关于油藏物理有关实验技术和知识在油气田开发中的应用的调研

1、油层物理课程设计报告姓名: 学号: 班级: 关于油藏物理有关实验技术和知识在油气田开发中的应用的调研一、 毛管压力相对渗透率曲线在二连地区的应用摘要各类岩石的储集性质不同程度地受孔隙结构的影响,并决定毛管压力曲线的特征。因此,研究毛管压力曲线和相对渗透率曲线是确定油藏高度、认识油水分布关系及确定储层含水率的重要方面。利用毛管压力曲线探讨了二连3 个区块的孔隙结构特征,并且利用这些曲线估算出原始含油饱和度和油藏高度。关键词: 孔隙结构毛管压力油藏高度含水率引言二连地区大部分区块具低孔、低渗特征,油水过渡带井段长,油水层系复杂。本文利用毛管压力曲线资料探讨了二连地区3 个区块的孔隙结构特征,并利用

2、毛管压力曲线估算油藏的原始含油饱和度和油藏高度,进而将毛管压力曲线与相对渗透率曲线结合确定储层中油水分布及储层含水率。储层孔隙结构分析二连地区储层大多属于低孔n 低渗、中孔n 中渗。分析该地区的毛管压力曲线和孔隙喉道频率直方图,可将储层分为4 种类型(见图1) 。类型:1 < < < 10 , K< 0. 1该类型排驱压力高,在5 MPa 以上,曲线没有平缓段,说明随着压力升高,汞不能均匀压入,这是由于孔隙喉道半径小(0. 1m) 、孔隙分布不均匀造成的,多数孔隙为小于0. 1m 的超微孔隙,最小湿相饱和度在80 %以上。类型:1 < < < 10 ,

3、 0. 1 < K< 1图1 典型的毛管压力曲线图排驱压力低于类型,在0. 5 MPa 左右,曲线平缓段短且不明显,表明样品中喉道半径细小,孔隙小于0. 1m 的超微孔隙占60 %左右,与类型不同的是大于0. 1m的孔隙也占了40 %左右,最小湿相饱和度达50 %。类型:10 < << 30 , 1 < K< 50排驱压力低,在0. 2 MPa 以下,汞随压力的升高均匀地压入岩石,样品中孔隙分布均匀,分选性好,孔隙大于0. 1m 的占60 %左右, 最小湿相饱和度达30 %40 %。类型: < > 20 , > 50排驱压力更低,在0

4、. 05 MPa 左右,曲线平缓段明显,且比型的平缓段低近一个模数,说明岩石喉道半径更大,汞随压力的升高迅速地压入岩石,在孔喉直方图上有明显的双峰显示,孔隙大于0. 1m的占60 %以上,这是储油物性最好的一种,最小湿相饱和度小于30 %。由以上4 种类型分析可知,毛管压力效果与砂岩中的孔隙分布规律有关。孔隙半径大,孔隙分布均匀,则岩石的渗透性好,最小湿相饱和度低,这是好储层的必备条件;反之,孔隙喉道半径小,孔隙偏细且分布不均匀,汞难于压入,最小湿相饱和度大,这种岩石的储油物性差,甚至不能形成储集层。图2 洪浩尔舒特、赛汉、罕尼油藏高度与含水饱和度关系根据现有资料,罕尼构造上的吉35 井、吉5

5、8 井的毛管压力曲线多属第、种类型;吉54 井属第种类型;吉60 井的毛管压力曲线属第、种类型;赛汉陡带的赛80井属于第种类型;洪浩尔舒特的洪1 井、洪9 井和洪10井大多属第类型。这表明3 大区块的渗透性及储油物性不同,与实际测井资料分析相一致(见表1) 。表1 8 口井的储层资料与测井分析结果 用毛管压力曲线求原始含油饱和度将油藏条件下的毛管压力转换为油藏高度,其表达式为H = 100 ×PC/ (w - o) (1)式中, PC为油藏条件下的毛管压力,MPa ; H 为油藏自由水平面以上高度,m; w、o 为地层水和地层原油的密度,g/ cm3 。图2 是洪浩尔舒特、赛汉、罕尼

6、8 口井的油藏高度与含水饱和度的关系图。用油藏含油高度直线从图2中查出相应的含油饱和度即为油藏原始含油饱和度。油藏中含油饱和度受3 个因素控制,一是距自由水平面的高度,顶部含油饱和度高,越接近自由水平面,含油饱和度越低,直到为0;二是岩石物性、渗透率越大,含油饱和度越大;渗透率越小,含油饱和度越小;三是油水密度差,差值越大;含油饱和度越大,同一油藏中可认为是不变的。罕尼构造带上的4 口井有吉35 井、吉58 井、吉54井、吉60 井,前3 口井的毛细管压力曲线多属于或类型,毛管压力大,物性差,油水过渡带长,例如,吉35井在1 527101 60710 m 井段内,压裂试油均为油水同层,同层区厚

7、度达80 m。从测井曲线上看,3 口井的微电极幅度差均小,声波时差数值在210230s/ m 之间。而吉60 井毛管压力曲线属于或类型,毛管压力小,物性好, 孔隙喉道半径大, 最大原始含油饱和度So =42 %,1 265161 37210 m 井段内,已投产采油。该井微电极正差异明显,声波时差数值在240250s/ m之间,电阻率值也高,属于储油物性好的储层。洪浩尔舒特地区的洪1 井、洪9 井、洪10 井的毛管压力曲线,大多属于种类型,最大原始含油饱和度在24 %52 %之间。从测井曲线上看,储层均有较好的孔渗性,微电极有正幅度差,声波在250280 s/ m 之间,属于储油物性良好的储层。

8、赛80 井的毛管压力曲线多属于种类型,毛管压力大,孔喉细小,推断油水过渡带应较长。毛管曲线与相渗曲线结合确定储层油水分布以洪1 井为例,从图3 上部洪1 井相对渗透率曲线可以看出,油水相对渗透率的交叉点对应的含水饱和度大于50 %,说明储层为亲水岩石。束缚水饱和度为Swi= 47175 %,残余油饱和度为Sor = 18123 %;结合图3 下部的油藏高度与含水饱和度关系图则可分析出Sw >82 %为产纯水区,48 % < Sw < 82 %为油水同出的过渡带范围, Sw < 48 %为产油区界限。这与测井油水层解释标准相近。进而得出该井不同饱和度下的油藏高度,油水接触

9、面高度距自由水平面为3 m,产纯油最低闭合高度为86 m。从常规的测井曲线看洪1 井自由水平面深度约为1 43410 m, 同层底界深度为1 43110 m, 顶界为1 37610 m,即洪1 井同层区高度为55 m。由相对渗透率资料确定储层含水率储层油水相对渗透率和储层含水饱和度之间尚无公认的统一解析方程,多采用经验公式。对于水湿岩石水驱油过程油水相对渗透率与饱和度间关系方程为式中, Swf为占有效孔隙度空间的含水饱和度; Swt为占总孔隙度的含水饱和度; Swi为束缚水饱和度; Sor为残余油饱和度;m 为经验常数; n 为阿尔奇公式中的饱和度指数。由岩心分析的油水相对渗透率数据出发,据式

10、(3) 和式(4) 确定出m 和n 值,进而建立以束缚水为模型的储层含水率和含水饱和度关系的解释图版。图4 是以洪10 井为例的储层含水率与含水饱和度关系图。图3 洪1 井油藏产能判断示意图图4 洪10 井含水饱和度与含水率关系图版图5 含水率与含水饱和度关系图版从图4 上看,随着含水饱和度的增大,储层的含水率也升高,含水率开始增加不明显,以后则迅速增加。当储层含水率相当高时,储层的含水率增长速度又减慢,即两头慢中间快。每口井的含水率与含水饱和度关系图均有以上相同点,不同的是每口井的含水率随含水饱和度变化率不同,即当含水饱和度增加单位数值时,含水率增长的百分数不同。洪1 井最慢,洪10 井最快

11、,洪9 井居中。认识了储层含水的上升规律,有助于预先采取措施以防止油井过早水淹。由于每口井的每个储层的含水饱和度和束缚水饱和度很容易求得,再利用它们每口井的含水率与含水饱和度关系图版就能准确地知道每个储层的含水率情况,从而给解释分析提供有利的帮助。图5 是洪浩尔舒特3 口井(洪1、洪9、洪10 井) 的含水率和含水饱和度关系图版及试油结果。洪10 井的13、14 号层,由图版求得的含水率均为0 ,试油证实也为纯油层。洪9 井的18、19、21 号层和洪1 井的1316 号层的含水率在32 %90 %之间,试油证实以上储层均为油水同层,证明了该解释图版的准确性。结束语毛管压力曲线和相对渗透率曲线

12、的应用分析均得到了试油资料和常规测井曲线的证实,效果较好。虽然利用毛管和相对渗透率资料判定储层性质尚处于半定量状态,但却从微观的角层的孔渗性、含油性等方面进行了分析,对今后储层研究起到引导作用。二、基于密度- 孔隙度- 自然伽马的储层多参数反演以苏里格气田为例摘要:针对苏里格气田含气砂岩厚度薄、延伸有限及其波阻抗范围与泥岩存在重叠的难题,对苏里格气田储层敏感性地球物理参数进行了分析,选取了密度- 孔隙度- 自然伽马进行联合反演预测含气砂岩分布,避免了单参数反演的多解性,提高了储层反演的精度. 经钻井证实该方法能较好地对苏里格气田含气砂岩进行预测.关键词:储层反演;储层密度;孔隙度;自然伽马测井

13、;苏里格气田苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡构造单元西北部,勘探开发层位为二叠系下石盒子组盒8段和山西组山1 段. 储层岩性以岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主,砂岩粒度较粗,成分成熟度和结构成熟度低,泥质含量变化大,但总体含量较高,表现出近物源特征,为季节性干旱气候条件下的砂质辫状河沉积产物. 含气砂岩孔隙度一般为6 %15 % ,渗透率为(0. 110) ×10 - 3m2 ,属典型低孔、低渗储层.钻井和生产证实,含气砂岩厚度较薄(一般412m) ,横向延伸有限(宽66636 m ,长1 0005 000m) ,含气砂岩间隔、夹层发育,导致储层含气性预测难度大.储层含气性预测结论是气田

14、布井的关键依据之一. 通常,对特定气田储层含气性预测的精度依赖于所使用的地球物理参数对储层含气性的敏感性. 本文将对苏里格气田储层(盒8 、山1) 含气性的敏感参数进行分析.1 储层含气性预测的关键点苏里格气田自1999 年投入大规模勘探以来,已在AVO(振幅随偏移距变化) 、吸收参数、多参数反演以及地震属性提取与分析等含气性检测方法上进行过研究125 . 从各种方法的预测结果来看,AVO 分析和多参数反演的效果较好,但由于AVO 分析在地震资料的野外采集和室内处理方法上要求严格,以及苏里格气田地表条件的限制,在苏里格地区并未得到广泛推广,相比之下,多参数反演技术要成熟许多. 笔者认为储层含气

15、性检测要得到理想的结果,关键在于首先要选取对储层含气性敏感的地球物理参数,其次要认识到由于存在多解性,单靠一个地球物理参数是无法准确进行含气性检测的. 苏里格气田已有足够数量的控制气田储层分布的高分辨率常规二维地震资料,针对这些地震资料,挑选其中质量较好的地震测线,利用成熟的井约束反演技术,选取对目的层含气性敏感的多个地球物理参数,进行含气砂岩反演,并根据目的层各层的致密砂体与含气砂岩的敏感性地球物理参数截取值预测含气砂岩分布,显然是经济实惠可行的含气性检测手段.2 储层含气性敏感参数的筛选根据对苏里格气田测井资料的统计,其盒8 、山1 段砂岩储层主要电性特征为低自然伽马、低密度、自然电位明显

16、异常、低补偿中子、低高电阻率及高声波时差3 ,其中以自然伽马、密度测井响应最为明显. 又根据对苏里格气田储层所做的测井解释发现,致密砂岩、含气砂岩和泥岩的孔隙度有明显的差别. 因而,深入地挖掘与利用含气砂岩和围岩地层在自然伽马、密度与孔隙度上的显著差异,可能是预测苏里格气田含气砂岩分布的关键.根据苏里格气田主力储层盒8下亚段含气砂岩、致密砂岩以及气水同层的纵波速度- 孔隙度相关图(图1) 和密度- 孔隙度相关图(图2) 可以发现含气砂岩和致密砂岩的密度界限比它们的纵波速度界限更明显,即密度能更好地区分含气砂岩与致密砂岩. 从探测深度来看,对于苏里格中等密度的地层,密度测井的探测深度约为10 c

17、m ,而补偿声波的探测深度很浅,约为13 cm. 苏里格地层中发育有微裂缝等次生孔隙,声波测井不能反映次生孔隙,用它计算的孔隙度是粒间孔隙度,其值小于地层的总孔隙度,而密度和中子能反映次生孔隙,用它们计算的孔隙度是包括粒间孔隙度在内的总孔隙度. 众所周知,探测深度越大,越能反映地层的真实情况. 密度测井的探测深度显然大于声波的探测深度,并且能反映地层的次生孔隙. 因此,对于苏里格气田的地质情况而言,密度测井比声波测井能更真实地反映地层的孔隙度. 更重要的是,它能更好地区分含气砂岩与致密砂岩. 然而,尽管含气砂岩与致密砂岩在密度上可以区分,但含气砂岩和泥岩的密度值却存在重叠. 根据密度属性进行反

18、演,利用含气砂岩与致密砂岩的密度界限值将致密砂岩和高密度泥岩剔除后,剩下的低密度体中存在部分低密度泥岩.密度不能将砂、泥岩完全分开,而自然伽马对泥岩与砂岩的响应差异明显,不管含气砂岩空间如何分布,自然伽马值都分布在砂岩的分布范围内. 因此,利用自然伽马进行反演,得到自然伽马数据体,根据砂岩和泥岩的自然伽马门槛值,可以得到砂岩厚度数据体,利用该砂岩数据体得到砂岩厚度平面分布,可以限定含气砂岩的分布范围. 对苏里格地区盒8 、山1 段含气砂岩孔隙度值的统计发现,其下限在5 %7. 5 %之间. 因此,利用孔隙度进行反演,得到孔隙度数据体,根据含气砂岩、致密砂岩和泥岩的门槛值,提取地震属性,可以较准

19、确地预测含气砂岩分布的高孔隙度区域图1 盒8下亚段纵波速度- 孔隙度相关图. 图2 盒8下亚段密度- 孔隙度相关图显然,利用密度- 自然伽马- 孔隙度进行联合反演,可以更有效地将含气砂岩、致密砂岩和泥岩分开,提高含气砂岩识别的精度.3 多参数反演的关键步骤与结果检验密度- 孔隙度- 自然伽马联合反演在地震资料前处理(包括闭合差校正、振幅归一化、高保真处理以及提高分辨率和信噪比) 基础上进行. 由于密度、孔隙度和自然伽马不能直接参与反演,因此在反演之前还必须分别对其进行曲线重构。密度- 孔隙度- 自然伽马联合反演的关键实施步骤如下: 分别进行密度、孔隙度和自然伽马反演; 根据各层含气砂岩密度界限

20、值(表1) ,得到低密度数据体; 根据各层含气砂岩孔隙度下限值(表1) ,在低密度数据体范围内剔除孔隙度小于含气砂岩孔隙度下限数据体; 在剔除高密度和低孔隙度后剩余数据体范围内,根据各层砂岩自然伽马下限值(表1) ,剔除自然伽马大于砂岩下限值的数据体,剩余部分认为是含气砂岩(图3) .利用该方法对苏里格气田含气砂岩进行了预测,含气砂岩厚度的预测与实钻含气砂岩厚度吻合较好,误差在20 %以内,如苏36211 井预测24 m ,实钻21. 4 m ,试气无阻流量28. 99 ×104 m3/ d (图4) .4 结论储层反演的关键在于挑选对识别储层含气性敏感的地球物理参数. 根据对苏里格

21、气田储层敏感性地球物理参数的分析,选取密度- 孔隙度- 自然伽马进行联合反演预测含气砂岩分布,降低了单参数反演预测的多解性,经钻井证实预测效果好,适合于苏里格气田这样的低孔、低渗储层.三、八面河低渗透率稠油油藏压裂工艺的研究与应用摘要 八面河油田面14 区沙4 段具有渗透率低、油稠的特点。据此,用低浓度、低度交联、对水敏性地层伤害小的压裂液配方体系,对地层进行有机解堵、酸化等预处理;用压裂模拟软件优化施工设计,提高加砂强度能够使压裂后的地层保持足够的导流能力,避免地层出砂,取得了显著的增产效果。这种方法在难以动用的沙4 段6 砂组得到了有效利用,增加了可采储量。关键词 八面河油田;低渗透稠油油

22、藏;水力压裂;酸化预处理八面河油田面14 区沙4 段油层为低透层稠油油藏,储层物性较差,存在着中等强水敏性,原油粘度较高,投产后产能低,稳产期不到4 个月,动液面下降快,深部酸化解堵单井增油量小于100t ,有效期短,施工有效率仅为50 %,重复施工无效,常规酸化解堵效果差,早期进行过普通压裂试验,因压裂后地层出砂、有效期短而中止。沙4段注水井普遍采用增压泵注水,平均单井日注水量仅为面14 区其他层段的一半,注水压力高于其他层段35MPa。造成注采困难的主要原因是油藏储层物性差,加以原油粘度较高,必须采取压裂改造措施,增加油层导流能力,才能提高油井产量和注水井吸水能力。1 储层地质特征面14

23、区沙4 段6 砂组储层岩性主要为粉细砂岩,占该区的68. 3 %,胶结类型主要为孔隙式胶结,胶结物以方解石和白云石为主,岩石骨架结构多呈点接触,颗粒支撑,磨圆度多为次圆。储层灰质含量高达19. 3 %,平均渗透率为74. 9 ×10 - 3m2 ,平均孔隙度25. 8 %,物性较差。地面原油密度高达0. 942g/ cm3 ,地面原油粘度高达1025. 5mPa ·s ,含硫量为1. 5 %,凝固点为- 0. 22 ,属于低渗透层稠油油藏。粘土矿物含量为4. 11 %7. 01 %,平均为5. 38 %,其中以伊蒙混层为主,相对含量为91. 4 %100 %,混层比为72

24、%83 %。其次为伊利石,相对含量为08. 4 %,高岭石含量少。储层具有中等偏弱水敏性。2 压裂液配方和性能针对八面河油田低渗透层稠油油藏出的特点,我们研究出低浓度、低度交联、携砂能力强,对水敏性地层伤害小的压裂液配方,包括用羟丙基胍胶作为稠化剂,硼砂作为水基压裂液交联剂,以氧化剂- 过硫酸盐加激活剂作为低温破胶剂,添加高效防膨剂等,这样配制的压裂液具有良好的作用性能。2. 1 低浓度、低度交联配制压裂液是一种低浓度、低度交联压裂液,胍胶浓度为0.4%0. 45%,交联剂浓度低;交联比为100 : (36) ,该配方粘度适中,能适应700 型防砂车组进行压裂施工需要,对地层伤害小。2. 2

25、抗剪切,低滤失,携砂能力强在4050 温度条件下,压裂液剪切60min 后,粘度仍保持较高,具有良好的抗剪切性能详见图1 。图1 不同温度下压裂液抗剪切性能压裂液静滤失系数低,为2. 6 ×10 - 4 ml/ min1/ 2 ,滤失量小。良好的抗剪切性能和低滤失量,使压裂液能保持较强的携砂能力。2. 3 低温破胶速度快,破胶彻底在低温下过硫酸盐热破胶缓慢,当过硫酸盐与激活剂J Y复合后,压裂液破胶性能明显改善,通过调节过硫酸盐与激活剂的比例,在45 小时内破胶液粘度为1. 3mPa ·s ,可以达到快速、彻底破胶的目的。2. 4 防膨性能好,对基质伤害小采用有机阳离子型聚

26、合物和无机粘土稳定剂进行复配,在2 %浓度下,防膨率达到87 % ,比单一防膨剂防膨效果好,并且货源广,价格低,适宜作为该区粘土稳定剂。经过岩心流动流动试验,破胶液对岩芯的平均伤害率为18. 9 % ,远远低于行业标准中岩芯伤害率< 40 %的技术指标,压裂液对地层基质伤害小。3 压裂工艺研究与一般低渗透油层压裂施工不同,中低渗透层出砂稠油油藏有一定渗流能力,增加裂缝长度不是其主要目标。由于地层胶结疏松,支撑剂嵌入问题比较严重,因此压裂时要在形成宽短缝上提高铺砂浓度,人为造成裂缝中支撑剂的多层支撑,这样即使外层支撑剂被嵌入地层,内层支撑剂也将使裂缝保持足够的导流能力。3. 1 酸化和有机

27、解堵预处理压裂前用降粘剂、稠油清洗剂预处理稠油油层,解除有机堵塞,有利于加砂充填。面14 区沙4 段6 砂组灰质含量高,通过酸化预处理可以提高孔隙渗透率,解除微粒运移堵塞,避免二次伤害,降低压裂施工压力,有利于充填砂,另外残酸可强化破胶,加快返排。3. 2 前置液用量比常规压裂施工少前置液用量少的目的是控制压裂裂缝延伸,减少油层损害。根据GOHFER2000 压裂软件模拟和现场试验结果,前置液用量一般为20m3 以内,裂缝半缝长控制在80m 以内。3. 3 提高加砂强度,形成高砂比加砂强度由普通压裂时的1. 0 1. 5m3 / m ,提高到2. 5 3. 0m3 / m。携砂液泵入过程中快速

28、提高砂比,由10 %开始,约510min 内上升到30 %以上,并快速提高到50 %60 %;其次是结尾阶段降低排量加砂,相对提高了砂比详见图2 ,加砂强度大,砂比高,为提高裂缝内的平均铺砂浓度,进而提高裂缝的导流能力起到了决定性作用。图2 压裂施工曲线4 压裂增产效果分析4. 1 压裂施工后参数分析利用GOHFER2000 软件进行模拟计算,优化施工设计,压裂施工后,拟合的支撑缝长基本控制在80m 以内,缝宽达到0. 540. 69cm,比同条件下一般压裂0. 30. 4cm的缝宽要大得多,平均铺砂浓度6. 37 7. 46 kg/ m2 ,也比同条件下一般压裂铺砂浓度高,施工工艺和主要参数

29、基本达到了设计要求(见表1) 。4. 2 单井增产效果明显选取面14 区沙4 段6 砂组新井、老井及长期停捞油井进行压裂,共压裂13 口井,其中油井11 口,水井2 口,措施有效率达100 %,压裂前油井合计日产油6. 4t/ d ,压裂后合计日产油43. 8t/ d ,累计增油4229t ;注水井压裂后日增注水41m3 ,达到配注要求,使原来认为是“干层”的不出油层获得工业产能,增加了可采储量。5 主要认识(1) 配制的低浓度、低度交联压裂液配方体系携砂性能优良,对水敏性地层伤害小,能满足中低渗透稠油储层压裂需要。(2) 对中低渗透出砂的稠油油藏压裂,提高加砂强度,快速提高砂比,结尾阶段降排

30、量加砂的加砂工艺,达到了提高铺砂浓度,形成宽、短裂缝,使裂缝保持足够的导流能力。(3) 针对地层特点,进行压裂前的有机解堵和酸化预处理,解除有机堵塞和微粒运移堵塞伤害,降低了压裂施工压力,有利于压裂砂致密充填。四、利用毛管压力计算充西区块香四气藏的含水饱和度摘要针对低孔、低渗、含气高度低、气水层电性差异不明显的砂岩气藏, 测井要准确解释其含水饱目前尚存在一定困难而水基泥浆取心分析的含误码率差太大, 油基泥浆取心费用太高, 无法以大利用岩心毛管压力计算含水饱和度与油基钻井溢取心测定含水饱和度具有同样的准确性, 以充西区块低孔、低渗、低含气高度的香四砂岩气藏为例, 建立气藏含水饱和度与自由水面以上

31、高度和孔隙类型的函数, 求取自由水而以上任意高度、任意孔隙度相对应的含水饱和度。关键词毛管压力计算气藏含水饱和度0引言南充构造充西区块位于四川省南充市境内。充西区块香四气藏为低孔低渗的砂岩气藏, 气水层电性差异不明显, 测井解释准确其含水饱和度目前尚存在一定困难。该区含水饱和度的合理解释, 对于气藏气水关系的分析, 及后续的对气藏高效、合理的开发都具有重大的影响。根据“American CoreAnlysis Foundation”的研究结果表明, 利用岩心毛管压力计算的含水饱和度与油基钻井液取心测定的含水饱和度具有同样的准确度见表1。因此, 在无油基泥浆取心的条件下, 本文采用岩心毛管压力计

32、算可以较准确的求出香四气藏的含气饱和度。1充西香四气藏成藏分析由于利用毛管压力计算气藏含水饱和度, 其实质就是还原气体在运移成藏后达到平衡时所处的状态, 这是一个气驱水, 最终达到平衡的过程。因此, 对充西香四气藏成藏进行分析, 是必要的。川中香溪群气藏为自生自储气藏, 发育有巨厚的储集岩, 香四, 香二砂岩, 并具有相对高孔段储层存在, 在纵向上与香一、香三、香五发育的黑色泥页岩及煤系地层等烃源岩相间分布, 搭配良好。香溪群的岩性组合决定了烃源岩既是生油层又是盖层。从其生储搭配、烃源岩分布厚度来看, 香三、香五既是气藏的局部盖层也是区域性的盖层。香溪群之上的侏罗系巨厚泥岩是一个范围更大更稳定

33、的区域盖层, 同时它的形成早于香溪群生油期。因此作为气藏重要保存条件之一的盖层在川中地区是十分良好的。由于香四, 香二砂岩, 在纵向上与香一、香三、香五发育的黑色泥页岩及煤系地层等烃源岩相间分布, 搭配良好, 从香一、香三、香五初次运移出的烃类都进入到香二、香四储层中(图1) 。烃类经过初次运移进入储层之后就开始了2次运移。而油气的2次运移、聚集是在复杂的地质环境中进行的, 它们随时间和环境而变化, 其过程受非常复杂而又相互关联的多种因素控制。2次运移的动力主要是受浮力和水动力合力的作用, 浮力作用的大小, 是直接或间接地由构造运动引起的。川中地区现今构造由喜山期形成, 构造运动形成的隆起和凹

34、陷使香溪群储层发生倾斜, 打破了以前的平衡状态, 使浮力和水动力发挥作用引起油气的测向迁移, 运移方向指向储层的上倾方向, 一般来说,地层倾角越大, 油气水分异越快。川中地区构造受力较小, 构造比较平缓, 地层倾角小, 因此造成气水分异不好, 所以现今香溪群气藏的含水饱和度普遍较高, 一般都在50%左右(图2) 。图2香溪群气藏二次运移示意图根据目前对的常规水分析资料可以看出, 本区的香溪群地层水为典型的油田水, 地层水水型以单一的氯化钙为主, 矿化度普遍较高, 其中香四段总矿化度一般为( 7914 215176 ) g/L, 成因系数rNa /Cl, 平均0174, 而rClrNa / rM

35、g, 平均6101,rCa / rMg, 平均517 及rCl/ rBr, 一般为1165 1175, 均不含SO42 - 及H2 S, 并富含I、Br、B等微量元素及Ba2 + , 其水化学特征与处于开启环境的地层水化学特征有明显差异, 表明本区为典型的水交替停滞带还原环境, 本区范围内香溪群未见地表露头, 地表水不能进入香溪群, 反映本区香溪群的水动力场属于单一的沉积承压水动力系统。这说明在现在的香溪群气藏中, 没有动水压力, 油气经2次运移到圈闭中聚集形成气藏后, 主要是浮力与毛管压力达到平衡。油气为了将储层充满, 驱动油气进入储层孔隙的浮力必须克服原始流体和驱替流体之间产生的毛细管压力

36、。孔吼越小, 随之产生的毛细管压力就越大。沿着毛管力阻力最小的路径, 非润湿相流体(气) 首先进入具有最大孔隙喉道的孔隙系统。伴随着气柱长度的增加, 浮力也在增加, 烃类开始运移到越来越小的孔隙当中。直到在储层上方的盖层的毛管压力大于浮力, 油气的向上分异才停止, 达到平衡。也就是说, 构造幅度越大, 产生的气柱就越高, 浮力越大, 分异越好, 气藏的含气饱和度就越高。川中地区构造比较平缓, 储层孔渗条件较差, 是造成气藏含水饱和高的主要原因。目前由于测井对解释香溪群含气饱和度的精度不高, 因此,本文根据聚集成藏后, 主要是浮力与毛管压力达到平衡的原理来计算气藏的含水饱和度。2含水饱和度计算气

37、藏中的毛管压力为浮力所平衡, 即毛管压力可以表示为: 而J函数的计算公式为: 自由水面的确定最直接有效的来源就是生产测井资料, 在没有生产测井资料或者生产测井资料不能确定自由水面的情况下, 可以考虑如下的方法:以充西香四气藏为例, 按照四川多年的习惯将将含气饱和度50%定为气水界面, 充西区块香四气藏气水界面为- 2190m, 平均孔隙度在8%左右(图5) , 在图版上位于自由水面以上约95m, 因此, 可考虑自由水面定在- 2285m。对于一个气藏, 只要确定了它的自由水面, 那么这个面上任意高度的孔隙总的流体饱和度就可以通过上式求解出来。在油气田的实际开发中, 取心井相对是较少的。因此,

38、可以根据测井解释的孔隙度(对应相应的渗透率) 及其所对应的气柱高度来计算相应的含水饱和度, 提高毛管压力计算含水饱和度的应用范围。根据充西香四气藏各井经过岩心刻度后解释得到的测井孔隙度及其相对应的深度就可以通过公式求得含水饱和度(表2) 。3结束语利用岩心毛管压力计算含水饱和度是一种较准确的计算气藏含水饱和度的一种方法, 对于香四气藏这种低电阻率, 水动力场属于单一的沉积承压水动力系统, 没有动水压力, 气层与水层的响应在电测曲线上难以判别, 通过测井解释求取的含水饱和度可信度不高的气藏更为适用。将这种方法与测井解释的单井随深度变化的孔隙度相结合, 可以大大提高毛管压力计算含水饱和度的应用范围

39、。五、用毛管压力曲线研究油藏流动系统以准东油区为例摘要应用毛管压力曲线形态及其相应的特征参数进行综合研究, 可以对油藏流动系统进行分类描述评价。从而能针对不同流动系统制定不同的开发政策,以便在整个开发过程中制定稳油控水综合治理配套技术。虽然毛管压力曲线形态千变万化, 根据油田实际资料仍然可以划分为三大类, 六个亚类, 进而把油藏储集层分为三大类。各类曲线形态差异大,特征明显,与不同的油藏流动系统相联系,并且相应的开采特点也不同。主题词准噶尔盆地 毛细管压力 曲线 特征 研究 油藏 流动特性压力系统1 毛管压力曲线形态分类111 高背躺椅形毛管压力曲线这类毛管压力曲线, 总体上是指中低排驱压力(

40、小于015 MPa) 、中高进汞饱和度大于50 %的那些曲线, 具有明显的平台段与双拐点。按排驱压力与进汞饱和度还可进一步分为三个亚类: 双曲线形:低排驱压力, 高进汞饱和度(大于90 %) , 大平台双拐点(第二拐点更明显) , 曲线紧靠左下角; 标准形: 中低排驱压力, 中高进汞饱和度(70 %90 %) ,具明显平面与双拐点; 斜坡形: 中低排驱压力, 中等进汞饱和度(50 %80 %) ,平台小,呈斜坡形且双拐点不甚明显(图1) 。这三种曲线可以较好地反应油藏储集层孔隙结构分布特征和描述储集层流动系统。图1 高背躺椅形毛管压力曲线112 坐椅形毛管压力曲线这类毛管压力曲线在实际中并不多

41、见, 曲线形态象一把坐椅的侧面形态,具有明显的双拐点,且平台较为明显。其特征参数是高排驱压力(015 1MPa) ,高进汞饱和度(大于80 %) 。这与常规的毛管压力曲线所反映的油藏特征相悖, 高排驱压力很少有高进汞饱和度情况(2) 。通常会把它误认为是孔喉均匀而偏细表现。近几年来, 笔者研究认为此类毛管压力曲线形态反映储集层流动系统的一种特殊性质。一般出现在砂砾岩储集层中, 但在其它储集层中也有出现。图2 坐椅形毛管压力曲线113 高腿椅或下凹形毛管压力曲线这类毛管压力曲线呈较为陡直的大斜坡曲线。排驱压力高(大于1 MPa) , 进汞饱和度低(小于50 %) , 曲线分布在右上角区域, 进一

42、步也可以细分为两个亚类: 曲线整体较为陡直,有时也有比较模糊的双拐点出现; 曲线基本上无平台段, 无双拐点,大多数曲线凹向向下(图3) 。这两种的退汞曲线呈非常陡的近似直线, 是典型的进得去出不来的储集层特征。它揭示了人们长期以来困惑的一个问题: 有些极差储集层油气能运移进去而开采不出来。它通常出现在岩性较细或胶结致密的砂砾岩储集层中,也出现在微裂缝、溶孔洞不发育的火成和碳酸盐岩储集层中。图3 高腿椅或下凹形毛管压力曲线2 各类毛管压力曲线对应的流动系统211 标准孔隙流动系统这种流动系统与高背躺椅形毛管压力曲线对应,储集空间与流动通道均以孔隙为主,孔渗变化范围较大,孔渗相关性较好。孔隙度一般

43、都大于15 % ,多数在18 %以上。渗透率一般均大于10 ×10- 3m2 ,大多在30 ×10- 3m2 以上。排驱压力通常小于015MPa ,最大进汞饱和度通常大于50 % ,大多在80 %左右。主要以沉积砂岩储集层中多见, 同时也包括一些非沉积砂岩储集层发育有次生孔、微裂缝的储集层流动系统。此类流动系统孔渗与毛管压力进汞饱和度分布区间较宽, 但是其流动特征与生产特点具有共同特点, 仍然是同一种流动系统。只是产量与开采效果有一定差异而已。这类流动系统的油藏适宜注水开发, 但必须加强油田管理与油藏综合研究, 充分认识流体流动连续性原理, 保持油井不间断正常生产, 及时补

44、充能量,尽量延长自喷开采期与无水开采期,把握好转注转抽时机, 搞清砂体分布规律, 做好动态监测工作,密切注视油藏平面与剖面矛盾,随时调整注采关系,防止高渗透层段注入水突进, 及早做好堵水与其它综合治理配套措施工作。对于具有边底水的油藏要充分利用好边底水能量,观察压力与产量变化,考虑综合经济效益, 从而决定是否注水及何时投注。制定出一套合理的以开采速度与压力保持水平为主的开发指标。这类流动系统采油速度一般都大于1 % ,通常在2 %左右较为合理, 对于较好的那一类采用3 %5 %的采油速度开采也是可以的。212 裂缝流动系统这类储集层流动系统与坐椅形毛管压力曲线对应,储存空间一般仍以孔隙为主,裂

45、缝的储存能力较低,而其流动通道主要以裂缝为主。孔隙度一般小于15 % , 渗透率通常小于30 ×10- 3 m2 , 大都在10 ×10- 3m2 以下,尤其以1 ×10- 3m2 居多。裂缝渗透率与基质渗透率的比值一般大于51 而其排驱压力一般都在015 110 MPa , 最大进汞饱和度大于50 % ,多在80 %以上。主要发育在砂砾岩储集层中但在非沉积砂砾岩储集层中也有发育。它反映了油藏储集层在长期历史构造应力作用下, 使得大部分岩石似裂非裂状态,即所谓的潜在裂缝,在打开油藏后裂缝才逐渐大量发育起来。如钻井, 油水井生产注水压裂激动均可发育裂缝。如果是原生张

46、开裂缝,其毛管压力是相当小的,而真正的基质进汞饱和度也是很小的。反过来说, 不属于这种特征的裂缝流动系统也大量存在,用其它方法也可划分评价,正如文献 2指出的那样,裂缝流动系统利用试井曲线来划分可以细分为三类,但有一点,其生产特点基本上是相近的,主要反映储集层的高导流能力。这种流动系统的油藏开采难度最大, 如不补充能量在很短时间压力下降,产量大幅度递减,导致不能正常生产。而注水开发效果是比较差的, 从实际油田生产情况来看其水淹水窜十分严重, 几乎没有含水上升过程。相当一部分日产1020 t 甚至更高的井, 注水开发含水率从百分之几到百分之九十几也是在很短的时间就完成了, 而油量马上降为几吨甚至

47、小于1 t. 如果裂缝具有方向性且比较单一, 可以采用沿裂缝注水, 而实际并非如此。大多数是多组发育错综复杂的裂缝网络系统。目前对于开发裂缝流动系统的油藏成功的例子并不多见, 可借鉴的太少,通常认为,对于裂缝应先回避后利用。一般对于具有这种流动系统的油藏有三种开采方式:(1) 注气开采注气与注水相比气窜没有水窜那么可怕,回易处理利用率高;裂缝中的气对基质中的油的屏蔽作用小,建立基缝压差容易,由于裂缝的高导流,使流体沿裂缝流动压降很小,降低井底压力余地大,可以建立起基质与裂缝的压差;气体进入基质中比水容易且可溶于油中, 既可驱油也可增加油的流动性。气源有气田气、油田气、二氧化碳气与空气等,但其地

48、面建设比注水难度要大。(2) 注水开发按孔隙流动系统注水开发要先采取回避裂缝低强度注水开发,当矛盾暴露后,可以采取牺牲一部分井保证一部分井的方针。采取与通常多井少注相逆的思路,少井多注,认真研究每一口注水井的影响范围与相关的油井, 在与注水井由裂缝勾通的油井如果产油量很低而含水很高时, 可以施关井憋压。而在与其水线相交的方向上的油井就可能会见到效果,当然对于极易产生裂缝的储集层,在注采波动时就会产生或使裂缝张开, 其水线也会改变。因此要跟踪观测,适时确认水淹井与受效井,不断调整注水井。这类油藏的最主要措施就是调剖堵水,周期注水。(3) 降压开采就是什么能量也不补充, 充分利用裂缝高导流的能力,

49、进行强抽强采,降低井底压力, 大压差开采。这主要是对于天然裂缝特别发育的油藏,采取回避裂缝,补充能量开采没有效果的情况下,采取积极主动进攻的方式。但是,对于这类流动系统最怕有边底水,因为与人工补充能量不同,控制难度大, 尤其是采用降压开采。但由于裂缝的导流能力高, 生产压差小, 压力下降较慢, 只要油井不见水就可以生产相当长时间。213 超低孔渗流动系统这是油藏储集层最差的一类流动系统, 这类流动系统与高腿椅或下凹形毛管压力曲线对应, 储集层的孔隙度一般小于15 % , 通常在8 %10 %左右,渗透率小于10 ×10- 3m2 ,大都小于011 ×10- 3m2 ,裂缝不

50、发育, 其储存空间与流动通道均以孔隙为主。其排驱压力大多大于1 MPa , 进汞饱和度小于50 % , 而相当一部分小于30 % , 凡具这一类流动系统的储集层生产能力极低, 一般不压裂投产就不会见产,且产量低,生产压差大,递减快,在试井曲线上呈上凹直升型,测试上百小时没有径向流直线段,已属非达西流动,注水开发效果极差。具有这一类流动系统的油藏是最差的储集层。低能低产高投入,如果原始能量不足,储集层敏感性(主要是盐敏) 强,原油粘度大,开采难度就更大。开采这类油藏最主要的措施就是压裂, 并且是多次重复的大型压裂。但仍应以注水开发为主。从总体上讲这类流动系统与孔隙流动系统有相似之处, 由于在储层

51、参数与油井产量上量的差别较大,因此,在开发政策与技术界限也应有明显的差别。如采油速度,压力保持,治理措施等都有所不同。但是这类流动系统由于孔渗极低, 储集层的能量低, 不易放产,采油速度提不高, 油藏的受损程度小。基本上能遵循低孔渗油藏开采规律, 在综合含水与采出程度曲线上与理论曲线基本接近。存水率高,采油速度低。通常具这类流动系统的储集层采油难注水也难, 由于其孔渗极低, 注水启动压力高, 注入水不易扩散,井底压力不断升高,注水愈加困难。如储集层水敏性较强, 必须采取防膨措施。改善储集层渗流条件难度较大,通常采取地面增压注水,但决不允许高于破裂压力注水。这类流动系统一般注采井距不宜过大, 一般应在150250 m之间。通常不应大于300 m,既要考虑油层厚度、油层埋深、单井产能, 也要考虑低孔渗低压力传导慢、水驱见效慢、沿程阻力大、压力损失多、下降快等诸多因素。一定要从经济效益出发。对于具这类流动系统的油藏在完井上也应有所不同, 射孔密度至少应在20 孔/ m以上。3 实例分析准东油区有一定生产规模的油田有4 个(火烧山油田、北三台油田、彩南油