气藏储层预测技术

气藏储层预测技术（共4篇）

气藏储层预测技术 篇1

随着隐蔽油气藏的勘探的深入,地震地质综合解释分析技术,已经广泛应用到小尺度的地层单元的油气藏勘探中,从而产生了地震沉积学等相关学科的发展。曾洪流,Henry, Riola等人指出地震沉积学是在沉积规律的指导下,运用90°度相位旋转、地震时频分析技术及等时切片技术来进行岩石宏观特征及其沉积史、沉积体系和沉积相平面展布研究的一门学科[1,2,3,4,5,6]。地震沉积学相对于地震地层学来说是运用高分辨的地震资料进行高频层序内即准层序,大致相当于砂层组级别的沉积现象分析。

地震沉积学作为一门新兴学科,仍需探索和发展。尤其在我国,河流相、三角洲相等较为复杂的沉积环境的地震沉积学模式尚无建立。曾洪流也认为在中国陆相盆地岩性与波阻抗关系较为复杂化,在此基础上通过90°相位转换识别岩性通常比较困难,地震沉积学的突破和发展应该建立发展地震岩性及沉积相的识别新方法[4,5,6]。

研究者认为,通常在复杂地质条件下,用于解释的地震数据通常是非零相位的,这就造成地震反射同相轴的地质意义不清晰,不利于地质-地震的精细标定[7,8,9,10]。

现以地震沉积学为思路,针对四川盆地西部新场地区三叠系须四段致密砂岩气藏提出了一整套储层预测方案,该地区致密砂岩储层分布主要受到沉积相及断裂情况控制,研究通过信噪比谱做参考下的井控提高分辨率技术,在扩宽频谱的同时使剖面零相位化。明确地震反射同相轴的地质含义。在此基础上利用地震切片技术进行沉积相解释。同时利用子波重构分解技术有效的识别小断裂发育情况,最终预测了有利相带及断裂发育的叠合区域即研究区致密砂岩储层发育的最有利区域。扩宽了地震沉积学的研究手段,为在复杂地质条件下,致密砂岩储层地震预测提供了新的技术手段。

1研究区的基本地质特征

上三叠统须家河组是四川盆地天然气主要勘探层系之一。其中多口钻井在新场地区须四段钻遇工业气流,表明该地区须四段有较大勘探前景。新场地区须家河组四段分为上、中、下三个亚段,其中上亚段主要由三套砂岩夹泥页岩组成,中亚段以泥页岩为主,夹薄的碳酸盐岩岩屑砂岩,下亚段主要由砾岩、砂岩组成,夹少量的页岩和泥岩。经钻井实践证明,须四上亚段砂岩储层主要产水,须四下亚段砂岩为本区主要含气天然气勘探目的层。

通过地质、钻井资料分析,新场地区须四下亚段整体属于扇三角洲前缘沉积,物源主要由古龙门山提供。物源供给方向主要来自于工区东北部及西北部。新场须四下亚段包括X48、X49、X410三个砂层组。其中X48砂层组在整个研究区发育一套为泥岩及粉砂岩为主的地层,厚度稳定在5—10 m内,地震剖面上不易追踪。X49砂组岩性以砂砾岩为主,中间夹泥岩,沉积环境属于扇三角洲前缘沉积,X49砂层组为该地区最重要的含气砂组。

2优质储层发育的主控因素

不同沉积相带砂体的厚度、粒度、分选、杂基含量等均有差异,就是在同一沉积相带中,由于水动力条件的变化,沉积物成分及结构也有变化,导致渗透率也会有差异。深层优质储层多形成于水动力条件较强的高能环境,研究区X49砂组的具有储集性砂体主要受到沉积微相的控制,其中扇三角洲前缘水下分流河道砂体形成相对高能相带,是构成研究区最重要的储层砂体。

同时由于须家河组由于埋深普遍较深,经历的成岩演化极为复杂,使得大量具备良好储集空间储层的渗透能力较差,这些储层在适当条件下若得到裂缝的有效改善,将对改善储层渗流性、释放储层中已经聚集的烃类、成为工业性甚至高产气藏十分有用。因此后期规模裂缝通过对储层渗流性的改善,进而形成高产有关键作用。

基于上述分析,新场地区X49砂层组的优质储层主要受沉积作用及构造作用影响。其中沉积微相是有效储层发育的基础,裂缝是改善低孔渗储层渗透性的主要因素。其中叠置的水下分流河道砂体原生空隙保存较好,且有利于裂缝发育。基于此,TX49砂组水下分流河道微相砂岩及裂缝发育相匹配的区域,是该地区后续勘探开发的最重点区域。

3井控提高地震资料分辨率处理

地震沉积学应用90°相位转换技术识别岩性,但是在复杂地质条件下,提供给解释人员进行解释的地震资料往往不是零相位的,以至于后续分析不能准确进行。本次研究采用井控提高分辨率来解决地震沉积学这一适用性问题。该技术手段采用混合相位子波反褶积技术,这种技术在使频谱拓宽的同时,也可以使地震剖面近零相位化。其中子波提取和希望输出的定义是关键。地震子波的提取是在新复赛谱技术的基础上交互完成的,该技术能够比较准确客观的提取的子波振幅谱。子波相位谱由振幅谱计算,相位特征交互完成,并用最小熵准则衡量零相位化的程度,对相位选择的合理性进行监控。希望输出的子波形态采用谱模拟的思想,由人工定义,在定义人工谱时应注意采用了信噪比谱做参考——即不提高在信噪比曲线明显降低时的地震频谱能量,以确保提高分辨率的数据也具有合理的信噪比水平。综上该提高分辨率处理具有以下几个优势[6,7]:

⑴ 用信噪比谱做参考,定义希望输出,合理的挖掘高频潜力;

⑵ 用井曲线作监控,使得提高分辨率更具合理性;

⑶ 用提高分辨率后的频谱做质量监控;

⑷ 输入子波相位特征的合理性,由反褶积后零相位化的最小熵准则和井曲线监控。

因此可以看出,采用井控混合相位子波反褶积技术提高的分辨率的幅度由信噪比谱作参考,用井曲线作监控,可以达到分辨率和保真度之间的最佳平衡点[6,7]。

图1为井控提高分辨率的处理过程,与左下侧原始地震剖面相比,右下侧地震剖面的地质信息更丰富,且从图三可以看出,原始地震子波为非零相位子波(图1右侧蓝色子波),而通过井控提高分辨率技术处理后的子波(右侧红色子波)为零相位子波。同时,该技术利用测井曲线作监控,防止地震假信息的产生,多出的地震同相轴,最大限度的反映出地下地质现象。

图2a为原始地震剖面,黄色框之内地震反射表现为薄层的复合波反射。但在井控提高分辨率之后(图2b),地震剖面上整体的基本反射波形保持原来特征,但薄层反射的复合波被分开,同相轴的合并和分叉点更为明显,地震同相轴和原始地震剖面相比更加清晰,在不改变地震反射整体特征的同时,局部剖面同相轴数目有所增加,地震剖面上的波形特征更加活跃,尤其同相轴相位置及相对关系没有改变。说明不但井控提高分辨率使得地震资料的纵向分辨率得以提高,横向分辨率也同样得以扩展。对于地震沉积学及地震储层预测来讲,在井控分辨率技术将更为有利于解释人员进行沉积相分析,地震属性分析及储层反演等。

根据沉积学一般的规律,每一期河道为一期向上变细的沉积序列,且每一期河道的下部往往是砾岩及中粗砂岩的沉积,而河道的顶部沉积则为细粉砂-泥岩沉积。对于多期叠置河道,由于第二期河道对第一期河道的冲侵作用前期河道顶部的泥岩将被侵蚀,前期河道仅能保持下部的砾岩、中粗砂岩及顶部薄层的细砂岩。而最终能够形成储层的则为河道下部的中粗砂岩。对过新场22井地震剖面进行90°相位转换(图3为90°相位转换的反极性显示的地震剖面)。转换的地震剖面波谷对应极低的自然GR值,指示粗砂岩及砾岩。波峰对应高自然GR值的细粉砂岩及泥岩。90°相位转换虽然不能提高地震分辨率,但是它可以搭建地震反射和岩性较好的对应关系。通过转换相位的地震剖面解释,对叠置河道的形态及沉积微相的边界有了更好的识别。

4地震沉积学解释

应用地层切片技术进行沉积学方面的解释的原理及理论已经被广泛应用,在此不再累述。在钻井的控制下,基于井控提高分辨率的90°相位旋转地震数据体,从须49砂组的多张地层切片中自下而上选取了3张典型地层切片,进行沉积学的解释(图4)。其中红色-黄色代表负的强振幅,指示砂砾岩,蓝色代表正振幅,指示泥岩。

图4为研究区X49砂层组的地震振幅切片,根据强的负振幅(红色黄色)对应砂体的指示,研究区此时水下分流河道砂体呈条带状分布,河道呈北东至南西向延伸,其中水下分流河道在研究区中部汇集,致使研究区中部砂体最为发育。研究区南部及东部主要为正振幅反射,预测西北部为分流间湾泥岩沉积。

5断裂发育带的地震识别

本次研究在子波重构技术的基础上应用地震相干体切片对断裂发育带的预测达到较好的效果。数据体常规的地震信号处理和解释中的单一地震子波的假设,它可以将一个地震道分解成多个不同形状,不同主频率的地震子波。用这些子波重新组合,就可以精确地重构出分解前的地震道。关于地震子波的选取,目前不同的研究者有不同的方法,而这些方法多数基于傅氏变换,也都要求一定的数据长度,因此得出的子波也是某种意义下的平均。如果考虑到在地震资料处理过程中,如滤波,反褶积,以及动校正所引起的拉伸等原因,在叠后的数据上提取真正的子波几乎是不可能的。在现今的技术条件下,用任何方法所得到子波,也只是在某种意义的前提下,相对当前的处理或解释目的可用的估计子波[5,6,7,8]。

An 及GeoCyber研究室对叠后数据的分解采用了雷克子波,也就是将地震道分解成不同主频的雷克子波的集合[9,10]。多子波重构中进行子波筛选涉及到的是子波的主频范围的确定,而不是数据的频率范围,因此子波筛选重构与频率滤波有很大的差别的。当对叠后地震数据进行子波分解时,无论去掉哪一个子波,另外的一个子波完全不受影响。频率滤波则是对通带内的振幅完全保留,通带外的振幅按比例衰减。所以,当分解两个子波有频率重叠部分时,在不知道两个子波的振幅谱的情况下,用频率滤波是不可能区分两个子波的。因此,用子波筛选重构技术能够准确的去除了选定范围之外的信号,而频率滤波不仅没有完全去掉那部分信息,而且还会产生假信号[9,10]。

实践中对多子波地震道分解和重构技术的应用分做两步。第一是对迭后数据的分解处理,将地震数据中目标层段分解成不同主频的雷克子波的序列或集合。第二是重构分析,用所有子波重构就可以得到原始的地震道或数据体。用部分子波重构就可以得到新的数据体。

在重构中可根据已知钻井的储层资料,选取与储层变化相关的子波,去掉与岩性变化及地质因素没有没有直接关系的子波,合成新的地震数据体。新合成的地震数据体将最大限度的反映由地质因素及储层变化因为的地震反射变化[10]。

研究通过多子波分解高频数据体识别小断层,图6是须家河组底部处理前后的对比,图6为处理前剖面,下图为30—40 Hz高频数据体,图6中左侧红色箭头指示的小断层在高频数据中非常清晰,处理前剖面较难以识别,右侧是常规剖面可以识别的断层,但断距尚难以确定,处理后,断层非常明显,断距更大,便于准确识别。

三维地震数据体包含了大量的地质信息,对三维数据体进行相干计算,可以得到一个三维相干数据体,并可以对三维相干数据体进行剖面显示和时间切片显示,利用相干技术,可突出那些相邻地震道资料的不连续性,使特殊的地质现象更加清晰,易于解释。应用相干技术可以确定断层、进行裂缝预测[11]。

图7为研究区子波重构的叠后数据的X49砂层组相干体切片,其中红色黄色代表低相干数值区即裂缝发育区,从图中可以看出研究区断裂体系主要发育北西和北东两个方向,其中断裂发育带主要位于研究区的中部。图中黑色线框区域虽然断裂也比较发育,但处于扇三角洲前缘水下分流间湾的不利相区,虽然断裂发育但储层的物质基础较差,不利于储层形成。白色线框区域的裂缝也非常发育,且与研究区的中部水下分流河道砂体匹配良好,预测为研究区X49砂层组的储层最有利于的发育区。

6结论

(1) 四川盆地西部新场地区三叠系须家河组X49砂层组属于扇三角洲前缘沉积,由于目的层埋藏较深,本区优质储层的发育和分布受到沉积相和断裂发育的共同控制。

(2) 由于地震采集处理的复杂性,用于解释的地震资料的子波往往是非零相位的。导致地震反射的地质意义不明确,很难经过相位旋转确定地震反射的地质含义。井控提高分辨率可以较好的解决地震沉积学这一适用性问题。该技术在使频谱拓宽的同时,也可以使地震剖面近零相位化。在此基础上进行相位旋转,可以使地震发射的地质意义更加明确。

(3) 子波分解技术能够将地震资料分解为不同子波的数据体,相对于传统的频率滤波方法能够有效的去处选定范围以外的信息。可以通过子波重构技术突出地质因素引起的地震反射变化,研究区应用子波分解技术重构后的数据能够更清晰的解释断裂体系的发育及分布。

摘要：四川盆地新场地须家河组X49砂层组属于扇三角洲前缘沉积,为该地区最重要的产气层。由于埋藏深度深,储层较致密,其中沉积微相和裂缝的发育程度共同控制着致密砂岩优质储层的形成和发育。以地震沉积学理论为主体研究思路,运用钻井控制的混合相位子波反褶积技术提高分辨率技术,克服了复杂构造情况地震数据非零相位的缺陷,扩宽了地震有效频宽,同时使剖面零相位化,确定了地震反射的地质含义。基于子波重构后的地震数据能够清晰的刻画小断裂的发育。最终确立了水下分流河道与断裂发育带的叠合区域为储层有利发育区,扩宽了地震沉积学的研究手段,同时预测结果为下一步勘探提供了可靠依据。

关键词：致密岩石储层,沉积相,裂缝发育,井控提高分辨率,子波重构

参考文献

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气藏储层预测技术 篇2

关键词：低渗透凝析气藏储层,损害特征,钻井液保护技术

低渗透凝析气藏储层孔喉细小, 渗透性差, 黏土含量高, 非均质性严重, 因而容易因各种入井工作液侵入储层造成水敏、水锁等损害, 并经常发生其特有的反凝析损害。本文就低渗透凝析气藏储层损害特征及钻井液保护技术进行了简单的分析。

1 低渗透凝析气藏储层损害特征

1.1 反凝析损害

反凝析是低渗透凝析气藏储层试井、试开采过程中经常出现的一种特殊现象, 主要是受反凝析作用影响所致。当出现反凝析现象时, 凝析气藏开采会受到一定损害, 使储层渗透率迅速降低。反凝析损害的作用机理是, 最初发生在压力降落速度最快区域, 一般是近井筒, 随着开发过程的不断进行, 压力逐渐降至露点以下, 此时开始有液相析出, 井底流压下降至露点压力以下。在这种情况下凝析油会积累在近井筒区域, 当凝析油饱和度超过临界值时, 地层就会出现气液两相混合渗流现象, 进而产生附加的两相阻力, 导致凝析气藏储层渗透率急剧下降, 最终发生反凝析损害。

1.2 敏感性损害

敏感性损害的发生主要与低渗透凝析气藏储层本身地质特性有关。低渗透低孔隙的凝析气藏储层往往埋藏较深, 储层孔喉尺寸一般较为细小, 在成岩作用和压实作用的共同作用下, 储层中可运移的微粒就会变得非常少。另外, 在低渗透凝析气藏储层中, 孔道内可移动的微粒通常位于水中, 在水相不流动的情况下, 微粒因不会发生运移而与流动的油相和气相相隔离。这意味着一般情况下只要没有外来微粒入侵, 储层内就不会发生微粒运移损害, 钻井液中的固相颗粒也不会渗入到储层内, 对储层造成损害。但是, 低渗透凝析气藏储层黏土矿物含量普遍较高, 尤其是水敏性矿物, 这就增加了敏感性损害发生概率。当侵入颗粒与水敏性矿物发生接触时, 储层内的膨胀性黏土矿物就会迅速膨胀, 体积增大至原来的百倍甚至千倍, 造成储层孔喉发生严重堵塞, 渗透率严重降低, 进而引发油气层损害。

2 低渗透凝析气藏储层钻井液保护技术

2.1 选择优良的成膜钻井液处理剂

实施钻井液保护技术, 钻井液处理剂的选择非常关键, 必须要选择适合当地地质的、性能优良的、有利于成膜技术效用发挥的处理剂。目前, 国内外研究最多的两种成膜技术是隔离膜钻井液保护技术和超低渗透钻井液技术。隔离膜钻井液技术以井壁岩石作为支撑体, 通过将吸附在表面的聚合物进行浓集覆盖处理, 最终形成致密的、完全不渗透的无孔膜。在一定条件下, 任何固相组分均不能通过隔离膜。超低渗透钻井液技术通过使用特殊聚合物处理剂在井壁岩石表面形成胶束, 从而将井壁岩石表面上的较大孔隙进行封堵, 形成一层致密、超低渗透的薄, 在泥页岩等地层中有着较好的封堵效果。这两种成膜技术各有各自的优缺点, 适用于不同的储层钻井保护。将两种成膜技术进行复配, 既可以综合两种技术优点, 又能够产生协同增效作用, 使复配后的成膜技术拥有更为理想的封堵隔离效果, 缩短成膜时间, 降低钻井液处理剂渗入储层给储层带来的损害。

2.2 选择优良的表面活性剂

表面活性剂在低渗透凝析气藏储层钻井液中的运用, 可以有效削弱油水界面张力, 及时消除或避免水锁损害的发生。选择优良的表面活性剂是实施钻井液保护技术的前提条件, 是钻井液技术发挥保护作用的基本保障。根据实际经验总结, 采用水湿岩样表面接触角法对几种常用表面活性剂进行试验分析, 试验结果表明:同一地层不同表面活性剂所产生的效果有所差异, 需要根据气藏储层实际地质条件通过试验选择最为适合的表面活性剂来降低油水界面张力, 阻止水锁损害发生, 如ABSN表面活性剂等。

2.3 综合运用成膜技术与理想充填技术

理想填充技术作为一种新方法, 在实际应用中具有一定局限性, 将该技术与成膜技术进行综合运用, 同样可以起到协同增效的作用。即利用钻井液处理剂在井壁岩石表面迅速生成一层致密不透水的隔离膜和一层高承压能力的封堵层, 可以弥补理想填充技术不足与局限, 从而有效降低外界因素对低渗透凝析气藏储层的损害, 实现低损害或无损害开采。

总结:由上可知, 低渗透凝析气藏储层有着较高的经济价值, 对缓解能源紧张矛盾具有一定作用。因此, 在开采过程中, 采用有效的钻井液保护技术来降低外界因素对其造成的损害非常重要, 它是保护低渗透凝析气藏储层的一个有效技术措施。随着储层开采的不断进行, 钻井液保护技术还需要不断的优化改进, 提升对储层的保护力度。

参考文献

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气藏储层预测技术 篇3

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

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气藏储层预测技术 篇4

关键词：火山岩,毛管压力,滑脱效应,阈压梯度

火山岩气藏储层内部结构复杂, 岩石类型多, 岩性、岩相复杂, 储层成因机理复杂, 孔洞缝发育, 储层厚度、物性变化大[1—3]。地质条件的复杂性导致气水分布形式多样, 渗流机理复杂。目前火山岩储层特征研究较多[4,5], 但渗流特征研究较少[6—10]。

本文通过压汞、铸体薄片分析、核磁共振测试及阈压梯度测试等先进实验技术, 综合研究了王府火山岩气藏的储层特征和渗流特征, 研究结果对深入认识王府火山岩气藏储层渗流特征和指导气田开发具有较大意义。

1 储层特征研究

1.1 储层岩性

王府火山岩气藏储层以流纹岩、安山岩、火山角砾岩为主, 见少量硬石膏和方解石[见图1 (a) 、图1 (b) ], 平均黏土含量13.11% (5%~28%) 。

流纹岩主要为斑状、微斑状结构, 基质具球粒、流纹-霏细结构, 具有流纹构造, 斑晶主要为石英、碱性长石和斜长石。安山岩具安山结构、斑状结构, 基质主要由中基性斜长石和玻璃质组成, 岩石具绿泥石化和斑状方解石化。砾石成分主要为安山岩、凝灰岩、少量变质岩, 多具泥化或蚀变现象。黏土矿物成分主要为绿泥石[见图1 (c) ], 其次为伊利石、伊/蒙混层[见图1 (d) ]。

1.2 孔隙结构特征

王府火山岩气藏岩心铸体薄片分析可知, 储层储集空间为孔、缝结合型, 面孔率为0.1%~8%, 平均为3.5%。孔隙类型以粒间和粒内溶蚀孔、粒间微孔、晶间微孔为主, 含少量铸模孔及粘土矿物晶间微孔[见图2 (a) ], 储层微裂缝发育, 缝宽2~30μm, 流纹岩和安山岩含少量构造缝[图2 (b) ]。

王府火山岩气藏岩心毛管压力曲线 (见图3) 。由图3 (a) 分析可得表1结论。

由图3 (b) 分析可知, 王府火山岩气藏储层孔喉尺寸分布范围0.001~45.8μm, 其中0.01~0.1μm孔喉占60%, 溶蚀孔和微裂缝等大孔喉少量发育。

1.3 储层物性

常规岩心实验结果表明, 王府气田储层渗透率分布范围为 (0.003 1~10.7) ×10-3μm2, 主要分布在<0.1×10-3μm2之间, 相对高渗储层极少, 孔隙度分布范围为2.01%~17.37%, 主要分布在6%~12%范围内, 属于低孔-致密火山岩气藏。核磁测得王府气田束缚水饱较高, 分布在35%~95%之间, 主要分布在50%~80%之间, 且渗透率越低束缚水饱和度越高。

2 储层渗流实验

实验在室温下进行, 采用气驱水法建立岩样含水饱和度, 实验用水模拟地层水, 实验用气为氮气, 实验数据都为覆压条件下测得。

2.1 单相气体渗流实验

选用了7块具有不同岩性和渗透率的王府火山岩气藏岩心进行实验, 研究火山岩岩心单相气体渗流特征。分析流量和压力平方梯度的关系, 并借鉴Klinkenberg[11]的方法研究气体渗透率与平均压力倒数曲线 (简称克氏曲线) 的关系。实验表明不同渗透率的岩心具有不同的气体渗流特征, 测试结如图4和图5所示。

从图4和图5可以看出:火山岩岩心克氏曲线大致以渗透率0.05×10-3μm2为界限, 分为2种渗流形态。渗透率大于0.05×10-3μm2的岩心流态为紊流和滑脱流 (见图4) , 流态临界点压力在1 MPa, 压力<1 MPa时, 气体渗流为滑脱流动, 压力>1 MPa时出现紊流的非线性流态, 渗透率越大, 紊流现象越严重, 出现紊流的压力越低 (平均压力倒数越高) , 渗流方程遵循Forchheimer[12]方程。渗透率小于0.05×10-3μm2的岩心流态为达西流和滑脱流 (见图5) , 渗流临界点压力在2 MPa (图5中为0.5 MPa) , 在压力<2 MPa时气体渗流符合克氏曲线描述的滑脱流动, 平均压力越小, 视渗透率越大;压力>2 MPa时气体渗流基本符合达西流动, 即渗透率不随压力变化。

对于渗透率小于0.05×10-3μm2岩心, 其渗流状态也可以用平均压力与渗透率关系表示 (见图6) , 从图中可以明显看出当平均压力小于1 MPa时, 随平均压力的增大, 渗透率迅速下降, 当平均压力>2 MPa后, 渗透率基本不变, 符合达西流状态。

由图4~图6分析可知王府致密火山岩气藏岩心单相气体渗流存在3种典型的渗流状态:Darcy流、滑脱流、紊流。不同渗透率级别的岩心出现的渗流状态不同 (见表2) 。

通过上面的分析, 可见压力在1~2 MPa是低渗气藏气体单相渗流渗态发生转折的临界点。由于地层压力远大于2 MPa所以滑脱效应可以不用考虑, 但是应注意井底附近气体高速渗流时产生的紊流效应。

2.2 阈压梯度实验

选用了3块具有不同孔隙类型和渗透率的岩心进行实验, 研究不同含水饱和度下火山岩岩心阈压梯度特征。实验结果如图8所示, 阈压梯度的大小与渗透率与束缚水饱和度相关, 渗透率越低岩心阈压梯度越大, 含水饱和度越高岩心阈压梯度越大。含水饱和度低于60%时, 启动压力梯度变化较小, 当含水饱和度超过60%, 阈压梯度迅速升高。

其中8号是裂缝型岩心, 含水饱和度小于60%时, 阈压梯度变化很小, 而1号和5号是孔隙型岩心, 阈压梯度随含水饱和度的增大呈指数增加。对于裂缝岩心来说, 由于其渗流空间比较均匀, 没有孔道和喉道的突变, 含水较低时, 水膜厚度小, 水膜对气的渗流阻力小, 含水对阈压梯度影响不大;但对于孔喉交错的孔隙型岩芯, 由于水膜封闭小孔喉, 气体被分割成许多小气泡进行流动, 这些小气泡在每个喉道处都产生贾敏效应, 沿驱替方向产生贾敏效应的毛细管阻力被叠加起来, 在宏观上就表现为含水饱和度越高, 阈压梯度值越大。

3 结论

(1) 王府气田储层岩性主要为流纹岩、安山岩、火山角砾岩, 储集空间类型为孔缝型, 属低孔致密储层。

(2) 火山岩岩心单相气体渗流时1~2 MPa是气体单相渗流流态发生转折的临界点, 若以流量和压力平方梯度作为描述气体渗流曲线的坐标轴, 其曲线特征以0.05×10-3μm2为界限分为2种渗流形态。

(3) 当含水饱和度小于60%时, 裂缝型岩心阈压梯度随含饱和度增加变化很小, 而孔隙型岩心阈压梯度随含水饱和度的增大呈指数增加, 裂缝型岩心阈压梯度远低于孔隙型岩心, 有利于天然气的开发。

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