,并结合矿场生产井剩余油饱和度监测数据,通过归一化处理,验证了平均含水饱和度与出口端含水饱和度之间双对数关系的合理性,且在中高含水期应用具有更高精度。新建含水饱和度分布模型为矿场尺度的水驱油藏开发潜力评价、剩余油分布规律研究等提供了有力的技术支撑,对于水驱开发油田增产挖潜具有重要意义。

积雪最低含水饱和度的野外测定

在野外对处于融化期的自然积雪的最低含水饱和度进行了测定。结果显示,当下渗水流流速在毛管力起着不可忽视作用的约3×10-8～1 39×10-7ms-1时,所对应的积雪平均含水饱和度为0 05～0 07。流速在约10-8ms-1以下时,达到最低含水饱和度,平均值为0 02～0 03。在毛管力起作用的范围内,积雪的不同层位的含水饱和度有较大差异,而且差异随流速的减小而显著增加。

基于常规动态电法测定岩石类别的测井方法来测定含水饱和度的一种新技术

油气藏流体饱和度是评价油气藏资源最重要的参数。虽然已经提出了许多方法来预测饱和指数,但大多数没有根据岩石孔隙结构的电学特性,将储层岩石样品划分为具有相同电性的组分,这样可以提高预估饱和度精度。本文提出了一种新技术,根据电学动态变量(ηele,D),将岩石样品分为不同的电学岩石类型。使用这种方法,可以在整个储层深度内估计含水饱和度。本文使用了25个岩芯样品,根据提出的电学岩石分类方法将其分为四组。测定电学动态变量的高值和其附近的离散因子证实了该方法的应用。因此,可以得出结论,电学动态变量是分组不同电学岩石最合适的工具。结合岩性分类方法,通过不同取芯深度的岩心电性参数、以及测井数据相关性分析,可有效预测不同深度地层岩石的初始含水饱和度。

地层条件下砂岩含水饱和度对波速及衰减影响的实验研究

为了研究含气地层对地震波传播的影响,在地层温压条件下,用超声波测试了长庆油田苏里格气田砂岩样品在不同饱和度下的纵、横波速度和衰减Q值.实验表明砂岩样品的物性和流体含量对纵波的速度和衰减的影响均大于横波,含气饱和度大于60%时纵波Q值变化明显;物性越好,含气饱和度越高,纵波Q值越小,吸收越大.分析实验结果和相应的影响机理,给出了利用纵波的吸收衰减预测砂岩含气性的应用实例.

岩石的含水饱和度对纵、横波速及衰减影响的实验研究

在不同饱和度下测试了纵、横波速和衰减Ｑ值，发现了它们随饱和度变化的不同规律．对实验结果进行了理论分析和计算，提出了相应的影响机理，给出了很好的拟合曲线．

考虑裂缝和含水饱和度的致密砂岩应力敏感性

致密砂岩气藏裂缝发育和有效应力高的特征使其易发生应力敏感性损害,钻井完井液侵入或凝析水在近井地带聚集也将影响砂岩应力敏感性,这些因素都会对致密砂岩气藏的经济开发产生影响。考虑裂缝和含水饱和度的影响,选取鄂尔多斯盆地上古生界典型致密砂岩岩样,分别用干岩样、人工造缝岩样和含水饱和度低于束缚水饱和度的岩样进行了致密砂岩基块与裂缝的应力敏感性实验,并从岩石学特征入手,利用毛细管渗流模型和化学压实等理论分析了裂缝和含水饱和度对岩石变形的影响,探讨了致密砂岩应力敏感性损害机理。研究结果表明,致密砂岩应力敏感性损害严重,应力敏感性系数与基块渗透率线性负相关,而与裂缝岩样渗透率的对数线性正相关;水的存在加剧了致密砂岩应力敏感性程度,且含水饱和度越高应力敏感性越强。

含水饱和度和有效应力对致密砂岩有效渗透率的影响

在钻井、完井和增产改造等各种作业过程中 ,近井地带由于钻井完井液的侵入 ,含水饱和度升高 ,且有效应力也发生变化 ,二者综合作用使气层有效渗透率大幅度降低。文章选取鄂尔多斯盆地上古生界典型致密砂岩样品 ,进行了恒定有效应力不同含水饱和度下气相渗透率实验、干岩样和不同含水饱和度条件下岩样应力敏感实验。实验结果表明 ,含水饱和度升高对致密砂岩气相渗透率损害严重 ;水的存在加剧了致密砂岩应力敏感程度 ,且含水饱和度越高应力敏感性越强 ;干岩样在 3MPa围压时的渗透率大约是 4 0～ 5 0MPa围压下含水饱和度为4 5 %时气相渗透率的 10～ 30 0 0倍 ,将常规测量渗透率校正为原地条件下渗透率要考虑有效应力和初始含水饱和度的影响 。

砂岩气藏衰竭开采过程中含水饱和度变化规律

基于四川须家河组气藏典型储集层物性特征,选择了渗透率分别为1.630×10^-3μm^2、0.580×10^-3μm^2、0.175×10^-3μm^2、0.063×10^-3μm^2的4组砂岩岩心,模拟研究含水砂岩气藏衰竭开采过程中（地层压力从20 MPa衰竭开采至废弃）含水饱和度沿程变化规律,结合岩石微观孔喉结构与毛管压力特征,分析了不同渗透率砂岩与水相的相互作用机理并由须家河组气藏2口井进行验证。研究表明：1砂岩储集层对水相捕集作用的大小与渗透率关系密切,储集层渗透率临界值为（0.175-0.580）×10^-3μm^2;2渗透率大于0.580×10^-3μm^2的储集层,岩石孔喉半径较大,毛管压力较小,岩石孔喉对水相的捕集作用小,孔隙内的一部分水在气相驱替作用下可以被驱替出来成为可动水;3渗透率小于0.175×10^-3μm2的致密储集层,其孔喉细小,毛管压力较大,岩石孔喉对水相的捕集作用强,在气相驱替作用下,水相难以被驱替出来而滞留在岩石孔喉内,造成含水饱和度不降反升,因此对此类储集层,要严格控制合理生产压差,延长气井生命周期。

鄂尔多斯盆地东部上古生界致密砂岩超低含水饱和度气藏形成机理

鄂尔多斯盆地东部上古生界石盒子组8段、太原组致密砂岩气藏存在超低含水饱和度现象,研究该现象的形成机理,对制定合理的储层保护和压裂改造的技术措施、提高气藏单井产量等均具有重要的意义。为此,采用密闭取心岩样,借助气水相渗、核磁共振、流体包裹体测温等技术手段,分析了致密砂岩气藏的含水饱和度特征和天然气成藏特征。结果表明:①应用气水相渗、核磁共振2种实验技术方法所测定的束缚水饱和度均高于密闭取心测定的原始含水饱和度值,说明该区盒8段、太原组致密砂岩气藏普遍存在超低含水和度现象;②气藏形成过程中由于温度、压力增大,随着烃源岩在过成熟演化阶段干气的注入,天然气的携水能力不断增强,束缚水不断蒸发气化,并随着天然气的大规模运移及气藏后期的泄漏散失而带出储层,从而形成超低含水饱和度气藏。因此,针对超低含水饱和度储层吸水易形成永久性水锁的问题,制订了合理的水锁伤害预防与补救措施,以期有效提高储层气相渗透率和单井产量。

温度、有效应力和含水饱和度对低渗透砂岩渗透率影响的实验研究

为了全面评价温度、有效应力和含水饱和度的变化对砂岩渗透率的影响,实验测定了在不同条件下低渗透砂岩渗透率的变化规律。根据实验结果定性地分析了温度、有效应力和含水饱和度对低渗透砂岩渗透率的影响以及三者之间的相互作用关系。实验结果表明:在有效应力相对较小时温度对渗透率的影响较大,而随着有效应力的增大其作用逐渐减小;随着含水饱和度的增加,温度对渗透率的影响增大;渗透率与有效应力近似呈指数关系变化,但随着温度和含水饱和度的增加需要作校正处理;含水饱和度越高岩石渗透率越低,且随着有效应力的增加,渗透率下降幅度呈递增的趋势,而温度的增加使得含水饱和度越高的砂岩渗透率下降越严重。

宏观导电机理下的泥质砂岩含水饱和度解释模型

认为泥质砂岩的导电体积由两部分组成 ,即完全被束缚水占据的微孔隙 (孔喉半径小于 0 .1μm ,其中的流体不能渗流 )导电体积和有效孔隙中被可动水、束缚水占据部分的导电体积 ,泥质砂岩的整个导电响应为二者之和 ,但二者导电体的导电特性不同 ,各有其不同的几何因子。考虑成岩过程中地层水的变化和阳离子的交换吸附作用 ,提出泥质砂岩含水饱和度的双孔隙导电体积解释模型 ,模型所有特征参数均可由测井解释获得 ,并有明确的地质和物理意义 ,可与岩心数据对比。应用该模型解释胜利油区孤东油田 3口井的馆陶组泥质砂岩含水饱和度 ,解释结果与其油基钻井液取心分析的含水饱和度数据对应良好。图 2表 1参

致密砂岩气藏超低含水饱和度形成地质过程及实验模拟研究

对致密砂岩气藏含水饱和度的认识直接影响气藏储量评价及开发决策。密闭取心和测井解释表明鄂尔多斯盆地北部上古生界致密砂岩气藏存在超低含水饱和度现象,气藏初始含水饱和度值范围低于束缚水饱和度范围。认为致密砂岩气藏超低含水饱和度形成于其独特的成藏过程,成藏过程中的生烃排液作用对超低含水饱和度的形成具有决定性影响,并通过室内对比实验作了验证。泥岩盖层的封隔作用。

页岩黏土孔隙含水饱和度分布及其对甲烷吸附的影响

考虑储层原始含水特征,甲烷在页岩的吸附特征属于气液固三相复杂作用结果,水分在很大程度上影响页岩吸附能力,将成为制约页岩气资源量评估可靠性的主要原因之一.鉴于页岩水分主要分布于黏土等无机矿物孔隙内部,分析了甲烷-水膜-页岩黏土三相作用特征,结果表明:甲烷在干燥黏土表面吸附满足气固界面Langmuir吸附特征,在黏土水膜表面吸附满足气液界面Gibbs吸附特征,在气液固三相作用下满足"气固"与"气液"界面混合吸附特征;同时研究还发现:不同尺度孔隙内含水饱和度分布特征存在差异,部分小孔隙可以被水分充满,而大孔隙仅吸附一定厚度水膜.因此,水分对甲烷吸附能力的影响主要表现为两个方面:小孔隙被水分阻塞而失去吸附能力;大孔隙表面水膜改变甲烷吸附特征(气固界面吸附转变为气液界面吸附),以黏土样品为例,两者综合效应可以致使甲烷吸附能力降低约90%.从微观角度揭示了水分对页岩吸附能力的影响机理,将为建立合理评价页岩吸附气含量的方法奠定理论基础.

页岩无机质孔隙含水饱和度分布量化模型

目前对于页岩储层含水饱和度的评价多侧重于宏观尺度,而对页岩纳米孔隙内含水饱和度分布特征缺乏深入研究。在考虑页岩储层"超低含水饱和度"特征基础上,分析了储层液态水与气态水热力学平衡关系,结合水膜理论,建立了页岩无机质孔隙水膜厚度量化模型。研究表明:孔隙尺度、孔隙形状及天然气相对湿度是影响水膜厚度的主要因素;在原始含水条件下,部分微小孔隙可以被毛细管水充填,以研究样品为例,当储层含水饱和度为50%,天然气相对湿度为0.98时,孔隙直径为5.35nm以内的孔隙将被毛细管水阻塞,此类孔隙对页岩气的吸附及流动不起作用。在微观尺度下,研究孔隙类型、孔隙半径、孔隙形状等对含水饱和度的影响规律对进一步认识页岩储层流体赋存方式、吸附特征及产气机理具有重要意义。

页岩气藏超低含水饱和度形成模拟及其意义

页岩气属于非常规天然气,资源丰富,开发潜力巨大。含水饱和度是控制致密气藏持续生产最关键的储层参数,然而现阶段对页岩气成藏中超低含水饱和度是否存在尚存在疑问。选取川渝地区页岩露头岩样,采用气驱法模拟了成藏过程中含水饱和度变化,结合川南页岩气储层地质特征,建立了生烃排驱的地质模型,提出了气携液的概念模型。结果表明,页岩气藏存在超低含水饱和度现象;页岩气成藏过程中大量生烃产生排驱效应与气携液作用,有利于页岩气储层超低含水饱和度的形成,气携液作用、裂缝和高温环境加速了含水饱和度降低;超低含水饱和度增加页岩气储层吸附能力,增大储层可流动孔喉范围,提高气相传输能力,但在工程作业过程中加大水相渗吸速率,强化水相滞留效应,使页岩气藏水相圈闭损害潜力更大。在页岩气有利区评价、气藏钻完井、开发过程中,须倍加重视超低含水饱和度这一客观事实和其衍生的工程作业问题。

致密砂岩含水饱和度建立新方法—毛管自吸法

为了能够准确模拟原地条件,在岩心中建立所需的含水饱和度并保证水在岩心中均匀分布、不改变岩心的孔隙结构和成分是十分必要的。目前,建立含水饱和度的方法主要有烘干法(或风干法)、离心法和驱替法。鉴于致密砂岩气层岩性致密,并普遍存在超低含水饱和度现象,利用这些方法在致密砂岩岩心中建立低于束缚水饱和度的含水饱和度状态是十分困难的或不现实的。因此提出了一种建立含水饱和度的新方法—毛管自吸法,利用该方法能够在致密岩心中建立所需的含水饱和度,并通过实验证实了该方法是可行的。

异常低含水饱和度储层的水锁损害

当储层原始含水饱和度低于束缚水饱和度时，称异常低含水饱和度储层，一般意义的水锁指数就不能反映该类储层的水锁损害过程和解除水锁损害的难易程度。为此，通过异常低含水饱和度储层水锁损害机理研究，提出了这类储层存在暂时性水锁和永久性水锁观点。暂时性水锁是指油、气反排外来工作液至束缚水饱和度过程中造成的水锁，是可以解除的；永久性水锁是指油、气反排外来工作液降至束缚水饱和度后再也不能降低了，从而达不到原始含水饱和度，造成一部分水锁永远无法解除。将该研究方法运用于长庆气田上古生界致密砂岩气藏的水锁损害评价实验中，结果表明：储层渗透率越低，束缚水饱和度与原始含水饱和度差值就越大，永久性水锁损害和暂时性水锁损害就越强，解除暂时性水锁所需时间越长。