CN109386285A - 一种特低渗透油层泥浆侵入程度及其影响的评价方法 - Google Patents
一种特低渗透油层泥浆侵入程度及其影响的评价方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN109386285A CN109386285A CN201811456332.5A CN201811456332A CN109386285A CN 109386285 A CN109386285 A CN 109386285A CN 201811456332 A CN201811456332 A CN 201811456332A CN 109386285 A CN109386285 A CN 109386285A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- reservoir
- oil
- water
- resistivity
- low
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 239000002002 slurry Substances 0.000 title claims abstract description 67
- 238000013329 compounding Methods 0.000 title claims abstract description 66
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title claims abstract description 55
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 68
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 claims abstract description 61
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 36
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 36
- 238000011161 development Methods 0.000 claims abstract description 28
- 230000009545 invasion Effects 0.000 claims abstract description 24
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims abstract description 14
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 104
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 53
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 34
- 230000006698 induction Effects 0.000 claims description 22
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 claims description 17
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 15
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 15
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 claims description 14
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 claims description 14
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 14
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims description 14
- 238000011835 investigation Methods 0.000 claims description 13
- 239000004519 grease Substances 0.000 claims description 9
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 7
- 238000000611 regression analysis Methods 0.000 claims description 7
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 claims description 6
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 4
- 208000013201 Stress fracture Diseases 0.000 claims description 3
- 208000027418 Wounds and injury Diseases 0.000 claims description 3
- 238000005336 cracking Methods 0.000 claims description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 claims description 3
- 239000003292 glue Substances 0.000 claims description 3
- 208000014674 injury Diseases 0.000 claims description 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 3
- 230000005514 two-phase flow Effects 0.000 claims description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims 1
- 238000013139 quantization Methods 0.000 abstract 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 102
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 40
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 25
- 230000008859 change Effects 0.000 description 7
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 7
- 238000011160 research Methods 0.000 description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 5
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 4
- 230000003542 behavioural effect Effects 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 3
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 description 3
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 description 3
- 241000208340 Araliaceae Species 0.000 description 2
- 235000005035 Panax pseudoginseng ssp. pseudoginseng Nutrition 0.000 description 2
- 235000003140 Panax quinquefolius Nutrition 0.000 description 2
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 2
- 230000009194 climbing Effects 0.000 description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 235000008434 ginseng Nutrition 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 2
- 238000012827 research and development Methods 0.000 description 2
- 239000002356 single layer Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- BVPWJMCABCPUQY-UHFFFAOYSA-N 4-amino-5-chloro-2-methoxy-N-[1-(phenylmethyl)-4-piperidinyl]benzamide Chemical compound COC1=CC(N)=C(Cl)C=C1C(=O)NC1CCN(CC=2C=CC=CC=2)CC1 BVPWJMCABCPUQY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 208000035126 Facies Diseases 0.000 description 1
- 230000005856 abnormality Effects 0.000 description 1
- 238000003556 assay Methods 0.000 description 1
- 238000005266 casting Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000012790 confirmation Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000010921 in-depth analysis Methods 0.000 description 1
- 238000007373 indentation Methods 0.000 description 1
- 238000003475 lamination Methods 0.000 description 1
- 239000003550 marker Substances 0.000 description 1
- 210000002569 neuron Anatomy 0.000 description 1
- 230000003204 osmotic effect Effects 0.000 description 1
- 230000003071 parasitic effect Effects 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004445 quantitative analysis Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 238000007619 statistical method Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/005—Testing the nature of borehole walls or the formation by using drilling mud or cutting data
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
- G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Evolutionary Computation (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geometry (AREA)
- Computer Hardware Design (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
一种特低渗透油层泥浆侵入程度及其影响的评价方法,根据地质录井、实验分析、压裂试采等资料，基于动态分析、渗流理论及物质平衡原理，动静态分析相结合，利用压裂试采曲线特征将特低渗透油层的生产动态划分为初产与稳定两个阶段；利用地层初始吞吐液量差异确定特低渗透砂岩油层的泥浆侵入程度，并以地层吞吐液量、泥浆侵入深度、结合压裂曲线特征量化判断油层属性；编制了油层电阻率与泥浆侵入深度关系图版，以定量评价泥浆侵入的影响；本发明能够简便、准确、定量地确定泥浆滤液对特低渗透油层的侵入体积及侵入半径，进而分析判断泥浆侵入的影响及低阻油层成因，识别评价油层属性，明确低阻油层成因。
Description
技术领域
本发明涉及低阻油藏评价技术领域，特别涉及一种特低渗透油层泥浆侵入程度及其影响的评价方法。
技术背景
鄂尔多斯盆地中生界延长组广泛发育低孔特低渗透砂岩储层及油层。该类储油层微观结构差异大，非均质性强，孔喉类型多样，天然微裂缝发育，又有低阻油层广泛分布。低阻油气层是指电阻率值相对于邻近水层电阻率偏低并引起油水层解释困难的一类油气层，通常以电阻增大率小于2或3定义之。
微裂缝既是低孔特低渗透砂岩储层中主要的天然裂缝类型，也是连接基质孔隙、改善储层渗流能力的主要通道；不仅控制次生孔隙空间的形成和分布，加剧储层的非均质性，而且对基质岩块与宏观裂缝的连通也具有重要作用。微裂缝的发育会极大地改变低孔特低渗透砂岩储层的孔隙结构及其渗流系统，导致泥浆滤液的超深侵入，引发储层岩电特征改变，进而形成或表现为低阻油层。
根据以往的研究，导致低阻油层形成的因素复杂多样，总体有内因和外因之分，由储层自身的岩性、物性、放射性、微观结构、粘土矿物及束缚水含量、构造幅度、地层水矿化度等因素的影响属于内因，通常被认为是低阻油层的普遍成因；由工程作业等外在条件例如钻井泥浆侵入等影响的属于外因。这些因素不仅时常同生共存，而且难以具体区分和量化单因素的影响程度。更为重要的是，储层自身因素往往难以合理解释同一区块相同地质条件下正常油层与低阻油层同时发育的情况。
目前为止，关于低阻油层的识别及评价研究仍然广受学界的关注和重视；结合渗流理论和实验模拟，利用测井参数处理及解释技术识别和评价油气层、探讨泥浆侵入程度及其影响，既是测井储层评价的主要方法内容，也是测井分析技术面临的主要难题；虽然以往的研究已经积累了许多的成果、理论和方法，明确了泥浆侵入是造成低阻油层的重要因素，泥浆滤液侵入程度及其影响是识别和评价低阻油层的重要途径，却尚未见到利用油田生产动态资料对特低渗透油层的泥浆侵入程度及其影响进行分析评价的尝试。大量油田勘探开发的生产实践表明，正常油层与低阻油层的生产动态具有明显的不同，特别是在其压裂试采的初始阶段，地层吞吐液量的差异与储层孔隙介质属性、微裂缝的发育、泥浆滤液侵入、油层电阻率变化等特征密切相关；比较而言，有关泥浆侵入程度的确定对于特低渗透砂岩油层属性的分析判断至关重要，深入研究有助于建立新的技术评价方法，促进特低渗透低阻油层的勘探与开发。
发明内容
为了克服现有技术的缺陷，本发明的目的在于提供一种特低渗透油层泥浆侵入程度及其影响的评价方法，基于特低渗透砂岩油田的开发实际，通过对大量钻井录井及压裂试采资料的统计分析，查明特低渗透砂岩油层中的泥浆侵入程度，以及泥浆侵入与孔隙介质及微裂缝发育、地层电阻率与泥浆侵入程度之间的内在关系及其相互影响，利用压裂试采动态特征及试采初始阶段地层吞吐液量差异确定泥浆滤液对低孔特低渗透砂岩油层的侵入程度、侵入影响，进而识别低阻油层。
为了达到上述目的，本发明的技术方案为：
一种特低渗透油层泥浆侵入程度及其影响的评价方法，其特征在于，
步骤一、根据油井试采曲线，确定流体产出动态分界，划分初产阶段和稳产阶段，统计各井层在稳产阶段之前累积采出的产液量WL、产水量WW及产油量WO；
根据稳产阶段之前油井注采液量及其构成情况，利用其地层吞吐水量差异的成因机理、流体动态及其所反映的地质意义，建立确定泥浆滤液侵入体积Wmf的物质平衡公式如下：
Wmf＝WW-(WF+WH)…………①；
WW＝WL-WO……………………②；
根据①、②两式，油井稳产阶段之前累积产出的总液量WL的表达式为：
WL＝Wmf+WO+WF+WH………③
式中Wmf——稳产阶段前地层吞吐水量之差异，m3，等于泥浆滤液侵入体积，相当于稳产阶段之前由泥浆侵入带中产出的水量，m3；WW——稳产阶段前累积产水量，m3；WF——压裂液入地量，m3；WH——井筒动液面之上相当体积的水量，m3；WL——稳产阶段前累积产液量，m3；WO——稳产阶段前累积产油量，m3；
步骤二、根据各井层动态监测资料，确定稳产阶段时油井动液面的深度HW，计算动液面之上井筒被排空的体积水量WH：
步骤三、获取油层压裂资料，根据压裂施工曲线确定地层破裂压力、延伸压力、微裂缝开启压力，确定压裂液入地总量WF。
结合压裂液入地量与试采初始阶段产液量的差异，初步判断储层微裂缝发育状况及其孔隙介质属性，若泵压曲线具刺状高压尖峰，则为正常油层，具孔隙型单孔介质系统；若泵压曲线整体低平或初始部分略有微凸，无明显的高压尖峰，则为低阻油层，具微裂缝-孔隙型双孔介质系统。
步骤四、确定泥浆滤液的侵入体积Wmf，由前述①、②、③式可知，
Wmf＝WW-(WF+WH)
＝WL-(WF+WH+WO)………⑤
根据Wmf值大小判断泥浆侵入程度和油层岩电属性，亦即：如果Wmf≈0，即Wmf＝WL-(WF+WH+WO)≈0
亦即WL≈(WF+WH+WO)…………⑥
则该油层为正常油层，其储层具孔隙型单孔介质，且基本无泥浆侵入；
如果Wmf＞＞0
亦即WL＞＞(WF+WH+WO)…………⑦，
则该油层为低阻油层，其储层具微裂缝-孔隙型双孔介质，天然微裂缝发育，泥浆侵入显著；
如果Wmf＜0
亦即WL＜(WF+WH+WO)…………⑧
则意味着入地压裂液未能完全破胶水化，储层被污染伤害。
步骤五、根据油层的非活塞式水驱油特点及油水两相渗流理论，基于贝克莱－列维尔特(Buckley—Leverett)驱油理论及其演化方程，应用物质平衡方法求解泥浆沿特低渗透油层渗流截面以平面径向流渗入地层的水驱油前缘位置及其两相区内饱和度的分布，得到描述泥浆滤液水驱侵入带的渗流理论模型如下：
其次，假如油层存在泥浆侵入，且侵入带地层孔隙度被泥浆滤液完全饱合，根据物质平衡原理，其侵入的滤液体积可以用如下简化体积模型做简单计算：
式中：Id——泥浆侵入深度，相当于原始含油边缘半径，m；rd——井眼半径，m；h——被泥浆侵入的油层厚度，m；Фm——被泥浆侵入的油层孔隙度，f；——含水上升率，f；——从两相区形成(t＝0)到t时刻为止，渗入油层的总水量，或者从0到t时刻采出的油水总量，相当于稳产阶段之前从泥浆滤液侵入(水驱)形成的两相区带中采出的油水体积总量，m3；Q——泥浆滤液侵入体积，m3，其值相当于前述的Wmf。
据此可以求得水驱油前缘的原始含油边缘半径，亦即泥浆滤液的侵入半径或侵入深度Id。
步骤六、统计求取油井在初产阶段由泥浆侵入带产出的油水的体积总量根据的物理定义，由①、②、③及⑤式可得到的物质平衡表达式如下：
步骤七、确定油层厚度h、平均孔隙度Фm、井眼半径rd、含水上升率等参数；其中Фm可选取岩心分析的平均孔隙度，或利用孔隙度与声波时差关系模型计算求取；含水上升率可以根据相对渗透率曲线求得油藏的含水上升率曲线后确定，其理论表达式如下：
式中Sw——油层原始含水饱和度，相当于泥浆侵入深度Id处的含水饱和度，％；Swi——束缚水饱和度，％。；fw(Sw)——原始含水饱和度对应的含水率。
μo、μw——分别为油、水的粘度，实验室可测定。
a、b——均为常数，可在平均相对渗透率曲线确定过程中通过回归分析获得；
步骤八、根据前述各实施步骤统计分析及整理确定的 参数，应用上述⑨、⑩两式，分别计算求取水驱油前缘的原始含油边缘半径，亦即泥浆滤液的侵入半径或侵入深度Id，假设有效厚度内的孔隙均已被泥浆滤液侵入，则可计算其侵入的最小半径Idmin。
步骤九、利用回归分析得到油层深感应电阻率RILD与泥浆最小侵入半径Idmin的关系模型如下：
RILD＝-7.067Ln(Idmin)+15.341…………(13)
(R2＝0.9821)
式中，R为相关系数。
该模型表明了特低渗透低阻油层的成因。特低渗透油层电阻率与泥浆侵入程度呈密切的对数相关，泥浆侵入程度越大则油层电阻率下降幅度越大。当泥浆侵入程度超过了感应电阻率系列的径向探测半径(一般≤2.0m)时，感应测井系列便不再能够探测到地层真实的电阻率，此时的电阻率其实反映的只是泥浆侵入带的电阻率，“低阻油层”因此而生。
根据⑨、⑩两式计算的泥浆最小侵入半径(Idmin)，利用⒀式关系模型分析预判特低渗透油层的岩电特征。亦即，
若Idmin>感应或侧向等系列的径向探测半径，则油层电阻率应该显示为低阻；
若Idmin<感应或侧向等系列的径向探测半径，则油层电阻率应该显示为正常。
本发明的优点：
本发明探讨了一种利用压裂试采动态特征及地层初始吞吐液量差异确定低孔特低渗透砂岩油层泥浆侵入程度、进而分析低阻油层成因的评价方法。
油层压裂试采产量的前后剧变反映了地层中流体产出动态的不同，特低渗透油层的压裂试采可以被划分为初产与稳定两个阶段，初产阶段的产量及含水率变化急剧迅猛，稳产阶段的产水量及含水率变化稳定低平；初产阶段地层中主要为大量外来流体沿人工裂缝系统的快速流动，稳产阶段主要为地层中的原始流体在饱和度控制下的缓慢的相对渗流。
当试采达到稳产状态时，正常油层的吞(压裂注入/泥浆侵入)吐(地层产出)水量会大致相当；低阻油层的吞吐水量则明显不同，其累积产水量显著地大于压裂液的入地量，形成一个格外突出的液量差异。低阻油层具双孔介质，发育天然微裂缝，泥浆侵入现象普遍，其初产阶段的吞吐液量差异基本等于泥浆滤液的侵入体积。
根据物质平衡原理，正常油层的累积产水量基本上等于压裂液入地量与井筒内动液面之上的体积水量之和；低阻油层的累积产水量则远大于压裂液入地量与井筒内动液面之上的体积水量之和。利用试采初产阶段的累积产水量与压裂液入地量的差值，能够简捷明了准确定量地确定泥浆滤液对特低渗透油层的侵入体积及侵入半径，进而分析判断泥浆侵入的影响，识别和评价低阻油层及其成因。
由于压裂试采初产阶段的地层累积产液量及产水量、压裂液注入量、井筒动液面之上被排空的体积水量等均可以根据开发生产的实际动态资料统计获得，因此其吞吐液量(水量)差异及泥浆滤液侵入体积可以快速确定，动态评价真实可靠，简便易行。
低阻油层的泥浆滤液侵入体积显著，最小侵入半径普遍大于感应系列的径向探测半径(≤2m)；正常油层的泥浆侵入体积通常很小甚至可以忽略不计，侵入半径显著地小于感应系列的径向探测半径。油层电阻率与泥浆侵入程度密切相关，泥浆侵入程度越大则油层电阻率越小；双孔介质及其微裂缝的发育则是泥浆滤液超深侵入的先决条件，低阻油层则是泥浆滤液超深侵入的必然结果。
附图说明
图1是烟雾峁区YW2及YW5井长62 1小层特低渗透低阻油层岩电剖面及其压裂试采曲线特征。
图2是烟雾峁区YW6及YW9井长62 1小层特低渗透低阻油层岩电剖面及其压裂试采曲线特征。
图3是烟雾峁区YW7井长6油层综合剖面及其分层试油产量曲线。
图4是烟雾峁区长6特低渗透砂岩油层压裂施工曲线特征，其中图4(a)是具单孔介质的正常油层，图4(b)是具双孔介质的低阻油层。
图5是烟雾峁区长6特低渗透砂岩油层泥浆侵入半径与地层电阻率关系。
图6是本发明的流程图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明的技术方案做详细叙述。
一种特低渗透油层泥浆侵入程度及其影响的评价方法，参照图6，其特征在于，
步骤一、根据油井试采曲线，确定流体产出动态分界，划分初产阶段和稳产阶段(图1、图2、图3)，统计各井层在稳产阶段之前累积采出的产液量(WL)、产水量(WW)及产油量(WO)；
根据稳产阶段之前油井注采液量及其构成情况，利用其地层吞吐水量差异的成因机理、流体动态及其所反映的地质意义，建立确定泥浆滤液侵入体积(Wmf)的物质平衡公式如下：
Wmf＝WW-(WF+WH)…………①；
WW＝WL-WO……………………②；
根据①、②两式，油井稳产阶段之前累积产出的总液量WL的表达式为：
WL＝Wmf+WO+WF+WH………③
式中Wmf——稳产阶段前地层吞吐水量之差异(m3)，等于泥浆滤液侵入体积，相当于稳产阶段之前由泥浆侵入带中产出的水量，m3；WW——稳产阶段前累积产水量(m3)；WF——压裂液入地量(m3)；WH——井筒动液面之上相当体积的水量(m3)；WL——稳产阶段前累积产液量(m3)；WO——稳产阶段前累积产油量(m3)。
步骤二、根据各井层动态监测资料，确定稳产阶段时油井动液面的深度(HW)，计算动液面之上井筒被排空的体积水量(WH)：
步骤三、获取油层压裂资料，根据压裂施工曲线(图4)确定地层破裂压力、延伸压力、微裂缝开启压力，确定压裂液入地总量WF。
结合压裂液入地量与试采初始阶段产液量的差异，初步判断储层微裂缝发育状况及其孔隙介质属性。
若泵压曲线具刺状高压尖峰，则一般为正常油层，具孔隙型单孔介质系统；若泵压曲线整体低平或初始部分略有微凸，无明显的高压尖峰，则一般为低阻油层，具微裂缝-孔隙型双孔介质系统。
步骤四、确定泥浆滤液的侵入体积Wmf。由前述①、②、③式可知，
Wmf＝WW-(WF+WH)
＝WL-(WF+WH+WO)………⑤
根据Wmf值大小判断泥浆侵入程度和油层岩电属性特征，亦即：如果Wmf≈0，即Wmf＝WL-(WF+WH+WO)≈0
亦即WL≈(WF+WH+WO)…………⑥
则该油层为正常油层，其储层具孔隙型单孔介质，且基本无泥浆侵入；
如果Wmf＞＞0
亦即WL＞＞(WF+WH+WO)…………⑦，
则该油层为低阻油层，其储层具微裂缝-孔隙型双孔介质，天然微裂缝发育，泥浆侵入显著；
如果Wmf＜0
亦即WL＜(WF+WH+WO)…………⑧
则意味着入地压裂液未能完全破胶水化，储层被污染伤害。
步骤五、根据油层的非活塞式水驱油特点及油水两相渗流理论，基于贝克莱-列维尔特(Buckley-Leverett)驱油理论及其演化方程，应用物质平衡方法求解泥浆沿特低渗透油层渗流截面以平面径向流渗入地层的水驱油前缘位置及其两相区内饱和度的分布，得到描述泥浆滤液水驱侵入带的渗流理论模型如下：
其次，假如油层存在泥浆侵入，且侵入带地层孔隙度被泥浆滤液完全饱合，根据物质平衡原理，其侵入的滤液体积可以用如下简化体积模型做简单计算：
式中：Id——泥浆侵入深度，相当于原始含油边缘半径，m；rd——井眼半径，m；h——被泥浆侵入的油层厚度，m；Φm——被泥浆侵入的油层孔隙度，f；——含水上升率，f；——从两相区形成(t＝0)到t时刻为止，渗入油层的总水量，或者从0到t时刻采出的油水总量，相当于稳产阶段之前从泥浆滤液侵入(水驱)形成的两相区带中采出的油水体积总量，m3；Q——泥浆滤液侵入体积，m3，其值相当于前述的Wmf。
据此可以求得水驱油前缘的原始含油边缘半径，亦即泥浆滤液的侵入半径或侵入深度Id。
步骤六、统计求取油井在初产阶段由泥浆侵入带产出的油水的体积总量根据的物理定义，由①、②、③及⑤式可得到的物质平衡表达式如下：
步骤七、确定油层厚度h、平均孔隙度Фm、井眼半径rd、含水上升率等参数；其中Фm可选取岩心分析的平均孔隙度，或利用孔隙度与声波时差关系模型计算求取；含水上升率可以根据相对渗透率曲线求得油藏的含水上升率曲线后确定，其理论表达式如下：
式中Sw——油层原始含水饱和度，相当于泥浆侵入深度Id处的含水饱和度，％；Swi——束缚水饱和度，％。；fw(Sw)——原始含水饱和度对应的含水率。
μo、μw——分别为油、水的粘度，实验室可测定。
a、b——均为常数，可在平均相对渗透率曲线确定过程中通过回归分析获得。
步骤八、根据前述各实施步骤统计分析及整理确定的 等系列参数，应用上述⑨、⑩两式，分别计算求取水驱油前缘的原始含油边缘半径，亦即泥浆滤液的侵入半径或侵入深度Id。假设有效厚度内的孔隙均已被泥浆滤液侵入，则可计算其侵入的最小半径Idmin。
步骤九、利用回归分析得到油层深感应电阻率RILD与泥浆最小侵入半径Idmin的关系模型(图5)如下：
RILD＝-7.067Ln(Idmin)+15.341…………(13)
(R2＝0.9821)
式中，R为相关系数。
该模型表明了特低渗透低阻油层的成因。特低渗透油层电阻率与泥浆侵入程度呈密切的对数相关，泥浆侵入程度越大则油层电阻率下降幅度越大。当泥浆侵入程度超过了感应电阻率系列的径向探测半径(一般≤2.0m)时，感应测井系列便不再能够探测到地层真实的电阻率，此时的电阻率其实反映的只是泥浆侵入带的电阻率，“低阻油层”因此而生。
根据⑨、⑩两式计算的泥浆最小侵入半径(Idmin)，利用(13)式关系模型分析预判特低渗透油层的岩电特征。亦即，
若Idmin＞感应或侧向等系列的径向探测半径，则油层电阻率应该显示为低阻；
若Idmin＜感应或侧向等系列的径向探测半径，则油层电阻率应该显示为正常。
本发明试采动态分析及研发技术思路
本发明的技术思路源于以下对特低渗透油层压裂试采动态特征、储层孔隙介质特征、流体渗流及驱替扩散特征、以及注采平衡状况的深入分析。
微裂缝的发育是导致特低渗透油层泥浆超深侵入的先决条件，而泥浆的超深侵入则会显著地影响和改变特低渗透油层的岩电属性，形成低阻油层。因此，要确定特低渗透油层的泥浆侵入程度，首先需要明确该油层内是否有天然微裂缝的发育，以及该微裂缝在正向压差下是否能够有效开启；只要能够查明特低渗透油层中泥浆滤液的侵入体积，就能够确定泥浆滤液的侵入程度；只要确定了泥浆的侵入程度，就可以基本明确该油层的孔隙介质构成(单孔介质或双孔介质)及其电性特征属性(正常油层或低阻油层)。
目前，关于泥浆侵入程度的评价方法虽然较多，但基本上都是利用测井资料及其解释处理技术所做的分析，评价对象主要为常规的储油层，很少涉及特低渗透油层。因此，关于特低渗透油层泥浆侵入程度的分析评价仍然存在一些不确定性。
为探讨定量标定泥浆侵入程度的可行性方法，本发明根据研究区内众多油井单层压裂及试采的动态资料，结合钻井及录井资料，绘制其产量及含水率曲线，分析地层流体产出动态，划分试采阶段，并统计压裂试采初期地层吞(压裂注入+泥浆侵入)吐(地层累积产出)液量(水量)的差异变化。图1和图2为YW2等4口井的油层综合剖面及其长62 1小层内低阻油层(感应曲线低凹、声波时差跳动大、扩径明显)的试采曲线；可以看出，在试采初期的1～2个月内，4个低阻油层均大量产水，产液量急剧飙升且几乎百分之百产水，随后产水量迅猛递减，原油开始产出且产量快速增加；进入第3个月之后，产水量就基本达到一种持续稳定的低平状态，含水率保持在5～15％之间(图1、图2)。分层试油结果不仅表明低阻油层比正常油层具有更好的储产能力；而且表明二者在压裂投产后的初始含水率都极高，随后都呈快速下降趋势，并进入一个很低水平的稳定状态(图3)。
低阻油层试采产量曲线的突出变化特征反映了地层内部不同孔-缝耦合模式下的生产动态特征(流体的不同产出动态)。通常情况下，钻井中泥浆的受侵或侵入不仅取决于井筒中泥浆液柱与地层之间的压差大小及方向，而且取决于地层中有无天然裂缝的发育；对于致密特低渗透砂岩油层来说，有无天然微裂缝的发育对于能否形成泥浆侵入至关重要。研究区内目的层段油层平均埋深1850m±，驱动压差可达+3.9MPa±，这一压差足以使井底附近储层中的微裂缝开启(图4)，导致泥浆的侵入和扩散。由于特低渗透储层中天然微裂缝在地下多为闭合无效缝，随地层与井底压差而开启，随开发动态变化而逐渐变化，非均质性强，规模小，开启程度差，渗流状况复杂，泥浆滤液主要依靠微裂缝与基质孔隙进行驱替和扩散，需要克服一定的驱替阻力才能逐步侵入地层，因此侵入带环绕于井筒周围，侵入半径相对局限。比较而言，由于人工裂缝规模大，沟通半径长，开启程度好，导流能力强，因此压裂液的侵入半径和波及范围将会远大于泥浆侵入带，扩散阻力小，且基本不与地层发生流体交换。试采初期，随着人工裂缝中压裂液的快速破胶，压裂液水化，并在地层压差作用下率先大量返排，产液量急剧飙升且几乎100％为水，达到最大值后旋即迅猛递减，直至裂缝系统中的压裂液被返排殆尽。
根据物质平衡理论，如果此时地层中再无泥浆滤液等外来流体，则基岩中的流体将按照其原始相态及饱和度分布开始缓慢的孔隙渗流，并通过裂缝系统向井底汇集，产水量及含水率将保持在一个持续稳定的低水平状态，而在此状态之前的地层吞(压裂注入+泥浆侵入)吐(地层累积产出)水量应该基本相等或大致相当，亦即试采初产状态的累积产水量与压裂液的入地量应该基本相等。如果此时井筒附近另有泥浆侵入，则侵入滤液将在地层压差和原始饱和度前缘的反向驱使下紧随压裂液之后沿天然微裂缝以相对较快的速度返排，直至侵入滤液被全部排出，侵入带完全消失，地层内的原始流体才能按照各自的相态分布开始缓慢渗流，而在此状态之前的地层吞(压裂注入+泥浆侵入)吐(地层累积产出)水量将会形成明显的差异，即累积产水量将显著地大于压裂液的入地量，二者液量差值应该基本等于泥浆滤液的侵入量。
综上所述，试采产量的急剧变化意味着地层流体产出动态的不同，根据流体产出动态变化可将油井压裂试采划分为初产和稳产两个阶段(图1，图2)，初产阶段的产量及含水率变化异常迅猛，稳产阶段的产水量及含水率变化则稳定而低平；初产阶段地层中主要为大量外来流体沿裂缝系统的快速流动，直到这些外来流体被排驱干净之后，基质岩块中的原始流体才会开始缓慢的孔隙渗流，油层产出才会进入相对稳定的状态；试采初产阶段地层的吞吐液(水)量差异大致相等于泥浆滤液的侵入量，其大小能够反映泥浆滤液的侵入程度。
评价技术方案与实施步骤
基于上述试采动态分析及研发技术思路，对区内众多油井的压裂及试采资料进行统计整理，结果表明，几乎所有分层试油及单层试采的油层，当其压裂试采达到稳产状态时，正常油层的累积产水量几乎总是近等于压裂液入地量与井筒内动液面之上已被排出的水量之和；而低阻油层的累积产水量则远大于压裂液入地量与井筒内动液面之上已被排出的水量之和。亦即，低阻油层在其压裂试采初产阶段的地层吞吐水量存在显著的正差异，而正常油层吞吐水量的差异却很小或者接近为零。
根据已有研究成果，区内低阻油层分布广泛，尤以长62 1小层最为发育，其低阻油层数量约占该小层油层总数的55％，平面钻遇率可达70％以上。因此，图3中两个相邻油层的分层试油结果(表1)应该具有代表性和普遍性。虽然这些正常油层与低阻油层的地质特征有许多相同或相似之处，但岩电特征及压裂试采动态却明显不同，尤其是初产阶段的地层吞吐液量相差十分悬殊；究其原因，根本在于二者的孔隙介质不同。大量综合分析成果表明，区内特低渗透油层中的正常油层通常发育孔隙型单孔介质系统，低阻油层通常发育微裂缝-孔隙型双孔介质系统；双孔介质及其微裂缝的发育能够极大地影响和改变低阻油层的渗流特征，并为泥浆滤液的大量侵入准备了条件，表1中的统计结果也能够很好地印证这一点。因此，对于特低渗透油层来说，其在试采初始阶段的地层吞吐液量差异基本相当于泥浆滤液的侵入量，其大小能够反映泥浆滤液的侵入程度。
表1烟雾峁区YW7井长6油层分层试油地层吞吐液量统计
以前述YW2等5口井(图1、图2、图3)的长6油层为例，统计各自油层试采初始阶段的累积产水量+动液面之上井筒体积水量之和，再与压裂液入地量相比较，其吞吐的液量之水量差异(Wmf)即为泥浆滤液的侵入体积(Q)；将该侵入体积再加上初始阶段的累积产油量，即可得到初始阶段产出的油水总量结果表明，正常油层在初始阶段吞吐的水量基本相当，低阻油层在初始阶段吞吐的水量差异则高达15.6m3～26.5m3(表2)。
表2烟雾峁区长6油层泥浆侵入体积与侵入半径计算成果表
假设低阻油层有效厚度内的孔隙度均已被泥浆滤液侵占，将实际统计的静动态指标带入理论公式⑨和实用公式⑩分别计算泥浆滤液侵入的最小半径Idmin，结果表明(表2)，两种方法的计算结果比较接近，能够形成相互印证，⑨式的侵入半径比⑩式略微偏大一些；低阻油层的泥浆最小侵入半径均在2.0m以上，超过了感应测井系列的径向探测半径(≤2.0m)；而正常油层的泥浆最小侵入半径则远小于感应测井系列的径向探测半径。显然，区内泥浆滤液对低阻油层的侵入普遍而深入；孔隙介质差异是导致二者泥浆侵入程度如此不同的根本原因。
泥浆侵入程度的影响与低阻油层成因分析
研究区长6油层组及其小层均发育于盆地南部中生界延长期大型湖盆北侧的浅水环境之中，同为三角洲前缘亚相沉积，储层微相类型主要为分流河道与河口坝砂体，其碎屑组分、粒度、分选磨圆、微观孔隙结构、粘土矿物分布、孔渗物性等特征、乃至束缚水含量及地层水性质等都基本相同，因此都难以合理解释特低渗透低阻油层的成因。另一方面，岩心观察、铸体薄片、扫描电镜、压裂施工曲线等大量成果都充分表明，正常油层之储集空间主要为多样的孔隙，属于孔隙型的单孔介质储层；低阻油层的储集空间比较复杂，除多样的孔隙之外还发育微裂缝，属于微裂缝-孔隙型的双孔介质储层。显然，孔隙介质与油层初试阶段的吞吐液量差异具有良好的因果对应关系，彼此能够更好地相互印证。
图5为根据实例分析结果绘制的深感应电阻率(RILD)与泥浆最小侵入半径(Idmin)的散点关系图，利用回归分析得到油层电阻率与泥浆侵入程度的如下关系模型：
RILD＝-7.067Ln(Idmin)+15.341…………(13)
(R2＝0.9821)
由此可见，特低渗透油层电阻率与泥浆侵入程度呈密切的对数相关，泥浆侵入程度越大则油层电阻率下降幅度越大，当泥浆侵入程度超过了感应电阻率系列的径向探测半径(≤2.0m)时，感应测井系列便不再能够探测到地层真实的电阻率，此时所谓的地层真电阻率其实只是泥浆侵入带电阻率的反映，并因此而使得油层属性显示为“低阻油层”。亦即，低阻油层是泥浆滤液超深侵入导致的必然结果，而双孔介质及其微裂缝的发育则为泥浆的超深侵入提供了必要条件；微裂缝的发育与泥浆滤液的深度侵入导致了区内长6低阻油层的广泛分布。
利用(13)式的关系模型，可以间接地对特低渗透砂岩油层的泥浆侵入程度及其孔隙介质属性进行基本的分析判断。
Claims (1)
1.一种特低渗透油层泥浆侵入程度及其影响的评价方法，其特征在于，
步骤一、根据油井试采曲线，确定流体产出动态分界，划分初产阶段和稳产阶段，统计各井层在稳产阶段之前累积采出的产液量(WL)、产水量(WW)及产油量(WO)；
根据稳产阶段之前油井注采液量及其构成情况，利用其地层吞吐水量差异的成因机理、流体动态及其所反映的地质意义，建立确定泥浆滤液侵入体积(Wmf)的物质平衡公式如下：
Wmf＝WW-(WF+WH)…………①；
WW＝WL-WO……………………②；
根据①、②两式，油井稳产阶段之前累积产出的总液量WL的表达式为：
WL＝Wmf+WO+WF+WH………③
式中Wmf——稳产阶段前地层吞吐水量之差异(m3)，等于泥浆滤液侵入体积，相当于稳产阶段之前由泥浆侵入带中产出的水量，m3；WW——稳产阶段前累积产水量(m3)；WF——压裂液入地量(m3)；WH——井筒动液面之上相当体积的水量(m3)；WL——稳产阶段前累积产液量(m3)；WO——稳产阶段前累积产油量(m3)；
步骤二、根据各井层动态监测资料，确定稳产阶段时油井动液面的深度(HW)，计算动液面之上井筒被排空的体积水量(WH)：
步骤三、获取油层压裂资料，根据压裂施工曲线(图4)确定地层破裂压力、延伸压力、微裂缝开启压力，确定压裂液入地总量WF；
结合压裂液入地量与试采初始阶段产液量的差异，初步判断储层微裂缝发育状况及其孔隙介质属性；
若泵压曲线具刺状高压尖峰，则一般为正常油层，具孔隙型单孔介质系统；若泵压曲线整体低平或初始部分略有微凸，无明显的高压尖峰，则一般为低阻油层，具微裂缝-孔隙型双孔介质系统；
步骤四、确定泥浆滤液的侵入体积Wmf；由前述①、②、③式可知，
Wmf＝WW-(WF+WH)
＝WL-(WF+WH+WO)………⑤
根据Wmf值大小判断泥浆侵入程度和油层岩电属性特征，亦即:如果Wmf≈0，即Wmf＝WL-(WF+WH+WO)≈0
亦即WL≈(WF+WH+WO)…………⑥
则该油层为正常油层，其储层具孔隙型单孔介质，且基本无泥浆侵入；
如果Wmf＞＞0
亦即WL＞＞(WF+WH+WO)…………⑦，
则该油层为低阻油层，其储层具微裂缝-孔隙型双孔介质，天然微裂缝发育，泥浆侵入显著；
如果Wmf＜0
亦即WL＜(WF+WH+WO)…………⑧
则意味着入地压裂液未能完全破胶水化，储层被污染伤害；
步骤五、根据油层的非活塞式水驱油特点及油水两相渗流理论，基于贝克莱－列维尔特(Buckley—Leverett)驱油理论及其演化方程，应用物质平衡方法求解泥浆沿特低渗透油层渗流截面以平面径向流渗入地层的水驱油前缘位置及其两相区内饱和度的分布，得到描述泥浆滤液水驱侵入带的渗流理论模型如下：
其次，假如油层存在泥浆侵入，且侵入带地层孔隙度被泥浆滤液完全饱合，根据物质平衡原理，其侵入的滤液体积可以用如下简化体积模型做简单计算：
式中：Id——泥浆侵入深度，相当于原始含油边缘半径，m；rd——井眼半径，m；h——被泥浆侵入的油层厚度，m；Фm——被泥浆侵入的油层孔隙度，f；——含水上升率，f；——从两相区形成(t＝0)到t时刻为止，渗入油层的总水量，或者从0到t时刻采出的油水总量，相当于稳产阶段之前从泥浆滤液侵入(水驱)形成的两相区带中采出的油水体积总量，m3；Q——泥浆滤液侵入体积，m3，其值相当于前述的Wmf；
据此可以求得水驱油前缘的原始含油边缘半径，亦即泥浆滤液的侵入半径或侵入深度Id；
步骤六、统计求取油井在初产阶段由泥浆侵入带产出的油水的体积总量根据的物理定义，由①、②、③及⑤式可得到的物质平衡表达式如下：
步骤七、确定油层厚度h、平均孔隙度Фm、井眼半径rd、含水上升率等参数；其中Фm可选取岩心分析的平均孔隙度，或利用孔隙度与声波时差关系模型计算求取；含水上升率可以根据相对渗透率曲线求得油藏的含水上升率曲线后确定，其理论表达式如下：
式中Sw——油层原始含水饱和度，相当于泥浆侵入深度Id处的含水饱和度，％；Swi——束缚水饱和度，％；；fw(Sw)——原始含水饱和度对应的含水率；
μo、μw——分别为油、水的粘度，实验室可测定；
a、b——均为常数，可在平均相对渗透率曲线确定过程中通过回归分析获得；
步骤八、根据前述各实施步骤统计分析及整理确定的Wmf、 h、Фm、rd等系列参数，应用上述⑨、⑩两式，分别计算求取水驱油前缘的原始含油边缘半径，亦即泥浆滤液的侵入半径或侵入深度Id；假设有效厚度内的孔隙均已被泥浆滤液侵入，则可计算其侵入的最小半径Idmin；；
步骤九、利用回归分析得到油层深感应电阻率RILD与泥浆最小侵入半径Idmin的关系模型如下：
RILD＝-7.067Ln(Idmin)+15.341…………⒀
(R2＝0.9821)
式中，R为相关系数；
该模型表明了特低渗透低阻油层的成因；特低渗透油层电阻率与泥浆侵入程度呈密切的对数相关，泥浆侵入程度越大则油层电阻率下降幅度越大；当泥浆侵入程度超过了感应电阻率系列的径向探测半径时，感应测井系列便不再能够探测到地层真实的电阻率，此时的电阻率其实反映的只是泥浆侵入带的电阻率，“低阻油层”因此而生；
根据⑨、⑩两式计算的泥浆最小侵入半径Idmin，利用⒀式关系模型分析预判特低渗透油层的岩电特征；亦即，
若Idmin>感应或侧向等系列的径向探测半径，则油层电阻率应该显示为低阻；
若Idmin<感应或侧向等系列的径向探测半径，则油层电阻率应该显示为正常。
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN2018111910634 | 2018-10-12 | ||
| CN201811191063 | 2018-10-12 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN109386285A true CN109386285A (zh) | 2019-02-26 |
| CN109386285B CN109386285B (zh) | 2022-04-01 |
Family
ID=65429971
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201811456332.5A Expired - Fee Related CN109386285B (zh) | 2018-10-12 | 2018-11-30 | 一种特低渗透油层泥浆侵入程度及其影响的评价方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN109386285B (zh) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109989743A (zh) * | 2019-05-06 | 2019-07-09 | 中海油田服务股份有限公司 | 一种确定泥浆滤液侵入深度的方法及系统 |
| CN110109180A (zh) * | 2019-04-22 | 2019-08-09 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种方位声波固井质量测井的幅度对数显示方法及系统 |
| CN110500089A (zh) * | 2019-08-15 | 2019-11-26 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 基于阵列感应测井资料的页岩气水平井层理裂缝评价方法 |
| CN112392476A (zh) * | 2020-12-02 | 2021-02-23 | 西南石油大学 | 利用常规测井资料确定低渗裂缝孔渗参数的方法 |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5379216A (en) * | 1992-05-27 | 1995-01-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for producing a new output record medium illustrating a quantitative description in the volume dimension of mud filtrate invasion into permeable zones of a formation in a wellbore |
| CN101775983A (zh) * | 2010-02-09 | 2010-07-14 | 康志勇 | 基于砂岩储层水层电阻率的地层数据处理方法 |
| WO2010083388A2 (en) * | 2009-01-19 | 2010-07-22 | Services Petroliers Schlumberger | Estimating petrophysical parameters and invasion profile using joint induction and pressure data inversion approach |
| CN104213913A (zh) * | 2014-07-24 | 2014-12-17 | 中国石油大学(华东) | 低渗透碎屑岩储层有效开发渗透率下限的求取方法 |
| BR112014005164A2 (pt) * | 2011-09-07 | 2017-04-18 | Baker Hughes Inc | medição de profundidade de invasão durante a perfuração utilizando potencial de escoamento |
| CN106777649A (zh) * | 2016-12-09 | 2017-05-31 | 博明（北京）能源技术有限公司 | 一种裂缝型储集层孔隙结构定量评价方法 |
| CN108150158A (zh) * | 2017-12-13 | 2018-06-12 | 西安石油大学 | 一种深层裂缝性致密砂岩气藏早期水体分析与预测方法 |
| CN108612508A (zh) * | 2018-04-24 | 2018-10-02 | 东方宝麟科技发展(北京)有限公司 | 一种利用高强度可降解暂堵球的页岩气水平井压裂新方法 |
-
2018
- 2018-11-30 CN CN201811456332.5A patent/CN109386285B/zh not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5379216A (en) * | 1992-05-27 | 1995-01-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for producing a new output record medium illustrating a quantitative description in the volume dimension of mud filtrate invasion into permeable zones of a formation in a wellbore |
| WO2010083388A2 (en) * | 2009-01-19 | 2010-07-22 | Services Petroliers Schlumberger | Estimating petrophysical parameters and invasion profile using joint induction and pressure data inversion approach |
| CN101775983A (zh) * | 2010-02-09 | 2010-07-14 | 康志勇 | 基于砂岩储层水层电阻率的地层数据处理方法 |
| BR112014005164A2 (pt) * | 2011-09-07 | 2017-04-18 | Baker Hughes Inc | medição de profundidade de invasão durante a perfuração utilizando potencial de escoamento |
| CN104213913A (zh) * | 2014-07-24 | 2014-12-17 | 中国石油大学(华东) | 低渗透碎屑岩储层有效开发渗透率下限的求取方法 |
| CN106777649A (zh) * | 2016-12-09 | 2017-05-31 | 博明（北京）能源技术有限公司 | 一种裂缝型储集层孔隙结构定量评价方法 |
| CN108150158A (zh) * | 2017-12-13 | 2018-06-12 | 西安石油大学 | 一种深层裂缝性致密砂岩气藏早期水体分析与预测方法 |
| CN108612508A (zh) * | 2018-04-24 | 2018-10-02 | 东方宝麟科技发展(北京)有限公司 | 一种利用高强度可降解暂堵球的页岩气水平井压裂新方法 |
Non-Patent Citations (9)
| Title |
|---|
| WANG等: "Impact of hydraulic fracturing on cement sheath integrity; A modelling approach", 《JOURNAL OF NATURAL GAS SCIENCE AND ENGINEERING》 * |
| 李松: "海相碳酸盐岩层系钻井液漏失诊断基础研究", 《中国优秀博硕士学位论文全文数据库(博士)工程科技Ⅰ辑》 * |
| 王建民等: "特低渗砂岩储集层孔隙结构差异与低电阻率油层成因——以鄂尔多斯盆地中部烟雾峁区块为例", 《石油勘探与开发》 * |
| 王斌: "低渗透油层储层伤害因素分析及应用", 《中国石油和化工标准与质量》 * |
| 董杰等: "致密含水气藏产液评价模型及应用", 《特种油气藏》 * |
| 袁学芳等: "克深气藏加重压裂液返排密度降低原因研究", 《钻采工艺》 * |
| 陈立军等: "利用阵列感应测井估算永宁地区砂岩泥浆侵入深度", 《测井技术》 * |
| 陈颖杰等: "钻井液污染储层程度的测井评价方法及解除措施", 《2017年全国天然气学术年会论文集》 * |
| 高占胜等: "大佛寺井田煤层气储层伤害及其原因分析", 《资源与产业》 * |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110109180A (zh) * | 2019-04-22 | 2019-08-09 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种方位声波固井质量测井的幅度对数显示方法及系统 |
| CN110109180B (zh) * | 2019-04-22 | 2020-10-27 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种方位声波固井质量测井的幅度对数显示方法及系统 |
| CN109989743A (zh) * | 2019-05-06 | 2019-07-09 | 中海油田服务股份有限公司 | 一种确定泥浆滤液侵入深度的方法及系统 |
| CN110500089A (zh) * | 2019-08-15 | 2019-11-26 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 基于阵列感应测井资料的页岩气水平井层理裂缝评价方法 |
| CN110500089B (zh) * | 2019-08-15 | 2022-11-01 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 基于阵列感应测井资料的页岩气水平井层理裂缝评价方法 |
| CN112392476A (zh) * | 2020-12-02 | 2021-02-23 | 西南石油大学 | 利用常规测井资料确定低渗裂缝孔渗参数的方法 |
| CN112392476B (zh) * | 2020-12-02 | 2022-02-15 | 西南石油大学 | 利用常规测井资料确定低渗裂缝孔渗参数的方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN109386285B (zh) | 2022-04-01 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN109386285A (zh) | 一种特低渗透油层泥浆侵入程度及其影响的评价方法 | |
| Wu et al. | Numerical simulation of mud-filtrate invasion in deviated wells | |
| CN106285646B (zh) | 基于多信息融合的钻井漏失层位识别方法 | |
| CN106468172A (zh) | 一种超低渗砂岩油藏低阻储层测井解释方法 | |
| CN104912550A (zh) | 一种核磁共振测井资料定量计算储层产液剖面方法 | |
| CN103437760B (zh) | 一种使用阵列感应数据快速评价油水层的方法 | |
| CN109138975B (zh) | 一种基于时移测井数据的求解相渗特征曲线的新方法 | |
| CN104806232B (zh) | 一种确定碳酸盐岩储层孔隙度下限的方法 | |
| CN111075423B (zh) | 确定低渗透砂岩油藏注水开发井距的方法 | |
| CN104948176B (zh) | 一种基于渗透增大率识别碳酸盐岩储层裂缝的方法 | |
| CN104806212B (zh) | 一种水驱油田优势通道形成机理及发育情况的分析方法 | |
| CN101775983A (zh) | 基于砂岩储层水层电阻率的地层数据处理方法 | |
| CN105931125B (zh) | 一种致密油分段多簇体积压裂水平井产量预测方法 | |
| CN102621586B (zh) | 一种识别地层属性的地层数据处理方法 | |
| US9791589B2 (en) | Downhole differentiation of light oil and oil-based filtrates by NMR with oleophilic nanoparticles | |
| Ding et al. | Modeling of both near-wellbore damage and natural cleanup of horizontal wells drilled with water-based drilling fluids | |
| CN109577966A (zh) | 采用示踪剂监测单井残余油饱和度的方法 | |
| CN109538199A (zh) | 一种煤系地层含气量评价方法、装置及电子设备 | |
| CN102134994B (zh) | 一种基于基岩油藏油水层电阻率的地层数据处理方法 | |
| Proett et al. | Sample Quality Prediction with Integrated Oil and Water-based Mud Invasion Modeling. | |
| Akram et al. | A model to predict wireline formation tester sample contamination | |
| US9465133B2 (en) | Downhole differentiation of light oil and oil-based filtrates by NMR with oleophilic nanoparticles | |
| Yiren et al. | Simulation of mud invasion and analysis of resistivity profile in sandstone formation module | |
| CN107369103A (zh) | 快速经济有效综合评价勘探新发现的方法 | |
| Cig et al. | Inversion of wireline formation tester data to estimate in-situ relative permeability and capillary pressure |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20220401 |