裂缝性砂岩储层酸化和压裂产能预测研究

大北-克深地区低渗透裂缝性砂岩气藏,储层物性较差,初期产能较低,酸化和压裂是提高产能的主要措施。对泵压、排量以及酸液注入量等酸化施工参数与产能的关系进行研究,发现单位厚度的酸液注入量与产能具有较好的线性关系;对砂浓度、泵压、排量以及压裂液注入量等压裂施工参数与产能的关系进行研究,发现单位厚度的压裂液注入量与产能具有较好的对数关系。此外,对于裂缝性气藏,产能的大小还取决于裂缝的发育程度。通过成像测井资料获得测试层段的裂缝参数,对裂缝参数与产能的关系进行研究,发现裂缝密度和面缝率与产能具有较好的线性关系。在此基础上,综合酸化和压裂施工参数对产能的影响,得出综合裂缝参数的酸化井和压裂井产能预测公式,相比单一考虑液体注入量的产能预测结果更加精确,并以实例进行了论证。     

文留油田低渗透砂岩裂缝储层压力敏感性研究

对于文留油田低（特低）渗透砂岩裂缝性储层来说,其独特的孔渗性有别于一般的砂岩或砾岩储层,压敏机理也有所区别。对于一般的砂岩或砾岩储层来说,其所呈现的压敏效应主要是因为喉道趋于闭合或因为泥质挤入造成的渗透率下降。而对于本地区裂缝性储层来说,基质一般较为致密,孔隙度、渗透率极低,其受压力而引起的孔隙度、渗透率性能改变甚为有限。由于压力的改变而引起的储层物性的改变,主要是储层裂缝的开启闭合决定的。进一步研究表明,在裂缝储层中渗透率随压力的变化尤为明显。有效应力变化速度越快,其对岩心渗透率的损害就越强。     

中原油田致密砂岩裂缝性储层测井评价方法

为有效识别和评价以"双孔介质"为特征的三叠系致密砂岩裂缝性储层,利用"双标定"技术,在地质条件及测试资料的约束下,通过"四性"关系研究,总结出三叠系裂缝性砂岩储层的测井响应特征,形成了一套划分裂缝性储层的有效方法,建立了裂缝性储层参数的定量评价模型,分区块建立了油水识别标准。据已测试的21口井看,该评价方法的测井解释符合率达87.5%,提高了测井对三叠系储层的识别能力,解决了裂缝性储层的定量评价问题。     

超致密砂岩储层裂缝与含气性识别

川西HX地区须二段储层属超致密砂岩储层。由于其非常致密，在测井曲线上储层孔隙空间以及所含流体的信息反映非常微弱，造成储层含气性识别非常困难。以实验分析结果为依据，建立了裂缝评价指标渗透率增大率，对超致密砂岩储层进行裂缝评价。在对测井曲线综合分析的基础上，筛选出对天然气反映敏感的测井信息进行储层聚类分析，对储层含气性差异作分类评价。最后，通过裂缝指标与聚类分析结果的综合研究，确定储层的含气性。     

天然裂缝性致密含气砂岩储层描述与模拟

怀俄明州绿河盆地Ｆｒｏｎｉｔｅｒ且的低渗性砂岩中储存有大量的天然气。成功地开采这些气藏需要了解控制气藏产能的区域天然裂系统的特征及流体流动响应。通过对盆地中五个地点的Ｆｒｏｎｔｉｅｒ组砂岩的露头研究掌握了裂缝的特征。裂描述包括绘制详细的露头裂缝网络图，此图可提供关于裂缝方位、长度和空间分布的信息。裂缝科清楚地说明区域裂缝为垂直于层理的单向裂缝组，裂缝长度与间距各不相同。区域裂缝的空间分布受岩层厚度     

致密砂岩裂缝性气藏缝网压裂裂缝复杂程度评价方法

微地震是评价致密砂岩裂缝性油气藏缝网压裂裂缝形态及几何尺寸的有效方法和手段,但其适用条件受限,且成本较高.为此,需要一种快速的、经济适用的方法来评价缝网压裂裂缝复杂程度.基于压裂泵停泵后的压降数据,利用视均质型、线性裂缝型、复杂裂缝型致密砂岩裂缝性储层渗流方程分析储层渗流模式,利用G函数分析储层裂缝形态,从而综合评价缝...     

裂缝性砂岩污染储层井底压力响应特征

通过双孔介质裂缝性砂岩污染储层的研究,建立了以污染区储层渗透率呈指教变化的数学模型。采用不均匀网格的差分方法,由高斯消元法对模型求解,绘制出双孔裂缝性砂岩污染储层井底压力响应特征曲线,并分析了影响井底压力的主要因素。结果表明：井底压力响应特征曲线各阶段特征明显;污染半径越大,污染区内窜流现象越明显,外区响应越晚,压力导数曲线下凹越深;窜流系数越小,压力导数曲线下凹越深.     

裂缝性致密砂岩储层声波测井数值模拟响应特性研究

由于裂缝性致密砂岩储层的裂缝宽度小于100μm,因此常规测井和成像测井等方法难以对微裂缝进行有效识别,且目前关于裂缝性致密砂岩的储层研究相对较少。斯通利波具有频散性,其速度和能量的空间分布随频率的改变而改变,低频时斯通利波转变为管波,管波能量的消耗使井眼流体流入和流出地层,因此斯通利波对微裂缝非常敏感。为此,开展了裂缝性致密砂岩储层声波测井数值模拟响应特性研究。针对单条水平裂缝,确定了裂缝宽度对斯通利波识别微裂缝的影响:裂缝宽度越大,斯通利波波形振幅越小;裂缝宽度较小(小于100μm,即微裂缝)时,波形振幅递减较快,波形振幅衰减更明显;20μm裂缝宽度与0μm裂缝宽度时的斯通利波波形振幅基本相同,说明在数值模拟Z方向网格最小设为20μm的条件下,斯通利波识别微裂缝的最小分辨率,即利用斯通利波能够识别微裂缝的最小裂缝宽度也为20μm;并与等价实验条件下的单条水平裂缝物理模型试验结果进行了对比,符合度较高,说明利用声波全波列测井资料评价裂缝性致密砂岩微裂缝的精确度较高。     

致密裂缝性砂岩储层保护钻井液技术研究

在系统分析油基钻井液对致密储层损害机理后,以西北A区致密低渗透砂岩为研究对象,确定了固相颗粒堵塞和水锁是油基钻井液对储层主要的损害,在此基础上,提出了储层保护钻井液的优化措施。     

库车山前裂缝性砂岩气层裂缝对地层渗透率的贡献率

研究了库车山前裂缝对地层渗透率的贡献率与裂缝对产量的贡献率,并给出了裂缝对地层渗透率贡献率的计算方法.根据基质渗透率与基质孔隙度关系,由测试层孔隙度得到基质渗透率,由试井得到地层的渗透率,由此研究裂缝对地层渗透率的贡献率.并得到如下认识:裂缝对产量的贡献率近似等于裂缝对地层渗透率的贡献率;库车山前裂缝性砂岩气层裂缝对地...     

利用斯通利波评价裂缝性致密砂岩储层的渗透性

渗透率是储层评价中的重要参数。在裂缝大量发育的致密砂岩储层中,准确计算地层的渗透率对储层的产能提升具有重要的意义,而常规的方法很难满足这一要求。以渗透性地层的测井声波传播理论为基础,研究了利用斯通利波计算渗透率在致密砂岩储层中的应用。在经波场分离、合成斯通利波波形、计算斯通利波的频率偏移和时间延迟后得到了地层的渗透率。在现场应用中取得了很好的效果,证实了该方法的有效性,从而为油气田开发方案的合理编制提供了可靠的基础资料。     

裂缝性致密砂岩气藏入井流体伤害规律

塔里木克深区块裂缝性致密砂岩储层具有埋藏深,孔隙度、渗透率低,裂缝发育,非均质性强等特征,不经过压裂增产措施难以达到工业开采价值。钻完井以及增产改造过程储层与工作液及其所携带的固体颗粒相接触,容易引起储层渗透率降低,从而导致产能降低。以人工劈缝的储层岩心为评价岩心,使用储层成像测井资料确定岩心裂缝宽度,对裂缝性致密砂岩储层钻井液/压裂液损害进行了评价。实验结果表明,在围压低于4.5 MPa的情况下,模拟裂缝岩心渗透率保持不变,模拟裂缝岩心渗透率与缝宽呈三次方关系;随着裂缝宽度的增加,压裂液伤害程度逐渐减小,但是钻井液伤害程度先增大后减小,存在一个伤害峰值;此外,一步酸可以显著提高裂缝渗透率,解除钻井液/压裂液伤害。该研究对低伤害新型工作液的研发以及储层保护措施的优化具有一定的指导意义。      

砂岩储层孔隙度影响因素研究

以岩心孔隙度分析和测井数字化资料为基础,以威利公式为理论依据,研究影响砂岩储层声波时差的因素,指出砂岩储层的声波时差与孔隙度之间并不是一一对应关系,其中泥质填隙物含量、压实程度以及流体成分是声波时差的重要影响因素。针对不同影响因素,提出了相应的校正方法,校正后的岩心分析孔隙度与声波孔隙度的相关性显著提高;而校正后的优越性进一步体现在渗透率计算结果上,解释渗透率与岩心渗透率相关系数高达0.9597。由于给出了各影响因素的具体校正方法,因此,该方法具有广泛的应用价值,对于提高储层孔隙度和渗透率解释精度具有重要意义。     

裂缝性低渗砂岩气藏水基钻井液欠平衡钻井储层保护

采用水基钻井液欠平衡钻进裂缝性低渗砂岩气层时,裂缝面和基质孔隙内同时存在指向地层的毛细管力,欠平衡压差并不能完全抵消该力,因而为钻井液侵入提供了驱动力。评价水基钻井液欠平衡钻井是否对裂缝性低渗砂岩储层造成损害的相关研究较少,为此,设计了一套试验装置模拟水基钻井液欠平衡钻井条件,研究了裂缝性低渗砂岩气藏在水基钻井液欠平衡钻井过程中的损害情况及其机理。研究结果表明:水基钻井液欠平衡钻井过程中逆流自吸效应以及伴随的钻井液吸附是造成储层损害的主要原因,但损害程度低,侵入深度浅;如果欠压状态不稳定,钻井液会迅速侵入裂缝,影响其渗流能力,并且这种影响随裂缝宽度的增大而增强。     

致密砂岩裂缝性油藏CO2驱高强度凝胶封窜适用界限

致密砂岩油藏基质渗透率低,存在天然和人工裂缝,CO_2驱窜逸现象严重。通过测定成胶前的黏度和成胶后的强度评价了改性淀粉凝胶的注入性能和封堵能力,利用自制致密砂岩裂缝岩心,通过3种不同裂缝开度下的封堵、驱替实验评价了CO_2气窜后改性淀粉凝胶对不同开度的裂缝封堵性能及提高采收率程度,并进一步探讨高强度淀粉凝胶改善致密砂岩裂缝性油藏CO_2驱油效果的适用界限。研究结果表明,改性淀粉凝胶成胶前黏度低,有利于体系的顺利注入,成胶后强度高,可用于裂缝的强封堵,且在0.42 mm裂缝开度条件下可实现99%以上的封堵率,突破压力高达24.9 MPa,有效启动了低渗基质中的剩余油,提高原油采收率程度达到28%,具有良好的封堵适应性;在0.65 mm裂缝开度条件下,封堵效果有所下降,封堵率为92%,突破压力降至15.9 MPa,提高采收程度18%;在裂缝开度0.08 mm条件下,注入性明显变差,从而影响其封堵性能,封堵率为90%,突破压力为3.6 MPa,提高采收率9.8%。该淀粉凝胶对开度0.42 mm左右裂缝的致密砂岩裂缝性岩心的适应性最好。图15表3参16     

裂缝性低渗透砂砾岩油藏开发效果影响因素研究——以盐家油田盐22块油藏为例

裂缝性低渗透砂砾岩油藏在我国分布较广,储量较大,摸清各类地质开发因素对其开发效果的影响规律,对提高油藏采收率,保持我国石油工业持续稳定发展具有重要意义.以盐22块油藏为例,基于测井、地震资料和裂缝表征结果,采用随机建模方法建立了精细三维基质与离散裂缝网络模型,应用双渗模型对油藏储集条件、注水方式、井网形式等因素进行研究...     

裂缝性储层渗透率返排恢复率的影响因素

在裂缝性低渗透储层钻井完井过程中,工作液滤液及固相侵入会对储层造成损害。采用屏蔽暂堵技术形成致密封堵层,可对储层进行有效保护,而渗透率返排恢复率是衡量屏蔽暂堵技术质量的重要指标。使用同一工作液并调整其粒度分布,分别对低渗砂岩裂缝岩样进行了封堵层形成与返排试验,探讨了工作液粒度分布及压力梯度对返排恢复率的影响。试验表明,随着压力梯度增大,返排恢复率呈先增大后减小的趋势。固相粒度与缝宽最优匹配原则不是固定不变的,而是受缝面微凸体高度与缝宽比值的影响。固相侵入浅,返排恢复率高;固相侵入深,返排恢复率低。对于水力学宽度为20~70 μm的细砂岩裂缝岩样,最优返排压力梯度为7.8~24.2 MPa/m,最优匹配原则为1/3~2/3架桥,且接近于2/3架桥。裂缝性储层返排过程中存在最优返排压力梯度,固相粒度与缝宽匹配程度直接影响固相侵入深度,进而影响渗透率的返排恢复程度。      

裂缝性油藏渗透率张量计算及影响因素研究

裂缝性油藏裂缝分布规律复杂多变,油层渗透率具有强烈的各向异性特征。以油藏精细网格模型数值模拟结果为基础,根据流量等效原理,建立了不规则粗化网格边界条件下渗透率全张量的计算方法;研究了压力边界条件数量、粗化边界大小、砂体主要渗透性方向与压力梯度方向的不同夹角条件对渗透率张量计算结果的影响,研究表明砂体主要渗透性方向与压力梯度方向的不同夹角条件对计算结果影响最大。研究结果为裂缝性油藏渗流参数的确定提供了理论依据。     

裂缝性油藏窜流函数及形状因子研究(二)

在文献[1]的基础上,提出了一种推导双重介质模型中裂缝和低渗基质之间与时间有关的形状因子的新方法,用以预测可压缩流体的产能,并可在试井解释中得到应用.在没有假设拟稳态的情况下,分别对一套、二套和三套裂缝的与时间有关的形状因子进行了推导.它既可以为可压缩流体的产能预测提供更准确的理论方法,也可为试井解释提供合适的形状因子、计算合理的窜流系数,从而为试井参数解释提供更加准确的理论依据.