致密油储层压裂裂缝扩展规律分析及影响研究

以鄂尔多斯延长组长7裂缝性致密油储层为例,开展致密油储层裂缝扩展实验研究,分析裂缝扩展的影响因素,并对裂缝扩展规律进行模拟分析,实验结果表明:长7致密油储层岩石杨氏模量、泊松比和抗压强度波动范围广,造成数值差异较大;矿物组成分布差异为3%~46%,平均值为16.85%左右;该区块储层岩石发育部分的天然裂缝,储层最大水平主应力和最小水平主应力差异较大,储层水平和垂直方向上的孔、渗、饱等物性差异较大。天然裂缝的形成和发展受自然裂缝存在与地应力场差异这两个关键因素的显著影响,长7储层原始状态下裂缝的形态呈现低角度。

新疆干旱区密植条件下不同玉米品种主要农艺性状及耐密性分析

【目的】以耐密系数为依据,结合株高、穗位高、平均单株产量等主要农艺性状,鉴定筛选与分析新疆干旱与半干旱区种植主要玉米品种的耐密性,为耐密种质创新和新品种选育提供理论基础和技术支撑。【方法】选用最新国审、省审、即将审定、进入国家和省级区域试验表现突出的先玉335、联创825、新玉108等11个中晚熟玉米品种为材料。采用裂区设计,密度为主处理,品种为副处理,设计2个密度水平(8.25×10^4株/hm^2,10.5×10^4株/hm^2),研究生育期对其株高、穗位高、产量等主要农艺性状及耐密性。【结果】随着种植密度的增加表现增产,先玉335在8.25×10^4株/hm^2低密度条件下产量为19954.23 kg/hm^2,10.5×10^4株/hm^2高密度下产量为20131.33 kg/hm^2,在高密度条件下产量达到最大潜力;国内品种联创825、新玉108号、九圣禾2468、MC703等品种产量潜力较大,但整体产量水平低于国外品种。九圣禾2468在8.25×10^4株/hm^2低密度条件下产量为17879.6 kg/hm^2,10.5×10^4株/hm^2高密度下产量为18003.85 kg/hm^2,表现出较强的耐密性。【结论】结合产量、株高、穗位高、单株产量及耐密系数等主要农艺性状综合评价,先玉335、先玉1225等国外品种耐密性较强,联创825、新玉108号、九圣禾2468等国内品种耐密性也较好。

超低渗透低压油藏水平井转变开发方式试验

鄂尔多斯盆地长X油藏压力系数低、储层物性差,前期采用超前注水七点井网长水平井开发,初期单井产能有所提高,但含水率上升快。为了避免人工裂缝与腰部水线窜通,压裂时往往会有约200 m水平段无改造而浪费。同时,因超前注水油井生产等停较长时间,影响了新井贡献时率。借鉴致密油的开发经验,采用逆势思维的方法,提出"停止超前注水、减少注水井数量、减少水平段长度、密切割压裂和体积压裂相结合"转变开发方式的思路,优化注水方式、开采井网、水平段长度和压裂工艺参数等,并开展现场试验。结果表明:形成的五点法短水平井密切割体积压裂开发技术效果较好,地层能量得到快速补充,含水率快速上升得到控制,缩短了油井因超前注水产生的等停时间,提高了新井贡献时率30%,减少的注水井数量和水平段长度使成本节约20%,每百米水平段产能较前期增加88%,该成果为同类超低渗致密储层高效开发提供了技术支撑。

频谱分解技术在敖南地区致密砂体预测中的应用

随着大庆长垣地区勘探程度的加深,致密砂储层已经成为勘探重点。由于该地区地质问题比较突出,河道砂体横向不连续,单层砂体薄(3~6 m),薄互层比较发育,常规地震属性分析技术难以对砂体进行有效预测。针对敖南地区扶余油层的地质特点,利用快速匹配追踪算法计算速度快、时频分辨率高的特点,探索应用频谱分解技术进行致密砂体预测。研究表明:地震波高频属性对该地区薄单砂有更好的反映,而在低频端薄互层的组合效应变弱,使其与厚砂体得到有效区分。另外,通过与井资料结合进行双重约束,实现了砂体的动态刻画,对原有的有利区进行重新标定,使研究区内的砂体展布越来越清晰。应用证明频谱分解技术完全可以对敖南扶余油层的致密砂体进行有效预测。

致密砂岩储集层成岩演化与致密油充注成藏关系研究——以鄂尔多斯盆地延长组为例

在大量岩芯观察、薄片鉴定、扫描电镜以及岩芯物性分析的基础上,深入研究了鄂尔多斯盆地西南部延长组致密储层自埋藏以来的成岩作用致密化过程。结果表明,压实作用是导致储层致密的主要作用,胶结作用在压实作用的基础上使得储层物性进一步变差。胶结作用中钙质、硅质胶结的减孔作用明显,黏土矿物伊利石的胶结作用阻塞喉道,对渗透率的影响极大。结合成岩过程中碎屑矿物及填隙物的变化,从微观角度探讨其导致的储层物性变化,计算各成岩时期孔隙率大小,并通过孔渗拟合曲线,估算渗透率大小。在酸性溶蚀阶段(中成岩A1期)末期,储层渗透率降至0.27×10^(-3)μm^2,已低于致密储层渗透率临界值0.3×10^(-3)μm^2,此时致密储层已经形成。结合包裹体测试,将储层致密史与埋藏史进行耦合,可推测在储层达到致密界限之前,已开始了大规模的成熟油充注,致密储层形成后,油气充注并未立即停止。致密与成藏的耦合关系应为边成藏边致密,致密后继续成藏。

致密储层采出程度影响因素

针对致密储层基质块衰竭开采问题,通过数值模拟方法比较了岩心尺度对单个因素影响的敏感度。结果显示:(1)在岩心长度较短时,原油最终采出程度随原油黏度、岩心渗透率等因素的变化不明显。(2)对渗透率相同的岩心而言,岩心长度越大,原油最终采出程度越低,说明随着岩心长度的增加,启动压力梯度的差异发挥了作用,原油黏度、岩心渗透率等因素对原油采出程度的影响越来越大。(3)针对长岩心,将不同变量组合起来进行正交试验分析,通过极差分析法得出了长岩心采出程度的影响因素排序为:压力>长度>渗透率>时间>黏度。

营城组砂砾岩储层岩性及孔隙度求取技术

徐家围子断陷营城组致密砂砾岩储层多口井获高产气流,展示了良好的勘探前景.致密砂砾岩储层岩性复杂,孔隙度一般为2％ ～6％,渗透率为（0.1～0.5） ＆#215;l0-3μm2,属特低孔渗储层,流体为气和水,测井曲线响应受岩性影响大,流体响应弱,造成气、水层识别困难.针对营城组致密砂砾岩储层测井解释评价难点,应用岩心刻度成像测井资料,建立了应用成像测井资料定量识别砂质砾岩和砂岩岩性的方法,在此基础上分岩性建立了精确求取孔隙度的方法,并在生产应用中见到了很好的效果.计算孔隙度与岩心分析孔隙度平均绝对误差在±1.0％以内,计算精度较高,能够满足生产需要.

致密砂岩油藏水平井可采储量估算方法

致密砂岩油藏大规模压裂水平井可采储量是评价水平井开发经济效益的关键,而水平井累计产油及最终采收率与单井控制可采储量有关。利用产量递减法、采油速度法和试井解释3种方法估算了大庆外围T1试验区致密油藏大规模压裂水平井可采储量。结果表明:致密油水平井大规模压裂获得较高产量,但产量递减快,平均采油速度由第1年的2.4%降到第3年的1.1%,66.78%的可采储量在前3年采出;产量递减法和采油速度法预测单井平均可采储量分别为1.31×104t和1.28×104t,解析试井法预测单井平均可采储量为1.11×104t。3种方法预测得到的单井可采储量可作为大规模压力水平井开发效果重要指标和选井依据,对可采储量低的井,建议在精细地质和工程一体化研究基础上,采取有针对性重复压裂和能量补充等措施,进一步改善开发效果。

致密气水平井提高缝控体积压裂技术

水平井密切割能够缩短渗流距离,随着裂缝间距的缩小,间接增加分段段数使投资成本增多;多簇射孔排量分流,单簇排量降低,导致多簇开启程度低,裂缝扩展不一,进而“缝控体积”受限。“密切割+平面周向射孔+大排量高砂比加砂”为主的水平井提高缝控体积压裂技术研究结果表明:多簇限流射孔、配合层间暂堵技术,能够提高簇密度、控制总孔数,保证多簇均匀开启;平面周向射孔技术,避免近井多裂缝的形成,实现单簇单缝的有效扩展;大排量高铺砂浓度加砂技术,确保了多簇裂缝均匀扩展,提高导流能力。2020年吉林油田致密气现场开展3口水平井试验,证实了平面周向射孔较常规螺旋射孔有效率提高30.7%;且最高加砂速度3.8 m^(3)/min,最高砂比61%,压后均获工业气流,最高获16.2×10^(4)m^(3)高产气流,效果显著。该技术为非常规资源高效动用和效益开发提供了借鉴。

基于贝叶斯推论的致密储层水力单元预测表征技术

针对小壕兔-大16井区储层结构复杂、有利区预测困难的问题,运用贝叶斯挖掘算法,利用计算机辅助模拟手段,构建研究区精细水力单元模型,探明储层砂体发育规律。研究结果表明,基于贝叶斯推论的表征技术能高效识别储层水力单元类型,为气藏描述提供准确的地质信息;指数函数递增法在测井曲线划段过程中表现更加出色,R t测井段间样点的聚簇规律归因于储层的高含水特性;3类水力单元具有较大的原始油气储量和潜力,亦是提高气藏采收率过程中亟待突破的对象。该研究成果对预测储层有利区具有重要参考价值。

鄂尔多斯盆地姬塬油田西部长8段储层成岩作用与致密成因

通过22口井共计600.02m的岩心观察、125块普通薄片和16块铸体薄片的鉴定,153块普通薄片和235块铸体薄片的鉴定报告,12个扫描电镜观察,结合阴极发光、X射线衍射、荧光等手段,分析姬塬油田西部长8段储层岩性、物性特征,针对该地区成岩作用类型、成岩阶段、成岩演化序列、成岩环境的研究发现:岩石主要类型为长石质岩屑砂岩和岩屑质长石砂岩,结构成熟度中等,成分成熟度差—中等。储层经历了压实作用、压溶作用、胶结作用、交代作用和溶蚀作用等成岩作用,整体处于中成岩A期。典型成岩序列为压实作用-泥晶方解石胶结-石英加大、长石加大-绿泥石膜-长石、岩屑溶蚀、高岭石生成(油浸)-自生石英、自生长石-铁方解石胶结-长石、岩屑、铁方解石溶蚀。成岩过程中碱性和酸性环境交替出现。储集空间以原生粒间孔隙和粒内溶蚀孔隙为主,其中水下分流河道物性最好,孔隙度8%~18%,渗透率0.3×10^(-3)~14×10^(-3);分流间湾物性最差,孔隙度小于6%,渗透率小于0.1×10^(-3)。研究区原始沉积物具有初始孔隙度40.28%~41.55%。压实作用平均减少孔隙度30.53%,对储层影响最大;胶结、交代作用使孔隙度进一步平均降低了4.85%;后期的溶蚀作用新增平均孔隙度3.04%,对储层物性有一定改善作用,局部地区是储层物性改善的主要因素。

川渝探区Y区块须家河组致密砂岩气体积压裂技术探索与实践

为解决川渝探区Y区块须家河组致密砂岩储层改造难题,探索适合的致密砂岩气体积压裂技术,利用该区块须家河组致密砂岩岩样,开展了真三轴水力压裂物理模拟实验,并建立水平井分段多簇产能预测模型,对分簇间距等进行设计。然后基于以往井施工认识及压裂软件模拟结果,确定储层改造规模等关键参数,在该区块进行了先导性试验。研究表明, Y区块须家河组致密砂岩岩样在不同压裂条件下产生的裂缝形态均以垂直缝为主,难以形成复杂网络,需采用段内多簇射孔压裂形成多条独立裂缝的密切割改造方式。A1井应用8~10m小簇间距、每段5~7簇、压裂23段、加砂强度为2.5~3.5m^(3)/m、控液稳砂的体积改造模式,压裂后测试日产气量达16.2×10^(4)m^(3),大幅度提高了单井产能。研究成果为今后区块同类储层体积压裂提供了有利工程借鉴经验。