基于数字岩心技术的砂岩渗透性研究

在煤矿行业内,有关砂岩渗透性的研究停留在利用试验实测层面上,如物性分析、高压压汞、核磁共振等技术,都是通过计算某种气体或液体穿过岩石样本的体积,获得岩样渗透特性。然而,在岩样整体渗透性测量方面这些方法无法实现定量化、可视化的效果。本文采用X-微米CT技术对霍州煤电Hz-3号样进行扫描,建立三维数字岩心渗流场模型,运用可视化软件Avizo的图像处理,提取出连通孔隙部分,并对该部分孔隙进行渗透性研究,模拟其渗流曲线路径。结果表明:在总孔隙中,连通孔隙的占比较少,约占总孔隙的31%;岩样渗流曲线呈现出局部层状分布,Y方向渗流曲线出现断流现象,岩样整体渗透率范围在000215～000267 mD之间,渗透性较弱。     

海相巨厚砂岩油藏夹层精细地质建模方法研究

以塔里木盆地东河1油田石炭系东河砂岩油藏为例,从夹层单井精细识别和连井对比入手,以夹层地质知识库、岩芯分析化验资料和动态资料为约束,建立夹层三维地质模型。研究认为,在完善单层划分对比的基础上,基于地质认识开展层间、层内夹层平面分布研究,采用确定性建模方法将其嵌入到地质模型中,可以得到夹层与储层准确的三维空间配置关系;利用夹层岩芯分析化验资料建立夹层物性解释模型,将孔、渗解释结果作为输入建立夹层属性模型,使得结果更加逼近地下真实情况。后期千万级网格数值模拟运算结果表明,地质知识库与地质建模相结合、地质建模与数值模拟一体化的海相巨厚砂岩油藏夹层地质建模方法效果良好。     

安塞致密砂岩油藏单砂体刻画与压裂改造

安塞油田多期河道叠加致密砂岩油藏开发中后期, 油井含水量升高, 油层有效动用不均, 整体压裂易出现水窜、水淹现象, 已不适应油田现今的生产状况。针对这一问题, 通过对油水井单砂体进行细分和对比, 建立岩体力学模型和三维应力场分布模型, 结合现场压裂施工参数, 开展单砂体全缝长压裂数值模拟。结果表明, 安塞油田多期河道叠加致密砂岩油藏侧向复合砂体内部单砂体间泥质、钙质物性夹层发育, 形成的应力夹层对压裂裂缝的展布有较好的封隔作用, 即使压裂施工过程中隔夹层产生裂缝, 但随着泵压的降低, 张开的裂缝会随之闭合, 支撑剂并没有进入隔夹层中产生有效裂缝, 油层单砂体间有效动用不均, 60%的层有效动用程度较低。由此提出针对小层内动用程度不高的11 口井的单砂体补孔、重复压裂、堵水、隔采等措施, 经过现场实施, 增产效果明显, 平均日增油1.2 t 以上, 最终形成多期河道叠加致密砂岩单砂体细分与压裂改造的技术方法体系, 对今后类似油藏的开发有借鉴意义。     

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。     

川东北地区须三段钙屑砂岩储层特征及控制因素

近两年川东北地区西北部多口井须家河组三段钙屑砂岩测试段获工业气流,表明了研究区储层的含气性及局
部具备油气富集高产的地质条件。通过储层岩性类型、储集空间、物性、电性等特征进行综合分析,得出结论为：主要
储层岩性类型为钙屑砂岩,常伴有微裂缝;储集空间类型多样,主要为残余原生粒间孔、次生溶蚀孔和裂缝;储层表现
为低孔、低渗特征;储层电阻率高,主要原因是碳酸盐岩含量高;储层测井响应为“三低、一高、一降低”,即伽马低值、
声波低值,中子低值,电阻率高值,在高阻的背景下深浅电阻率有所降低。研究区优质钙屑砂岩储层受储集层发育的
有利沉积微相、溶蚀作用、构造裂缝以及一定的储层厚度等综合因素控制。辫状河道、水下分流河道沉积为储层最有
利的沉积相带;在成岩过程发生的溶蚀作用和多期次的断裂影响下形成的构造裂缝都极大地改善了储层的渗透性;一
定厚度的储层改善了裂缝的连通系统。     

裂缝发育的特低渗透砂岩储层特征

 裂缝的发育对特低渗透砂岩储层有重要影响。基于室内实验数据,从孔渗关系、微观孔隙结构、应力敏感性及油水两相渗流等角度对裂缝发育储层的特征进行了分析,结果表明:与裂缝不发育的储层相比,相同孔隙度下裂缝发育储层的渗透率更高,孔隙度10%~20%时,裂缝发育储层渗透率约为裂缝不发育储层的3~5 倍;渗透率相同时,裂缝发育储层喉道半径分布范围更宽,大尺寸的喉道比例更高,主流喉道半径更大,渗透率主要由大喉道贡献;裂缝发育储层应力敏感性更强,有效应力增大引起的渗透率损失约为裂缝不发育储层的2~3 倍;裂缝发育储层束缚水饱和度和残余油饱和度均较高,两相共渗区范围窄,随着含水饱和度的增大,油相曲线急剧下降,水相曲线上凸型快速抬升,且幅度很大,无水采油期很短且期内采出程度低,见水后含水率急剧上升,最终采收率很低。     

致密砂岩填隙物特征及其对储层的影响

鄂尔多斯盆地中北部二叠系山1 盒8 段为一套富含同沉积火山物质的致密砂岩,与普通的陆源碎屑岩相 比,其填隙物类型多样、成分复杂、成岩演化程度高。填隙物主要包括同沉积火山灰、黏土矿物、碳酸盐胶结和交代 物、硅质胶结物和少量细云母屑、泥屑、碳屑。针对致密砂岩中填隙物与孔隙演化相关性问题,在储层岩石学特征分析 的基础上,利用铸体薄片、扫描电镜及阴极发光等分析测试手段开展了填隙物的成因、特征、成岩演化等方面的研究。 研究表明,孔隙中充填的同沉积火山灰物质是次生溶孔形成的主要母质,而晚成岩期的铁方解石胶结物使残留的孔隙 再次遭到强烈的破坏,含一定量淀高岭石的储层孔隙相对发育。     

台北凹陷侏罗系含油气系统天然气序列性研究

吐哈盆地台北凹陷侏罗系含油气系统常规天然气、致密砂岩气和页岩气资源丰富。通过对吐哈盆地台北凹陷 侏罗系地质条件的分析研究,指明在侏罗系含油气系统内页岩气、致密砂岩气和常规天然气在空间展布和储层特征等 方面的序列性特征。结合该区的勘探开发实践,总结出：在同一个含油气系统的前提下,页岩气、致密砂岩气和常规天 然气具有共生性强的特点,认为它们是先后经历了源岩内滞留、初次运移、二次运移和成藏聚集等过程,分别在泥页 岩、致密砂岩和常规储层中形成的不同类型的天然气聚集。并归纳出他们在运移阶段、成藏时间、空间分布、含气特 点、开发技术、产量储量特征和勘探开发阶段等方面序列性特点。最终认为在同一含油气系统中只要具备合适的地质 条件,在一种类型天然气发现后,通过“顺藤摸瓜”的方法来寻找其他类型天然气是一种新的勘探思路。     

超低渗透致密油藏水平井井网优化技术研究

鄂尔多斯盆地具有丰富的超低渗透油藏资源,开发潜力巨大,但由于其储层物性差、非均质性强等特点,直
井大幅度提高单井产量难度较大。针对超低渗致密储层特点,以建立有效驱替压力系统为目标,利用矿场实践、油藏
工程和数值模拟综合方法对水平井井排方向、井网形式、水平段长度、裂缝参数组合型式和注采井距参数等方面进
行了研究,研究结果表明：以直井与水平井联合布井的交错排状七点井网布井方式、哑铃型布缝、人工压裂缝密度2
条/（100 m）、水平段长度在700∼800 m、注采井距700∼800 m、排距150 m 时,超低渗透致密油藏水平井初期平均单井
产量约为8.0 t/d,达到直井平均单井产量的4 倍左右,研究成果可以指导超低渗透致密油藏的经济、高效开发。     

高渗砂岩油藏水平井储层保护钻井完井液

塔里木盆地三叠系储层为中孔中–高渗储层,孔隙结构呈强非均质性,潜在固相侵入、微粒运移、出砂、流体敏
感性损害严重,水平井完井投产后自喷、气举困难,甚至没有产量。原井浆粒度分析、动态损害评价实验表明,原井浆
对渗透率100 mD 以上的储层保护能力不佳,返排恢复率低于50%。根据屏蔽暂堵原理对原井浆进行改性,并开展了
改性浆粒度分析及动态损害评价;利用FEI Quanta 450 环境扫描电镜观察了原井浆及改性浆的滤饼结构,借助分形几
何理论分析了滤饼孔隙率、孔径和分形维数等结构参数。结果表明：改性钻井完井液能形成致密的滤饼,有效封堵储
层孔喉,返排恢复率达90% 以上。将改性配方应用到工区水平井钻井现场试验,投产后实现了开井高产自喷。