鄂尔多斯长7致密砂岩储层体积压裂可行性评价

从储层岩石矿物组分、岩石脆性指数、天然裂缝发育状况以及体积压裂所需地应力条件4个方面分析了鄂尔多斯盆地长7致密砂岩储层实施体积压裂的可行性。结果表明:鄂尔多斯长7储层岩石石英质量分数为40.3%,脆性指数为35%~50%;储层微裂缝发育概率在60%左右,裂缝密度为3条/10 m,天然裂缝及水平层理较发育;水平两向主应力差为4~5 MPa,均可满足实现体积压裂复杂形态裂缝扩展的条件。体积压裂井试采效果表明,体积压裂后可形成一定程度复杂缝网。水平井体积压裂技术可成为该储层高效开发的重要措施。     

砂岩储层可压裂性评价方法研究

通过研究砂岩储层压裂裂缝起裂、扩展规律以及期望的裂缝形态,提出了砂岩储层可压裂性具体含义。分析KGD模型中各因素对压裂裂缝的影响规律,借助成熟的有限元方法对上述规律进行验证及补充,建立了砂岩储层可压裂性与储层岩石弹性模量和最小水平地应力之间的关系,绘制了可压裂性指标的变化规律,即弹性模量越高,最小水平地应力越小,砂岩储层的可压裂性越高。根据地震资料可以绘制砂岩储层的三维可压裂性分布图,可以为压裂选井选层提供参考。     

致密砂岩储层非均质成因研究

从致密砂岩储层形成过程入手,以分析不同测试化验资料反映的储层差异性为主要方法,开展鄂尔多斯盆地南部红河油田川口条带延长组长8段致密储层非均质成因研究.结果 表明,沉积、成岩和裂缝是致密砂岩非均质性形成的重要因素.沉积作用导致的砂体叠置样式和碎屑颗粒差异形成了宏观非均质性,并且砂体叠置样式对后续成岩作用和裂缝发育有较大的...     

川东深层致密砂岩储层改造难点及技术现状

川东YL地区陆相致密砂岩气藏埋藏深、岩性致密,压裂改造是实现该区域有效勘探开发的必要手段,但YL地区深层致密砂岩压裂改造面临着破裂压力超高、施工压力超高、闭合压力超高、排量提升困难、缝高控制困难等技术难题,大部分气井压后产能低且产量递减快。储层改造工艺技术能否取得突破,直接影响到了该地区的勘探开发进程。通过分析YL地区深层致密砂岩气藏的储层特征,总结前期现场实践中面临的技术难题及实施经验,提出一套适用于川东深层致密砂岩气藏的压裂改造工艺技术,可有效促进地区勘探开发工作,对同类型的深层致密砂岩压裂改造具有借鉴意义。     

致密砂岩储层岩电参数实验研究

 目前致密砂岩油气藏的储层评价与试油气效果不好,测井解释符合率低,根本原因是没有准确求取储层的含油气饱和度。目前对致密砂岩进行储层饱和度求取,基本沿用以前评价常规砂岩储层的方法,这些方法的关键都在于高质量岩电参数的获取。由于致密砂岩孔隙度较小、孔隙结构复杂,该类储层的岩电参数获取比较困难,一般都借用同区域渗透率、孔隙度较高储层。本文根据致密砂岩的特点,选用气驱实验研究其岩电参数的变化规律。研究发现,在本文研究的致密砂岩岩心中,岩性系数b、饱和度指数n与中高孔渗储层差别较大。在孔隙度为5％—10％的致密砂岩岩心中,不同含水饱和度范围内其b、n不同,在高含水段,b基本在1左右,n在1.3—14.1之间;在低含水段,b在1.4—2.9之间,n在0.5—1.7之间。由于高含水段的含水饱和度均大于90％,因此解释时应重点关注低含水饱和度的b、n选取。利用实验结果对该岩心所在气田的4口井进行解释,证实本次实验结果更符合测试结果。     

塔中超深致密砂岩油藏水平井分段压裂技术

水平井分段压裂技术目前已在国内大庆、辽河、华北、西南等油气田进行了广泛的应用,但主要用于垂深小于
4 000 m 的储层。顺9 井区为埋藏深、物性差的砂岩储层,常规直井压裂增产幅度有限,无法获得持续的工业油流,需
通过水平井的分段改造增加泄油面积,提高单井产能。而顺9 井区埋藏深、闭合压力与破裂压力高等特点给水平井的
分段改造工具、液体体系和工艺技术方法的优选带来一系列的难度,在分析国外深层水平井分段压裂工艺技术的基础
上,结合顺9 井区的储层特点和国内水平井分段改造技术能力,从水平井分段改造工艺与工具、液体体系及裂缝参数
等方面进行优化研究,初步形成了适合顺9 井区的水平井分段压裂工艺技术。     

新型缝网压裂技术在镇北致密储层的研究与应用

北美非常规油气藏的成功开发为长庆致密油藏改造开辟了新的技术途径。在与北美巴肯致密油藏特征进行对比分析的基础上,指出镇北长X致密储层具有天然裂缝发育、岩石脆性程度高、水平两向应力差适中的特点,具备大规模体积压裂形成复杂网状裂缝的条件。因此,以体积压裂为理念,在该区块开展了的"高排量、大液量、低黏压裂液、小粒径支撑剂"技术模式的新型缝网压裂先导性试验,取得了较好的增产效果,为长庆油田0.3mD以下致密油藏压裂改造积累了重要的经验。     

一种页岩气远井地层可压性简易评价方法及其应用

可压性是页岩体积压裂设计和效果评价的关键参数,反映了在现有工艺技术条件下,页岩气储层能够被压开并形成具有一定规模的复杂网络裂缝的能力。现有可压性指数评价方法主要以实验数据或测井评价等静态资料为依据,考虑的可压性影响因素各有差异,导致评价效果不理想。通过对施工参数进行等效折算、归一化处理后,建立了远井地层可压性指数的计算方法;将远井可压性指数计算结果与远井脆性指数计算结果,与无量纲归一化处理后的自然伽马和密度进行交汇,实现了对页岩的可压性参数条件的定量化评价。应用结果表明,远井可压性指数、脆性指数与停泵压力具有负相关性;同时具备较高的远井脆性和可压性的参数条件为:自然伽马值216~303API、密度值2.56~2.61 g/cm3。根据此条件评价的压裂段可压性指数越高,对应的微地震监测解释裂缝体积越大,改造效果越好。由此说明方法方便、准确,可为后续压裂井选段分簇和工艺参数设计提供指导。     

致密砂岩气层测井评价技术

致密砂岩气层基质孔隙度和渗透率都很低,但由于裂缝的存在而使其具有工业价值,致密砂岩气藏亦是较重要的一种气藏,对其正确的识别和评价十分必要。本文分析了,对致密砂岩气层的含气性的识别和测井评价技术。     

致密砂岩油藏压裂液伤害实验研究

致密砂岩油藏孔喉半径细小、连通性差,水力压裂过程中由于压裂液滤失、返排不彻底等因素极易造成储层伤害,有必要针对常用压裂液体系对储层基质和支撑裂缝导流能力的伤害进行评价。利用压裂液注入实验和导能能力测试仪测试了滑溜水压裂液、线性胶压裂液和交联胍胶压裂液的储层基质伤害、滤饼伤害和支撑裂缝导流能力伤害,结合核磁共振技术分析了压裂液滤失的孔径范围,揭示了三种压裂液对储层和支撑裂缝的伤害机理。三种压裂液对储层基质伤害和滤饼伤害与滤失系数有关,滤失系数越大,基质伤害越大,滤饼伤害越小。储层的滤饼伤害要大于基质伤害。针对致密砂岩储层,压裂液对储层基质的伤害主要是对储层中孔和大孔的伤害。三种压裂液对支撑裂缝导流能力的伤害大小和破胶液的残渣含量有关,残渣含量越高,对支撑裂缝导流能力的伤害也就越大。闭合压力越高,支撑裂缝导流能力伤害率也越高。对于致密砂岩油藏,减小滤饼形成和残渣的滞留是降低压裂液伤害的主要途径。     

单轴压缩砂岩水力压裂力学特性试验研究

采用RLW-2 000 M微机控制煤岩流变仪,以砂岩为研究对象,重点分析单轴压缩条件下水压-应变-水压体积曲线演化规律,从水压、应变和水压体积三者关系反映水力压裂过程的力学特征;结合断裂力学观点分析了砂岩的水力压裂裂缝形态及破坏类型.实验结果表明:岩石在水力压裂过程的变形演化规律可分为4个阶段,揭示了孔隙裂隙的注水阶段、弹性变形阶段、体积膨胀阶段和贯通破裂阶段的特征;利用乘幂负指数拟合方程,能较好地模拟ε1-t与P-Vp曲线演化规律且精度较高;裂缝起裂和裂缝扩展延伸过程存在拉伸变形和剪切变形的相互作用.     

水力压裂参数优化的解析方法

提出一种在支撑剂注入量受限的情况下(如海上油田的水力压裂),以无因次生产指数最大化为目标的水力压裂裂缝参数优化的解析方法。建立无因次生产指数、无因次裂缝导流能力和裂缝长度三者之间的解析关系式,用来确定最大无因次生产指数及其所对应的最佳裂缝长度。所提方法计算简单、方便、快捷。实例计算结果表明,在注入支撑剂质量和地层条件一定的情况下,水力压裂所形成的裂缝存在唯一的裂缝长度和宽度组合,使得无因次生产指数具有最大值。     

致密砂岩气藏渗流模式及其影响效果分析

低渗致密砂岩气藏储层物性差,狭小的孔隙空间易产生启动压力,但压裂后投产的生产方式导致气藏原本的渗流模式发生改变。本文以川西致密砂岩气藏为研究对象,利用室内岩心实验及数值模拟技术,对比气藏实际生产指标,模拟储层渗流模式及其对开发效果的影响。结果表明,大规模压裂后投产的致密砂岩气藏原本单一的孔隙内渗流转变为孔隙内,孔隙到裂缝,裂缝到裂缝的多级渗流,基质与基质、基质与裂缝间的启动压力大幅度影响开发效果,渗流模式如模型4所示。气藏物性越差,启动压力梯度对开发效果影响越大,其中渗透率小于0.2×10-3μm2、含水饱和度大于45%是启动压力梯度对开发效果大幅度影响的临界点。基质-压裂区间启动压力梯度对开发效果影响甚微,而基质间启动压力对开发效果影响大,启动压力梯度越小,影响幅度越大,启动压力梯度小于4MPa/100m时,采收率及地层压力下降率降低幅度高达40%。     

透镜状砂岩体油藏成藏运移机理

油藏开发与成藏运移都具有借助流体传递能量建立动态平衡的特征,二者具有动态相似性.作者运用油藏开发中的毛管压力曲线对透镜状砂岩体油藏成藏运移的机理给予了合理解释,并分别对透镜状砂岩体油藏烃源岩的幕式排烃机理和砂岩体阶段式充注机理进行了系统阐述.透镜状砂岩体油藏成藏运移过程中幕式排烃和阶段式充注是相对独立的两个过程,只有当二者协调一致时,才能完成透镜状砂岩体油藏成藏过程.     

珠江口盆地潜山储层地质力学及压裂参数优化研究

珠江口盆地珠一坳陷惠州27-1井区作为潜山油气储层,压裂层段厚度大、层数多、非均质性强、压裂改造难度大,对于人工裂缝的在潜山储层中的拓展延伸规律认识困难。针对此问题,首先建立动态参数测井解释模型,并与静态岩石力学数据协同校正,建立一维岩石力学剖面;结合深部成岩理论,建立三维地质力学模型,真实模拟研究区块成岩环境;最后基于三维地质力学模型,研究排量、液量、砂比、前置液占比、射孔层位厚度等参数对裂缝纵向和平面延伸规律的影响,优化压裂设计。结果表明,惠州27-1区块,杨氏模量平均值为45.47GPa,最大水平主应力平均值为100.91MPa,最小水平主应力平均值为80.98MPa,泊松比平均值为0.30。排量6-7(m3·min-1)、液量600-700m3、砂比10-15%、前置液比例50%-60%、射孔厚度8-11m为最优施工参数,为现场施工提供指导意见。     

基于声波测井资料的疏松砂岩可压性研究

出砂是疏松砂岩油藏开采中遇到的难题之一,目前常用防砂方法是高压挤压砾石充填防砂技术.为了对该技术实施后地层近井形态进行科学描述,为现场施工参数的优化提供可靠依据,在缺少物模获取相关参数的前提下,根据高压挤压砾石充填地层受力特点,借鉴声波测井资料,建立数学模型,并推导出基于测井资料的挤压模量计算公式.提出疏松砂岩岩层可压性概念,明确岩层挤压指数来表述疏松砂岩可压性,并根据其数值范围划分软、硬地层.采用挤压模量计算公式对具有完整测井资料的多口防砂施工井进行编程计算,并将得到的各施工井挤压模量加权平均后进行拟合.与高压挤压砾石充填施工实际数据对比,计算结果准确、可靠.     

鄂尔多斯盆地致密砂岩气储层饱和度测井评价方法

 以鄂尔多斯盆地某区域石盒子组致密砂岩气储层为例,研究了其饱和度测井评价方法。宏观上基于岩屑石英砂岩及岩屑砂岩,微观上基于残余粒间孔及溶蚀-粒间孔,结合岩样薄片显微分析资料、岩电试验资料以及网络模型数值模拟结果,分析获得致密气储层的导电规律:地层因素F、孔隙度φ与电阻率指数I、含水饱和度S_w的关系由于岩性及孔隙类型的不同而存在差异,岩屑砂岩因其岩屑成分及孔隙类型的复杂性,增加了岩石的导电难度,在同等条件下,地层因素及电阻率指数均高于岩屑石英砂岩;电阻率指数与含水饱和度呈现指数关系,而非Archie模型的乘幂关系。在此基础上,分类型建立了可变胶结指数(m)的改进Archie模型,并应用于石盒子组致密气储层饱和度测井评价,结果显示饱和度计算值的绝对误差小于5%,验证了该测井评价方法的实用性。     

厚层状高压低渗透低饱和油藏压裂效果的预测

本文从马西油田的实际出发,通过对该油田板二油组地质特征、压裂工艺的数理统计、分析、研究,运用微机数据处理,建立了高压、厚层状、低渗透、低饱和油藏,压裂平均日产、有效天数及累计增产油量的数学模型,对压裂增产效果的预测,有重要的指导作用。     

纳米-滑溜水在致密砂岩中的滞留及其对微观孔隙结构的影响

纳米材料已被证明可以提高非常规油气采收率,但其在储层孔隙中的吸附与滞留机理尚未明确。本文以大庆油田上白垩统青山口组致密砂岩为研究对象,采用低温液氮吸附、润湿角测定、扫描电镜、核磁共振及离心实验方法,研究了纳米-滑溜水压裂液在孔隙中的吸附与滞留,以及其对微观孔隙结构参数的影响。结果表明,纳米滑溜水压裂液处理后,扫描电镜观察到纳米颗粒在孔隙中滞留,岩石润湿角降低30.28%~58.17%;孔隙结构由平板孔向墨水瓶孔过渡,比表面积及吸附量显著增加;微孔占比减小20%~25%,过渡孔占比增大21%~26%,总孔体积增大;分形维数变小更接近2,孔隙结构变简单。纳米颗粒在储层孔隙中的吸附与滞留,导致微观孔隙结构发生变化。实验结果与认识对纳米-滑溜水压裂液在致密砂岩储层中的应用具有重要意义。