准噶尔盆地永进油田侏罗系超深层致密砂岩储层成岩相识别及分布预测

深层致密砂岩储层非均质性强、分布规律复杂,地质甜点预测难度大。为实现高效勘探开发,如何准确识别与预测井间储层成岩相亟需深入研究。综合利用岩心、测井和三维地震资料,在准噶尔盆地永进油田侏罗系超深层储层成岩作用研究基础上,开展了成岩相识别及分布预测研究,认为储层成岩作用类型主要有压实作用、胶结作用及溶蚀与交代作用,可划分为强溶蚀+绿泥石包壳、中等溶蚀+自生高岭石、中等钙质胶结溶蚀、强钙质胶结及压实致密等5种成岩相。基于测井资料,利用岩石物理参数、物性参数对储层成岩相类型进行了综合识别,确定其垂向分布规律。研究发现强溶蚀+绿泥石包壳和中等溶蚀+自生高岭石这两种优势成岩相主要位于三角洲主干分流河道砂体内部,储层物性较好,是油层发育的主要部位。基于成岩相与地震纵波阻抗的对应关系分析,发现优势成岩相纵波阻抗相对较低,可通过纵波阻抗的数值分布特征预测优势成岩相分布。因此利用三维地震纵波阻抗反演成果开展了成岩相分布预测,根据纵波阻抗与不同类型成岩相对应关系落实了优势成岩相发育区。结果表明,优势成岩相主要位于研究区东北部的Y301—Y302井区以及西北部Y1井区,呈局部连片分布发育。储层成岩相识别可以为超深层地质甜点的分布预测研究提供重要依据。

川中中台山地区致密砂岩储层层序特征及有利区优选

川中中台山地区须三下亚段(须三下)层序构成差异性明显、河流相砂体横向变化较快,层序地层划分较为困难,进而影响优质储层的识别与刻画。为此,基于测井、录井和地震资料,分析中台山地区须三下层序特征,圈定不同朵页体的分布范围,对储层有利区进行优选。结果表明:川中中台山地区须三下地层沉积继承了须二上亚段的地层特征,为东南高西北低、洼中隆的缓坡古构造背景,共识别出3期层序界面和2期湖泛面;致密砂岩储层矿物组分主要为岩屑和长石,孔隙类型以溶蚀孔隙、微裂缝为主;岩性组合主要有厚层砂岩组合、厚层砂夹薄层泥岩组合和厚层泥夹薄层砂岩组合三大类;结合高产井具有断裂、裂缝、储层发育,位于构造相对高部位的特征,将研究区储层划分为3类有利区。研究成果可为后续的勘探开发提供重要参考和理论支撑。

超深层裂缝性致密砂岩气藏多尺度耦合流动数值模拟

塔里木盆地克拉苏气田白垩系气藏是罕见的超深层裂缝性致密砂岩气藏,该类气藏的储渗空间具有显著的多尺度特征,基质与多尺度裂缝、断层介质的渗透率级差相差5~6个数量级,常规渗流理论难以准确描述其流动规律和开发机理。为此,基于单裂缝流动物理实验结果及流体力学理论,结合多尺度裂缝几何信息,应用均化理论和体积平均尺度升级方法,将多尺度介质划分为5个流动系统,建立了考虑介质间的非稳态窜流多尺度耦合流动数学模型,并应用有限体积法对耦合流动模型进行了数值求解和数值试井分析。研究结果表明:(1)不同尺度裂缝中具有不同的流动特征,随缝宽增加流速加快,流动模态发生变化;(2)多尺度耦合流动模型与双重介质模型结果存在较大差异,导数曲线具有不同趋势特征;(3)应用所建立的多尺度耦合流动模型成功解释了气藏实际试井数据,模型能够反映实际地层中的流动过程。结论认为,超深层裂缝性致密砂岩气藏多尺度耦合流动模型揭示了多尺度裂缝以及致密基质间逐级动用、协同供气的开发机理,可为类似气藏制订合理开发技术政策及气藏提高采收率提供理论和技术支撑。

致密砂岩气藏微观孔隙结构多尺度联合表征

致密砂岩的微观孔隙结构对气藏的开发至关重要。文中以临兴地区下石盒子组盒8段为研究对象,采用多种实验方法对致密砂岩孔隙结构进行精确表征。研究结果显示:致密砂岩主要孔隙类型为长石溶孔和岩屑溶孔,其次为粒间孔、晶间孔和微裂隙;高压压汞、CO_(2)吸附、N_(2)吸附以及渗吸-核磁等实验结果均反映了研究区致密砂岩孔隙结构具有较好的连通性;多尺度联合法表征的致密砂岩孔径分布以微孔为主,介孔次之,大孔最少;微孔的大量分布为比表面积做出主要贡献,介孔、大孔贡献较少,孔容主要由微孔、介孔贡献,大孔贡献较少;核磁共振计算的孔径分布比例与多尺度联合法的计算值在介孔、大孔阶段具有较好一致性,在微孔阶段,多尺度联合法的计算值大于核磁共振法,表明微孔为气藏的主要气体储集空间,而介孔和大孔为气体运移的主要通道,多尺度联合法在致密砂岩储层孔隙结构精细表征方面更具特色。

川西地区深层致密砂岩气氮气钻完井试验及发展建议

深层低渗致密砂岩气藏基质黏土胶结物含量高、孔喉细小、低渗透率、低孔隙度、强亲水,采用常规水基工作液勘探开发易产生储层伤害,且伤害后渗透率难以恢复。氮气钻完井技术可从根本上避免钻井液中的固液相侵入引起储层损害,有效保护储层,提高单井产量。文章回顾了近年来氮气钻完井技术开发深层致密砂岩气的实践应用情况,从储层保护、及时发现气层、自然建产、提供地质甜点依据、为气藏富集规律确定提供辅助依据五个方面系统评价该项技术开发深层致密砂岩气的效果,同时针对井眼轨迹控制、井壁失稳及井下岩爆诱发卡钻、钻杆完井和井位及井段优选四个方面阐述了将来氮气钻完井技术的研究方向,以期为四川盆地须家河组致密砂岩气及国内外其他相似气藏的高效开发提供借鉴。

各向异性致密砂岩气藏分段压裂水平井气水两相产能预测模型

致密砂岩气藏具有储层物性差、孔喉结构复杂、各向异性强、初始含水饱和度覆盖范围大等特征,导致储层中流体的渗流机理复杂,为气井产能的准确预测及评价带来了巨大挑战。为此,基于气水两相非达西渗流理论,综合考虑储层各向异性、储层基质和裂缝不同程度的应力敏感性和两相启动压力梯度、高速非达西渗流效应、气体滑脱效应以及裂缝导流能力与缝间干扰等复杂因素,利用坐标变换、扰动椭圆理论、等价发展矩形理论、当量井径原理、压力叠加原理、水电相似原理等方法,建立了适用于各向异性致密砂岩气藏分段压裂水平井气水两相产能预测的新模型。通过矿场实例验证了新模型的准确性和实用性,并绘制了气水两相产能预测曲线,评价了敏感参数对产能的影响规律。研究结果表明:随着气体滑脱效应、裂缝导流能力、裂缝半长、裂缝条数、水平井井筒与地层主渗透率方向夹角的增大,压裂水平井的无阻流量增大;而随着储层各向异性、储层应力敏感性、裂缝应力敏感性、两相启动压力梯度、生产水气比增大,压裂水平井的无阻流量降低;水相对气相的流动具有抑制作用,且驱替压差越大,抑制作用越显著,因此需提前采取防水和治水措施。该研究成果进一步缩小了致密砂岩气藏产能预测结果与矿场实际产量的差距,有助于致密砂岩气藏的参数评估、动态预测以及产能评价和勘探开发决策制定。

窄河道型致密砂岩储层特征及主控因素——以天府气田金华区块沙溪庙组为例

四川盆地天府气田金华区块沙溪庙组发育典型的窄河道型致密砂岩储层,具有低孔、低渗特征。基于详实的野外及岩心观察,结合薄片、扫描电镜及CT、核磁等分析测试,通过储层沉积微相、孔隙结构、成岩作用综合研究,阐明了储层发育主控因素。研究表明:1)天府气田沙二段沉积相以泛滥平原陆上河流相为主,河道微相储层物性最佳,河道窄而细,常呈北东—南西向展布;2)储层岩石类型主要为岩屑长石砂岩,石英体积分数由下向上有明显增加趋势,孔隙类型以残余原生粒间孔为主,其次为粒内溶孔;3)孔隙结构表现为低孔喉、低分选、强非均质性特征,根据压汞参数,储层类型可细分为3类;4)影响储层的主要成岩作用为胶结和溶蚀,胶结作用具有破坏和保护双重影响,既可通过方解石胶结减孔,又可通过绿泥石环边胶结抑制压实,“富长石”背景下的长石溶蚀作用有效改善了储层。研究认为,天府气田金华区块优质的高能窄河道砂体、中浅埋藏残余的规模原生孔隙、叠加绿泥石环边抗压实及长石规模溶蚀作用改善储层,三者共同形成“窄河道非连续甜点”的成储模式。该典型模式的建立为天府气田的可持续开发提供了重要的理论支撑。

普光地区千佛崖组致密砂岩-页岩气藏开发技术对策

普光地区侏罗系千佛崖组致密砂岩-页岩气藏为纵向叠合气藏,储层非均质性强,纵横向上储层特征和储集性能差异大,气藏开发潜力不明确,尚未形成开发井型、井网、井距等配套开发技术对策;且砂岩气藏与页岩气藏压力系统、气体运动方式不同,利用常规水平井压裂方式合层开采必定导致层间干扰和多余能耗,亟需采用最优开发方式。为此,文中参考鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏水平井井位优选标准和四川盆地页岩气开发井型,根据储层展布特征,结合水平井与直井产能对比分析,优选水平井作为致密砂岩-页岩气藏的开发井型;采用类比法、经济评价法、单井产能法等,确定水平井水平段长度和合理井距;根据气藏特征,并借鉴同类气藏开发经验评价单井生产指标;在此基础上开展井位部署,评价气藏开发潜力。结果表明,采用2套井网分别开发千佛崖组致密砂岩气藏和页岩气藏,可建成年产能6.5×108 m3,这为普光地区千佛崖组致密砂岩-页岩气藏合理开发提供了有力支撑。

基于数字图像技术的致密砂岩纯剪裂缝断裂过程实验

纯剪应力状态下致密砂岩断裂过程是理解致密砂岩破坏失效机理的关键,然而在纯剪应力状态下,初始裂缝是发育扩展为I型裂缝或II型裂缝却一直有所争议。本文基于新型光学测量技术数字图像相关法和双切边压缩实验理论方法,开展了双切边压缩实验并通过数字图像相关法得到了位移和应变场。实验结果表明:双边开槽压缩实验能在槽尖(预制裂缝尖端)产生纯剪应力状态;致密砂岩试件起裂过程包含2个阶段的I型裂缝,第一阶段裂缝从槽尖起裂,第二阶段裂缝从试件中心两槽尖相连区域起裂。本文研究成果为数字图像技术应用在岩石断裂力学领域提供了新思路,对分析水力压裂中致密砂岩纯剪裂缝的演化规律有一定参考价值。

塔里木盆地库车坳陷博孜区块超深层致密砂岩储层裂缝特征及其对油气产能的影响

天然裂缝是深层致密砂岩储层重要的油气运移通道和储集空间,对库车坳陷博孜区块油气产能具有重要意义。利用岩心、薄片、成像测井以及实际生产资料,在明确塔里木盆地库车坳陷博孜区块超深层致密砂岩储层天然裂缝发育特征的基础上,厘定了天然裂缝对油气产能的影响。研究结果表明:库车坳陷博孜区块超深层储层构造裂缝发育,其中主要发育未充填-半充填的高角度剪切缝,局部发育半充填-全充填张性缝,受多期构造运动影响,区内主要发育N-S向和NW-SE向天然裂缝,部分呈近EW向;裂缝是研究区重要的储集空间和渗流通道,通过成像测井资料和试油资料构建了裂缝发育系数和裂缝有效系数用以定量表征裂缝对油气产能的影响,并建立了这两项表征参数和油气产能的定量评价图版,通过验证说明裂缝发育系数和裂缝有效系数可以较好地评价研究区裂缝的有效性,实现了通过裂缝参数对裂缝性储层品质的分类预测。研究成果不仅为研究区油气高效勘探开发提供了地质依据,同时提供了一个致密砂岩储层裂缝对油气产能影响的实例。

深层致密砂岩储层成岩演化对含气性的影响——以鄂尔多斯盆地西南部庆阳气田二叠系山1段为例

为研究深层致密砂岩储层成岩作用特征,分析成岩演化对储层含气性的影响,通过铸体薄片、扫描电镜、物性、测井综合解释等资料,结合前人研究成果,对庆阳气田二叠系山西组1段(山1段)进行研究。研究结果表明:(1)庆阳气田山1段分流河道中部多期厚层砂岩具有连续沉积型和间隔沉积型两类叠置关系,前者孔隙组合类型以溶蚀孔+粒间孔+晶间微孔为主,后者以溶蚀孔+晶间微孔为主。相较于后者,前者填隙物含量更低、物性更好、含气性更好。(2)压实作用是影响山1段储层含气性最主要的破坏性成岩作用,连续沉积型与间隔沉积型砂岩储层压实率分别为55.4%与61.2%;溶蚀作用是影响储层含气性最主要的建设性成岩作用,二者溶蚀率分别为27.9%与19.7%。连续沉积型砂岩储层受中等压实作用—中等胶结作用—中等溶蚀作用的成岩演化影响,破坏性成岩作用较弱;间隔沉积型砂岩储层受中等-强压实作用—中等-弱胶结作用—中等-弱溶蚀作用的成岩演化影响,破坏性成岩作用较强。(3)研究区山1段储层以先致密后充注为主,受成岩演化影响,连续沉积型砂岩储层较间隔沉积型砂岩储层致密化程度低,天然气充注规模大,含气性好。(4)引入成岩综合指数定量判断山1段储层成岩作用强度。平面上,西部主河道以间隔沉积型砂岩为主,储层成岩综合指数较低,含气性较差;东部主河道以连续沉积型砂岩为主,储层成岩综合指数较高,含气性较好。含气储层主要发育在庆阳一线以东地区。

致密砂岩气藏地层水水化学特征及其地质意义——以川西坳陷新场气田为例

四川盆地侏罗系沙溪庙组及三叠系须家河组作为陆上致密气资源增储上产重点的接替区,保有大量的难动用储量,具有较大的勘探开发潜力。然而随着深入的滚动勘探开发,中浅层沙溪庙组气藏和深层须家河组气藏气井产水已严重制约了气井产能,部分气井甚至因水淹而停产。本文对研究区不同层位34口气井的地层水进行了主量、微量元素和气藏成藏演化特征分析,结果显示沙溪庙组气藏和须家河组气藏经历了先成藏后致密再改造的成藏演化过程,断层的沟通导致深层须家河组地层水的大量上涌,使断层附近高渗的砂体被充注,在水动力等驱动作用下,天然气以游离相或水溶相沿断裂带进行垂向高效运移。垂向上大部分离子含量都随着埋深逐渐增大,深层须家河组地层水气藏具有较好的油气保存条件,并且经历了更为复杂的水岩相互作用,不同程度地使K、Ba、Sr、Li、Rb等元素更加富集。

川西新场地区须二段致密砂岩气藏气水分布特征及主控因素

致密砂岩气藏气水关系复杂,为了阐明川西新场地区须二段气水分布主控因素,以试产数据、压汞曲线、岩石薄片分析为手段,探讨了地层水宏观特征,明确了新场地区须二段气水分布主控因素。结果表明:新场地区须二段储层较致密,孔喉连通性差,致密化储层使气水分布复杂,须二段气藏总体呈上气下水特征,但气水倒置现象较多;研究区气水分布受控于构造演化、砂泥岩相配置关系、河道间叠置方式及单砂体内部成岩差异,多期构造演化过程控制了气水分布的宏观尺度格局,不同类型的河道叠置及砂泥配置关系影响砂体尺度的气水分布,厚层-薄层垂向分离型叠置关系及砂泥互层型配置关系有利于形成气层,单砂体内部成岩差异影响单砂体内部尺度气水分布。对研究区气水分布主控因素的研究结果,可有效指导新场地区须二段气藏的勘探开发。

河流相致密砂岩气地质甜点评价——以四川盆地川中地区侏罗系沙溪庙组二段1亚段为例

四川盆地侏罗系沙溪庙组储层具有孔隙度和渗透率低、非均质性强、砂体叠置关系复杂的特点,导致地质甜点判别困难、预测精度较低。为实现气藏的高效开发,通过分析、研究沉积作用、成岩作用和源-储配置关系对天然气聚集成藏的影响,建立了研究区沙溪庙组二段1亚段致密砂岩气地质甜点评价标准。研究结果表明:①沉积微相和河道类型控制了砂体规模及储层的物性,顺直河或低弯度曲流河边滩砂体厚度大、物性好,是优质储层发育区。②岩浆岩岩屑含量和成岩相不同是导致储层质量差异的主要原因。其中绿泥石胶结相物性最好。③源-储配置关系控制储层中天然气的充注程度,与烃源断层直接相接或距离烃源断层较近的砂体含气性最好。④储层质量和含气性共同控制单井天然气产量。根据研究提出的地质甜点评价标准,将研究区地质甜点分为3类。Ⅰ类甜点主要为顺直河或低弯度曲流河边滩砂体,孔隙度大于12%,渗透率大于0.30×10^(-3)μm^(2),以绿泥石胶结为主,且距烃源断层近,含气性好,含水饱和度小于30%,泊松比小于0.24,单井产气强度大于0.10×10^(4)m^(3)(/d∙m)。Ⅱ类甜点主要为中弯度曲流河砂体,孔隙度10%~12%,渗透率为0.15×10^(-3)~0.30×10^(-3)μm^(2),以伊利石或伊/蒙混层胶结为主,距烃源断层相对较远,含水饱和度为30%~40%,泊松比为0.24~0.25,单井产气强度为0.05×10^(4)~0.10×10^(4)m^(3)(/d∙m)。Ⅲ类甜点主要为小型中弯度曲流河边滩,孔渗性差,主要发育伊利石或伊/蒙混层胶结,且远离烃源断层,含气性较差。

鄂尔多斯盆地志靖—安塞地区延长组7段致密砂岩微观孔隙结构评价

储层微观孔隙结构的研究对油气勘探开发具有重要意义。本文采用氮气吸附、铸体薄片观察、扫描电子显微镜(SEM)观察、X射线衍射(XRD)和核磁共振等实验手段研究志靖—安塞地区延长组7段致密砂岩的微观孔隙结构,计算孔隙结构参数,观察微孔分布,分析微孔隙类型,探讨并分析影响微孔发育的矿物成分、粒度及分选等相关参数。结果表明:研究区长7段的岩性主要为长石砂岩;致密砂岩微孔隙结构复杂,主要以黏土粒间溶孔、长石溶孔等形式存在;长7段主要发育小孔喉,微孔体积平均值为6.19×10^(-3)mL/g,孔隙发育差;长7油层组砂岩样品中,长7段的BET(Brunauer-Emmett-Teller)比表面积平均值为4.252 m^(2)/g,总孔体积平均值为0.0183 mL/g,最大孔径平均值为185.9 nm;砂岩孔隙以介孔为主,宏孔和微孔次之。

致密砂岩油藏纳米乳液渗吸增产作用机理

纳米乳液作为一种纳米级胶体分散体系,因其优异的界面性能以及提高采收率效果被广泛应用于非常规油藏开发。基于低能乳化法制备了水包油型纳米乳液体系,通过室内实验明确纳米乳液静态吸附性能、润湿反转性能以及自发渗吸的内在联系,并分析纳米乳液在致密砂岩油藏中的渗吸增产作用机理。实验结果表明:纳米乳液的平均粒径小于10nm,满足进入致密砂岩绝大部分孔喉的粒径要求,在致密孔喉内能充分扩散运移,从而扩大渗吸作用范围。纳米乳液的临界胶束质量分数为0.015%,能够有效降低油水界面张力至2 mN/m左右。纳米乳液的吸附等温线符合Langmuir吸附模型,其润湿反转机理以吸附机理为主。纳米乳液能够增溶原油,并通过乳化作用进一步分散原油,减小乳状液中油滴尺寸,减弱油滴通过孔喉时的贾敏效应,降低渗流阻力。岩心润湿性会影响渗吸采收率,随着岩心亲水性增强而增加,不同润湿性岩心自发渗吸时孔隙动用程度存在差异,加入纳米乳液能显著提高油湿岩心内小孔渗吸采收率。同时,增加纳米乳液浓度与边界开放程度可以提高渗吸采收率,这主要是由于致密砂岩自发渗吸受毛细管力主导,边界开放程度增加能够扩大纳米乳液接触面积,纳米乳液浓度增加能够增强润湿反转作用与乳化作用,从而增强自发渗吸效果。

气体钻井高效开发致密砂岩气藏的典型案例分析

目前气体钻井开发致密砂岩气藏是否高效建产受多方面制约,建产机理尚不清晰,阻碍了气体钻井发挥技术优势。为此,文章选取塔里木迪北地区和川西地区的典型高产井为研究对象,在综合分析随钻资料的基础上,探究了高效建产的共性特征。研究发现,产气点的井深与砂泥岩岩性界面存在高度相关性,证实了岩性界面处发育的缝网系统是有利渗流通道;有水致密气藏中,受断裂带影响,地层水在断层下降盘上部富集概率高,部署在断层上升盘的井产水程度低,加之岩性界面缝的存在,使气水实现同产、稳产。分析认为,井位部署应以构造高部位和断层上升盘为依据,确保气源富集的同时避免水体突进,井轨迹应将岩性界面缝作为重点穿越目标,上部井段下套管应避免完全封隔目的层泥岩段,以充分释放岩性界面缝的产气潜力。未来还应加强技术攻关,提升气体钻井钻穿复杂砂泥岩互层的能力。

致密砂岩储层孔隙结构特征对可动流体赋存的影响:以鄂尔多斯盆地庆城地区长7段为例

分析孔隙结构和可动流体分布特征是储层研究的关键要素,也是当前研究的重点与热点,对致密砂岩油气勘探及提高油气采收率具有重要意义。以鄂尔多斯盆地庆城地区长7段致密砂岩储层为例,通过物性测试、铸体薄片、扫描电镜、高压压汞和核磁共振实验,结合分形理论,分析了致密砂岩储层孔隙结构、非均质性和可动流体分布特征,讨论了孔喉结构和非均质性对可动流体赋存的影响。结果表明:研究区长7段储层储集空间主要由微纳米级孔隙贡献,孔隙连通性较差,孔喉半径主要分布在0.050~0.500μm;孔喉结构非均质性较强,分形维数分布在2.65~2.90;流体可动性较差,可动流体饱和度分布在16.68%~51.74%,可动流体多分布在中孔和小孔内。研究区长7段储层可分为3类:从Ⅰ类到Ⅲ类储层,剩余粒间孔和粒间溶蚀孔发育变少,孔隙连通性变差,孔喉尺寸变小,较大孔喉变少,非均质性变强,流体可动性变差,中孔和大孔内可动流体含量趋于降低,可动流体倾向于在小孔内赋存。研究成果为致密砂岩油气勘探及油气采收率提高提供了理论依据。

致密砂岩气藏注CO_(2)提高天然气采收率微观机理

中国致密砂岩气藏资源储量丰富,复杂的气水渗流关系和气水同产特征制约了单井产能的发挥和天然气采收率提高,注CO_(2)是提高气藏采收率(EGR)和实现碳埋存的双赢途径。为明确致密砂岩气藏CO_(2)驱替微观渗流和提高天然气采收率机理,指导致密砂岩气藏CO_(2)-EGR方案设计,基于格子玻尔兹曼方法(LBM)建立了孔隙尺度多相多组分流动模型,揭示了致密砂岩气藏储层微观气水分布特征和CO_(2)-EGR的微观渗流机理,并明确了CO_(2)-EGR的主控因素。研究结果表明:①驱动压差显著影响了致密砂岩气藏的气水微观分布和水锁程度,使得气水流动能力和气水相对渗透率特征不同;②CO_(2)-EGR微观渗流过程包括气水两相的非混相驱替和CO_(2)-CH_(4)的混相驱替,对应EGR机理为分别受生产压差和地层压力控制的黏性驱替和混相扩散;③注入的CO_(2)可有效缓解水锁现象和贾敏效应,与CH_(4)良好的混相能力能促进沟通分散气泡,微观驱气效率可达42%~94%;④含水饱和度、孔隙结构和驱动压差显著影响微观驱气的作用机制和驱气效率的改善幅度。结论认为,在进行致密砂岩气CO_(2)-EGR的方案设计时,可优先考虑中—低含水饱和度的区块作为试验靶区,并根据靶区储层孔隙结构特征,优化不同注气阶段的注采参数,可充分发挥CO_(2)对CH_(4)的黏性驱替和混相扩散作用。

基于低场核磁共振技术的致密砂岩气藏防水锁作用机理研究

致密砂岩气藏孔隙度、渗透率较低,微观孔喉尺度细小,在生产及压裂过程中极易产生水锁伤害。为开展致密储层防水锁作用机理研究,将常规岩心自吸实验、防水锁剂抑制水锁伤害实验与低场核磁共振技术(nuclear magnetic resonance,NMR)相结合,从微观角度揭示致密砂岩储层微纳米级孔喉中的防水锁作用机理,为致密砂岩气藏防水锁相关研究提供理论依据。结果表明:加入防水锁添加剂后,流体表面张力下降,接触角增大,自吸速率变慢,渗透率有一定程度恢复;在此基础上,通过核磁共振T 2谱从微观角度评价缓慢自吸阶段液体在不同孔喉尺度范围内的液相水锁滞留现象,其中加入防水锁添加剂后在自吸20 h时在较小孔喉处自吸液相平均占比为38.61%,整体孔喉平均液相占比为35.79%。而在未加入防水锁试剂的样品中在自吸20 h时在较小孔喉处液相占比为67.48%,整体孔喉占比为54.52%;通过防水锁剂抑制水锁伤害实验得出,加入防水锁剂后渗透率恢复程度在15.38%~20.19%,整体液相滞留占比平均下降幅度在10.73%。防水锁剂有效地降低较小孔候处液相滞留占比,降低流体表面张力以及增大岩心疏水性能,揭示了致密砂岩气藏防水锁作用机理,为致密砂岩气藏降低水锁伤害程度、提高返排效率,为实现高效开发提供理论支撑。