涠西南流沙港组页岩储层地质特征及可压性评价

涠西南凹陷流沙港组页岩油资源丰富,但该储层地质条件复杂,储层可压性评价难度较大,亟需开展相关研究。本文综合岩心物性分析、核磁共振、扫描电镜、岩石热解、X射线衍射和力学实验等资料,分析了流沙港组页岩油储层地质特征,采用耦合脆性指数、水平应力差异系数和裂隙密度的可压性评价模型对不同类型油页岩进行可压性评价。研究表明,流沙港组页岩孔隙度主要集中在1%~5%,渗透率多小于0.1×10-3 μm2,储层表现为低孔低渗特征。孔径以微孔、介孔为主,主要集中在0.001~0.05 μm,页岩储集空间类型包括晶间孔、有机质孔、粒间孔和微裂隙4种孔隙类型。流二段泥页岩、油页岩的有机质类型分别为Ⅱ1-Ⅱ2型、Ⅰ-Ⅱ1型,普遍处于成熟阶段。储层岩石主要由长英质矿物组成,平均黏土矿物含量为33.24%。夹层型和互层型油页岩脆性较基质型和纹层型油页岩好,岩石储层各向异性较强。可压性评价结果显示：基质型和纹层型油页岩可压性指数较低,页岩油动用难度大;夹层型油页岩可压性指数为51.16%,具有一定的压裂改造潜力;互层型油页岩可压性指数最高,达到了57.03%,建议优先进行储层压裂改造。本研究对深入理解流沙港组页岩油储层地质特征和后期压裂施工具有重要意义。     

岩石脆性实验及压裂缝高度与宽度测井预测*

随着长庆油田勘探开发的不断深入,低孔低渗储层已成为主要勘探开发对象,几乎所有井的储层都要经过压裂改造才有产能。储层压裂改造的规模需要考虑岩石脆性剖面变化特征,其脆性系数从岩石力学的角度间接反映了储层被压开的难易程度。以长庆油田姬塬地区延长组地层为例,通过岩芯三轴脆性实验数据（杨氏弹性模量和泊松比）得到岩石脆性系数,并用其校正测井计算的岩石脆性系数,由此建立连续的岩石脆性系数剖面。在此基础上,推导并建立了岩石脆性系数与最小水平地应力的定量关系式,实现了基于岩石脆性系数的储层压裂缝高度与宽度的定量预测。将此方法应用于工区多口油井的压裂改造工程中,取得了良好的效果,值得推广应用。     

基于数字岩心模拟的深层页岩气储层可压性评价模型

首先构建深层页岩气储层典型的三维数字岩心模型,再采用有限元分析模拟岩石弹性参数,然后利用摩尔斯分类法确定弹性参数控制因素敏感性相对大小,最终建立基于层次分析法的深层页岩气储层可压性评价模型。结果表明：经过与理论值与实验测试值误差分析,数字岩心模拟值可靠;经微地震监测和压裂施工曲线验证,基于数字岩心模拟建立的可压性评价指数与储层改造体积和压裂曲线取得较好的一致性,可为深层页岩气储层靶点层位选取和压裂工艺优化提供指导。     

建南气田页岩储层可压性评价方法研究

页岩气勘探开发技术在北美地区海相地层中已经比较成熟,主要形成了页岩气缝网体积压裂形成的判断条件、减阻水大型加砂分段压裂工艺技术、裂缝实时监测技术,实现了储层的有效动用。而建南地区页岩气的沉积类型、矿物组分及流体特征与国外存在一定的差异,因此通过开展岩石力学试验,对页岩气的可压性进行了研究,根据建南地区陆相页岩储层的岩石矿物组分特征,结合室内静态岩石力学试验及地应力大小测试,计算脆性指数和应力各向异性,综合评价页岩储层的可压性。     

利用矿物含量计算砂岩脆性指数——以鄂尔多斯盆地合水地区长6段致密砂岩储层为例

脆性指数是致密砂岩储层评价的重要参数,准确计算脆性指数为储层改造参数优化及"甜点"优选提供依据。通过岩石薄片鉴定和X射线衍射全岩分析,研究致密砂岩脆性矿物特征,提出利用"(石英+碳酸盐)含量/矿物总量"计算岩石脆性指数。结果表明合水地区主力层位三叠系延长组长63的脆性指数主要为50%~65%,平均为56.3%,与岩石力学测量值的符合率较高。高石英含量是形成长6段致密砂岩高脆性指数的主要原因,脆性指数60%的储层大面积分布,利于体积压裂改造。     

川东北碳酸盐岩气藏酸—岩反应特征研究

对川东北普光气田飞仙关组、嘉陵江组、长兴组碳酸盐岩进行了酸—岩溶蚀性试验和酸—岩刻蚀形态实验。并采用旋转岩盘仪,进行了碳酸盐岩酸—岩反应动力学研究。结果表明,不同的碳酸盐岩储层,由于岩石矿物的非均质性,造成酸对碳酸盐岩的溶蚀性和酸—岩刻蚀形态具有明显的差异,导致酸—岩反应速度不同,因此所建立的反应动力学方程也不同。实验成果完善了川东北区块碳酸盐岩储层酸—岩反应特征研究,为川东北碳酸盐岩储层现场酸化工艺设计和决策提供了科学依据。     

湘西北下寒武统牛蹄塘组页岩气储层可压裂性评价

通过对湘西北地区实地勘察及采样分析,对湘西北下寒武统牛蹄塘组页岩储层的宏观和微观参数对可压裂性的影响进行评价;基于SEM技术与Image J软件相结合的方法,实现页岩孔裂隙率的定量评价;采用组合赋权法建立可定量评价研究区页岩储层可压裂性的可压裂系数数学模型。研究结果表明:研究区下寒武统牛蹄塘组页岩具有脆性矿物质量分数高、脆性系数高、热演化程度高、微孔裂隙较发育的特点,具备页岩储层压裂的有利条件;运用可压裂系数模型计算研究区页岩储层的可压裂系数为0.504 0,咸丰、龙山、桑植和慈利的可压裂系数较高,是研究区页岩较理想的压裂区域;基于储层各参数特征,将研究区的页岩可压裂性分为3个级别,即可压裂性差(可压裂系数小于0.277 4,压裂效果差)、可压裂性中等(可压裂系数为[0.277 4,0.436 3],压裂效果一般)和可压裂性好(可压裂系数为(0.436 3,0.653 8],缝网压裂效果较理想),应选择可压裂系数大于0.436 3的页岩层进行水力压裂。     

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。     

低渗透砂岩压裂层位优选的测井评价模型

典型的低渗透砂岩储层具有非均质性严重、储层产能受岩性和物性因素影响较大、自然产能相对较低等特点,需要对储层进行改造才能见到较好的效果。水力压裂是低渗透储层增产的有效手段,选井选层直接影响压裂效果,目前油田主要依靠经验选择施工井层,不能保证压裂后获得很好的增产效果。利用测井资料处理分析得到低渗透砂岩储层产能评价的关键参数,可以有效地开展低渗透储层压裂产能预测与层位优选,评价产能改造潜力,指导酸化压裂层位的选取和施工,提高油藏开发效益。利用测井、岩芯及测试等资料,从低渗透砂岩储层的岩石矿物、粘土矿物、钙质胶结物、微观孔隙结构等方面入手,分析了影响低渗透砂岩产能的储层因素,构建了储层精细评价和产能预测的测井优化模型,确定了低渗透砂岩储层压裂层位优选标准和图版,最终实现了对压裂优选层位的分级划分。     

模拟地层条件下不同岩性抗压强度试验特征

岩石抗压强度是油气井钻井工程、完井工程及压裂改造等工作中重要的岩石强度参数。不同岩石类型、不同饱和条件、不同围压条件下岩石的抗压强度差别较大。针对实际井下取心,开展了饱和水状态下的单轴及地层围压下的岩石抗压试验,查明了岩石强度参数与围压、岩性的关系,为研究区钻完井工程及后续储层改造等提供了技术支撑。     

基于室内试验的页岩脆性特征评价方法

基于全应力应变曲线,提出了包含多参数的综合脆性指标Bd1和Bd2.从扩容拐点(峰前曲线)、残余强度(峰后曲线)、能量分析(全过程曲线)等多角度对脆性指标进行了诠释,通过页岩单三轴实验并结合破坏模式对其适用性进行了验证.结果表明,该指标较好地反应了页岩的脆性,Bd1可根据不同的目的需求选择不同的参数,对脆性评价具有侧重性,且Bd1与围压具有较好的拟合关系,拟合曲线为指数函数;Bd2综合性强,可作为脆性的综合评价指标,但围压较高时对围压不够敏感;90°取芯角度下,随着围压的增加,脆性指数降低,岩石有脆性向延性转化的趋势;低围压下脆性指数对围压比较敏感,降低速度较快,高围压下则相反.     

围压-孔隙压力作用下碳酸盐岩力学特性实验

对塔河碳酸盐岩岩心进行了一系列围压、孔隙压力条件下的三轴压缩测试,分析结果发现:1低围压时,碳酸盐岩石表现出很强的脆性,抗压强度低;高围压时,碳酸盐岩石表现出强塑性,且可能出现塑性硬化。2碳酸盐岩的弹性模量随围压的增大而增大,抗压强度随孔隙压力的增大而降低。3孔隙压力增大,碳酸盐岩的内聚力增大,内摩擦角降低。     

不同卸荷速率下变质石英砂岩力学性质试验分析

为研究不同卸荷速率下岩石力学特性,以锦屏一级大奔流沟料场特高边坡变质石英细砂岩为例,开展不同卸荷速率和不同围压下的卸荷试验,得到了应力-应变曲线,重点分析了卸荷速率对应力-应变关系、破坏特征、破坏应力差、强度参数的影响规律.结果表明:卸荷作用对岩石脆性破坏特征明显;常规加载试验为压剪破坏,卸荷试验为张剪破坏;随着围压的降低,弹性模量不断降低,卸荷速率越快,非线性关系越明显;卸荷速率越快,泊松比增加越慢;卸荷条件下岩石的黏聚力减小,内摩擦角增大.     

渝东南下志留统龙马溪组页岩矿物成分及脆性特征实验研究

水力压裂作业已被公认为实现页岩气工业开采的关键技术,压裂方案的设计离不开地层脆性特征分析。本文选取了渝东南龙马溪组露头页岩,从脆性角度对其压裂可行性进行了实验研究。结果显示：该区域页岩具有层理发育,致密、低孔、低渗等特点,具有储层改造的必要性;从矿物组分结果来看,龙马溪组页岩石英、碳酸盐等脆性矿物含量高,在49%-65%范围变化,平均含量为57%,粘土矿物含量低,同时不含强水化膨胀性的高岭土和蒙脱石;在此基础上,利用矿物成分及动态弹性参数计算得到的页岩脆性系数在49%-77%范围变化,平均值在57%以上,显示该地层脆性较好;与北美成功开采的储层数据对比,渝东南龙马溪组地层更适合压裂作业。根据北美页岩压裂实践经验,建议本区块页岩压裂设计中考虑到岩石脆性,选择液体用量多、支撑剂浓度低、支撑剂用量少的压裂液。     

致密砂岩储层可压性评价与极限参数压裂技术

近年来,致密砂岩油藏以其巨大的油气储量和开发潜力,已经成为中国油气田勘探和开发的热点。鄂尔多斯盆地元284地区延长组长6段储层孔隙度和渗透率低,储层非均质性强,属于典型的致密砂岩储层。利用单一的脆性指数并不能真实反映储层的可压性。根据储层测井响应特征,确定储层与脆性指数、弹性力学参数之间的关系,并在储层综合可压性评价时引入天然裂缝发育程度、渗透率非均质性和原始压力保持程度参数。提出了基于储层可压性的储层分类方案。采用极限参数压裂技术,针对不同类型的储层,通过物质平衡法确定恢复至原始地层压力所需的入地液量,个性化压裂方式最优化压后产量,达到高产和稳产的目的,该技术已经在元284取得了良好的应用效果,对于未来油气开发具有重要的意义。     

水合物藏水力压裂储层改造可行性评价模型及应用

基于层次分析法和熵值法,构建水合物储层可压性评价模型.结合水合物沉积物水力压裂实验结果,对水合物储层可压性进行评价.研究结果表明:由水合物沉积物自身属性决定的可压指数(IF)对可压性起关键作用,可压指数越高,水合物沉积物压裂形成裂缝的可行性越大.整体而言,可压指数小于0.48的水合物沉积物试样在高黏度压裂液和高压裂液排...     

页岩气储层体积压裂的可行性分析——以习页1井龙马溪组页岩气储层为例

页岩气藏体积压裂是指在水力压裂过程中,使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移,形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络,从而增加改造体积,提高气体产量和最终采收率。页岩的塑脆性是影响页岩可压裂性的主要因素之一,脆性越强压裂越容易形成裂缝网络从而提高产能,因此一直以来都是研究的重点。页岩的脆性特征与页岩的脆性矿物含量和页岩的岩石力学参数有直接的关系,目前国内外计算脆性指数的方法很多。本文通过对所采集的龙马溪组页岩样品进行室内实验对习页1井龙马溪组页岩储层进行了体积压裂的前期可行性分析,并结合灰色关联分析法提出了一种关于计算综合脆性指数的经验公式的探讨,并给出了综合脆性指数的等级划分,为页岩气储层体积压裂的可行性分析和压裂层段的选取提供了一定的依据。     

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。     

低渗透油藏直井体积压裂产能评价新模型

体积压裂在低渗透油藏中应用广泛,产能评价是体积压裂优化设计的基础,对提高体积改造效果有重要意义。基于直井体积压裂的复杂裂缝改造特点及流动特征,将储层划分为三个区域:主裂缝区、改造区和未改造区,结合椭圆流与线性流建立了低渗透油藏直井体积压裂的渗流模型。针对低渗透油藏非线性渗流特征,推导出了低渗透油藏直井体积压裂三区耦合产能公式,产能公式计算出来的结果与现场数据对比误差小于6%。依据鄂尔多斯盆地某特低渗透油藏的基本参数,绘制了在不同影响因素下的产能曲线,分析了主裂缝导流能力、改造区体积大小、基质渗透率对产能的影响,结果表明:产能随主裂缝导流能力的增大而提高,生产压差越大提高速率越快;储层压裂改造体积越大,产能越高,但主缝长达到一定值后增产效果不明显;压裂缝与储层条件必须匹配才能达到最佳的增产效果。     

盒8致密气储层水平井体积压裂增产影响因素

 体积压裂技术形成以主裂缝为主干的纵横“网状缝”,适合低孔、低渗油气藏的储层改造。基于盒8致密气储层特征,建立应力敏感和井筒摩阻条件下的水平井体积压裂模型,数值模拟不同储层特点,分析地质条件及缝网特征对体积压裂改造效果影响。结果表明,体积压裂水平井可明显改善致密气藏渗流环境,提高单井产能;压力系数、储层渗透率主要影响体积压裂改造效果;储层有效改造体积越大,压后增产越明显;缝网宽长、裂缝导流、裂缝排布等对体积压裂改造增产效果影响依次增大。研究结果为致密气藏体积压裂优化设计和效果评价提供一定的理论依据。