低渗透气藏保护研究现状及进展

低渗透气藏保护研究现状及进展

在低渗透气藏开发过程中，每个施工环节都会造成地层损害。本文对低渗透气藏保护研究现状及进展进行整理和分析，使得室内实验人员及现场施工人员有针对性地开发和改进各种生产工艺技术，以达到很好的储层保护效果。

标签：低渗透气藏；储层保护

1 引言

对于“低渗透”气藏的渗透率上限，目前国内外尚无统一的界定标准。前苏联的标准是渗透率上限为50×10-3 μm2；而美国的标准是岩心的地表气测绝对渗透率小于20×10-3 μm2，在气层原始条件下，渗透率小于1×10-3 μm2，甚至多数情况下渗透率为1×10-3～0.01×10-3μm2之间。我国一般采用美国的划分标准。但实践证明，仅仅利用渗透率作为划分低渗透储层的定量标准，其根据是不充分的。因此，要划分低渗透储层，必须采用综合参数来确定，这些参数包括地层渗滤容量性质、产能及产层开发效果的经济标准[1]。

2 研究现状

在气藏开发过程中，每个施工环节都会造成地层损害。完全避免地层损害是不可能的，但是可以通过改进各种工艺和方法降低损害程度。要达到很好的储层保护效果，就必须搞清楚储层地质特征和损害机理，有针对性地开发和改进各种生产工艺技术。钻完井、增产和开采中低渗透气藏的损害机理主要包括：①流体滞留；②有害的岩石-流体和流体-流体作用；③逆流自吸效应；④熔结与岩面釉化；⑤凝析作用和凝析液的捕集；⑥地层微粒的活化作用；⑦固相沉积。避免钻井中气层损害的技术包括空气/惰性气体、空气雾、充空气或氮气的泡沫钻井液和欠平衡钻井液作为钻井液。仅从气层特征出发，先进的钻进-完井-增产技术系统是倡导采用氣体型工作流体，这也正是美国能源部（DOE）天然气资源与开发计划的核心技术[2]。

目前，对于低渗透气藏的储层保护技术工艺主要有以下四个方面：①采用合理的完井方式。完井方式确定的基本原则是针对储层的具体地质条件，结合工程作业要求，从长期效益考虑，以获得最大的综合利润为前提，最有效地开发气田；

②使用优质的钻井液。钻井液性能参数中，对储层伤害影响最大的是钻井液密度、滤失量和含砂量。因此，为减少损害程度，必须将这3项参数控制在最低程度；

③缩短钻井液对储层浸泡时间。储层浸泡时间控制在96h内为最佳。而减少浸泡时间主要着手于：a提高钻井速度，缩短储层钻井时间；b加强生产各环节的横向联系和组织协调管理工作；消除由于固、测井组织工作不协调而造成的停待；加快钻穿储层后的完井工作；④避免井喷事故的发生：a实施近平衡压力钻井技术；b具有配套完善、状况良好的井口装置；c有一支技术过硬、操作熟练的职工队伍和严格的管理措施；d加强井控技术措施的落实。

低渗透气藏保护研究现状及进展

低渗透气藏保护研究现状及进展 在低渗透气藏开发过程中，每个施工环节都会造成地层损害。本文对低渗透气藏保护研究现状及进展进行整理和分析，使得室内实验人员及现场施工人员有针对性地开发和改进各种生产工艺技术，以达到很好的储层保护效果。 标签：低渗透气藏；储层保护 1 引言 对于“低渗透”气藏的渗透率上限，目前国内外尚无统一的界定标准。前苏联的标准是渗透率上限为50×10-3 μm2；而美国的标准是岩心的地表气测绝对渗透率小于20×10-3 μm2，在气层原始条件下，渗透率小于1×10-3 μm2，甚至多数情况下渗透率为1×10-3～0.01×10-3μm2之间。我国一般采用美国的划分标准。但实践证明，仅仅利用渗透率作为划分低渗透储层的定量标准，其根据是不充分的。因此，要划分低渗透储层，必须采用综合参数来确定，这些参数包括地层渗滤容量性质、产能及产层开发效果的经济标准[1]。 2 研究现状 在气藏开发过程中，每个施工环节都会造成地层损害。完全避免地层损害是不可能的，但是可以通过改进各种工艺和方法降低损害程度。要达到很好的储层保护效果，就必须搞清楚储层地质特征和损害机理，有针对性地开发和改进各种生产工艺技术。钻完井、增产和开采中低渗透气藏的损害机理主要包括：①流体滞留；②有害的岩石-流体和流体-流体作用；③逆流自吸效应；④熔结与岩面釉化；⑤凝析作用和凝析液的捕集；⑥地层微粒的活化作用；⑦固相沉积。避免钻井中气层损害的技术包括空气/惰性气体、空气雾、充空气或氮气的泡沫钻井液和欠平衡钻井液作为钻井液。仅从气层特征出发，先进的钻进-完井-增产技术系统是倡导采用氣体型工作流体，这也正是美国能源部（DOE）天然气资源与开发计划的核心技术[2]。 目前，对于低渗透气藏的储层保护技术工艺主要有以下四个方面：①采用合理的完井方式。完井方式确定的基本原则是针对储层的具体地质条件，结合工程作业要求，从长期效益考虑，以获得最大的综合利润为前提，最有效地开发气田； ②使用优质的钻井液。钻井液性能参数中，对储层伤害影响最大的是钻井液密度、滤失量和含砂量。因此，为减少损害程度，必须将这3项参数控制在最低程度； ③缩短钻井液对储层浸泡时间。储层浸泡时间控制在96h内为最佳。而减少浸泡时间主要着手于：a提高钻井速度，缩短储层钻井时间；b加强生产各环节的横向联系和组织协调管理工作；消除由于固、测井组织工作不协调而造成的停待；加快钻穿储层后的完井工作；④避免井喷事故的发生：a实施近平衡压力钻井技术；b具有配套完善、状况良好的井口装置；c有一支技术过硬、操作熟练的职工队伍和严格的管理措施；d加强井控技术措施的落实。

长庆气区低渗透气藏开发技术

长庆气区低渗透气藏开发技术新进展 发布时间：2013-08-13 14:40 来源：天然气工业点击率：122次字体：大中小 摘要：鄂尔多斯盆地发育上、下古生界两套含气层系,天然气资源量丰富,但储层非均质性强,开发难度大。近10年来,中国石油长庆油田公司相继实现了低渗透碳酸盐岩气藏(靖边气田)、低渗透砂岩... 鄂尔多斯盆地发育上、下古生界两套含气层系,天然气资源量丰富,但储层非均质性强,开发难度大。近10年来,中国石油长庆油田公司相继实现了低渗透碳酸盐岩气藏(靖边气田)、低渗透砂岩气藏(榆林气田)和致密气藏(苏里格气田)的经济有效开发。近期该公司以建设“西部大庆”为目标,低渗透气藏开发水平显著提高,又取得了一系列的新进展： ①水平井已经成为低渗透致密气藏开发的主体技术,其单井产气量达到直井的3倍以上,产能建设比例保持在50%以上; ②丛式井钻完井技术、工厂化作业模式等提高了单井产量,降低了开发成本; ③井、集气站、处理厂数字化建设提升了气田的生产管理水平。 截至2012年底,长庆气区建成了年产300×10^8 m3以上的天然气产能力,当年产气量达到290×10^8 m3,长庆气区已经成为我国重

要的天然气生产基地。下一步该公司将按照“攀峰工程”发展规划,以提高单井产量、提高采收率、降低开发成本为目标,加强4个方面的技术攻关：水平井加体积压裂技术系列、储气库建设技术系列、多层系气藏立体开发技术系列和低产低效井综合治理技术系列。 一、长庆气区低渗透气藏开发技术新进展 1、水平井成为低渗透致密气藏开发主体技术 (1)储层预测及精细描述技术 加强三维地震技术攻关,充分利用三维资料优势开展储层预测,准确描述储层空间展布。在资料处理方面,将叠前时间偏移技术应用于水平层状地层,为地震精确成像及储层空间展布预测提供了保证,同时应用三维变速成图技术(图1),准确描述目标储层的微构造特征。在资料解释方面,以叠前反演为主要技术手段,识别目标层砂体及有效储层,采用可视化技术有效指导水平井位部署。

低渗透气藏开发难点与技术对策

·86· 从我国目前已经发现和开采的天然气藏中，低渗以及特低渗藏所占据的比例是比较大的。随着我国天然气资源的不断开采，一般将非常规天然气看成是比较有效的能源补充。但是对于低渗气藏来说，其主要特点就是埋藏比较深、储物层的性能比较差，而且含水饱和度也是比较高的，所以目前的产能以及采收效率都比较低。如何更好的实现对于低渗气藏的高效开发，对于解决我国在生产生活过程中对能源的需求具有非常重要的作用。 1　低渗气藏的地质特征以及开发特征 1.1　低渗气藏的地质特征 建南地区下叠统飞仙关组总体上是在大的海退背景下发育的一套碳酸盐岩沉积。飞仙关组自下而上划分为飞一段至飞4段，其中飞1~飞2段厚度一般为220m 左右，其岩性表现为底部深灰色、灰色页岩夹薄层灰岩，向上为灰色、深灰色泥晶灰岩夹瘤状灰岩及蠕虫状灰岩，飞1段层薄，飞2段泥质条纹与缝合线较发育。 飞3段厚度一般在120~140m 间，岩性由浅灰色、灰色泥晶灰岩与砂屑、鲕粒灰岩构成，水平层理、砂屑条带及冲刷构造多见，局部可见丘状交错层理；纵向上常呈现泥晶灰岩-颗粒灰岩-泥晶灰岩的岩性组合特点。 飞4段岩性稳定，厚度一般为20.0~30.0m，岩性由黄灰色、紫红色（含）泥质云岩、含泥质灰岩、含云质灰岩和含灰云岩构成，该段层薄、色杂，发育水平层理，局部见有部分暴露标志，是工区良好对比标志层之一。1.2　低渗气藏的开发特征 在油井投产之前，一般都会经过酸化作业，各井酸化或酸压作业后产气量均得到了明显的增加。因此对于低孔低渗碳酸盐储层，通过酸化酸压等措施可以获得工业气流。并且在进行具体的分析之后有以下几点认识：1）在酸化、酸压前未获得自然产气量的气井，酸化、酸压后均获得了不同程度的天然气。增加程度从0.36~9.55万m 3大小不等。2）能够获得自然产能的气井，酸化后测试产量均有不同程度的增加。所有气井经过酸化后产量都得到了提升，产量从1.34~3.01m 3提升到5.70~36.90m 3不等。3）随着用酸量的增加，酸化效果得到提升，最终的试气产量也得到了不同程度的增加。从经过两次及两次以上酸化作业的气井中选取了4口井进行对比分析，从两次酸化产量与酸量可以看出第二次酸化后的试气产量均比第一次高，且用酸量也比第一次多，得出随着酸量的增加，酸化后的气产量也增加。 2　低渗气藏的开发难点以及相应的对策 2.1　开发难点 1）勘探技术不是非常发达。对于现有的低渗气藏的勘探技术，还不可以对流体的具体分布情况进行预测，这样就非常容易在分析地震以及钻井相关资料时候出现偏差。2）储层物性比较差以及钻井完成后对储层造成的伤害。对于低渗气藏来说，其储层的物理性质是比较差的，这样就会使得地层里面的渗流阻力非常大，形成比较大的压力差，会让渗流条件变得更差。3）不合理的开发方法。如果开发井网的方式选择的不合理，就很难达到预期的采收目标。例如当一个井存在许多层的时候，不同层之间的物理特性以及压力差都会存在很大的差异。如果这时候没有采用合理的开采方式，就会让底边的锥进变得很快，让地层水提前产出来，造成渗流孔道的堵塞。4）气藏的水侵。如果产生水侵，就非常容易使得单相流变成两相流，这样就会让生产压差变得很大，使得气井的产量大幅度降低。2.2　技术对策 1）欠平衡钻井完井技术。通过利用这种方式，可以将正压力差对井底岩屑的压持效应大幅度降低。2）酸化技术。通过利用酸化技术，可以将底层的渗流能力得到极大的改善，从而将低渗气藏的产能提升上去。3）压裂技术。对于低渗气藏的压裂来说，应该达到的要求就是具有很强的携砂能力、能够很好地防止塌陷以及具有较低的密度。4）地震震动法。通过利用地震波可以将储层的物理特性进行改变，具体的实施方法主要包括两种：一种是利用井下震动源来对周围的井进行处理，或者是利用地面的震动源将能量传递到附近井的地带；另外一种方法就是利用振动源将能量从地面传递到气层。 3　结语 对于低渗气藏来说，储层孔隙度比较低、具有很差的通透性，因此气产量还是比较低的，而且也不能够进行稳定的生产。所以对于相关技术人员来说，应该抓紧研究出能够更好对于低渗气藏进行开发的有效方法，将低渗气藏的产量提升上去。 参考文献： [1] 徐冰青,刘强,陈明,等.低渗透和特低渗透气藏提高采收率综 述[J].天然气勘探与开发,2007,30(2):47-49 [2] 郑勇.文23气田低伤害酸化工艺技术研究与应用[J].钻采工 艺,2007,30(3):51-53.收稿日期：2017-11-29 作者简介：银熙炉，中国石化江汉油田分公司采气一厂。 低渗透气藏开发难点与技术对策 银熙炉 （中国石化江汉油田分公司采气一厂，重庆　404120） 摘　要：在这篇文章中，我们的主要研究目的就是低渗气藏开发技术的相关对策，并且对低渗气藏的地质特 征以及开发特征进行了分析，对于不同类型的低渗气藏开发技术进行了整合。 关键词：低渗气藏；开发难点；技术对策 中图分类号：TE348 文献标识码：B 文章编号：1004-275X（2018）01-086-01

低渗透气藏开发及稳产技术研究

低渗透气藏开发及稳产技术研究 罗　迪1,张小龙1,谭　红2 (1.西南石油大学研究生部,四川成都　610500;2.西南油气田重庆气矿开县采输气作业区,重庆　405400) 摘　要:低渗透气藏在世界及我国分布广泛,由于低渗气藏本身的特点,开发这类气藏存在投资大,经济效益低的特点,相比常规气藏而言开发难度大得多。低渗气藏开发技术的发展对经济有效的开发低渗气藏具有非常重要的意义。通过相关文献的调研和分析,对低渗气藏的特点以及开发和稳产的关键性技术进行阐述,对有效的开发低渗透气藏具有一定的借鉴和指导作用。 关键词:低渗透;气藏;开发稳产;技术 中图分类号:T E348 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2011)09—0115—02 我国的低渗透气藏资源十分丰富,广泛分布在松辽盆地、鄂尔多斯盆地、四川盆地和中原油田,这些低渗致密气藏已成为我国天然气供应重要的气源地[1]。但是,低渗气藏储层物性差,储量丰度低,储层容易受到伤害,开发效益相对较差。因此,提高低渗透气藏天然气储量的动用程度,不断的提高开发技术水平,是低渗透气藏高效开发与稳产的关键。 1　低渗透气藏的特点 目前国内外对低渗透气藏尚没有统一的划分标准,以前关于低渗透气田的定义大多是参考低渗透油田的标准,并且多是根据储层的物性进行划分。胡文瑞在其《低渗透油气田概论》中指出,低渗透气藏是指常规开采方式难以有效规模开发的气藏,包括低渗透砂岩气藏、火山岩气藏、碳酸盐岩气藏以及煤层气气藏等。该类气藏不是一般的技术可以实现有效规模开发的气藏,基本的参数选取条件包括:渗透率小于以及孔隙度小于8%。早期低渗透气藏标准的分类是在1980年[2],美国联邦能源管理委员会(PERI)根据《美国国会1978年天然气政策法(NG -PA)》的有关规定,率先提出了确定致密气藏的注册标准是其原始渗透率低于。 低渗气藏具有储量大、难开发、产量低的特点。一般需要经过一定的增产措施后才能获得有经济价值的产量,在钻井和完井过程中气藏储层易受到伤害,开发技术复杂且难度大。低渗透气藏储层特征主要表现为:非均质性强、泥质含量高、孔隙度和渗透率低、高毛管力以及高含水饱和度。开发上的特征主要表现为:渗流规律不遵循达西定律,具有启动压力梯度;气井自然产能低;弹性能量小,产量和压力下降快,产出程度低等[1]。 2　开发及稳产技术 2.1　气藏描述技术 目前已发现的一些低渗透气藏具有连片性差、非均质性强、气井产能分布不均衡的特点,如长庆气区上古气藏。在气藏描述时将储层分为4类:Ⅰ类储层为试气时产能大,投产后产能高,稳产条件也好;Ⅱ类储层为试气时产量和稳定产量都较低;Ⅲ类储层不经改造难以获得工业气流;Ⅳ类储层在目前的经济、工艺技术条件下难以开采[3]。为了更好的对低渗气藏进行描述,在气藏工程方面应通过气井生产动态特征和压力系统分析开展井间连通性研究,判断储集层的连通性,划分出连通性良好的区域。利用先进的地震软件对有利区内地震资料进行精细处理、解释,进一步优选开发井位,初步形成了储集层地震预测、岩溶古地貌恢复小幅度构造预测、储集层微观特征、砂体描述、储集层连通性分析等技术[4]。 2.2　钻井技术 低渗透气藏钻井技术主要包括钻水平井、欠平衡钻井以及空气钻井[1]。 水平井泄流范围大,单位压差下与直井相比具有较高的产能。虽然水平井的钻井费用一般相当于钻直井费用的2倍,但是水平井对油气田开发的效益却是直井的3～5倍,因此,国外广泛应用水平井开发低渗透气藏。以美国为代表的应用钻水平井的技术已成为一种重要的低渗透致密气藏增产改造的措施。 在钻井过程中,利用自然或人工方法使钻井液当量循环压力低于地层压力,地层流体有控制地流入井筒的钻井称为欠平衡钻井。欠平衡钻井可分为边喷边钻和人工诱导的欠平衡钻井两种类型,其主要特点表现在: 减少地层损害; 提高机械钻速,延长钻头寿命; 避免井漏,减少压差卡钻; 改善地层评价,减少增产措施; 保护环境,降低作业成本。由于欠平衡钻井自身的优势以及世界石油工业 115 　2011年第9期 内蒙古石油化工 收稿日期:2011-03-15 作者简介:罗迪(1987-),四川南充人,现为西南石油大学油气田开发工程在读硕士。

致密气藏的气层解释下限研究——以苏里格气田X区块为例

第21卷第1期 重庆科技学院学报（自然科学版) 2019年2月 致密气藏的气层解释下限研究 — 以苏里格气田X 区块为例 吴则鑫 1 陈诗 2 孟庆宽 3 王琦 4 (1.中石油长城钻探地质研究院，辽宁盘錦124010(2.中石油长城钻探固井公司，盘錦124010;3.中石油测井有限公司辽河分公司，盘錦124010;4.中石油长城钻探苏里格气田分公司，盘錦124010) 摘要:气层解释下限的确定是致密气藏储层分类和储量评估的基础条件。苏里格气田X 区块进人开发中后期，部 分区域存在不同程度的出水现象，需要通过测井解释确定气水分布情况，而缺乏单层试气试采资料。通过分析储层 岩性、物性、电性及含气性的相互关系，确定了影响储层含气性的主控因素。在此基础上，依据生产曲线典型特征确 定储层流体类型，通过测井响应参数与产能之间的关系反推储层流体性质，进而提出了该区块的气层解释下限 标准。 关键词!苏里格气田；致密气藏；测井；气层解释；流体性质文章编号：1673 -1980(2019)01 -0012 -04 好，磨圆以次圆为主，水动力相对较强。石盒子组， 粒度累计为三段式、牵引流沉积。山西组，粒度累计 为两段式与三段式、牵引流沉积[6_8]。主要目的层 段储层颗粒接触关系以线性为主，储层压实作用较 为明显，胶结以孔隙胶结为主。该区块的储层孔渗 特征表现为低孔、低渗。石盒子组的孔隙度主频 范围在8. 0% ~ 12. 0%，平均为9. 2d %渗透率主频 1.00 x 10-3 "m 2,平均为 1.42 x 10-3 "m 2。山西组 的孔隙度主频在8. 0% ~ 14. 0%，平均为9. 5% %渗 透率主频 1.00x10-3 "m 2,平均为 0.50x 10-3 "m 2。 建立区块的岩性与物性关系图，如图1、图2。 由图可知，随着岩石颗粒变大，孔隙度和渗透率也变 大，物性变好。细砂岩的孔隙度、渗透率较小，砾状 砂岩和粗砂岩的孔隙度、渗透率较大。 !2储层含气性与岩性、物性、电性的关系 石盒子组的气层厚度比山西组的大，多在3 ~ 5 m ，含气性也好于山西组。石盒子组气层全烃均值 为33.66%，山西组气层全烃均值为24. 58%。 随着岩石颗粒的变大，其含气性有明显变好的 趋势，岩性与含气性存在较高的相关性（见图3)。 整体上，全烃含量随岩石粒度的增大而增大，粗粒相 收稿日期=2018 -09 -06 基金项目：国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发$(2017ZX 05035)%中国石油天然气集团公司工程技术科技统筹项目 “自营区块增产综合技术研究与试验”（2017T -004 -001) 作者简介:吴则鑫（1983 —），男，硕士，工程师，主要从事天然气地质和开发研究。 中图分类号:TE 132 文献标识码:A 苏里格气田位于长庆靖边气田西北侧的苏里格 庙地区，所在区域构造为鄂尔多斯盆地陕北斜坡北 部中带，为低渗、低压、低丰度的岩性气藏[1，2]。它 的主要目的层为二叠系石盒子组盒8段和山西组山 1段，储层沉积类型为辫状河和曲流河，储集砂体非 均质性强，连续性较差，属溶孔、晶间孔隙型储层，裂 缝不够发育，储层物性较差。 苏X 区块已进入开发中后期，储层的复杂性和 气井生产的特殊性成为气田高效开发的重要制约因 素[3-5]。该区块的部分区域存在不同程度的出水现 象，需要通过重新解释确定气水分布情况。本次研 究，将根据储层的“四性”关系（含气性、岩性、物性、 电性)分析影响气层发育的主要因素；同时，引入动 态资料分析成果，建立测井解释新标准，以指导分析 储层的气水分布特点。1储层的“四性”关系! 1 储层物性与岩性的关系 苏X 区块的岩性，从细砂岩到砾状砂岩均有分 布。矿物成分以石英为主，石英岩屑砂岩占比大，黏 土类型以伊蒙混层及绿泥石为主;分选为由中等到 ? 12 ?

砂岩岩性油藏与低渗透油藏对比

砂岩岩性油藏与低渗透油藏 对比 姓名：高小龙 学号：2014222019 时间：2014年10月31日

一、砂岩岩性油藏 由于岩性油气藏形成机制和分布规律复杂，勘探难度大、技术要求高，勘探上具有高难度和高风险的特点，这类油气藏的理论研究和勘探技术，一直是国内外石油地质学家研究和探索的重要内容。有关岩性油气藏的特征、成藏条件、分布规律、成藏机理、分布预测方法和技术，特别是成因机理（包括地质条件、动力、相态、排驱方向及含油气性等），国内外学者做了大量的研究，取得了创造性进展。 1、研究内容 岩性圈闭是指储集层岩性或物性变化所形成的圈闭，其中聚集了油气，称为岩性油气藏。 储集层岩性的纵横向变化可以在沉积作用过程中形成，也可以在成岩作用过程中形成，但大多数岩性圈闭是沉积环境的直接产物。由于沉积环境不同和成岩作用的差异，导致沉积物岩性或物性发生变化，形成岩性上倾尖灭体、透镜体及物性封闭圈闭等 根据储集体类型，岩性油气藏可分为4类，即砂岩、泥岩、碳酸盐岩和火成岩岩性油气藏，主要为砂岩类。按圈闭的成因，岩性油气藏可分为砂岩上倾尖灭油气藏、砂岩透镜体油气藏、物性封闭岩性油气藏和生物礁油气藏等4种。

油气藏和生物礁油气藏等4种[3]。根据有效烃源岩与储集体的配臵关系，可将岩性油气藏分为两类，即接触烃源岩的岩性油气藏和不接触烃源岩的油气藏，前者被烃源岩包围或部分接触，烃源岩生成的油气可通过烃源岩的层理、裂缝及砂层直接进入储集体；后者烃源岩与储集体之间存在几十甚至几百米厚的泥质岩层，只有通过断层、裂缝等油气输导体系才有可能成藏。 （1）由于岩性-地层油气藏形成和赋存的隐蔽性和复杂性，勘探开发所需的方法与技术仍存在许多不适应，加上岩性油气藏形成机制和分布规律复杂，导致勘探难度大、技术要求高，勘探上具有高难度和高风险的特点。 （2）岩性油气藏成藏过程是一个受多因素影响的、复杂的、动态的地质过程，其中初次运移是形成岩性油气藏的关键。与岩性油气藏有关的成藏机理是水溶对流、水溶泄流、单相渗流、混相涌流机制。 岩性地层油气藏的形态一般比较复杂，不像构造油气藏那样形态规则，我想造成这一点的最根本原因是沉积体系和沉积形态的不同。我想，岩性油气藏一般应该湖相沉积居多，特点是沉积块体小，连续性差，泥岩比砂岩多很多，所以难以形成大范围的砂泥岩互层的背斜构造，也就难以形成大湖相和海相的长期稳定沉积的构造油

低渗透致密砂岩气藏裂缝类型及特征

基金项目:中国石化股分公司“十五”科技攻关项目(P01008)“东濮凹陷深层天然气勘探开发技术”研究成果。 作者简介:曾大乾,男,1965年1月生,1994年获北京石油勘探开发研究院博士学位,现为中国石化股份公司中原油田分公司天然气管理事业部 经理,教授级高级工程师,主要从事天然气开发研究。 文章编号:0253Ο2697(2003)04Ο0036Ο04 低渗透致密砂岩气藏裂缝类型及特征 曾大乾 张世民 卢立泽 (中国石化股份公司中原油田分公司　河南濮阳　457001) 摘要:应用岩心裂缝描述、岩石力学实验、三维有限元数值模拟、裂缝网络模拟等方法,对东濮凹陷户部寨气田沙四段低渗透致密裂缝储层的裂缝组系及产状、裂缝性质、裂缝发育程度及其分布规律进行的研究表明,户部寨气田储层裂缝主要有4组,其走向方位分别为33°、83°、109°和133°,主要集中在83°。这些裂缝基本上为垂直缝,裂缝原始状态下以相对孤立的构造裂缝系统为主。裂缝组系之间以及同组系裂缝之间连通性差,且裂缝的发育程度在不同部位有较大的变化,人工压裂后裂缝网络系统在气田开发过程中仍难以沟通。生产动态主要表现为储层具有双重介质特征,气井产能差异大,气井泄气半径差异大,气藏连通性差。沿断块构造高部位采用了线状不均匀布井方式,在裂缝发育带钻井,取得了较好的开发效果。关键词:裂缝描述;裂缝网络模拟;开发特征;低渗透砂岩储层;户部寨气田中图分类号:TE12212 文献标识码:A Types and characteristics of fractures in tight sandstone gas reservoirs with low permeability ZEN G Da-qian ZHAN G Shi-ming L U Li-ze (Zhongyuan Oilf ield Com pany ,S IN O PEC ,Puyang 457001,China ) Abstract :The core analysis method ,rock mechanics ex periment ,three-dimensional finite element numerical simulation and fracture network simulation were used to investigate the fracture system and altitude ,fracture property ,fracture development degree and distribution in the tight fractured reservoirs with low permeability in the forth member of Shahejie Formation of Hubuzhai G as Field in Dongpu Depression.The fractures are mainly in the vertical pattern.Four groups of fractures existed in the reservoirs of Hubuzhai G as Field were distributed in the inclination angles of 33°,83°,109°and 133°,and mainly centralized in 83°.The fractures in original state are mainly the relative isolated structural fracture systems.The connectivity of the different and the same fracture systems was very poor ,and the development degree was very different in each part.The fracture network systems are still difficult to be communicated after fracturin g.The production behaviors showed that the reservoir had the dual-medium feature ,and the productivities of gas wells in the reservoir were different.The lose heart ra 2dius had obvious difference between gas wells.The well arrangement was made across the high part of fault block and the fracture develop 2ment belt in the gas field was drilled ,which makes in a good result of oil production. K ey w ords :Hubuzhai G as Field ;low-permeability sandstone reservoir ;fracture types ;fracture network simulation ;development property 对于低渗透砂岩储层,由于经受了强烈的成岩作用,在构造变形中易产生裂缝并形成裂缝性低渗透砂岩储层,这类储层在我国具有广泛的分布[1]。由于裂缝发育,其开发特点与一般砂岩储层有明显差异。因此,对储层裂缝的描述及预测成为低渗透砂岩储层开发地质研究的重要内容之一[2]。 户部寨气田位于东濮凹陷中央隆起带北部,主要 含气层位为沙四段(包括上、下2个亚段),气藏埋深为3200～3600m 。储层具有低渗致密性,平均孔隙度为 813%;平均渗透率为013×10-3μm 2。岩心中裂缝较 发育,并在开发动态上有明显反映,该气田为比较典型的裂缝性低渗透致密砂岩气藏。 1　裂缝基本特征 111　裂缝组系及产状 以古地磁作为岩心归位的基本方法,通过详细系统的统计分析,结合地层倾角测井结果及岩相古地理方法等确定的地层产状,获得了户部寨气田沙四段岩 第24卷　第4期2003年7月 石油学报ACTA PETROL EI SIN ICA Vol.24　No.4 J uly 2003