致密砂岩气藏渗流机理研究现状及展望_杨朝蓬
致密砂岩的岩石物理特征研究文献综述
致密砂岩的岩石物理特征研究文献综述摘要：致密砂岩是一种非常规的砂岩，一般由致密的碎屑岩组成，主要包括粉砂岩、细砂岩以及部分中-粗砂岩。
致密砂岩气藏与深盆气藏和盆地中心气藏以及持续性聚集型气藏有着紧密的联系。
本文在对致密砂岩气层的成藏地质特征进行了总结，并介绍了地震响应特征有关的岩石物理参数（例如纵横波速度、密度、泊松比、含气饱和度）等相关概念，在此基础之上，介绍了关于国内外致密砂岩的岩石物理特征研究的基本情况。
关键词：致密砂岩气层岩石物理特征研究现状一、致密砂岩气层及其岩石物理特征1.致密砂岩气层的成藏地质特征致密砂岩气藏的地质成因由多方面因素控制，主要有沉积作用、成岩作用和构造作用，但前面二者起到主控作用。
沉积物的物源特征和沉积环境控制着储层物性、岩性以及孔喉结构分布，其中，地层的沉积作用是形成储层低孔低渗特性最基本的作用条件，不仅控制着这类储层的物性特征，还决定了成岩作用的类型和强度。
一般情况下，低孔低渗储层主要形成于冲积扇沉积等近源沉积相带或前三角洲沉积等远源沉积相带中。
致密砂岩气藏的一般特征为：（1）基质颗粒杂乱，分选性差，孔喉结构复杂，渗透率较低；（2）致密气藏的非均质性较强，岩性变化大，井与井之间的小层划分及对比难度大；（3）储层具有高含水饱和度，低可流动流体饱和度，以及低气体相对渗透率；（4）气体驱替压力高，存在启动压力现象；（5）气水关系复杂，油、气、水的重力分异不明显，在毯状致密砂层中气和水呈明显的倒置关系，在透镜体状致密砂岩含气层系中一般无明显的水层，致密气藏一般不出现分离的气水接触面，产水不大，含水饱和度高（大于40%）；（6）分布隐蔽，常规的勘探方法难以发现。
深层浅层成藏关系密切——在致密化程度高而晚期构造相对活动地区，高丰度超压天然气侧向运移困难，势必寻求垂向突破，产生烟囱作用。
2.致密砂岩气层的岩石物理参数早期的地震数据主要用于构造解释，通过构造结合其它地质信息的综合研究，进行间接地推断该构造的含油气性。
《火山岩气藏复杂渗流机理研究》范文
《火山岩气藏复杂渗流机理研究》篇一一、引言火山岩气藏是天然气资源的重要组成部分，其储层特征和渗流机理的复杂性给开发带来了极大的挑战。
本文旨在深入探讨火山岩气藏的复杂渗流机理，为优化开发策略和高效利用资源提供理论依据。
本文首先回顾了前人对火山岩气藏的研究现状，指出目前研究领域存在的问题，并提出本文的研究目的和研究内容。
二、火山岩气藏概述火山岩气藏是指由火山岩体或火山岩系构成的天然气储层。
其储层特征复杂，包括多孔介质、裂缝、溶洞等多种储集空间，且储层物性变化大，非均质性严重。
火山岩气藏的储量丰富，具有较高的开采价值，但开发难度大，主要原因是其复杂的渗流机理。
三、火山岩气藏渗流机理研究现状目前，关于火山岩气藏渗流机理的研究主要集中在以下几个方面：多孔介质渗流、裂缝渗流、溶洞渗流以及多场耦合作用下的渗流。
多孔介质渗流主要研究气体在岩石孔隙中的流动规律；裂缝渗流则关注裂缝网络对气体流动的影响；溶洞渗流则涉及气体在溶洞中的流动及与周围介质的相互作用；多场耦合作用下的渗流则考虑了地质因素、工程因素等多方面的影响。
四、复杂渗流机理分析（一）多孔介质渗流火山岩气藏的多孔介质主要由火山岩碎屑、矿物颗粒等组成，具有复杂的孔隙结构。
气体在多孔介质中的流动受到孔隙大小、形状、连通性等因素的影响，表现出非线性渗流特征。
此外，多孔介质的物性参数（如渗透率、孔隙度等）在空间上具有较大的变化，导致渗流过程的复杂性。
（二）裂缝渗流火山岩中的裂缝是气体运移的重要通道，对气藏的开发具有重要影响。
裂缝的分布、形态、宽度等因素都会影响气体的流动。
裂缝网络之间的相互作用使得气体在裂缝系统中的流动呈现出复杂的流动模式。
此外，裂缝的开启和闭合状态也会受到压力、温度等因素的影响，进一步增加了渗流的复杂性。
（三）溶洞渗流溶洞是火山岩气藏中另一种重要的储集空间，其内部结构复杂，包括洞穴、通道、暗河等。
气体在溶洞中的流动受到洞穴大小、形态、连通性等因素的影响，表现出与多孔介质和裂缝不同的渗流特征。
致密砂岩储层特征及气藏成藏过程
Ｃ Ｔ２， Ｎ－ ｉ Ａｍ， Ｎ－ ｉ
３ ０
烅 ＳＨｇ， ｉ ＝ 烆
（ ） ３
∑Ａ
ｉ ＝１
ｍ， Ｎ－ ｉ
） ； ） ； 式 中， 个 Ｔ２ 转换的毛细管压力 ， 个 Ｔ２ 对应的时间刻度 ， ， Ｎ－ ｉ ＭＰ ａ Ｔ２， Ｎ－ ｉ ｍ ｓ ｐ ｃ ｉ 为根据第 （ Ｎ－ ｉ 为第 （ ） ） 个 Ａｍ 转换的进汞饱和度增量 ， 个 Ｔ２ 对应的幅度增量 ， 无量 ＳＨｇ， Ｎ－ ｉ ％； Ａｍ， Ｎ－ ｉ ｉ 为根据第 （ Ｎ－ ｉ 为第 （ 纲。 做出ｐ 即为 Ｔ２ 谱转换的毛细管压力微分曲线 ， 对微分曲线求积分即可得到毛 ， ＳＨｇ， ｃ ｉ－ ｉ 之间的关系曲线 ， 细管压力曲线的积分形式 。 ）为 Ｌ （ ） 图１ （ 图１ 为由 Ｔ２ 谱转化得 ａ １ 井在 ３ ９ ７ ２ ． ６ ２ ５ ｍ 和３ ９ ４ ２ ｍ 深度点的核磁共振测井的 Ｔ２ 谱 ， ｂ 到的毛细管压力曲线 。
Ｋ－ 均值聚类法是 Ｍ ａ ｃ Ｑ ｕ ｅ ｅ ｎ 于１ ９ ６ ７ 年提出的 ， 该算法的基本思想是将每一个样品分配给最近中 心 １ ０］ （ ：① 将所有的样品分成 Ｋ 个初始类 ；② 通过欧几 均值 ） 的类中 ， 具体的算法至少包括以下 ３ 个步骤 ［
） 将某个样品 划 入 离 中 心 最 近 的 类 中 ， 并 对 获 得 样 品 与 失 去 样 品 的 类 重 里得距离 （ Ｅ ｕ ｃ ｌ ｉ ｄ ｅ ａ ｎ ｄ ｉ ｓ ｔ ａ ｎ ｃ ｅ 新计算中心坐标 ； ③ 重复步骤 ② ， 直到所有的样品都不能再分配时为止 。 ２ ． ３ 贝叶斯判别分析原理和步骤 贝叶斯判别分析是根据已掌握的每个类别的若干样本的数据信 息 ， 总 结 出 客 观 事 物 分 类 的 规 律 性 ， 建立判别函数 ； 然后 ， 根据计算每个样本对应的各判别函数的值 ， 使样本归入判别函数值最大的那个总 体 。 贝叶斯判别分析的要求 ： 各类别总体的概率分布是已知的 ； 要决策分类的类别数是一定的 。 ； 。 ， 假设已经知道 ：① 先验概率Ｐ（ 对于先验概率Ｐ（ 如果总数为 Ｎ ｘ ｜ ω ② 类条件概率密度Ｐ（ ω ω ｉ） ｉ） ｉ）
中国致密砂岩气主要类型地质特征与资源潜力
四川盆地：中国第二大致密砂岩气储集区，地质条件复杂，资源潜力巨 大
塔里木盆地：中国第三大致密砂岩气储集区，地质条件独特，资源潜力 有待进一步开发
准噶尔盆地：中国第四大致密砂岩气储集区，地质条件复杂，资源潜力 有待进一步开发
主要类型致密砂岩气的储层特征
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致密砂岩气的 定义与分类
致密砂岩气的定义
致密砂岩气是指存在于致密砂岩地层中的天然气 致密砂岩气具有高孔隙度、高渗透率、高含气饱和度等特点 致密砂岩气主要分布在北美、中国、中东等地区 致密砂岩气是一种重要的非常规天然气资源，具有巨大的开发潜力
中国致密砂岩气的分类
致密砂岩气：指存在于致密砂岩中的天然气
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实例分析：结合实际勘探和开发案例，分析致密砂岩气的资源潜力，为未来勘探和开发提 供参考。
主要类型致密砂岩气的资源潜力实例分析
实例三：塔里木盆地致密砂 岩气资源潜力
实例四：准噶尔盆地致密砂 岩气资源潜力
实例二：鄂尔多斯盆地致密 砂岩气资源潜力
实例五：柴达木盆地致密砂 岩气资源潜力
实例一：四川盆地致密砂岩 气资源潜力
实例六：松辽盆地致密砂岩 气资源潜力
延安气田上古生界致密砂岩气藏井控规模研究
242气井井控规模评价主要包括动态储量及泄气范围评价两部分，动态储量的准确评价对于评估气井产能、措施挖潜井优选、储量动用程度分析至关重要，泄气范围则是开发调整方案的制定、合理井网井距论证必不可少的重要参数。
致密砂岩气藏动储量及泄气范围的评价需解决两个问题：一是动储量随着气井生产时间的延长是不断变化的，气井投产早期尚未达到拟稳定渗流状态，对于生产时间较短的井难以准确求得井控动态储量和泄流范围[1-2]；二是如何基于单井井控规模得到多层合采井各产层井控规模，进而精细表征分层储量动用状况，需要对单井分层产量做准确而有效的劈分。
通过建立典型气井动态储量随时间的预测图版准确预测了研究区最终动态储量。
通过流动带指数与有效厚度乘积法对多层合采井各产层产量进行了劈分，表征了分层动态储量。
气井井控规模的精细评价为研究区高效稳产对策制定奠定坚实的基础。
1 延安气田上古生界致密砂岩气藏特征延安气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部。
相对于北部气田，延安气田较为分散，呈现气田群的形式。
开发层位为石炭系本溪组、二叠系山西组与下石盒子组盒8段[3]，气藏储层整体属于三角洲前缘亚相—滨浅海沉积体系。
其中，盒8段与山西组属于三角洲前缘沉积，本溪组为障壁—海岸沉积体系。
储集岩以水下分流河道砂、河口砂坝和障壁砂坝为主，有效砂体厚度介于6~24m之间，平均厚度小于10m，砂体规模小。
孔隙度主要分布在4.0％～12.0％，渗透率为0.01～3.0×10-3μm 2。
另外，气藏压力系数约为0.83～1.05。
气体组分以甲烷为主，含量在95%以上，为干气气藏。
综上可知，延安气田，整体具有低渗、低丰度、低压、单砂体薄、强非均质等特征，为典型的致密砂岩气藏。
延安气田上古生界致密砂岩气藏井控规模研究雷开宇 高小平 李云 马云贵 吕敏 刘洋洋 陕西延长石油（集团）有限责任公司气田公司 陕西 延安 716000摘要：延安低渗致密砂岩气田具有气藏地质状况复杂，储层物性差，非均质性强，单井控制范围小、储量动用程度低、开发难度大等特点。
致密砂岩气成藏研究进展及值得关注的几个问题_郭迎春
处存在动力（ 气体压力） 与阻力（ 毛细管力、粘滞力及地层水压力） 的力平衡关系，如何定量表征和模拟各种力的演化过程显得尤为
重要； 二是致密砂岩气藏的调整改造机理和过程及原型致密砂岩气藏恢复的研究，原型气藏的恢复可以通过气、水界面处的力平衡
关系实现，后期不同的调整改造作用都是通过改变气、水倒置的临界条件而实现的； 三是致密砂岩储层中“相对高孔渗体”的控藏作
用研究，“相对高孔渗体”的存在改变了连续型致密砂岩气成藏条件，使得其成藏过程更为复杂。
关键词： 封闭机制； 成藏要素； 研究进展； 成藏机理； 致密砂岩气
中图分类号： TE132． 2
文献标识码： A
Progress of research on hydrocarbon accumulation of tight sand gas and several issues for concerns
（ 1． 中国石油大学 油气资源与探测国家重点实验室，北京 100083； 2． 中国石油大学 地球科学学院，北京 100083）
摘要： 连续型致密砂岩气藏是一种非常重要的非常规天然气。为了解该类气藏成藏地质研究进展，总结了其储层划分标准、分类、
地质特征、成藏要素及封闭机制等方面的研究成果。分析认为，现有致密储层的划分标准不具有成藏内涵，连续型致密砂岩气的临
收稿日期： 2012 － 06 － 23； 修订日期： 2013 － 07 － 15。 第一作者简介： 郭迎春（ 1982—） ，男，博士研究生，石油地质、油气成藏机理与分布规律。E-mail： cugcupgych@ 163. com。 基金项目： 国家自然科学基金项目（ U1262205，41072100，41102085） 。
Guo Yingchun1，2 ，Pang Xiongqi1，2 ，Chen Dongxia1，2 ，Jiang Fujie1，2 ，Tang Guomin1，2
致密天然气砂岩储层_成因和讨论
第29卷 第1期O I L &G AS GE OLOGY 2008年2月 收稿日期:2007-08-29。
作者简介:张哨楠(1957—),男,教授、博士生导师,石油地质、储层地质。
文章编号:0253-9985(2008)01-0001-10致密天然气砂岩储层:成因和讨论张哨楠(成都理工大学“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室,四川成都610059)摘要:致密天然气砂岩储层具有高的毛管压力和束缚水饱和度,孔隙类型以次生孔隙为主。
根据致密成因可以将致密砂岩储层划分为4种类型:1)由自生粘土矿物的大量沉淀所形成的致密砂岩储层;2)由胶结物的晶出改变原生孔隙形成的致密砂岩储层;3)高含量塑性碎屑因压实作用形成的致密砂岩储层;4)粒间孔隙被碎屑沉积时的泥质充填形成的致密砂岩储层。
有关致密砂岩储层次生孔隙的成因有多种理论,但是由于致密砂岩储层的复杂性,没有一种理论可以将所有的孔隙成因完全解释清楚,因此次生孔隙的成因机制仍然存在争议。
尽管致密砂岩储层经历了复杂的成岩演化历史,成岩作用对储层的致密化起决定作用,然而沉积环境依然是控制致密砂岩储层形成的基本因素。
深入了解沉积环境和成岩作用对致密砂岩储层的共同作用,有助于对致密天然气砂岩储层的预测和评价。
关键词:次生孔隙;砂岩;致密储层;成因;天然气中图分类号:TE122.2 文献标识码:AT i ght s andstone ga s reservo i rs :the i r or i g i n and d iscussi onZhang Shaonan(S tate Key L aboratory of O il and Gas R eservoir Geology and Exploitation,Chengdu U niversity of Technology,Chengdu,S ichuan 610059,China )Abstract:Tight gas reserv oir sandst ones are generally defined as gas 2bearing and 2yielding sandst oneswith por osi 2ty of less than 10%and per meability t o gas less than 0.1md .Tight gas reservoir sandst ones are characterized by high cap illary entry p ressures,high irreducible water saturati ons and p redom inance of secondary pores .This paper suggests that tight reserv oir sandst ones be classified int o four ty pes in ter m s of the origin:1)tight sand f or med by sedi m entati on of large a mount of authigenic clay m inerals;2)tight sand resulted fr om crystallizati on and p reci p itati 2on of ce ments altering p ri m ary pores;3)tight sand caused by co mpacti on of large a mount of ductile clasts;4)tight sand for med by filling of intergranular pores by detrital clay matrix .T o exp lain the origin of se 2condary pores in these sandst ones,researchers have devel oped many theories .Ho wever,none of the theories are capable of clearing all the doubts due t o the comp lexity of this kind of reserv oirs .A s a result,the issue is still in debate .Des p ite their comp lex burial hist ory of tight reserv oir sandst ones and diagenesis being deter m inant in tightening of sandst ones,o 2riginal depositi onal envir on ment is still a basic fact or contr olling the f or mati on of tight sandst one reservoir .Deeper understanding of their depositi onal envir on ment and the diagenetic hist ory is critical t o the p redicti on and evalua 2ti on of tight reserv oir sandst ones .Key words:secondary pore;sandst one;tight gas reservoir;origin;natural gas 随着人类对清洁、环保、高效能源需求的持续高涨,天然气需求的增加日益明显。
大牛地气田致密砂岩气藏水锁伤害特征分析
大牛地气田致密砂岩气藏水锁伤害特征分析高青松【摘要】大牛地气田致密砂岩气藏具有非均性强、开发难度大的特点,储集层沉积环境变化快,沉积微相类型多,岩石胶结成分种类多、含量差异大、致密化成岩作用强;孔隙小、喉道窄,储集层渗透率低;气、水两相流动的通道小,渗流阻力大,水、气界面的表面张力大,水锁效应明显.特别是水平井压裂液规模大,一般是3 000～5 000 m3.大量的压裂液在较高的工作压力下进入地层中,进一步加大了水锁伤害程度.通过对致密砂岩储层的伤害实验、理论计算及实际压后特征的统计分析,明确了致密砂岩气藏的孔隙度、渗透率及压裂液侵入时间对压裂水平井水锁伤害的影响,分析了3种不同的水锁伤害类型特征,并提出了降低水锁伤害的建议.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2018(018)017【总页数】7页(P156-162)【关键词】大牛地;致密气藏;压裂液;水锁伤害【作者】高青松【作者单位】中国石化华北油气分公司勘探开发研究院,郑州450006【正文语种】中文【中图分类】TE373鄂尔多斯盆地天然气资源丰富，广泛发育致密砂岩气藏，具有低压、低渗、低丰度的特点，一般无自然产能，须经压裂才能有油气产出。
特别是大牛地气田针对直井开发无经济效益的气层，应用水平井开发，需要进行大规模水力压裂扩大气体渗流通道，提高气井产量获得效益。
在压裂过程中，压裂液的作用具有两面性：一方面，压裂在传递压力和携带支撑剂使气藏的砂岩储集层形成高导流能力的裂缝，改善了天然气的渗流通道，气藏有了产能；另一方面，由于压裂液水相在毛管力及泵注压力双重作用下，迅速进入致密的砂岩储集层中，当地层本身的驱动压力不足以将大量的外来液体排出时，侵入区的含水饱和度急剧增加，气相渗透率则急剧下降，形成了“水锁”污染，影响了气藏的产出。
关于水锁程度的大小及其影响因素，前人研究成果较多，李淑白等[1]认为，岩心渗透率、岩心孔隙度、孔隙半径是影响水锁伤害程度的主要因素,但文章中引用的低渗样品数量少且仅从统计学角度进行了分析；张振华等[2—7]针对低渗砂岩储层选取一定数量的低渗砂岩岩心进行分析，并采用灰色关联分析法对水锁伤害的预测方法进行评估，但没有与实际产出特征相结合；钟新荣等[8—10]通过理论与机理分析，提出了应用相捕集指数、渗透率恢复度作为水锁影响程度的评价方法，也未能就水锁伤害影响程度与气层的特征结合起来分析。
致密砂岩气藏自支撑裂缝损伤机理及导流能力研究
㊀㊀收稿日期:20220410;改回日期:20230310㊀㊀基金项目:国家重点研发计划项目 油/水/固界面浸润调控智能流体提高采收率关键材料与机理研究 (2019YFA0708700)㊀㊀作者简介:孙永鹏(1985 ),男,副教授,2007年毕业于西南石油大学石油工程专业,2014年毕业于美国密苏里科技大学石油工程专业,获博士学位,现从事非常规油气开发工作㊂㊀㊀通讯作者:戴彩丽(1971 ),女,教授,博士生导师,1993年毕业于石油大学(华东)采油工程专业,2006年毕业于中国石油大学(华东)油气田开发工程专业,现主要从事提高采收率与采油化学㊁非常规能源高效开发研究与应用工作㊂DOI :10.3969/j.issn.1006-6535.2023.02.010致密砂岩气藏自支撑裂缝损伤机理及导流能力研究孙永鹏1,2,王传熙1,2,戴彩丽1,2,魏利南1,2,陈㊀超1,2,谢孟珂3(1.中国石油大学(华东),山东㊀青岛㊀266580;2.非常规油气开发教育部重点实验室,山东㊀青岛㊀266580;3.中国石油西南油气田分公司,四川㊀成都㊀610051)摘要:针对致密砂岩气藏压裂后自支撑裂缝导流能力发生变化的问题,建立了裂缝壁面仿真自支撑裂缝导流能力的实验评价方法,从裂缝壁面微观形貌㊁粗糙度㊁强度等方面探究导流能力损伤机理,明确了裂缝导流能力变化规律㊂研究表明:裂缝遇水后壁面黏土水化,并在应力作用下压实,壁面平均高度下降了8.5%;同时,裂缝壁面软化,平均硬度降低了34.3%㊂生产油嘴尺寸变化越密集,高应力时自支撑裂缝导流能力越高;第3次开井生产时的裂缝导流能力比首次开井下降91.7%~98.5%;错位裂缝的导流能力为无错位裂缝的18.1~140.4倍;随着压裂后地层水驱替压裂液产出,最终裂缝导流能力为原始裂缝导流能力的3.45倍㊂该文明确了致密气藏生产过程导流能力损伤机理,阐明了不同因素作用下自支撑裂缝导流能力变化规律,为致密砂岩气藏自支撑裂缝保护提供了基础理论依据㊂关键词:致密砂岩气藏;自支撑裂缝;导流能力;损伤机理;裂缝壁面特征中图分类号:TE357㊀㊀文献标识码:A ㊀㊀文章编号:1006-6535(2023)02-0081-07Study on Damage Mechanism and Conductivity of Unpropped Fractures in Tight Sandstone Gas ReservoirsSun Yongpeng 1,2,Wang Chuanxi 1,2,Dai Caili 1,2,Wei Linan 1,2,Chen Chao 1,2,Xie Mengke 3(1.China University of Petroleum (East China ),Qingdao ,Shandong 266580,China ;2.Key Laboratory of Unconventional Oil and Gas Development ,Ministry of Education ,Qingdao ,Shandong 266580,China ;3.PetroChina Southwest Oil &Gas Field Company ,Chengdu ,Sichuan 610051,China )Abstract :For the change in unpropped fracture conductivity after fracturing in tight sandstone gas reservoirs ,an ex-perimental method for unpropped fracture conductivity evaluation with fracture wall simulation was established to in-vestigate the damage mechanism of conductivity in terms of the microscopic morphology ,roughness ,strength andother aspects of the fracture wall ,and to clarify the variation law of fracture conductivity.The study shows that after the fracture was exposed to water ,the wall clay was hydrated and compacted under stress ,and the average height ofthe wall was decreased by 8.5%;meanwhile ,the fracture wall was softened and the average hardness decreased by 34.3%.The more frequent the change in production nozzle size ,the higher the conductivity of the unpropped frac-ture under high stress ;the fracture conductivity of the third well opening was 91.7%-98.5%lower than that of the first well opening ;the conductivity of misaligned fractures was 18.1-140.4times that of non -misaligned fractures.With the formation water displacing fracturing fluid after fracturing ,the conductivity of the final fracture was 3.45times that of the original fracture.In this paper ,the conductivity damage mechanism in the production of tight gas reservoirs was defined ,and the variation law of unpropped fracture conductivity under the action of different factors was clarified ,which provides a basic theoretical basis for the protection of unpropped fractures in tight sandstonegas reservoirs.Key words :tight sandstone gas reservoir ;unpropped fracture ;conductivity ;damage mechanism ;fracture wallcharacteristics㊀82㊀特种油气藏第30卷㊀0㊀引㊀言致密气储层具有低孔低渗的特点,水力压裂是致密气藏高效开发的必要手段[1-2]㊂水力压裂形成的裂缝包括颗粒支撑裂缝和自支撑裂缝[3],泵入的支撑剂一般在裂缝底部沉积,在裂缝中上部则存在大量没有支撑剂的自支撑裂缝[4-5]㊂由于缝网压裂的广泛应用,自支撑裂缝面存在滑移,使得裂缝表面存在自支撑结构,从而产生导流空间[6-7]㊂在一定滑移范围内,自支撑裂缝的导流能力与相对滑移量成正比,当相对滑移量达到10mm 以上时,裂缝导流能力不再增加[8-10]㊂同时,在低闭合应力下裂缝表面以点状支撑为主,具有较强应力敏感性,而在高闭合应力下裂缝表面大量微凸起被压碎,裂缝几乎完全闭合[11-12]㊂然而,目前针对气藏生产过程中致密砂岩气藏自支撑裂缝的导流能力变化机理及影响规律尚不明确[13]㊂因此,通过制备人工劈裂岩心模型,建立了裂缝壁面特征仿真自支撑裂缝导流能力实验评价方法,明确了岩心矿物组成;通过观察导流实验前后裂缝壁面微观形貌变化特征,测量裂缝壁面粗糙度和表面硬度变化情况,分析了自支撑裂缝导流能力损伤机理;考察净应力变化梯度㊁应力循环次数㊁裂缝错位距离和流体矿化度等因素对裂缝导流能力的影响规律[14-16],为致密气藏压裂及生产工艺改进提供了基础理论依据㊂1㊀实验部分1.1㊀实验材料实验用岩心选自四川西部致密砂岩露头,岩心均加工为长度为5.0cm㊁直径为2.5cm 的标准岩心,岩心上下两端面平行度小于ʃ20μm㊂利用岩心气相渗透率自动测定仪测得岩心渗透率为0.27~0.32mD,利用氦气孔隙度测量仪测得岩心孔隙度为11.2%~13.2%㊂地层水选自四川西部坳陷高庙构造南侧的高庙32井,地层水各成分质量浓度如表1所示,总矿化度为25076.70mg /L㊂表1㊀地层水各成分质量浓度㊀㊀向地层水中加入质量分数分别为0.025%和0.250%的减阻剂和助排剂配制压裂液㊂利用Haake MARS 60流变仪测试其流变性能㊂在170s -1时,压裂液黏度为1.99mPa㊃s,满足行业标准(小于5.00mPa㊃s);压裂液在储层温度(78ħ)下表面张力为26.6mN /m,满足行业标准(小于28.0mN /m)㊂1.2㊀实验方法1.2.1㊀裂缝壁面微观形貌观测从实验岩心样品上敲取约1cm 3的小块,采用GB /T 16594 2008‘微米级长度的扫描电镜测量方法通则“[17],通过上桩㊁去尘㊁干燥㊁喷镀等步骤制备样品㊂用扫描电镜扫描平整裂缝表面,对比分析导流实验前后的裂缝表面变化㊂1.2.2㊀裂缝壁面粗糙度测定采用ISO 25178 600‘几何产品规格“[18],利用激光共聚焦显微镜分别扫描实验前后岩心裂缝表面㊂通过软件重构三维图像并使其数值化,为砂岩裂缝表面粗糙度表征参数提供计算基础㊂1.2.3㊀裂缝壁面强度测试为定量表征液体及应力作用下裂缝壁面强度变化,采用GB /T 4340.4 2022‘金属材料维氏硬度试验“[19],利用维氏硬度计测试实验前后相邻位置的裂缝壁面硬度㊂样品表面干燥后,测量区域使用1200目砂纸轻轻打磨再开展测试,加载压力为9.8N㊂1.2.4㊀导流能力测试传统导流能力测试是在API 导流室中采用2块相互平行的光滑岩板模拟地层裂缝,无法模拟自支撑裂缝壁面特征㊂因此,此次实验利用巴西劈裂造缝装置,制作缝面粗糙的人工裂缝,实验装置如图1所示㊂主要步骤为(以油嘴更换频率为例):①基于巴西劈裂法,将岩心沿轴向劈裂形成人工裂缝,设置好错位距离;②驱替流量固定为1mL /min,围压固定为43MPa;③调整回压为预设压力值,待注入压力稳定后,依次调整回压至下一压力值;④实验过程中,软件持续记录流压㊁围压和回压㊀第2期孙永鹏等:致密砂岩气藏自支撑裂缝损伤机理及导流能力研究83㊀㊀数据,待最后一个回压下的压力稳定后,视为此次导流实验结束;更换岩心,开展实验测试其他实验参数(如净应力变化梯度㊁应力加载次数㊁自支撑裂缝错位距离㊁地层水矿化度等)㊂图1㊀裂缝导流能力实验装置示意图Fig.1㊀The schematic diagram of fracture conductivity test device2㊀自支撑裂缝导流能力损伤机理分析2.1㊀矿物成分分析将实验用岩心加工成粉末状,使用X 射线衍射仪测定其中矿物成分含量[20-24]㊂结果表明:岩心中矿物以石英(33.6%)㊁斜长石(17.8%)和钾长石(12.0%)为主,含有少量的方解石(0.4%);黏土矿物含量为36.2%,主要以伊利石和绿泥石为主㊂绿泥石和伊利石是强水敏矿物,遇水后,水分子会进入矿物晶层之间,引起晶层间距扩大,矿物内部黏结力变小,发生软化㊁泥化㊁崩解,同时,矿物残渣进入缝面凹陷部位,填充裂缝壁面空间,减小渗流通道㊂在壁面软化㊁矿物运移和净应力共同作用下,加速了裂缝壁面的平整化,裂缝等效宽度减小,进而减小裂缝空间,降低裂缝导流能力㊂2.2㊀裂缝壁面微观形貌特征为直观观察裂缝壁面形貌变化特征,利用扫描电镜观察了实验前后裂缝壁面的微观形貌(图2)㊂由图2可知:实验前裂缝壁面形貌较为复杂,矿物棱角清晰,矿物分离产生的凹坑和不规则凸起明显;实验中裂缝壁面矿物在水化㊁冲刷和应力作用下发生膨胀㊁破碎㊁运移㊁填充㊁压实㊁胶结等物化作用,裂缝壁面逐渐趋于光滑而致密;实验后缝面原有的碎屑和凸起大量减少,壁面比较光滑,导致自支撑裂缝岩心支撑能力降低,可供流体通过的渗流通道减少,从而导致其导流能力降低㊂a b图2㊀实验前后裂缝壁面形态(50倍)Fig.2㊀The fracture wall morphology beforeand after the test (50times)2.3㊀裂缝壁面粗糙度变化为定量表征岩心裂缝壁面的粗糙度,利用激光共聚焦显微镜测量实验前后裂缝壁面粗糙度情况㊂导流实验前,裂缝壁面各峰算术平均高度和最大高度分别为34.3㊁543.9μm㊂导流实验后,二者分别下降了8.50%和13.20%(表2)㊂实验后的裂缝壁面粗糙度较实验前有一定程度下降㊂壁面在滑溜水压裂液的持续冲刷下,表面原本不规则的凸起在一定程度上趋于沿岩心轴向规则排列,即壁面松散的黏土颗粒发生水化膨胀并在应力作用下形成碎屑,沿滑溜水的冲刷方向被带出裂缝㊂同时,壁面原本起到支撑作用的尖锐凸起被逐渐压平,其支撑能力不断降低导致缝宽减小,供流体通过的渗流通道随之减小㊂㊀84㊀特种油气藏第30卷㊀表2㊀壁面粗糙度测试结果2.4㊀裂缝壁面强度变化特征利用维氏硬度计定量表征实验前后裂缝壁面强度变化,结果如图3所示㊂a b1805 m .μ1816 m .μ2223 m .μ2243 m .μ图3㊀实验前后裂缝表面微米压痕图Fig.3㊀The micrometer indentation image of fracturesurface before and after the test导流实验前,裂缝壁面硬度为56.6HV㊂经过裂缝导流实验,裂缝壁面硬度降至37.2HV,降幅为34.3%㊂由于岩心的黏土矿物含量较高,而黏土矿物容易发生水化膨胀㊁软化,导致壁面硬度降低,抗压强度降低㊂一方面矿物在应力和滑溜水冲刷作用下破碎㊁运移,堵塞渗流通道;另一方面错位裂缝壁面中起到支撑作用的不规则凸起因强度降低,更容易在高应力下被压平或破碎,导致支撑能力越来越小,裂缝两面咬合程度越来越高,裂缝趋于闭合㊂3㊀致密气藏自支撑裂缝导流能力影响因素致密气藏通过大规模水力压裂形成复杂缝网,增大改造体积,提高单井控制程度㊂支撑剂一般在裂缝底部沉积,在裂缝中上部及裂缝远端形成大量没有支撑剂的自支撑裂缝,裂缝错位距离是自支撑裂缝的关键特征㊂压裂后生产过程中,通过改变油嘴更换频率㊁关井等手段可恢复井底压力,而储层液体返排产生盐度变化等因素均影响致密气藏自支撑裂缝导流能力㊂3.1㊀油嘴更换频率现场生产过程中,通常会采用不同尺寸的油嘴进行生产以控制生产过程中的井底压力,调节生产速度㊂不同的油嘴更换频率会导致地层净应力变化梯度不同,进而影响裂缝的导流能力㊂采用错位距离为0.5mm 的自支撑裂缝岩心模型,设置了3种不同的净应力递减梯度:梯度1为10㊁15㊁20㊁25㊁30㊁35㊁40MPa;梯度2为10㊁20㊁30㊁40MPa;梯度3为10㊁25㊁40MPa,模拟不同的油嘴更换频率,通过式(1)计算导流能力,结果如图4所示㊂F =F iF max (1)式中:F 为无因次裂缝导流能力;F i 为初始裂缝导流能力,D ㊃cm;F max 为最大裂缝导流能力,D ㊃图4㊀净应力变化梯度对裂缝导流能力的影响Fig.4㊀The influence of net stress gradient on fracture conductivity由图4可知:随净应力增大,无因次裂缝导流能力逐渐下降,降幅为80.2%~88.1%;低净应力时,不同应力变化梯度对导流能力的影响差别不大,在高净应力下,油嘴更换6次比更换2次时裂缝无因次导流能力提高了7.9%㊂分析表明:净应力较低时,裂缝两侧壁面因滑移而形成的不规则凸起能够较好支撑裂缝,形成较大的渗流空间;随着净应力逐渐增大和滑溜水压裂液的持续冲刷,由于岩心黏土矿物含量较高,遇水膨胀㊁水化,其抗压强度逐渐降低,而当净应力增大至缝面凸起部分的抗压强度时,矿物发生破碎,降低了裂缝宽度,引起裂缝导流能力降低㊂因此,致密气藏压裂后生产过程中,增加生产油嘴尺寸更换频率,可使裂缝受到的净应力变化较为缓慢,自支撑裂缝的导流能力下降幅度较低,更有利于为致密气提供高渗流动空间㊂3.2㊀开关井次数气藏生产过程中近井压力逐渐降低,会在生产㊀第2期孙永鹏等:致密砂岩气藏自支撑裂缝损伤机理及导流能力研究85㊀㊀一段时间后关井,待井底压力恢复后再次开井生产㊂采用错位距离为0.5mm 的自支撑裂缝岩心模型,模拟了开井 关井 再开井共4次开关井过程,考察地层净应力循环次数对裂缝导流能力的影响,结果如图5所示㊂图5㊀开关井次数对裂缝导流能力的影响Fig.5㊀The influence of well opening and closingtimes on fracture conductivity由图5可知:随开关井次数增加,相同净应力下裂缝导流能力有所减小,尤其第3次比第1次下降了91.7%~98.5%,第3㊁4次开井时在高净应力下裂缝导流能力极低,几乎为0D㊃cm㊂分析表明:实验用致密砂岩岩心黏土矿物含量较高,抗压强度较低,随着净应力的增加,其逐渐超过裂缝表面抗压强度,裂缝表面凸起破碎程度逐渐加剧,原本错位的裂缝出现闭合现象,导致缝宽减小,裂缝导流能力减小;而随着净应力循环加载,破碎后的矿物残渣等细小颗粒不断增多,逐渐堵塞裂缝凹陷壁面,减小了裂缝空间,造成裂缝导流能力降低㊂因此,在致密气藏生产过程中,压裂形成的大量自支撑裂缝,在多次开关井后存在闭合的可能性,不再贡献渗流通道㊂为保持自支撑裂缝导流能力,应尽量控制生产速度,减缓近井压力下降速度,减少关井恢复压力次数㊂3.3㊀自支撑裂缝错位距离在水力压裂造缝过程中,裂缝通常会受到不同程度的剪切应力,产生滑移错位㊂由于裂缝表面凹凸不平,虽然部分裂缝中未充填支撑剂,裂缝表面不均匀结构也可以相互支撑,为气体导流贡献能力㊂实验采用0.5㊁1.0mm 厚的铜片固定在岩心裂缝两端,实现对裂缝不同错位距离的精准控制㊂不同净应力条件下的导流能力见图6㊂由图6可知:随裂缝错位距离的增大,其导流能力有明显提高,可达18.1~140.4倍,低净应力下图6㊀错位距离对裂缝导流能力的影响Fig.6㊀The influence of dislocation distance on fracture conductivity提升效果尤为明显;错位距离为1.0mm 的裂缝导流能力略高于错位距离为0.5mm 的裂缝,且均远大于无错位的裂缝;无错位裂缝在低净应力时存在一定的导流能力,当净应力增至8MPa 以上,裂缝接近闭合,基本无导流能力㊂分析表明:错位距离对裂缝导流能力的影响与储层骨架颗粒性质(矿物类型㊁尺寸㊁形状㊁硬度等)㊁胶结物性质(成分㊁含量㊁排布等)以及外来水与胶结物的作用等影响密切相关㊂在裂缝开裂过程中,裂缝一侧壁面产生的凸起或凹陷部分未被对侧壁面包裹时,则在裂缝中间形成较大的渗流空间,大幅度改善流动通道,裂缝导流能力则呈现倍数增长㊂因此,错位距离对裂缝导流能力的影响主要体现在有无错位的区别上㊂当裂缝产生一定错位后,其导流能力并非线性增长,而是在一定范围内波动并呈现一定的随机性;当裂缝没有错位时,高净应力下裂缝两侧壁面容易恢复至未开裂时的紧密咬合状态,裂缝中的流动空间极其有限,导流能力极差,裂缝不能贡献气体流动的空间㊂因此,在致密气藏压裂造缝过程中,裂缝形成一定的错位距离,可大幅度改善自支撑裂缝导流能力,提高气井产能㊂3.4㊀压裂后返排液矿化度在现场压裂过程中,使用地表水配置的压裂液矿化度较低(一般为100~1000mg /L),而致密气储层地层水矿化度较高㊂向地层中注入低矿化度水会造成裂缝壁面黏土矿物发生水化膨胀,导致黏土矿物和骨架颗粒发生运移,进而影响裂缝导流能力㊂利用0.5mm 错位裂缝岩心模型,配制矿化度㊀86㊀特种油气藏第30卷㊀分别为0㊁5000㊁10000㊁15000㊁20000㊁25000mg /L 的滑溜水压裂液,研究不同矿化度压裂液对裂缝导流能力的影响,结果如图7所示㊂图7㊀压裂液矿化度对裂缝导流能力的影响Fig.7㊀The influence of fracturing fluid salinity on fracture conductivity由图7可知:随压裂液矿化度逐渐上升,裂缝的导流能力随之升高,当矿化度从0mg /L 提升至25000mg /L,裂缝导流能力提升3.45D㊃cm㊂分析认为:储层中含有一定量的黏土等胶结物,低矿化度下水对黏土矿物水化抑制作用较差,此时产出液中有细小矿物颗粒和胶结物碎屑排出;在高矿化度下,水溶液中的静电斥力较强,抑制黏土矿物晶层间的斥力,进而抑制了水化作用,有助于保留裂缝空间,进而使得裂缝导流能力得到提升㊂因此,致密气储层水力压裂后,低矿化度压裂液大量赋存于地层,此时自支撑裂缝导流能力较低,随着后续高矿化度地层水驱替压裂液排出,地层流体矿化度逐渐升高,自支撑裂缝导流能力相较刚开井时会有一定程度的提升㊂4㊀结论和建议(1)致密砂岩储层矿物水化膨胀㊁分散㊁运移,结合应力作用,自支撑裂缝闭合后壁面更平整,壁面硬度平均降低了34.3%㊂水化结合应力作用加速了裂缝壁面平整化,减小裂缝空间,进而降低自支撑裂缝导流能力㊂针对储层沉积及矿物特征,可考虑加入黏土稳定剂保护自支撑裂缝导流能力㊂(2)致密气藏生产制度对自支撑裂缝导流能力影响巨大㊂生产油嘴尺寸变化越频繁,自支撑裂缝导流能力下降幅度越低,油嘴更换6次比更换2次时裂缝无因次导流能力提高了7.9%㊂在前几次开井生产过程中自支撑裂缝可贡献导流能力,多次关井恢复压力后,裂缝存在闭合的可能,因此,在现场生产过程中应尽量提高生产油嘴尺寸更换频率并减少开关井次数㊂(3)合理设计压裂及返排工艺可提高自支撑裂缝导流能力㊂相比无错位裂缝,错位自支撑裂缝导流能力可提高18.1~140.4倍㊂现场压裂施工造缝时应尽量使裂缝形成一定程度的错位,可极大增加裂缝导流能力㊂如果压裂液矿化度低于地层水矿化度,致密气储层压裂后,当地层水驱替压裂液逐渐排出后,自支撑裂缝导流能力可得到一定程度的恢复㊂参考文献:[1]李国欣,朱如凯.中国石油非常规油气发展现状㊁挑战与关注问题[J].中国石油勘探,2020,25(2):1-13.LI Guoxin,ZHU Rukai.Progress,challenges and key issues of un-conventional oil and gas development of CNPC[J].China Petrole-um Exploration,2020,25(2):1-13.[2]熊俊雅,杨兆中,杨磊,等.压裂填砂裂缝导流能力室内研究进展与展望[J].特种油气藏,2020,27(3):1-7.XIONG 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致密砂岩气藏读书总结
致密砂岩气藏读书总结本次对于致密砂岩气藏的文献阅读主要从致密砂岩气藏的概念、分类、气藏特征、成藏要素、成藏机理以及国内外不同盆地致密砂岩气藏的特点等方面进行的，总结如下：1.致密砂岩气藏的概念国内外学者对致密砂岩气藏的定义与很多，其共同特点是储层致密，孔隙度渗透率很低。
国内普遍认可的定义为：致密砂岩气是指孔隙度低(<12%)、渗透率比较低(1×10-3μm2)、含气饱和度低(<60%)、含水饱和度高(>40%)、天然气在其中流动速度较为缓慢的砂岩层中的非常规天然气（关德师，中国非常规油气地质，1995）。
2.致密砂岩气藏的分类致密砂岩气藏根据产状分类可分为致密深盆气、致密根源气、致密连续型砂岩气。
通过阅读学习发现，对于致密砂岩气藏比较合理的分类方式是按照气藏的成因进行分类，根据有机质大量生、排烃时间与储层致密化时间的关系可将致密砂岩气藏分为三大类：“先成型”深盆气藏、“后成型”致密砂岩气藏、后期改造复合型砂岩气藏。
“先成型”深盆气藏是指有机质大量生排烃时间晚于储层致密化的时间，即储层先致密后成藏。
“后成型”致密砂岩气藏与“先成型”相反，是储层先成藏后致密，可见，“先成型”早期属于常规气藏，也称为常规致密砂岩气藏，根据圈闭类型可分为：致密构造类砂岩气藏和致密岩性类砂岩气藏。
第三类后期改造复合型致密砂岩气藏是指早期形成的致密类油气藏受到构造变动改造后形成的、地质特征可能完全不同的一种新类型的油气藏或者致密常规型油气藏与致密深盆型油气藏在地史过程中叠加复合而形成的致密型砂岩类油气藏。
3.致密砂岩气藏地质特征：（1）储层致密，储层孔隙度低，一般都在12%以下；储层渗透率低，一般都在1×10-3μm2以下。
（2）致密砂岩气藏埋深变化范围大，分布面积较大。
（3）储量规模大，但储量丰度低，产能低、开采难度大。
（4）油藏压力特征复杂，既有异常高压又有异常低压。
一般的，深盆气藏随着成藏演化由异常高压变为异常低压。