碳酸盐储层（共9篇）
碳酸盐储层 篇1
1 引言
在油气斟探中, 碳酸盐岩储层因为具有油气储量大、产量高的特点, 成为不少油田企业非常重视的勘探项目。在鄂尔多斯盆地西缘奥陶系区域中, 主要为碳酸盐岩储层, 由于受到储层自身非均值等因素的影响对储层进行有效的评价和识别是比较困难的, 而这就使油气勘探的难度大大增加。在对鄂尔多斯盆地西缘奥陶系储层的开发研究上, 国内油气斟探开始的比较早, 但是斟探的程度很不均衡, 在斟探程度上总体比较低, 该研究区域储层类型多, 而且控制因素比较复杂, 区域差异性大, 本文主要对鄂尔多斯盆地西缘奥陶系碳酸盐储层的沉积相、储层特征和储层空间类型进行了研究。
2 沉积相分析
在沉积相的类型上, 研究区域主要有:局限海台地、开阔海台地、台地边缘浅滩以及斜坡和盆地等。
2.1 对于局限海台地
在鄂尔多斯盆地西缘地区, 主要发育潮坪亚相, 同时伴有蒸发岩相
对于潮坪沉积, 其主要的分布区域位于下奥陶统, 主要包括云坪、泥云坪以及藻云坪等。其中, 云坪的主要类型为晶粒白云岩, 其中泥-粉晶比较多, 以薄至中厚层为主;藻云坪则发育有多种类型的藻白云岩, 以中至厚层为主, 其结构由暗色的富蓝绿藻层和明亮的富碳酸屑层相间而构成。对于泥云坪, 其碳酸盐的颗粒主要为细小粉屑和生屑, 以中至薄层为主。
2.2 对于开阔海台相
主要的分布区域为下奥陶统, 处于斜坡相和局限海台地之间, 海水循环比较好
在浅水区域或近岸区域中, 主要沉积着颗粒灰岩, 泥灰岩、生物泥晶灰岩则沉积在远岸区域。黏土和陆源粉砂经常通过夹层的形式出现。
2.3 对于台地边缘浅滩相
主要位于开阔海台相边缘, 在马家沟组和平凉组都有一定分布, 具有很强的水动力条件, 属于浅水高能带
主要发育有泥质灰岩、泥晶颗粒灰岩和亮晶灰岩。主要颗粒的成分为砂屑和生屑, 成分发育成熟度高。并发育有各种规模槽状交错层理。
2.4 对于斜坡相
主要分布在平凉组, 位于开阔海台地的向海斜坡带, 岩石类型主要包括沙砾灰岩、泥质灰岩和泥粒灰岩
沉积物由多种碎屑组成的细粒岩层, 具有大型滑塌构造, 呈现为层状、前积层状或楔形。
2.5 对于盆地相
主要位于的区域为大陆坡以下的深海盆地, 分布于平凉组, 其主要的组成成分为不同的碎屑, 沉积物不具有稳定性。岩石的类型主要包括着砂屑灰岩、石灰岩以及沉积角砾岩等类型。
3 储层特征研究
在奥陶系碳酸盐岩储层中, 主要的岩石类型主要有白云岩和石灰岩两种。其中, 白云岩主要包括颗粒白云岩和结晶白云岩, 以结晶白云岩为主;石灰岩主要包括结晶灰岩和各种颗粒灰岩。通过对研究区域的碳酸盐薄片进行鉴定分析, 发现奥陶系地层的碳酸盐比较纯, 泥质含量比较低。通过对研究区域的碳酸盐岩做岩心孔渗分析后发现, 其孔隙度的主要范围为0.06%~24.11%, 渗透率的范围为0.26×10-3um2~50×10-3um2。从分布的区间来看, 孔隙度小于1%占样品总数的31.9%, 大于2%的占总数的50.65%, 这其中大于4%的占26.26%, 是天然气的主要储集区。在渗透率的分布区间来看, 渗透率分布以0.01~0.1×10-3um2为最多, 约占总数的31.9%, 而小于0.01×10-3um2的占23.63%, 处于0.1~1.0×10-3um2的占23.73%, 大于1.0×10-3um2的占19.67%, 可见, 碳酸盐岩的部分储层具有良好的孔渗性, 提供了良好的储集空间。
从层位分布来看, 不同层位碳酸盐储层的孔渗具有比较大的差异。在孔隙度方面, 马一、马二、马三段和平凉组的孔隙度大部分小于1%;四和马六段的孔隙度主要分布在2%~6%的范围内, 其中, 马四段的分布比较均匀, 马六段则较分散。马五段的物性比较差, 其孔隙度小于1%。在渗透率方面, 平凉组的渗透率最小, 其次为马一、马二、马三段, 最好的为马四和马六段, 尤其是马四段是该研究区天然气的主要储集空间。
4 储集空间的类型
该研究区域的储集空间类型主要有粒间孔、晶间孔、溶孔以及溶洞和裂缝。
粒间孔主要是位于碳酸盐岩颗粒之间的孔隙, 颗粒堆积比较紧密, 其在鄂尔多斯西缘奥陶系碳酸盐岩中非常不发育。晶间孔是本研究区较为发育的孔隙, 经研究发现, 西缘奥陶系白云岩中的晶间孔大多被粗粉晶白云石所填充, 有少部分是被含泥质细粉晶白云石所填充, 而且, 到了后期, 其又会被沥青所填充, 但是, 通过对铸体进行分析可以看出的是, 晶间孔并没有被完全充填, 分布均匀, 连通性也较好。溶蚀孔隙属于一种次生孔隙, 从铸体薄片中可分析出, 鄂尔多斯西缘奥陶系北部次生溶孔比较发育, 尤其是在细晶云岩和生物潜穴中, 次生溶孔的孔隙度大, 分布均匀, 属于优质储集层。对于溶洞和裂缝, 钻孔资料显示, 鄂尔多斯西缘奥陶系碳酸盐岩中存在着溶洞和裂缝, 通过在显微镜下观察到, 微裂缝包括两类, 一类主要发育于斜坡带上, 形成于碳酸盐沉积期间, 是碳酸盐岩沉积物受重力作用, 在沿斜坡向下滑塌的过程中受到拉张应力而形成的;另一类是受到区域构造应力的作用而形成的微裂缝。
综上所述, 在储集空间上, 鄂尔多斯西缘奥陶系碳酸盐储层主要以晶间孔、溶蚀孔隙以及晶间孔溶孔是其主要的储集空间, 其次则为微裂缝, 而粒间孔不发育, 为最差。从层位的角度来看, 马六、马五和马四的孔隙发育相对要比较早, 可以作为该研究区域的主要储集层。从分布地区的角度来看, 南部地区储层不发育, 定边-Li H1井-天池构造以北地区属于优质储层发育区。
5 结论
鄂尔多斯盆地西缘奥陶系地层发育有局限海台地、开阔海台地、台地边缘浅滩以及斜坡和盆地等沉积相带, 局限海台地发育有藻白云岩和白云岩, 有利于生成溶蚀次生孔隙, 台地边缘浅滩相属于浅水高能带, 原生孔隙发育, 属于有利的沉积相带。从储层物性上看, 马六和马四段的物性最好, 是该区最主要的天然气储层, 其次为马一、马二、马三段, 最差的为平凉组。
摘要：本文主要以鄂尔多斯盆地西缘奥陶系碳酸盐储层为研究对象, 该储层是在沉积环境、地质构造以及成岩作用的共同影响下形成的。本文主要研究了鄂尔多斯西缘奥陶系的沉积相特征、储层特征以及储集空间类型。
关键词：鄂尔多斯盆地,奥陶系,碳酸盐储层
参考文献
[1]周进高, 邓红婴.鄂尔多斯盆地奥陶系碳酸盐岩储层非均质性评价[J], 海相油气地质, 2003 (1) [1]周进高, 邓红婴.鄂尔多斯盆地奥陶系碳酸盐岩储层非均质性评价[J], 海相油气地质, 2003 (1)
[2]左智峰, 王少飞.陕甘宁盆地奥陶系白云岩成因及储集性能[J].甘肃地质, 1997 (1) [2]左智峰, 王少飞.陕甘宁盆地奥陶系白云岩成因及储集性能[J].甘肃地质, 1997 (1)
[3]王敏芳, 曾治平.鄂尔多斯盆地下奥陶统碳酸盐岩储层特性研究[J].重庆科技学院学报, 2004 (1) [3]王敏芳, 曾治平.鄂尔多斯盆地下奥陶统碳酸盐岩储层特性研究[J].重庆科技学院学报, 2004 (1)
碳酸盐储层 篇2
轮古西地区奥陶系碳酸盐岩储层特征研究
塔里木盆地轮古西地区奥陶系碳酸盐岩油气藏在很大程度上受岩溶型储层发育的控制,深入总结其储层特征及其控制因素,对油气勘探开发具有重要意义.为此从储层岩石学及储集性能等方面,对该区的奥陶系碳酸盐岩储层特征进行了阐述和分析,认为该区储层的基质孔渗极差,难以形成有利的储集空间,而次生孔隙(裂缝、溶蚀孔洞、洞穴等)构成了该区的主要储集空间,裂缝-孔洞型、洞穴型储集层较为发育,是最有勘探价值的`储集层.通过对构造演化特征和岩溶系统的分析,认为储层的原生孔隙和沉积相带是次生孔隙形成的基础条件,构造运动产生的裂缝是促进岩溶发育、控制储集体发育的关键因素,岩溶作用是控制储层发育的主要因素.
作 者：陶云光 TAO Yun-guang 作者单位：中国地质大学・武汉;中国石油勘探开发研究院西北分院,730020刊 名：天然气工业 ISTIC PKU英文刊名：NATURAL GAS INDUSTRY年，卷(期)：27(2)分类号：P61关键词：碳酸盐岩 储集层 特征 构造裂缝 岩溶 控制因素
碳酸盐储层 篇3
关键词：分频,碳酸盐岩,储层预测
地震勘探一直以来都是勘探石油天然气的主要手段, 然而根据地震理论, 其最大分辨率一直被限制在不低于四分之一个波长, 而一般在地下两三千米处, 地震波的波长往往都达到几十甚至上百米, 想要根据地震记录分辨出薄储层就成为了幻想。
不过, 分频技术的出现, 让地震的分辨率可以达到小于四分之一个波长。分频技术的思想就是根据不同厚度的地质体对不同频率的调谐作用不同, 因此根据不同的调谐频率也就对应着不同的调谐厚度。
1. 分频技术原理
分频技术利用离散傅氏变换 (DFT) 或最大熵谱方法 (MEM) 或小波变换, 将地震数据变换到频率域, 在频率域内通过调谐振幅的对应关系来研究储层的横向变化规律。调谐反射的振幅谱可以通过与局部岩体变化有关的谱带限模式来识别底层的时间厚度变化;其相位谱则可以检测地质体横向上的不连续性。
1.1 离散傅立叶变换
通过傅立叶变换, 将地震时间记录g (t) 变换到频率域为G (f) :
其离散数学表达式为:
其中:A (f) 是地震记录变换到频率k处的值;a (j) 是在样点j处的地震记录;N为时窗内的样点数;i为虚数。
然后计算出振幅谱和相位谱:
其中, Rea (A (k) ) 是指A (k) 的实部, Ima (A (k) ) 是指A (k) 的虚部。[1]
1.2 最大熵谱方法
熵是对信息量的一种量度, 熵越大, 信息量就越大, 同时还反映所描述的变量或随机过程的随机性越大。最大熵谱法根据已知数据的变化趋势将数据向两端之外延拓, 取其最不固定的形式, 使其熵达到最大。
递归求自相关函数的最大熵谱法等价于一个自回归模型。而地震数据x (t) 可用一个K阶自回归差分方程表示:
其中aK是自回归系数, |aK|<1, k=1, 2, …, K;e (t) 为预测误差, 是一白噪序列, 它的方差为δh2。
若把项看作预测误差滤波器, e (t) 看作滤波器输出, 则传输函数为:
可推出输出谱的表达式为:X (f) H (f) =P (f) 其功率谱为:
1.3 小波变换
小波变换和前两种方法相比, 没有时窗的要求, 因此可以避免信号的失真。小波变换具有多分辨率特性, 能随着频率成分的改变自动调整窗口形状, 满足不同频率信号的要求。
对小波基函数 (Ψσ, τ (t) σ, τ∈R) 进行平移 (τ) 和伸缩 (σ) , 得到f (t) 的基本小波Ψσ, τ (t) :
再将Ψσ, τ (t) 与f (t) 作内积, 得到f (t) 的小波变换FW (σ, τ) :
其中τ为时移因子;σ为尺度因子。τ和σ的联合作用可使时频窗覆盖整个相空间, 就相当于用一系列连续变化的短时傅立叶变换去分析f (t) 在时刻τ附近的频率成分, 对频率成分不同的f (t) 使用宽度不同的窗函数。[3]
2. 应用实例
研究区目的层为石炭系碳酸盐岩潜山基底Pz, 根据录井及取芯分析, 岩性主要为泥晶—颗粒灰岩、白云质灰岩, 孔洞裂缝较为发育, 为低-中孔的孔隙—裂缝型储层。
对于这种空隙—裂缝型目的层, 采用40ms的时窗对目的层进行分频处理, 得到15Hz振幅调谐图。红色代表着对15Hz反应强烈的调谐振幅, 绿色部分表示比较弱的调谐振幅.有两口井打在了调谐振幅强烈的区域, 分别是kolz-56, kolz-51, 从这两口井的单井测井曲线上进行分析, 均呈现出箱型或漏斗形曲线, 中低GR、高DT、低密度的特征。图1, 图2分别是kolz-56, kolz-51的测井曲线图。因此, 这两口井被认为是打在了溶洞上, 而分频调谐图上的红色部分被认为是缝洞的平面分布范围。
结论
分频技术充分挖掘了地震数据预测储层的潜能, 从频率域上对地震数据进行解释, 摆脱了地震分辨率不高于四分之一波长的限制。它是进行储层预测的有效手段, 能对非均质性极强的碳酸盐岩缝洞型储层的空间及平面分布进行预测, 在本研究区中通过井点的验证, 洞缝储层的反应是调谐振幅强烈的区域, 从而解决了该地区储层边界横向分布规律的难题, 储层预测的精度得到了提高。
参考文献
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[3]马志霞, 孙赞东.Gabor-Morlet小波变换分频技术及其在碳酸盐岩储层预测中的应用[J].石油物探, 2010, 49 (1) :42～45.
[4]毕俊凤, 刘书会, 陈学国等.分频解释技术在106地区馆上段河道砂体描述中的应用[J].油气地质与采收率, 2003, 10 (5) :38～40.
[5]朱庆荣, 张越迁, 于兴河等.分频解释技术在表征储层中的应用[J].矿物岩石, 2003, 23 (3) :104～108.
碳酸盐储层 篇4
介绍了利用FMI/XRMI在碳酸盐岩水平井中识别裂缝的原则.对解释的裂缝产状进行了后续处理与分析,开展了裂缝与井眼关系综合解释方法研究.探讨了通过求取裂缝在闭合方位面上投影斜率和求取裂缝在水平面上投影来确定裂缝与井眼的`位置关系的方法.将该方法应用于塔里木盆地Ma-A水平井,对该井裂缝发育情况作了综合解释,使得该井分段酸压裂成功进行,提高了储层采收率,同时也为评价井眼钻遇裂缝的效率提供了基础图件及数据.
作 者：吴兴能 肖承文 信毅 韩能润 徐俊博 作者单位：吴兴能,肖承文,徐俊博(中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院,新疆,库尔勒,841000)
信毅(中国石油塔里木油田分公司西气东输事业部,新疆,库尔勒,841000)
韩能润(中国石油新疆石油管理局测井公司,新疆,克拉玛依,834000)
碳酸盐储层 篇5
碳酸盐岩储层有几个特点:1、岩石为生物、化学、机械综合成因, 其中化学成因其主导作用。掩饰性质活泼、脆性大。2、以海相沉积为主, 沉积微相控制储层发育。3、成岩作用和成岩后生作用严格控制储集空间发育和储集类型形式。4、断裂、溶蚀和白云化作用是形成次生储集空间的主要作用。5、次生储集空间大小悬殊, 复杂多变。6、储层非均质程度高。
1 在录井现场对碳酸盐岩储层的判别主要有三个方面
1.1 地震时间偏移剖面的预测 (如图1、2)
地震剖面上来说:碳酸盐岩地区的资料上能看到很多“糖葫芦”的特征。碳酸盐岩储层一般较厚, 多发育裂缝、溶洞等次生孔隙空间, 空间非均质性比较强。碳酸盐对成岩作用具有很强的敏感性。碳酸盐岩储层储集空间有孔洞缝及其组合, 原生孔隙度不高但往往渗透率很大, 油气分布非均一性强。所以根据地震时间偏移剖面的预测能有效地为现场录井工作人员做出层位深度的大致判断。
1.2 现场地质岩屑和碳酸盐分析仪资料
碳酸盐岩是由方解石、白云石等碳酸盐矿物组成的沉积岩。以方解石为主的岩石称为石灰岩, 以白云石为主的岩石称为白云岩。现代碳酸盐沉积物中还常常包含有:高镁方解石、文石、原白云石等。非碳酸盐的自生矿物常见的有:石膏、硬石膏、重晶石、天青石、岩盐、钾镁盐矿物等;常见的陆源碎屑矿物有:石英、长石碎屑、粘土矿物和少量重矿物。这些陆源碎屑矿物均不溶于盐酸, 通常称之酸不溶物。酸盐岩的基本结构组分有:颗粒、微晶基质、亮晶胶结物和生物骨架。颗粒的类型有鲕粒、球粒、生物屑等。微晶基质在现代碳酸盐沉积物中称为灰泥。所以我们在碳酸盐不纯的情况下现场一般描述为泥灰岩或灰质泥岩。亮晶方解石胶结物为直径大于0.01mm的方解石晶体。显微镜下亮晶为干净透明的晶粒, 它是化学沉淀形成的。常充填于颗粒的孔隙中, 作为胶结物把颗粒胶结起来。
地质现场根据碳酸盐岩储层由于主要有方解石或白云石组成, 一般在岩屑返出井口清洗干净以后, 按照碳酸盐岩的物理特征来找岩屑颗粒。另外现场一般用滴酸的办法, 根据滴酸反应强度及反应后的结果来分析判断碳酸盐岩的纯度。
由于录井技术的发展现场另一种判断碳酸盐岩含量的方法就是碳酸盐岩定量分析仪, 它也可以根据岩屑中碳酸盐岩的含量自动分析数据及分析图。现场人员根据所得数据制作成图对目前层位进行判断。 (如图3)
1.3 测井资料的解释及应用
测井资料在现场应用比较麻烦: (1) 碳酸盐岩储集类型多, 测井响应特征变化大, 不易掌握; (2) 储层非均质性强, 特别是裂缝型、洞穴型储层, 测井响应与储层物性好坏的对应关系变差; (3) 真假储层的测井响应特征相似, 稍微的疏忽或测井信息不足, 都会造成错划或漏划储层。 (如图4)
根据测井资料对碳酸盐岩储层划分一般有几个步骤:
(1) 鉴别岩性, 去掉明显的非储集层段⑴致密层:电阻率值高, 视孔隙度低值自然伽马低值⑵高含泥质层:高GR⑶炭质层:低GR、DEN, 高CNL、AC、RT。⑷非均质岩石构造:结合区域地质分布规律, 应用各种测井信息综合判别。 (2) 寻找具有一定孔隙度且电阻率相对降低的层段。 (3) 寻找裂缝发育的层段:通常根据双侧向测井的幅度和差异、声波波形和变密度形态特征、裂缝识别测井方法等综合分析划分裂缝发育段。1) 双侧向测井响应实验和数字模拟结果表明:裂缝的产状与深、浅双侧向的“差异”有着直接关系。高角度 (一般75°以上) 裂缝:双侧向呈“正差异”;低角度 (一般60°以下) 裂缝:双侧向呈“负差异”;裂缝越发育 (裂缝张开度、裂缝密度、裂缝孔隙度、裂缝径向延伸深度越大) , 双侧向测井电阻率比基质岩石电阻率下降幅度也越大。2) 微侧向或微球聚焦测井响应特征在裂缝发育段:将在双侧向测井电阻率背景上发生上下起伏变化;在致密岩层段:微侧向或微球聚焦测井曲线的起伏变化则基本与双侧向曲线一致。在泥岩层段:微侧向或微球聚焦测井曲线在低电阻率背景上发生起伏变化。3) 声波测井响应特征纵波速度 (或时差) 对高角度裂缝基本没有响应;但对低角度裂缝有响应, 其响应特征是时差曲线出现局部增高, 甚至发生跳波。纵、横波声波能量在高角度裂缝发育段基本不衰减, 在低角度裂缝发育段有一定衰减。
2 结论
现场录井人员根据以上三个方面用物探地震资料预测碳酸盐岩储层深度, 现场用录取的地质实物资料进行认真观察, 对比邻井资料争取卡准碳酸盐岩储层深度, 最后用测井现场资料进行验证并及时划分碳酸盐岩储层, 为下一步开发打好基础。
摘要：对录井现场的碳酸盐岩储层的识别, 并结合地震资料、现场录井资料、现场测井资料三个方面, 综合分析判断。
碳酸盐储层 篇6
油田发现于1974年的勘探2井, 这口井钻探于地震资料所圈定的背斜南部。工业性油气流产自于古生代地层最上部的碳酸盐储层——“M”层。该发现在当时引起轰动, 首次表明了西西伯利亚基岩具有产油潜力。后来的几年里, 在东南部盆地发现一系列早侏罗纪储层的中小型规模油田。在所有的这些油田中, 油都来自于碳酸盐岩基岩和风化壳。通过对西西伯利亚地区东南部早侏罗纪储层的进一步研究表明生产潜能主要来自于石灰岩地层, 这主要是受二次作用的影响, 例如:白云石化作用、溶蚀作用和断裂作用。
初期研究发现, 该油田先后钻探了19口井, 其中8口获得工业性油气流。岩心分析和测井分析的结果表明生产层位——“M”层是一个复杂的多孔洞型裂缝储层。当前裂缝的张开程度是一个关键因素, 决定着井的产油能力。
2 主要内容
油田的基岩绝大部分由古生代碳酸盐岩组成, 其中碳酸盐岩里包含硅质碎屑岩和火山岩。所有的构造研究表明, Mezhov arch地区发育着一个不规则形状的延伸背斜, 三维地震资料解释表明基岩地层含有大量的近乎垂直的断层 (图1) , 这些断层很少出现在侏罗纪时期的顶部地层Tyumen构造中。
储层岩石物性主要集中在基岩的上部, 上面被侏罗纪泥岩或者致密的风化壳覆盖。储层岩性主要为石灰岩和白云岩, 绝大部分由最初的有机颗粒组成, 包括孔虫、珊瑚虫残骸、藻类等。所有的岩石都经受了很强的重结晶, 导致岩石最初的孔隙度变差。岩心的直接观察显示存在多孔洞间隙, 单个溶洞的尺寸从2～3 mm到2 cm, 这也表明岩石存在天然裂缝, 绝大多数的裂缝是闭合的 (都被方解石和泥质矿物充填) 。但是根据井的岩心的描述, 有些张开的裂缝其间距达到2 mm。
对孔洞和裂缝性储层的特征描述常见的问题是采用标准的测井解释方法 (一般应用于俄罗斯的孔隙性储层) 不能在井中鉴别储层间隙和对其进行定量估算。在地质模型的构建中, 井距次生物的数量是一个很复杂的问题。
本文所提到的跨学科的综合方法和新工艺的应用能够解决以上问题, 并能针对该油田建立一个高质量的地质模型。
3 地质模型
在多学科研究方法的基础上建立地质模型, 要遵循以下步骤:
◇ 构造分析 (构造类型的确定, 图2)
◇ 利用BKZ测井处理技术进行测井解释
◇ 高分辨率的物性反演和地震资料的光谱成像
◇ 基质物性模型的建立
◇ 裂缝模型的建立
以上步骤可简化成一个总体工作流程, 见图3。
4 裂缝模型研究方法
为了模拟天然裂缝的分布, 采用连续裂缝模拟 (CFM) 方法。这种框架需要多学科的工作, 在地层多孔网格中, 利用多种有效的裂缝在井中显示, 同时提供一个框架, 在此框架中地质或者地质力学指示器结合油田地震测量, 定量模拟天然裂缝的影响。由一系列的人工智能工具组成的这种相互结合的方法能够灵活地处理复杂的裂缝储层。
在地层介质中, 构造、岩性、地层厚度、物性、断层和其他一些地质因素影响着裂缝发育强度。这些因素在井间作为裂缝的传感器控制着天然裂缝的分布。另一方面, 油井资料解释出的裂缝直观信息被称为“裂缝指示器”。如果裂缝指示器和传感器之间存在函数关系, 就可用来计算井与井之间的裂缝。这种方法是CFM测井方法的核心技术, 包括以下三个步骤。
(1) 划分当前所有驱动方式的等级, 利用一种模糊的神经网络评价每一个驱动方式对每一层裂缝的影响 (图4) 。因此, 地质学家和油藏工程师就能够确认影响裂缝的主要驱动方式。
(2) 利用神经网络建立一套随机模型, 试图建立驱动方式与裂缝发育程度潜在的复杂关系, 利用现有的数据可以完成神经网络的试验和测试。
(3) 通过大量的随机模型来检验裂缝累积分布函数, 从而对不确定因素进行分析。
按照以上三个步骤, 这种软件能够很好地预测三维裂缝的分布及其在未钻层位的潜在不确定性。
5 模型建立
建立裂缝分布模型需采用以下数据:①井中裂缝层段的测井解释;②构造模型 (包括地层和断层) ;③物性和岩性模型;④地震属性。
除了裂缝的定量化分布和方位角等以外, 从BKZ测井和流体性质的不断变化能够得到井中裂缝层段。裂缝分布主要集中在模型单元, 生产曲线被称作相对裂缝指数 (CRI) 曲线, 可充当裂缝指示器。影响裂缝的主要因素包括变形强度、距断层的距离、物性、白云岩的含量和其他一些因素。
通过分级的方法反复地选择最主要的相关关系。有超出39种原始的关系, 其中有27种被用来最终分级, 一旦神经网络发现裂缝密度和这种变量之间的关系, 就可以用来预测每个模型单元中的裂缝密度 (图5) 。这种方法利用了一种随机模型, 这种模型通过试验和测试数据又产生了大量的模型, 50种随机模型的实现, 其中的3种作为预测的基础, 以便对上面的情况逐一预测。一旦确定了裂缝的分布, 就会进行一系列的相关分析, 以发现更高产油潜力地区 (图6) 。
6 结果分析
应用模型中裂缝分布的结果来确定新井的井位, 除了可获得新的地质信息, 新井可以钻遇高质量的储层, 从而成为一个高产井。新井位于油田的南部, 是近20年来该地区钻探的第一口井。
刚钻到基层的顶部就发生了大量的泥浆漏失, 表明该层位发育大量的裂缝和溶洞。钻井结束后可以获得90%的岩心, 并完成FMS微成像测井。
岩心分析结果和FMS测井解释表明存在两个走向不同的裂缝体系 (第一个角度小, 第二个几乎垂直) 。尽管第一个裂缝体系被泥岩矿物充填几乎封闭, 然而第二个裂缝体系仍然含有大量的张开裂缝。FMS测井也显示在充填有黏土矿物的测井层段中部发育着很大的溶洞 (大约1 m) 。
通过对比发现, FMS测井解释的裂缝同模型预测具有很好的一致性。事实上, 具有高、中、低裂缝发育的层段基本位于同一层位, 最终的生产结果表明, 较好的储层物性使得该井成为此油田最好的生产井之一。
钻井结果表明, 复杂的综合分析方法的运用, 可以很好地表征和模拟裂缝储层, 同时也证明了在类似油田中具有实践意义。
7 结论
◇ 油田钻井结果证明多学科的工作方法能够很好地解释复杂的裂缝储层特征;
◇ 在没有成像测井直接计算裂缝的情况下, BKZ测井可提供可靠的裂缝计算数据;
◇ 衍生的地震属性被大量应用于后续的地质概况和裂缝模拟步骤中, 以确保模型建立的稳定性;
◇ 有效的地质模拟程序能够迅速地产生大量的地质模型, 但这些模型受不同的软件信息的限制;
◇ 证实了在应用地球物理、地质和生产数据建立裂缝模型时裂缝模拟程序的灵活性。
碳酸盐储层 篇7
关键词：塔中,缝洞型碳酸盐岩,连通性,试井,注水,开发对策
塔中古隆起是塔里木盆地大型油气富集区之一,海相碳酸盐岩礁滩复合体、内幕不整合及深层白云岩是主要勘探开发阵地[1]。该区礁滩体主体部位及断裂附近,靠断裂形成次生裂缝和岩溶作用形成孔隙储存油气,礁滩体大小规模不同,构造断裂运动复杂,储层非均质性极强,储集空间复杂[2—4]。多缝洞多渗流单元复合油藏在生产中呈现出单井产能、含水变化多样特征[5—7]。开发关键在于油气藏储层特征和流体分布规律研究,并分析井间储层连通性及流体流动通道,进一步划分开发单元,制定合理开发技术对策[8,9]。
前人在缝洞型碳酸盐岩井间连通性分析研究上,已取得了一系列成果,形成了压力趋势法、生产干扰特征分析、流体性质对比和干扰试井、示踪剂等间接和直接的判定方法[10]。对于复杂缝洞型碳酸盐岩而言,在储层连通性分析及流动单元划分上,仍值得进一步研究。通过常规井间连通性分析方法,结合储层反演和缝洞雕刻等静态地质特征,与现代产量递减分析、解析试井和数值试井等动态分析方法相融合,修正同一连通储层边界范围,动静态结合精细划分流动单元,描述储层连通特征[11]。并应用到注水措施中,取得良好效果。为缝洞型碳酸盐岩高效开发提供基础理论依据。
1 缝洞型碳酸盐岩井间连通性分析
井间连通性判断,分为间接和直接方法。间接方法包括: 构造成藏特征类比、压力趋势、生产干扰特征分析、流体性质对比、酸化压裂后储层压力特征,直接方法包括: 干扰试井、示踪剂监测[12—15]。
1. 1 构造成藏特征类比
塔中地区奥陶系油气藏为三期成藏过程: 第一期为加里东晚期成藏,油气来源于寒武系-下奥陶统烃源岩,早海西期构造抬升造成油气藏大范围破坏;第二期为晚海西期成藏,油气来源于中上奥陶统烃源岩; 第三期为晚喜山期,深层寒武系原油裂解气形成,沿深大断裂向奥陶系充注,对油气藏进行气洗改造,从而形成凝析气藏。
塔中I号断裂带及其派生的走滑断裂为晚期天然气充注通道,断裂附近储集体及圈闭形成良好油气保存条件。远离走滑断裂的油气藏,受气侵作用弱,以油藏或挥发性油藏为主。因此受多期成藏及走滑断裂影响,储层形成空间叠置连片特大型油气藏,同一成藏期次或同一走滑断裂改造影响下为储层连通性创造有利条件。
1. 2 压力趋势
根据“压降漏斗”理想化原理,油气藏在开发过程中,当压力波及到整个边界,压降达到拟稳态后,储层内部各处压降趋于定值,压降只与时间有关,与位置无关。
当多口井处于同一个压力系统内( 互为连通井组) 正常生产时,各井井底流压下降趋势基本保持一致,即压降基本保持一致。
1. 3 生产干扰特征
同一压力系统下井组正常生产时,当其中某口井改变工作制度,势必造成储层内部压力场重新分布,从而影响其余井压力、产量。原理与干扰试井类似,故又称之为类干扰试井。
1. 4 流体性质对比
油气藏内流体非均质性特征可作为判断连通性重要依据。油气藏相互连通时,流体混合作用可部分或完全消除油气在运移成藏过程中造成的组分差异。而油气藏之间相互不连通,由于油源差异、生物降解和后期成藏条件下温度压力影响,流体非均质性将长期保存。故各井流体性质、高压物性特征可作为判断油气藏内部横向及纵向连通性依据之一。
1. 5 酸压后储层压力
酸化压裂为缝洞型碳酸盐岩储层改造重要工艺。通过酸化压裂注入地层总液量大小与停泵后测压降时泵压大小相比较,可反映缝洞体规模特征[16,17]。酸压人工裂缝有效沟通极大天然缝洞体时,往往停泵后测压降泵压低。而储层天然缝洞不发育,储层偏干,人工裂缝也未能有效沟通天然缝洞,酸化压裂过程泵压持续较高,井底附近泄压不畅,存在憋压,停泵后泵压较大。
当某口新完井酸化压裂后停泵测压降,停泵后井筒流体几乎不再流动,管柱内流体摩阻可忽略,此时井底压力可等效为井筒内流体液柱压力加井口泵压。即可折算此时井底压力,当某口井酸压后折算井底压力远小于区块原始地层压力时,说明地层能量亏空,缝洞体内流体已被采出。分析该亏空井周围邻井,判断与哪口井连通,此方法可作为井间连通性判断依据之一。
1. 6 干扰试井
干扰试井一般以一口井为激动井,通过改变激动井工作制度,在地层内造成压力变化,形成干扰信号。并在观测井井底投放高精度电子压力计,测试压力变化,用以判断激动井与观测井之间连通性[18]。
1. 7 示踪剂监测
向井内注入示踪井,并对观测井进行取样,分析化验样品内示踪剂含量,从而判断井间连通特征。示踪剂包括: ( 1 ) 化学示踪剂。易溶无机盐,如SCN-、CL-、Br-、I-、NO3-等作为水示踪剂; ( 2) 放射性同位素。含氚化合物,如氚水(3HHO) 、氚化氢(3HH) 、氚化庚烷(3HC7H15) 等,可用作水示踪剂、油示踪剂、气示踪剂或油水分配示踪剂; ( 3) 稳定性同位素示踪剂。无放射性同位素,如12C、13C、15N、18O、Gd( 含157Gd、155Gd、152Gd) 等。( 4 ) 微量物质示踪剂。包含各类荧光物质、稀土元素、微量离子等,取样并利用电感耦合等离子质谱对样品进行分析,从而判断井间连通性[19]。
2 连通储层边界划分
2. 1 技术思路
针对缝洞型碳酸盐岩“一井一藏”地质特征,进行储层连通性分析和开发单元划分,首先进行井间连通性分析,判断油气藏为单井单元或多井单元,再利用压力恢复不稳定试井判断油气藏边界、生产数据试井分析动储量及泄流面积,结合地震反演储层预测及缝洞雕刻等静态地质特征并相互约束,再利用数值试井划分连通储层进行动态拟合验证。当拟合效果较好时,则认为划分连通储层边界可靠,当拟合效果不佳时,重新结合储层预测及缝洞雕刻刻画边界并调整相关储层参数( 流度比M、分散比D) ,直至拟合效果良好。动静态结合进而精细刻画连通储层边界,合理划分开发技术单元。总体技术思路流程如下( 图1) 。
2. 2 实例分析
JYb井所在缝洞带发育挤压性质北东向走滑断裂控制的断背斜,井点位于受北东向走滑断裂控制的局部构造高部位,圈闭面积较小,幅度较低。储层处于奥陶系碳酸盐岩层间岩溶发育区,位于为良里塔格组台缘区。一间房组-鹰山组层间岩溶储层受北东、北西向走滑断裂控制,岩溶储层受断裂叠加改造作用明显。在过JYb井大型缝洞集合体叠前深度偏移地震剖面上可见,一间房组顶面附近表现为“串珠群”地震响应特征,井区内沿北东向走滑断裂串珠密集发育。
该大型缝洞集合体内JYa井于2013 年6 月12日投产,截至JYb井完井时已累产油15 799 t、气940 × 104m3、水43 t,两井相距1 650 m。
钻井过程中JYb井未发生漏失放空,测井解释Ⅱ类裂缝孔洞型油层8 m /1 层,孔隙度4. 3% ;Ⅲ类孔洞型储层32. 5 m /3 层,孔隙度0. 1% ~1. 2 % 。投产前进行酸化压裂改造,累计注入地层358 m3,酸压过程排量不变,泵压大幅降低,停泵测压降泵压为0。利用Fracpro PT酸化压裂分析软件,模拟酸压过程井底压力变化过程,在注入地层25 方液左右时,井底压力大幅降低( 幅度30MPa) ,人工裂缝有效沟通天然缝洞体,模拟得到酸压后停泵初始井底压力为67. 2 MPa( 井底垂深7004 m) ,折算压力系数仅0. 98 ( 图2 ) 。而该缝洞带JYa井初始地层压力系数为1. 11,说明JYb井储层属于低压异常。酸压后开井放喷求产不出液,储层能量存在亏空。
JYa与JYb井地震剖面上处于同一大型缝洞集合体,平面上储层反演预测,储层延断裂展布,静态地质特征反应两井具有连通可能( 图3) 。
JYa井投产后进行压力恢复试井测试,双对数曲线反应该井为典型条带状储层特征,选择: 井储+表皮+ 视均质储层+ U型条带状边界模型进行拟合分析,拟合效果良好( 图4) 。得到地层系数25 800 ×10- 3μm2·m、渗透率1 200 × 10- 3μm2、表皮系数- 4. 25、初始地层压力系数1. 15,三条边界距离789、1 744、1 680 m,边界特征反映储层为类似于延南北向断裂展布的条带状特征,且边界距离已大于两井距离1 650 m,两井存在连通可能。
对JYa井进行生产数据试井分析,利用Log-Log及Blasingme曲线拟合分析,得到原油动态储量43. 9 × 104t,等效泄流半径764 m,等效泄流面积达到1. 73 km2。
根据平面均方根振幅属性地震反演储层预测,利用数值试井刻画储层边界,并结合缝洞雕刻划分出不同渗流区域( 图5) ,并将解析试井得到部分储层参数移植到数值试井中,反复调整储层边界及反映各渗流区域特征参数,主要参数包括流度比M反映各渗流区域渗透率特征[式( 1) ]、分散比D反映各渗流区域压力传导能力[式( 2) ]、储能比反映各渗流区域动态储量大小[式( 3) ],从而使双对数曲线拟合良好,并利用全压力历史拟合验证( 图6) 。最终划分连通储层边界范围,并评价不同渗流区域储层渗流特征。得到: 内区地层系数25 600 × 10- 3μm2·m、动储量23. 1 × 104t,通道1 渗透率980 ×10- 3μm2、动储量2. 3 × 104t,通道2 渗透率1 520 ×10- 3μm2、动储量7. 6 × 104t,通道3 渗透率760 ×10- 3μm2、动储量1. 5 × 104t,JYb井所处缝洞2 渗透率11 001 × 10- 3μm2、动储量8. 6 × 104t,外区渗透率12 × 10- 3μm2、动储量0. 8 × 104t。
式中,M为流度比; D为分散比; ω 为储能比; K为渗透率( μm2) ; h为储层有效厚度( m) ; Kh为地层系数( μm2·m) ; μ 为地下原油黏度( m Pa·s) ; ф 为孔隙度; Ct为地层综合压缩系数( 1 /MPa) 。
动静态结合精细刻画了JYa与JYb井组储层连通边界范围,并评价储层展布特征及不同渗流区域渗流特征和储量分布情况。后期可建议对JYb井注水,进行井组开发。
3 注水开发
3. 1 单井替油
ZG1 井位于塔中Ⅰ号坡折带中古16 号上奥陶统岩性圈闭,地震反射单串珠状特征,挥发性油藏。钻井过程中出现多处放空、溢流、漏失,累计漏失钻井液3 220. 14 m3,良好钻遇天然缝洞体。该井周边未部署井,为独立的流动单元。生产数据试井分析该井定容特征明显,Blasingme曲线拟合得到油动态储量21. 96 × 104t,等效泄流半径490 m,等效泄流面积0. 75 km2。该井2008 年9 月23 日投产自2010年3 月22 日停喷,累产油2. 27 × 104t,基本不产水。考虑到地下亏空体积大约5. 85 × 104m3,首轮第一次注水20 014 m3、焖井103 d,第二次注水20 015m3、焖井14 d,开井生产油压15 MPa,开井一周内平均日产油105. 17 t、不含水。首轮共计注水40 029m3,开井生产累产油6 880. 29 t、累产水3 823. 61m3,注水替油效果较好,吨油耗水率0. 55 m3/ t。第二轮注水20 062 m3、焖井21 d,开井生产累产油1 890. 11 t、累产水3 774. 08 m3,吨油耗水率2. 00m3/ t。第三轮注水9 936 m3、焖井17 d,开井生产高含水,含水率达90% ,累产油459. 53 t、累产水2 956. 73 m3,吨油耗水率6. 43 m3/ t。第四轮注水8 301 m3、焖井80 d,开井生产高含水,含水率达90% ,累产油1 811. 41 t、累产水9 872. 29 m3,吨油耗水率5. 45 m3/ t。多轮次注水替油,吨油耗水率逐渐变大( 每产出一吨油所产出水逐渐增多) ,反应缝洞体内油水界面逐渐抬升,注水开发后期效果逐渐变差。
ZG2 井位于塔中北斜坡塔中10 号带,钻探奥陶系鹰山组岩溶风化壳,地震剖面为串珠状强反射特征,钻井过程井漏失返,累计漏失钻井液125. 34m3。该井周边未部署井,为独立的流动单元,高含凝析油凝析气藏( 凝析油含量710 g /m3) 。投产前进行压力恢复不稳定试井测试,双对数曲线反映储层为典型内好外差复合型特征,选择: 井储+ 表皮+径向复合型储层+ 无限大边界模型拟合分析,得到表皮系数0. 51、内区地层系数48 × 10- 3μm2·m、内区渗透率3. 78 × 10- 3μm2、复合半径72 m、外区渗透率0. 75 × 10- 3μm2,外区储层渗流能力极差,近似于定容封闭型缝洞体。注水前累产油1. 26 × 104t、累产水0. 66 × 104m3、累产气0. 11 × 108m3,地下亏空体积约12. 96 × 104m3。多轮注水累注5 454 m3( 费用15. 9 万元) ,累计增油2 576 t、累计增气85 ×104m3,注水创造收益1 216 万元,经济效益可观。实践充分证明了缝洞型碳酸盐岩凝析气藏注水开发是可行的。
3. 2 井组驱油
TZ1 井位于塔中 Ⅰ号坡折带塔中62 号上奥陶统岩性圈闭,总体表现为北西-南东向线状背斜形态。地震剖面为串珠状特征,凝析气藏。该井钻井过程揭开奥陶系良里塔格组颗粒灰岩后出现多次漏失( 漏速度达2. 1 ~ 12. 1 m3/ h) ,累计漏失钻井液1 140 m3,良好钻遇天然缝洞体。完井后试油求产5mm油嘴油压36 MPa、日产油29. 28 t、日产气220 410 m3、不产水,于2006 年4 月6 日正式投产。
TZ2H井为TZ1 井东南边一口水平井,井轨迹与伴生断裂方向一致,距伴生断裂10 ~ 35 m,井底位置距离TZ1 井约450 m ( 图7) 。储层空间主要为礁滩体溶蚀缝洞,地震剖面表现为串珠状强反射特征。钻井过程出现井漏,漏失4. 1 m3( 漏速1. 1 m3/h) 。2009 年4 月22 日完井,采用遇油膨胀封隔器+ 压裂滑套分6 段酸压改造,井底段酸压时出现明显沟通天然缝洞特征,酸压后停泵测泵压降,将初始泵压折算为井底压力,其值低于同深度估算地层压力,呈现低压异常,储层存在亏空,怀疑井底段位置储层与邻井TZ1 储层存在连通,储层反演预测分析两井储层位于同一礁滩复合体中,呈北北西-南南东向展布,具有连通可能。
利用生产数据试井Log-Log曲线拟合分析( 图8) ,曲线反应TZ2H井为多储集体供液特征,并得到凝析气藏干气动态储量3. 77 × 108m3、等效泄流半径632 m,等效泄流面积达到1. 25 km2。而TZ2H井周缝洞雕刻面积仅0. 55 km2,说明井控范围远不止井周缝洞雕刻区域,可能已波及到TZ1 井,两井存在连通可能。
根据储层预测构建TZ1 和TZ2H井组数值试井平面属性模型,反复调整相关参数及边界距离,最终达到双对数曲线及生产全程压力历史拟合良好,从动态上验证了两井储层连通范围。并得到不同渗流区域储层渗流特征及储量分布特征( 图9) 。
结合两井构造特征( TZ1 井位于构造低部位) ,进行低注高采,TZ1 井停喷后累计注水90 006 m3,费用270 万元。TZ2H累计增油3 123 t、增气47 ×104m3,产出1 253 万元,经济效益明显。同时考虑到该井组储层连通范围大,区域内不再布井。
4 结论
( 1) 通过井间连通性分析划分单井单元或多井单元; 再结合地震反演储层预测、缝洞雕刻大致判断储层可能连通范围; 利用不稳定试井和生产数据试井分析储层渗流特征、内外区边界距离和等效泄流面积、动态储量; 与静态地质特征相结合划分连通储层边界范围,构建数值试井平面属性模型进行动态拟合验证,调整相关参数、边界范围,达到双对数曲线及压力历史曲线拟合良好; 最终动静态相结合准确分析缝洞型碳酸盐岩连通储层边界范围。
碳酸盐储层 篇8
1 储层分类及特征
四川盆地某气藏碳酸盐岩储层取心段裂缝较发育, 单井岩心储层段平均孔隙度在3.35%~5.83%之间, 渗透率在0.008~4.65m D之间, 总平均孔隙度为4.30%, 平均渗透率0.75m D, 且储层段岩心全直径孔隙和渗透率均大于小柱塞样。储层基质总体具有低渗特征, 由于微裂缝的发育, 极大地改善了储层整体渗透性。储层地质分类如表1所示
2 解堵酸化工艺技术研究
2.1 分层转向酸化工艺技术
分层转向酸化技术包括物理转向和化学转向, 其中物理转向是通过酸液中的纤维或可溶性暂堵球, 调整地下层间进酸量, 达到均匀布酸的目的;化学转向则是依靠酸液体系自身的特性, 改变酸液性能 (例如增粘) 来达到转向的目的。其中水平井或大斜度井在射孔和衬管完井条件下, 比较适应纤维转向和暂堵球等物理转向技术, 若配合复合转向酸, 能取得更好的均匀布酸效果, 达到储层充分解堵的目的。
2.2 降滤失酸化工艺技术
降滤失酸化工艺是指通过降滤失剂或物理材料的使用, 防止酸液快速滤失到储层, 增加酸液有效作用距离的酸液滤失控制技术, 其中以纤维降滤失技术最为有效。针对不同开度的裂缝需要开展纤维尺寸、纤维浓度的优化分析, 实验表明在适当减小纤维段塞的压差情况下, 降滤失程度得到大大提升。
2.3 网络裂缝酸化工艺技术
对于碳酸盐岩储层的裂缝相对发育的特征, 提出充分利用酸液溶蚀反应以及酸液滤失的技术思路, 以解除“非径向、网络状”污染带为目标, 以高排量低摩阻降阻酸为改造液体体系, 在净压力作用下, 撑开天然裂缝, 使酸液沿裂缝滤失深入储层 (如图2) , 依靠其高反应活性溶蚀裂缝中的外来污染物和原生、次生充填矿物, 在地层中建立起若干条具有相当导流能力的网状流动通道[3,4]。其技术特点主要有: (1) 酸液规模大, 为了保证酸液有效作用距离足够长, 就要大大提高用酸量, 使其能到达天然裂缝远端。 (2) 裂缝网络酸压工艺推荐采用变排量施工, 前置酸采用较低排量, 使之充分尽量与污染带发生反应;主体酸采用较大排量, 可增加酸作用距离, 确保非径向注酸。
3 储层分类酸化工艺选择及实例应用
根据前述分析可知, 需要对不同储层分类采取针对性的酸化解堵方案, 以到达产能最大化。
3.1 储层分类酸化工艺选择
因此, 以目标储层的地质和物性特征为背景, 结合目标储层改造前的评估结果, 提出了适合于该气藏的酸压改造工艺技术, 目标储层酸压工艺类型推荐结果如表2所示。
3.2 实例应用
2015年对该气藏某井进行射孔完井, 采用暂堵球+转向酸分层转向技术, 施工过程显示, 转向酸暂堵压力5.6MPa, 暂堵球暂堵压力4.1MPa (如图3) , 酸压前初测产气量137.4×104m3/d, 酸压后测试产量263.5×104m3/d。证明了储层分类酸化工艺技术选择的正确性和必要性。
4 结语
(1) 四川盆地海相碳酸盐岩储层钻完井过程中微裂缝的泥浆侵入往往造成严重的储层伤害, 针对的选择酸化改造工艺是增产的关键。
(2) 研究表明适用于海相碳酸盐岩储层的解堵酸化工艺技术包括:层转向酸化技术、降滤失酸化工艺和网络裂缝酸化工艺技术。
(3) 开展碳酸盐岩储层分类, 对于不同储层采取针对性的酸化解堵方案, 以到达产能最大化是增产改造的关键。
参考文献
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碳酸盐储层 篇9
鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组上部的马五段,是下古生界的主要储集层段,实验研究的岩心取自该储层。储层以白云岩、膏岩为主,储层发育的控制因素主要为构造特征、沉积成岩作用及储层残余岩溶强度等[1]。其中,马五1+2、马五41亚段是产气主力层段,马五1+2地层普遍发育灰—浅灰色细粉晶白云岩、云质角砾岩及泥质夹层,马五41地层主要发育泥晶—细晶白云岩。储层纵向上非均质性较强,表现为典型的“三段式”结构,主力气层中部岩溶孔洞发育,物性好,而上、下部则相对变差[2]。
本次实验利用旋转岩盘[3]测试了普通酸、稠化酸、交联酸与马五储层岩心的酸岩反应速率,在实验过程中主要考虑岩石类型、酸液浓度、转速、温度对酸岩反应速率的影响,因此每组实验条件都是:釜压7 MPa,酸液体积1 L,岩心直径50.14 mm。
1 酸岩反应速率影响因素
研究和矿场实践表明,温度、酸液浓度、岩石类型、同离子效应、酸液类型、酸岩系统的面比容、酸液流速以及压力等是影响酸岩反应速度的主要因素[4]。在本文中主要研究了岩石类型、酸液类型(黏度)、酸液浓度、温度、酸液流速(实验转速)、同离子效应对马家沟组碳酸盐岩储层酸岩反应速率的影响[5]。
1.1 岩石类型对酸岩反应速率的影响
因为马五1+2地层普遍发育灰-浅灰色细粉晶白云岩,马五41地层主要发育泥晶-细晶白云岩,因此在实验中发现部分岩心反应后表面覆盖一层泥质,如图1。实验时发现泥晶-细晶白云岩与酸液反应过程中,反应速率明显降低(如图2所示)。分析认为在反应中岩石表面生产的泥质可能影响了酸岩反应的正常进行,在酸岩反应中形成的泥饼层阻隔了含有H+的酸液接触到泥饼下部的可发生反应的碳酸盐岩成分,阻碍了酸岩反应正常进行,因此泥质的存在使酸岩反应速率明显降低,并且随着反应的进行,生产的泥质越多酸岩反应受影响越大,表现为酸岩反应速率越慢。
(注:岩心图片为普通相机拍摄,岩心直径为 5.014 cm,图片宽为3.66 cm)
图3为灰-浅灰色细粉晶白云岩和泥晶-细晶白云岩酸岩反应动力学方程,由图可以看出两条方程模拟曲线基本平行,即反应级数m大小基本相近,然而灰-浅灰色细粉晶白云岩反应速度常数K却是泥晶-细晶白云岩的2.1倍,说明在酸岩反应过程中起决定作用的是储层的岩性,岩性的特殊性决定了酸岩反应的快慢。马五储层泥质的存在确实很大程度上影响了酸岩反应速率,使得酸岩反应速率很大程度的降低。
1.2 酸液类型对酸岩反应速率的影响
对该储层碳酸盐岩主要测试了普通酸、稠化酸[6]、交联酸[7,8]三种酸液的酸岩反应速率[9],其结果如表2。在对三种酸液酸岩反应动力学方程进行对比发现,反应速度常数K随着酸液黏度升高而降低,说明酸液黏度的升高使得酸液自身的性质发生改变从而降低了酸岩反应速率;反应级数m也随着酸液黏度升高降低,表明酸液黏度升高,酸液浓度对反应速率的影响程度降低。
从图4可以看出,酸液随着黏度的升高,反应速率降低,且低黏度酸液随浓度升高反应速率增加幅度明显大于黏度较高的酸液,说明黏度升高使得酸浓度对反应速率的影响程度降低,即酸液类型和酸液黏度对反应速率的影响程度大于酸液浓度的影响程度。将三种酸在质量分数20%下的反应速率做线性拟合(如图5),可以看出黏度每增加1 cm2/s,反应速率增加为2×10-5 mol/(cm2·s)。
1.3 酸液反应条件对酸岩反应速率的影响
在普通酸酸岩反应实验结果中,分别作出浓度与反应速率、温度与反应速率、转速与反应速率的线性关系[10],如图6所示。
根据线性拟合关系式可以看出,浓度每增加1%反应速率增加1.49×10-5 mol/(cm2·s),温度每升高1℃反应速率增加7.84×10-6 mol/(cm2·s),转速每增加100转反应速率增加8.96×10-6 mol/(cm2·s)。说明在普通酸影响因素主次排序为:酸浓度>转速>温度。
2.4 同离子效应对酸岩反应速率的影响
为了排除岩性不同对酸岩反应速率的影响,实验中选取了3组碳酸盐岩含量较纯的岩心与交联酸的溶蚀速率进行分析,并考虑到在酸岩反应动力学参数测定实验中的时间较长引起的同离子效应,反算出前3 min交联酸3个浓度下的溶蚀速率进行对比,结果如表3所示。
当酸液经过一定时间反应后,酸液中已经存在大量的CaCl2和MgCl2,Ca2+、Mg2+、Cl-浓度升高,酸液中离子浓度增大,致使离子之间的相互牵制作用加强,离子的运动变得更加困难,盐酸的表观电离度降低,致使H+浓度下降,反应速度变慢。由化学动力学理论可知,溶液中Ca2+、Mg2+、Cl-浓度的升高,会抑制正反应的进行,且Ca2+、Mg2+等的存在使扩散边界层内扩散速度减缓,导致酸—岩反应速度降低。酸岩反应中同离子效应是影响酸岩反应的重要因素。由图7可以看出,由于酸液离子数量的增加,同离子效应影响增加,使得酸液随H+浓度的下降酸岩反应速率下降更快。
2 结论及建议
(1)在实验的结果中可以看出影响马五储层酸岩反应速率因素的主次关系为:岩石类型>酸液类型(黏度)>酸液浓度>转速>温度。
(2)酸液类型对酸岩反应速率的影响最大,在选择酸液时应该结合经济风险分析,尽量选择黏度较大的酸液,如交联酸、稠化酸。
(3)由实验结果可以看出储层反应后如果含有泥质,酸岩反应速率将会受到很大程度降低了,而且反应之后在岩面附着一层泥质,降低了裂缝导流能力,在选层时应尽量避开含泥质储层,或者尽量提高酸液排量,冲刷和带走形成的泥质。
(4)在酸液浓度、转速(施工排量)、温度中,酸液浓度影响较大,转速和温度影响基本相当,因此在施工中可以适当考虑选择浓度稍低酸液,储层岩石较纯时,应尽量增大排量,加强酸岩反应程度,有利于形成酸蚀沟槽。
(5)同离子效应随着酸液浓度的降低对酸岩反应速率的影响逐渐增大,因此在有效作用距离计算时我们应该考虑酸蚀裂缝内部同离子效应,更加准确的评价酸压效果。
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