储层处理（精选7篇）
储层处理 篇1
0 引言
储层预测的重点是反演处理。Jason软件的约束稀疏脉冲反演是把地震资料和测井资料相结合, 用测井资料进行约束, 地震资料的层位作为控制, 从井往外推进行全区反演。所以测井资料的质量控制, 以及多井测井资料一致性的质量控制相当重要, 利用Power Log软件进行测井资料处理会变得非常容易。
1 测井资料预处理
现场测量到的测井资料由于受到仪器本身、测量环境、地层因素等影响, 或多或少的都会存在质量问题, 如各测井项目间的深度匹配良好、测井曲线尽量完整连续、各测井项目必要的井眼和泥浆影响校正、声波等测井曲线的异常尖峰修正, 以及工区范围内各井相同测井项目应该有较好的井间一致性响应等。
1.1 测量环境对密度、声波测井质量的影响
密度测井仪器贴井壁测量, 受井眼状况的影响较大, 井壁越粗糙, 测量到的密度曲线受流体的影响越大, 与地层的真实响应误差就越大, 所以要特别关注其测井曲线响应的可靠性。通常可以采用交会图来识别坏井眼数据, 确定问题井段。在声波和密度的交会图中圈出数据不好的部分, 如图1所示。
将数据不好的部分在曲线上显示出来, 采用多元线性拟合的方法, 在岩相、岩性和含流体性质类似且相距较近的层段, 经过对质量较好的测井曲线进行多元线性拟合, 建立基准曲线和计算曲线直接的函数响应关系, 而后在井眼垮塌层段对密度测井响应进行校正, 方程形式如下:
选择样本层段内与密度曲线相关性较好的曲线, 样本层段选取的原则为: (1) 井眼条件良好; (2) 与待校正层段临近 (以免引入声波和密度曲线的压实趋势) ; (3) 与待校正层段处于同一地质层段范围内 (确保沉积环境没有突变) ; (4) 与待校正层段的岩性相同或相似; (5) 与待校正层段具有相同或相似流体类型。
1.2 多井一致性处理
多井测井资料一致性检查, 在井标定的地震约束反演中, 是很重要的质量控制环节。由于不同系列的测井仪器可能存在的系统误差、各井使用的泥浆性能的差异、以及井眼等因素的影响, 使得不同井之间相同测井曲线在标准层的测井响应存在很大的差异。这种差异的存在, 使得用井标定的地震合成记录和受批量井约束的地震岩性反演, 可能存在很多不确定的因素。因此, 在单井资料质量控制的基础上, 多井资料标准化校正, 是井、震资料结合的重要质控环节。
标准化处理后, 还应运用目的层段多井交会图技术进行多井间数据的标准化质量检查, 重点考察校正后各井不同岩性、不同物性和不同含油气性地层数据的分布范围和展布规律是否协调一致。
2 约束稀疏脉冲反演
2.1 子波提取与合成记录标定
子波在反演过程中对反演结果的影响仅次于地震资料的质量。子波对反演结果的影响能占到30%。一个良好的子波通常具有三个特征, 旁瓣对称, 振幅单一, 相位稳定的特点。
合成记录是地震资料和测井曲线联系的纽带, 合成记录的正确与否直接关系到反演结果的正确性。在目标层段, 我们要使合成记录和地震良好的对应, 这样通过井资料外推的反演才会更加的精确。
在进行合成记录标定的时候, 首先使用雷克子波和反射系数褶积得到理想的合成记录, 在对齐地震同相轴和合成记录轴的同时尽可能的兼顾地质分层和地震层位的对应关系。合成记录标定过程如图2。第一次标定完成后, 利用井旁地震道在目的层段提取实际子波, 用实际子波制作的合成记录再次进行合成记录的标定, 然后再次提取子波, 如此反复调节, 最后用井旁道提取多口井的综合子波, 使吻合效果达到最佳。
2.2 低频模型的建立
创建一个由地震坐标描述的、融合了构造 (层位、断层) 、地质及沉积模式、测井信息和初始权重分布的, 用于储层和油藏定量描述的地质框架模型。利用地震解释层位和断层, 根据地质框架结构表描述的接触关系形成具有地质意义的三维密封的框架模型, 同时形成以层为单位的沿层内插测井曲线的权重系数。然后通过框架模型, 生成具体的测井曲线模型, 即波阻抗低频模型。
2.3 约束稀疏脉冲反演
速度、密度、孔隙度、渗透率是反映岩石性质的基本参数, 波阻抗、弹性波阻抗、反射系数是反映岩石性质的间接参数。Jason软件的约束稀疏脉冲反演用的是波阻抗。波阻抗在实际的地震勘探中, 有很重要的作用。如果能够从地震数据中估算出声波阻抗, 和与横波速度有关的参数, 我们就能较方便地区分出地层的岩性以及所包含的流体成份。实际地震资料是带限的, 一般在10-80Hz, 约束稀疏脉冲反演得到的波阻抗体也是一个带限体, 为了得到全频带绝对波阻抗体, 就把反演的带限体和前面得到的低频模型进行合并。这样得到的波阻抗体不但分辨率高, 而且与测井曲线比较吻合。研究区FW层段波阻抗反演结果如图3。
2.4 岩性体和孔隙度体的生成
反演得到的波阻抗体是整个层段的, 而我们要寻找的是砂岩层。首先我们通过波阻抗和伽马的交会图对岩性进行分析。当伽马值小于80g API且波阻抗值大于14000时, 解释为砂岩。
然后, 通过Jason软件里面的Function Mod模块编写简单程序对目标层段进行自动搜索和岩性判断, 由此得到岩性体。孔隙度能良好反映储层信息。通过波阻抗和孔隙度的交会图分析, 拟合出波阻抗和孔隙度的关系曲线。根据该关系就能将波阻抗数据体转换成孔隙度数据体。
3 储层提取
储层相关数据整理完成后, 就可以利用Jason软件的三维可视化模块Volume view的Body Checking进行储层提取了。前面算出的岩性体和孔隙度体就是储层提取的关键, 在Body Checking里经过属性直方图和交会图分析, 根据岩石物理模板, 刻画出相应储层的截止值范围, 选定门限值孔隙度6%以上, 岩性为砂岩的部分为储层, 这样就非常直观和精确的算出了时间上的储层厚度。得到了储层时间厚度, 我们还要将其转为深度厚度。通过速度体或速度函数, 就可直接得到深度厚度图, 储层深度厚度图如图4所示。此外, 在已知属性体中储层截止值的前提下, 还可以通过Function Mod模块来实现对储层时间厚度的简单求取。
4 结束语
反演是一个复杂的过程, 从资料整理到反演结果, 每一步都非常关键, 只有在对地震资料和测井资料充分理解的基础上, 才能做出好的效果。Power Log软件提供了强大的测井资料预处理功能, 经过对测井资料的精确处理, 为后期Jason软件进行反演打下了良好的基础。Power Log软件操作简便, 自身带有非常多的曲线校正和修改功能, 使工作效率事半功倍。而Jason软件模块众多, 各个模块中都带有精细的质量控制工具, 这保障了反演结果的精确性。通过Powe Log和Jason这两个软件的结合, 这大大提高了反演工作者的效率。
参考文献
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储层处理 篇2
关键词：致密砂岩气藏,有效储层,识别
1 致密砂岩气藏储层特征
一般情况下, 致密砂岩气藏储层是指储层渗透率比较低的砂岩储层。其中主要根据储层所含流体的不同, 对于渗透率以及孔隙度的要求也不同。对于不同致密砂岩气藏有不同的组织, 其中规定只有砂岩储层对石油天然气的渗透率等于气藏的时候才可以被定义为致密砂岩气藏。在致密砂岩气藏中, 对于气体的产量影响比较大的原因出了低渗透、以及深度之外, 还包括了产层、压力、井筒半径、气藏以及地表温度等。因为致密砂岩气藏储层低渗透的特点, 可以导致该类型的气藏具体分布如图1:
致密砂岩气藏储层有很多特征, 具体如下:气场构造平缓、岩性致密、高含水饱和度、电阻率较低、高毛细管压力、常具异常压力、产量较低、电阻率较低、地质储量可观等扥特征。另外, 致密砂岩气藏的自然产能比较低, 需要采取一种增产的特殊钻井以及完井方法。致密砂岩气藏在储存背景下寻找气藏中相对中、高产富集区块, 并且采用比较常规的方法对有效储层进行识别。但是在致密砂岩气藏中, 石英的含量为50%, 长石的含量为40%, 并且胶结物主要以方解石为主, 有少量泥质硅质。在一定程度上, 形成了目前致密砂岩气藏的特征:致密砂岩气藏的储层非均质现场非常严重, 孔喉比比较差, 同时具有大孔小喉的配置特点。而且致密砂岩气藏的储层物质以及孔隙结构条件都属于典型的致密储层范围。本文主要通过测井技术对有效储层的识别进行探讨, 从而指导气田的开发。只有这样, 才能有效达到工业开采的要求。
2 有效储层的识别
针对致密砂岩气藏识别有效储层, 可以运用地震、测井等多种技术手段的基础之上, 运用致密砂岩气藏的动态特征相互结合, 从而形成识别致密砂岩气藏中有效储层的方法技术。其中, 识别有效储层技术具体如下:
(1) 致密砂岩气藏储层的有效性主要取决于孔、缝、洞的发育程度。在钻井过程中, 工作人员必须及时发现并识别有效储层已经成为井筒勘探的关键技术之一。应用储层缝录井识别技术, 及时发现并精细识别有效储层, 制定完井方案提供可靠的依据。只有这样, 才能提高油田勘探开发效果以及降低勘探开发的费用, 才能充分发挥出识别技术在油气勘探中的关键性作用。项目研究通过大量的录井数据资料进行统计, 从而形成为致密储层录井判别的方法, 实现了在钻井过程中对有效储层的识别。然后在此基础上, 形成为储层裂缝发育程度识别模型。这样就尅通过钻井液参数、钻井参数来引起钻时波动, 从而生成了选择钻井中地层的可钻性以及输送程度。并且在此基础上还可以有效识别有效储层。该识别技术在油气田勘探开发过程中起着关键性作用。
(2) 因为储层物性以及填充在其中的流体性质的空间变化, 造成了地震反射振幅、频率、速度等相应的变化。因此可以利用地震分析技术来识别有效储层。当渗透体的变化参数达到了相应的限度之后就可以在地震剖面表现出来。因此可以在确定标定的基础时尚, 对各种砂体的测井相应特征以及产能状况与地震分析资料进行结合, 从而识别致密砂岩气藏的有效储层。如果发现有效储层时候, 可以通过频率、振幅等几种参数把各种已知井的地质模型充分表现出来。通过地震剖面以及其他参数的相互结合, 判断与识别致密砂岩气藏的有效储层。
(3) 在油气藏勘探开发过程中, 通过致密砂岩气藏与试井进行分析, 可以清楚将有效储层分为三个数量的渗透性进行控制。同时致密砂岩气藏储层特征还可以由平面向复合渗流模模型特征, 并可以通过试井分析, 并根据渗透体渗流特征的储量以及产状进行识别出有效储层。
总之, 在致密砂岩气藏识别有效储层中, 充分运用地震、测井等多种技术来识别有效储层手段, 同时以致密砂岩气藏的动态特征为线索, 将实验分析以及测试手段相互结合, 把致密砂岩气藏储层的地质模型为重点, 建立有效的物理地质模型, 从而形成可以识别致密砂岩气藏中有效储层的方法技术。只有这样, 在油气田安勘探开发过程中, 才可以高效识别致密砂岩气藏中的有效储层, 使油气藏实现经济效益和社会效益的最大化。
3 结语
随着世界石油资源供需矛盾逐渐加大, 致密砂岩气藏的储层研究重要性越来越凸显。对于致密砂岩储层特征以及有效储层的识别可以帮助寻找更多的天然气储量, 并且还可以通过选择适当的射孔井段来改善完井设计。在有效储层的开发过程中, 采取的有效储层保护措施以及有效储层识别技术, 可以有效减少对储层的伤害, 从而降低了致密砂岩气藏的成本。总之, 致密砂岩气藏有效储层的识别技术可以使石油企业实现经济效益和社会效益最大化。
参考文献
[1]操应长, 王艳忠, 徐涛玉, 刘惠民, 高永进, 夏吉文, 吴昌龙, 李凌, 刘宏.东营凹陷西部沙四上亚段滩坝砂体有效储层的物性下限及控制因素[J].沉积学报, 2009, (02)
储层构型综述 篇3
我国早期开发的老油田, 大部分已进入到了开发后期, 采收率一般为30%左右, 面临综合含水率高、产量低等诸多问题。经研究表明, 有相当的剩余油存在于砂体内部, 它们被复杂的储层所控制, 是下一步油田进行开发挖潜的重要目标。而以小层或砂组为基础的研究已经不足以对储层进行更精细的描述, 需要更精细的层次划分, 储层构型应运而生。
1 储层构型的发展
英国雷丁大学的J.R.L.Allen教授在1977年首次提出了“Fluvial architecture” (河流构型) 的概念, 将储层构型这一历史性的概念引入到河流沉积相的研究工作中。并在1983年将河流相划分为三个界面。随后在1985年, 加拿大学者A.D.Miall在前人研究的基础上, 首次完整地阐述了储层构型的概念, 并针对河流相的研究, 建立了一套储层构型要素的分析方法, 使储层构型系统化, 真正成为了一门学科。储层构型, 也称储层建筑结构, 就是研究构成不同级次储层的单元 (一般为单砂体) 之间的规模、形态以及叠置关系。这一概念反映了不同级次、不同成因的储层构型单元之间的关系, 对油田剩余油挖潜和精细注水具有十分重要的意义。储层构型的概念由河流相提出后, 引起了国内外学者的重视, 早期的研究成果主要是在露头和现代沉积中获得的, 局限于构型成因的分析和剩余油平面上的分布, 并没有真正从剖面、平面结合建立三维储层构型模型。经过几十年的研究和发展, 储层构型从最初的河流相研究, 逐渐推广到三角洲相以及滨浅湖相等沉积相的构型研究, 并形成了比较完善的构型分析方法。
2 储层构型的级次划分
Allen在提出“Fluvial architecture”的概念后, 将河流相划分为三个构型界面:一级为交错层系的界面;二级为交错层序组的界面;三级为复合体的界面。
2.1 国外Miall的储层构型分级方案
Miall在Allen三级河流相构型界面划分的基础上, 提出了一个六级构型界面的划分方案, 即从1级交错层系间的界面到6级大型河道或古河谷群的界面。随后, 又在1级交错层系的界面前, 增加了一个0级纹层间的界面;在6级界面后, 增加了7级大型沉积体系界面和8级盆地充填复合体界面。至此, 一个由9级构型界面组成的河流相构型划分方案就被建立了起来 (表1) 。
Miall的9级构型界面的划分是目前流传比较广、使用比较多的划分方案, 具有一定的权威性, 不过由于该方案主要是针对河流相提出, 并且在与层序地层级次衔接的方面还值得商榷。
2.2 国内的储层构型分级方案
从上文可以看出, 原有的分级方案有些许的不足, 我国学者吴胜和在Miall九级构型界面的划分基础上, 提出了一个12级构型分级方案 (表2) 。1~6级界面的划分参考了层序地层学的研究, 其限定的构型单元与经典层序地层学的1~6级层序单元一一对应, 即从1级巨层序或大层序到6级小层序, 6级构型界面为最小级次层序构型单元, 在垂向上与单河道沉积相当。7~9级界面分别对应Miall构型分级方案的5~3级界面, 其限定的构型单元本质上为“facies architecture” (相构型) , 即7级河道、三角洲舌体等, 8级点坝、天然堤等大型地形, 9级侧积体等大型地形内增生体。10~12级界面分别对应Miall构型分级方案的2~0级界面, 即10级层序组、11级层系、12级纹层。
储层构型分级的序列有正序和倒序, 这两类方案各有其特点。正序方案界面级别随数字的增大而变大, 即数序最大为界面最大。该方案适用于地面地质研究, 如Miall的构型分级方案。倒序方案界面随数字的增大而减小, 即数序最小界面最大。该方案适用于地下地质研究, 如吴胜和的构型分级方案。
3 结束语
在国内外学者的共同努力下, 储层构型作为一门系统的学科经过了近40年的发展, 已经从简单的界面划分发展到剖面、平面相结合的三维储层构型模型研究;已经从单一的河流相研究逐步扩展到三角洲及滨浅湖相的研究;构型分级的方案也更加多元化, 更加适应各种沉积相的实际情况。随着油田对测井相、单井相的进一步利用以及三维地质建模的应用, 储层构型正逐渐向着立体化、精细化发展, 为油田下一步的开发提供更多的帮助。
参考文献
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储层地质学简述 篇4
1 储层地质学的概念
储层地质学是一门综合性学科, 具有较强的应用性。它在地质、地球物理及多种化验分析资料的基础上, 研究油气储集地质体的形成原因、演化过程和空间展布, 并对其作出解释。在对储层不同层次的非均质性进行分析的过程中, 储层地质学应用定性或定量的方法, 采用建模这一先进的技术以达到对空间展布预测的目的。
2 储层地质学的研究内容
在储层地质学的研究内容上, 本文主要讨论了储层成岩作用、储层非均质性、储层的精细描述和储层模型建立。
2.1 储层成岩作用
储层成岩作用是构成储层的沉积物固结形成沉积岩石的过程, 成岩过程中的演化规律通常是油气勘探的主要研究内容之一。付娟等 (2010) 认为目前对成岩作用的研究主要集中在以下几方面:1) 成岩作用本身的研究;2) 模拟成岩作用;3) 成岩对储层孔、渗、饱等性质造成的影响;4) 成岩作用与沉积学之间的关系;5) 油气成藏与成岩作用间的关系;6) 成岩环境的物质表现分析;7) 成岩作用建模研究;8) 成岩作用与其他学科之间存在的关系。
对于成岩作用的研究, 我们已经取得了很大的进步, 但仍存在一些问题:1) 对储层的综合评价, 储层对油气藏的作用方面研究较少;2) 在成岩相的研究方面较为薄弱;3) 定性研究较多, 定量化、半定量化较少;4) 成岩作用与储层地质其它方面的关系研究不足。
2.2 储层的非均质性
储层的非均质性是指在内部属性和空间分布上, 储层的四性不均一, 它受构造作用、沉积因素和成岩因素的综合影响。油藏描述中最核心的内容就是对储层非均质性的研究, 这项研究始于始于20世纪70~80年代。
储层的均质性是相对的, 而其非均质性则是绝对的, 而且储层存在不同规模的、不同层次的非均质性, 因此必须研究储层的非均质性, 对储层进行精细描述, 挖掘剩余油潜力, 提高采收率。
目前为止, 储层非均质性的研究方法主要有以下几种:1) 储层露头描述, 这是最直接的研究方法, 具有精确性、直观性、可验证性等优点;2) 测井资料分析法;3) 沉积体系分析法;4) 流动单元分析方法;5) 层次界面分析法;6) 用高分辨率层序地层学对其进行研究;7) 地质统计方法;8) 劳伦兹曲线法。此外, 还有对这些方法加以改进而提出来的其它方法。
通过测井资料的统计分析、岩心观察等途径, 谭桂花对苏仁诺尔油田S区块南二段油层组的非均质性进行了研究, 结果表明其层间、平面、层内非均质性整体均较强, 是导致其稳产性能变差的原因。刘超等以劳伦兹曲线法为理论基础, 通过对利用渗透率洛伦兹分布曲线求得的数据进行e的负次幂变换处理, 定义了一种新的非均质综合表征参数, 该方法具有适用性广的特点。为验证这一方法在储层非均质研究上的效果, 他将其运用到某一油田上, 效果良好。
关于储层非均质性的分类, Pettijohn, Weber, Haldorsen等做了这方面的研究, 提出了自己的分类方案。结合我国陆相储层的特点, 在Pettijohn思路的基础上, 我国学者裘亦楠将碎屑岩的非均质性分为两大类, 即宏观非均质性 (包括层间非均质性、平面非均质性和层内非均质性) 和微观非均质性。
2.3 储层的精细描述
油藏描述是一门综合性很强的课程。20世纪70年代末, 最早由斯伦贝谢公司提出来。它将地质、地震、测井数据、测试技术及计算机技术融合为一体。储层的精细描述与油藏描述具有密切的联系, 它是建立动态模型的基础。
对剩余油分布的研究是储层精细描述的核心, 其主要研究内容为:1) 剩余油的分布特征;2) 储层性质和流体性质在开发过程中的动态变化;3) 储集层在井间的分布、变化情况。贾爱林等在这方面做了大量的工作, 但还有大量的工作需要去做, 如数字化油藏的研究, 多学科的协同研究及新技术、新理论的应用。
2.4 储层地质模型的建立
根据预测的途径可将建模方法分为两大类:确定性建模和随机建模。
确定性建模是对井间未知区域给出确定性的预测结果。随机建模是在对资料的掌握不完善, 认识程度低的条件下, 通过一定的的猜测得出的可选性、等概率、高精度的反应储层性质的模型。改进单纯性方法、试错法等是目前常用的模型优选方法, 针对其存在的主要问题, 崇仁杰等提出了一种方法—将实验设计的理念应用于不确定性储层模型优选。该方法确定了影响地质储量的主要地质变量, 为评价地质储量的不确定性开阔了思路。
3 储层地质学的研究方法
地质、测井、地震、地球化学、油藏监测、岩石物理等是储层地质学的主要研究方法, 储层地质学综合多学科的知识, 在此基础上进行系统研究。地质、测井、地震、地球化学、油藏监测、岩石物理等研究方法各有各的优势, 同时各自存在一定的局限性, 因此, 应将各种方法综合起来, 取长补短, 以达到储层预测的目的。
4 储层地质学研究的热点
4.1 火山岩储层地质学
火山岩储层地质学是一门研究火山岩储层发育的构造环境、火山岩储层的宏观展布、储层结构特征、储层参数动态变化特征的一门学科。其主要研究储层孔隙类型与孔隙演化、储层的物理特性、储层储集空间类型、储层敏感性评价、储层综合评价等方面的内容。1887年, 在圣华金盆地 (美国加利福尼亚州) 发现了世界上第一个以火山岩为储层的油气藏。1957年, 在准噶尔盆地西北缘地区, 我国也第一次发现了以火山岩为储层的油气藏。
4.2 碳酸盐岩储层地质学
与碎屑岩储层相比, 碳酸盐岩储层的非均质性更差, 在油气的运移过程中孔洞和裂缝具有更为重要的作用。由于受构造作用、沉积作用、成岩作用和岩性等方面的影响, 我国的碳酸盐岩具有形成时间早、埋藏深、经历的构造期次多、非均质性强等特点。碳酸盐岩储层是构造、沉积、成岩和岩性综合作用的结果。随着对油气资源需求的增长、勘探技术进步, 深层、超深层的碳酸盐岩成为油气发展的重要领域。李德生使用数字地球方法对碳酸盐岩储层进行了研究, 为碳酸盐岩储层的研究开辟了一条新的途径。
5 储层地质学的发展趋势
储层地质学的研究具有以下发展趋势:
5.1 由定性向定量方向发展
5.2 由宏观向微观方向的发展
在油气勘探开发的过程中, 必须掌握砂体的几何特征、展布特征和连续性, 即需要对储层进行宏观上的研究。另一方面, 储层中有微观孔隙, 储层孔隙中含有粘土矿物, 这些都会对储层的性质产生影响。最后, 在注水开发的过程中, 储层的孔隙结构会不断发生变化, 内部孔隙度、渗透率的变化影响了储层中流体的运移。鉴于以上方面, 研究储层的微观特征具有重要的意义。
5.3 新的模拟软件和方法的应用
主要的模拟软件有:地质模型计算机系统软件—SGM;三维多指标条件模拟软件;TUBA软件;智能模拟软件GEOSTAT;“君主” (MONARCH) 软件。
储层伤害及防治应用研究 篇5
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.
储层处理 篇6
Kuparuk River油田是北美最大的油气聚集区, 它投产于1981年。由于储层中存在大量的海绿石和菱铁矿, 且在1 ft (1 ft=30.5 cm) 的范围内含量变化较大, 测井曲线的岩石物理解释异常复杂。本文总结了获得准确含烃量的测井解释方法, 包括岩相模拟和新的渗透率预测方法, 这是建立应用广泛的地质细胞模型所必需的。
2 储层地质与油田开发
Kuparuk River油田位于阿拉斯加北坡。Masterson和Eggert1992年介绍了该油田的地质情况。该油田在下白垩纪的两个砂岩储层产出18°～24°API原油。A层的原始石油地质储量 (OOIP) 为3700MMSTB (1 MMSTB=156×103 m3) , C层储量2 100 MMSTB OOIP, 储层总厚度约为300 ft。该层有5个独立的储层, 可解释为下白垩纪海滨砂岩突侵的结果。A层的解释相对简单, 其他人已经介绍过。C层的沉积和成岩史相对复杂。C层的沉积由于北坡地区被分裂成峡谷而推迟了一个升举和切割的时期。该层通常被划分成4个小层, 从下至上依次为C1～C4, 是主要产层。储层描述为分选较差的细到中等颗粒, 伴有薄片状的海绿石, 局部厚度由西北_东南走向受断层限制的地堑的发育控制。C2、C3小层更显毯状特征, 沉积于下部海滨构架。从沉积学角度而言, C层可解释为浅海沉积。其根据是生物侵扰、痕迹化石、富含的海绿石以及总体的古地理环境。
根据主要的岩相类型, C层可以划分成5个主要类型:①成洞的含海绿石的差到中等分选的中等颗粒砂岩;②成洞的含海绿石的伴有零星菱铁矿的砂岩;③成洞的含海绿石的含有大量菱铁矿的中等颗粒砂岩;④成洞的细粒砂岩;⑤成洞的含泥粉砂岩。C1和C4以1～3种岩性为主, C3的岩性为第4种, C2的岩性为第5种。
该油田采用43钻场, 井距160 acre (1 acre=405 m2) 。开发井的斜度为0°～65°, 或更大, 测井系列为GR (自然伽马测井) -ILD (深感应测井) -SFL (地形聚焦测井) -CNL (补偿中子孔隙度测井) -FDC (补偿地层密度测井) 组合。开发的惯例是对一口井的Kuparuk River储层进行完全取心并进行常规分析。很少使用声波测井。最近一口加密井采用了斜井和水平井技术, 这些井通常采用自然伽马测井和电阻率测井。
3 储层性质
C层的渗透率和孔隙度决定于颗粒尺寸、分选程度和成岩的菱铁矿。海绿石当然也影响储层的品质, 但程度要小得多, 原因是它以骨架的形式存在而不是孔隙填充骨架的机理。
在C1和C4的底部或附近, 是中等颗粒尺寸的砂岩, 其渗透率可达数个达西, 是该油田的漏失层。C3层典型的细粒、成洞砂岩, 决定了该层具有较低的孔隙度和渗透率。C2层为典型的泥质粉砂岩, 毛管压力高, 是不具备储集能力的隔层。
菱铁矿的沉积形成于多个时期, 具有多种形态:菱形晶体、颗粒包裹层、裂缝填充物和孔隙填充物。其含量变化剧烈, 是C4和C1层各向异性的主要起因。以填充物、似变形虫体存在的菱铁矿占据了孔隙, 增加了流体流动度。到处分布的大量菱铁矿胶结物使砂岩不具备储集能力, 这在C4顶部的小层中普遍存在。这使得测井曲线响应异常复杂:对于孔隙度大于20%以上的储层, 利用石英颗粒密度计算的密度孔隙度为负值。
4 根据曲线求取组分含量
C层孔隙度和岩性分析以多矿物组分为基础。复杂的砂岩成分被划分成4种矿物成分, 外加总孔隙度, 见表1。求解过程分为两步:第一, 根据图1 (见封三) 给出的交绘图, 利用GR和中子测井确定黏土和海绿石的含量。图1中, 蓝点的GR响应归因于海绿石, 并通过高的NPHI响应来识别。黑点显示的是黏土响应。较上部和较下部的线分别代表100%海绿石和黏土。中间线为各50%的海绿石和黏土。交绘图的位置确定了黏土和海绿石的相对含量。根据GR测井曲线确定它们的体积分数。
海绿石的贡献可以从黏土响应中分离出去, 其基本原理是由于海绿石中含有的硼使中子响应增加。在确定了这两种成分后, 中子和密度曲线用于求取其他未知量 (石英, 菱铁矿和孔隙度) 。表1为计算中采用的参数。注意, 表中数据与图版书上的标准值不同, 这是由于菱铁矿中的非化学计量的成分 (镁替代了铁) 以及含硼海绿石的存在所致。矿物成分的多参数解需要对GR、RHOB (岩性密度) 和NPHI (中子测井孔隙度) 值进行归一化, 这是以这些量在B层的值 (在整个油田范围内稳定) 为基准的。
括号中的值为图版书上的标准值。
多矿物组分解得到总孔隙度和矿物含量, 它们经过了岩心氦孔隙度和岩相学计数的校准。第二步是计算含水饱和度, 采用的是Simandoux模型。模型参数采用与岩心分析结果进行拟合的方式得到。
5与岩心的对比
由于C4/C1层的极为非均质性, 所以利用岩心分析验证计算结果的正确性异常复杂。图2 (见封三) 为10口取心井岩心孔隙度与测井孔隙度的交绘图。点子的分散是由于C4和C1层的非均质性低于仪器的分辨率造成的, 而岩心是每英尺采样, 因而利用等权重对岩心数据进行了三点平滑滤波, 平滑后的岩心数据与测井结果吻合得很好。对于含水饱和度, 有类似的结果, 其值经过失水和地层体积系数校正, 并进行了孔隙度加权平均。用于饱和度分析的岩心来自有限的6口油基泥浆井, 地层原生水得到保护。表2给出了测井曲线和岩心分析的平均结果以及孔隙度和含水饱和度的标准偏差。我们可以认为, 多组分模型的结果与岩心数据匹配良好。在岩心准确和具有代表性的条件下, 测井曲线能够提供精确的烃-孔隙-体积测量。
6岩相模型
利用上文所述的岩性确定表3中给出的物理相。岩相的定义基于测井曲线的特性和响应, 尽管与上述5种岩相具有很强的相关性, 但仍然存在一定的偏差。图3 (见封三) 给出了利用测井曲线计算出的岩相, 同时还给出了矿物含量和孔隙度, 图中橙色为黏土, 蓝色为菱铁矿, 绿色为海绿石, 黄色为石英, 浅绿色为油, 而浅蓝色为水。由于本研究结果用于地质细胞模型的建立, 其最小层厚为1 ft, 因而删除了计算结果中0.5 ft的部分。
7利用密度曲线约束随机模拟计算渗透率
常规测井曲线解释通常依赖于岩心分析得到的渗透率与孔隙度的线性关系。由于严重的非均质性, C层渗透率的计算还存在问题。如果用测量或计算的测井曲线预测渗透率, 其内在的滤波特性会平滑掉一些极端的情况。岩心渗透率与孔隙度的相关性很好, 而测井孔隙度与岩心渗透率的相关性就比较差。很显然, 计算储层渗透率不能简单地使用与计算岩心资料渗透率相同的统计方法, 其根本原因是在小于1 ft的范围内存在各向异性。
设计了另一种方法, 它类似于随机模拟技术———根据孔隙度随机选取渗透率, 是密度约束的随机模拟, 使选取的岩心数据与密度相匹配。它不是随机选取渗透率, 而是根据岩相和RHOB值的重新分类后, 确定岩心密度。该密度值是利用氦孔隙度、颗粒密度和假定流体密度为1 g/cm3的条件下计算出来的。考虑到仪器的响应, 这些密度值在空间上平均, 然后与密度曲线对比。如果两者之间的差异大于0.05 g/cm3, 则放弃该岩心值, 进行重新选择。岩心孔隙度-渗透率关系的精确建立, 避免了测井曲线应用中的平滑特性。
除了上述用于校正Simandox模型的6口井的数据, 岩心含水饱和度数据是不可靠的。提出了另一种预测小尺度含水饱和度的方法, 它利用Simandox模型, 采用多矿物孔隙度和DCSM孔隙度。另一种可选择的方法是采用岩心不可动水饱和度以及渗透率和孔隙度。
8 DCSM模型的验证
采用几种方法对DCSM模型进行验证。对小尺度孔隙度和含水饱和度进行平滑, 并根据岩相, 与平滑后的岩心数据和多矿物测井分析结果进行了对比。对比结果相当不错, 只是多矿物孔隙度有微小偏差。DCSM处理结果与平滑后的岩心孔隙度值吻合得很好, 具有不依赖于模型的优点。
DCSM渗透率的验证是通过井的地层系数kH值与通井的产能数据分析得到的kH值相比进行的。每口井的产能数据从其峰值产能条件的生产数据中获得。尽管这些数据经过了筛选, 但仍然存在与完井状态和分层有关的问题。在与生产数据对比之前, DCSM的空气和流体渗透率值都转换成SSTVD (标准的真垂直深度) 形式。在近30口井的结果中, 大多数具有kH结果的数据偏差在一个数量级范围内。
9尺度扩展
根据岩相, 对DCSM半英尺小尺度渗透率和孔隙度进行了尺度扩展, 利用的是下式:
式中ki是厚度为H的第i层的渗透率。w=1时, 是算术平均, w=-1时是调和平均。对于第1第2和第3种岩相, 我们采用算术平均。对于大多不具备储层性质的第4和第5种岩相, 取w=0.5。w的选择依据是基于这样一种认识, 薄储层的横向延展性较差。算术平均用于孔隙度和含水饱和度的尺度扩展, 其中对孔隙度进行了加权。
图4 (见封二) 给出了一口井尺度扩展到1 ft和2 ft的详细结果。尺度扩展是在对基于深度测量结果的DCSM值转化为SSTVD结果后进行的。图5和图6 (见封三) 给出了尺度扩展后孔隙度和渗透率的交绘图, 它可与岩心数据对比。正如所料, 尺度扩展会损失极端值, 同时也会使总渗透率增大许多。尺度扩展也导致了岩相1的kH值和PhiH值的损失, 这是由于该层较薄, 一些信息丢失了。尺度扩展后的结果正确反映了储层的存储和流动能力, 要比用于地质模型的平滑多矿物曲线好得多。岩心尺度与扩展尺度孔隙度-渗透率关系的差异与Worthington的结论一致。该尺度扩展方法已经广泛用于Kuparuk River油田的地质细胞建模中, 它们有助于储层数量的确定并为储层模拟奠定了基础。
10结论
Kuparuk River油田C储层在矿物成分和地质构造上极其复杂。可以利用多矿物模型描述矿物组分。模型参数与典型的图版不一致, 是通过与大量的数据进行对比得到的。菱铁矿和海绿石的异常值超过典型值, 这是由于菱铁矿不是按照化学量的比例存在以及海绿石中硼的存在。尽管本文未有论述, 为了使结果适用于整个油田, 对测井曲线进行归一化是必要的。对测井孔隙度和饱和度进行岩心校正时要对数据进行平滑以消除各向异性的影响。利用确定性的渗透率-孔隙度交绘图对1 ft范围内的渗透率进行预测捕捉不到极端值的变化, 其部分原因是测井曲线固有的平滑特性。
提出了一种密度约束模拟的新方法, 它可以获得半英尺范围内的渗透率, 这些数据保留了岩心数据具有的点-点变化的统计特征。该模型也给出了与渗透率相关的孔隙度, 从而保留了岩心数据所具有的孔隙度-渗透率的关系。该方法需要岩心数据量大, 岩性覆盖范围广。利用该方法预测的孔隙度经过平滑后, 与按岩性分类岩心数据的偏差远小于多矿物模型的预测结果。平均上讲, 对于所有岩相, DCSM平均孔隙度与岩性数据的偏差在1个孔隙度单位之内。尺度扩展的DCSM模型的结果用于建立预测孔隙度、渗透率和含水饱和度的地质细胞模型。该模型用于确定储层的数量和指导加密井位的设计。
对现有测井数据的分析表明, 测井曲线的范围在1～2 ft左右。常规测井曲线具有半英尺的分辨率, 需要扩展到1～2 ft后才能用于地质细胞模型在相对均匀地层可以通过简单的采样来实现, 在各向异性地层不能给出正确的孔隙度-渗透率关系DCSM模型确定出与岩心数据匹配的渗透率, 避免了测井曲线固有的平滑特性。
DCSM模型的困难在于其不可重复性。渗透率的计算结果可以用于地质建模或储层模拟, 因为此时只要保证渗透率与孔隙度分布关系的正确即可, 而不需要给出空间各点的准确值。最终, DC-SM模型可以作为每一个深度点上的岩心分析值。
注释
1黏土
22.68
30.30中等孔隙充填, 碎屑的伊利石, 电阻率较低, 中等放射性和中子响应海绿石
43.12 (2.54)
50.62 (0.38) 中等包括所有的微孔隙颗粒、构造、可变成分, 对电阻率无影响, 由于硼对中子反应强烈, 中等放射性菱铁矿
63.25 (3.89)
70.30 (0.12) 低成岩作用, 多个阶段和矿物结晶形态, 极为易变的含量, 高密度, 中等中子响应石英
82.64
90低总孔隙度
100.95
111.0
沁水盆地煤储层物性研究 篇7
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.