大牛地气田储层特征Word格式.docx

1、0302073.43.822.84.34.290.40.15.4盒23084014106401802506030673.52911.74.21.91.2盒12594.505987303501302304004572.22.425.45.80.50.92.1.16山22295571012090150160l368.l29.56.50.70.31.02.50.80.2山125-100017l700280774.61424.l7.10.090.6太2339916307.004430290.58.82.61.1太原组储层岩石特征明显不同于下石盒子组及山西组，突出表现在碎屑颗粒石英含量较高，平均90.5

2、%，而下石盒子组、山西组平均6775%；相应地，太原组在长石、岩屑含量上则远低于下石盒子组、山西组。从泥质杂基的含量上对比，太原组则与下石盒子组的盒2气层组相近，平均含量为l.72.5%，而盒l气层组与山西组的泥质杂基则平均为4.37.1%；从胶结物的成分和含量上，太原组与山西组接近，均含有菱铁矿、褐铁矿和白云石等自生矿物，而下石盒子组未见，石英胶结物的含量明显高于下石盒子组和山西组。2.2物性特征总体上，下石盒子组、山西组、太原组储层为低孔低渗，其中盒3段储层物性相对最好，平均孔隙度10.27%、平均渗透率1.36mD；其次为盒2、太2段储层，盒2平均孔隙度为8.66%，平均渗透率0.73m

3、D，太2平均孔隙度为8.58%，平均渗透率0.7mD；而盒1、山2、山1段储层物性相对较差。盒3段储层孔隙度分布为双峰，集中在26%和1014%区间内；渗透率分布不集中，扣除非储层样品，在0.81.6mD的区间内分布频率最高。盒2等其它气层组储层物性特征类似（表1-3）。表1-3 上古生界储层物性统计表气层组平均孔隙度（%）平均渗透率（mD）样品数（个）10.271.36958.660.73310盒l9.090.5516047.940.5813277.620.6610808.580.705802.3 孔隙、喉道、裂缝特征 （1）孔隙特征上古生界储层孔隙类型有粒间孔（残余原生粒间孔、溶蚀粒间孔）

4、、粒内溶孔、晶间微孔和微裂缝，以粒间孔为主。下石盒子组、山西组和太原组孔隙特征基本相同，平均孔隙半径27.4838.42m，属中孔隙，平均配位数低，分选差中等，孔隙大小分布不均匀（表1-4）。表1-4 上古生界储层孔隙类型参数表气/层组孔隙半径（m）配位数孔喉比均质系数分选系数14.29-53.160.40-0.753.45-6.450.39-0.685.32-43.5332.950.594.690.50l7.32l2.48-67.830.18-0.873.53-7.890.33-0.684.34-47.7627.480.544.880.4515.8814.29-136.150.23-1.01

5、0.08-8.560.31-0.654.04-61.7334.014.5118.629.01-84.150.10-1.071.80-12.070.35-0.693.85-62.6131.155.310.47l7.8514.87-120.320.ll-1.251.52-9.770.21-0.644.22-60.6636.870.525.0318.778.82-94.020.10-0.793.83-6.370.39-0.564.86-56.2638.420.534.680.4621.95（2）微观喉道特征大牛地气田上古生界各气层组的喉道分布具以下特点：各气层组平均喉道半径在0.310.44m之间，

6、相对变化幅度较小；最大连通喉道半径山1、盒l最高，盒2、盒3、山2次之，太2最低；中值半径盒3、盒2、太2在0-l.0m以上，盒1、山2、山l仅0.05m左右。盒3、太2毛管压力曲线相对平缓，喉道偏粗，分选好；盒2、山1特征相似，次之；盒l、山2毛管压力曲线相对陡，喉道偏细，分选最差。古生界储层渗透率贡献值主要集中于大于0.12m喉道，盒3、盒2、太2的喉道分布呈粗歪度，在此区间占优势，而盒1、山2、山1喉道分布呈细歪度，在此区间的分布频率则很低。盒3、盒2和太2气层组储层孔隙结构相对较好，孔喉配置为中孔细喉，喉道半径相对较高，喉道分选相对较好，喉道分布相对集中、均质性略好；而盒1、山2、山1

7、段储层孔隙结构相对较差，孔喉配置为中孔微喉，喉道较小、分布不均。2.4流体性质（1）天然气组份气田地面天然气组分中甲炕含量总体较高，乙炕以上组分含量较低，各层产出气体中均含有少量氮气（3%）和二氧化碳气体（3%），不含硫化氢。不同层位气体组分有所不同，自下而上甲皖含量升高，重烃含量降低，气体相对密度降低。表1-5 地面天然气组分特征表相对密度甲烷（%）烃类（%）氮气（%）二氧化碳（%）硫化氢（%）甲烷占烃类含量（%）0.587094.3697.561.930.4296.70608291.9397.141.910.7494.60635987.2796.992.4090.00.637287.089

8、7.421.870.6789.4山0646386.3896.951.391.3789.10641987.0095.702.082.1890.9 按照天然气划分标准，太2、山1、山2、盒1天然气类型为湿气，盒2、盒3天然气类型为干气。 （2）地面原油特征 气田不同部位、不同层位产出的原油组分、特征相近。地面原油密度均较低，平均值为0.74-0.79g/cm3；运动粘度低，平均0.95-133mm2/s；组分为C6-C25烃类，不含蜡质、低含水、微含硫，属凝析油（表1-6）。表1-6 地面原油性质地面原油密度（g/cm3）含水量（%）含硫量条件粘度（E50）运动粘度（V50）mm2/s初馏点（）O

9、75470.0l0.02l.01.12100.66074940.010.98102.513077520.000.9696.08077160.9596.3077420.1991.7078100.231.3396.64 （3）地层水性质根据目前水分析结果，太2、山1、山2、盒1、盒2、盒3段水型均为氯化钙水型，地层水中富含Ca2+、Mg2+等二价离子,气藏在开发过程中主要结CaSO4、CaCO3垢,但是含量均不高,对气藏开发渗透率影响不大。高pH值的工作液进入储层,易于与ca2+、Mg2+结合形成沉淀。各层总矿化度差别较大，但总体而言，自下而上总矿化度逐渐降低（表1-7）。表1-7 地层水分析结果

10、表地层水阴阳离子含量（mg/l）总矿化度（mg/L）水型PH值密度g/cm3产水量m3/dK+Na+Ca2+Mg2+S042-HC03-Cl-474893565159872699013942CaCl26.151.030147413112531048777277351447761900.1673712321261743113148203546.421.02516220233065986111497191576.321.0503313839858348834161438549665116.2307061562291266112988744383731286.1404.832.5压力温度系统气田全部

11、压力资料统计结果表明盒3、盒2、盒1、山2、山1和太2气层组的平均压力系数分别为0.99、0.96、0.89、0.92、0.96和0.92。盒3、盒2为正常压力系统，盒1、山2、山1和太2为低压系统。2.6储层物性特征分析结论大牛地气田属常温低压低渗储层，地层流体不适合高pH值的钻井液、完井液以及其他工作液，选择完井方式需考虑相应的工艺技术所使用的工作液对于储层潜在的危害。同时产层夹煤线，完井方式对于井眼状况的要求必须具有工程实现的可能. （三）储层伤害分析大牛地气藏是典型的低孔低渗（致密）砂岩，对于低渗和特低渗油田，室内研究发现，普遍存在着3 种形式的伤害，一种是“水”的侵入造成的伤害，另一

12、种则是固相颗粒的侵入造成的堵塞。对于“水”的侵入造成的伤害，主要有水相圈闭和水敏损害。此外，大牛地气田上古生界砂岩储层微裂缝发育，在钻井完井、开发和增产措施等作业过程中，致密砂岩气层的孔隙结构特征和裂缝宽度会随有效应力的变化而变化，气层渗透率将受到影响，即气层会产生应力敏感性损害。1液相伤害 1.1储层水相圈闭损害从阿尔伯达盆地致密砂岩气藏勘探历程及鄂尔多斯盆地上古生界深盆气发现过程来看，致密砂岩气藏（深盆气）的发现过程实际上就是对水相圈闭损害的认识过程。因为对水相圈闭损害的严重性认识不够，阿尔伯达盆地第一口深盆气井发现之前曾错失过上百口气井。而早期鄂尔多斯盆地勘探下古时所钻380口探井，也基

13、本上没有发现上古致密砂岩气藏，长庆油田对苏里格庙进行的气驱水实验测得束缚水饱和度值为40%60%。丛连铸等2002对塔巴庙大10井岩心水锁实验得出其束缚水饱和度值为52.5%792%，当水饱和度在65%以上时气藏的气测渗透率基本上变为0。所以，钻井过程中泥浆滤液进入储层造成的水相圈闭损害是非常严重的，水相圈闭损害的存在使得阿尔伯达及长庆早期钻井数百口而错过及时发现大型、巨型气藏的事实也就不足为奇了。因此，一般认为致密砂岩气藏含水饱和度值在40%70%之间，与钻井过程中泥浆滤液进入储层，造成井壁附近含水饱和度增高的假象有关。致密砂岩气藏储层一个致命的弱点就是易吸水形成水相圈闭损害，下面从气藏的水

14、相圈闭损害机理、损害因素、诊断及预防及补救措施来进行讨论水相圈闭损害。水相圈闭与传统意义的水锁存在差异。传统的水锁的概念有：（1）气层开发过程中，泊、气流不能有效的排除外来水，使地层含水饱和度增加，油气相渗透率下降的现象叫水锁效应。（2）在钻井中当工作液与储层接触，外来的水相侵入储层孔道在井壁周围孔道中形成水相阻塞，气-水弯曲界面上存在一个毛细管压力，当储集层能量不能克服这一附加毛管压力消除水的堵塞，最终就会影响储层的采收率，这种损害称为水锁损害从以上水锁概念可知；传统的水锁没有明确指出气藏初始含水饱和度（Swi低于束缚水饱和度（或不可动水饱和度，Swirr）这一前提条件。对于水锁损害，人们通

15、常都是假定泊气层的产纯油或产气带的初始水饱和度Swi就是束缚水饱和度Swirr水锁损害是指含水饱和度Sw从Swirr到100%之间的变化过程，而忽略了水基工作液滤液进入储层时，水饱和度从Swi到Swirr的变化阶段，可以说水相圈闭包含了传统的水锁损害。所以，水相圈闭损害是指钻井、完井过程中，由于外来工作液滤液的进入，使得储层含水饱和度Sw从Swi到Swirr再到100%之间变化时导致储层的渗透率降低的作用过程。1.1.1损害机理从气水相对渗透率变化图中可看出，初始含水饱和度Swi低于束缚水饱和度Swirr，当含水饱和度Sw从Swi增加到Swirr时，气相渗透率Krg显著降低，从0.9下降到0.

16、1，产能下降明显。而当含水饱和度Sw继续增加，超过Swirr以后，气相渗透率Krg降低不明显，产能降低幅度较小。分析可知；水相圈闭的损害集中在含水饱和度Sw从Swi增加到Swirr时的气相渗透率Krg的显著降低，这也是狭义上的水相圈闭损害。引起水相圈闭的原因主要有两点，即毛细管力自吸作用和液相滞留效应。（1）毛管自吸作用致密砂岩气藏中，初始含水饱和度Swi低于束缚水饱和度Swirr是一种很常见的现象。当Swi低于Swirr时，储层处于亚束缚水状态。当外来流体进入时，就很容易被吸入到毛管孔隙中。一般把毛细管中弯液面两侧润湿相和非润湿相之间的压力差定义为毛细管压力，其大小可出任意界面的拉普拉斯方程

17、表示： Pc=式中：Pc=毛细管压力，mN；=界面张力，mN/m；R1、R2-分别指两相间形成液膜的曲率半径，m。从式可看出毛细管压力的大小与界面张力成正比，与多孔介质的半径反比，由于低渗气藏的孔隙尺寸很小，所以易产生水相圈闭损害。大牛地气田下石盒子组储层孔喉半径平均值分布在0.010.69m，山西组储层孔隙喉道半径平均值分布在0.12620.7809之间，平均值为0.3580，孔隙喉道半径均小于1，属微喉。储层孔隙喉道半径平均值小，具有较高的水相圈闭损害。（2）水相滞留效应致密砂岩储层在各作业过程产生水的滞留效应或称为液相的聚集作用效应是第一位与基本的损害因素。液相的滞留和聚集，是造成水相圈

18、闭损害又一重要因素。侵入储层的外来流体返排缓慢，或返排困难，甚至不能返排，会进一步加重水相圈闭损害。据Paiselline定律，毛细管排出液柱的体积Q为： Q=式中，r为毛管半径，L为液柱长度，P为驱动压力，为外来流体的粘度。若换算为线速度，则上式变为；由上式积分，得到从半径为r的毛细管中排出长为L的液柱所需时间为：出上式可以看出，毛细管半径r越小，排液时间越长。随着排液过程的进行，液体逐渐由大到小的毛管排出，排液速度随之减小。低渗气藏的喉道半径小，排液很困难，故水相圈闭损害严重。1.1.2损害因素从致密砂岩气藏的工程地质特征及水相圈闭损害形成和机理的分析可知，控制水相圈闭损害程度有下列因素。

19、（1）气藏初始含水饱和度Swi与束缚水饱和度Swirr的差异。差值越大，不利的相对渗透率效应也就越明显，水相圈闭渗透率损害的潜力就越高。Swirr与孔隙系统毛管压力曲线几何形态有直接关系。岩石越致密，孔喉尺寸越小，Swirr越高。利用岩石的毛管压力曲线中的进汞和退汞曲线可以反映Swirr值的大小。虽然不能获知Swi的具体值，但是可以肯定Swi小于或等于Swirr。（2）在低流体饱和度区间的气-水相对渗透率曲线的形态。由于孔隙介质不混相流体的多相干扰作用，曲线越陡峻，说明水饱和度增加对气相的渗透率的下降作用越明显。岩石的孔渗性影响相对渗透率曲线形态，岩石越致密，曲线也就越陡峻。（3）滤液侵入深度

20、。漏失量越多，侵入深度越大，返排越困难。这是因为在同样的压差下，水饱和段长度越长，相应的压力梯度越小，水的流动越困难，水相圈闭问题越严重。（4）气藏的压力和可能提供的最大压降。流体饱和度与施加在该体系毛管压力梯度直接相关，压差越大，产生的毛管压力梯度就越高，最终剩余水的饱和度就越低。（5）岩石润湿性。水湿性气藏，若具有异常低的初始含水饱和度，则水的自吸和相圈闭效应非常明显。（6）储层孔隙结构和入井流体性质。低渗气藏的喉道半径小，毛细管压力大，产生的自吸和滞留作用明显。气水的界面张力越大，侵入流体的粘度越大，排液需要的时间越长，水相圈闭的损害就越严重。1.1.3预防与补救对于水相圈闭损害问题必须

21、以预防为主，以解除损害的补救措施为辅。1）预防措施（1）尽量避免使用水基工作液如果确认地层有严重的水相圈闭损害潜力，则在钻井和完井过程中就应避免将水基工作液引入地层。采用油基泥浆钻井或使用无水的气体类流体作为工作液，如N2、CO2、气态烃。使用含水量低的泡沫也可以减轻水相圈闭损害。压裂时采用液态N2，CO2来代替常规水基压裂液，在一些情况下也可用醇类压裂液。（2）尽量减少水基工作液侵入如果由于技术或经济因素限制，不得不采用水基工作液，而气层又具有强烈的潜在水相圈闭损害趋势，就必须尽可能地减少水基工作液的滤失。应选择高抑制性、低界面张力、低压差的钻井完井液。钻井完井中，通过调整泥浆性能，加入一定

22、数量和适当级配的固相颗粒，即形成渗透率为零的泥饼来控制滤液侵入的深度，达到减小水相圈闭损害的目的。如果水相圈闭损害带的深度不超过射孔孔眼的深度，常规的射孔就可以使地层与井眼有效连通。工作液中加入增粘的聚合物，也可以控制滤失，减小滤失量。（3）降低界面张力，加快工作液返排保护储层技术的一个基本原则就是，当工作液不可避免要进入地层的话，一定要确保侵入的工作液能够顺利返排。通过降低气液界面张力，实现侵入滤液最大程度的返排，减少单位孔隙体积内滤液的滞留量，削弱水相圈闭的不利影响。加入表面活性剂或互溶剂可以起到减低IFT的作用，若同时注入CO2气，它的增能作用及膨胀还会局部增大压力梯度，促进滤液返排。（

23、4）选择合适的工作液基液作业中正确地选择基液十分重要，借此途径可以防止水相圈闭的发生。例如，当在具有水相圈闭损害潜力的气层进行欠平衡钻井时，改用充氮气的烃基钻井液代替充氮气的水基钻井液，就可以消除水相的逆流自吸作用。因为对于非润混相而言，逆流自吸的动力从根本上消除了。即使在欠平衡条件下，水相的侵入和圈闭也不能发生。地层为水润湿时，非润湿烃相的侵入地层后，一般居于孔隙的中央。在压差作用下易于返排。而水相进入地层则不同，水倾向于吸附、停靠在孔隙壁面，返排十分困难。但是，对于凝析气藏，特别是当地层压力低于露点压力后，井壁附近存在凝析油积液时，使用烃基工作液会出现麻烦，经相圈闭同样可以损害气层。（5）

24、采用欠平衡作业欠平衡钻井，当当量循环泥浆液柱压力低于地层压力时，地层流体源源不断地进入井筒，这时可以减缓滤液进入地层，但逆流自吸和置换性重力漏失仍不可避免。这是因为在欠平衡条件下，井壁附近不能形成良好的具保护性能的泥饼。如果不能维持连续的欠平衡状态，一旦在欠平衡之后又进行过平衡作业，大量的流体滤失必然发生，造成的损害甚至是致命性的。因此，在欠平衡作业时要格外小心。2）消除损害处理方法对于如何消除有效水相圈闭损害的问题，目前也已经尝试了许多方法。（1）直接穿越损害带当损害范围较小可以考虑采用此方法。常用的有水力压裂，人工缝穿越圈闭损害带，但此时一定注意不能让压裂液进一步加剧己存在的损害问题。对于水平井、多层裸眼井、固井完井质量不佳的情况，处理困难，成本增加也较大。其它适用于侵入范围很浅的解除技术还有：重复射孔、裸眼射孔、喷枪射孔斗高能气体压裂、爆炸压裂。（2）增