储层研究

储层研究（共12篇）

储层研究 篇1

0 前言

根据测试分析资料, 表皮系数大于5的有21口, 占测试总井数的59.1%, 这说明地层伤害较为严重。而且, 测试分析结果表明, 部分采液强度过大的生产井的表皮系数有上升的趋势。地层伤害不仅会使井筒周围渗透率下降, 增加了油流阻力, 降低了油气产量, 而且严重的时候会造成地层供液不足, 烧坏电机、电缆, 直至躺井。

由于造成地层伤害的原因是多种多样的, 油井的每一个作业环节, 都可能使储集层受到伤害, 不同的油藏类型, 不同的生产阶段和不同的施工作业, 造成地层伤害的表现形式和伤害程度也不尽一致。所以, 在油井的各个作业环节, 应详细考虑可能造成的伤害, 并根据这些可能来采取积极的预防措施, 同时, 对已经造成的伤害, 应及时采用有效方法来解除。

1 地层伤害的预防

CD油田目前已经初步形成了合理的采油井网, 再加上海上石油钻井成本高的特点, 钻新井和加密调整井的可能性比较少, 因此CD油田目前的地层伤害主要集中于修井、防砂和采油生产过程中。

1.1 修井过程中地层伤害的预防

在修井过程中的地层伤害主要是地层漏失, 导致大量修井液侵入到地层中去, 主要有:

1) 修井用的液体质量易变化;

2) 微粒、乳化油、添加剂、沉淀的有机物和无机物;

3) 原油沥青、氯化物、树脂、含蜡原油、含污染物的工业盐水。

这些液体中含大颗粒, 造成外来固相颗粒侵入与堵塞, 以及工作液造成敏感性伤害, 造成乳化堵塞、无机结垢堵塞、有机结垢堵塞、地层内固相堵塞等, 严重影响地层渗透率, 伤害地层。

针对上述情况, 在修井过程中的地层伤害的预防要遵循以下几点:1) 使用屏蔽暂堵剂;2) 使用与地层相配伍的液体;3) 使用过滤器清洁入井液体;4) 减少压差, 减少失水;5) 使用混合酸或刮管器清洗入井管柱。

CD油田馆陶组油层平均原始地层压力12~14MPa, 由于渗透率高, 泥质含量高, 压力系数低, 对入井液地层配伍性和失水率、固相颗粒含量要求较高;粘土含量高, 为中强水敏性地层, 地层水矿化度5742.38mg/L, 平均孔喉直径38.4μm, 最小孔喉直径9.7μm。所以在开发初期, 建议其作业压井液和洗井液使用海水 (或卤水) 基入井液。室内取样化验分析结果证实, CD油田海水与馆陶组地层水在水型、水组、亚组方面均一致, 表明二者是相互配伍的, 混合后不会产生结垢等不良反应, 海水与地层水的室内配伍性试验结果也证明了这一点。此外, CD油田馆陶组为中强水敏地层, 使用海水基的入井液将不会存在地层水敏的问题。因而, 在CD油田馆陶组油井的作业过程中, 使用海水 (或卤水) 基入井液是适宜的, 也是经济的。

但是在目前, 由于长期开采, 注水滞后, 地层亏空严重, CD油田部分油层压降大, 压力系数小, 入井液液柱压力远大于地层压力, 因而地层漏失严重。个别油井入井液漏失特别严重, 影响了井筒冲砂施工。如CA59-3井, 地层压降6.99MPa, 2011年5月作业期间漏失量达162m3。

根据目前地层压力情况, 建议使用低密度入井液, 减小液柱压力, 降低入井液柱与地层的压差。

1.2 防砂

地层出砂是一种比较严重的地层伤害。油井出砂不仅会堵塞地层和井筒, 而且严重时还可能造成砂埋油层, 造成躺井事故。

目前, CD油田出砂最严重的地区是CA68井区, 该井区有多口井因出砂而导致躺井, 其中以CB68-G4尤为典型, 该井投产10天短路停机, 起出管柱携出砂0.3m3。

为此CA68井区的油井作业防砂都优先选用防砂效果较好的砾石充填, 也取得了很好的效果。CB68-5井初期采用滤砂管防砂, 日产油85.4t/d, 躺井后井筒出砂1.9m3砂, 作业后采用砾石充填防砂, 开井后日液106.5t/d, 生产1年后7月15日因含水过高关井作业封堵水层, 作业过程中没有发现出砂迹象, 这说明砾石充填起到了很好的效果。

1.3 采油过程中地层伤害的预防

采油过程中的油层伤害主要是由于采油工作制度不合理, 选用油嘴过大, 或地层压降过大, 造成速敏、微粒运移、沉积堵塞损害、出砂、盐类沉淀和结垢。针对这一情况, 要减少采油过程中的地层伤害, 就要选用合理的工作制度, 优化油嘴及其他生产参数, 并尽量减少开关井, 避免压力的大的波动。

2 地层伤害的治理

地层受到伤害之后, 会引起地层渗透率下降, 进而导致油井产量降低。因此, 应积极地想办法来对已经受到伤害的地层进行治理。目前常用的解除堵塞物, 恢复油井产能的方法主要有:活性柴油及酸化互溶剂解堵、酸化等。

根据达西公式, 对存在地层污染的油井, 有如下关系式:

可求出附加压降Δps和污染半径Rs, 由此得出污染带体积Vs。根据经验, 1m3酸液可解除5m3地层的污染, 由此可以算出理论上的解堵剂的用量。

CA68-1井油层有效厚度16.2m, 地层有效渗透率1108×10-3μm2, 初期日产油72.1t/d, 含水0.1%;后日产液下降到23.1t/d, 同时该井电流呈周期性波动, 跳跃幅度可达±2A。测得表皮系数为6.9, 分析存在微粒运移堵塞。根据上述公式, 计算出污染带体积为159.6m3, 解堵需酸液33m3。挤入土酸30方解堵。经解堵后, 该井油压由2.0MPa上升到2.4MPa, 日液能力上升到目前的56.6t/d, 日增纯油27.8t/d。

酸化结束后, 应尽可能快地迅速彻底排出残酸液。残酸液在储集层中残留的时间越长, 可能对储集层造成越严重的伤害。

此外, 还有高压水射流冲洗和小井眼水力震荡解堵技术等也可用于地层解堵。CA49-2井日产液13.4吨, 分析近井地带存在无机堵塞, 采用高压水射流冲洗进行地层解堵后日产油达48.5吨。

需要说明的是, 不同的完井方式, 采用不同的解除地层伤害的方式, 其效果也是不一样的。比如, 活性柴油解堵对采用砾石充填来防砂的井其作用就是有限的。在制定地层解堵措施时, 应认真分析伤害原因、伤害程度, 并结合完井防砂方式来确定解堵方式。

3 结论及建议

3.1 CD油田地层伤害情况比较严重, 地层压降大, 作业漏失量大。

3.2 对压降比较小的地区, 或是钻新井, 推荐使用海水基入井液。对压降大、地层漏失严重的地区, 建议使用低密度入井液如泡沫。

3.3 在目前CD油田应用的各种防砂方式之中, 砾石充填防砂效果好, 对出砂严重的井区建议使用砾石充填防砂。

3.4 在对地层伤害进行治理时应根据伤害的具体情况和完井防砂方式合理地选用解堵措施。

3.5 在使用解堵剂解堵时, 应按照经验和公式合理选择解堵剂用量, 做到既经济, 又有效。

参考文献

[1]翟云芳.渗流力学[M].北京:石油工业出版社, 1999.

[2]刘万赋, 吴奇, 主编.井下作业监督[M].北京:石油工业出版社, 1997.

[3]赵敏, 徐同台, 等, 编著.保护油气层技术[M].北京:石油工业出版社, 1995.

储层研究 篇2

地震属性分析的关键是地震属性的优选问题.目前主要用来优选属性的方法有4种,即①专家经验法;②数学理论法;③专家经验与数学理论结合法;④正演模拟确定法.其中,数学理论法具有灵活性强、工作量低、效率较高等优点,是目前进行属性优选的主流方法.在此基础上,提出了一种基于数学理论的地震属性优选方法.该属性优选方法的基本原理是:首先选择有效性大的属性;然后选择符合率大的属性,并对有效性大的属性和符合率大的.属性进行交集运算,获得灵敏属性;最后对灵敏属性进行压缩处理,得到用来进行储层预测的属性.给出了各类属性的选择方法和原则,并用检验井对预测效果进行了误差分析.将该方法应用于绥中36-1油田某一储层的含油气性预测,并与单纯利用有效性或符合率的预测结果进行了对比.对比结果和检验井验证结果均表明,该方法的预测效果好,预测结果与实际情况吻合率高.

作 者：鲍祥生 尹成 赵伟 张金淼 刘志斌 Bao Xiangsheng Yin Cheng Zhao Wei Zhang Jinmiao Liu Zhibin 作者单位：鲍祥生,尹成,Bao Xiangsheng,Yin Cheng(西南石油学院资源与环境学院,四川,成都,610500)

赵伟,张金淼,刘志斌,Zhao Wei,Zhang Jinmiao,Liu Zhibin(中海石油(中国)有限公司研究中心,河北,高碑店,074000)

煤层气的储层特点研究 篇3

关键词：煤层气 储层 技术

中图分类号：P53 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2014）08（a）-0031-01

煤层气，我国气体能源家族的三大成员之一，是指形成于煤层又储集于煤层中，以吸附在煤基质颗粒表面为主、部分游离于煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体，是煤的伴生矿产资源，属非常规天然气。近20年中，煤层气在迅速崛起，是一种应用广泛的清洁、高效能源和化工原料，储存丰富，前景广阔，可以改善我国能源结构，增进环境保护，因此，在煤层气储层特点的基础上探讨其勘探开发意义重大[4]。

20世纪80年代初，我国开始煤层气的研究，而煤层气的勘探和开发始于90年代初，至2001年底已完成煤层气勘探和先导性开发试验井210余口，形成了十多个煤层气先导性开发试验井组，基本获得了地质储量。目前，煤层气的研究和勘探非常活跃[1]。

1 煤层气及其储层特点

煤层气，作为煤的一种伴生矿产资源，在煤的演变和变质过程中逐渐形成并在煤层中得到产生、聚集和转移。一般情况下，我国煤层气的储层具有以下几个基本特点。

1.1 煤层的孔隙特征

煤层是煤层气主要的生成与储集点，煤层由孔隙和裂隙两部分组成，孔隙是煤层气的主要储集场所，而裂隙则是煤层气运移的通道，孔隙与裂隙的结构共同决定了煤层气的解吸动力。

1.2 煤层的渗透性特征

一般情况下，煤储层的渗透性强度主要取决于煤层节理裂隙系统的相互贯通，我国煤层气的煤储层的渗透率是较低的。煤层的渗透率会同时受到外界压力与内部压力的双重影响，随外部压力或深度的增加而降低，同时也因内部压力的改变而改变。

1.3 煤层的构造应力与压力特征

煤层的构造应力与压力对煤层的渗透率和含气量起着决定性的作用。区域的构造应力强度越大，煤层裂隙的闭合性强，储层压力也较高，导致煤储层的渗透性低，气体间的交换与迁移缓慢，较难进行；而构造应力強度较小的区域，煤层裂隙的闭合性弱，开启性强，其储层压力较低，煤储层的渗透性较好，气体间的交换和迁移较为通畅，流动迅速。

1.4 含气饱和度低

中国聚煤区的煤层气资源量相对较低，饱和度也很低。

1.5 煤岩表面带有电荷

等电点是表面电位为零时的pH值，煤岩表面相对常规砂岩和碳酸盐岩表面带有更多的电荷，煤岩的表面电位变化是由正到负的。环境的pH的增大，表面电位减小，不同煤岩的等电点大小不同，大多数远小于7。依据此性质制造一种柔性材料，可以静电吸附到煤岩表面，用于封堵储层裂缝[2]。

2 煤层气储层的研究方法和实验技术

煤储层孔隙—裂隙系统是煤储层研究的主要内容之一，可以进行煤储层渗透性评估，一些国外发达国家在这一领域已取得了一些成果[5]，我国正在进行煤储层孔隙—裂隙系统的研究，均基于煤岩学分析，依据实际观测研究，取得早期预测信息。许多学者强调在露头、煤芯及矿井中煤储层孔隙—裂隙系统的宏观研究和室内的微观有机岩石学研究、孔隙—裂隙微区研究相结合的重要性，这有助于查明孔隙—裂隙系统的分布、类型、组合关系、几何形态、展布方向、连通性、开放性及其对煤储层吸、脱附特性和渗透率的影响。煤层气储层实验技术是煤层气勘探开发试验的关键和难点[6-7]。

北京石油勘探开发科学研究院借鉴了一些国外先进设备和技术，结合自行改造和研制，建立了煤层气实验室，初步掌握了煤层气实验技术，其中包括煤岩渗透率及气水相对渗透率、煤层气储层参数（煤层含气量、煤岩吸附等温线、煤岩孔隙度及孔隙结构）的实验测试、测井和试井分析技术等，并引进了IS-100型等温吸附仪、岩芯流动测试系统、CTDCA-1000型恒温野外含气量测试仪、HP5890气相色谱仪等煤层气储层研究仪器，目前可以全面开展煤储层含气量、等温吸附曲线、物性参数的测定，煤的工业分析及平衡水分测试、煤层特征（煤层显微组分、煤镜质组反射率等）的测试，实现了对煤芯样品进行突破压力、含气量、相渗透率、物性参数、扩散系数等几十项参数的测定。

3 结语

综上所述，我国的煤储层地质特征研究和地质评价选区技术日趋成熟，煤层气储层研究和煤层气勘探有所突破，有助于今后开拓煤层气能源新领域，建立我国煤层气工业打下基础。但适合于我国煤层气地质特征的地质理论尚属初步探索阶段，勘探开发技术的掌握尚不成熟，所取得的勘探成果是不是全面的，是局部的、试验性的，还有很多较深的科学技术问题有待回答。

参考文献

[1]刘贻军，等.中国煤层气储层特征及开发技术探讨[J].天然气工业，2004，24（1）.

[2]王宝俊，李敏，赵清艳，等.煤的表面电位与表面官能团间的关系[J].化工学报， 2004，55（8）：1329-1334.

[3]胡向志，王志荣.浅谈煤层气的综合开发利用[J].中州煤炭，2009（12）.

[4]宋岩，张新民，柳少波.中国煤层气基础研究和勘探开发技术新进展[J].天然气工业，2005（1）.

[5]李小彦.煤储层裂隙研究方法辨析[J].中国煤田地质，1998，10（1）：30-32.

[6]李增学.煤层气地质学[M].北京：地质出版社，2007.

沁水盆地煤储层物性研究 篇4

煤层既是煤层气的源岩, 又是储层。寻找煤层气, 必须先找到煤层, 还必须进一步寻找有利于煤层气聚集的煤层孔隙裂隙发育区, 从而降低煤层气勘探的风险[2]。地面煤层气勘探和开发实践表明。最近一段时期, 以探测煤层赋存状态、构造形态、断层发育特征, 定性、半定量地解释煤层厚度为主要目的的二维地震勘探技术已广泛应用于煤层气勘探评价, 并发挥了重要作用。随着地震勘探的能力不断提高, 目前主要应用于高精度构造勘探, 特别是近年来高分辨三维勘探技术研究与应用的深入, 解决问题的能力大幅提高, 在有利条件下可以查明落差大于5m的断层、直径大于20m的陷落柱及预测煤厚度和宏观构造等。

我国煤层气储层具有强烈的非均质性及含气饱和度低、渗透率低、地层压力低的特性。沁水盆地煤层气赋存和保存条件体较好。沁水盆地构造较为简单, 内部构造稳定、边缘活动性增强, 总体表现为一个大型复式斜盆地;含煤性好, 主力煤层基本稳定分布, 成煤前、成煤期、成煤后的岩相古地理环境煤层的发育具有重要控制作用;煤层埋深适中, 2000m以浅地区约占盆地总面积的80%。

本文通过对沁水盆地的煤储层进行分析研究, 对煤样进行测定, 分析了轴压和围压对煤储层的纵横波速度, 弹性参数的影响。对研究煤储层的地震响应特征有一定的积极意义。

1 样品研究

为了研究煤储层特性, 本次在沁水盆地的xdd, cg, tc, zb目标煤层进行了系统采样, 取得50个样本, 成功制取44个样品。在恒定孔压和恒定温度下, 在MTS岩石物理参数测试系统进行了测试。

2 煤储层物性

在恒温 (25℃) 恒孔压 (0MPa) 条件下, 轴压 (5kN) 恒定, 围压递增, 得到弹性参数。

x2号样品测定结果见表1。

从表1可知, 随着围压的递增, 纵波速度和横波速度不断增大。弹性模量随着围压的递增, 而增加。随着围压的递增, 泊松比变化不明显。纵横波比增大到一定数值之后减小。

x4号平行层理样品岩石物理参数测试结果见表2如下

从表2可知, 随着围压的递增, 纵波速度和横波速度断增大的。弹性模量随着围压的递增, 而增加。随着围压的递增, 泊松比增大, 说明纵向压缩 (拉伸) 对横向拉伸 (压缩) 影响变换不大。纵横波比也是增大。

得到44个样品的测试结果, 都与x2号垂直层理样品相似, 随着围压的递增, 纵波速度和横波速度也是不断增大, 回归方程相关性很好, 相关系数全部大于0.9。纵横波速度, 弹性参数与围压的关系类似。

3 结语

通过对上面测试结果比较分析发现, 对于垂直层理方向, 其纵波和横波的速度大于平行层理方向的纵波和横波速度, 可借此判断层理方向。随着围压和轴压的增大, 纵波和横波速度, 都是增大的, 纵横波速度比也是增大的, 但是围压和轴压到达一定数值纵横波速度达到峰值, 之后下降, 表明纵横波速度与围压和轴压是非线性的。杨氏模量, 剪切模量, 体积模量, 拉梅系数也都增大, 说明围压和轴压越大, 煤储层对压力变化会变得迟钝。大多数样品随着围压和轴压的增加, 纵横波速度比也是增大的, 表明煤储层的纵波速度对围压和轴压的变化更敏感。到达一定压力下, 煤储层的结构有一定的变化, 导致纵横波速度不是线性增加。以上研究分析, 对储层的力学特性和弹性参数之间的关系有了规律性的发现, 有助于沁水盆地煤储层的识别与预测, 对煤层气的地震勘探有重要意义。

参考文献

[1]王红岩, 刘洪林, 赵庆波, 等.煤层气富集成藏规律[M].北京:石油工业出版, 2005, 3.

川中广安构造须家河组储层研究 篇5

根据广安构造须家河组钻测井及化学分析资料的研究,探讨了储层发育的`控制因素.研究表明,广安构造须家河组储集岩以细～中粒岩屑砂岩和长石岩屑砂岩为主,储渗空间主要为残余粒间孔和粒内溶孔,物性较差,多属于孔隙型储层,裂缝-孔隙型较少.储层在纵向上主要发育于须六段下亚段中上部,须四段主要分布在中下部;平面上须六段储层主要集中在广安构造北翼101井区附近,须四段主要发育在广安构造西北翼106井区附近.储层特征主要受沉积、成岩和构造作用的共同控制.

作 者：周基贤 王兴志 张帆 薛小红 ZHOU Ji-xian WANG Xing-zhi ZHANG Fan Xue Xiao-hong 作者单位：周基贤,ZHOU Ji-xian(新疆油田公司勘探开发研究院,新疆,克拉玛依,834000)

王兴志,张帆,WANG Xing-zhi,ZHANG Fan(西南石油大学,成都,610500)

薛小红,Xue Xiao-hong(西南油气田分公司川西北气矿,江油,627100)

断块油藏储层建模及剩余油研究 篇6

关键词：地质建模；数值模拟；剩余油挖潜

1 地质概况

港172断块位于港西油田北侧，北大港构造带西部，属港西北坡。港172断块自上而下钻遇：第四系平原组、明化镇组、馆陶组、沙河街组，其中在馆陶组与沙河街组之间存在不整合，缺失了东营组、沙一上段地层。其主要目的层沙三段具有两分性，上部为厚约60m的泥岩段，划分为沙三1油组，该层分布稳定可作为对比标志；向下砂层发育，划分为沙三2油组，厚约100m，为港172断块的含油层位。

2 沉积储层特征研究

2.1 沉积特征 从区域沉积环境来看，研究区处于沈青庄扇三角洲的正前方，属于扇三角洲砂体再次向前扩散所形成的深水浊积扇体。沙三2（Es3Ⅱ）油组沉积时期，主要物源方向为北西向，砂岩发育，厚度大、物性好，主要为浊积水道及水道间沉积。

2.2 储层特征 港172井储层（沙三2岩心）为长石细砂岩，颗粒呈次尖—次圆状，胶结类型为接触—孔隙式和孔隙式，点线式接触。岩心物性分析表明：孔隙度22.5%—33.3%，平均为29.0%；水平渗透率99.5—2706×10-3um2，平均为1247.2×10-3um2 ；垂直渗透率34.8—2504×10-3um2，平均1017.7×10-3um2。

3 储层地质建模

3.1 模拟方法的实现 在建立储层属性的空间分布之前，首先进行构造建模来描述构造的几何形态及断层等构造要素空间的展布，反映储层的空间格架。构造模型由断层和层面模型组成，断层模型主要根据地震解释和井资料校正的断层文件来反映三维空间上的断层面特征；层面模型反映的是地层界面的三维分布。

3.2 数据分析和模拟计算 由于采用的序贯高斯方法进行模拟，因此进行模拟之前必须将孔隙度、渗透率、含油饱和度数据进行正态转化，并根据地质认识及测井数据的分析，确定了测井曲线在平面和垂向上的变差函数。然后将井数据作为硬数据，采用序贯高斯模拟方法，对一、二、三号砂体进行孔隙度、渗透率和含油饱和度进行模拟，并分别进行10个实现，从中选取最优的模拟结果。

3.3 模拟结果分析 由于地质统计模拟是从地质构造模型出发在等时地层框架约束下的模拟，同时地质统计方法与测井资料紧密接合，既提高了储层预测的精度又能对模拟结果进行分析。模拟结果显示地质统计特征与原始数据的统计特征相符，说明模拟结果具有较高的可信度。

4 油藏数值模拟研究

4.1 数模模型的建立 在建立港172断块Es3Ⅱ油组的地质模型中，充分考虑了夹层的影响，数值模拟网格的划分采用的是直角网格系统，平面上X方向划分为57个单元；Y方向划分为39个单元，基本网格步长均为25米；纵向上设置9个小层，总计模拟网格总数达到57×39×9=20007；最终建成的港172断块数模模型。

三维非均质物性模型是以数据体的形式反映储层内孔隙度、渗透率等物性参数场的空间分布特征。在静态建模中通常是利用测井资料进行井间内插来获得。以克里金为主力的内插方法建立物性数据体雏形，在对岩性和物性夹层与隔层的处理中，为了降低模型中无效网格的数量，采用了对垂向传导率进行修正的方式，将隔层与夹层对地下流体流动的影响进行等效描述。同时，对构造断层的描述也使用了方向传导率修正因子模拟断层的遮挡作用，以避免在计算中使用过多的无效网格。

4.2 历史拟合 历史拟合是正确认识剩余油分布的基础和制定开发调整方案的前提，可以加深对油藏的认识并对油藏的各种开采方式进行预测，对开发过程的各项开发指标进行对比，优化开采过程，为开发决策提供可靠的依据。

4.3 拟合原则 历史拟合通过动静态资料的结合及验证，修正地质模型，不断提高对油藏的认识，揭示剩余油的分布，并为油田区块的开发调整提供依据和参考。

在港172断块Es3Ⅱ油组的模拟计算过程中，采用了地质模型建立与数值模拟整体协作的方式进行工作，通过在历史拟合过程中发现的矛盾和地质模型的问题，对地质模型进行再次修改，然后再次进行历史拟合，以此循环反复，使得地质模型与油藏地质情况更加接近，模拟计算结果与实际情况更加一致，从而保证了在这个基础上进行的方案预测更加可靠。

4.4 剩余油挖潜建议 通过储层沉积微相及微构造特征研究，结合动态监测资料分析和油藏数值模拟研究表明剩余油主要分布在以下区域：①由于港172断块单井含水主要受边底水的影响，纵向上剩余油在位于上部的一号层砂体较富集；②由于断层的遮挡，断层附近或边角剩余油富集，剩余油饱和度在60%以上；③由于井况问题或注采层位不对应造成的注采井网不完善的井区剩余油比较富集。保持现有生产状况下，注水量远小于产液量，近乎衰竭式开发，地层压力下降幅度较大；今后产量将递减较快；综合含水保持目前的上升趋势。

5 结论

地质建模技术精细预测优质储层，油藏数值模拟技术预测剩余油的分布：采用序贯高斯模拟的方法并忠实于井数据可以建立该区精细的地质模型并能准确的刻画了储层的空间展布；经油藏数值模拟研究，港172断块油气藏石油地质储量为114×104t左右，目前油田已进入高含水期，在增加注水的同时大幅度提高油井产液量，对提高油井产量、累计产量有较明显效果，可有效增加采收率。

参考文献：

[1]于兴河.碎屑岩系油气储层沉积学[M].北京：石油工业出版社，2008.

[2]蒲秀刚，吴永平，周建生，等.歧口凹陷岩性地层油气藏特征及勘探潜力[J].石油学报，2007，28（2）：35-39.

[3]高勇，张连雪.板桥—北大港油田深层碎屑岩储集层特征及其影响因素研究[J].石油勘探与开发，2011，28（2）：36-39.

马岭地区长6储层特征研究 篇7

关键词：马岭地区,储层特征,孔隙结构

马岭地区属于甘肃省环县-蔡家庙, 近年来, 随着该区勘探评价开发力度的加深, 在L211、L190等长6发现较好油气显示, 获得工业油流, 但缺乏储层特征系统地研究, 本文通过岩石学特征、孔隙结构、孔喉特征等系统研究, 并分三个小层进行砂体展布规律的研究, 旨在弄清长6储层特征, 为便为后期建产开发提供依据。

1 岩石学特征

1.1 岩石类型及碎屑组分

马岭地区长6岩石类型主要为极细-细粒长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩, 岩屑含量为25.4%, 石英含量为41.3%, 长石含量为16.8%。岩屑主要以白云岩、云母、千枚岩、片岩和石英岩为主, 其中白云岩含量为5.00%, 云母含量为4.83%, 千枚岩含量为4.77%。磨圆度以次棱角状为主, 接触方式主要为点-线接触、凹凸-线接触, 分选以中等为主。长6各小层的岩石类型及碎屑特征总体相似, 但也存在一定的差异性。

1.2 填隙物特征

马岭地区长6砂岩填隙物含量15.7%, 主要由粘土矿物 (7.94%) 、碳酸盐胶结物 (5.35%) 及硅质胶结物 (1.99%) 组成, 其它成分含量较少 (0.45%) 。粘土矿物以水云母 (7.75%) 为主, 含少量的绿泥石 (0.16%) 和高岭石 (0.03%) 。碳酸盐胶结物主要由铁白云石 (3.27%) 组成, 其次为铁方解石 (1.54%) 。胶结方式以孔隙式为主, 石英加大-孔隙式次之。

2 储层物性特征

储层的孔隙度和渗透率是反映储层性能和渗滤条件的两个最基本参数。孔隙性的好坏直接决定岩层储存油气的数量, 渗透性的好坏则控制了储集层内所含流体的产能。马岭地区长6各小层储层物性分布特征各有不同, 孔隙度和渗透率分布区间存在一定的差异。长6储层孔隙度分布在4.3~14.4%, 平均孔隙度8.6%。渗透率分布在0.01~3.57m D, 平均渗透率0.23m D。依据储层分类标准, 长6储集砂体主要为低孔-特低孔、特低渗-超低渗储层。

3 孔隙类型与结构特征

3.1 孔隙类型

马岭地区长6储层孔隙类型多样, 主要包括粒间孔、长石溶孔、岩屑溶孔、粒间溶孔、晶间孔、微裂隙等多种类型, 其中前三种孔隙类型含量最高, 尤以粒间孔和长石溶孔为主要储集空间。

长6平均面孔率2.44%, 孔隙类型主要为粒间孔 (0.99%) 和长石溶孔 (1.05%) , 发育少量的岩屑溶孔 (0.11%) 和其它孔隙。长63以为粒间孔主, 长石溶孔次之, 局部还发育有岩屑溶孔;长62孔隙类型与长63略有不同, 以长石溶孔为主, 粒间孔次之;长61孔隙类型与长62略有不同, 粒间孔占优势, 长石溶孔次之, 含量均比长63和长62高。

3.2 喉道类型特征

通过对铸体薄片、扫描电镜和压汞等资料的观察和分析, 对研究区储层的喉道类型、孔隙大小及形态、孔喉组合、孔喉大小、分选、连通性等控制流体运动特征的参数进行了详细的研究。

3.2.1 喉道类型

常见的喉道类型主要有四种:孔隙缩小型、缩颈型、片状或弯片状、管束状喉道。

根据铸体薄片的观察, 岩石压实程度高, 颗粒定向排列, 储层的喉道中值较小, 喉道细而短, 孔隙的配位数低, 一般为0~2个, 很少超过3~4个, 当砂岩压实或晶体再生长时孔隙和喉道变得更小, 所以研究区发育的喉道类型包括孔隙缩小型喉道、缩颈型喉道以及片状或弯片状喉道, 管束状喉道较为少见。

孔隙缩小型喉道:喉道为孔隙的缩小部分, 这种喉道往往发育于以粒间孔隙为主的砂岩储集层中, 其孔隙与喉道较难区分。此类孔隙结构属于大孔粗喉, 孔喉直径比接近于1, 岩石的孔隙几乎都是有效的。

缩颈型喉道:喉道为颗粒间可变断面的收缩部分, 当砂岩颗粒被压实而排列比较紧密时, 虽然保留下来的孔隙是比较大的, 但颗粒间的喉道却大大变窄。此类孔隙属大孔细喉型, 孔喉直径比大, 根据喉道大小, 其孔隙可能是无效的。

片状或弯片状喉道:喉道为片状或弯片状, 为颗粒之间的长条状通道。这类喉道变化较大, 可以是小孔极细喉型, 受溶蚀作用改造后亦可以是大孔粗喉型, 孔喉直径比为中等-较大。

管束状喉道:当杂基含量较高时, 原生的粒间孔隙有时可以完全被堵塞, 杂基及各种胶结物中的微孔隙 (小于0.5μm) 本身即是孔隙又是喉道, 这些孔隙象一支支微毛细管交叉地分布在杂基和胶结物中组成管束状喉道孔喉直径比为1。

3.2.2 孔隙大小及形态

根据李道品对孔隙直径、喉道半径分类, 研究区延长组长6平均孔径20.10μm属于中孔隙, 长63、长62、和长61平均孔径分别为19.10μm、17.627μm、23.59μm, 均属于小-中孔隙。

综合分析认为, 马岭地区长6储层物性相对较差, 孔隙度、渗透率、面孔率相对较小, 平均孔径基本为小孔隙-中孔隙, 各个小层储层物性存在差异。长61以中孔为主, 而长62和长63以小孔为主。

3.3 孔喉组合

根据李道品等 (1997) 的孔喉分类标准, 研究区长6砂岩储层孔隙组合类型主要为中孔微喉型、小孔微喉型。

4 砂体展布特征

马岭地区长6砂体平面展布呈片状和条带状分布, 砂体在东北部、西部和西南部连续, 连片性较好, 砂体较发育, 砂体厚度介于1.5~72.1m之间, 砂体厚度变化较大, 平均砂厚20.16m, 局部砂厚达到72.1m。

长63砂体:在东北部呈条带状和片状展布, 在西南部西部呈条带状, 砂体较发育。砂体厚度介于0.9~34.7m之间, 砂体平均厚度7.20m。局部砂厚高值区主要集中在研究区东南部, 砂体厚度达到34.7m。

长62砂体:主要呈条带状和土豆状分布, 在中部砂体不发育, 主要呈土豆状展布。长62砂体在研究区东北部、西南部、南部连片性较差, 呈条带状展布, 砂体厚度介于0.9~25.8m之间, 砂体平均厚度6.11m。局部砂厚高值区主要集中在研究区东部, 砂体厚度达到15~25m。

长61砂体:呈条带状和片状分布, 砂体较发育。长61砂体在研究区西部、西南部片性较好, 呈条带状展布, 砂体厚度介于0.9~36m之间, 砂体平均厚度6.86m。局部砂厚高值区主要集中在研究区西南部, 砂体厚度达到15~30.5m。

5 结论

盘40块储层砂体构成研究 篇8

1 盘40块Ng37内部夹层研究

共划分了8个时间单元, 在时间单元对比的基础上, 对盘40块Ng37厚砂体内部夹层进行了研究。初步明确了盘40块Ng37内部夹层的类型、成因、测井响应模式和夹层的延展范围。

1.1 夹层类型、成因及测井响应特征

从盘40-4和盘40-21两口取心井的岩心观察和对测井曲线的分析结果揭示, 盘40块Ng37小层内部存在三种类型的夹层泥质夹层、钙质夹层和物性夹层。

1.1.1 泥质夹层

岩性主要包括泥岩、粉砂质泥岩和泥质粉砂岩。这类夹层总体上都是由于水动力减弱, 细的悬浮质沉积形成的。泥质夹层在盘40区纵向上出现的频率相对较高, 在测井曲线上主要反映为泥岩特征, 具体表现为自然r高值, 自然电位靠近基线, 微电极幅度明显下降, 幅度差几乎为零或很小电阻率和感应曲线幅度下降为邻层50%以上。

1.1.2 钙质夹层

这类夹层主要与沉积物碳酸盐胶结作用、溶解作用不均匀性有关, 多出现于单一成因砂体的顶部或底部, 在纵向上出现的频率相对较小。钙质夹层导电性差, 密度大, 渗透率低, 在测井曲线上表现为:电阻率曲线高于或接近油层电阻率;微电极幅度比值超过邻层1.2倍以上, 呈尖峰状, 声波时差明显低值, 井径无扩径。

1.1.3 物性夹层

该隔夹层的泥质含量也很高, 但含有砂、砾, 含油性可至油斑, 性质复杂。其成因主要是由于泥质含量较多, 当沉积时水动力较弱时, 泥砾或泥砂混合形成较低渗透率的砂体。

1.2 盘40块Ng37夹层分布

统计表明, 研究区Ng37内部纵向上各类夹层所占比例不同, 以泥质夹层为主, 所占比例达67%, 局部钙质含量高, 钙质夹层达28%。从不同时间单元间夹层分布看, 受后期河道下切及切割程度控制, Ng37时间单元间夹层连续性差, 垂向上多呈交错分布, 夹层厚度一般在0.2m~3.1m之间, 分布面积一般为0.02km2~0.4km2, 分布面积最大的为馆III7-6和馆III7-7之间的夹层分布面积为1.5km2, 该夹层在主河道侧翼较发育, 且顺着主河道延伸较远。

从夹层平面分布图来看, 夹层的分布与砂体沉积微相密切相关, 河道边缘及靠近河道边缘的部位夹层较发育, 夹层也相对较厚, 而河道中心及靠近河道中心部位的夹层相对不太发育, 甚至是上下连通的砂体, 而有少数心滩, 即使位置处于河道中心部位, 但由于其顶部的沉积是伴随着心滩沉积而形成的, 因此其顶部往往也存在夹层。

从各时间单元间夹层来看, III7-1和馆III7-2、III7-2和馆III7-3之间夹层发育是相当稳定的, 馆III7-4和馆III7-5、III7-7和馆III7-8之间的夹层发育也比较稳定且分布面积也比较大, 而其他时间单元之间的夹层展布面积较小, 连续性差。

2 盘40Ng37储层砂体构成定量化研究

通过对盘40Ng37辫状河流相54口井内部四级界面的解剖, 储层各单一成因单元的识别, 成因单元的细分与对比, 以及单一成因砂体边界, 尤其是单一河道砂体边界的识别, 由点到线、由线到面, 最终建立起研究区精细的剖面和平面砂体构成模型。

2.1 盘40Ng37储层砂体构成剖面模型

从储层砂体构成剖面图中可以看出盘40Ng37辫状河流相剖面上砂体主要由河道、心滩、河道边缘和废弃河道四种构成要素组成, 河道砂体有宽有窄, 主河道中心部分砂体厚度较大, 心滩砂体比河道砂体普遍要厚, 河道边缘砂体往往呈薄层状依附于主河道边缘。垂向上, 剖面西侧盘40-46、盘40-44、盘40-12井区夹层发育比较稳定, 而往剖面中部盘40-42、盘40-14、盘40-4、盘40-16井区河道与心滩砂体往往出现叠置;侧向上, 不同河道砂体往往与心滩砂体出现拼合。砂体之间的连通有四种方式:河道与河道砂体之间的连通、河道与心滩砂体之间的连通、心滩与心滩砂体之间的连通、河道与河道边缘砂体之间的连通。而两口井同一时间单元内的砂体, 特别是距离较远的两口井之间, 往往由于井间砂体相变为泛滥平原, 而不连通。

盘40-46和盘40-44井油水界面较高, 通过对测井曲线的详细研究和与邻井剖面、平面配置关系研究发现, 这两口井在第6小层均为废弃河道构成单元, 与其他井在平面和剖面上均不连通。导致这两口井油水界面较高主要是相变的作用, 这就为盘40西块盘40-46和盘40-44两口井油水界面与邻井相差太大的问题得到了合理的解释。

2.2 盘40Ng37储层砂体构成平面模型

为了定性、定量研究盘40Ng37储层砂体构成在平面上的展布特征, 以时间单元为单位, 绘制了盘40Ng37储层砂体构成单元平面分布图8张。初步弄清了该区域各时间单元砂体的主要展布形态, 分布面积和各构成单元在平面上的配置关系。

通过对以上各时间单元砂体构成平面分布的研究和砂体构成参数的统计表, 不难看出, 从最底下一个时间单元到最上部一个时间单元, 河流是逐渐迁移的, 最早的一期河道为西北——东方向, 到上面的时间单元逐渐有向西南迁移的趋势, 主河道分叉为东北和西南两支, 最后, 到了馆III7-1和馆III7-2时间单元, 仅西南角的一支河流发育。这也符合辫状河沉积模式和迁移规律。8个时间单元砂体中, 规模最大、砂体展布面积最大的是馆III7-6时间单元, 规模最小的是馆III7-1时间单元。

从个时间单元构成来看, 砂体主要由三种成因相所构成:河道、心滩、河道边缘, 其中在馆III7-6时间单元还识别出废弃河道。心滩钻遇率最高, 发育面积最大的为馆III7-6时间单元。显示出馆III7-6时间单元河流能量最强、钻遇砂体井数最多、砂体展布面积最大、心滩最发育的特点。同时, 这也与馆III7-6时间单元的河道截弯取直作用强烈, 形成盘40-44、盘40-46废弃河道的强水动力能量相吻合。

馆三段为辫状河沉积, 共划分为8个时间单元, 时间单元之间发育泥质、钙质及物性夹层, 研究了夹层的分布、物性特征及隔挡作用。对储层砂体进行了定量化研究, 建立了平面砂体构成模型, 主要由河道、心滩、河道边缘三种构成要素组成, 研究了辫状河沉积模式和迁移规律。

参考文献

安塞油田梅塔区长2储层特征研究 篇9

关键词：梅塔区块,长2储层,储层评价

安塞油田坪桥区位于陕西省延安地区安塞、子长县境内, 属黄土塬地貌, 位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的中部, 该区油层主要有长2、长4+52及长6三套油层。该区无断层发育, 处于向西缓倾且倾角0.5°左右的陕北单斜上, 属于典型的岩性油气藏[1]。延长组是在鄂尔多斯盆地持续坳陷和稳定沉降过程中堆积的河流湖泊相陆源碎屑岩系[2,3,4]。该区是以长2油层为主体的“三低” (低压、低渗、低产) 砂岩油田, 渗透率约为0.5~0.8×10-3μm2, 属于特低渗透油田。

1 储层岩石学特征

本次研究依据实际资料情况, 全面应用X-衍射、扫描电镜, X-衍射等分析资料和手段, 对梅塔区长2储层的岩石学特征及其成岩作用特征进行详细分析研究。

1.1 岩石类型及特征

研究区长2储层碎屑成分以长石 (54.8%) 为主, 其次为石英 (22.9%) , 此外还有少量的岩屑 (6.4%) 、云母 (2.8%) 。利用岩石薄片资料中碎屑岩骨架组分绘制长2成分三角图, 可知该区块长2储层的岩性为长石砂岩。研究区长2储层以中砂岩为主, 其次为细砂岩类。其中石英包括石英、燧石和硅质岩颗粒, 长石包括钾长石和斜长石, 岩屑包括喷出岩、隐晶岩、片岩、千枚岩、石英岩和少量的沉积岩, 本区长2段碎屑岩岩石成份比较稳定, 在图中点子比较集中, 石英含量集中在30%~40%、长石在40%~60%、岩屑含量在10%左右。以长石砂岩为主, 少数岩屑长石砂岩。碎屑颗粒成份成熟度Q/ (F+R) 为0.38~0.51, 为中等成熟度。

1.2 填隙物和胶结物特征

对研究区砂岩储层的各种结构组分进行了统计:填隙物中杂基含量为0~8%, 平均为3.5%;胶结物含量为2~17%, 平均为6.2%;杂基主要有绿泥石、伊利石和泥铁质;胶结物主要有方解石、菱铁矿、长石质、石英质和沥青;碎屑颗粒为次棱角状-次圆状, 以线状接触为主。分选较好, 大部分属于分选好, 部分为中等。胶结类型以孔隙型和薄膜型为主 (各占38.5%) , 其次为薄膜—孔隙型 (占15.4%) , 加大型占7.7%。长2储层砂岩结构成熟度较好。

2 储层的成岩作用及成岩阶段划分

根据铸体薄片、扫描电镜、X衍射等分析资料, 本区长2的主要成岩阶段标志:根据邻区资料, 延长组长2油层组R O值0.66%~1.18%, 说明该区有机质处于成熟期;液态烃半透明且呈棕褐色, 均一温度大约为70℃;储层中绿泥石的含量较高, 蒙皂石层在伊蒙混层的泥岩中占35%以下, 粘土矿物属于有序混层带。长2砂岩以线状接触为主, 兼有点-线和凸凹接触, 石英次生加大边多为Ⅰ~Ⅱ, 胶结物主要有菱铁矿、方解石、长石质、石英质和沥青, 孔隙类型以粒间孔为主。从资料综合分析, 根据国家石油天然气行业标准《碎屑岩储层成岩阶段划分规范》, 梅塔区长2储层所处的成岩阶段为中成岩A期-B期。

3 储层的物性特征

根据梅塔地区物性分析资料统计, 本区长2储层孔隙度一般多在8.1%~20.8% (一个样品孔隙度为3.7%) , 平均孔隙度为12.8%, 平均渗透率2.93m D。长2储层总体表现为低孔隙度低渗透率的特点。

从孔隙度与渗透率分布频率看, 孔隙度值相对比较集中, 5%~20%的样品占绝对优势, 渗透率分布比较分散, 而且存在双峰值, 大于5m D的样品含量较高, 同时在 (0.1~1) m D区间出现另一个峰值, 可能与低渗透背景下次生孔隙及裂缝发育有关。根据物性分析数据画出孔隙度和渗透率相关性图, 可看出孔隙度与渗透率呈显著的正相关性, 这就说明孔隙发育程度影响着渗透率。

4 储层孔隙结构特征

4.1 孔隙类型及组合

对研究区储层铸体薄片观察与鉴定、图像分析等的分析研究, 本区长2砂岩储层孔隙类型主要有粒间孔、粒内孔、铸模孔、长石溶孔。以粒间孔为主占总孔隙的73.6%, 其次为长石溶孔, 占总孔隙的9.4%, 还有铸模孔和粒内孔, 各占总孔隙类型的8.7%。

4.2 孔喉大小与分布特征

根据研究区压汞曲线资料, 压汞特征表现为中等排驱压力、细歪度 (孔喉直径偏细) 、孔吼分选好、但连通性差、物性较差的特点。因为分选好, 细歪度的储层, 虽然具有较均匀的孔隙结构系统, 但因孔隙吼道太小, 其渗透性还是很差的。坪128长2砂岩储层的3个样品分析, 参照前人对鄂尔多斯盆地中生界储层孔隙及喉道分级及命名原则, 长2平均孔隙直径在9.81~11.28μm, 平均10.44μm, 平均喉道直径主要分布在0.7~2μm之间, 主要中细喉道为主。因此, 研究区目的储层属小孔-中喉型和小孔-细喉型。

5 储层综合评价

长2层储层孔隙度为8.1%~20.8%, 平均值为12.8%;渗透率分布在0.28~100×10-3μm2之间, 平均值为22.45×10-3μm2, 排驱压力在0.07~1.122MPa区间, 平均0.60MPa, 中值压力在2.01~4.43MPa区间, 平均3.22MPa。最大孔隙半径2.49μm, 孔隙中值半径0.29μm, 喉道半径均值0.54μm。最大进汞饱和度56.64~83.03%, 退汞效率23.58~24.26%。孔喉组合为小孔-中细喉型。综合上述参数, 并探讨该区和邻区长2油层的划分标准, 本次研究采纳《鄂尔多斯盆地中生界砂岩储集层分类评级标准》 (赵靖舟, 2004) , 认为长2储层为Ⅲb或Ⅳa类储层, 为特低或超低渗透层。

参考文献

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[2]史基安, 王金鹏, 毛明陆, 等.鄂尔多斯盆地西峰油田三叠系延长组长6-8段储层砂岩成岩作用研究[J].沉积学报, 2003, 21 (3) :373-380

[3]卢进才, 李玉宏, 魏仙样, 等.鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7油层组油页岩沉积环境与资源潜力研究[J].吉林大学学报 (地球科学版) , 2006, 36 (6) :928-932

页岩气钻井储层保护技术研究 篇10

页岩气储层与常规气储层的差异很大。页岩以小粒径物质为主, 一般以粘土和泥质为其最主要组分, 砂所占的组分相对较少。由于小粒径的特点, 页岩气储层的渗透率极低, 一般在0.0001md~0.000001md之间, 比致密砂岩储层的渗透率低2~3个数量级。页岩气储层渗透率极低的特点, 决定了其开发必需采用适当的增产技术, 才能实现商业开发。目前可采的工业性页岩气藏埋深最浅为182m。

页岩是沉积岩的一种, 以粒度大小等级来界定。如砂岩是由啥质粒度大小的颗粒组成的碎屑沉积岩, 页岩是由粘土粒级的颗粒组成的。真正的页岩易产生裂缝, 片状矿物如云母的重新组合很容易引起页岩水平方向的裂缝。与页岩同等粒度但不易产生裂缝的碎屑岩称为泥灰岩或粘土岩。

储层特性的连续积累效应与某点储层特性参数存在很大差异。也就是说, Barnet页岩具有连续积累效应, 关键储层参数在纵向上和横向上变化范围很大, 具有非均质性。在裂缝性页岩及致密砂岩中, 页岩气地质储量最引人关注, 通常大得惊人。地质储量受孔隙度、厚度、供油面积、气饱和度及储层压力控制。它的具体规模难以计算, 以目前的技术Barnett页岩中约有10%~20%是可采的。

供气能力由五项储层参数决定:渗透率、厚度、储层压力、储层流体粘度及供油半径。其他次要因素还包括井眼流压、井眼半径及钻井、完井和敏感物质所影响的井壁参数。

由于页岩的岩性特点使之多具水敏性, 水进入储层后可使其粘土矿物膨胀, 从而阻塞空缝, 降低其产量。因而针对粘土矿物的特点采取防水敏的钻井液和压裂液以保护储层和增加储层改造的效果是一个重要的技术措施。

由返排组分和产水的突破, 认为成分可以分为有机化合物和无机化合物。产水领域得到的无机成分也许是不容的或可溶性。可溶性盐是由阴离子和阳离子组成的。产出的水中一些阳离子的例子, 包括一些钾和钠的单价阳离子和铁、钙、镁等多价阳离子;主要的阴离子包括氯离子、硫酸根离子、碳酸根离子和碳酸氢根例子, 非水溶性无机物有存在一些种类。

2 储层评价技术

测井和取心是页岩气储层评价的两种主要手段。Schlumber公司应用测井数据, 包括ECS来识别储层特征。单独的GR不能很好地识别出粘土, 干酪根的特征是具有高GR值和低Pe值。成像测井可以识别出裂缝和断层, 并能对页岩进行分层。声波测井可以识别裂缝方向和最大主应力方向, 进而为气井增产提供数据。岩心分析主要是用来确定孔隙度、储层渗透率、泥岩的组分、流体及储层的敏感性, 并分析测试TOC和吸附等温曲线。

需要注意的是, 页岩储集层改造技术的应用始终不能脱离地质条件的约束, 要针对页岩储集层特点优选压裂层位和施工工艺, 才能取得比较好的开发效和经济效益。对于埋藏较浅、地层压力较低的储集层通常采用N2泡沫压裂。清水压裂的压裂液中一般已加入适量抑制剂, 但仍要求储集层中膨胀性蒙脱石含量不能很高, 原因是其水敏性强, 遇水易膨胀、分散和运移, 导致岩石渗透率下降, 所以, 利用X衍射和SEM测试结果分析黏土矿物的类型和含量十分必要。

3 储层伤害和保护

一种新型的摩擦减速剂帮组减少长链聚合物对裂缝面的损害, 最大马力可以应用在页岩气层, 而不是用于使仅仅流体通过机械系统被浪费掉。因为这种减速剂不包括酚类, 它能提供有利于环境保护的表现, 而且表现出相对于传统摩擦减速剂少的絮凝。一个降粘剂机构通过降低流体粘度帮助使得水力压裂措施效率最大化, 提高加载复苏, 尽量减少摩擦减速剂中聚合物带来的损害, 并阻止聚合物吸附在表面裂缝上吸附。这些目标重点技术提供了一个全面和经济的方法, 从而能从非常规的页岩中提取能源。三个案例展示了页岩生产系统 (SPS) 的使用。

生产页岩气有些潜在技术难题, 页岩有超低的渗透率和脆性的变化, 多层页岩油藏有巨大的油藏变化的特征和流动机制制度。在水力压裂方案中, 地层通常有较高的毛管压力。处理液可能对页岩造成潜在的损害。在页岩中确定适当的压裂处置是创造大的、高产的裂缝网络的关键。测井系统使用一种创新的方法结合选择岩石力学、地质力学、总有机碳含量和孔隙度以帮助确定页岩层中最佳的裂缝启动。微震得方法经常在深处和在压裂改造过程中多处裂缝宽度处提供无用的信息。由于页岩储层的超低渗透率, 页岩气藏的成功经济生产建立在水平井或者垂直井的水力压裂、或者两者都有使地层暴露最大化的能力。

在研究中, 我们已经使用了油藏模拟器来模拟聚合物在裂缝中是如何影响压裂液清理。我们已经把静态应力纳入数学表达式。我们已经有包括支撑剂破碎、凝胶残留堵塞、清理行动中滤饼的信息和由此产生的气体流量。随着我们的模型, 我们可以模拟很多在该领域我们观察到问题和一些石油文献中记载的问题。尽管这些真正的解决办法一直在发展, 我们相信我们可以解释落后的大多数压裂液清理问题以及提供关于怎么做能解决问题的观点。

4 储层保护建议

针对不同区块的页岩层进行岩心分析、油气水分析和测试技术;根据储层的特点, 进行油气层敏感性和工作液损害室内评价实验技术;针对某一具体区块的页岩储层, 进行油气层损害机理研究和保护油气层技术系统方案设计;了解页岩钻气井过程中油气层损害因素和保护油气层技术;了解页岩气完井过程中油气层损害因素和保护油气层及解堵技术;了解页岩气油气田开发中的油气层损害因素和保护油气层技术;了解页岩气油气层损害和矿场评价技术;保护页岩气油气层总体效果评价和经济效益综合分析。

上述八个方面内容构成一项配套系统工程, 每项内容是独立的, 但彼此又是相关联的;另外, 很多技术我们现在没有, 主要还是通过研究和借鉴国外的先进经验, 但切记完全照搬, 因为, 需要注意的是, 页岩储集层改造技术的应用始终不能脱离地质条件的约束, 要针对页岩储集层特点优选压裂层位和施工工艺, 才能取得比较好的开发效和经济效益。

摘要：页岩气是一种重要的非常规天然气资源。页岩气是以多种相态存在、主体上富集于泥页岩地层中的天然气聚集。页岩气与其他类型天气的显著差别在于, 其具有典型的“自生自储”特点。我国也有较为丰富的页岩气资源, 具有巨大的资源潜力和勘探开发远景, 技术进步是推动页岩气快速发展的关键因素, 包括钻井、完井与储层保护技术的进步。页岩气勘探开发的巨大成功表明, 只要突破传统的勘探思想, 坚持不懈地开展新技术, 仍然能够使得分布广泛的页岩气资源逐步转化为经济和技术可采储量。

关键词：页岩气,钻井,储层保护

参考文献

[1]李新景, 胡素云, 程克明.北美裂缝性页岩气勘探开发的启示[J].2007, 34 (4) .

[2]李新景, 吕宗刚, 董大忠, 等, 北美页岩气资源形成的地质条件[J].天然气工业, 2009, 9 (5) :27～32.

[3]赵群, 王红岩, 刘人和, 等.世界页岩气发展现状及我国勘探前景[J].2008, 9.

储层研究 篇11

关键词：低渗透储层；试油工艺；应用现状；发展

1 概述

近年来，随着我国对于油气资源需求量的进一步加大，我国在油气勘探方面也具有了较大的发展。在我国现有已探明的储层资源中，低渗透储层具有着较大的构成比例，部分油田构成比甚至已经达到了60%以上。在这种情况下，就需要我们能够以良好技术方式的应用做好该类储层的开发。在对现有数据、研究资料进行结合的情况下，我们可以认识到低渗透储层储层具有着地层致密性较强、渗透率低以及岩性构成复杂等特点，正是这部分特点的存在，就使该类油层在试油方式、技术上同常规储层试油方式存在着较大的的差异。同时，由于在地层勘探过程中，试油是非常重要的一项工作，就需要我们能够通过先进工艺的研究与应用获得更好的勘探效果。

2 低渗透储层试油工艺应用现状

随着人们对低渗透储层认识程度的增加，在对该类油层进行不断开发的过程中其相关技术也在不断成熟。并从射孔、测试、排液到后期的封堵形成了一系列的配套性技术方案，对低渗透储层石油开发的规范化发展具有着十分积极的意义。目前，有以下工艺在现今低渗透储层试油工作中获得了较为广泛的应用：

2.1 射孔及多联作工艺

在我们实际开展低渗透储层试油工作中，可以根据低渗透储层实际所处地区的情况在对其地质、成分等特征进行全面分析的基础上制定更具针对性的射孔技术方案，通过该技术方式的应用，则能够在低渗透储层内形成适合的渗流通道。在低渗透储层中，往往具有着较低的地层压力，而这也正是该类储层所具有的一个重要特点，为了能够对试油环节中射孔液对储层所具有的回压影响进行最大程度的降低，在实际开展射孔工作之前则可以首先对储层进行掏空，并对其进行测-射的联作处理。通过该种方式的应用，则能够在对储层产生一定生产压差的基础上使低渗透储层可能受到的影响得到降低。同时，在实际射孔工作开展时，也可以通过深穿透射孔弹的应用对井眼周围的渗流阻力能够得到更为合理的控制。而如果在实际操作中发现井眼附近油水系统较为复杂，或者因为具有水层分布而难以对其进行改造，则可以通过复合射孔弹或者深穿透射孔弹的应用对其进行处理，以此更好地解决操作过程中可能出现的压裂问题。

2.2 措施改造技术

在对低渗透储层进行开发时，在对以往实践经验进行结合的基础上则能够将试油作用与措施改造技术进行良好的结合，以此起到提升油气层开发率的作用。在实际工作开展过程中，可以根据低渗透储层在物理性质、地质特性等方面表现情况对合理、科学的优化改造工艺进行确定，以此在使具有不同地质特性、物性特性低渗透储层在同针对性改造工艺相结合的基础上获得企业油气资源开发水平的提升。如在对低渗透储层情况勘测时，发现储层存在着排液通道不畅、渗透性较差以及能量不足等问题，则可以在射孔后通过压裂、酸化以及排液求产等方式的应用对储层开发质量较低的问题进行解决。而这同联系实际具有着十分重要的关系。

2.3 排液技术

在现有技术条件支持下，在实际试油工作开展中，可以根据实际地层产能情况对不同的求产方式进行选择，目前，应用较为广泛的求产方式有抽汲求产方式、提涝求产方式、自喷求产方式以及气举求产方式这几种。而对于低渗透储层来说，由于其地层具有着较高的致密性，且地层能量相对偏低，则需要通过抽汲求产以及气举求产等方式的应用以获得更好的效果。而在实际操作时，也需要我们能够根据不同储层在勘探环境、地质特征等方面差异性的表现通过抽汲提捞、氮气气举、连续油管氮气气举等多种排液方式的共同应用起到更好的效果，此外，也需要在充分联系低渗透储层压力低特点的基础上通过在压裂操作前注入氮气的方式对地层能量进行增加，以此使措施液能夠得到更为顺畅的反排。

3 低渗透储层试油工艺发展

在现今我国油气企业所开展的低渗透储层勘探施工中，也会面临到一定的问题：第一，通过多工序联作方式的应用，虽然能够对整个低渗透储层所具有的试油效率会起到较好的提升作用，但该种方式在现今油田中所具有的使用比例还相对较低，没有得到广泛的应用，需要进行进一步的推广；第二，虽然目前对于低渗透储层所研究、应用的试油技术都具有着较强的针对性，但是这部分方式往往开展周期较长，且在具体应用前缺少全面的测试，不仅对地层来说是一种认识方面的缺乏，也很可能因此使我们在实际操作中具有着较强的局限性。

针对上述我们在实际低渗透储层工艺研究中所存在的问题，为了能够在对上述问题进行积极解决的基础上使我国低渗透储层石油工艺能够获得更好的发展，就需要在未来工作中从以下几个方面入手；首先，根据低渗透储层特点，可以在实际开展低渗透储层试油工作时对低渗透储层的物性特征、储存地质特征等进行积极的结合，在此基础上通过科学措施改造技术的应用使低渗透储层能够得到更好的改造，进而使油气层开发效率得到有效的提升；其次，需要对同低渗透储层相配套的试油技术、工艺等进行积极的优化，使相关技术的现代化水平以及智能特征能够得到更好的提升；最后，需要加快低渗透储层措施改造后拮施液的返排，需要高效的排液技术支撑，而优化排液方式将更经济合理。

4 结束语

可以说，在我国现今油气勘探工作中，低渗透储层是非常重要的一个储层类型。在上文中，我们对低渗透储层试油工艺的应用现状与发展进行了一定的研究，需要在今后工作开展中能够继续加强该类技术的开发，以此使低渗透储层能够得到更好的开发与利用。

参考文献：

[1]王敬武.试油工艺技术的应用发展研究[J].现代商贸工业，2009（11）：55-56.

[2]刘建强，王瑞丽.试油工艺技术在浅井中的应用[J].现代商贸工业，2011（02）：105-106.

页岩气储层水力压裂机理研究 篇12

含油、气页岩中的天然裂缝虽然对生产具有一定的作用，但是通常无法提供经济开采所需的渗流通道。大多数含油、气页岩都需要实施水力压裂增产措施。压裂使更多的页岩范围暴露于井筒的压降条件之下。页岩中水平井周围紧密排列的水压裂缝能够大大加快页岩气的开采速度，水平井分段压裂改造技术已经成为当前页岩气开发的关键技术。

页岩压裂与常规储层的压裂有很大不同，“体积改造”是页岩气大幅度提高单井产量的基础，其定义为:通过压裂的方式对储层实施改造，在形成一条或者多条主裂缝的同时，通过分段多簇射孔、高排量、大液量、低黏液体、以及转向材料及技术的应用，实现对天然裂缝、岩石层理的沟通，以及在主裂缝的侧向强制形成次生裂缝，并在次生裂缝上继续分枝形成二级次生裂缝，依此类推。让主裂缝与多级次生裂缝交织形成裂缝网络系统，将可以进行渗流的有效储集层“打碎”，使裂缝面与储层基质的接触面积最大化，使得油、气从任意方向的基质向裂缝的渗流距离最短，极大地提高储层整体渗透率，实现对储层在长、宽、高三维方向的全面改造。该技术不仅可以大幅度提高单井产量，还能够降低储层有效动用下限，最大限度提高储层动用率和采收率。

“体积改造”理念的提出，颠覆了经典水力压裂理论，是现代非常规储层压裂理论发展的基础。“体积改造”依据其定义，形成的是复杂的网状裂缝系统，裂缝的起裂与扩展不仅是裂缝的张性破坏，还存在剪切、滑移、错断等复杂的力学行为。

页岩中存在大量天然裂缝，研究表明，天然裂缝等非连续体对水力裂缝的扩展和裂缝形态有很大影响[1,2,3]。Beugelsdiji认为在构造应力场的影响下，水力裂缝与天然裂缝干扰后变得更加扭曲[4]。Peacock和Mann认为地质构造、地层岩石性质、天然裂缝参数、流体压力和原地应力分布及局部扰动控制了水力裂缝在碳酸岩盐地层中的扩展及分布[5]。Warpinski的矿场实验研究表明天然裂缝会造成大量流体滤失及多裂缝分支，甚至会导致主裂缝沿着天然裂缝带的方向扩展[6]。

到目前为止，页岩气储层水力压裂缝网形成与扩展机理等基础理论还不完善，因此，研究水力裂缝在页岩气储层中的扩展规律具有重要意义。这将有利于认识页岩中的人工水力裂缝与天然裂缝之间的干扰机理，从而为页岩气的压裂设计、施工及优化提供理论依据[7,8,9,10,11]。

1 实验目的与设计

在室内模拟出含裂缝的页岩地层，进行室内大型真三轴水力压裂物理模拟实验，研究裂缝性地层水力压裂过程中天然裂缝对水力裂缝扩展的影响，并分析水力裂缝在该类地层中的扩展模式及影响因素。

由于适合进行水力压裂物理模拟实验的大尺寸页岩试件难以取得，故实验采用混凝土试件进行水力压裂物理模拟实验，试件尺寸为300 mm×300 mm×300 mm。试件用普通32.5号水泥和石英砂以体积比1∶1混合而成。实验测定岩样的弹性模量为13.7 GPa，泊松比为0.23，单轴抗压强度为32.3 MPa，渗透率为0.09 m D，孔隙度为2.01%。对美国Haynesvill页岩气区的页岩岩心进行室内三轴岩石力学实验测试，得到其弹性模量为4.92～42.61 GPa，泊松比为0.21～0.48，单轴抗压强度为14.78～209.19 MPa。可见笔者进行水力压裂物理模拟实验的试件与真实的页岩岩心在岩石力学性质方面接近，实验结果能推广应用到页岩气压裂。

实验试件经过高温处理后在试件内部产生随机裂缝，模拟页岩气储层中的天然裂缝系统。在试样的正中央钻出直径为6 mm的井眼，井眼深度为140 mm，然后用锚固胶把模拟井筒固结在其中，在试件中部留出10 mm长的裸眼段便于水力裂缝起裂。

以质量分数1%的胍胶基液作为压裂液，添加红色示踪剂，其黏度为73 m Pa·s，实验时压裂液的泵注排量为4.2×10-9m3/s。

共进行了8次压裂模拟实验，主要针对水力裂缝在裂缝性试件中的裂缝形态特征进行研究。

2 实验结果及分析

2.1 水平应力差对裂缝形态的影响

通常认为在高水平应力差条件下，容易产生较为平直的水力主缝[12]。由于试样的材料、加工和处理工艺相同，可以基本认为所有的试件是相同的。水平应力差对水力裂缝形态的影响可以归结为水平应力差系数Kh，无因次，定义如下

式(1)中σH和σh分别为水平最大主应力和水平最小主应力，MPa。在实验中，Kh最大值为10，最小值为1，当Kh值越大的时候，产生网状裂缝的可能性越小，在产生水力主缝的同时往往产生分枝多裂缝(图1);反之，水力裂缝则容易沟通随机天然裂缝，沟通裂缝呈无规则网状结构，在实验中往往表现为裂缝网络(图2)。

在页岩气储层压裂作业过程中，决定水力裂缝形态的最主要因素是目标层的地应力和天然裂缝发育特征;压裂施工中的排量和压裂液黏度的大小也能够影响水力裂缝是否沟通附近闭合的天然裂缝，这两者虽是次要影响因素，却是人为可控因素。

2.2 压裂液滤失机理分析

通过上述实验发现，当水力裂缝在储层中以主缝及多分支缝模式扩展时，还是以一维滤失为主，当水力裂缝扩展为网络裂缝模式时，滤失方式发生改变，径向滤失明显。两者之间存在一个临界状态，当泵压达到某个临界值后，形成网状裂缝，压裂液滤失突然大增，用来估算使天然裂缝张开的缝内临界净压力如式(2)所示。

式(2)中σ1和σ3分别为水平最大主应力和水平最小主应力，MPa;ν为泊松比，无因次。

网络裂缝是页岩层压裂改造所期望的理想水力裂缝形态，通过上述分析可知，综合考虑页岩层的地应力分布、岩石力学性质以及天然裂缝特征，存在临界的压裂施工泵注压力和排量，如果超过临界排量，则容易导致天然裂缝张开，使水力裂缝以网络裂缝模式扩展，此为页岩水力压裂需要大排量泵注压裂液的根本原因。

因此，在页岩层中进行水力压裂施工时，应充分考虑地应力分布、岩石力学性质以及天然裂缝的影响，控制合理的压裂施工排量和泵压等施工参数。且由于页岩层的滤失受到裂缝内净压力的影响，在页岩压裂施工中，应注意控制压裂液的滤失，可以通过在前置液中加入粉砂等降滤失添加剂、加大前置液量或者增大前置液黏度来解决此问题。在主压裂施工前有必要采用小型压裂测试初步分析压裂特性，从而有针对性的优化施工参数。

3 结论与建议

(1)由于地应力的影响，在页岩气储层中进行水力压裂可形成主缝及分枝多裂缝或者网络裂缝。在高水平主应力差条件下，优先形成主缝及分枝多裂缝;在低水平主平应力差条件下，优先形成网络裂缝。

(2)网络裂缝是页岩层压裂改造所期望的理想水力裂缝形态，存在临界的压裂施工泵注压力和排量，如果超过临界值，则容易形成裂缝网络。可以通过在前置液中加入粉砂等降滤失添加剂、加大前置液量或者增大前置液粘度来控制压裂液的滤失。对页岩气压裂中的人为可控因素:排量、黏度、砂比等施工参数进行优化，达到体积压裂的目的。

(3)建议今后进一步加强页岩网络裂缝扩展物理模拟研究，尽量模拟现场的各种复杂因素，并加强现场页岩气井压裂时网络裂缝的监测与诊断技术研究，通过室内试验与现场试验的结合，不断完善页岩气井网络压裂设计方法，提高页岩气井网络压裂技术水平。

(4)对页岩气区块的地应力进行测试，地应力的大小决定了水力裂缝的形态以及能否形成体积压裂，地应力的方向则决定了裂缝与水平井之间的方位关系。

摘要：水平井分段压裂技术是现阶段页岩气成功开发的关键技术,并逐渐形成了一系列以实现“体积改造”为目的的页岩气压裂技术,其“体积改造”的理念颠覆了经典水力压裂理论,是现代非常规储层压裂理论发展的基础。到目前为止,页岩气储层水力压裂缝网形成与扩展机理等基础理论还不完善;通过室内大型真三轴水力压裂物理模拟实验,在室内模拟出含裂缝的页岩地层,研究了裂缝性地层水力压裂过程中天然裂缝对水力裂缝扩展的影响;并分析了水力裂缝在该类型地层中的扩展模式及其影响因素。

关键词：水力压裂,页岩,体积压裂,天然裂缝,裂缝扩展,物理模拟

参考文献

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[3] Renshaw C E,Pollard D D.An experimentally verified criterion for propagation across unbonded f rictional interfaces in brittle,linear elastic materials.International Journal of Rock Mechanics Mining Science and Geomechanics,1995;32(3):237—249

[4] Reugelsdijk L J L,de Pater C J,Sato K.Experimental hydraulic f racture propagation in multi-fractured medium.SPE 59419,2000:1—8

[5] Peacock D CP,Mann A.Cont rols on f racturing in carbonate rocks.SPE 92980,2005:1—6

[6] Warpinski N R,Lorenz J C,Branagan P T,et al.Examination of a cored hydraulic f racture in a deep gas well.SPE 26302,1993

[7] 吴奇,胥云,刘玉章,等.美国页岩气体积改造技术现状及对我国的启示.石油钻采工艺,2011;33(2):1—7

[8] 陈作,薛承瑾,蒋廷学,等.页岩气井体积压裂技术在我国的应用建议.天然气工业,2010;30(10):30—32

[9] 蒋廷学,贾长贵,王海涛,等.页岩气网络压裂设计方法研究.石油钻探技术,2011;39(3):36—40

[10] 薛承瑾.页岩气压裂技术现状及发展建议.石油钻探技术,2011;39(3):24—29

[11] 吴奇,胥云,王腾飞,等.增产改造理念的重大变革——体积改造技术概论.天然气工业,2011;31(4):7—12,16,121,122