分形拟三重介质致密油藏产能预测模型

致密油藏渗流机理复杂、产能预测难度大。文中引入分形理论,推导出基质、天然微裂缝、人工裂缝的分形孔隙度和分形表观渗透率。建立了考虑启动压力梯度及压敏效应的分形拟三重介质致密油藏数学模型,推导出模型压力解与动态供给边界的变化情况。在此基础上,建立了产能预测模型,结合实例数据完成模型验证,进行供给半径和产能的动态预测,并对非线性渗流参数进行敏感性分析。结果表明:供给半径随时间非线性增加,同一时刻,启动压力梯度及分形系数越大,供给半径越小;分形致密油藏产能受非线性渗流参数的影响,启动压力梯度越低,变形系数越小,分形系数越小,则日产量越高,反之日产量越低。     

陆相混积页岩不同岩相孔隙差异特征及影响机制——以吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组为例

岩相对优质储层及有利含油区的分布起着决定性作用,为查明吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油储层不同岩相或岩相组合的储集特征和影响机制,综合运用全岩矿物X射线衍射分析(XRD)、总有机碳含量测定(TOC)、岩石薄片鉴定、镜质组反射率(R_o)、场发射扫描电镜、低场核磁共振、高压压汞实验、低温氮气吸附实验以及物性分析等手段,研究了芦草沟组不同岩相孔隙差异特征及影响机制.结果表明：研究区主要发育的岩相包括高碳块状粉砂质砂屑云岩(HK-Ⅱ₁)、高碳纹层状粉砂质泥页岩(HW-Ⅰ₂)、富碳块状粉砂质砂屑云岩(RK-Ⅱ₁)、富碳块状泥质粉砂岩(RK-Ⅲ₂).页岩有机质生烃伴生的有机酸、碳酸溶蚀作用显著,催生了粒间孔、粒内孔和溶蚀缝的规模发育.不同页岩岩相的孔隙结构大小以及孔隙结构复杂程度存在明显差异.沉积环境和成岩作用相互之间的耦合、匹配关系是导致孔隙差异化发育的关键.     

陆相页岩油储层微观孔喉结构表征与含油性分级评价

针对准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油储层类型多样和油层甜点预测难度大的问题,开展页岩油孔隙发育影响机制及含油性分级评价研究。在岩心观察的基础上,应用扫描电镜、压汞和核磁共振等手段,研究吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油储层的微观孔隙结构,揭示孔隙发育及含油性影响机制,建立油层分类评价标准。结果表明：①芦草沟组发育粒间孔型、粒间-溶蚀-晶间孔型、溶蚀孔型、溶蚀-晶间孔型和晶间孔型5类储层,其中粒间孔型和溶蚀孔型物性及可动性最好,晶间孔型最差。②较高的偏粗组分数量、适中的白云石含量和低胶结物含量共同决定优质储层形成,优质储层分布受近物源、高能环境及古凹的控制。③源-储互层或一体型配置模式含油性好于邻源厚层型,15 nm和70 nm为芦草沟组能否含油及含油性变好的孔喉半径界限。④以孔喉结构与含油性关系为指导,划分出Ⅰ类油层、Ⅱ类油层和Ⅲ类油层。芦草沟组一段二亚段优质储层发育,源-储配置佳,油层甜点分布规模大。研究成果为芦草沟组页岩油油层分类评价及甜点预测提供了地质依据。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷陆相页岩油开发实践

新疆准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组陆相页岩油资源丰富,估算资源量超过15.8×108t。为实现页岩油有效开发,近年来通过对芦草沟组陆相页岩油地质特征、工程技术、生产特征及规律等详细分析,结合开发实践的总结,取得了以下成果及认识:①吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油是陆相咸化湖相细粒沉积的页岩,烃源岩品质优、厚度大,源储一体,页岩段原位聚集,"甜点"段邻源供烃为主、自生为辅的特征,是典型的陆相页岩油;②明确了页岩油体积压裂水平井裂缝控制区内游离孔隙度和游离油储量丰度是页岩油高产的基础;③随着埋深增大,水平两向应力差增大,压裂缝复杂性降低,是部分含油性好的"上甜点体"水平井低产的主要原因;④原油黏度是影响"下甜点体"水平井产量的关键因素;⑤优质"甜点"钻遇长度及压裂米加砂量是吉木萨尔页岩油水平井高产的工程关键因素;⑥页岩油压裂液与基质孔隙原油存在渗吸置换作用,压裂后适当焖井可以提高生产效果;⑦水力压裂缝长度有限,合理井距不应大于200m。通过持续研究和开发实践,页岩油开发取得了较好的效果,水平井单井最高年产突破1.3×10~4m^3,2019年已基本进入规模试验建产,为中国陆相页岩油的工业化开发积累了丰富的经验。     

吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油开发难点及对策

为实现吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油资源的有效动用和高效开发,推动中国陆相页岩油的规模化建产,通过详细对比国内外页岩油储集层地质特征,分析了中国陆相页岩油与北美海相页岩油的地质差异,结合吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油勘探开发的探索与实践,形成了吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油高效开发的技术对策体系。研究结果表明,吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油具有储集层埋深大、物性差、非均质性强等特征,开发过程中面临的难点主要体现在甜点识别标准不完善、整体有效可动用程度低、开发技术参数不明确、降本增效难度大等。通过开展以下工作有效解决了目前面临的开发技术难题:(1)综合储集层、测井、录井、地震和基础力学实验研究,建立"甜点"评价标准,优选地质和工程有利区;(2)开展地质工程一体化研究,结合现场井距试验和生产动态资料分析,优选井网部署参数、优化合理工作制度;(3)基于原油流动性实验分析,明确原油流动性主要影响因素为黏度,采用CO_2前置压裂可有效降黏增效;(4)推动大平台批钻批压,降低压裂窜扰、套损等问题对规模建产的影响,奠定降本增效技术攻关方向。吉木萨尔凹陷页岩油开发过程中形成的技术对策,对中国陆相页岩油资源的规模建产具有积极的示范作用。     

致密油源储组合差异富集机制与控藏模式——以酒泉盆地青西凹陷为例

源储品质及其空间匹配组合类型是致密油充注成藏与富集的关键因素,然而目前对其认识不足,尤其对不同类型源储组合致密油充注成藏与富集的差异性及其形成机制缺少深入研究,制约了致密油成藏理论的形成与勘探开发进展。以酒泉盆地青西凹陷为例,通过野外观察、岩心描述、钻井分析,总结出下源上储、上源下储、三明治型3种基本类型,源储一体、源储(薄)互层2种特殊类型,下源上储Ⅱ型、上源下储Ⅱ型、三明治Ⅱ型3种复合类型共8种类型的致密油源储组合,其中前5种为常见的源储组合类型。钻探成果统计与核磁共振实验相互验证了源储组合类型与致密油富集的对应关系,即源储一体型致密油富集程度最高,其次是三明治型,上源下储型要好于下源上储型,薄互层型不利于致密油的成藏与富集。揭示了下源上储、上源下储、三明治、源储一体、薄互层5种常见源储组合类型的致密油充注成藏与富集机制及其差异,总结了这5种源储组合致密油充注成藏与富集模式,指出致密油成藏动力、充注方式、保存条件是控制致密油充注成藏机制与富集差异的主控因素,而这些主控因素又与致密油源储组合类型密切相关。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组混合细粒岩沉积微相

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组成为页岩油气勘探的重点区块,开展精细混积岩沉积层序及其相关研究具有十分重要的理论及实践意义。利用岩心、薄片、扫描电镜、测井曲线、XRF及XRD等资料,结合岩心相及其组合分析、测井曲线最小二乘法拟合和岩性随机模拟等技术,开展层序地层格架及沉积微相识别,建立研究区混积细粒岩沉积微相模式。研究发现:①芦草沟组可划分为5个中期旋回、9个短期旋回、33个超短期旋回。中期旋回对应段级别,短期旋回相当于一个砂组或小层(含多个单砂层),超短期旋回大体对应于单层;②研究区目的层为一套咸化湖泊-三角洲沉积体系,岩性复杂,在各种沉积作用共同影响下,形成由细粒碎屑岩、碳酸盐岩、泥岩构成的混积细粒岩层。识别了储集层沉积微相类型,主要包括砂坝、前三角洲泥、砂滩、混合滩、云坪及湖相泥微相等;③吉木萨尔凹陷芦草沟组甜点段主要分布在P2l22上段及P2l12上段。综合分析提出吉木萨尔凹陷芦草沟组陆源碎屑-碳酸盐岩混合细粒岩沉积模式。基准面上升时,沉积环境由三角洲外前缘砂坝和浅湖砂滩沉积向浅湖-半深湖混合滩和云坪沉积转变,随着基准面继续上升至最大可容纳空间,深水环境黑灰色泥岩大面积沉积;基准面下降时,主要发育浅湖-半深湖混合滩和云坪沉积,随着基准面继续下降,发育浅湖亚相砂滩沉积和三角洲前缘砂坝沉积。     

吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组一段沉积期古地貌特征及有利储层分布

依据岩心、测井及地震等资料，对吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组一段沉积期古地貌进行了恢复，并预测了其有利储层分布。研究结果表明：(1)吉木萨尔凹陷芦草沟组一段发育丰富的粒序层理、块状层理、爬升沙纹层理及植物碎片，频繁出现的对偶粒序及内部侵蚀面沉积构造为湖泊异重流成因，进一步识别出水道、水下天然堤、朵叶体及侧缘4种微相类型，其中水道和朵叶体为有利储集微相。(2)芦草沟组一段沉积期，吉木萨尔凹陷古地貌整体呈“南低北高、中部低东西高”的沉积格局，低部位发育古沟槽、古低凸起及古低洼3类微古地貌单元。古沟槽内水道储层为加积叠置、厚层状充填，古低洼区内朵叶体为进积—侧积叠置、薄层席状披覆，古低凸起分割异重流沉积；古斜坡区异重流欠发育。(3)吉木萨尔凹陷南部发育3个异重流供给水道区。异重流水道向北进积，主水流线分散成多支，在水道末端形成多个连片叠置的朵叶体。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷及周缘二叠系芦草沟组异重流沉积

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组储层的沉积成因一直存在争议。基于芦草沟组露头、岩心、测井、地震及分析化验资料，开展沉积学分析。研究表明：(1)准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组储层岩性为粉-细砂岩及泥质粉砂岩，发育对偶粒序及内部侵蚀面、块状层理及陆源植物碎片，为湖泊异重流成因。(2)异重流水道亚相主要由块状及交错层理粉-细砂岩组成，单层厚度0.8～2.8 m，平均1.6 m，核磁孔隙度值6.0%～12.0%，平均9.5%；朵叶体亚相主要由粒序层理、爬升波纹层理粉砂岩组成，单层厚度0.5～1.4 m，平均0.9 m，核磁孔隙度3.5%～7.8%、平均5.2%。(3)水道亚相具有透镜状充填地震反射特征，砂体厚层状加积充填，平面上为条带状或舌状，横向宽度1～3 km；朵叶体亚相具有披覆状地震反射特征，砂体薄层状侧积、前积发育，平面为扇形，长度及宽度均超过10 km。(4)芦草沟组沉积时期，南部山区频繁发生的洪水异重流携带陆源碎屑及有机质在吉木萨尔凹陷快速沉积，形成了砂岩储层与优质烃源岩，造成了水道-朵叶体砂体与异重流侧缘-深湖烃源岩大面积接触、频繁互层。湖泊异重流沉积模式为吉木萨尔凹陷...     

页岩油储层多尺度孔隙结构三维表征及应用

中国陆相页岩油发育的地质时代跨度较大，沉积相变化快，热演化程度整体偏低，岩性复杂多样。为明确复杂岩性的渗流规律，以鄂尔多斯盆地延长组长7₃、渤海湾盆地沙河街组页岩样品为研究对象，利用微米CT和聚焦离子束扫描电镜(FIB-SEM)成像技术，结合Avizo软件建立页岩油储层多尺度三维重构模型，定性定量分析了页岩油储层多尺度孔隙结构特征，并通过数值模拟计算了岩心渗透率。研究结果表明：微米尺度下，样品C(纹层状页岩)孔隙最为发育，样品G(层状页岩)次之，样品F(块状页岩)最差；纳米尺度下，3块样品孔隙发育相当，其中样品G连通性更好，得出微纳尺度下具有不同的孔隙发育特征。渗透率数值模拟计算得到样品C、F、G的渗透率分别为0.437 mD、0.031 mD、0.224 mD,和气测渗透率结果具有一致性，表明渗透率数值模拟方法可快速准确计算岩心渗透率。结合微纳尺度孔隙发育情况和渗透率数值模拟结果，可知样品C品质最好，油气勘探开发应重点关注纹层状页岩储层。因此，结合微米CT和FIB-SEM可准确表征页岩储层多尺度孔隙结构特征，识别优质储层，对页岩油气高效开发具有指导意义。