低渗透储层裂缝研究进展

储层裂缝对改善致密砂岩和碳酸盐岩等低渗透储层以及致密砾岩、火成岩、泥页岩等非常规低渗透储层的物性具有重要作用。通过总结近年来储层裂缝的相关研究进展,对储层裂缝的多种识别和预测方法进行了分析,并讨论了储层裂缝研究的几个关键问题。结果表明:储层裂缝的识别技术是点(岩芯、薄片)、线(测井)、面(相似地表露头区)、体(地震资料)和时间(生产动态资料)组成的多维综合体系;储层裂缝的定性预测主要是根据裂缝与构造部位和岩性之间的关系进行,定量预测方法包括井间直接插值法、曲率法、能量法与岩石破裂法(二元法)、地震法、分形分维法、构造应力场数值模拟法和多参数判据法等,每种预测方法各有其优势与不足,因此,需要综合多种方法才能实现储层裂缝的有效预测;储层裂缝研究的关键问题包括裂缝分布预测与精细表征、裂缝动态参数和裂缝三维地质建模等方面。最后,在油气田勘探开发中进行储层裂缝预测及建模等工作时,应以明确储层裂缝的成因、演化及主控因素为基础。     

储层构造裂缝识别及预测研究进展

构造裂缝的发育改变了储层岩石的物性与力学性质,严重影响着压裂施工及油气开发效率,因此,查清构造裂缝的发育特征具有非常重要的理论与实际价值。但由于仪器探测能力的限制,准确识别天然裂缝的难度很大,目前尚无一种系统的方法可以精确表征裂缝的发育特征。基于前人研究成果,认为构造裂缝的发育规律、形态特征等主要受控于岩石物理性质及构造应力场。对比分析了露头、岩心、测井、离散随机建模、地震、构造应力场模拟等裂缝研究方法的优势与局限性,总结了构造裂缝研究的趋势,归纳出系统研究裂缝的方法:①结合地震、岩心、测井及离散随机建模的裂缝研究系统;②结合构造应力场模拟与岩心、测井相结合的裂缝研究系统。      

川中地区中下侏罗统致密油储层裂缝发育特征

裂缝是川中地区中下侏罗统致密油储层重要的储集空间和主要的渗流通道,影响油气富集和单井产能。利用野外露头、岩芯和成像测井资料,对川中地区致密储层裂缝成因类型和发育特征进行了系统分析。在地质成因上,该区中下侏罗统沙溪庙组一段致密砂岩和大安寨组致密灰岩储层的裂缝可以分为构造裂缝与成岩裂缝两种类型,其中以构造裂缝为主。按照裂缝倾角,构造裂缝可以进一步分为低角度裂缝(0°~30°)、斜交裂缝(30°~60°)和高角度裂缝(大于60°)。由于低角度裂缝的直井钻遇率高,而斜交裂缝与高角度裂缝的直井钻遇率依次降低,所以对其裂缝密度统计时需要进行校正。根据裂缝与岩芯的空间几何关系,采用裂缝面法线方向上单位长度的裂缝条数进行校正。结果表明,该区沙溪庙组一段和大安寨组高角度裂缝线密度远大于低角度裂缝,反映该区致密油储层具有以高角度裂缝为主的特点,修正了过去长期以低角度裂缝为主的认识,对深入认识该区裂缝发育规律和指导致密油勘探开发具有重要意义。     

注入水中悬浮物对低渗透油藏储层堵塞规律

注入水中悬浮颗粒和悬浮油滴能够严重堵塞低渗透油藏储层,造成渗透率下降,导致注水难、采油难。开展悬浮颗粒和悬浮油滴对低渗透储层堵塞规律的研究对提高油田注水效果有着重要的指导作用。对悬浮颗粒和悬浮油滴分别设计了5种粒径、3种质量浓度的岩心流动及反排解堵实验,并结合岩心的孔喉特征分析了堵塞规律。结果表明:悬浮颗粒或悬浮油滴对储层的堵塞存在贯穿性堵塞、浅部堵塞、贯穿性堵塞向浅部堵塞过渡3种形式;质量浓度和粒径在不同堵塞形式中对堵塞存在主次的影响作用;在过渡阶段,堵塞最严重、解堵效果最差。悬浮颗粒在过渡阶段的粒径范围较窄,且接近喉道直径;悬浮油滴在过渡阶段的粒径范围较宽,且大于喉道直径;悬浮颗粒的解堵效果明显弱于悬浮油滴。建议低渗透油田在达到配注量的同时,悬浮颗粒或悬浮油滴质量浓度尽量小、粒径范围尽量集中且远离过渡阶段。针对安塞油田,建议悬浮颗粒质量浓度≤2 mg/L、粒径＜4 μm;悬浮油滴质量浓度＜5 mg/L、粒径≤3.16 μm。      

低渗透储层微流动机理及应用进展综述

低渗透储层具有孔喉细小、孔隙结构复杂、比表面积大,黏土矿物类型丰富等特点,这些特点致使流体在低渗透储层中
流动会产生强烈的微流动效应。微流动效应主要包括稀薄效应和不连续效应、表面优势效应、低雷诺数多流态效应、多尺度多相
态效应等,这些特殊效应将影响描述流体流动的微分方程及边界状态。孔隙结构特征、黏土矿物产状、润湿性、岩石矿物荷电性等
是低渗透储层微流动的影响因素,通过控制这些因素,可以改变流体在低渗透储层中的流动特征,从而控制油、气、水产量。目前
已经形成了界面修饰技术、电化学驱油等采油新技术。以微流动机理为基础,结合孔隙结构特征,找出影响低渗透储层流体流动
的主控因素,采用具有针对性的开采技术将成为高效开发低渗透油气资源的有效途径。      

致密砂砾岩储层裂缝形成及储层评价:以黄河口凹陷沙二段为例

研究致密储层裂缝的特征、成因及控制因素对储层有效评价和优质储层预测具有重要意义。利 用 岩 心、铸体薄片、普通薄片、钻井中途测试（ＤＳＴ）、测井、地震等资料,对研究区沙二段特低、超低孔－超低渗砂砾岩储层裂缝特征进行了分析,探讨了裂缝发育的主控因素,并对储层进行了分类评价。结果表明:①研究区发育构造缝、原生缝和成岩缝。②构造缝多尖灭于其他裂缝,多呈半充填－未充填状,连通性较好,将储层渗透率提高了２～４个数量级;原生缝和成岩缝大多呈全充填状,有效 性 较 差。③构造缝受抬升褶皱与沉积因素影响,背 斜 轴 部 与 水下分流河道底部沉积微相的叠合区是最有利的构造缝形成区带,构造缝形成早于主成藏期;原 生 缝、成 岩 缝 等 早期裂缝的发育提供了应力薄弱带,有利于晚期构造 缝 的 形 成。④利用常规测井数据和矿物成分２种 方 法 计 算 储层的脆性,结果显示脆性越大裂缝越发育,两者相 关 性 较 好。⑤测 试 资 料、裂缝刻画及孔隙结构分析表明裂缝发育带储层质量最好,发育Ⅰ类储层,次裂缝发育带Ⅰ和Ⅱ次之,致密带储层质量最差。      

低渗透背景下西湖凹陷致密砂岩气藏的成藏条件

东海盆地西湖凹陷天然气资源丰富,油气勘探发现古近系砂岩储层渗透率普遍较低,低渗透气藏在多个含油气构造均有分布且表现出致密砂岩气藏特征。根据致密砂岩气藏成藏机理对西湖凹陷的石油地质条件进行了分析,并与致密砂岩气勘探开发程度较高的鄂尔多斯盆地进行了对比。结果表明,低渗透砂岩大范围分布背景下西湖凹陷具备形成致密砂岩气藏的构造、沉积、气源岩、储层及封盖保存条件,埋深≥3 500 m的古近系砂岩普遍进入致密储层阶段,是致密砂岩气藏发育的有利层位,与鄂尔多斯盆地在致密砂岩气藏形成的生-储-源储配置条件上具有一定的相似性。综合分析认为,西湖凹陷初步具备形成致密砂岩气藏的地质条件。      

基于微观孔隙结构的低渗透砂岩储层分类评价

针对已有的低渗透储层分类评价方法难以满足北部湾盆地流沙港组低渗透油藏精细评价与油藏开发需求的问题,通过恒速压汞、高压压汞、核磁共振等实验手段开展低渗透储层微观孔隙结构与渗流特征分析,优选储层品质指数、孔隙结构分形维数、主流喉道半径、平均孔喉道半径、可动流体百分数、启动压力梯度变化率共6个参数,基于灰色关联权重分析法建立北部湾盆地低渗透储层综合分类评价标准,进而开展低渗透储量分类评价,为北部湾低渗透储量开发潜力和攻关方向提供依据,分析结果表明:Ⅰ类与Ⅱa类为相对优质的低渗透储量,目前已投入规模开发;Ⅱb类与Ⅲ类为较难动用储量,需采取合理的开发策略与开发模式进行试验性开发;Ⅳ类储量在现有条件下难以有效开发。      

基于等效岩石组分理论的低渗透储层渗透率模型研究

为了更精确地预测低渗透储层的渗透率,首先从岩石导电的物理机理角度考虑,把岩石孔隙等效为串联和并联2种组分,即等效岩石组分理论,然后根据流体渗流和电流传输的相似性,引入了有效流动孔隙度概念,提出了利用地层因素、束缚水饱和度和孔隙度计算储层渗透率的新方法。对我国西部某油田低渗透储层岩心进行了岩石物理实验分析及三维数字岩心重建,并利用新方法计算了低渗透储层岩心的渗透率。结果表明:计算渗透率与实验室岩心测量渗透率符合性很好,精度优于核磁共振Coates模型,这对利用测井资料更精确地预测低渗透储层渗透率具有重要的意义。      

低渗透储层微观孔隙结构与可动流体饱和度关系研究

针对常规压汞实验不能区别孔隙和喉道的弊端,应用恒速压汞技术对低渗透储层孔喉进行了定量评价,并深入分析了
影响低渗透储层可动流体饱和度的主控因素。结果表明:渗透率越小,喉道半径分布范围越窄,其峰值也越小;反之,渗透率越大,
喉道半径分布范围就越宽,其峰值也越大;不同物性的样品其孔隙分布特征不显著,主要体现为喉道分布特征不同。可动流体由
孔隙和大喉道中的流体共同组成,与所处空间位置无关,只与孔隙和喉道半径有关。核磁共振可动流体的有效孔隙体积和有效喉
道体积的共同下限半径也就是T2 弛豫时间所对应的半径。      

杏子川油田长6低渗透储层有效厚度下限研究

从低渗透储层的地质特点出发,通过对储层“四性”关系的研究,建立了本区储层岩性、物性、含油性和电性的关系,以试
油资料为依据,以岩心分析资料为基础,进行地质、录井、地球物理测井等资料的综合研究,并充分研究储层中不同岩性夹层的特
征,采用钙质、泥质夹层测井曲线定量统计分析来确定夹层并加以扣除,确定出杏子川油田长6有效储层岩性下限为细砂岩,含油
性下限为油斑,物性下限为孔隙度8%、渗透率0.15×10-3μm2,电性下限为R0.5大于21Ω·m,含水饱和度下限为60%。据此
标准,综合利用多参数解释储层的有效厚度,提高了解释精度,为该油田的进一步开发提供了依据。      

叠前同时反演在低孔低渗型砂岩储层预测及含气性检测中的应用

四川盆地上三叠统须家河组地层是天然气勘探的重点目标,其中广安地区须六段储层属于低孔低渗型砂岩储层,其横向变化快,非均质性强,储层预测和含气性检测难度大。通过模型正演技术分析低孔低渗型砂岩储层的地震反射特征,利用测井数据进行交会图分析,得出纵波阻抗与横波阻抗联合应用是预测低孔低渗型砂岩储层的有效方法,LamdaRho弹性参数是进行储层含气性检测的敏感参数。在四川盆地广安地区利用叠前同时反演技术对低孔低渗型砂岩储层及其含气性进行了预测,确定了四川盆地广安地区须家河组须六下亚段气藏是上倾方向为断层遮挡、受储层发育控制的构造-岩性复合气藏。      

预测低渗气田水平气井积液的新模型

水平井是低渗气藏提高单井产量的有效井型和开采方式,但相较于直井更容易受到积液的影响,建立适用于低渗气藏水平井的积液预测方法具有重要意义。以水平井斜井段为分析对象,从液膜运动出发,考虑井斜角的影响,建立了新的临界携液预测模型。结合实例计算,讨论了该模型的适用性。计算结果表明,该模型在生产中后期能较为准确地预测水平井是否发生积液,对低渗气田水平井的生产具有一定的指导意义。      

不同渗透率油藏储层应力敏感性实验研究

为了探讨不同渗透率油藏储层应力敏感性的强弱,考虑低渗油藏储层裂缝发育的特征,利用巴西劈裂法室内实验研制含裂缝的储层物理模拟砂岩岩心,测试基质渗透率分别为18.876×10-3,234.247×10-3,540.12×10-3 μm2的均质岩心和裂缝岩心在不同有效压力下的渗透率变化,结合渗透率保持率这一表征参数来分析裂缝对储层应力敏感性的影响,对低渗油藏与中、高渗油藏储层应力敏感性的差别进行了研究。结果表明:裂缝的存在大大增强了储层的应力敏感性。裂缝性油藏储层应力敏感性与裂缝的闭合程度有关,裂缝在低有效压力范围内未完全闭合,储层应力敏感性较强;有效压力超过一定范围后,裂缝完全闭合,储层应力敏感性减弱。不同渗透率下无裂缝均质油藏储层的应力敏感性相近,但在含有相同裂缝条件的油藏储层中,渗透率较低的油藏储层应力敏感性较弱;实际油藏条件下,裂缝多发育在低渗油藏储层中,因此表现为低渗油藏储层应力敏感性比中、高渗油藏储层应力敏感性强。      

致密储层孔隙结构表征技术及发展趋势

随着非常规油气勘探的兴起,致密储层微观孔隙研究备受重视,如何细致精确地研究致密储层的孔隙结构已经成为非
常规油气勘探首要解决的问题之一,其对非常规油气勘探层位选取、资源潜力评价和油气渗流能力计算具有重要作用。重点介绍
了几种致密储层微纳米孔隙结构表征技术方法及其应用,包括恒速压汞技术、氮气吸附技术、扫描电镜技术、激光共聚焦技术、微
纳米CT扫描技术及核磁共振技术,并结合现有研究技术进行了展望。认为致密储层孔隙结构表征技术具有如下发展趋势:按不
同层次对致密储层进行不同级别的孔隙结构分析,以对取样点的测试模拟为基础,通过数字岩心技术对整个致密储层结构进行空
间构建,可以接近客观、全方位、精确地描述整个储层孔隙特征。      

致密砂岩气藏水平井井控储量快速评价新方法

以苏里格气田水平井静态地质和动态生产资料为基础,通过RTA产量不稳定分析法、物质平衡原理和产能方程相结合,分析了早期投产典型水平井的生产动态,建立了水平井单井控制储量快速评价图版,并用图版评价了6口水平井的单井控制储量。结果表明,水平井单位压降采气量随生产时间的延长而增大;水平井单井控制储量与不同生产时刻的单位压降采气量均呈较好的线性关系,并且两者之间的相关性随着生产时间的延长变得越来越好;水平井单井控制储量快速评价图版具有使用简单、所需参数少、预测精度高的优点,可为致密气藏水平井单井控制储量快速评价提供一种全新的方法,同时也可为其他单井控制储量方法的评价结果提供参考,具有重要的现场应用价值。      

川中地区须家河组致密砂岩气藏气水分布规律

川中地区须家河组是四川盆地致密砂岩气藏储量的主要集中区,而气水分布规律复杂则是造成该区各致密砂岩气藏气
井出水严重、产量递减迅速的重要原因。该区致密砂岩气藏的气水分布在剖面上和平面上总体表现为气水过渡带特征,气、水层
交互分布。综合气水分布特征、地质背景及生产动态,总结出3种符合该区致密砂岩气藏气水分布的模式:构造带气水分布模式、
低渗带气水分布模式及裂缝带气水分布模式,并从气源岩、局部构造、致密砂岩储层及储层裂缝4个方面分析了控制该区致密砂
岩气藏气水分布的因素:气源岩充注不足形成了该区气水过渡带的整体特征;局部构造的闭合度控制了气水的分异程度;致密砂
岩储层提高了气水的排替难度;储层裂缝提供了气水的渗流通道。      

低渗透储集层应力敏感性评价方法

低渗透储集层在开采过程中,随着流体的采出而使地层有效应力升高,从而导致储集层岩石发生变形,渗透率随之发生变化,呈现出应力敏感的特征。国内外许多学者对于这一问题进行了研究,但就低渗透储层是否存在强的应力敏感性这一问题还没有达成共识。针对这一问题,对应力敏感性评价标准SY/T 5358-2002给出的实验流程和评价准则以及目前现有的各种评价方法进行了分析,并提出了切合实际油田开发的实验流程和评价方法,在此基础上测定了安塞油田的应力敏感性,测定其应力敏感性为中等或中等偏强。      

塔河油田西南地区古生界低渗砂岩油层流体分布及对渗流特征的影响

塔河油田西南地区古生界低渗砂岩油气层业已证明具工业油气潜力,但实际测试表明,砂岩油层产能低、变化大、含水
高,这种特点与油气显示相矛盾。综合实际流体分析化验、岩心含油性描述、含油饱和度测试以及荧光薄片观察分析资料,开展了
流体宏观和微观分布研究,建立了流体微观分布模式,探讨了流体分布与低渗砂岩油层润湿性、相渗性的关系,进而阐明了低渗砂
岩油层复杂产出特征的内在主控因素。研究表明,工区古生界低渗砂岩油气层利用薄片荧光颜色划分出4类含油沥青类型,建立
了两类流体分布模式,并分别对应两类润湿性特征。相渗性实验表明,流体分布模式I(亲水模式)相对模式Ⅱ(混合润湿模式)的
相渗曲线具有相对较高束缚水饱和度、较高最大含水饱和度、较低残余油饱和度、较大两相渗流饱和度范围、较高等渗点含水饱和
度以及较高最终驱油效率的特点。因而,在相同含水饱和度的情况下,亲水模式(模式Ⅰ)相对混合润湿模式(模式Ⅱ)油层的油相
相对渗透率较高,具有较高的产能、较低的含水率和较高的采收率。实际测试资料证实上述分析是可信的。