基于随钻电阻率成像测井分析的礁滩灰岩储层裂缝及次生溶蚀的精细表征——以珠江口盆地陆丰油田为例

陆丰X-1油田是近年来珠江口盆地东部勘探发现的优质礁滩灰岩油田,蕴含着丰富的油气资源,但灰岩储层岩性复杂、孔隙结构复杂及非均质性极强,为储层评价及油田整体开发带来了极大的挑战。通过将随钻高分辨率电阻率成像测井技术引入对礁滩灰岩沉积构造特征、裂缝精细表征、次生溶蚀定量计算及产能主控因素的研究中。结果表明:陆丰X-1灰岩油层纵向上可细分为ZJ10A及ZJ10B灰岩段,ZJ10A灰岩段主要为礁灰岩沉积,沉积构造主要表现为块状及层状特征;ZJ10B灰岩段主要为生物碎屑滩沉积,沉积构造以层状结构为主。以高分辨率电阻率成像资料为基础,确定了ZJ10A灰岩段主要发育高角度构造缝,裂缝有效性及纵向沟通性好;ZJ10B灰岩段裂缝类型以溶蚀缝及孤立缝为主,裂缝有效性及纵向沟通性相对较差。陆丰X-1灰岩油层发育斑杂状、团块状、蜂窝状及顺层状等多种次生溶蚀类型,利用电阻率频谱分析方法及PoroTex方法对陆丰X-1灰岩油层次生溶蚀孔隙度及视面孔率进行了定量计算,优质储层段次生溶蚀孔隙度及视面孔率均较高。综合电阻率成像测井解释成果以及动态生产资料对陆丰X-1灰岩油层产能主控因素进行了分析,次生溶蚀对产能是正向贡献而高角度构造缝则是负向贡献。高分辨率成像测井技术在陆丰X-1油田礁滩灰岩层段的成功应用既满足了储层精细表征的需求,又为陆丰X-1油田后续整体开发提供了坚实的数据基础。

二氧化碳驱后微粒运移对低渗透储层的伤害及对渗流能力的影响

CO_(2)驱是高含水油藏三次采油有效的技术措施。利用现有井网转注CO_(2)是目前低油价下经济可行的开发方式。虽然在驱替过程中引起的微粒运移会对岩石孔喉造成堵塞,但注入CO_(2)能有效降低注入压力,且在注入过程中发生的溶蚀作用整体上提高了流体的渗流能力。通过开展CO_(2)驱后微粒运移堵塞规律实验及CO_(2)-水溶液对岩石溶蚀评价实验,并对驱替前后的相渗曲线变化特征进行评价,进一步说明CO_(2)驱对储层渗流能力的影响。结果表明,在注入CO_(2)的过程中,注入速度为0.1、1.0 mL/min时的注入压力均有所降低。有油条件下CO_(2)驱后的岩心渗透率损失为37.05%,而经甲苯和无水乙醇清洗岩心后,岩心渗透率恢复30.48%,说明微粒在运移过程中会被原油束缚,积聚成团,造成堵塞。虽然存在一定的堵塞,但CO_(2)-水溶液主要与绿泥石发生反应,并释放Ca^(2+)、Mg^(2+)、Fe^(2+)等离子,其中Ca^(2+)浓度增长137.05%、Mg^(2+)浓度下降52.20%、Fe^(2+)浓度下降49.45%,说明虽然产生的MgCO_(3)、Fe_(2)O_(3)等会对岩石孔喉造成堵塞,但CO_(2)对CaCO3的溶蚀作用更强,整体上提高了流体的渗流能力,从而在一定程度上改善了后续水驱的注水能力及效果。CO_(2)驱前后,相渗曲线中束缚水饱和度增加,残余油饱和度降低,两相共渗区增大,驱油效率增加,进一步说明CO_(2)驱产生的溶蚀作用整体上增大了孔隙空间和渗流通道,提高了注入水的注入能力。