地层渗透率（精选4篇）
地层渗透率 篇1
摘要：火山岩油藏裂缝普遍发育,对地层渗透率的贡献具有决定性作用。通过对石炭系火山岩11口探井及评价井测井、试井、试油试采等资料的综合分析评价,认为测井方法得到的渗透率往往与生产动态不符,不能直接用于油藏开发评价。基于不稳定渗流原理,通过试油试采等动态方法反算,得到了井段平均渗透率;进一步结合地层有效厚度等数据,计算了储层渗透率。结果表明:测井渗透率与孔隙度具有较好的相关性,主要反映了基质的特征;动态方法得到的储层渗透率是测井渗透率的几十倍,且能够反映裂缝控制下的地层实际渗流能力。据此将火山岩储层分为双重介质型、裂缝型、孔隙型三种基本类型。结合具体油藏分析认为,双重介质型是火山岩油藏最主要的储层类型。
关键词：火山岩,渗流能力,储层分类,产能评价
火山岩储集层通常都有大量的孔洞和裂缝,且物理参数值的分布非常复杂。对于火山岩储层,存在着两种渗透系统,即裂缝渗透系统和基质渗透系统,且一般裂缝渗透率高于基质渗透率几百甚至几千倍[1]。因此,火山岩储层中,裂缝对地层渗透率的贡献起了决定性作用。
虽然渗透率模型有多种,但迄今为止还没有一种针对火山岩切实有效的方法。只能根据研究区的实验分析特征选择比较合适的模型,近似计算地层渗透率。这种通过建立渗透率模型计算地层渗透率的方法,往往紧密依赖于现有各种方法或技术对裂缝发育及分布定量解释的可靠性和准确性。对于火山岩储层,渗透率很难求准,一般认为有数量级的精度即可基本满足要求[2—4]。
M油藏为浅层石炭系火山凝灰岩油藏,尚处于油藏开发评价初期,对储层和裂缝的认识尚不明确。 在资料极为有限的情况下,为了储层综合评价等前期油藏工程研究的需要,提出了一套估算地层渗透率的研究方法。该方法不需要建立裂缝的渗透率模型,而是通过应用单井的各类动静态资料,基于不稳定渗流原理,综合分析、反算拟合得到地层渗透率, 能够在数量级精度上满足储层分类、产能评价等研究工作的需要。
1地层概况
M油藏主要目的层系为石炭系,构造特征为典型的斜坡带,北西方向高,南东方向低,在石炭系发生过大规模的火山活动,形成( 2 000 ~ 3 000) m巨厚火山岩[5]。
该地区火山岩都是喷发岩,没有侵入岩和次火山岩物质。火山岩岩石类型为火山角砾岩、熔结角砾岩、玄武岩、安山岩、安山玄武岩、凝灰岩和凝灰质砂岩,为陆上喷发环境。根据火山岩岩石性质、火山喷发强度和分布特征,将该地区火山岩相划分为三种: 喷发相、溢流相和火山沉积相。研究区域火山喷发相和溢流相发育,石炭系岩性以油迹灰黑色火山凝灰岩为主,由粒径( 0. 01 ~ 0. 05) mm的细粒火山碎屑及火山灰组成。主要储集空间以角砾残余孔、 裂缝、斑晶溶孔、角砾间孔、残余气孔为主,裂缝普遍发育。
M油藏埋深较浅,为( 878 ~ 1 279 ) m。属于常压偏低温油藏,油藏压力( 7. 28 ~ 14. 5) MPa,油藏温度( 30 ~ 50) ℃。地层原油黏度差异大,原油黏度较高,溶解气油比小。至2013年,已钻完11口探井及评价井,根据目前试油试采的情况,M油藏具有一定的勘探开发潜力,需要进行滚动勘探目标的评价与优选。
2地层渗透率评价
对于砂岩油藏,地层渗透率一般通过岩心分析和测井等静态方法直接获得。但在火山岩油藏中, 裂缝对地层渗透率的贡献起了决定性作用。原生的孔洞一般都是呈孤立状态,且不连通,裂缝的存在使得孤立的孔洞纵横交错地连通起来,发育成为有效的储集渗流空间。因此,通过测井等静态方法获得的渗透率往往与实际动态不符,不能直接用于油藏开发评价。
储层信息库中通常包含两类数据: 一是钻井、测井数据,即通常所说的“硬数据”; 二是生产动态测试等数据,即所谓的“软数据”或“约束数据”。合理应用生产动态测试等约束数据对钻、测井数据进行分析校正,是提高储层认识和解释精度的可靠办法。 因此,通过对M油藏测井、试井、试油试采等资料的综合分析评价,对火山岩油藏的地层渗透率进行研究。选取M油藏的一口典型井———M1井,对具体研究方法及评价结果进行详述。
2.1测井渗透率分析
根据地震解释的M油藏石炭系裂缝发育预测结果看出: M1井附近局部区域( 红绿色) 裂缝发育, 能够为油气运移提供良好的通道; 局部区域( 灰白色) 裂缝不发育,起到了很好的封堵作用,为油气聚集成藏提供了有利条件。如图1所示。
通过岩心描述分析,M1井目的层岩性以凝灰岩、玄武岩、火山角砾岩为主,呈块状构造,裂缝发育。
根据录井、常规测井及成像测井,M1井储层裂缝发育,多为裂缝性储层。孔隙度介于3. 11 % ~ 12. 17% ,渗透率介于( 0. 05 ~ 10. 61) × 10- 3μm2,且厚度65% 以上地层的渗透率小于1 × 10- 3μm2,属于低孔、特低渗储层。
如表1所示。
2.2试井渗透率分析
M1井于2011年7月对试油层段 ( 855. 7 ~ 949. 6) m进行压力恢复测试,周期10天左右,压力从3. 06 MPa恢复到8. 34 MPa,如图2所示。测试关井前,平均日产油量4. 28 t/d,平均日产液量4. 65 t / d,综合含水率2% 。
利用中国石油大学( 北京) 编制的LPWT低渗试井解释软件,拟合试井压力,如图3所示。解释结果为: 试油段厚度内平均渗透率15 × 10- 3μm2,表皮因子0,井储系数3 m3/ MPa,调查半径12 m。结果显示: 井储系数过大,与裂缝特征相一致,井壁无污染,渗透率处于常规低渗范围内。
2.3试油试采渗透率分析
M1井试油资料: M1井于2011年6月采取完井裸眼试油,放喷抽汲 排液,试油井段 ( 855. 7 ~ 949. 6) m,试油段地层厚度93. 9 m。原始地层压力9. 02 MPa,地下原油黏度280 m Pa. s。日产油4. 28 t / d,不出水,累产油28. 9 t,累产水4. 64 m3( 地面水) ,20 ℃原油密度0. 939 8 g /cm3。
M1井试采资料: M1井于2011年8月试采试油井段,初期日产油11. 9 t/d,日产水1. 4 t/d。12月因不出液关井,压力下降到约1. 5 MPa。平均日产油3. 63 t/d,累产油333. 7 t,综合含水率低于1% 。
根据油气井以某产量生产或生产一段时间后关井所测得的井底压力随时间变化的资料,利用不稳定渗流原理反过来分析和推算地层参数。
不稳定渗流井底流动压力的基本公式为
式( 1) 中: pi为原始地层压力( MPa) ; pwf为井底流压 ( MPa) ; q为地面脱气原油产量( cm3/ s) ; μ 为地下原油黏度( m Pa·s) ; B为原油体积系数( cm3/ cm3) ; k为地层渗透率( μm2) ; h为油层厚度( cm) ; t为生产时间( s) ; rw为井筒半径( cm) ; Φ 为油层孔隙度; Ct为综合压缩系数( MPa- 1) 。
由公式( 1) 看出,原油产量的变化实质上是由地层压力的改变引起的。根据相似性原理,原油产量变化特征与地层压力变化特征具有相似性。
设计了6个渗透率数值: 10、20、30、50、70、100 ( 单位: 10- 3μm2) ,应用公式( 1) ,根据试油动态数据,得到一组不同渗透率条件下的井底流压随时间的变化曲线,如图4所示。可见,渗透率为20 × 10- 3μm2的井底流压曲线特征与试采曲线特征最接近,如图5所示。因此,选择20 × 10- 3μm2作为井段平均渗透率。
根据试采动态数据,将试油分析得到的渗透率数值20 × 10- 3μm2代入公式( 1) ,得到一条试采压力预测曲线,如图6所示。可见,120 d后井底流压为1. 7 MPa,接近关井压力,与实际试采情况吻合。
通过对比试油、试采拟合结果,二者具有很好的一致性,因此,认为M1井试油井段内的平均渗透率为20 × 10- 3μm2。
2.4渗透率对比分析
通过上述分析,得到M1井各种动静态方法渗透率解释结果,如表2所示,从不同方法得到的井段平均渗透率的对比看出: 通过试井、试油试采等动态方法得到的解释结果数量级相当,且比测井解释结果大一个数量级,数值上前者是后者的6 ~ 8倍。
这是因为裂缝对地层渗透率的贡献起绝对作用,而测井解释结果仅仅反映了井筒附近地层的渗流能力。试井解释结果相对偏小,是因为压力和压力导数分离时间短,从而造成解释精度受限。通过试油试采反算拟合得到的渗透率,是在实际生产动态数据约束条件下,基于不稳定渗流原理得到的,是对孔隙和裂缝渗流能力的综合反映,实质上是双重介质渗透率,因此,能够反映裂缝控制下的地层实际渗透率能力。
井段平均渗透率是根据整个试油段厚度计算得到的,是整个试油段内渗透率的平均值。而试油段内既有储层也有非储层,根据储层有效厚度对井段平均渗透率折算,得到储层有效渗透率。由于测井渗透率为空气渗透率,因此,根据储层有效渗透率折算了储层空气渗透率,作为评价储层物性好坏的重要指标。如表2所示,储层渗透率是测井解释渗透率的几十倍。
2.5研究区渗透率分布
对M油藏整个研究区内11口探井及评价井的渗透率进行评价,如表3所示。
结合M油藏井位分布看出,M油藏整体上相对高渗透地层呈条带状分布,如图7所示。
3火山岩储层分类
3.1常规储层分类标准
根据表3所示的测井解释成果,在层段精度上分析了M油藏孔隙度和渗透率的关系,如图8所示。测井解释渗透率一般小于10 × 10- 3μm2,且测井渗透率与孔隙度具有较好的相关性,主要反映了基质的特征。
基于测井解释结果,将储层分为三类:
( 2) 二类储层: Φ > 6% ,k > 0. 5 × 10- 3μm2;
( 3) 三类储层: Φ < 6% ,k > 0. 1 × 10- 3μm2。
以M1井为例,该段内主要为物性不是很好的二类、三类储层,虽然也有部分一类储层,但厚度相对较小。如表1所示。
基于测井解释结果,根据碎屑岩储层分类标准, 如表4所示,M1井试油试采井段综合评价结果为中等—差储层。
但是由于裂缝的存在,导致这种划分与动态不符。因此,根据试油试采分析得到的储层空气渗透率,对储层进行分类。
3.2火山岩储层分类方法
依据表3所示的整个研究区内各单井的储层空气渗透率,绘制出M油藏的储层孔渗关系图,如图9所示。
通过对比图8和图9可以看出,根据试油试采分析得到的储层空气渗透率与孔隙度的关系,与测井解释结果得到的孔渗关系偏差极大。大部分数据点位于低孔、高渗的范围,这是裂缝对地层渗透率贡献的结果,这种孔渗关系的偏离代表了储层裂缝和基质的连通特征,是火山岩与砂岩不同之处。
鉴于裂缝的孔隙度一般在1% 左右,因此,火山岩储层分类的孔隙度界限取裂缝孔隙度的2倍,即2% 。再结合常规砂岩孔隙关系,将M油藏可以分为三类:
( 1) 一类储层: 孔隙度 > 2% ,且渗透率明显大于一般岩心,可以视为双重介质型储层;
( 2) 二类储层: 孔隙度 < 2% ,但是渗透率明显大于一般岩心,可以视为裂缝型储层;
( 3) 三类储层: 满足一般岩心的孔渗关系,可以视为孔隙型储层。
显然,双重介质型储层是M油藏最主要的储层类型,单纯的裂缝型储层最少。
考察研究区内各单井对应的储层类型,只有M5井局部存在裂缝型储层; M9等少数井局部存在孔隙型储层,渗透率较低; M1等大多数井存在双重介质型储层,渗透率高。因此,双重介质型是该火山岩油藏最主要的储层类型。
4结论
( 1) 火山岩油藏裂缝普遍发育,对地层渗透率的贡献具有决定性作用。测井等静态方法得到的渗透率只能反映井筒附近地层的渗流能力,往往与生产动态不符,不能直接用于油藏开发评价。
( 2) 基于不稳定渗流原理,通过试油试采等动态方法反算得到了井段平均渗透率,进一步结合地层有效厚度等数据,计算了储层渗透率。动态方法得到的储层渗透率是测井渗透率的几十倍,且能够反映裂缝控制下的地层实际渗流能力。
( 3) 测井渗透率与孔隙度具有较好的相关性, 主要反映了基质的特征。动态方法得到的渗透率与孔隙度偏差极大,代表了储层裂缝和基质的连通特征。据此提出了火山岩储层分类依据,将火山岩分为双重介质型、裂缝型、孔隙型,双重介质型是最主要的储层类型。
参考文献
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地层渗透率 篇2
1 储层四性关系
所谓“四性”关系是指储层岩性、物性、电性及含油性之间的关系, 研究的目的是确定适合该油田的测井解释模型、解释方法与解释参数, 为后面的多井解释奠定可靠基础。关键井的选取原则依据取心井段长、取样密度均匀、有声波时差和自然伽马曲线的井。
在四性关系研究分析的基础上, 对目标区块不同层位、不同油组建立了相应的解释模型, 并回归出了相应的公式, 以下是孔隙度、泥质含量、渗透率的计算公式, 公式中Φ—岩心孔隙度;Φ'—用声波时差计算的孔隙度;sh—岩心泥质含量;k—岩心渗透率;—自然伽马相对值。
Φ=AΦ'+B
A、B为系数;
sh=XeeYGR'
X、Y为系数;
Lgk=-Z-QLgsh+TLgΦ
Z、Q、T为系数;
2 岩性、物性及含油性的评价分析
2.1 岩性参数的确定
在课题的研究中, 目标区块分断块、分层组作了自然伽马相对值与岩心分析泥质含量关系图版, 从图1中可见随着自然伽马相对值增加, 泥质含量呈指数递增关系。
2.2 物性参数的确定
物性参数主要是孔隙度和渗透率。这两个参数求取的准确与否, 直接影响到解释结果的精度, 利用数据回归的方法重新建立了孔隙度、渗透率的求取方法。
2.3 含油性参数的确定
标准水层对比法:首先, 在解释层段从测井曲线上找出渗透层, 并将岩性均匀、物性好、深探测电阻率最低的渗透层作为标准水层。然后, 将解释层与标准水层比较, 凡电阻率大于3-4倍标准水层电阻率者可判断为油气层。进行比较的解释层和标准水层在岩性、物性、水性方面必须具有一致性。
径向电阻率法:采用不同探测深度的电阻率曲线进行对比的方法, 它依赖于储集层的泥浆侵入特征, 从分析岩层的径向电阻率变化来区分油、水层。一般情况下, 油 (气) 层产生减阻侵入, 水层产生增阻侵入。此时, 深探测视电阻率大于浅探测电阻率者可判断为油 (气) 层, 反之为水层。与标准水层法相比, 径向电阻率法在很大程度上克服了岩性、物性等变化造成的影响。但在使用径向电阻率法识别油 (气) 层时要注意: (1) 为突出径向电阻率的变化, 用于互相比较的不同探测深度的电阻率曲线, 应具有相似的纵向探测特征, 即井眼、围岩影响要相似, 因此, 最好采用具有纵向聚焦的测井系统, 如深、浅感应或深、浅侧向测井曲线的对比; (2) 油 (气) 层在Rmf/Rw比值较大的情况下, 也可能造成增阻侵入。
3 油气水层判别标准的建立
建立油层的岩性、物性及电性标准是作好解释工作的关键, 大港油田开发时间较长因此测井系列多变, 另外该油田断块多、断层多、含油层位多, 油气藏埋深变化范围大岩性多变, 因此有些区块油气水关系也比较复杂, 储层油水关系的研究主要内容是确定油田油气水关系划分标准, 因此按不同测井系列、不同断块、不同含油层位进行储层分析及油气水标准的确定。通过作AC (声波时差) —RT (深电阻率) 关系图版可以确定油气水层的解释标准。
例如, 以马东油田为例, 通过区块整体评价, 对板0油组进行了重新认识将周围生产井进行多井对比分析, 根据构造及对比分析重新确定油水层。通过多井对比分析后得出如下结论:高部位的港深16-16井板0的18-20号层由于钻井泥浆侵入的影响造成电阻率降低, 因此原综合解释为水层, 而低部位的港94井和港深11井通过试油, 已经验证了板0这套储层为油层。根据试油、生产动态资料结合测井资料, 港深16-16井的18-20号层现改为油层, 港深18-18井11、12号层由原来的水层改为油水同层, 这样使板0的解释更为合理, 符合油藏规律。而向更高部位的港深14-14井由于岩性变差已致砂体尖灭。
在目前的低渗透率高含水地层储藏油气评价中, 人们还只是简单的沿用中低渗透率高含水地层储藏油气的评价方法或采用单一参数及方法作为评价的手段, 而没有形成完整的、系统的低渗透率高含水地层储藏油气评价方法。因此有必要形成一套完整的、系统的、低渗透率高含水地层储藏油气评价方法。引入测井相关参数, 通过对岩性、物性、含油性参数相关性的综合研究, 结合试油测试结果, 建立录、测井油气水层综合解释评价图板, 形成了现场半定量化快速综合评价方法。该方法将是一个有效的方法。
参考文献
[1]王香增, 黎永, 白运台, 李星星.低渗透率高含水地层储藏油气评价技术及应用[J]测井技术, 2004
[2]杨双定.鄂尔多斯盆地致密砂岩气层测井评价新技术[J]天然气工业, 2005
[3]胡文瑞.中国低渗透油气的现状与未来[J]中国工程科学, 2009
地层渗透率 篇3
确定致密砂岩储层渗透率的方法主要包括室内实验测试、试井、特殊测井(如NMR测井)及数值模拟方法[7,8]。室内实验测试和试井方法虽然能准确确定地层岩石渗透率,但所提供的测试结果通常较为离散,不能提供纵向连续的渗透率取值。特殊测井造价较高,只在少数评价井重点实施。数值模拟方法是致密砂岩储层渗透率评价中最为常用的方法,该方法具有费用低,且能够提供纵向连续取值的优点。但其预测精度受地层地质特征复杂程度及解释方法的不同而具有一定差异[9]。对于致密砂岩储层而言,通常经历了强压实、复杂成岩演化及后期改造,具有低孔、低渗及强非均质性特征[10]。图1所示为强胶结(上部)和中等胶结(下部)致密砂岩[11]微结构特征,沉积及成岩作用的差异造成致密砂岩在颗粒组成、排列及胶结程度上具有显著不同。该致密砂岩为颗粒(石英)支撑,其渗透率受颗粒尺寸、孔隙结构、胶结程度及孔隙空间共同影响[11]。基于以上特殊性和复杂性,利用常规方法(如孔隙度)预测致密砂岩储层渗透率的效果通常较差,因此,应积极探索新的预测方法。
从微观尺度层面来看,致密砂岩储层的渗透率主要受颗粒尺寸、孔隙形态、孔隙连通性及胶结类型方面因素影响[4,5,6]。这些微观影响因素通常能在岩石电性特征上产生显著响应。如根据经典Archie公式可知,地层因素(F)可由式(1)[12]表达。由该式可以看出,地层岩石电阻率(Rs)和地层水电阻率(Rw)对岩石孔隙度具有一定影响,进而影响到岩石渗透率。因此,探索利用地层岩石电性特征预测致密砂岩储层渗透率方法可行。但该渗透率值为动态结果,需要与静态结果进行校正。
式(1)中:Rs为地层岩石电阻率,Ω·m;Rw为地层水电阻率,Ω·m;a为地层因素系数,无量纲;φ为孔隙度,%;m为胶结指数,无量纲。
通过联合Hanai-Bruggeman方程[13,14]和Kozeny-Carman方程[15,16],建立了同时考虑岩石电导率(Cs)、颗粒电导率(Cg)、地层水电导率(Cw)及胶结指数(m)的致密砂岩动态渗透率预测模型,并绘制了相关解释图版。通过与试井、特殊测井所确定的致密砂岩储层渗透率进行对比、校正,最终实现致密砂岩储层渗透率的预测。该方法简单易行,通过与其他常规预测方法进行对比,对本文所提出方法的有效性进行了判定。本文所建立的基于岩石电性特征的渗透率预测方法对致密砂岩储层评价及测井、地震解释均具有重要参考价值。
该致密砂岩胶结物组分为石英;上部致密砂岩胶结物(黄色)含量为16%,下部致密砂岩胶结物含量为3%~5%;蓝色代表孔隙,紫红色代表颗粒;g代表颗粒,c代表胶结物)
1 考虑电导率的致密砂岩渗透率模型
1.1 Hanai-Bruggeman(HB)方程
对于致密砂岩储层而言,孔隙中往往烃类和水分共存。由于地层岩石多亲水,因此,部分水分分布在岩石壁面上,成为束缚水。致密砂岩储层的含水饱和度通常大于40%。
HB方程的提出主要是为了描述致密砂岩孔隙度与微观组分间电导率及胶结指数间的定量关系,其具体表达式如下[13,14]:
式(2)中:Cs、Cw、Cg分别为地层岩石电导率、地层水的电导率、颗粒电导率,S/m。
式(2)中Cg通常较小,多分布在10-5~1 S/m范围。当不考虑岩石Cg时,Cg=0,此时,式(2)可以简化为式(3),为Archie方程简化形式[12]。
致密砂岩颗粒形态往往呈椭球形,即沿着x、y及z轴3个主方向的颗粒半径满足Rx=Ry≠Rz。此时,假设岩石颗粒纵横比为β,β=Rz/Rx<1,则致密砂岩孔隙度可由式(4)表示[17]。
式(4)中:L为去极化因子,L=Lx=Ly。其中,Lz=1-2L,为β的函数,详见文献[17]。对于骨架颗粒为石英的致密砂岩来说,其β值通常取0.2~0.3,黏土的β值可取0.1,流体组分的β值可取0.2[18,19]。C和T为中间变量,表达式分别见式(5)、式(6)。
采用公式(4)对致密砂岩孔隙度进行解释,该公式同时考虑了各类微组分的电导率特征。
1.2 Kozeny-Carman方程
Kozeny-Carman方程[式(7)]通过引入孔隙度(φ)、颗粒尺度参数(D)及迂曲度参数(τ),能从微观尺度层面对致密砂岩渗透率进行定量表征。通过该式表达形式可以看出,岩石渗透率与φ和D正相关,与τ负相关。
首先利用前述公式(4)确定致密砂岩孔隙度,代入Kozeny-Carman方程[式(7)],从而对致密砂岩渗透率进行预测。
式(7)中:k为渗透率,m D;τ为迂曲度,无量纲;D为与岩石颗粒直径相关的参数,m2。
对于公式(7)中的参数τ,其最早由Carman[16]提出。通过假设岩石内部相互连通的孔隙形态为毛细管状,见图2。进而定义τ为流体流过岩石孔隙的有效流动路径与岩心总长度的比值,因此为有效值,表达式见式(8)。
式(8)中:Le为流体流过岩石孔隙的有效流动路径,m;Lm为岩心总长度,m。
参数τ对致密砂岩渗透率和渗流速度具有重要影响[16]。从多数学者给出的砂岩τ表达方程(表1)可以看出[20,21,22,23,24,25],影响致密砂岩τ的微观因素包括岩石孔隙度、地层因子(F)及孔隙连通性参数(bf)等。
Wyllie和Spangler[20]给出的τ表达式[表(1),式(9)]适用于致密砂岩。但其主要不足为,随着致密砂岩中泥质含量的增加,黏土中束缚水的存在会对致密砂岩电性特征产生显著影响,从而使预测精度降低。该公式对于泥质含量相对较低的致密砂岩而言,具有较好应用效果。本文即采用该公式[式(9)]对致密砂岩τ进行解释。
注:第6组中bf为孔隙连通性系数,对于板状连通孔隙,bf常取1.5;对于圆(椭圆)形连通孔隙,bf常取3;当φ为有效孔隙度时,bf的取值会相应增大1.5~5倍[25]。
式(9)中地层因子(F)为地层岩石电阻率与地层水电阻率的比值,换算成电导率后表达式如下.
根据对各微观参数进行定义,最终利用公式(7)完成对致密砂岩储层渗透率的预测。
2 致密砂岩动态渗透率理论图版的建立
针对致密砂岩储层,利用由上述方法建立的渗透率模型开展数值分析,建立相应动态渗透率理论图版。
致密砂岩储层的Cw、Cs、Cg及m通常受地层水矿化度、温度、含水饱和度、黏土含量及成岩作用等方面因素影响而发生一定程度变化[26]。其Cw一般分布在0.1~100 S/m,Cs一般分布在0.01~3 S/m,Cg通常较小,一般分布在10-5~1 S/m。以上3类电导率的大小满足关系:Cw>Cs>Cg。
对于不同类型含油气盆地,致密砂岩储层中盐浓度通常随着埋深的增加而增加(图3)[27,28]。当盆地中含盐岩沉积地层时,致密砂岩储层中盐浓度通常较高(图3)。对于不含盐岩地层的含油气盆地而言,如California地区含油气盆地(图3),储层中地层水的盐浓度通常较低,一般低于35 000×10-6(ppm)。
对于本文所研究低孔、低渗致密砂岩储层,位于川西地区上三叠统,盆地中盐岩地层主要位于寒武系及下三叠统,盐岩层的分布对地层水盐浓度具有一定影响,所研究目的层盐浓度分布见图3。该致密砂岩储层Cw主要受地层水盐浓度影响,可取10S/m。
胶结指数m与孔隙空间大小、形态及成岩作用有关。当砂岩中次生溶孔发育且连通性较差时,m值通常较大,可达到2.5;对于高孔、高渗砂岩储层,m值通常分布在1.75~2之间;当砂岩储层孔隙度较低,且以剩余原生孔和粒间溶孔为主时,m值通常分布在1.3~1.5之间;当砂岩储层以微裂隙和粒内溶孔为主时,m值通常分布在1~1.3范围内[26]。
对于数值分析中各电性参数的取值,参考川西地区中生代致密砂岩储层,m取1.3,Cw取10 S/m。最终,建立了不同Cg/Cw取值条件下致密砂岩Cs与动态渗透率间关系图版,见图4。该图版同时考虑了Cg/Cw=0.001、0.005、0.01、0.02、0.03、0.04、0.05、0.06、0.07、0.08、0.09及0.1的12种情况。致密砂岩Cg的取值范围分布在0.01~1 S/m,Cs取值范围在0.01~3 S/m。
由于致密砂岩Cs主要影响地层因子(F),两者负相关[式(8)]。因此,从图4所示图版计算结果可以看出,随着致密砂岩Cs的增加,岩石动态渗透率增加。当致密砂岩Cs值较低时,岩石动态渗透率变化范围较小,增加趋势较缓。此时,Cs对岩石动态渗透率的影响较小。当致密砂岩Cs值<2.01 S/m时,岩石动态渗透率小于1 m D,为典型低渗致密砂岩。随着致密砂岩Cs值的增加,岩石动态渗透率具有显著增大的趋势,此时Cs对致密砂岩动态渗透率的影响程度较大。
当图4所示横坐标(Cs)取一定值时,随着Cg/Cw比值的增加,曲线整体下移,致密砂岩动态渗透率值发生降低。该降低幅度随着Cs值的增加有略增的趋势。整体来看,致密砂岩储层动态渗透率与岩石Cs及Cg间具有非常好的对应关系。
对于川西等地区致密砂岩储层而言,通常具有高阻(或低电导率)特征,Cs<0.1 S/m。因而,将图4所示理论图版的前面部分(0.01 S/m<Cs<0.1S/m)放大,见图5。可以看出,该段曲线中,致密砂岩动态渗透率随Cs的增加而增加,但趋势较平缓。
3 实例分析
本文以川西地区某井区上三叠统低孔、低渗陆相致密砂岩储层为例。
该致密砂岩储层埋深分布在2 700~3 300 m,纵向上分布着多套优质储层。岩性主要包括石英砂岩、粉砂岩、岩屑砂岩及杂砂岩。储层孔隙空间以剩余粒间孔、粒内溶孔和微裂缝为主,孔隙度<10%,渗透率<1 m D,为低孔、低渗致密砂岩储层。其m值取1.3,Cw值取10 S/m,Cg非常小,本文中取固定值0.01,相应Cg/Cw=0.001。因而,可以利用图5所示图版中Cg/Cw=0.001的曲线进行分析,将该条曲线单独分出来,见图6。
利用研究区GX1井开展分析,该井目的层致密砂岩储层段具有常规测井、NMR测井及试井资料。利用试井及NMR测井确定的目的层致密砂岩渗透率样本数据共计30组,渗透率与地层岩石电阻率间具有较好的对应关系,见图7。拟合关系式见式(11),相关系数R2=0.763。随着Re的增加,致密砂岩储层渗透率呈负对数型式降低,渗透率受Re的影响显著。
式(11)中:Re为电阻率,Ω·m。
首先,将图7中样本数据的电阻率转化为电导率。然后,采用图6所示图版对致密砂岩储层动态渗透率进行取值。图版中所取动态渗透率值均较低,是由于其仅代表动态结果,需要与静态实测值进行校正才可应用于储层渗透率的预测中。对所取致密砂岩储层动态渗透率(ko)取对数(ln)值,进而与实测地层岩石渗透率进行对比,对比结果见图8。相应拟合式见式(12),相关系数R2=0.865,数据点离散度不大。
利用公式(12)对图版所取的30组致密砂岩储层动态渗透率样本数据进行校正,可获得最终预测的致密砂岩储层渗透率,见图9。从图9可以看出,利用本文所建立的图版对地层岩石动态渗透率进行动态取值,经一定校正后,与渗透率实测值间具有极好的相符性。所预测致密砂岩储层渗透率绝对误差主要分布在0.004 7~0.109 m D之间,平均值为0.035 m D。
4 渗透率预测方法对比
为了体现本文所提出方法的优势,将其分别与利用电阻率和孔隙度进行预测的结果进行对比。
电阻率预测方法采用式(11),研究区致密砂岩孔渗间满足图10所示关系,拟合式见式(13),相关系数R2=0.733。
分别采用以上3种方法对目的层致密砂岩储层段渗透率进行预测,渗透率预测结果绝对误差见图11。从图中可以看出,电阻率预测方法和本文方法的渗透率预测效果明显好于孔隙度预测方法。其中,有9组(第1、2、4、5、9、27~30组)预测结果中,电阻率方法预测结果好于本文方法,其他21组均为本文方法优于电阻率方法。电阻率预测方法的渗透率绝对误差分布在0.000 7~0.127 6 m D之间,平均值为0.044 9 m D;孔隙度预测方法的渗透率绝对误差分布在0.015 4~0.191 m D之间,平均值为0.057 3 m D。从平均绝对误差上也能看出,本文方法预测效果要明显好于电阻率和孔隙度预测方法。表明本文所提出方法具有较强的实用性和较高的预测精度,具有一定推广应用价值。
5 结论
(1)本文从微观尺度层面着手,联合HanaiBruggeman方程和Kozeny-Carman方程,建立了同时考虑岩石电导率(Cs)、颗粒电导率(Cg)、地层水电导率(Cw)及胶结指数(m)的致密砂岩动态渗透率预测模型,绘制了岩石渗透率动态解释图版,提出了新的致密砂岩储层渗透率解释方法。
(2)利用本文所建立的关系图版可以对致密砂岩储层动态渗透率进行取值,通过与试井或实验测试所获得的岩石静态渗透率进行对比、校正,从而可以对致密砂岩储层渗透率进行预测。
地层渗透率 篇4
鄂尔多斯盆地是我国主要能源基地, 由沙漠、湖盆滩地、丘间洼地组成, 河流水系稀少, 水资源匮乏[1]。而侏罗系中统砂岩含水层是盆地内地下水的主要含水层之一, 含水岩体内的孔隙水成为煤矿建井过程的主要水害来源, 也成为施工过程中水害治理的难点, 严重的制约建井单位的安全与生产。在建井施工过程中, 如何有效治理侏罗系中统砂岩含水层是目前建井单位在该地区面临的难点问题也是亟需解决的问题。
梅花井煤矿位于宁夏灵武市, 属鄂尔多斯盆地中部, 其回风立井井筒深783.5 m (含井窝10 m) , 井筒净直径6.0 m, 净断面积28.3 m2。该井筒的水文地质条件较为复杂, 井筒主要以砂质泥岩、泥岩、砂岩, 其中揭露砂岩含水层共12层, 累计厚度122.3 m。岩性以灰白色中粒砂岩、细粒砂岩、中厚层状, 岩层裂隙发育。砂岩含水层厚度10～18 m不等, 出水形式主要为砂岩孔隙水, 属砂岩孔隙与细裂隙承压水。另外掘井采用普通法直接通过, 导致井筒累积涌水量偏大, 至掘进到井深525.3 m部位, 井筒实测涌水量已达47.248 m3/h。经过反复水泥注浆, 涌水量减少到27 m3/h, 始终未取得预期效果。在研究含水层性质特征基础上提出高分子类化学注浆方案达到了预期效果, 使得井筒掘进顺利通过。
2 立井井筒周围水文地质条件和工程地质条件
侏罗系中统直罗组下段裂隙孔隙含水层主要为砂岩含水层, 岩性主要为灰白、灰褐、浅红色夹紫斑的细、中、粗粒砂岩, 局部夹薄层粉砂岩和泥岩, 局部含砾;砂岩的成熟度较低, 分选性差, 接触式胶结为主。底部为一厚层灰白、浅红色含砾石英长石粗砂岩, 俗称“七里镇”砂岩, 砂岩底部含石英小砾石, 泥质胶结、颗粒支撑, 胶结程度较差。岩石孔隙中等发育, 抗外力和抗变形能力一般, 遇水易软化、崩解, 为弱稳定～中等稳定岩体。
3 水害问题分析
侏罗系砂岩是盆地内的主要含水层, 含水岩体内的孔隙率30%, 孔隙水成为煤矿建井过程的主要水害来源, 加上其成岩性差, 水泥浆液灌注困难, 也成为施工过程中水害治理的难点, 严重的制约建井单位的安全与生产[2,3,4,5], 其难点在于: (1) 岩体的成岩性较差, 砂岩碎屑颗粒之间的接触为点接触, 其性质处于半岩半土状态, 其碎屑颗粒之间的胶结为泥质胶结, 导致孔隙和裂隙之间的贯通性差, 且遇水容易泥化崩解。因此可注性极差。根据施工经验该类岩体条件水泥类颗粒浆液无法注入。 (2) 该含水层位置是以孔隙水为主要特征的岩体含水层, 注浆压力高, 浆液扩散范围小, 始终是建井施工注浆的难点问题, 也是近几年地下工程注浆施工中的热点问题。 (3) 该段高静水头压力达4～5 MPa, 也是成为注浆难度较大的原因之一。 (4) 钻孔塌孔导致注浆成孔困难。
4 防治措施
当水害发生后, 主要采取注浆堵水的处理方案, 当施工到523 m时, 采用水泥水玻璃浆液进行堵水, 把水量降至27 m3/h。但几天后水量又升至36 m3/h。二次注浆选用马丽散, 由于所用的专用注浆泵, 流量小, 针对有一定压力的孔隙水, 未能取得满意的效果。三次注浆时, 在砂岩孔隙水选用流动性好的脲醛树脂化学浆液注浆。
5 注浆参数
5.1 注浆段高
共分三个注浆段高, 289～300 m, 590～595 m, 400～523 m。在各个注浆段布置排孔, 截断各段高的水力联系, 同时针对出水点布孔堵水。
5.2 注浆压力
化学注浆的压力一般比较低, 注浆压力的选择应在混凝土井壁承受的安全范围之内, 根据混凝土井壁的强度和结构, 结合以往的施工经验, 本次注浆压力为4 MPa, 瞬间压力不超过5 MPa。
5.3 注浆孔布置和结构
各注浆段布置排孔时, 深浅交错, 深孔3 m, 浅孔2.5 m, 每排8个;其余的注浆孔针对出水点布置。注浆孔结构是:孔口管φ42 mm× (600～1 200 mm) +裸孔 (φ28 mm) , 配1.5″的高压阀。
5.4 注浆工艺
采用风锤开孔 (孔径φ42mm深600～1200mm) , 安装孔口管→安设高压球阀→用φ28 mm钻头穿过2″球阀破壁 (下简易套管) →抽钎关闭球阀连接混合器与注浆管路→开启注浆机进行压水→打开球阀→注入化学浆液→调整凝胶时间封孔或者用水泥水玻璃双液浆封孔→关闭球阀→换孔。具体流程如图1所示。
5.5 注浆材料
在总结一次、二次注浆经验的基础上, 本次使用水泥水玻璃浆材和中国矿业大学研制的脲醛树脂浆材, 在红层下部的砾层孔隙水使用脲醛树脂化学浆材, 为了节约费用, 在壁座等其它渗水部位, 使用水泥水玻璃浆材。脲醛树脂浆液并在现场进行了配比试验。本次注浆是双液注浆, 以脲醛树脂做主材, 作为甲液, 草酸溶液作为交联剂, 为乙液, 并把增塑、缓凝、增强的添加剂搅拌在甲液中。添加剂的主要作用是防止浆液凝固过快而出现固结过程析水收缩问题, 同时增加其强度和韧性。配比试验曲线如图2所示。
6 注浆效果
通过第三次注浆, 整个井筒的涌水量分别降至5.2 m3/h, 达到了设计的要求, 满足井筒继续施工条件。
7 结论
在建井过程中, 红层含水层容易造成水害, 应预防处理。红层涌水主要为孔隙水, 不适合用水泥等颗粒型注浆材料进行封堵, 脲醛树脂类浆液以其好的流动性、渗透性、封堵孔隙水效果明显。结果表明若遇到水泥浆液无法注入的岩层时, 也可以使用渗透性比较好的脲醛树脂化学浆液。
参考文献
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