深层碳酸盐岩强非均质储层双重介质三维地质建模——以普光气田飞仙关组—长兴组储层为例

普光气田碳酸盐岩储层具有地层埋深大、礁滩相发育、基质物性差、天然裂缝广泛发育、储层非均质强等特征,开展此类强非均质储层双重介质的三维地质建模具有很大的挑战。为此,将储层建模对象划分为基质与裂缝2大介质,基于单井解释数据与地震波阻抗数据体,通过井-震结合、逐级相控、多趋势融合概率体约束建立基质模型;按照分尺度、分期次建模思路,通过融合成因-地质-地震,综合构造应力场、距断层远近和裂缝地震敏感属性,采用熵权法联合专家经验评价的方式,多元融合构建裂缝空间展布约束体;在该约束体约束下,以离散裂缝网络建模方法构建裂缝模型。对融合后的基质-裂缝双重介质模型开展气藏数值模拟,各井历史拟合率最高可达90%,拟合误差控制在20%以内,模型拟合精度较高。

多阶段成岩作用对深层碳酸盐岩岩石物理性质的影响——以四川盆地震旦系灯影组四段为例

国内深层-超深层碳酸盐岩储层普遍经历多阶段、多期次的成岩作用改造,非均质性极强,致使脱离地质背景的岩石物理分析方法难以准确地给出岩石物理变化规律与储层特征之间的联系.本文通过对合川地区震旦系灯影组四段深层白云岩岩石物理性质的测量,并结合岩石学特征分析、多尺度孔隙结构分析及沉积环境的划分,在成岩作用过程框架下分析岩石物理特征的变化规律.研究结果表明,目标层段白云岩差异性成岩过程形成了不同的岩石孔隙结构特征与微观结构特征.丘滩相高能微生物白云岩分别经历同生期微生物白云岩化与渗透回流白云岩化作用、准同生期选择性溶蚀作用、埋深白云岩化作用以及构造-热液白云岩化,形成的晶粒白云岩主要为致密"焊接"型和紧密型白云石晶体接触边界,溶蚀孔隙发育,微裂隙与孔喉共同作为流体渗流通道.滩间海低能硅质、泥质与灰质云岩主要经历弱毛细管浓缩白云岩化作用、强机械压实致密化与埋深白云岩化作用,形成的晶粒白云岩存在致密"焊接"型、黏土型、石英胶结型与方解石型晶体接触边界,孔隙以残余原生粒间或晶间孔为主,以微裂隙作为主要的流体渗流通道.晶粒边界性质与孔隙结构共同控制了样品的宏观物性及地震弹性性质,相同晶粒边界的样品具有一致的纵波-横波速度和纵波速度-速度比变化关系.微裂隙等软孔隙对纵、横波速度影响程度的差异造成有效压力-速度、纵波-横波速度、纵波速度-速度比、孔隙度-速度关系以及孔隙尺度流体相关频散作用的强弱发生明显变化.研究结果可为深层碳酸盐岩的储层特征地震预测提供岩石物理依据,并可作为示例形成在地质过程中研究岩石物理特征演化的新方法.

超深层碳酸盐岩气藏产能预测模型及影响因素研究

超深层碳酸盐岩气藏具有储集介质多样、非均质性强和高温高压等典型特征,且普遍采用斜井开发,导致气井产能评价难度大。考虑该类气藏的多重储集介质、应力敏感性、非线性渗流、阈压效应和井斜等因素,基于Forchheimer气相微分方程、应力敏感和气相渗流物理模拟实验数据建立三项式产能预测模型,对不同区域、不同类型碳酸盐岩储层的气井产能进行预测,并分析上述因素对产能的影响规律。结果表明:孔隙型和低渗透孔洞型储层受阈压效应的影响,缝洞型和高渗透孔洞型储层受非线性渗流的影响,因此三项式产能预测模型更适合储层类型多样的超深层碳酸盐岩气藏;不同类型储层表现出不同程度的应力敏感性和非线性渗流特征,需进行各类储层岩心的物理模拟实验确定产能方程所需的各项参数;井斜会产生负表皮因子影响气井产能,当井斜角大于55°时,各类储层的气井产能开始快速提升,且对缝洞型储层的改善效果最明显;阈压效应的产能抑制作用在低压差阶段很强,而应力敏感性和非线性渗流的影响主要体现在高压差阶段;启动压力梯度和非线性渗流系数分别为0.01~0.048MPa/m和10^(9)~10^(12)m^(-1)时显著抑制气井产能,而应力敏感造成的产能损失较稳定;影响气井产能的主控因素是表皮系数和地层系数,而开发阶段的非线性渗流效应对高渗透储层以及阈压效应对低渗透储层的影响也较为显著。

塔里木盆地深层碳酸盐岩建造-改造作用与多类型储层有序性分布

我国深层海相碳酸盐具有埋藏深度大、地质时代老、地质演化过程复杂等特点,其储层形成和分布受到众多因素制约,是海相油气勘探面临的关键问题之一。本文总结了团队在塔里木盆地长期研究成果,从深层碳酸盐岩建造和改造作用出发,揭示塔里木盆地多类型碳酸盐岩储层的主要发育条件和有序性分布。(1)塔里木盆地台地格局、地层发育演化及后期的埋藏与改造,均是盆缘构造事件在盆内的构造-沉积作用响应。早古生代盆地经历了地貌张裂分化与小型裂陷群形成、地貌挤压分化与层间不整合发育、古隆起与大型不整合作用、多期不整合叠加与古隆起埋藏改造等演化过程。(2)碳酸盐岩台地沉积过程中存在着不同尺度、不同类型的分异演化作用,可分为雏形期、建造期、鼎盛期和分解-消亡期,相应的台地边缘演化经历了缓斜坡、进积镶边、加积镶边和退积陡坡等建造过程,控制着台缘礁滩、台内滩、早期白云岩化潮坪等有利于规模化储集岩发育的沉积相带分布。(3)多级次不整合和断裂-流体改造是优质储层形成的重要机制。多期区域构造活动和周期性海平面变化控制了不同级别的不整合面发育,海平面下降主导的层序界面导致碳酸盐岩周期性暴露,形成了不同规模的层间岩溶和同沉积岩溶,区域构造运动所对应的大型不整合控制了大规模表生岩溶储层发育,不同规模的断裂和裂缝既是储层发育带,也是流体活动和改造的主要区带。(4)塔北-顺北地区不整合发育强度和断裂活动强度由北向南有序变化,控制了碳酸盐岩储层类型与分布的有序性变化,自北向南依次发育雅克拉断凸潜山型白云岩储层、塔河主体区古风化壳型岩溶储层、塔河斜坡区层控型岩溶储层、塔河覆盖区断溶型储层和顺北断控型储层,反映出由剥蚀区至覆盖区不整合控储作用逐渐变弱,而断裂控储作用增强。

深层碳酸盐岩气藏改建储气库注采能力预测方法及应用

深层碳酸盐岩气藏改建储气库具有高低压变化幅度大、应力敏感、强非均质性等特点,采用常规方法计算其注采能力会导致产能误差大。针对上述问题,考虑应力敏感和气体物性变化的影响,对二项式产能方程进行修正,在此基础上建立了适合深层碳酸盐岩气藏改建储气库的注采能力计算方法,并结合四川盆地沙坪场石炭系气藏开展实例计算,进行影响因素分析。结果表明:对于Ⅰ、Ⅱ类孔缝组合模式储层,气井合理采气量在低压下受流出动态控制,在高压下受冲蚀流量限制,合理注气量在高压下受流出动态控制,在低压下受冲蚀流量限制;而对于Ⅲ类孔缝组合模式储层,气井合理注、采气量主要受流出动态控制。应力敏感对气井最大注气量的影响为0.81%~9.69%,气体物性参数变化的影响为5.15%~35.29%;现有井筒结构条件下,当注气量为55×10^(4)~70×10^(4)m^(3)/d时,摩阻压力损失可达10 MPa;当油管内径从62.0 mm增至112.0 mm,最大注气量可增至2.6倍。研究结果可为深层碳酸盐岩储气库注采能力计算提供技术支撑,对该类储气库的建设运行具有指导意义。

应用径向流产能模拟法确定超深层碳酸盐岩气藏储层物性下限——以高石梯-磨溪区块为例

传统产能模拟法在确定气藏储层物性下限时模拟的线性流与实际矿场单井生产时的径向流不符,且基于岩心出口端气体流速与矿场井筒气体流速相等的假设条件与物模需要的相似准则不符。通过改进线性流的实验方法即径向流模拟法,设计新的实验装置,模拟更符合气藏实际流线的平面径向流,将室内径向流实验得到的气体流量通过相似准则转换到实际矿场,可以更为真实地评价目的储层的渗流能力,并最终得到符合目的储层气藏产能特征的物性下限。结果表明:改进后的径向流产能模拟方法所获得的气井产能比改进前的线性流产能模拟方法提高约100倍;改进后的径向流产能模拟方法得到的物性下限更低,更符合高石梯-磨溪区块灯四段超深层碳酸盐岩气藏低孔、低渗但单井产能高的实际情况。研究成果能够更准确地评价超深层碳酸盐岩气藏储层的物性下限。

深层碳酸盐岩地层长水平段钻井井筒温度分布模型研究

为克服深层海相碳酸盐岩地层长水平段钻井作业过程中的井下高温问题,结合深层海相碳酸盐岩气藏长水平段钻井过程的特点,建立了综合考虑多源项、非牛顿流体螺旋流动、变热物性参数的钻井井筒瞬态温度分布数值模型。基于该模型,研究了水平段长度、循环时间、钻井液排量、入口温度对井筒温度分布的影响规律。结果表明:随着水平段长度的增加,井底温度会显著增加;增加循环时间、增加循环排量、降低钻井液入口温度等措施对降低深层长水平段井底温度的作用有限。可见,为保障深层碳酸盐岩油气资源开发的顺利进行,须提高旋转导向工具的耐温极限。

超深层碳酸盐岩气藏流动物质平衡新方法

超深层碳酸盐岩气藏一般具有压力高、含硫、非均质性强等特点,动态监测风险较高。为提升动态资料在气藏动态诊断中的作用,文中通过对考虑岩石弹性能量的物质平衡方程和气井拟压力形式的稳定渗流方程联合求解,推导了超深层常压—高压气藏拟压力形式的流动物质平衡方程。在此基础上,建立了水侵、井间干扰和动态储量增加影响下的流动物质平衡方程修正式,并提出结合动态资料建立气井生产诊断图版以及水侵量、动态储量变化量的图解方法。四川盆地超深层碳酸盐岩气藏的矿场应用揭示,采用文中方法,可以提前诊断弱舌进水侵、井间干扰和动态储量变化等信息。这是对常规动态监测方法的有效补充,并为开发管理部门及时掌握气藏动态和科学决策奠定坚实的基础。

非均质深层碳酸盐岩气藏衰竭开发规律实验研究

针对深层碳酸盐岩气藏非均质性强、产能差异大的问题,通过地层条件下单岩心衰竭实验对比研究了不同孔隙结构储层的衰竭开发规律;开展两岩心串联衰竭实验模拟研究了层内非均质性对气藏衰竭开发的影响;结合孔隙尺度流动模拟揭示了微观孔隙结构对气藏衰竭开发供气能力的影响。研究表明:深层碳酸盐岩气藏采收率与渗透率接近对数关系,产气量主要受孔隙度的控制,15 MPa废弃压力下的束缚水岩心采收率为51.50%~64.97%。孔洞和裂缝的非均匀分布是造成深层碳酸盐岩气藏产能差异大的主要原因,近井地带和远井地带的孔隙结构分别影响气藏产气速度和供气能力。提高近井地带渗透率、控压生产有利于促进气藏同步开发并延长稳产周期。

塔里木盆地深层碳酸盐岩中有机质特征

通过对塔里木盆地塔参1井深层碳酸盐岩中游离有机质和包裹有机质组成及正、异构烷烃单体烃碳同位素组成特征的对比研究发现,在高—过成熟演化阶段,不同赋存形式有机质中常用生物标志化合物成熟度参数存在明显不同的响应。Ro值为1.0%～1.3%时,Ts/Tm和Σ三环萜/Σ藿烷参数仍可用作成熟度指标;当Ro值大于1.3%时,这两项参数变化趋势发生反转,不能用以表征有机质的热演化程度。C29甾烷两项成熟度参数20S/(20S+20R)和有机质宏观组成及微观分子组成有明显的差别,但同一样品两种赋存形式有机质的正、异构烷烃碳同位素组成特征基本一致,说明两者有机质来源一致,其有机组成特征的差异主要是后期差异性热成熟作用造成的。

超深层碳酸盐岩层系硅质岩储层表征与评价--以塔里木盆地塔深6井为例

塔里木盆地塔深6井揭示了奥陶系蓬莱坝组发育一定厚度的硅质岩储层,其储层发育特征与油气储集性能是当前研究焦点之一。基于岩性、电性响应特征,开展了详细的岩心观察描述、X衍射、显微岩石学分析和储集性能等储层表征与评价。分析结果表明,塔深6井硅质岩储层比同层系白云岩具有更高的孔隙度,超过7400 m埋深下孔隙度平均值高达13.5%;主要由微晶石英组成,石英含量高达83.0%~93.7%,另有少量粘土、方解石和白云石等其他矿物。储集空间主要为石英晶间微孔隙,分布相对均一;孔隙直径多为1~10μm,其次为0.1~1μm,主要喉道直径为10~100μm。原油加压饱和离线核磁共振实验研究表明,0.1~10μm孔隙是硅质岩储层的主要储油空间,且总孔隙度越大可容纳的原油总量越大。塔深6井硅质岩储层与白云岩互层接触关系及与硅质结核的共生关系、显微层理结构特征、初始高孔隙度特征均表明其为沉积与成岩作用的共同产物,形成于台地内局部相对深水区。地震反射特征揭示储集体分布南北长约300 m、东西宽约200 m。硅质岩储层的发现对认识塔里木盆地早奥陶世碳酸盐岩台地内部结构差异性具有重要意义。

频率衰减属性在深层碳酸盐岩油气勘探中的应用

针对BL地区长兴组地层碳酸盐岩礁滩相岩性油气藏具有埋藏深、油气分布不均匀的特征,提出了应用频率衰减梯度属性和低频伴影现象相结合进行油气检测的思路。首先介绍了频率衰减梯度和低频伴影现象的方法原理;其次结合研究区长兴组地层的储层物性参数建立地质模型,运用黏滞弥散型波动方程模拟和分析了该类储层的地震响应特征,模型分析表明利用频率衰减梯度属性和低频伴影现象识别此类储层的含气性是可行的。实际资料的应用证实频率衰减梯度属性和低频伴影现象对该类储层都有较好的指示,其预测结果能够相互验证,提高了储层预测及流体检测的准确性,为BL地区长兴组地层碳酸盐岩礁滩相岩性油气藏及类似油气藏的油气识别及流体检测提供了思路。

深层碳酸盐岩关键构造-流体演变与成岩-成储——以塔中奥陶系鹰山组为例

解析系统的构造-流体体制是认识叠合盆地深层碳酸盐岩成岩-成储规律的新思路。针对塔里木盆地塔中下-中奥陶统鹰山组深层碳酸盐岩(深度、温度分别达6500m和220℃)的系统研究表明,其发育6期方解石胶结作用,准同生、表生期胶结及浅埋藏等前三期胶结总体显示与正常海水相关的成岩特征,相比之下中-深埋藏等后两期胶结具有明显的δ13C负值和有机碳输入特征,而热流体胶结物的δ18O、δ13C值均显示相对最大负值。除准同生期选择性溶蚀和表生期溶蚀外,塔中鹰山组主要存在两期埋藏溶蚀,其中第二期除溶蚀早期方解石胶结外,还主要溶蚀白云石,且普遍与烃类注入匹配。研究区关键时期,即中晚奥陶世北西向逆冲断裂、志留-泥盆纪北东向转换走滑断裂、二叠纪张裂及相关流体活动,分别影响了鹰山组碳酸盐岩的岩溶、埋藏溶蚀-胶结等成岩-成储过程。

塔里木盆地深层碳酸盐岩中不同赋存形式芳烃化合物组成

通过对塔参1井深层(>5700m)碳酸盐岩游离有机质(氯仿沥青"A")和包裹有机质(氯仿沥青"C")中芳烃化合物组成和成熟度参数对比研究发现,芳烃化合物组成中菲和二苯并噻吩系列化合物较为丰富,菲和等系列化合物丰度随埋深增加而增大,而二苯并噻吩、苯并萘并噻吩和芴等系列化合物丰度表现出相反的规律,这反映出不同芳烃系列化合物在高过成熟阶段热稳定性的差异。同一样品两种赋存形式芳烃化合物组成和成熟度参数明显不同,芳烃化合物成熟度参数和烷基化程度都反映出包裹有机质成熟度低于游离有机质,说明包裹有机质的热演化作用受到了抑制。在高过成熟阶段仍有部分芳烃参数仍可以用来表征深层有机质热演化程度,这些参数包括:菲系列烷基化指标(C1-P/C4-P、C1-P/C3-P、C2-P/C4-P、C2-P/C3-P)、以及二苯并噻吩系列化合物中MDR、C1/C3-DBT、2,4/1,4-DMDBT和4,6/1,4-DMDBT参数;虽然DBT/P比值被认为指示沉积环境的有效参数,但塔参1井深层样品研究表明,该参数与热演化程度关系密切,为高过成熟度阶段较好的成熟度参数。

深层碳酸盐岩储层新型酸压液体体系研究现状

酸压是油气井增产增注的重要措施之一,选择适当的酸液体系对酸压施工十分重要。本文主要论述了深层碳酸盐岩储层酸压改造难点及应对措施,概述了新型碳酸盐岩储层酸压液体体系的国内外发展现状,分析了每种新型酸压液体体系的作用机理、特点及应用。新型酸压液体体系总体发展趋势为"低伤害,低成本,低滤失,低反应速度,高溶蚀效果"。清洁自转向酸的分流转向效果良好,遇烃自动破胶,易返排,无污染。常规乳化酸滤失量小,缓速性能好,能进入地层深部,是目前最为常用的缓速酸液。缓蚀剂在外相的新型乳化酸,使得缓蚀剂更快速地分散在管道金属表面形成保护膜,防止酸液对管道表面的腐蚀,可使酸液进入更深的地层。纳米微乳酸分子直径为纳米级,具有极低的界面张力,黏度低,易泵入。无伤害合成酸对人类健康无伤害,溶蚀能力与盐酸相当,在当今提倡的环保型社会中,这种酸液具有很好的发展前景。复合酸克服了单一酸液的局限,发挥各种酸压液体的优点,适用于不同类型的复杂碳酸盐岩储层。

深层碳酸盐岩储层有机酸深穿透酸压工艺

利用常规酸液体系对深层碳酸盐岩储层进行酸压改造时面临着酸蚀缝长短、导流能力递减快等问题。为实现这类储层的高效改造,对有机酸、胶凝酸等不同的酸液体系获得的有效作用距离及长期导流能力进行实验研究。对比不同酸液体系的酸岩反应动力学方程,可知相较于胶凝酸,有机酸有效作用距离能提高10倍以上,但有机酸在低闭合应力(10 MPa)和高闭合应力(60 MPa)下长期导流能力均低于胶凝酸液体系。为在实现酸蚀裂缝长有效缝长及高导流能力,提出了"有机酸+胶凝酸"注入方式,先用有机酸进行远端刻蚀,再用胶凝酸提高近井导流能力。并对典型井优化,得到施工排量8~10 m^3/min,施工液量850~950 m^3,施工段塞在2~3段能取得较好的酸压施工效果。

塔里木盆地顺北超深层碳酸盐岩油气田勘探开发实践与理论技术进展

基于塔里木盆地顺北超深层碳酸盐岩油气田勘探开发实践,系统总结“十三五”期间勘探开发理论技术进展,为拓展该区勘探领域和国内外超深层海相碳酸盐岩勘探开发提供借鉴和启示。整体、动态剖析古老叠合盆地“成烃-成储-成藏”关键地质要素,指出顺北地区下寒武统玉尔吐斯组优质烃源岩在长期低地温背景下晚期持续生烃,是超深层赋存大规模液态烃的重要原因,构造相对稳定部位发育的多期活动走滑断裂是该区“控储、控藏”的重要因素;新认识指导勘探跳出南北两大古隆起,在相对低凹的顺托果勒地区实现规模油气发现。不断探索和实践沙漠区超深层碳酸盐岩地震勘探技术,创新集成了超深层碳酸盐岩地震采集、走滑断裂及缝洞体立体成像、走滑断裂带精细解析、断控缝洞体雕刻与量化描述、断控缝洞型圈闭描述与目标优选等技术系列。地质工程一体化深度融合,创新形成断控缝洞型油气藏的井轨迹空间优化、优快钻井、高效完井测试与储集体改造等配套技术,为顺北油气田勘探开发提供了重要技术支撑。

普光地区深层碳酸盐岩气藏主控因素及有利区预测

普光地区深层海相地层是川东北地区重点勘探目标,现已发现普光、大湾等6个含油气区块,勘探前景较好,但随着多口探井连续失利,亟需加强对普光地区气藏特征及成藏条件的重新认识。为此,利用测井、地震、岩心描述、分析测试等资料对普光地区气藏类型及其主控因素进行分析。结果表明:研究区发育背斜类、背斜-岩性类、断层-岩性类3种气藏类型。气藏发育主要受4种因素控制,烃源岩有机质丰度高,生气强度大,生气范围广;镶边台地沉积环境下,储层主要发育生屑、鲕粒等白云岩,储集类型以孔隙型、孔隙-裂缝型、孔洞型为主,物性较好(平均孔隙度为8.20%,平均渗透率为79.50 mD);盖层岩性以膏盐岩为主,膏盐岩平均厚度在290 m以上,分布范围广;5条北东向大型断裂及多条北西向断裂构成普光地区油气运移的主要疏导体系。在此基础上,划分出4类成藏有利区,最有利区位于普光、毛坝、大湾区块。该研究可对普光地区深层碳酸盐岩油气下一步勘探开发提供理论指导和技术支持。

四川盆地高石梯-磨溪地区深层碳酸盐岩储层渗透率评价

四川盆地高石梯-磨溪地区寒武系、震旦系碳酸盐岩储层具有埋藏深、低孔隙度、低渗透率、缝洞发育等特点,储集空间的多样性及孔、洞、缝的多种耦合作用使得储层孔隙结构复杂,表现出强非均质性,造成测井评价储层渗透率困难。针对研究区储层特点,通过数字岩心实验及配套岩石物理实验,开展储层连通性分析和渗透率建模技术攻关,明确连通性好坏主要由大孔与中孔、微孔的连通方式和连通效率决定,建立基于多重孔隙耦合作用的渗透率计算新模型,实际应用中较原有模型计算精度提高21.6%,测井解释评价精度和可信度得到有效改善。

深层碳酸盐岩储层溶洞垮塌物理模拟及分布预测

大型古岩溶洞穴是深层碳酸盐岩储层的重要储集空间类型,钻井揭示溶洞大多存在不同程度的垮塌角砾充填,对溶洞垮塌机制、垮塌模式及分布规律的认识直接影响此类油藏的高效开发。依据相似性理论,以塔河油田奥陶系储层大型溶洞为工程背景,利用融蜡成腔方法制作未充填、砂泥充填和水充填3类球型溶洞,开展溶洞垮塌的地质力学物理模型试验,揭示不同充填类型溶洞的垮塌机制,分析垮塌形态及破坏范围,建立溶洞垮塌体模式,根据其地震反射特征,探索不同类型溶洞垮塌体地震预测方法。结果表明:物理模型试验适用于塔河地区深层应力作用下溶洞垮塌研究,弥补了传统方法在直观、真实方面的不足;揭示了溶洞垮塌机制主要为压实破坏和剪切破坏,溶洞顶板及周边原岩垮落,并出现剪切滑移破坏带,范围为2~3倍洞径;砂泥充填溶洞稳定性大于水充填溶洞的稳定性,未充填溶洞稳定性最差;建立了2类溶洞垮塌模式,Ⅰ类垮塌模式主要受上覆重力影响,Ⅱ类垮塌模式主要受剪切应力影响,二者地震反射特征存在局部差异,综合有色反演、分频能量、GR反演及相干能量梯度等地震属性能够实现2类溶洞垮塌体的预测,研究区不同类型垮塌体分布预测结果与油井产能具有较好对应关系。