砂岩储层（共9篇）
砂岩储层 篇1
摘要：致密砂岩气藏具有低渗透、连通性差的特点, 储层评价研究水平是有效开发该致密砂岩气藏的关键因素。我国在致密砂岩气藏储层特征以及有效储层的识别方面积累了大量的经验。致密砂岩气藏主要指发现与盆地中心以及连续分布大面积的天然气藏。本文主要阐述了致密砂岩气藏储层特征以及有效储层的识别技术。
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)
[2]赵路子, 周彦, 谭秀成, 夏吉文, 吴昌龙, 李凌, 刘宏, 操应长, 王艳忠, 徐涛玉.裂缝-孔隙型碳酸盐岩储层孔隙度下限的求解研究[J].成都理工大学学报 (自然科学版) ;2008, (02)
砂岩储层 篇2
榆林气田山2段储层属于典型的低孔、低渗、致密砂岩储层,孔隙类型以粒间孔、晶间孔为主,有少量杂基溶孔.岩性是影响储层孔隙类型、孔隙结构、储层物性和含气性的主要因素.同一岩性储层的孔渗关系、孔隙类型和结构、储产能力、电性响应特征趋于一致;随着岩性的变化,“四性”之间的对应关系也发生变化.在精细研究储层“四性”关系和准确识别岩性的基础上,对于不同的岩性建立了不同的`参数解释模型,最终实现了对储层的综合评价.指出了井间储层的有利区块,为下一步滚动勘探开发提供了依据.
作 者：王建国 何顺利 刘婷婷 刘广峰 甯波 作者单位：王建国,何顺利,刘广峰,甯波(中国石油大学石油天然气工程学院,北京,102249)
刘婷婷(长江大学地球科学学院)
薄砂岩储层的地震反演预测研究 篇3
一、基本原理与方法
对于薄砂岩类储层, 将储层特征反演与拟声波反演进行有效结合, 可以有效的提高储层的预测精度。图1为反演流程图, 其主要思想是通过储层特征反演得到反演数据体, 由于反演数据体能够很好地刻画储层的分布范围, 因此可以在反演数据体上直接解释储层的顶底界面, 以解释成果为约束, 进行基于模型的拟声波建模与反演, 提高了拟声波反演的精度, 其反演结果较好的反应了储层物性横向特征变化规律。
储层特征反演主要采用统计分析方法, 建立能够表征储层特征如速度、密度、孔隙度、岩性百分含量的测井曲线与地震属性之间的非线性关系[4], 然后反演得到全工区的岩石物性特征, 进而得到反演数据体, 在反演数据体上直接对储层进行解释, 得到储层的空间展布范围, 在此基础上进行拟声波反演。统计分析方法是将测井曲线与井旁地震属性按分层进行拟合, 根据拟合的相关性, 选择一个最佳的拟合公式。进行储层特征反演时, 仍然考虑了构造框架、沉积模式的约束等。
拟声波反演能够有效的分辨薄砂岩储集层, 这是由于其使用对储集层较为敏感的测井曲线构建新的具有声波量纲的曲线, 该曲线融合了对储层较为敏感的测井曲线的高频信息与声波曲线的低频信息[5]。
二、应用实例
研究区域位于新疆塔里木盆地中央隆起带北坡, 2011年WELL1井对柯坪塔格组下段加砂压裂获得油流, 实现了塔中北坡志留系柯坪塔格组下段油气勘探的突破, 初步展示了顺托果勒低隆志留系良好的勘探前景。但随后针对该储层的多口钻井无良好油气显示, 分析其原因是储层埋藏深度大 (5000m-6000m) , 砂体厚度较小 (单层砂体2m-3m) , 横向物性变化快, 直接利用声波曲线地震反演不能准确预测储集层。因此使用图1中的反演流程, 将储层特征反演与拟声波阻抗反演相结合, 来提高优质砂体储集层的预测精度。
1.储层特征反演
(1) 曲线标准化处理
通过井曲线的分析研究, 决定采用GR曲线作为源曲线, 由于不同年代不同单位及不同仪器采集的测井数据, 同一曲线其基线值存在着漂移, 因此首先对GR曲线做了标准化处理, 主要是以测试结果较好的WELL7井GR曲线作为标准, 对其它井进行标准化处理。
(2) 精细井震标定
主要针对研究区7口的直导眼井进行精细标定, 利用已做过环境校正和标准化处理的声波曲线和密度曲线进行合成地震记录标定。通过对声波和密度曲线环境校正和标准化处理后合成地震记录与实际地震资料吻合度较高。
(3) 储层特征反演
以标准化后的GR曲线作为源曲线, 以声波、密度曲线标定的结果为基准时深关系, 在已解释成果的约束下, 基于统计分析方法进行储层特征反演。从反演结果的连井剖面 (图2) 来看, 反演剖面与已钻井钻遇储集层厚度趋势上吻合较好, 基本上反映了储集层空间展布形态。因此可以认定在研究区利用GR曲线作为储层特征反演可行, 能够比较准确刻画储集体边界。
在反演结果剖面上, 用自动和交互结合的方式, 直接解释各类岩性地质体, 其中T64为泥岩顶, T65为储集体的顶, 粉红色层位为解释的储集体顶底界面。
2.拟声波反演
(1) 拟声波合成及预处理
利用反映地层岩性变化比较敏感的GR曲线, 构建具有声波量纲的新曲线, 结合声波的低频模型, 合成拟声波曲线, 使它既能反映地层速度和波阻抗的变化, 又能反映岩性的细微差异。拟声波曲线合成方法主要通过地质统计学方法得到, 其通过源曲线和目标曲线之间统计分析, 实现拟声波的合成。
(2) 拟声波交汇分析与标定
通过拟声波曲线计算拟声波阻抗, 并与GR曲线进行交会分析, 图3a是声波阻抗与GR的交汇图, 图3b是拟声波阻抗与GR的交汇图, 对比分析, 可以看到图3a中波阻抗不能够很好的将泥岩和砂岩分开。图3b中砂泥岩与拟声波阻抗对应关系都比较明确, 能够很好的区分砂岩与泥岩, 因而拟声波阻抗中砂泥岩对应的波阻抗值是能够区分开的, 整体上, 砂岩对应拟声波阻抗值大于11500g/cm3·m/s。这也给利用拟声波阻抗反演方法及相关参数的选取奠定了基础。
拟声波标定主要是在声波精细标定的基础上, 在不改变原有的时深关系的前提下, 以拟声波替代声波曲线进行拟声波合成记录的制作, 通过对子波频率、相位等的不断调整, 保证在原有的时深关系不变的条件下, 拟声波合成地震记录与地震资料在目的层段的相关系数最大, 达到合成记录与地震数据的最佳吻合。
(3) 拟声波反演及结果分析
在上述研究的基础上, 在属性体解释成果约束下基于分形插值算法进行拟声波反演, 从拟声波反演与属性特征反演的连井剖面对比图 (图4) 可以看到, 在属性特征反演数据体解释结果约束下, 拟声波反演得到的储层砂体的波阻抗剖面与已钻井对应关系良好, 较好的反映了储集层横向物性变化规律, 与拟声波反演相比, 属性特征反演对储集层物性的横向变化不敏感。因此只有通过储层特征反演与拟声波反演相结合才能有效全面的预测薄砂岩储集层。
结论
(1) 针对薄砂岩储层预测存在的问题和难题, 设计了以属性参数反演与拟声波反演相结合的反演预测流程, 提高优质砂体储层预测精度, 深化了储层认识, 为该区落实有利勘探目标提供了有效技术支持。
(2) 储层特征反演体能够较好的描述储层空间展布, 在属性体上解释结果约束下, 拟声波阻抗能够比较好的反映储层的好坏, 在一定程度上解决了薄砂岩储集层展布与物性变化规律的预测。
参考文献
[1]王延光.储层地震反演方法以及应用中的关键问题与对策[J].石油物探, 2002, 41 (3) :299-303.
[2]宁松华.利用高分辨率地震反演研究薄砂岩储层[J].石油天然气学报, 2006, 28 (2) :60-62.
砂岩储层 篇4
成岩作用与油气侵位对鄂尔多斯盆地延长组砂岩储层物性的影响
对鄂尔多斯盆地不同地区上三叠统延长组砂岩的岩石学、储层物性与成岩作用特征及其分布与变化规律的对比研究表明,盆地东部与盆地西部延长组来自不同物源区.压实作用是造成延长组砂岩孔隙丧失的主要原因,分别使长1-长3砂岩和长4+5-长10砂岩丧失的平均孔隙度占原始孔隙的59%和73.3%.胶结作用导致长1长3和长4+5长10砂岩丧失的平均孔隙度分别占原始孔隙的25.8%和27.5%,碳酸盐是造成砂岩物性降低的主要胶结物.晚成岩阶段盆地中发生的油气侵位和烃类物质在砂岩孔隙中的聚集抑制了自生石英和碳酸盐胶结物的沉淀.油气的富集对伊利石和绿泥石薄膜的形成没有明显的影响,后者可能对油气的`聚集起了促进作用.晚成岩阶段水-岩反应产生的无机酸性流体和烃源岩中有机质向烃类转化过程中产生的有机酸性流体、以及表生成岩阶段的大气降水是导致砂岩储层物性改善的重要途径.
作 者：罗静兰 刘小洪 林潼 张三 李博 LUO Jinglan LIU Xiaohong LIN Tong ZHANG San LI Bo 作者单位：西北大学大陆动力学教育部重点实验室,西北大学地质学系,西安,710069刊 名：地质学报 ISTIC PKU英文刊名：ACTA GEOLOGICA SINICA年，卷(期)：200680(5)分类号：P5关键词：岩石学 成岩作用与油气侵位 储层物性 延长组 鄂尔多斯盆地
砂岩储层 篇5
该区裂缝主要是在燕山期和喜马拉雅期古应力场作用下形成的, 其应力场的分布是以北东东—南西西方向水平挤压和北北西—南南东方向水平拉张为特征, 形成两组裂缝, 主要为北东向, 其次为北西向。应用EXCELL2000等测井设备进行了最大主应力方位测试, 结合各种测试结果和区域最大主应力及裂缝方位分布, 长8段最大主应力及裂缝方位亦为北东向。
该区多口井取心见到了多种类型裂缝, 以高角度裂缝和水平缝为主。HH373井在长8 1994.16-2004.14m发现5处共11条裂缝, 7条垂直裂缝、2条水平裂缝、1条横向裂缝, 缝宽0.5-1.0mm、缝长20-95cm, 缝间无充填3条, 含油7条。裂缝的存在有效改善了储层的渗透性。
2 用岩心渗透率异常频率法识别裂缝
红河油田储层孔隙度介于6.5—17.2%, 渗透率介于0.1—1.43×10-3μm2。岩心分析资料证实, 有微裂缝的储层渗透率明显增大, 紧邻含微裂缝样品的岩心渗透率也呈增大趋势。岩心渗透率异常频率分析方法的步骤为:
(1) 以单井岩心分析资料和该地区总样本资料为基础, 确定该地区 (沉积体) 的基质渗透率。工区长8总样本是17口井387个样品点, 其中90%的渗透率小于1.0×10-3μm2 (见图1) , 综合单井与总样本资料, 确定工区长8储集层基质渗透率值为小于1.0×10-3μm2。
(2) 分析渗透率异常的岩样频率, 用岩心分析资料刻度测井, 由成像测井标定常规测井, 最后用常规测井资料来识别裂缝。
3 利用成像测井资料识别裂缝
3.1 微电阻率扫描成像测井识别裂缝
微电阻率扫描成像测井技术具有高分辨率、高井眼覆盖率和可视性的特点, 该区裂缝主要包括高导缝、诱导缝及极少的高阻缝。高导缝在FMI图像上表现为深色 (黑色) 的正弦曲线, 为钻井泥浆侵入或泥质充填所致 (图2) 。高阻缝裂缝间隙被高电阻率矿物 (方解石) 充填, 为无效缝, 图像特征表现为亮黄色-白色的正弦曲线色晕 (如图2) 。
3.2 交叉偶极声波识别裂缝
交叉偶极子阵列声波测井资料可以准确地获得地层纵波、横波、斯通利波慢度及声波幅度、衰减数据, 有效地对地层快慢横波进行分离, 定量计算地层百分比各向异性, 在此基础上识别裂缝发育井段、裂缝发育类型、判断裂缝有效性。
判断裂缝发育井段及裂缝类型:当井眼与地层垂直时, 地层层理及低角度裂缝对仪器测量的纵波能量衰减明显增大。
判断裂缝有效性, 划分有利储层:纵波、横波、斯通利波幅度衰减程度与裂缝的充填物质也有关系。当裂缝被流体充填, 此时充填的流体会导致地层径向波阻抗数据明显减小, 相应衰减幅度也随之增大, 裂缝为有效裂缝;相反当裂缝被固体物质所充填, 则对地层波阻抗的数值影响不大, 相应的衰减幅度也较小, 该响应则表明裂缝有效性较差。例如ZX6井长81砂体内部发育3条闭合缝。
3.3 阵列感应测井识别裂缝
阵列感应测井是一种新型的电阻率测井技术, 它克服了常规双感应测井纵向分辨率差、探测深度固定、不能解释复杂侵入剖面、不能划分渗透层等缺点。
阵列感应数值的大小首先取决于储层原状地层电阻率。在致密层段, 最明显的反映是声波时差曲线数值较低, 阵列感应数值径向不存在差异, 如果存在一定的裂缝, 则阵列感应径向差异较大;若储层电阻率数值较低, 储层存在裂缝或孔隙时, 则阵列感应资料呈径向分异较小。一般张开缝所在储层电阻率值较低, 引起的电阻率径向分异较小, 但径向差异均匀基本一致;闭合缝储层一般电阻率高值, 无径向差异或者径向差异非常大。如ZJ5-10井下部储层物性差, 地层致密, 电阻率高值, 成像图上可以看到有两条闭合缝, 缝的泥浆侵入不均匀, 阵列感应侵入径向差异较大;HH26井为3条张开缝, 声波时差数值较高, 地层真电阻率数值较低, 阵列感应径向差异较稳定。
4 常规测井资料识别裂缝
利用常规测井的声波、中子、密度、自然伽马、电阻率等测井曲线可以识别储层裂缝。裂缝发育段的常规测井曲线特征如下:
4.1 声波时差曲线
声波时差曲线出现局部增高, 甚至发生跳波;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;斯通利波波速和能量对裂缝的响应与裂缝的状态有关, 高角度裂缝易引起斯通利波能量衰减, 网状裂缝易引起斯通利波时差增加, 斜交缝在斯通利波时差和能量上也具有响应。如HHX-6井2255-2263米井段声波值达到248米/微秒, 为明显的裂缝发育段。
4.2 中子-密度曲线
由于裂缝发育处被钻开后, 由于泥浆充填, 因此使密度出现明显偏低的读值, 这种异常显示常常可以作为指示裂缝带的标志;而在补偿中子曲线上, 当有裂缝发育时, 中子孔隙度出现反常的增大, 裂缝发育带在中子-密度测井曲线图上有十分清楚的显示。但受其探测范围影响。
4.3 自然伽马曲线
致密砂岩储层的自然伽马表现为低值, 由于裂缝段的地层水活跃, 其溶解的铀元素被离出沉淀在裂缝壁上, 造成自然伽马曲线上呈高放射性异常显示, 并成为识别裂缝发育段的标志。特别是采用自然伽马能谱测井, 根据“铀含量”曲线的显示, 常常能作出比较正确的解释。在没有伽马能谱测井资料的井, 可通过中子—密度交会来识别砂泥岩, 工区泥岩中子值大、密度值也大, 而砂岩层中子值比泥岩小、密度值也比泥岩小, 如果中子—密度交会识别出的为砂岩层段而自然伽马又表现为高值, 则该段可能存在裂缝。
4.4 电阻率降低识别裂缝
在钻井过程中开口缝往往被充填入导电性较好的钻井液, 在电阻率曲线上呈现较高电阻背景下的低阻条带。即使裂缝中充填有油气, 油气作为流体都有流动性, 在一定压力的钻井液驱动下会向地层深处流动, 裂缝同样呈现低阻特征。
5 应用
运用上述研究方法, 对长8段进行裂缝识别分析, 根据分析结果绘制长8小层裂缝率平面分布如图3。在裂缝富集区域部署评价井, 水平井钻遇裂缝3段, 与裂缝率平面分布图基本一致, 并获得15.6t/d高产。
6 结论
以岩心和岩心分析资料为基础, 成像测井相辅佐, 常规测井资料为主的裂缝识别方法能客观反映微裂缝的存在和分布, 具有成本低、简单易行等优点, 适合于同类致密砂岩储层的裂缝识别。
参考文献
[1]楚泽涵, 高杰等.地球物理测井方法与原理[M].石油工业出版社, 2008
[2]梁利喜.裂缝油藏测井评价[J].西南石油学院硕士论文, 2003
砂岩储层可压裂性评价方法研究 篇6
储层的可压裂性是进行压裂作业之前首要考虑的因素。现有的可压裂性评价方法大多是针对页岩的, 对于砂岩储层的可压裂性评价指标较少。页岩可压裂性是指页岩在水力压裂中具有能够被有效压裂的性质, 即形成网状裂缝的能力。唐颖, 等[1]从页岩脆性、天然裂缝、石英含量、成岩作用等方面对页岩的可压裂性进行了评价;袁俊亮, 等[2]从脆性指数、断裂韧性与岩石力学参数3个方面对页岩气储层的可压裂性进行了研究;R.Rickman等[3]提出用弹性模量和泊松比归一化后的平均值作为页岩的可压裂性指标, 为利用测井数据评价储层的可压裂性奠定了基础。
为研究砂岩储层可压裂性评价方法, 通过对相关文献进行总结, 得出裂缝起裂与扩展的规律, 并利用成熟的有限元软件对其进行了验证和补充, 定义砂岩储层的可压裂性是指砂岩储层在自身赋存环境下, 反映水力压裂裂缝延伸难易程度以及裂缝延伸形态发展趋势, 与自身物理、力学特性相关, 与隔层无关的一个综合指标, 可用相同的压裂施工环境下形成的裂缝的长度来评价砂岩储层岩石的可压裂性, 裂缝越长, 储层的可压裂性越好。
1 岩石力学参数对裂缝长度影响分析
水力压裂模型对压裂施工设计具有重要意义, 自水力压裂技术发明以来, 许多学者对其进行了研究, 发展了多种模型来研究裂缝的几何形态和延伸规律。为研究岩石的可压裂性, 可以采用较简单的KGD模型, 即假定产层的变形与上下隔层的变形无关, 产层与隔层之间的界面上存在自由滑动, 水平面上属于平面应变状态, 缝高方向裂缝的宽度不变, 缝高等于产层的高度。
Detournay[4]对经典的水力致裂KGD模型进行了研究, 对不可渗透材料, 在注入流体黏性占优 (viscosity scaling) , 材料断裂韧性为0的极端情况下, 水力裂缝扩展无因次长度满足关系式
若材料韧性占优 (toughness scaling) , 注入流体的黏度为0的极端情况下, 水力裂缝扩展的无因此长度可用如下关系式描述
式中, E为材料弹性模量;, KIC为材料的断裂韧性;Q为注入流量;t为注入时间;μ为注入流体的黏度。
对于何种因素占优, 可以用关系式κ来判断
若κ<1, 则黏性因素占优, 可以用式 (1) 近似计算;κ>4时, 则断裂韧性因素占优, 可用式 (2) 近似计算;若κ介于1~4之间时, 属于黏性和韧性共同起作用的过渡区域, 应介于上述两种极端情况之间。
对于实际砂岩储层的水力压裂施工κ通常为1左右, 因此, 实际水力压裂过程偏向于压裂液黏度占优, 岩石的断裂韧性对裂缝长度的影响可以忽略, 岩石的弹性模量与半缝长可以用如下关系式来近似描述:
式 (4) 中, A是与施工参数相关的系数;α是介于1/6和2/3之间的常数, 通常接近1/6。
因此, 在施工参数一定, 岩石为线弹性且不可渗透的情况下, 水力压裂裂缝的长度仅与储层岩石的弹性模量和泊松比有关。
2 储层特性对裂缝长度影响数值模拟
为研究岩石可渗透的情况下, 各岩石力学参数对水力压裂裂缝形态的影响, 采用成熟的有限元方法对水力压裂的过程进行了模拟。基于损伤力学原理, Cohesive单元采用刚度衰减方法模拟介质中裂缝的起裂与扩展。
2.1 Cohesive单元损伤模式
Cohesive单元的损伤模式遵循Traction-Separation准则, 以Cohesive单元承受的应力作为损伤判据, 如图1所示。
在Cohesive单元损伤之前, 其承受的应力与其位移成线性关系, 当承受的应力达到材料抗拉强度 (Tmax) 时, 其所承受的应力随着位移的增加而减小, 当位移达到δf后, 其能承受的应力变为0, 材料完全破坏。
2.2 Cohesive单元起裂与扩展准则
所采用的Cohesive单元的起裂准则为二次应力准则, 其表达式为[5]
式 (5) 中, tn0、ts0和tt0分别为Cohesive单元法向、第一切向和第二切向的临界应力, 即岩石的抗拉强度和抗剪强度, 符号〈〉表示Cohesive单元不能承受压应力。
Cohesive单元采用刚度退化来描述单元的演化过程, 其表达式为
式 (6) 中, 为初始刚度, K为实际的刚度, D为损伤因子。
损伤因子的计算公式为[6]
式 (7) 中, δf、δm和δ0分别为单元完全破坏时的位移、加载过程中达到的最大位移和初始损伤时的位移。
2.3 Cohesive单元损坏区流体流动性质
Cohesive单元破坏区的流体流动分为两个部分, 一部分是沿Cohesive单元的切向流动, 另一部分是垂直于Cohesive单元上下表面的法向流动, 如图2所示。
Cohesive单元内部流体假设为不可压缩的牛顿流体, 其切向流动的计算公式为[7]
式 (8) 中, q为切向流流量, ▽p为Cohesive单元长度方向压力梯度, w为裂缝宽度, μ为压裂液黏度。
Cohesive单元上下表面法向方向的滤失用式 (9) 描述[8]:
式 (9) 中, pt、pb分别为裂缝上下表面处孔隙压力;ct、cb分别为上下表面的滤失系数;qt、qb分别为上下表面法向体积流量。
2.4 计算模型
计算模型如图3所示。计算区域的尺寸取100m×100 m。储层压力为34 MPa, 水平最大地应力和水平最小地应力分别为61 MPa和50 MPa。约束上下边界的Y向位移, 左边界为关于X轴对称的边界条件, 约束右边界X方向的位移。上下边界和右边界保持34 MPa的孔隙压力。
2.5 计算结果
改变岩石弹性模量, 得到不同的裂缝形态, 测试岩石的弹性模量对裂缝形态的影响规律。
从图4可以看出, 岩石弹性模量越大, 裂缝宽度越小, 裂缝长度越大, 裂缝越扁长。岩石弹性模量越大, 裂缝壁面在相同的应力下, 壁面法向位移越小, 所以裂缝变得扁而长。对得出数据点进行拟合, 储层岩石的弹性模量和半缝长之间的关系为
式中, L为裂缝半缝长, m;E为储层岩石的弹性模量, GPa。
改变岩石的断裂能为10 000 N/m、20 000N/m、30 000 N/m, 得到不同的裂缝形态, 测试岩石的断裂能对裂缝几何形态的影响规律。
从图6可以看出, 断裂能越小, 裂缝宽度越小, 裂缝长度越大。这是因为断裂能越大, 产生相同面积的断裂面需要的能量更过。根据断裂力学理论[9], 断裂能、断裂韧性和弹性模量之间存在如下关系
式 (11) 中, γ为岩石的断裂能, N/m;KIC为岩石的断裂韧性, ;E为岩石的弹性模量, GPa;ν为岩石的泊松比。
根据陈治喜等[10]的研究, 在零围压下岩石断裂韧性与抗拉强度之间存在如下关系
式 (12) 中, St为岩石的单轴抗拉强度, MPa;K0IC为岩石的断裂韧性, 。
储层埋深一般数千米, 压裂裂缝必定承受巨大的围压, 在围压条件下, 金衍, 等[11]建立了储层岩石的Ι型断裂韧性 (KIC) 与围压 (Pc) 的关系
对于常规储层砂岩, 在围压条件下岩石的断裂韧性大约为, 若取岩石的弹性模量为25GPa, 泊松比0.25, 那么储层岩石的断裂能大约为375 N/m。因此, 可以认为岩石的断裂能大约为102量级。由图7可以看出, 水力压裂裂缝长度对岩石断裂能并不敏感, 对于常规储层砂岩, 可以认为岩石的断裂能 (或断裂韧性) 对水力压裂的裂缝长度无影响。这与节1中KGD模型的结论相一致。
分别改变储层的最小地应力为42 MPa、45MPa、48 MPa以及51 MPa, 得到不同的裂缝形态, 测试储层岩石最小地应力对裂缝几何形态的影响规律。
从图8可以看出, 最小水平地应力越大, 裂缝长度明显减小, 裂缝宽度增加。从图9可以看出随着最小水平地应力的增加裂缝半缝长线性减小。这与节1中KGD模型的结论不相符, 这是因为节1为了方便的求出解析解, 对求解条件进行了一定的假设, 认为净压力 (裂缝流体压力与最小水平地应力的差) 是一个定值, 实际上随着地应力的增加, 净压力会有一定的增加。在岩石弹性模量和注入流体体积一定的情况下, 最小水平地应力越大, 净压力越高, 裂缝的宽度就越大, 长度相应变短。
3 可压裂性指数
根据上述研究, 砂岩储层的可压裂性与储层岩石的弹性模量正相关, 与储层最小水平地应力负相关, 可以用乘积的方法来综合各因素的影响[12]。因此可以定义砂岩可压裂性指数为
式 (14) 中Fracsand为砂岩储层的可压裂性指数;E为材料弹性模量;α是介于1/6和2/3之间的常数, 通常接近1/6;σh为储层岩石的最小水平地应力。
由式 (14) 可以根据给定的储层参数 (或测井数据) 对储层的可压裂性指数进行计算, 对压裂选井选层起到一定的指导作用。若取α为1/6, 可以做出可压裂性指标的变化规律, 如图10所示。颜色越红, 表示砂岩的可压裂性越强;颜色越蓝, 表示砂岩的可压裂性越低。
4 结论
(1) 根据砂岩储层压裂的实际情况, 定义了砂岩的可压裂性, 即砂岩储层的可压裂性是指砂岩储层在自身赋存环境下, 反映水力压裂裂缝延伸难易程度以及裂缝延伸形态发展趋势, 与自身物理、力学特性相关, 与隔层无关的一个综合指标, 可以用相同的压裂施工环境下形成的裂缝的长度来评价砂岩储层岩石的可压裂性, 裂缝越长, 储层的可压裂性越好。
(2) 砂岩储层的可压裂指标与储层岩石的弹性模量正相关, 与最小水平地应力负相关, 可以通过地震资料建立砂岩储层三维可压裂性分布规律, 对压裂选井选层起到一定的指导作用。
参考文献
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砂岩储层 篇7
胜利油田具有丰富的低渗透油藏资源, 广泛分布于济阳凹陷各断陷湖盆的陡坡带、缓坡带及洼陷区[1], 其储量在新增探明储量中所占的比例逐渐增大, 已成为胜利油田重要的增储阵地, 同时开发难度也越来越大。本文从胜利油田历年来的开发试验的实验数据为研究对象, 对胜利油区低渗砂岩油藏的储层特征进行了研究。
1 胜利油区低渗砂岩油藏储层物性特征
统计了胜利油区12571块样品物性资料, 包括76034块低渗样品、21069块中渗样品、23468块高渗样品的主要物性参数 (水平渗透率、孔隙度、碳酸盐含量) 的数据, 结果见表1。
注:表中水平渗透率、孔隙度、碳酸盐含量数值皆为加权平均值
从结果来看, 胜利油区低渗砂岩油藏相较于中高渗储层来说, 渗透率普遍较低, 平均值只有7.84×10-3μm2;孔隙度平均值14.4%;碳酸盐含量则较高, 平均值为16.0%。因此胜利油区低渗油藏属于中孔~低孔、低渗~特低渗储层。
2 胜利油区低渗砂岩油藏岩石矿物特征
表2是胜利油区低渗砂岩全岩矿物的分析结果。从统计结果上看, 所有的低渗样品中均含有石英、黏土和斜长石, 74%以上的样品中含有钾长石、方解石、白云石。从矿物成分平均含量看, 低渗透砂岩油藏主要有石英、长石组成, 其次为黏土、方解石、白云石。
表3为胜利油区低渗砂岩油藏不同黏土矿物含量的样品分布。实验结果表明储层中黏土含量低于5%的数量较少, 只占分析样品数量的23.7%, 黏土含量大于16%的样品也较少, 只占分析样品数量的11.1%, 大部分低渗样品的黏土含量6%~15%, 平均黏土含量为9.07%。
表4为胜利油区低渗油藏黏土矿物分析结果, 结果反应低渗储层中黏土矿物组成主要为伊利石、伊/蒙间层矿物、高岭石、绿泥石等四种类型, 其相对平均含量为40.4%、32.6%、21.7%、和11.1%。绿/蒙混层在个别样品中有零星发育。
3 胜利油区低渗砂岩油藏孔隙结构特征
由表5可以看出, 胜利油区低渗砂岩油藏孔喉细小, 渗透率越低, 平均孔喉半径越小, 对于一般低渗透、特低渗透、超低渗透砂岩油藏平均孔喉半径分别为1.647μm、0.731μm、0.275μm。胜利油区低渗砂岩油藏孔喉细小的特征决定了储层开采难度更大, 更容易受到伤害, 如入井液中固相颗粒更容易堵塞喉道[2]、水相入井液的侵入更容易引起水锁伤害[3]等。
胜利油区低渗砂岩油藏岩心的空气渗透率和平均孔喉半径相关性较好, 实验结果图1所示, 1409个实验数据的相关系数为0.9018, 平均孔喉半径与渗透率呈幂函数的关系, 回归公式为:
式中rp为平均孔喉半径;K为空气渗透率。
由此可计算出不同渗透率下的平均孔喉半径, 如空气渗透率为50×10-3μm2、10×10-3μm2、1×10-3μm2的样品的平均孔喉半径分别为2.26μm、1.12μm、0.41μm, 由此可见, 胜利油区低渗砂岩油藏平均孔喉半径细小。
4 胜利油区低渗砂岩油藏润湿性特征
从表6和图2润湿性样品分布图看, 胜利油区低渗样品的润湿性90%以上的表现为亲水性, 特别是79.4%的样品样品表现为强亲水特征, 中性样品只占分析样品数量的5.36%, 只有个别样品表现为亲油的润湿特征。由此可见, 胜利油区低渗砂岩油藏的润湿性主要以水湿为主, 特别是强亲水油藏占的比例最大, 中性和亲油所占比例较少。
5 结语
⑴胜利油区低渗砂岩油藏属于中孔-低孔、低渗-特低渗储层, 其碳酸盐含量较高, 平均。
⑵胜利油区低渗砂岩油藏岩矿成分主要有石英、长石组成, 其次为黏土、方解石、白云石;普遍含有黏土矿物, 平均含量高达9.07%;90%以上的样品中含有伊利石、高岭石、伊/蒙混层、绿泥石, 其中主要以伊利石、高岭石、伊/蒙为主。
⑶胜利油区低渗砂岩油藏孔喉细小, 喉道以细喉型和特细喉型为主。
⑷胜利油区低渗砂岩油藏润湿性以强亲水和亲水为主, 所占比例高达92.9%, 中性和亲油所占比例较少。
参考文献
[1]李阳, 曹刚.胜利油区低渗透砂岩油藏开发技术[J].石油勘探与开发, 2005, 32 (1) :123-126
[2]李古向.保护油气层钻井完井技术[M].北京:石油工业出版社, 1993
低渗砂岩储层钻井完井液技术研究 篇8
固相颗粒、液相伤害是破坏低渗储层的两个重要因素, 在进行钻井完井工作时必须要重视的一项内容就是避免粘土颗粒的干扰。在此基础上研制、形成的无粘土防水锁钻井完井液技术, 顺利的解决了这一问题, 其实从实际工作状况和原理上讲, 该技术体系并没有完全实现无粘土的要求, 在不同程度上都会不可避免的存在固相颗粒[1]。此外, 应用无粘土防水锁钻井完井液技术体系进行钻井完井工作, 都需要借助一定的增粘剂来完成, 而充当增粘剂的物质则为高聚物, 其能够粘附在低渗砂石储层的孔喉部位, 发挥一定的封堵功效。该措施的优势体现在温度耐性大、流变控制力强, 具有广泛的应用, 但也存在一定的弊端, 清理工作难度较大, 也会对储层产生破坏。
应用无粘土钻井液工艺技术时, 应充分的考虑现场施工状况, 结合砂岩的特征, 严格落实以下工作内容:1) 油基钻井液应达到携岩能力标准, 在粘度方面符合相应的要求;2) 润滑性能较强, 在钻井完井工作过程中避免井壁同相关设备出现摩擦的问题;3) 保证石油固控设备功能得以发挥, 彻底清理固相颗粒的损害。
2 低压低渗砂岩储层泡沫钻井液技术
对较强的应力及水的敏感性较大是低压低渗储层的显著特征, 针对低压低渗砂岩储层泡沫钻井液技术体系, 广大学者已经展开了广泛的研究, 积累了大量的经验, 通过总结发现, 该储层的毛细管力较大, 出现流体易进不易反排问题的几率较大, 从而要求采取增大压差、推动流体的方式, 保证正常的低渗凝析气藏地层平均气相渗透率。
高效抗油泡沫钻井液技术作为低压低渗砂岩储层泡沫钻井液技术体系的一个重要组成部分, 其同气体钻井技术有一定的关系, 尤其体现在应用设备方面。高效抗油泡沫钻井液技术应用的设备更多, 除了气体钻井设备外, 还需要利用钻井泥浆泵、液体注入系统及雾泵, 必须要使生产条件达到气举采油标准, 通过回流、注入系统来实现[2]。其中的回流系统处于不断变化的过程, 主要涉及到的设备有排屑管、旋转控制头, 该系统中还包括其他部件, 可以使机械钻速明显提升, 达到提高工作效率的目的。
3 中高压低渗砂岩储层自解堵钻井液技术
同其他钻井完井液的解堵技术制度相比, 疏水化的暂堵钻井液体系具有显著的优势, 在泥饼形成速度方面, 所需的时间大大减少, 有效的避免低渗砂岩储层出现滤液渗透的问题, 对保护低渗砂岩储层有非常重要的意义。根据低渗砂岩储层自解堵配方性能分析表可知, 中高压低渗砂岩储层的钻井液技术体系的整体粘度会因HS-NC复合物的变大而相继变大。而这种关联性的增大关系会因HS-NC复合物增至原有量的1.5%时而终止, 但高温高压降滤失量、静滤失量不会出现明显的变化[3]。通过不断的研究, 可得低渗砂岩储层自解堵配方性能分析表, 其中共包括7个配方, 即配方4到配方10, 从AV (MPa.S) PV (MPa.S) 、t (Pa) 、T10s/t10min (Pa) API FL (m L) 、泥饼厚度 (mm) 、120℃/3.5MPa HTHP (m L) 这七个方面进行探索, 其中配方6的七个不同分析指标分布状况依次为:29.5、21.5、8.0、1.0/3.5、1.5、0.3和3.9, 综上所述, 配方6为理想化的低渗砂岩储层自解堵钻井液体系配方。
在对低渗砂岩储层自解堵钻井液技术进行分析研究的过程中, 进行性能评价时应从油层保护性能、抗温性能、抗土侵性能、抗盐及抗钙性能、抑制性能等方面进行分析。其中在对油层保护性能进行分析、评价时, 可以发现钻井液的滤失会随着渗透程度的增大而增大, 还会出现固相颗粒渗入的问题, 并在流动孔道中不断移动, 而当经过通道的狭窄位置时, 就会有一部分颗粒沉积, 且随着时间的积累, 容易引发封堵的问题。利用自解堵钻井液技术有效的解决了这一问题, 对低渗砂石储层起到很好的保护作用。
4 结语
不同于其他石油储层, 低渗储层具有其特殊的性质, 主要表现在存在裂缝、地层蕴含物质不均匀、孔洞过小, 还容易受到泥质的影响, 在开采过程中被外界的干扰, 易出现被破坏的现象。而低渗储层的保护是低渗砂岩储层钻井完井工作中的关键, 在进行完井钻井工作时, 应用的完井方式也各不相同, 需要选取不同的钻井完井液技术进行工作, 满足实际的工作需求。
摘要：作为一种特殊的油气田, 低渗透性油气田的地质结构比较复杂, 开发难度较大, 是当前石油开采工作的一大难题。近年来, 随着油气田开发与开采规模的增大, 社会各界对低渗砂岩储层钻井完井液技术也进行了深入的研究。本文基于我国当前低渗透性油气田的开发现状, 对低渗砂岩储层无粘土防水锁钻井完井液技术、低压低渗砂岩储层泡沫钻井液技术及中高压低渗砂岩储层自解堵钻井液技术这三项技术进行了分析, 以期深化低渗砂岩储层钻井液技术与应用的研究, 构建完善的油气层钻井完井液保护体系。
关键词：低渗油气田,砂岩储层,钻井完井液技术
参考文献
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砂岩储层 篇9
RE地区沉积环境较复杂, 成岩过程差异大, 导致主要目的层岩性不同。三种不同岩性储层由于其胶结物含量和胶结方式的差异导致了储层渗流性质差别大。故文中采用岩性分类渗透率计算方法, 首先依据不同岩性储层测井响应特征识别并划分三类岩性储层, 再分别建立各类岩性储层渗透率计算模型。
1 区域特征
RE地区储层岩性差异大, 主要为石英砂岩、凝灰质砂岩和泥质砂岩。三种不同岩性储层其胶结物含量差异明显, 石英砂岩以硅质胶结为主, 凝灰质砂岩以凝灰质胶结为主, 泥质砂岩以绿泥石胶结为主。不同成岩方式导致了储层在测井响应和物性上的差异。该区域储层孔隙度下限为8%。当孔隙度大于8%时, 石英砂岩储层渗透率范围为1m D-520m D, 泥质砂岩储层渗透率范围为0.5m D-5m D, 凝灰质砂岩储层渗透率普遍小于0.5m D。由此可见, 岩性是影响RE地区储层渗透率的关键因素之一, 不同岩性储层渗透率差异很大, 需要分岩性建立储层渗透率计算模型。
2 岩性识别
不同岩性储层对声波时差测井曲线、补偿中子测井曲线和密度测井曲线有着不同的影响, 可以依据不同岩性数据点在三孔隙交会图上的聚类特征来划分储层。
图1中, 左图为补偿中子测井和密度测井交会图, 右图为声波时差测井和补偿中子测井交会图;圆形数据点来源于石英砂岩, 方形数据点来源于凝灰质砂岩, 三角形数据点来源于泥质砂岩。可见, 补偿中子测井和密度测井交会图, 只能区分出石英砂岩。而声波时差和补偿中子交会图可以较好的区分三种岩性, 可以用作岩性识别图版来识别和划分储层岩性。
3 建立渗透率模型
利用岩心实验分析数据中孔隙度值和渗透率值, 建立储层孔隙度和渗透率间相关关系是计算储层渗透率常用的方法。考虑到RE地区复杂岩性的特点, 在建立孔隙度和渗透率相关关系前, 首先需要依据图1中岩性划分图版, 利用测井曲线识别和划分储层岩性;并在岩性识别和划分基础上, 分别建立各类岩性储层孔隙度和渗透率关系, 如图2。
图2中方形数据点来源于石英砂岩储层, 菱形数据点来源于泥质砂岩储层, 三角形数据点来源于凝灰质砂岩储层。分别拟合三种岩性储层孔隙度和渗透率关系, 得到三种不同岩性储层的渗透率计算公式。
石英砂岩渗透率计算公式:
泥K质砂.00岩7*渗透.019率计算公式:
凝灰质砂岩渗透率计算公式:
4 结论与分析
RE地区砂岩储层由于成岩过程差异, 导致储层岩性不同, 主要岩性有三种石英砂岩、凝灰质砂岩和泥质砂岩。不同岩性储层其胶结物胶结方式不同, 导致了相同孔隙度条件下, 各类岩性储层渗透率值不同。文中依据测井曲线划分三种岩性储层, 再分别建立了各岩性储层渗透率计算公式。图3为AX井孔隙度和渗透率计算结果, 最后一道为测井计算渗透率值和岩心分析渗透率值对比, 比较岩心分析渗透率值与岩性分类方法计算渗透率值, 岩性分类渗透率计算方法的平均相对误差为18%, 计算结果满足渗透率计算精度要求。
参考文献
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