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低滲透砂巖儲層微觀孔隙結構與流體滲流機理.ppt

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低滲透砂巖儲層微觀孔隙結構與流體微觀滲流機理西安石油大學石油工程學院高 輝2016.41、非常規致密油的概念2、低滲透砂巖的微納米級孔喉縫類型3、低滲透砂巖的微納米級孔喉縫系統表征方法4、存在問題與發展趨勢5、低滲透砂巖的滲流機理研究方法6、低滲透砂巖的流體微觀滲流特征7、低滲透砂巖水驅過程中的微觀參數變化8、存在問題與發展趨勢報告內容我國常規資源數量有限,只占總資源的20%,且常規油氣資源面臨產量遞減,開發難度增大,開發成本高等諸多挑戰。伴隨北美威利斯頓盆地Bakken致密油,德克薩斯南部Eagle Ford致密油,德克薩斯州中北部Fort Worth盆地Barnett致密油的成功勘探開發,致密油已成為繼北美頁巖氣之后又一戰略性突破領域。過去10多年中,美國油氣產量中致密油所占比例逐年劇增,改變了連續24年石油產量下滑的趨勢。我國致密油分布廣泛,在鄂爾多斯盆地三疊系、準噶爾盆地二疊系、松遼盆地白堊系、渤海灣盆地古近系等層系均不同程度發現,具備規??碧降馁Y源基礎和廣闊的勘探前景。根據評價,我國包括致密砂巖和致密灰巖在內的低滲透石油有利勘探面積達18×104km2,地質資源量在74~80×108t,可采資源量在13~14×108t。陜北新安邊致密油地質儲量1億噸。1、非常規致密油的概念(1)致密油是英文“tight oil”的中文譯名,其作為一般性的描述詞在20世紀40年代就出現在AAPG Bulletin雜志中,用于描述含油的致密砂巖,與“tight gas”幾乎同時出現。(2)2005年,美國能源信息署(EIA)將致密油定義為頁巖中采出的石油。并在“年度能源展望2012”報告中對致密油的定義是“利用水平鉆井和多段水力壓裂技術從頁巖或其他低滲透性儲層中開采出的石油。(3)加拿大自然資源理事會(NRC)指出,輕質致密油(Light tight oil)是在滲透率很低的沉積巖儲層中發現的石油,石油從巖石流向井筒過程中受到非常致密的細粒巖石阻礙,需要借助包括水平井鉆井和水力壓裂的增產技術。(4)Clarkson等將輕質致密油分為3類:頁巖油(Shale oil)—源巖內部的碳酸鹽巖或碎屑巖夾層中,基質滲透率一般在0.001~0.01×10-3μm2之間,與頁巖氣相對應,源巖就是儲集層,國內學者一般將其稱為頁巖油;致密油(Tight oil)—緊鄰源巖的致密層中,與生油巖層系共生,油氣經過短距離運移,儲集層巖性主要包括致密砂巖、致密灰巖等,覆壓基質滲透率在0.01~0.1×10-3μm2之間,孔隙度小于10%,與致密氣相對應,源巖不作儲集層,巖性為碳酸鹽巖或碎屑巖,這也是國內學者所說的致密油(Tight oil);環邊油(Halo oil)為基質滲透率高(大于0.1×10-3μm2),環帶狀分布于常規儲層外圍,與常規儲層之間沒有明顯界限,存在大孔縫優先滲透通道(產層),巖性為碳酸鹽巖或碎屑巖。(5)在我國,賈承造等認為致密油是指以吸附或游離狀態賦存于生油巖中,或與生油巖互層、緊鄰的致密砂巖、致密碳酸鹽巖等儲集巖中,未經過大規模長距離運移的石油聚集。鄒才能等認為致密油是指與生油巖層系共生、在各類致密儲集層聚集的石油,油氣經過短距離運移,儲集層巖性主要包括致密砂巖和致密灰巖,覆壓基質滲透率小于或等于0.1×10-3μm2(儲層地面空氣滲透率小于1×10-3μm2);杜金虎等認為致密油是指夾在或緊鄰優質生油層系的致密碎屑巖或者碳酸鹽巖儲層中,未經大規模長距離運移而形成的石油聚集,一般無自然產能,需通過大規模壓裂技術才能形成工業產能。楊華等考慮到鄂爾多斯盆地石油勘探開發實際,將儲集層地面空氣滲透率小于1×10-3μm2(覆壓基質滲透率小于0.1×10-3μm2)稱為非常規油氣,其中滲透率為0.3~1×10-3μm2的為超低滲透油藏,將地面空氣滲透率小于0.3×10-3μm2,賦存于油頁巖及其互層共生的致密砂巖儲層中,石油未經過大規模長距離運移的石油稱為致密油,包括砂巖致密油和頁巖油2大類??紫抖壬舷?%滲透率上限/mD孔喉半徑/μm作者年份/0.1/Federal Energy Regulatory Commission1978/0.1/Elkins1978/0.1/Spencer1985100.1/Wyman1985121.0(air permeability)/Surdam1997/0.1/Holditch2006100.1/Sharif2007/0.1/Perry2007101.0(air permeability)/Caineng Zou2009/2.0Nelson2009101.0(air permeability)/Jinxing Dai2012101.0(air permeability)1.0Caineng Zou2015雖然不同學者和機構對致密油的定義差別較大,但對致密油的內涵卻形成了共識,主要指由源巖排出,經過短距離運移,再與源巖緊鄰或者在源巖層系內的致密砂巖或碳酸鹽巖中聚集,單井無自然產能,需要借助包括水平井和水力壓裂在內的增產技術進行開發的原油。2、低滲透砂巖的微納米級孔喉縫類型主要儲集空間為殘余粒間孔、溶蝕孔、納米孔和晶間孔??缀砜p系統復雜。鄒才能研究認為頁巖氣儲層孔喉直徑介于5~200nm,致密氣儲層孔喉直徑介于40~700nm,砂巖致密油儲層孔喉直徑介于50~900nm,致密灰巖油儲層孔喉直徑介于40~500nm;楊華認為鄂爾多斯盆地延長組致密油儲層中值孔喉直徑介于20~300nm,主要分布于50~200nm,最大孔喉直徑介于300~2000nm,主要分布于500~1000nm,且不同地區孔喉直徑差異較大??缀沓叨确秶鷮?,組成的網絡系統復雜、非均質性強。(1)分析測試技術不斷提高鑄體薄片掃描電鏡環境電鏡掃描場發射掃描電子顯微鏡(FE-SEM)高壓壓汞恒速壓汞核磁共振Micro-CT氣體吸附法聚焦離子束顯微鏡(FIB-SEM)Nano-CT(2)描述理論方法逐步改進和完善孔喉網絡模型構建分形理論3、低滲透砂巖的微納米級孔喉縫系統表征方法形狀刻畫參數定量獲取鑄體薄片分辨率低,納米級孔隙無法識別。掃描電鏡環境電鏡掃描樣品不用抽真空,無需干燥處理,可在有液體條件下測量,可觀察流體賦存狀態。樣品需要抽真空和干燥處理。場發射掃描電子顯微鏡(FE-SEM)分辨率高,是識別納米級孔隙的有效手段。高壓壓汞恒速壓汞優點:區分孔隙和喉道,得到孔喉比參數。缺點:最大進汞壓力小。無法區分孔隙與喉道,進口壓汞儀的最高壓力可達400MPa。核磁共振離心力大小和離心時間確定非常重要。主要得到可動流體參數。T2值轉化成孔喉半徑。還可用于動態驅替。氣體吸附吸附不同氣體識別精度不同,CO2可識別小于2nm的孔隙,N2識別2-50nm的孔隙??蓽y定巖石比表面積、孔徑大小,但難以測定封閉微孔,且對比表面積較小的致密巖石測定誤差較大。在恒溫下,將作為吸附質的氣體分壓從0.01Mpa逐步升高到1.01Mpa,測出多孔試樣對其相應的吸附量,由吸附量對分壓作圖,可得到多孔體的吸附等溫線;將氣體分壓從1.01Mpa逐步降至0.01Mpa,測定相應的脫附量,由脫附量。省略部分。為50.74%,最小為21.5%,平均為36.45%。 (2)微觀剩余油分布規律 (1)微觀剩余油分布取決于原生孔隙和次生孔隙的發育程度; (2)對于粒間孔和次生孔隙都比較發育的模型(儲層),剩余油的分布規律與孔喉比和孔隙之間的連通性都有關。 (3)巖石顆粒表面的物理化學性質(主要是潤濕性)也影響剩余油的分布規律。5)微觀剩余油分布的影響因素 (1)物性影響 (2)微觀孔隙結構(包括微裂縫)的影響 物性、微觀孔隙結構參數與水驅油效率表現出一定的正相關關系,但相關性較差,反映出水驅油效果影響因素復雜的特點。(3)沉積微相的影響 微相水下分流河道河口壩最大值最小值平均值最大值最小值平均值驅油效率/%50.7421.5038.823823.5432.66(4)潤濕性的影響 在親水多孔介質中,水驅油的微觀機理分為驅替機理和剝蝕機理。 親油儲層中水驅油的主要機理是驅替機理,即注入水沿孔道中軸部位驅油,油沿孔道壁流動機理。 (5)黏土礦物的影響 (6)驅替壓力的影響 (7)注入體積倍數的影響 注入體積倍數1PV2PV3PV最大值(%)24.2341.4819.8150.749.26最小值(%)9.0020.008.6421.500.82平均值(%)18.3732.1913.8236.459.26 注入倍數對驅油效率的影響主要在1~2PV時,驅油效率增加明顯。 模型號1PV2PV3PVPEDPEDΔEd1PEDΔEd2(MPa)(%)(MPa)(%)(%)(MPa)(%)(%)3-52/760.024150.02932170.03536.924.922-74/910.01716.540.02333.0816.540.031384.921-13/2680.02520.560.03032.2211.670.03936.674.441-260/2680.03417.730.04126.368.640.05328.181.822-24/450.01621.670.02141.4819.810.02850.749.262-67/720.02113.510.02427.0213.510.02631.284.261-50/770.01521.670.02037.0815.420.02641.254.171-134/2640.02913.330.03522.59.170.04323.541.041-138/1380.01724.230.02140.7716.540.02744.623.852-60/920.02590.03120110.03621.51.568號樣品 95號樣品 實驗樣品的核磁共振水驅油T2譜分布 水驅油核磁共振T2譜為定量評價孔喉動用程度和剩余油分布提供了基礎。低滲透砂巖的微觀剩余油賦存機理68號樣品 95號樣品 68 95 孔喉半徑分布 不同注入體積倍數下的T2譜差異較大,可動油均有不同程度下降,但差異較大。樣品號孔隙度(﹪)滲透率(10-3μm2)水驅油效率增加幅度/%0.5PV1.0PV2.0PV3.0PV6811.10.358.194.8822.956.469514.00.454.064.252.661.859614.30.4714.3711.545.848.417011.30.534.239.976.449.279510.70.333.9713.2016.6013.0413610.00.106.8017.3712.456.41不同注入體積倍數下的水驅油效率增加幅度 樣品號孔隙度(﹪)滲透率(10-3μm2)水驅油效率/%0.5PV1.0PV2.0PV3.0PV6811.10.358.1913.0736.0242.489514.00.454.068.3110.9612.829614.30.4714.3725.9231.7540.167011.30.534.2314.2020.6429.919510.70.333.9717.1733.7746.8113610.00.106.8024.1736.6243.04核磁共振水驅油實驗結果統計 注入體積倍數介于0.5-2.0PV時,水驅油效率增加幅度明顯。樣品號孔隙度(﹪)滲透率(10-3μm2)孔喉半徑動用范圍(μm)0.5PV1.0PV2.0PV3.0PV6811.10.350.08-0.400.28-0.650.17-1.970.1-0.469514.00.450.23-0.650.16-0.320.35-0.750.25-0.499614.30.470.25-1.210.46-4.540.23-0.610.19-0.707011.30.530.20-0.750.45-3.210.21-0.800.61-1.849510.70.330.49-0.800.26-1.060.21-1.400.08-1.0613610.00.100.13-0.860.40-2.270.11-4.240.04-0.80孔喉半徑動用范圍統計 不同的注入體積倍數下,可動孔喉的動用程度存在較大差異,95號樣品由于存在裂縫,孔喉的動用范圍小,動用程度差,水驅油效率低。68、95號樣品大孔喉動用程度較高,96、136號樣品孔喉動用范圍寬,小孔喉和大孔喉動用程度都較高。 樣品號孔隙度(﹪)滲透率(10-3μm2)孔喉半徑分布范圍(μm)0.5PV1.0PV2.0PV3.0PV6811.10.350.1-1.210.14-1.600.12-1.130.21-2.129514.00.450.14-1.310.35-0.990.19-1.130.17-1.219614.30.470.21-4.240.12-2.270.17-2.270.19-2.797011.30.530.26-4.240.20-3.440.26-2.610.30-1.979510.70.330.25-4.240.17-2.430.28-2.790.26-2.6113610.00.100.2-4.540.16-3.950.15-2.270.15-2.12剩余油分布區間 小孔喉控制的束縛油是主要的剩余油分布區,大孔喉中的可動油含量減小明顯,3.0PV結束后,(0.20-2.00μm)中等孔喉是可動剩余油分布的主要區域,也是下一步挖潛的主要對象。 低滲透砂巖的水驅油空間表征巖心-1在不同注入壓力下的含水飽和度(K=0.38mD)巖心-1:三維圖含水飽和度增加 (PV)水驅方向巖心-1在不同注入壓力下的含水飽和度三維及二維切片圖巖心-2在不同注入壓力下的含水飽和度(K=0.09mD)巖心-2:三維圖含水飽和度增加 (PV)水驅方向巖心-2在不同注入壓力下的含水飽和度三維及二維切片圖巖心-3在不同注入壓力下的含水飽和度(K=0.24mD)巖心-3:三維圖含水飽和度增加 (PV)水驅方向巖心-3在不同注入壓力下的含水飽和度三維及二維切片圖8、存在問題與發展趨勢(1)非常規儲層滲流驅替實驗過程中微流動參數監測與計量(2)非常規儲層滲流驅替實驗過程中可視化評價(識別精度)(3)非常規儲層滲流驅替系統的構建(4)水驅過程中微觀參數變化的定量表征與剩余油實時刻畫敬請批評指正,謝謝!
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