致密低渗透储层多尺度裂缝及其形成地质条件

根据限制致密低渗透砂岩储层天然裂缝扩展的岩石力学层及其界面特征,提出了多尺度裂缝的划分标准,探讨了多尺度裂缝形成的地质条件。根据油藏内天然裂缝规模及其控制界面,将天然裂缝分为大尺度裂缝、中尺度裂缝、小尺度裂缝和微尺度裂缝4级。大尺度裂缝在砂层组内发育,切割夹层,受隔层控制,延伸长度通常为百米级;中尺度裂缝在复合砂体内发育,切割层面,受夹层控制,延伸长度通常为数十米级;小尺度裂缝在单砂体内发育,受层面控制,延伸长度一般为米级至十米级;微尺度裂缝需要借助微观分析手段进行观察和识别,延伸长度一般为厘米级以下。不同尺度裂缝具有幂律分布的特点。裂缝尺度越大,数量越少;裂缝尺度越小,数量越多。多尺度裂缝的形成主要受岩石力学性质差异、岩石力学边界厚度和构造应力的控制。构造应力越大,越容易形成穿层的大尺度裂缝,较大的岩石力学性质差异和较厚的岩石力学边界才能够限制裂缝扩展;构造应力越小,越容易形成小尺度裂缝,较小的岩石力学性质差异和较薄的岩石力学边界就能够限制裂缝扩展。不同尺度裂缝对致密低渗透油藏的作用不同。微尺度裂缝主要起储集空间作用,改善了致密低渗透储层的储渗性能,是致密低渗透油藏稳产的重要因素;小尺度裂缝起储集空间和渗流通道作用,它们是控制致密低渗透储层早期产量高低的关键因素;大、中尺度裂缝主要起渗流作用,它们影响油藏开发中后期的剩余油分布规律。

致密低渗透砂岩储层多尺度天然裂缝表征方法

本文利用地表露头、岩芯、测井、三维地震和微观分析资料,根据多尺度裂缝的发育特征及不同资料的精度,探讨了多尺度裂缝的表征方法。致密低渗透砂岩储层发育多尺度天然裂缝,根据天然裂缝规模以及限制天然裂缝扩展延伸的岩石力学层界面,将天然裂缝分为大尺度裂缝、中尺度裂缝、小尺度裂缝和微尺度裂缝4级,不同尺度裂缝的发育特征存在较大差异。其中大尺度裂缝主要应用三维地震资料的叠后属性进行检测和表征;中小尺度裂缝在单井上可以应用岩芯、成像测井和常规测井相结合的方法进行表征,在平面上采用基于地质和测井约束的三维地震叠前各向异性分析以及储层地质力学相结合的方法进行综合预测和评价;微尺度裂缝一般应用铸体薄片、普通薄片、扫描电镜和三维CT扫描等微观分析方法进行观察描述,通过主控因素约束的方法进行预测。利用本文提出的多尺度裂缝表征方法实现了对鄂尔多斯盆地西南部致密砂岩储层多尺度裂缝表征,可为其它致密低渗透砂岩储层多尺度裂缝表征提供借鉴。

水膜理论在致密低渗透砂岩储层改造中的应用

致密低渗透砂岩储层一般以高含水为特征，其中缚水以水膜和毛管水形式存在。本文针对这些特点，从水膜形成、存在的物理化学机理出发，着重讨论水膜的性质及其对流体渗流的影响，并考虑以减小水膜厚度和改变水膜性质为思想基础进行致密低渗透砂岩储层改造。

丛式水平井组整体压裂工艺技术在致密低渗透气藏中的应用

为进一步提高鄂尔多斯盆地大牛地气田盒1段气层的储量动用程度、评价水平井组开发的经济技术可行性,开展了以多级管外封隔器分段压裂为主导的水平井组工程压裂工艺试验。首先对丛式水平井井组压裂方案进行优化,结合井场地面情况及井身轨迹,优选了压裂工艺、压裂顺序;其次,结合储层工程地质特征,单井录井、气测、随钻伽马等资料以及井网条件,研究了不同的压裂裂缝参数及设计施工参数,并开展了相邻两井同步压裂技术研究;第三,结合施工参数及裂缝监测结果对设计参数进行了实时调整,形成了丛式水平井组分段压裂优化设计工艺技术及其压裂现场优化调整技术;第四,针对现场大规模施工及同步压裂试验易出现的突发情况,制订了详细的应急预案,确保井组压裂成功实施。最后在A井组进行了6井46段现场试验,压后井组天然气无阻流量达77.63×104 m3/d,为该气田致密砂岩气藏的高效开发提供了技术支撑。

致密低渗透气藏有效供气半径的确定

为研究启动压力梯度对致密低渗气藏气井有效供气半径的影响,通过实验得出了苏里格气田苏6井区有效渗透率与启动压力梯度的关系;结合气体稳定渗流理论,推导出有效供气半径的计算公式,得到了不同渗透率和启动压力梯度及一定井底压力下有效供气半径的理论图版。实例计算表明,相同配产量下启动压力梯度对有效供气半径的影响比较明显。

苏里格致密低渗透气藏有效供气半径研究

由于致密低渗气藏气体渗流存在启动压力梯度,而苏里格气田属于典型的低渗和特低渗河道砂体气田;为了研究启动压力梯度对苏里格气田气井有效供气半径的影响,本文通过实验得出了苏里格气田苏6井区有效渗透率与启动压力梯度的关系,并结合气体稳定渗流理论推导出了有效供气半径的计算公式,得到了不同渗透率和启动压力梯度及一定井底压力下有效供气半径的理论图版。通过实例计算表明相同配产量下启动压力梯度对有效供气半径的影响比较明显。

致密低渗透气藏压裂水平井产能计算与分析

为准确预测致密低渗透气藏压裂水平井产能,利用保角变换对渗流场变换,建立考虑压敏效应和启动压力梯度的渗流方程,积分得到压力函数降,并利用叠加原理建立压裂水平井产能模型。结果表明:产能模型与试采产能的误差为8.26%,产能模型准确可靠;压敏效应对产能的影响大于启动压力梯度对产能的影响;裂缝多于3条时,产能增加幅度变缓;增加裂缝长度和中间裂缝间距有利于提高产能。该模型为致密低渗透气藏压裂水平井产能预测和压裂参数优化提供了借鉴。

致密低渗透气藏注CO_2提高采收率潜力评价

CO_2驱替天然气气藏是将CO_2以超临界相态形式驱替天然气,在实现提高天然气气藏采收率的同时也达到将CO_2地质封存的目的。注CO_2提高气藏采收率仍处于探索阶段,目前CO_2驱气提高采收率程度不清楚、适合开展CO_2驱气提高采收率的地质条件不明确、CO_2驱替的合理工作制度也不明确。为此,首先开展长岩心驱替实验,以明确低渗透储层是否能通过注入CO_2提高采收率及提高采收率的程度,实验结果表明,当出口端CO_2含量为10%时,CO_2可提高气藏采收率12%;其次建立超临界CO_2驱替天然气多组分渗流数学模型,通过实验数据验证模型的准确性;然后应用该数学模型,开展超临界CO_2驱替天然气影响因素分析,明确选区条件;最后,以鄂尔多斯盆地大牛地气田为例,优选出DK13井区作为CO_2驱替天然气评价区,并开展注CO_2提高采收率潜力的评价研究。数值模拟计算结果表明:当DK13井区生产井CO_2含量为10%(防腐成本较低)时,CO_2可提高气藏采收率介于8.0%~9.5%,同时可实现31.1%HCPV的CO_2封存量。结论认为,此举既提高了气藏采收率,又能实现对CO_2的地下有效封存,可实现社会效益与经济效益的双赢。

地应力-岩石力学分析在东海低渗透致密砂岩气藏水平井压裂中的应用

明确现今地应力分布规律和岩石力学特征是提高水力压裂效果的重要基础。目前海上低渗透致密砂岩气藏地应力分布及岩石力学参数研究尚不充分,且海上测井存在声波时差曲线缺失及密度曲线易失真等问题。因此,采用东海西湖凹陷A区已压裂井Well-1和Well-A2的测井、地震及水力压裂技术资料,通过声波时差及密度测井曲线重构方法形成了井筒地应力及岩石力学参数分析技术,结合建立的地震驱动的构造应力场及三维脆性指数预测技术,形成了适合东海西湖凹陷低渗透致密砂岩气藏的地应力及岩石力学研究技术体系,并以东海西湖凹陷第1口多级压裂水平井Well-A4H作为应用对象,从钻井及水力压裂等方面对该技术体系进行了应用评价。研究表明,该技术体系可用于对东海西湖凹陷低渗透致密砂岩气藏多级压裂水平井进行钻前井位优化、钻后分析,以及指导压裂方案设计、优化及压后效果评价,保障东海西湖凹陷低渗透致密砂岩气藏多级压裂水平井顺利开展地质工程一体化施工。

鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密岩性油藏成藏机理

以层序地层学为指导,从成藏条件解剖入手,从孔隙演化的角度分析鄂尔多斯盆地中生界上三叠统延长组低渗透致密岩性油藏成藏机理,归纳其成藏演化模式。延长组低渗透致密岩性油藏分布于优质烃源岩范围内,湖相重力流沉积与三角洲前缘沉积为主要储集砂体类型。延长组低渗透致密砂岩在早期成藏期具有高孔高渗的特点,早期生成的油气在浮力作用下正常成藏,中后期成藏过程中经历了持续压实致密过程;后期主生烃期生成的原油在浮力和源储压差共同作用下沿先前残余路径以浸润方式运聚,达到致密条件时,油气停止运移。晚侏罗世—早白垩世中期,油气在高孔隙砂岩中近源多点面状充注大面积成藏,油气从湖盆中心向四周运移;早白垩世晚期,砂岩储集层成岩作用加强,储集层发生致密化。晚白垩世之后,受西倾东翘的构造挤压抬升运动影响,形成现今低渗透致密岩性油藏。

低渗透致密气藏水基欠平衡钻井损害评价技术

低渗致密砂岩气藏具有孔喉细小、强亲水、裂缝发育等特点,在作业过程中易于受到损害,即使在欠平衡条件下,仍然具有一定的损害可能。在水基欠平衡钻井条件下,低渗致密砂岩气藏主要的损害方式为水锁和应力敏感。利用裂缝可视化测试系统、毛管流动孔隙结构仪等分析测试手段评价了低渗致密气藏的水锁和应力敏感损害。研究表明,低渗致密气藏在欠平衡条件下仍有很强的水锁损害可能,初始渗透率越低,水锁损害程度越大;有效应力一定时,欠压值越小,水锁损害程度越大,过小的欠压值不能起到保护储集层的作用;欠压值一定时,有效应力越大,水锁损害程度越大。目前对欠平衡条件下的水锁损害评价还处于摸索阶段,下一步工作的重点是储集层原地作业条件的真实模拟以及将室内实验结果应用于现场工程设计。

变围压循环下低渗透致密砂岩有效应力方程研究

采用了修正的析因设计方案,对低渗透致密砂岩进行了有效应力方程的实验研究。实验方案中包含多个循环,每个循环都是在孔隙流体压力不变,增加和降低围压的方式下进行。用稳态法采集各测点的渗透率,并用响应面法进行数据处理分析。结果表明,有效应力系数随着围压的增加而减小,随着孔隙流体压力的增加而增大。在实验研究范围内,有效应力系数的最大值不超过0.88,当围压大、孔隙流体压力小时,有效应力系数远小于1.0,表明孔隙流体压力对渗透率变化的影响变得很小。用响应面方法获取的有效应力系数确定了有效应力,建立了渗透率与有效应力的关系,与传统有效应力的概念相吻合。

低渗透致密砂岩储层成藏期油气运移的动力分析

通过恢复库车坳陷克拉苏构造带深层和鄂尔多斯盆地伊陕斜坡延长组主要成藏期的过剩压力,结合对研究区低渗透储层的物性演化历史分析,对低渗透致密砂岩储层运移过程中油气可能的动力条件进行评价。结果表明:低渗透致密砂岩储层中油气运移的主要动力具有多样性;库车坳陷克拉苏构造带深层在天然气的成藏时期储层已经致密,天然气运移的主要动力为快速沉积、生烃、构造挤压等多因素作用形成的异常高压;鄂尔多斯盆地伊陕斜坡延长组在早、中期油充注时储层尚未致密,在浮力作用下发生侧向运移,晚期油充注时储层已经致密,油利用先前与油长期接触而具亲油性的残留路径沿优势输导通道侧向运移,毛细管力为主要动力,储层间的过剩压力差也起一定作用,是多期次多动力联合作用的结果。

“动力圈闭”——低渗透致密储层中油气充注成藏的主要作用

流体在低渗透致密储层中的渗流属低速非达西流,且只有在达到所需启动压力梯度后渗流才能发生。超压是油气在低渗透致密储层中运聚的主要动力,而"动力圈闭"就是油气被超压充注到低渗透致密储层中最重要的一种成藏作用,也是在低渗透致密储层中能滞留油气聚集成藏的一个三维空间。"动力圈闭"与中、高渗透储层中的构造、地层、岩性等常规圈闭相比较,除充注动力、渗流方式不同外,在油气水关系、圈闭的形态和分布上也有很大的差异。源岩与储层大范围叠置或互层,生烃超压近源充注,以及在孔缝网络中的短距离运移是形成动力圈闭的有利条件,并最终可导致地层中大面积连续含烃。源岩与储层"甜点"叠合部位的动力圈闭最容易富集油气而形成非常规油气藏。动力圈闭概念的提出,希望能为丰富石油地质学的理论、深化油气藏的分类和非常规油气藏的勘探提供思路。

鄂尔多斯盆地低渗透致密砂岩气藏水平井分段多簇压裂布缝优化研究

鄂尔多斯盆地杭锦旗区块属于典型的低渗透致密砂岩气藏,水平井分段压裂是最有效的增产改造方式。水平井分段多簇压裂裂缝布局对于压裂后产能具有重要影响,为使水平井压裂后产能最大化,运用位势理论和势叠加原理,考虑缝间干扰、启动压力梯度、耦合储层渗流与裂缝流动,建立低渗透致密砂岩气藏压裂水平井非稳态产能预测模型,利用该模型可以同时计算平直裂缝以及弯曲裂缝的产能。以杭锦旗区块锦58井区盒3层为例,利用正交设计方法研究了压裂段内不同裂缝簇数条件下裂缝参数对水平井压裂产能的影响规律。结果显示,每段3簇裂缝以及4簇裂缝所得结果一致,即裂缝参数对压裂产能的影响由强到弱依次为总裂缝半长、缝长比、裂缝导流能力、间距比,推荐在该区块采用"U"型布缝以及非均匀布缝模式。

鄂尔多斯盆地低渗透-致密气藏储量分类及开发对策

鄂尔多斯盆地低渗透-致密气藏储量规模虽大,但储层物性差、非均质性强、储量动用程度低且差异大,要实现气藏的长期稳产及效益开发难度大。为此,以该盆地5个主力气田为研究对象,以效益开发为导向,以内部收益率为核心评价指标,结合动、静态特征对低渗透-致密气藏进行储量评价单元划分、储量分类评价和储量接替序列的建立,并针对不同类型的储量提出相适应的开发技术对策。研究结果表明:①该盆地单井动态储量小、产气量低,产气类型可以划分为多层协同供气和单层主力供气两种;②基于地质条件和单井动态特征相近的原则,结合开发管理区块分布情况,将该盆地内5个主力气田划分为11个储量评价单元,以内部收益率30%、8%和5%作为界限,把储量评价单元划分为高效、效益、低效和难动用4种储量类型;③以内部收益率8%为有效开发的基准,将其对应的井均估算最终开采量(EUR)与各个储量评价单元实际的井均EUR对比,按照效益由高到底的顺序,建立了储量评价单元经济有效动用序列;④高效储量适宜采取增压开采和局部井网调整对策,效益储量需通过井网加密提高储量动用程度,低效储量应采取富集区优选、滚动开发对策,难动用储量需加大技术攻关以实现效益开发。结论认为,该研究成果有助于提高鄂尔多斯盆地天然气储量的动用程度,可以为该盆地天然气长远开发战略的制订提供技术支撑。

渤海湾盆地黄骅坳陷板桥凹陷深层低渗透(致密)砂岩气藏充注特征及成藏过程

渤海湾盆地深层发育大量的低渗透(致密)砂岩气藏,但是有关深层低渗透(致密)砂岩气藏的充注特征和成藏过程缺乏系统的研究。文章以板桥凹陷为例,综合利用测井、岩心、地震和分析化验等资料,从油气的来源入手,分析天然气的充注通道、动力和阻力的关系,探讨充注方式,同时结合流体包裹体的系统测试分析,探讨了板桥凹陷深层低渗透(致密)砂岩气充注特征及成藏过程。研究结果表明,板桥凹陷深层天然气主要为凝析油伴生气和煤型气的混合气,来自于成熟-高成熟演化阶段的沙三段烃源岩。依据烃源岩和储层的空间配置关系,深层天然气的源储结构主要为源储一体型、源储相邻型和源储分离型3种类型。深部砂层中的孔隙和裂隙以及断裂均可以构成深层天然气充注的通道,天然气的充注动力比较大,其中源储一体型在7.80~7.95 MPa,源储相邻型和源储分离型在4.80~9.55 MPa。断裂带的排替压力分布在3.14~7.05 MPa,砂层排替压力分布在0.01~0.29 MPa,充注动力均大于断层的排替压力和砂层的排替压力。源储一体型中的深层天然气第一种充注方式为由烃源岩直接向砂层充注,第二种充注方式为首先通过断层垂向运移,然后再向相连的砂层侧向充注成藏,但以第一种充注方式为主,而源储相邻型和源储分离型的深层天然气主要为第二种充注方式。结合流体包裹体和埋藏史分析,研究区存在沙一上至东营组早期和明化镇组中后期至现今两次主要的油气充注过程。板桥凹陷深层天然气藏具有"两期油气充注,早油晚气,晚期为主"的多阶段、动态成藏过程,从而总体上呈现出"上油下气,断层带富集"的分布规律。

鄂尔多斯盆地中生界延长组低渗透致密油藏充注模式测井识别

油藏充注模式是指从烃源岩生成的原油,在驱动力作用下向储集层选择性持续注入形成油藏的过程。油藏充注模式与油源条件、储层物性、成藏动力三者耦合有关。鄂尔多斯盆地中生界延长组发育典型低渗透-致密砂岩油藏和低幅度构造-岩性油藏。根据源储配置关系、砂体充满度和最大有效含油体积的相对高低,将油藏充注模式划分为过充注、正常充注和欠充注3种类型。分析了不同充注模式油藏形成的原因及含油性、有效储层下限变化规律。针对不同充注模式油藏建立了解释结论序列和针对性测井解释方法,大幅度提高了低渗透-致密储层的测井判识能力。

鄂尔多斯盆地低渗透致密性储层分层注水工艺研究

在经济快速发展背景下,为了提高采收率,需借助一些新兴开采方式。目前,低渗透油田储层注水工艺也在不断的优化和升级。主要以鄂尔多斯盆地吴起采油厂作为研究对象,结合低渗透致密性储层分层注水工艺进行分析,以期为相关工作提供借鉴。

提高低渗透致密气藏气井产量递减评价准确性研究

产量递减分析是气井、气田开发趋势及指标预测的重要气藏工程手段和内容,是气井工作制度优化、气田生产措施制定的基础。其中Arps产量递减分析方法因其需求资料少、应用简单而作为产量递减的主要分析手段,获得广泛应用。与常规气藏不同,低渗透致密气藏气井存在工作制度不稳定、不同生产阶段产量变化特征差异大等特点,导致在应用Arps递减过程中出现数据离散、奇异点多、测试数据拟合精度低,以及不同类型递减方式下相关系数接近、递减类型判识困难的情况。针对以上难点,在分析气井动态数据异常原因的基础上,提出了动态数据预处理方法以及利用现代产量递减方法核实动储量确定递减类型的技术。结果表明,利用该技术方法有效提高了递减率评价结果与实际生产符合率,结果相对可靠,且方法简单,便于现场应用。该方法的提出进一步完善了低渗透气藏气井产量递减评价方法,为深化气田开发规律认识提供了技术支撑。