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致密砂岩气藏由于其低孔低渗的储层特性,必须通过压裂增产措施才能实现其经济产能。以延安气田山西组致密砂岩气藏为研究对象,探讨了致密砂岩气藏压裂液评价方法,并进行了压裂液滤液对储层岩石基质渗透率伤害率和压裂液伤害后核磁共振测试试验;研究中基于压裂液与地层流体及工作液的配伍性研究,对压裂液的乳化率和残渣进行了测定,筛选出了3种适用于延安气田致密气高效开发的压裂液体系。基于岩心伤害测试评价和核磁共振测试评价表明,羟丙基胍胶(一级)弱碱性压裂液体系、羟甲基羟丙基胍胶酸性压裂液体系、黏弹性表面活性剂VES体系虽均能满足延安气田压裂液作业要求,但是对比其他2种压裂液体系,羟丙基胍胶(一级)弱碱性压裂液体系具有低伤害、低残渣和高返排的优势,建议采用羟丙基胍胶(一级)弱碱性压裂液体系作为延长致密砂岩气藏储层改造的工作液体系,为该油田储层保护和有效开发提供支持。 相似文献
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致密砂岩气是我国重要的非常规天然气资源,目前主要采用水力压裂的方式开采.压裂过程中,由于毛细管压力的作用,压裂液与储层接触后发生渗吸作用进入储层孔喉造成储层伤害.为研究致密气储层从"压裂-关井-返排"全过程中压裂液对储层的渗吸伤害,定量描述不同时刻的渗吸伤害程度,选用临兴致密气区块储层岩心,通过室内试验模拟压裂液进入储层到返排生产的过程,采用低场核磁共振的手段表征了整个渗吸过程.研究结果表明,压裂液的渗吸伤害从压裂液与储层接触就开始发生,进入岩心的深度随着渗吸时间的增加而增加;从不同时刻的核磁共振的τ2(弛豫时间)谱来看,由于毛细管压力的作用,压裂液先进入小孔隙,然后进入大孔隙,岩心孔喉越小其毛细管压力的作用越强,渗透率较小的岩心由于具有较强的滞留压裂液能力而受到压裂液的损害程度更高;通过核磁共振信号的一维编码处理可以得到不同时刻压裂液渗吸前缘的位置,定量描述渗吸伤害的程度.该研究可为致密砂岩气压后返排渗吸伤害的解除工艺提供定量的分析支持. 相似文献
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致密砂岩油藏是塔里木盆地石油增储上产的重要资源基础之一。台盆区志留系柯下段是近几年新发现的一套海相碎屑岩含油气储盖组合,储层为典型致密砂岩。依合2A井是新钻探的一口重要的区域探井,该井在志留系柯下段获良好油气显示,通过该井系统取心、取样分析,使深入研究这套致密储层特征成为可能。通过对岩心样品进行岩石薄片、物性、铸体薄片、扫描电镜、高压压汞和黏土矿物等系统测试分析,详细研究了柯下段致密含油砂岩储层特征及其主控因素。研究表明,柯下段致密砂岩储层主要为细粒、细—中粒岩屑砂岩,岩屑含量高,成分成熟度低,结构成熟度中等;为特低—超低孔、特低—超低渗储层;孔隙类型主要为晶间孔、粒内孔等微孔隙,次为粒间孔;孔喉结构为细孔 —微孔微细喉型,根据毛细管压力曲线的特点可分为4类。造成储层致密的主要控制因素是强烈的压实作用和胶结作用以及较弱的溶解作用,使得孔隙不发育,同时黏土矿物含量较高,孔隙空间和结构进一步变差,储层渗透性进一步降低,并具较强敏感性。 相似文献
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十里加汗地区下石盒子组一段(P1sh1)是典型的低孔、低渗致密砂岩储层。由于储层物性差、非均质性强等因素,使得该区存在气层识别难度大的问题。为了准确识别气层,提出了几种适合研究区的气层识别方法:双孔隙度重叠法、视水层中子孔隙度测井值法、核磁共振法以及偶极声波测井法。通过试气结果分析,证明了气层识别方法的有效性,较好地解决了十里加汗地区下致密砂岩储层气层识别难度大的问题,具有良好的推广应用价值,也为油田的进一步开发提供了一定的技术支持。 相似文献
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苏里格气田致密砂岩储层孔隙空间细小,微观孔隙类型多样,结构复杂,储层非均质性强,造成地震吸收衰减影响因素复杂、波场响应复杂。对地震波吸收系数、衰减系数、地层品质因子Q的概念做了区别;并对提取吸收衰减属性的常见方法做了简要分析。结合苏里格气田上石盒子组8段致密砂岩储层吸收衰减属性预测的研究实例,对其预测储层存在的风险做了阐述。研究表明,按照致密砂岩储层的岩性、物性、孔隙流体性质等因素对吸收衰减的影响级别,利用控制变量逐级别分析,预测储层准确性更高。 相似文献
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以镇泾油田长8组砂岩油层为研究对象,探讨了压裂液损害评价方法,并进行压裂液滤液对基块岩样渗透率损害率和压裂破胶液动态滤失对造缝岩样返排恢复率测定的压裂液动态损害实验;考察了压裂液与地层流体、工作液之间的配伍性,压裂液和原油的润湿性,测定了压裂液乳化率和残渣。压裂液原胶液组成为0.4%HPG（瓜尔胶）+ 0.4% AS-6（季铵盐类黏土稳定剂）+ 0.3% CX- 307（阴离子型破乳助排剂）+ 0.1% HCHO（杀菌剂）。实验结果表明,原油与破胶液按3:1、3:2、1:1 体积比混合后的乳化率均在60% 以上,而破乳率仅为12.00%～23.77%。压裂液残渣含量平均为703 mg/L,易阻塞储层渗流通道。裂缝岩样经压裂液驱替后的返排恢复率为1.48%～85.83%;当裂缝充填支撑剂后的返排恢复率为0.02%～42.9%,较单纯裂缝岩样低。基块岩样压裂液乳化损害程度强,平均损害率为89.83%;残渣液损害程度强,平均损害率为73.71%;压裂液滤液损害程度中等偏弱,平均损害率为44.85%。压裂液产生的润湿反转使岩石由水湿转化为油湿。固相侵入、碱敏、润湿反转是储层损害的主要因素。固相侵入的损害率为28.86%,润湿性相关的损害率为44.98%,基块岩样碱敏损害率26.38%、裂缝岩样为32.18%。建议采用清洁压裂降低残渣损害、选用合适的表面活性剂提高返排率,为该油田储层保护和有效开发提供支持。 相似文献
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裂缝的存在对致密砂岩油藏渗流特征和开发效果有较大影响。选取松辽盆地北部致密砂岩岩样,采用恒定驱替压差、恒定净围压2种试验方法评价了人工裂缝对致密砂岩岩心应力敏感性影响,通过建立考虑启动压力梯度的油水相对渗透率计算模型,利用非稳态恒压法测定得到了致密砂岩储层岩心造缝前后的油水相对渗透率曲线,分析评价了裂缝对致密砂岩油藏渗流特征的影响规律。结果表明,带裂缝致密砂岩岩心具有强应力敏感性,增大孔隙内压可以促进裂缝开启,降低应力敏感性损害程度;裂缝的存在,使致密储层岩心油水相对渗透率曲线的共渗区范围增大,驱油效率增加,残余油饱和度下水相相对渗透率显著增大,改善了致密砂岩储层的整体开发效果。 相似文献
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《长江大学学报》2020,(2)
结合海拉尔盆地储层地质特征和开发现状,分析了其不同岩性储层开发中存在的问题。海拉尔盆地属于复杂断块油藏,具有含油面积小、断块破碎、构造倾角大、扇三角洲沉积、非均质性强、油层变化快等地质特点,储层岩性包含砂砾岩、裂缝性潜山、含凝灰质砂岩及特低渗透致密砂岩储层。投入开发以来,受复杂地质条件影响,砂砾岩油藏含水上升快、潜山油藏底水锥进快,含凝灰质储层特低渗及致密砂岩储层水井注入困难,难以建立有效驱动体系。针对不同岩性储层暴露的开发矛盾,以油藏精细描述为指导,实施井网加密、注聚调剖、周期注水、注CO_2混相驱及大规模压裂等调整对策。通过近10年开发调整,改善了海拉尔盆地复杂断块油藏开发效果,形成了一套适合海拉尔盆地复杂断块油藏不同岩性储层的综合调整技术。 相似文献
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利用储层分析化验资料，结合测、录井资料，探讨了渤南洼陷北部陡坡带沙三下亚段（Es3下）和沙四段（Es4）的储层物性特征和油气成藏期次，并在此基础上分析了其油气成藏主控因素和富集规律。研究认为，砂砾岩有效储层主要分布于西部的滑塌浊积扇、中东部近岸水下扇的扇中亚相。渤南洼陷油气供应充足，深层砂砾岩遵循“相势控藏”规律，有效储层成藏概率大，储层有效性是油气成藏的主控因素。沙四上亚段（Es4上）、沙三段的异常高压具有晚期形成的特征，与油气晚期成藏相匹配，异常高压是研究区油气成藏的主要动力。根据油气富集规律，提出了“西部寻找沙三下亚段浊积扇砂岩、中部寻找沙四上亚段水下扇扇中砂砾岩、东部寻找潜山顶部沙四上亚段扇中砂砾岩”的勘探思路。 相似文献
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储层质量分析是石油地质研究的基础,对油气勘探开发具有重要意义。通过大量的普通薄片、铸体薄片、扫描电镜以及阴极发光等分析测试资料,从储层岩石组构、岩石组分的角度对陕北地区长8油层组储层特征及致密成因进行了研究。研究表明,区内长8油层组储层以岩屑长石砂岩和长石砂岩为主,粒度细,填隙物含量高;孔隙类型主要为粒间孔,长石溶孔次之,为微孔-微细喉孔喉结构;储层物性较差,属特低孔、特低渗储层。储层岩石组构、岩石组分及成岩作用控制了储层质量。利用储层岩石组构估算了其原始物性,孔隙度为38%~42%,渗透率为5~10mD,原始物性一般。岩石组分中塑性碎屑含量高,抗压实作用弱,填隙物以碳酸盐胶结、绿泥石填隙为主,水云母、硅质次之,填隙物类型及较高含量影响了成岩作用及其强度,继而最终造成了长8油层组储层致密。 相似文献