开发阶段储层研究进展和方法Word格式.docx
《开发阶段储层研究进展和方法Word格式.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《开发阶段储层研究进展和方法Word格式.docx（15页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。
自从1985年以来，石油地球化学的重点从勘探（确定生油岩，区域成熟度以及生成石油的体积）转移至与储层有关的方向，发展形成储层地球化学。
主要有两方面的动向：
一是研究储层非均质性与流体非均质性的成因联系，油田范围内的岩心抽提物与井口原油之间的差异，这种差异反映了石油向储层的注人和聚集过程，二是注重研究各生产层段产出流体的组成差异，从而揭示砂体的连通程度，发现非渗透层，直接为油气开发提供信息。
目前存在三种关键性的分析方法：
（1）薄层色谱学一火焰离子鉴测方法（TLC—FID）即Latroscan分析方法，能够高分辨率扫描储层孔隙中可溶解的抽提物。
目前利用这种方法可以迅速地确定储层岩心、石油抽提物的总体组分并且费用不高，已经成为常规的处理手段。
这种方法可获得石油饱合度曲线（可与电测曲线数值比较）及组分曲线，能够检测油水接触面（OWC）以及较小的沥青塞等储层特征。
这种方法还能与Rock-Eval方法结合，从而作出穿过重油和轻油储层的石油质量变化的常规评价。
（2）自动热蒸发一气相色谱技术一FID或者一MS。
这些技术能够直接从储层岩获得高质量气相色谱和气相色谱物质光谱资料，允许在接近于米的分辨率规模上以每小时一个资料点的速率产生生物标记或者芳香族一碳氢化合物参数曲线，从而能够检测石油柱内组分的突变位置，这些位置可能反映存在流体障碍。
（3）确定岩心保存过程中蒸发残余水或者地层水中沉淀的盐的87Sr／86Sr同位素比数值。
这项技术，称为残余盐分析（RSA），能够容许获取某些有关原始储层水组分的信息，其空间分辨率很高。
1.3层序地层学在储层研究中的应用
层序地层学正从盆地规模的地震地层学不断向储层规模的高分辨率层序地层学和储集体分布预测的方向深化，以满足减小日益增加的隐蔽油气藏的勘探风险、优选开发方案及剩余油分布预测的需要。
高分辨率层序地层学的概念和理论可有效的应用于地下地质的研究，为精细的地层对比、沉积相和储层特征等的研究提供了有效的分析方法和预测工具。
1.3.1储层对比
高分辨率储层对比技术包括两个方面：
一是适用于盆地范围的地层对比技术，主要用于勘探阶段的地层分析和盆地模拟，主要利用露头、钻井、测井地震、地层古生物、地球化学等多种资料综合分析另一方面是适用于油藏规模的地层对比技术。
储层岩性、几何形态、连续性及岩石物理特征等是在沉积物堆积过程中产生的，精确的地层对比可以在四维空间中对这些特征有更清楚的认识，高分辨率地层对比是识别非均质性的有效方法。
1.3.2储层分布预测
不同级次基准面旋回的叠加控制了有利储集层段的展布。
从基准面旋回理论和可容纳空间变化的动力学观点出发，较低级次的基准面旋回在高级次基准面旋回中的位置在很大程度上控制了旋回内部沉积物的地层学和沉积学特征，包括旋回内部沉积物厚度、地层保存程度、体系域类型、地层堆积样式、旋回的对称性、岩相分布与相类型及体系岩石物理特征等，当长期基准面旋回叠置在盆地更高级次的基准面旋回上升的早期时，沉积物以粗碎屑为主，储集层发育，但缺乏良好的生油层段，当叠置在上升到下降的转换期，即最大可容纳空间发育期时，以水进期泥岩发育为特征，构成盆地主要生油层段，当叠置在下降期，特别是晚期时，以陆源碎屑进积作用为主，储集层发育。
因而，不同层序具有不同的储层类型及生、储、盖配置关系。
1.4计算机建模在碎屑岩储层研究中的应用
随着油气田勘探开发的不断深入，储层研究转向以建立定量的三维储层地质模型为目标，这是储层研究向更高阶段发展的体现。
自20世纪80年代以来，储层地质建模取得了长足的进展，发展了很多建模方法，并开发了不少建模软件。
储层地质建模属于地质、数学与计算机等多学科结合的学科方向。
建模内涵包括两大方面，其一为储层地质特征的计算机图形显示，属于计算机图形学的范畴，这一学科的发展已基本满足三维地质建模的图形显示需要，；
其二为井间储层特征的预测，即应用已有信息预测储层特征的三维分布，这就要求相应的建模方法，它决定着所建立的模型是否符合地下地质实际，亦即建模精度。
从这一角度来说，目前已有的建模方法和软件尚存在一些亟需改进的问题。
2.1储层非均质性
关于储层非均质性的研究始于20世纪70～80年代，1985年中国将“中国陆相储层特征及其评价”列为部级科技攻关重点项目，由此拉开了中国储层研究的序幕，储层非均质性研究逐渐成为众多单位与学者关注的焦点。
中国中一新生代陆相盆地蕴含了丰富的油气资源，陆相沉积作用所特有的地质条件使得储集砂体分布复杂、物性变化大、非均质性强，加之在漫长的地质历史过程中又经历了后期成岩和构造等改造作用，储层非均质特征表现得更为明显，在宏观与微观、横向与纵向均有所体现，因此，其研究内容非常广泛，认识程度也逐步提高。
2.1储层非均质性分类及储集空间刻画
20世纪70—80年代是认识储层非均质性的最初阶段，当时认识还不统一，分类方法也很多，如Pettijohn对河流沉积储层按其规模划分了5种储层非均质性；
Weber不仅考虑了储层非均质性的规模，同时还考虑了非均质性及对流体渗流的影响，将储层非均质性分为7类；
中国则以裘亦楠等的分类最为典型，即考虑非均质性的规模和开发生产的实际，将碎屑岩储层非均质性由大到小分为层间、平面、层内和微观非均质性4类，该分类被广泛应用于生产与科研之中，并沿用至今；
随着人们逐渐认识到成岩作用对储层的不均匀改造，又有了对成岩非均质性的研究。
储层非均质性是储层表征的核心内容，其研究水平将直接影响到对储层中油气水的分布规律的认识和开发效果的好坏。
早期研究以对储层储集特征及非均质性的刻画为主要内容，储层非均质性是沉积、成岩及构造等因素共同造成的。
储层非均质性首先表现在不同的沉积体系之间，而同一沉积体系不同沉积相带则由于沉积构造、沉积物粒度和分选及矿物成分等特征的不同也具有不同的非均质性；
成岩作用叠加在储层沉积格架之上，胶结、溶解和交代等作用不均匀地分布于储集空间，进一步增加了储层的非均质性；
构造运动则对已形成的储层进行
再次改造，不仅使其发生变形、错断，而且其活跃的孔隙水还加剧了成岩作用的发生，使储层的面貌也越发复杂。
通过对储层沉积、成岩和构造特征的具体分析，判断各级非均质性的空间分布强弱，建立相应的储层非均质模式，为油藏模拟提供依据，以达到正确认识储层内部构型、寻找剩余油和提高采收率的目的。
1.2储层非均质性对剩余油的影响
20世纪90年代，随着油田开发的不断深入及油气资源需求量的日益增长，以提高采收率、挖潜剩余油为目标的储层非均质性研究逐渐引起人们的重视。
主要是通过动、静态资料的结合，找出储层各级非均质性与水驱效果的关系，揭示剩余油分布规律，并提出具体的注水调整及挖潜措施。
在平面上，受砂体展布、规模、连通性及空间组合方式不同的制约，注水开发期间注入水沿高渗透带指进，致使高渗透带水洗程度相当高，而低渗透带波及系数较小，注水收效较差，导致剩余油在平面上分布不均匀，储层物性相对较差、渗透率级差大的微相带是剩余油的主要富集区和挖潜的目标区；
受储层层间非均质性的影响，剩余油常富集在储层渗透率级差大、物性较差的单砂层内，应采用分层开采工艺技术进行开采；
由于储层层内非均质性的差异，水淹程度差异较大，高渗透部位渗流速度较快，水淹程度较高，低渗透部位渗流速度较慢，水淹程度较低，剩余油相对富集，尤其是在正韵律中上部的低渗透区，但对复合正韵律而言，层内剩余油的分布出现
多层富集的状况，反韵律模式通常水驱效果较好；
储层孔隙网络结构同样控制着剩余油的形成和分布状况，孔喉细小的储层渗透性差，孔隙连通性差，盲孔较多，容易形成剩余油，孔喉网络均质系数低的部位剩余油也相对富集。
该项研究为处于中一高含水期的老油田注入了新的活力，是保持老油田增产、稳产的有力保证。
与此同时，随着认识的加深，研究领域也逐渐由常见的河流、三角洲、扇三角洲和滩坝等，向古潜山、礁灰岩、砂砾岩体、浊积砂体和煤系地层等更加复杂与隐蔽的储集体扩展。
1.3储层非均质性对油气成藏的影响
近几年来，随着成藏机理研究的深入展开，关于储层非均质性对油气成藏影响的研究从微观开始逐渐向宏观发展。
在微观范围内，油气运移的动力变化较小，油气在非均质输导层中的运移路径受运移阻力分布的控制，优先通过运移阻力较小的输导层部分（优势通道），这就决定了油气藏内油气的分布，即在同一油气层内高孔、高渗透储层具有较高的含油饱和度，而低孔、低渗透部分含油饱和度低甚至不含油。
层内非均质性对油气成藏具有重要影响。
层内的韵律性是影响油气成藏的重要因素，即正韵律储层底部有利于油气聚集，含油饱和度高，反韵律
储层顶部含油饱和度高，其粒度级差是造成该影响程度差异的主要因素。
层内夹层对油气聚集也起到一定的控制作用：
一方面，当夹层面未形成有效遮挡时，它会阻止油气继续往储层顶部运移，不利于油气成藏，或者可能造成储层纵向上形成大段不饱和的油（气）水同层；
另一方面，当夹层面形成了有效圈闭时，油气可能在其中聚集形成小型油气藏。
层间非均质性对油气成藏的影响主要表现为“层间干扰”现象。
关于储层平面非均质性对气成藏影响方面的研究，多为间接地从沉积相和成岩相角度分析储层对油气成藏及分布的影响，即水动力条件强的有利沉积相带及次生孔隙发育良好的成岩相带往往是油气运移聚集的有利指向区。
在对牛庄洼陷沙三段中亚段浊积岩储层的研究中发现，沉积相是控制油气成藏与分布的主要因素，储集物性最好的中扇亚相浊积水道微相是油气聚集最为有利的相带，已发现的油气多聚集在该相带，水道间和朵叶体微相次之，外扇亚相最差；
成岩相对油气成藏的影响在于局部发育的胶结和溶解作用使得油气在砂体内部垂向分布不均匀，但不影响油气平面上的大规模聚集，因此相对于沉积相，成
岩相对油气成藏分布的影响是次要的。
此类研究将储层非均质性的研究目标转变为对油气聚集成藏的影响，从而加深了对油气成藏过程的认识，有助于油田勘探阶段目标的选取，是目前研究的热点，这既丰富了石油地质理论，又为勘探实践提供了指导，其研究内容与领域也逐渐扩大。
2.开发阶段储层研究方法
2.1沉积相的地质研究
储层沉积相研究是储层地质研究的重要内容，通常根据露头与岩心描述资料，分析地层岩性及储层油气储集条件，掌握储层层位及其在分布和发育状况，结合测井资料建立完整的单井与连井综合沉积相剖面，从而形成储层在研究区域内纵向上和横向上发育、分布的基本格架，并在沉积模式的指导下进行平面沉积相分布研究。
2.2微观孔隙结构分析技术
低渗透油气储集层的性质在很大程度上取决于其微观孔隙结构（包括孔隙大小及其分布,孔隙空间的几何形态,孔隙间的连通性等）,要实现对低渗透油气资源的有效开发就必须加强对储层微观孔隙结构的研究。
目前进行油气储层微观孔隙结构分析的技术主要有:
真实砂岩微观模型驱替实验技术、核磁共振可动流体分析技术、恒速压汞孔喉分析技术和CT扫描技术等。
在低渗透油藏注水开发中,驱替程度是影响实际开发效果的重要因素。
真实砂岩微观模型驱替实验是近年来发展起来的一项新的研究方法,其主要利用真实砂岩的微观模型研究水驱油过程中注入水在喉道和裂缝中的微观水驱油机理、残余油形成机理和裂缝对驱油效率的影响。
核磁共振成像可以对岩心进行三维观察,得到不同角度、不同转向、任意切片方向、任意切片厚度的图像。
通过图像可以观察到裂缝、小孔洞、溶洞在岩心内部的分布特征,测量缝隙?
微裂缝宽度及小孔洞、溶洞直径的大小,直观地观察裂缝、小孔洞、溶洞之间的连通性,判断连通性的好坏。
三维图像可以分别绕X轴、Y轴、Z轴旋转,可在各轴向动态观察岩心内部缝洞的分布特征和连通性,并可随时截取任意时刻的三维图像进行观察?
处理?
计算。
恒速压汞能够将岩样内部的喉道与孔隙区分开,分别给出每个岩样内的有效喉道体积、有效喉道个数、有效喉道半径分布、有效孔隙体积、有效孔隙个数、有效孔隙半径分布及有效孔喉半径比分布等,并由此对岩样的孔喉发育特征（喉道、孔隙、孔喉半径比）进行细致分析。
与以往的岩心分析技术相比,CT扫描技术可以在不改变岩心的外部形态和内部结构的条件下,在几秒钟内就观测到整块岩心的内部结构、矿物分布以及液流状况等。
CT装置的这些突出优点使其已经成为油层物理和油藏工程研究的有力武器。
2.3压裂技术
水力压裂是低渗透油藏开发中最早使用也是目前最常使用的技术。
水力压裂处理的目的是建立能提供很大表面积的长而窄的裂缝。
裂缝的半长可以在30.5~305m这一数量级,开度在0.25cm这一数量级。
成功压裂处理的真正度量标准是是否增加了产量或注入能力。
水力压裂的首要目的是改善储层与井眼之间的流体连通。
近年来取得的进展包括:
粘弹性表面活性剂压裂液、限流压裂完井等。
粘弹性表面活性剂压裂液的优点是易于准备、没有地层损害和支撑剂充填体仍有很高的传导性。
这种压裂液通过在盐水中混合足够量的粘弹性表面活性剂来制备。
由于不需要聚合物水化,因此进入盐水中的表面活性剂浓缩物就可以连续地计量。
不需要交联剂、破胶剂或其他化学添加剂。
限流压裂完井技术就是选择压裂所需的射孔直径和射孔数量,以使预期的注入速率产生足够的流速,在井眼与水力裂缝之间建立数十万Pa的压差。
这种做法可以保证流体流入所有炮眼,即使裂缝内各个炮眼之间的压力变化很大。
即使在地层应力变化范围为几十万Pa的情况下,这项技术也能保证每个炮眼都将压裂液传送到水力裂缝中。
大部分专业人员都假设所有炮眼的大小和形状是均匀的并以相同的速率接受流体。
多年来,在低渗透油田的开发中已增加了大斜度或水平井眼的钻井以获得长生产井段。
但在大斜度井或水平井的应用中要有效了解次生水力裂缝面。
除水力压裂技术外,连续油管分层压裂技术、相渗调节压裂液（RPM）增产工艺技术、多裂缝压裂技术、重复压裂技术、水平井压裂技术等也是近期压裂工艺技术发展的重要方向。
2.4水平井和多分支井技术
从低渗透油田开发的角度来讲,水平井水平段在油层中的位置、延伸长度和延伸方向是决定水平井产能的关键因素,因此在水平井的建井过程中必须应用能保证水平井以最佳井身轨迹钻进的新工艺。
俄罗斯利用地震声学X射线层析成像法以高精确度确定产层在不同方位上产层的深度和含油厚度,作为最佳井身轨迹设计的依据;
美国则研制出地质导向工具,可测得离钻头1~2m范围内的方位、地层电阻率、伽玛射线、转速和井斜等,并把这些钻头附近的数据传到随钻测量系统,以便更好地引导钻头穿过薄层和复杂地层。
多分支井钻井技术是利用单一井眼（主井筒）钻出若干个支井的钻井新技术。
20世纪90年代，郎兆新等人在稳定流情况下，用茹可夫斯基函数的一种特定形式z=lchw（用于双井底的水平井和直井联合开采井网）或z2=12chw（用于四井底的水平井直井联合开采井网）或z-z0=lchw（用于双井底的纯水平井井网）等作保角变换，运用拟三维求解思想，并且使用镜像理论、叠加原理和等值渗流阻力法等渗流理论，对水平井与直井联合开采井网进行了理论研究。
他们分别研究了双井底、四井底等水平井井网形式，提出了水平井与直井联合开采井网的渗流力学求解方法，并且推导出压力分布、产能计算、流速分布、见水时间及面积波及系数等的公式，还绘制了沿水平段井筒的渗流速度分布曲线。
对于纯水平井井网，运用与上面相同的方法，人们对五点井网和四点井网进行了研究。
此外，程林松等人还建立了有限元模型，用之对水平井五点法面积井网进行了数值模拟研究，认为从油田开发总体效果看，虽然水平井五点法面积井网较直井井网有所改善，但是最终采收率提高不多，而且水平井不宜作为注水井等。
2.5小井眼钻井技术
低渗透油藏的油井产量都很低,日产液量只有几立方米到几十立方米,从作业上能否做到低成本是决定能否开发这类油藏的关键。
使用小井眼钻井技术可以大幅度降低钻井投资,提高低渗透油田的经济效益。
小井眼钻井技术采用的抽油机、油管、抽油杆、抽油泵和简易防盗采油树都比常规的采油设备小,因此称为“五小”采油技术。
钻井系统对小井眼钻井成本影响最大,运用先进的钻井系统可显著降低小井眼钻井成本;
一些研究机构估计,成本节约可高达40%~60%。
小尺寸钻头和井下马达是小井眼钻井系统的重要组成部分,HughesChristensen公司对小尺寸钻头做了大量改进,提高了小井眼钻井效率。
运用小井眼钻井技术时,如何选择小尺寸钻杆,使这项技术的成本效益不致于因为小尺寸钻杆钻压效率低、钻杆机械损坏可能性大等缺点而被抵消,也是一项关键技术。
与常规井眼环空相比,小井眼环空几何尺寸小,显著增大了钻井液当量循环密度。
在法国研究院、Forasol及DBS公司共同实施的欧洲小井眼计划中,深入研究了小井眼环空水力学特性,专门建立了一套模型,运用该模型可以调整流动参数和流体流变学特性,以此来优化环空水力流动,降低当量循环密度,改善环空内的流速分布。
国外小井眼钻井研究发展的先进技术研究和发展趋势有:
带顶部驱动的小井眼钻机、小尺寸大功率井下动力钻具、采用高灵敏度井控专家系统控制和预防井喷、采用连续取心钻机进行小井眼取心作业、采用高强度固定齿的新型钻头等,并朝着更小尺寸配套的方向发展。
目前国外已有可用于76.2mm井眼的全套钻井和井下配套工具,以及多种连续取心和混合型钻机。
近几年来我国在大庆、吉林等油田钻了一小批小井眼井,统计的钻井费用较常规井降低了15%。
除小眼井技术之外,无油管采油技术、车载抽油技术等也是近年来发展起来的节约钻采成本的技术。
2.6超前注水技术
超前注水（advancedwaterinjection）是指注水井在采油井投产前投注,油井投产时其泄油面积内含油饱和度不低于原始含油饱和度,地层压力高于原始地层压力并建立起有效驱替系统的一种注采方式。
早注水可以使地层压力保持在较高的水平,相应可使油田在一个较高的水平上稳产。
超前注水技术开发有如下特点:
①可建立有效的压力驱替系统,单井获得较高的产量;
②降低因地层压力下降造成的渗透率伤害;
③有利于提高油相相对渗透率;
④超前注水有利于提高最终采收率。
长庆油田公司在安塞、西峰等油田注水开发中实施早期强化注水、不稳定注水、同步或超前注水、沿裂缝注水、高含水区提高采液指数、改变渗流场、加密调整、调整注水剖面、调整产液剖面等技术,从而提高了单井产能及最终采收率,提高了整体开发效益。
同步或超前注水能使地层避免或少受伤害,超前注水能尽快建立起压力驱替系统。
2001年在安塞油田开展了12个超前注水井组（王窑7个,杏河5个）,对应油井47口,动用含油面积3.87km2。
12个井组先后于5~8月份投注。
王窑西南7口注水井平均日注量41m3,注水强度达到2.0m3/（d·
m）;
杏河西南5口注水井平均日注水量39m3,注水强度2.74m3/（d·
m）,尽快建立起有效的压力驱替系统。
通过超前注水技术的实施,单井产能得到一定程度的提高,有效地减缓了油田递减,最终采收率得到提高。
此外,吉林油田分公司松辽盆地木头油田、吐哈油田分公司吐哈盆地牛圈湖油田低渗透油藏开发中也都应用了此项开发技术。
2.7层内爆炸增产技术
爆炸技术引入石油行业已有100多年的历史,大规模的工业应用也有二三十年的历史,在低渗透油藏的增产方面,已发展的技术很多,如井内爆炸技术、核爆炸技术、高能气体压裂、爆炸松动等,但目前应用前景较广的为层内爆炸增产技术。
层内爆炸增产技术就是利用水力压裂技术将适当的炸药压入岩石裂缝,点燃那里的炸药,从而在主裂缝周围产生大量裂缝,达到提高地层渗透率的目的。
炸药释放能量有3种形式:
爆轰、爆燃（二者统称为爆炸）和燃烧。
深部地层造缝的特征是压力高、能量大、加载空间狭窄,同时,根据力学原理可知静水压力再大也不能压裂岩石,只有偏应力足够大才能压裂岩石。
水力压裂技术满足这些特征,爆破工程经验表明,炸药爆炸也能满足这些基本特征。
研究认为地层深部水力压裂形成的缝宽约2~3mm,裂缝容积约2~3L/m2,可注入约2~3kg炸药。
爆破工程中爆轰破碎单位体积岩石的耗药量约1kg/m3,按此估计,“层内爆炸”在爆轰时可破碎约2~3m3岩石,耗药量显著低于核爆法。
由于爆轰压力上升太快且远大于岩石强度,可能使岩石产生密实圈（即应力笼）,而爆燃压力即大于岩石强度,压力上升快慢又适度,因此选择爆燃作为“层内爆炸”炸药释放能量的主要形式较为合适。
用爆燃形式进行层内爆炸,只会在岩石中造成多条分支裂缝,且分支裂缝向主裂缝两侧延伸的长度大于2m,如果岩石破碎新增表面耗能大体为常数,则岩层开裂体积至少会大于2m3。
“层内爆炸”压裂的实验研究表明,井筒内瞬态压力不超过100MPa时不会损毁井筒;
同时,造成的剪切裂缝两侧岩石有不可恢复的错动,压裂缝内因存在岩屑而有自支撑效应。
根据这些经验,“层内爆炸”要把井筒内瞬态压力控制在100MPa量级,并且可以依靠自支撑效应维持油气层的渗透能力。
目前，小规模模拟实验已取得了成功。
实验结果表明,层内爆炸通过热传导实现点火并传爆,爆燃的过程缓慢。
通过模拟实验,至少找到了一组层内爆炸用特种火药基本配方:
在200mm和1000m尺度上实现了特种火药的挤注、点火和爆燃的基本过程,其峰值压力在100MPa左右。
该特种火药的经济、安全可达到生产要求,从而证实层内爆炸原理基本可行，产出液后处理安全性问题也得到了解决。
2.8微生物采油技术
微生物采油技术（Microbialenhancedoilrecovery）是指利用微生物（主要是细菌）或其代谢产物提高原油产量和采收率的技术。
微生物采油方法包括:
微生物单井吞吐、微生物驱替、微生物调剖堵水、微生物除蜡以及利用生物工程生产生物表面活性剂和生物聚合物,作为化学驱的注入剂的方法。
这些方法可以单独使用,也可以与其他方法结合应用。
微生物采油技术特别适合于低渗透油田。
目前,美国、俄罗斯、英国、加拿大和挪威等国非常重视微生物采油技术的研究,研究的投入也在不断增加。
近20年来,美国能源部（DOE）共支持了47个微生物采油研究项目,其中有8个项目正在进行之中。
2009年4月,在尼日利亚召开的“世界石油微生物技术大会”,讨论了微生物采油技术的发展。
近十多年来,我国微生物采油技术得到了快速发展,目前已在吉林、大港、大庆、新疆、胜利、辽河等油田都进行
升级会员 