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2023年 第30卷 第6期    刊出日期：2023-12-25

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综述

纳米流体相渗曲线研究进展

屈鸣, 孙海童, 梁拓, 闫婷, 侯吉瑞, 焦红岩, 邓嵩, 杨二龙

2023, 30(6):  1-9.  DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.06.001

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纳米颗粒具有尺寸极小、比表面积极大且用量极少等特点,被广泛用于油气藏开发,但有关纳米流体相渗曲线的研究鲜有报道。因此,通过文献调研,综述了毛管数、润湿性、温度及净有效压力等因素对纳米流体驱前后相渗曲线形状的影响,对构建相渗曲线的数学模型方法进行总结和讨论,并结合纳米流体特性优选了适用于纳米流体的相渗曲线获取方法。该研究可为纳米流体相渗曲线的准确获取、相渗数值模型的建立及纳米流体驱油机理的深入研究提供一定的理论参考和指导。

地质勘探

基于随钻录井工程参数的变质岩潜山储层物性预测方法及应用

李辉, 谭忠健, 耿长喜, 邓津辉, 张志虎, 张立刚, 李文元, 李浩

2023, 30(6):  10-15.  DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.06.002

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渤海油田太古界变质岩潜山储层形成过程复杂,受构造运动、风化淋滤、古地貌等多种地质因素共同作用,储集空间多样,非均质性极强。然而,现有储层物性评价方法存在采集数据质量不高、多解性强和实时性、准确性差等问题。为此,以渤海油田变质岩潜山储层为靶区,进行野外露头取样,开展声波时差和微钻头钻进实验,获取不同物性特征岩石的声波时差和机械比能值,并建立物性指数与储层孔隙度的数学模型。研究表明:渤海油田太古界变质岩露头声波时差为371.75～617.29 μs/m,机械比能值为297.43～1 207.47 MPa,随着声波时差的增大,机械比能值呈指数函数减小,随着物性指数增大,孔隙度呈对数函数减小。该方法在渤海油田变质岩潜山储层进行了推广应用,与测井解释结果符合率达到了85%以上。该研究可为变质岩潜山储层识别提供借鉴和依据。

基于聚类分析的砾岩储层分类方法及应用

刘明熹, 宋考平, 郭平, 付虹, 徐明霄, 王龙鑫, 帕提古丽·麦麦提, 云庆庆

2023, 30(6):  16-22.  DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.06.003

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砾岩的岩相丰富多变,孔隙结构复杂,储层类型划分困难,且评价参数无法统一。以新疆克拉玛依油田七中区上—下克拉玛依组砾岩储层为研究对象,基于106组储层岩石高压压汞数据,利用聚类分析方法建立砾岩储层分类方案,通过方差计算等方法,简化并明确了砾岩储层的分类参数,最后利用判别分析法验证了该方法的有效性。结果表明:研究区砾岩随着储层物性变好,孔喉尺寸变大,非均质性反而加强,体现了砾岩孔隙结构的复杂性;数据预处理后的聚类分析可有效进行储层分类,类间差异显著;基于参数集中性和分散性的量化,优选出中值压力、平均孔喉半径等6个储层分类参数,经过判别分析验证,参数优选后分类准确率依然高达95.80%,表明该方法的分类准确性高,且不受地域限制,具有推广价值。

欠压实作用下地层异常压力定量评价方法及应用

周鹏高

2023, 30(6):  23-30.  DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.06.004

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目前以欠压实理论为基础的地层压力预测方法本质上均属于经验模型,不具备通用性,且预测精度受多方面因素制约。为此,从岩石孔隙体积与流体体积角度开展了异常地层压力的定量研究。根据多孔介质弹性力学理论,考虑温度、应力、流体成分、深度变化等因素,建立了欠压实作用下地层异常压力及压力系数的定量评价模型。该模型适用于欠压实作用为主要成因的异常地层压力评价,具有较高的精度。模拟计算结果表明:欠压实作用下地层压力增大,但由于埋深增大,压力系数可能增大、不变或减小,埋深增大对压力系数的影响不容忽视;欠压实作用既可形成异常高压也可形成异常低压;地层压力及压力系数的变化与流体和岩石的物理性质、地层深度增量及初始深度有关;流体的压缩系数、地层深度增量的影响较为显著,其他因素的影响相对较弱。研究成果突破了前人对欠压实作用与异常高压关系的认知,丰富和发展了欠压实理论。

垦东北地区古近系油气输导体系特征

张伟, 蒋有录, 侯帅, 景安语, 孙超

2023, 30(6):  31-39.  DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.06.005

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针对垦东北地区古近系油气输导体系特征及其对油气分布的控制作用不明确等问题,基于地质、地震、测井等资料,分析输导要素的发育特征,并对输导能力及组合类型进行了评价和划分,明确输导体系与油气分布的关系。研究表明:成藏期活动性较强的油源断层与侧向连通砂体或不整合输导层是油气输导的重要通道;断层-砂体/不整合侧向分流系数大于下限值时,油气可沿断层向砂体/不整合输导层侧向充注。根据输导要素组合特征和输导能力划分出5类输导体系,其中Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ型输导能力强,Ⅳ、Ⅴ型输导能力弱,造成现今垦东北地区中部多层系富集,东部、西部深层聚集的油气分布特征。该研究成果对垦东北地区下一步油气勘探工作具有一定参考意义。

基于三维地震数据的短期旋回内薄层砂体的预测

赵长永, 陈希光, 李俊飞, 宋志华, 常少英, 单祥, 郭华军, 厚刚福

2023, 30(6):  40-47.  DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.06.006

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准噶尔盆地腹部地区白垩系清水河组广泛发育薄层砂体,储层厚度约为10～20 m,由于地震资料分辨率不足,薄层砂体预测难度较大。为此,通过测井曲线、钻井等资料,以高分辨率层序地层学原理为指导,将白垩系清水河组一段划分为1个长期旋回、2个中期旋回、6个短期旋回。在每个短期旋回内,利用地震切片技术优选了6个地震反演切片,通过此方法识别了准噶尔盆地腹部地区清水河组一段(厚度约为140 m)内低位期、湖侵期、高位期、湖退期、湖侵期、湖泛期6个不同时期砂体的沉积演化特征。研究结果表明:准噶尔腹部地区地震资料可识别精度为中期旋回,在地震等时界面内提取多张地震反演切片,选取与井的短期旋回相对应的反演切片,6张反演切片有效地识别了短期旋回内薄层砂体的空间展布和叠置关系,把井的高频信息充分扩展到整个空间上。该方法既发挥地震资料的横向分辨率,又发挥了井的高分辨率的作用,克服了地震分辨率的不足,深化了对短期旋回内薄层砂体沉积规律的研究,取得了良好的勘探效果。

浅层油源断裂油气运聚时期预测方法及其应用

常迪, 吕浩, 孙怀遐, 黄林, 杨浩

2023, 30(6):  48-54.  DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.06.007

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为研究含油气盆地浅层油源断裂的油气富集规律,全面考虑了影响浅层油源断裂运聚油气的三方面因素:油源断裂输导性、下伏被油源断裂断穿的所有区域性泥岩层的渗漏性、上覆浅层泥岩盖层的封闭性,建立了一套适用于受油源断裂控制的浅层砂泥岩地层油气运聚时期的预测方法。明确了浅层油源断裂运聚油气的时期应是油源断裂输导油气时期、下伏被断裂穿过所有区域性泥岩层渗漏时期、以及上覆浅层泥岩盖层封闭性形成时期三者的叠合时期。 将该方法应用于渤海湾盆地歧口凹陷浅层馆陶组地层,明确港东断裂油气运聚时期为明化镇组沉积中期至沉积结束。油气运聚时期的确定对指导含油气盆地浅层油源断裂油气勘探具有重要意义。

松辽盆地南部长岭断陷青一段陆相页岩地球化学和沉积环境特征

赵晨旭, 李忠诚, 郭世超, 鲍志东, 魏兆胜, 李磊, 王海龙

2023, 30(6):  55-61.  DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.06.008

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针对松辽盆地南部长岭断陷青一段陆相页岩地球化学和沉积环境特征认识不清的问题,系统开展有机地球化学、分子地球化学和元素地球化学实验,明确研究区陆相页岩生烃潜力,探讨沉积环境特征对有机质富集的控制作用。研究结果表明:青一段陆相页岩富含有机质,TOC平均为1.71%,氯仿沥青“A”平均为0.52%,具有良好的生烃潜力。干酪根类型主要为Ⅰ型和Ⅱ₁型,有机质热演化处于成熟阶段,热解参数T_max平均为447 ℃,R_o平均为1.06%;C₂₇—C₂₉规则甾烷指示页岩有机质主要来源于藻类等低等水生生物,兼具部分高等植物输入,微量元素比值和生物标志化合物参数指示古生产力水平较高,页岩来源于咸水—微咸水还原环境,有利于有机质保存;氯仿沥青“A”与P/Ti、Sr/Ba之比具有正相关关系,表明古生产力和保存条件共同控制页岩有机质富集。按照TOC＞2.00%、S₁＞1 mg/g的页岩油“甜点”评价标准,确定有利区面积为5 000 km²,体积法计算页岩油地质储量为54.7×10⁸t。研究结果对松辽盆地南部页岩油资源潜力评价具有战略指导意义。

四川盆地东北部三叠系飞仙关组迁移型鲕滩层序地层分析及相控储层预测

陶夏妍, 黄天俊, 张艺华, 边树涛, 魏朋辉, 韩嵩, 邓惠, 蔡强

2023, 30(6):  62-71.  DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.06.009

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四川盆地东北部七里北—渡口河地区飞仙关组具有较大的油气勘探开发潜力,但高频旋回地震识别及追踪难度大,多期次滩体纵向叠置,储层横向非均质性强,未形成配套的迁移型鲕滩储层分期地震预测方法。针对高频旋回地震识别追踪和鲕滩储层分期地震预测难度大的问题,基于不同地震反射相带分区的方法,进行飞仙关组内部旋回横向精细追踪,精细预测飞仙关组多期次鲕滩储层。研究表明:基于不同地震反射相的层序地层地震反射界面追踪对比法,可以有效地解决高频层序界面识别难题,飞仙关组划分出双轴强反射、内部弱反射、单轴强反射、杂乱-亚平行反射和多轴强反射5类反射地震相;利用振幅和弧长敏感属性定性及神经网络反演定量预测成果,明确优质储层主要发育在Ⅱ旋回,从Ⅱ旋回到Ⅲ旋回,储层具有自东向西、从台地向海槽不断迁移进积发育的规律。实践表明,不同地震反射相的层序地层地震反射界面追踪对比,结合敏感属性控制的储层预测方法,针对迁移型鲕滩储层具有较好的适用性。该研究对同类型气藏储层精细预测具有一定的借鉴意义。

鄂西宜昌地区秭地1井陡山沱组古沉积环境演化特征

徐海, 周向辉, 林俊峰, 许露露, 刘早学

2023, 30(6):  72-81.  DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.06.010

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陡山沱组为鄂西地区重要的页岩气勘探目的层之一,针对该地层古环境研究较为薄弱的现状,通过采集岩心样品进行TOC、主量元素和微量元素测试,分析了鄂西宜昌地区陡山沱组古环境演化规律,明确了陡山沱组页岩气富集有利层段。研究表明:陡一段和陡三段为贫有机质地层,陡二段和陡四段为富有机质地层,其中,陡二段显著富集Ca、Mg、P、Ba、Sr、Zn、U、Mo、Cu,陡四段显著富集Ca、Si、P、Mo、U、Ba、V。陡一段和陡三段气候干燥,盐度较高,主要为氧化环境,古生产力较低;陡二段为温湿与干热气候交替,盐度较高,氧化与贫氧频繁交替;陡四段为温湿气候,盐度较低,为缺氧环境。陡山沱组古水动力较弱,沉积于强滞留盆地,陡二段和陡四段古生产力较高。有利区块位于宜昌市以西的深水台间盆地,陡二段中部为页岩气富集有利层段,其中,TOC＞2.00%的富有机质地层厚度超过20 m,沉积于贫氧—缺氧环境,古生产力相对最高,为陡山沱组页岩气勘探地质“甜点”。研究成果可为鄂西地区陡山沱组页岩气勘探提供地球化学依据。

莫西庄地区三工河组断层活动差异性控制的转换沉积作用特征

杨艺, 韩长城, 李志鹏, 马存飞, 李坚, 樊佳乐, 程绪辉, 孙如愿

2023, 30(6):  82-91.  DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.06.011

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针对莫西庄地区三工河组二段油水分布规律复杂、砂体沉积特征及沉积控制因素认识不清的问题,基于测井、岩心、物性和地震资料,结合断层活动性,对该区沉积特征进行分析,确定沉积控制因素,建立不同时期沉积模式,明确砂岩储层空间位置。研究表明:莫西庄地区发育辫状河三角洲前缘沉积体系,根据沉积特征划分为颗粒支撑砾岩相、砂砾岩相、含砾砂岩相、块状砂岩相、交错层理砂岩相、平行层理砂岩相、水平层理砂岩相、泥岩相等8种岩相和辫状水道、分流间湾、河道砂坝、河口坝、远砂坝、滨浅湖6种沉积微相;在三工河组二段下亚段沉积时期北断层活动强烈,使研究区形成坡折地貌,导致研究区南北地区出现水动力转换沉积特征;在湖平面上升和水动力减弱的背景下,上亚段沉积时期南断层活动加剧,与北断层形成的地堑构造控制了研究区东南部砂体沉积方向的转换,有利砂体的沉积方向转为了近东西向。该研究对判断莫西庄地区砂体储层的空间分布具有指导意义。

砂体油气输导优势路径分布预测方法及其应用

高微

2023, 30(6):  92-98.  DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.06.012

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为了厘清松辽盆地北部巴彦查干地区葡萄花油层P_Ⅰ^1-1小层油气分布规律,在砂体油气输导条件和优势路径形成机理研究的基础上,通过砂体孔隙连通分布区和砂体所在地层顶面古构造脊分布,确定砂体油气输导主优势路径;基于砂体孔隙连通分布区和优势相砂体分布,确定砂体油气输导次优势路径,形成了适用于断裂不发育的含油气盆地砂体油气输导优势路径分布预测方法。研究结果表明:砂体油气输导优势路径受砂体连通性和油气势能差共同影响,巴彦查干地区葡萄花油层P_Ⅰ^1-1小层发育5条砂体油气输导主优势路径,中部和东部各发育1条规模相对较大的南北向砂体油气输导主优势路径;北部和东南部发育砂体油气输导次优势路径。规模较大的2条砂体油气输导主优势路径范围内,有利于下伏青山口组烃源岩生成油气在P_Ⅰ^1-1小层内聚集成藏,与目前已发现的油气分布相吻合,表明该方法用于预测砂体油气输导优势路径是可行的。准确预测砂体油气输导不同级别优势路径,对于厘清含油气盆地砂体中的油气分布规律和指导油气勘探具有重要意义。

油藏工程

基于机会约束规划的气藏型储气库优化设计

周军, 胡承强, 梁光川, 张平, 彭井宏, 马俊杰, 徐东阳

2023, 30(6):  99-106.  DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.06.013

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针对传统储气库确定性优化方法难以应对天然气用户需求波动的实际,采用机会约束规划方法,建立需求不确定下以总投资成本最小为目标的气藏型储气库设计优化模型。优化模型以垫气量、井数、压缩机台数、脱水设备数作为决策变量,涉及库存变化、单井注采能力及需求不确定性等约束条件,考虑到用户需求的不确定性,采用机会约束规划方法对不确定性进行预处理,并将优化模型应用于某油田W23储气库,采用GAMS建模系统与DICOPT求解器进行求解。结果表明:不确定性下优化方案的总投资成本节约了60 213.34×10⁴元,优化效果明显;用户需求的不确定性较大程度影响了储气设施的投资决策,总投资成本与置信水平之间的关系体现了不确定性下收益与风险的矛盾决策关系。该研究对储气库设计具有借鉴意义。

团簇效应对裂缝连通性的影响

袁飞宇, 唐潮, 张超, 付亚飞, 陈波

2023, 30(6):  107-113.  DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.06.014

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针对塔河油田缝洞型油藏非均质性强、裂缝分布无序复杂,需充分考虑裂缝网络展布的随机性及非均质性的问题,采用逾渗理论将裂缝网络简化为一随机无序系统,进而对具有团簇行为的裂缝网络的连通性进行研究。结果表明:随着裂缝网络由各向同性向各向异性转化,连通性先增大再减小;裂缝网络局部团簇效应会影响逾渗阈值,随着团簇效应的增加,逾渗阈值逐渐减小,说明团簇效应可以改善局部网络连通性,损害整体连通性。该方法在塔河A单元开发过程中进行应用,通过井网构建、井网调流势及井组注氮气驱油等方案,单元采收率由15.6%升至20.7%,新增可采储量超过42.1×10⁴t。该研究对于塔河油田缝洞型油藏提高采收率工作具有重要意义。

高碳气置换高烃气实验及机理评价

崔书姮, 孔杰, 鲁瑞彬, 郭敏灵, 王誉钧, 钟鸿鹏

2023, 30(6):  114-119.  DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.06.015

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中国南海西部某气田深层气组为高碳气藏,浅层气组为高烃气藏。为有效提高高烃气藏采收率,增大经济效益,开展高碳气置换高烃气机理室内实验,研究高碳气置换高烃气后气体组分及溶解度变化情况,以及置换后高烃气藏提高采收率的效果及影响因素结果表明:使用高碳气替换高烃气后,高碳气能够置换地层束缚水中的高烃气,游离CH₄增加,在低注高采、倾角较大和岩心高渗透率等储层条件下进行长岩心驱替,CH₄累计采出程度更高,采出程度可提高4.5%。该研究可对中国高烃气藏高效开发、高碳气藏中CO₂埋存方式评价提供理论参考。

基于微流控模型的渤海典型高渗砂岩储层油水赋存规律

孙鹏霄, 蔡晖, 陈晓明, 杨子由, 姚君波

2023, 30(6):  120-127.  DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.06.016

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为进一步明确高渗砂岩储层水驱过程中微观油水赋存规律,通过扫描储层岩心,建立了渤海高渗砂岩微流控模型;基于形状因子和欧拉数等微观参数,编制计算程序,精细识别并提取膜状、滴状和柱状等5类剩余油的微观表征;针对不同流体物性及开发方式设计实验方案,明确了渤海典型高渗砂岩在不同原油性质及开发制度下微观油水赋存规律及演化特征。结果显示:随着剩余油非连续相增加,水淹范围内的绕流区、滞留区难以再动用,多孔和簇状剩余油成为主要的剩余油赋存形态;高速驱替水驱波及范围更大,但注入水绕流易导致采出端提前见水,波及范围不再显著增加;低黏储层中,高速驱替相较低速驱替波及系数提升0.154;高黏储层中,液流改向调整后水驱末期波及系数提高0.137。对于渤海油田典型储层物性及高含水开发阶段条件下,低黏储层更适合提高驱替速度进行挖潜,高黏储层适合液流改向进一步动用剩余油。研究结果为渤海油田水驱高效开发提供了借鉴。

志丹油区长7页岩油储层CO₂吞吐室内实验

师调调, 杜燕, 党海龙, 朱童童, 刘双双, 石立华, 张佳琪

2023, 30(6):  128-134.  DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.06.017

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为了评价页岩油储层CO₂吞吐驱油效果及不同尺度孔喉下原油可动性,选取延长油田志丹油区长7储层天然岩心,基于高温高压长岩心CO₂吞吐实验和短岩心剩余油在线核磁共振实验,在评价驱油效果的基础上,分析不同测压点CO₂混相状态及驱替规律,对比纳米、微米级孔喉尺度下混相吞吐与非混相吞吐效果,评价页岩油储层不同尺度空间原油可动性。研究表明:CO₂非混相吞吐波及效果较差,岩心内部压力增加不明显,压力波及范围小;CO₂混相吞吐波及范围广,压力梯度大,单位时间产油量高,驱油效果明显好于CO₂非混相吞吐,在注入相同孔隙体积倍数条件下,采收率较CO₂非混相吞吐提高8.24个百分点;CO₂混相吞吐前2周期生产压差大,混相吞吐区间距离长,混相驱特征明显;在整个岩样孔喉中,微米级孔隙占比低,纳米级、亚微米级孔隙是原油主要贡献者。该研究成果可为页岩储层补充地层能量、提高采收率提供重要参考。

钻采工程

页岩气井临界出砂产量预测方法

殷洪川, 胥良君, 吕泽宇, 庞进, 唐雯, 陈渝页

2023, 30(6):  135-140.  DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.06.018

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页岩气井出砂会降低裂缝的导流能力,进而降低气井产能,同时会造成砂堵和冲蚀,影响气井安全。针对该问题,提出了一种页岩气井临界出砂产量预测方法。首先,以页岩气井裂缝临界出砂流速实验为基础,分析了导致裂缝出砂临界流速差异的原因。然后,结合气井裂缝中支撑剂质量和裂缝半长,计算得到页岩气井在不同裂缝闭合压力下的临界出砂产量。最后,利用渝西某区块龙马溪组深层页岩气井现场观测结果对该方法进行了验证。结果表明:支撑剂和裂缝的稳定性在不同闭合压力阶段存在差异,闭合压力较低以及岩板破裂导致平衡被打破时,临界出砂流速相对较低;不同支撑剂类型对应的裂缝临界出砂流速的范围也存在较大差异,复合压裂砂支撑裂缝的临界出砂流速整体相对较大,有利于预防气井出砂。实例区块15口井中有6口井预测出砂,与实际生产现象一致。该方法对于优化页岩气井早期配产具有重要意义。

纹层型页岩油储层裂缝扩展机理及工艺对策

周忠亚

2023, 30(6):  141-149.  DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.06.019

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针对纹层型页岩油储层纵向非均质性强,水力裂缝起裂与扩展机理不明的问题,采用离散元裂缝模拟和水力压裂物模实验相结合的方法,研究了垂向地应力差、压裂液黏度、泵注流程以及射孔簇间距等因素对纹层型陆相页岩油储层裂缝扩展形态的影响规律。结果表明:层间弱结构面的脱黏滑移是造成纹层型页岩油储层缝高纵向扩展停滞的重要原因,垂向主应力差越小,层理面越易被激活,缝高增长受到抑制;采用高黏度和低黏度压裂液交替泵注有利于实现水力裂缝的纵横向均衡扩展,实现储层的三维立体开发;减小射孔簇间距、增加射孔簇数可显著提高水力裂缝面积,增大油藏泄流面积。该研究结果对于实现纹层型页岩油储层纵向上的深穿透改造,提高单井产量具有重要的指导意义。

定容气藏水平井停喷原因判识方法及应用

刘书炳, 颜学成, 宋杨, 张何星, 刘磊, 陈宏

2023, 30(6):  150-156.  DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.06.020

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水平气井停喷是定容气藏开发中后期面临的普遍问题,需要及时判识停喷原因并采取生产恢复措施。为此,将水平井临界携液理论方程与水平井二项式产能方程、井底流压计算方程相结合,建立临界携液流量、临界举升压差、临界地层压力3个停喷判据,分析井口压力、油管内径等因素对判据的影响,研究3个判据在气井停喷原因判识中的作用,并创建了快速判识水平井停喷原因的方法。研究表明:临界携液流量与井口压力和油管内径均呈乘幂函数递增关系,井口压力越高、油管内径越大,临界携液流量越大,当气井实际气量低于临界携液流量时,即可判定井筒已开始积液;临界举升压差与油管内径无关,只随井口压力呈线性上升,当实际举升压差低于临界举升压差时,需考虑气井举升液体动力不足的问题;油管内径保持不变时,临界地层压力随井口压力呈线性上升,在地层压力消耗较大的情况下,临界地层压力易超出气井实际地层压力,即气井会因驱动能量不足而引发停喷。应用实例证明,该方法能够有效判识水平气井停喷原因,为工艺措施提供理论依据。该方法的建立对于定容气藏低压阶段的高效开发具有重要指导意义。

基于盐溶和蠕变作用的含盐储层裂缝导流能力变化规律研究与应用

俞天喜, 王雷, 陈蓓蓓, 孙锡泽, 李圣祥, 朱振龙

2023, 30(6):  157-164.  DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.06.021

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含盐储层压裂后裂缝导流能力快速下降,导致产量快速下降,提升裂缝导流能力成为提高该类油藏开发效果的关键。以准噶尔盆地玛湖区域含盐储层为研究对象,基于储层的矿物组分数据,对储层含盐程度进行分类,并以此为基础,对储层的蠕变性能和盐岩溶解规律,以及支撑剂粒径、铺砂浓度和流体介质等因素对导流能力的影响进行研究,并定量分析了储层蠕变作用、盐溶作用和支撑剂嵌入对裂缝宽度的影响。研究表明:盐类矿物含量越高的盐岩,其蠕变力学行为特征越明显;温度越高、流体矿化度和黏度越小,盐溶解速率越大;裂缝缝宽主要受支撑剂的嵌入作用、含盐储层的蠕变作用和裂缝表面盐溶作用的共同影响,支撑剂的嵌入作用和含盐储层的蠕变作用导致缝宽减小,裂缝表面盐岩由于溶蚀作用使缝宽增加。在工艺上采用清水配置压裂液和高浓度、大粒径支撑剂可以显著提升裂缝的导流能力。该研究成果在现场试验取得了成功,为含盐储层的高效压裂指明了方向。