CN113655082A - 一种评价致密页岩储层的入井流体的优选方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种评价致密页岩储层的入井流体的优选方法，属于油气田开发领域；本发明通过四种不同配方的入井流体作用页岩储层后，通过研究储层微观结构特征和矿物组分的改变以及宏观孔渗值的改变，进行储层评价，优选与储层适应的入井流体；其技术方案是：将配制好的不同入井流体对岩样进行浸泡和驱替实验，采用X射线衍射、扫描电镜测试、基础孔渗测试结果，对储层岩样分别进行微观和宏观评价，并将微观与宏观评价结果结合进行综合评价，优选出与页岩储层适应的入井流体。与现有技术相比，本发明具有评价体系有效性强，多重评价，说服性强，可推广性强。
Description
技术领域
本发明属于油气田开发领域，特别涉及一种评价致密页岩储层的入井流体的优选方法。
背景技术
自首次发现油气资源作为燃料，到第二次能源革命期间，常规油气藏的到充分的勘探开发，开采和使用量越来越大，常规的油气资源面临巨大的开采压力。因此，随着美国页岩气革命取得的巨大成功，促使我国的油气能源格局产生巨大变化。随着勘探技术的进步，我国发现了巨大的致密油气资源，其中页岩油气的探明储量十分巨大，但是开采难度也随之加大。页岩油气储层属于典型低孔低渗储层，裂缝发育差，流通性较差。因此，要实现大规模的工业开采必须进行压裂改造才能形成有效产层。压裂技术的运用是油气资源勘探的一大进步，但随之而来的储层伤害问题成为了非常严峻的问题。由于页岩气储层组分的复杂性和特殊性，储层性质非常容易受到外来流体的影响，从而对储层造成二次伤害，加大开采成本和开采难度。面对这类严峻问题，急需寻找出与页岩气储层相适应的入井流体，降低储层的损伤程度。
目前对非常规油气藏的入井流体的研究依然停留于单一流体对储层的影响，很少有同时对同一储层，应用不同入井流体开展实验，从中优选出与储层相适应的入井流体，达到较少储层的损伤，降低储层损失，从而达到改善页岩气储层渗流环境的目的，得出一种评价致密页岩储层的入井流体的优选方法。
发明内容
本发明目的是：为了解决先今页岩油气藏在压裂后，入井流体进入储层后对储层造成固相和液相损伤，从而导致储层的孔隙堵塞，降低孔喉的连通性，降低储层渗透率，使得油气产出量降低的问题。本发明利用场发射扫描电镜和X射线衍射实验这些现代科学技术手段，通过对比不同入井流体作用页岩储层后宏观孔渗参数变化和微观孔隙空间、岩样黏土矿物含量的变化，计算宏观数据变化率和微观结构变化率，分别带入宏观评价系数和微观评价系数，最后结合宏观和微观的评价系数进行四种不同流体对页岩储层的综合评价，从而优选出与页岩气储层相适应的入井流体的方法，使得入井流体进入储层后降低储层损伤，改善储层流通性，提高页岩油气藏的采收率。
为实现上述目的，本发明提供了一种评价致密页岩气储层的入井流体的优选方法，该方法包括下列步骤：
S100、钻取四块相同区块不同层位的页岩储层岩样，对页岩储层岩样进行标准化处理后烘干岩样，通过气测出页岩储层岩样的孔隙度f 1，通过气测出页岩储层的渗透率k 1；
S200、将气测后的页岩储层岩样沿端口截面切下一块厚度为1cm的薄片，进行原位扫描电镜和X射线衍射实验，确定原始地层页岩储层岩样的裂缝宽度L 1、孔隙直径D 1及黏土矿物含量W 1；
S300、配制含有机防膨剂的减阻水、未含有机防膨剂的减阻水、含有机防膨剂的胍胶液以及未含有机防膨剂的胍胶液四种入井流体，并静置24小时自动破胶；
S400、将烘干后的页岩储层岩样抽真空12小时，加压15MPa饱和原油12小时；
S500、利用配制好的含有机防膨剂的减阻水、未含有机防膨剂的减阻水、含有机防膨剂的胍胶液以及未含有机防膨剂的胍胶液分别驱替四块原油饱和后的页岩储层岩样，直至溶液驱出；
S600、将驱替后的页岩储层岩样沿第一次切过的端口截面切下一块厚度为1cm的薄片，进行原位扫描电镜和X射线衍射实验，确定入井流体驱替后地层页岩储层岩样的裂缝宽度L 2、孔隙直径D 2及黏土矿物含量W 2，计算入井流体进入前后裂缝宽度的变化值L，计算入井流体进入前后孔隙直径变化值D，计算入井流体进入前后黏土矿物含量的变化值W，将计算结果带入页岩储层微观评价系数I，进行页岩储层微观评价；
式中，I为页岩储层微观评价系数，无量纲量；L为入井流体进入前后裂缝宽度的变化值，计算公式为
，无量纲量；D为入井流体进入前后孔隙直径变化值，计算公式为
，无量纲量；W为入井流体进入前后黏土矿物含量的变化值
，无量纲量；
当I≤-1时，入井流体对页岩储层损伤严重；当-1≤I＜0时，入井流体对页岩储层有轻微损伤；当I=0时，入井流体对页岩储层无改善；当0＜I≤1时，入井流体对页岩储层改善效果弱；当I≥1时，入井流体对页岩储层改善效果好；
S700、再次利用称重法测定驱替后页岩储层岩样的孔隙度f 2，通过原油液测出页岩储层的渗透率k 2，计算入井流体驱替前后页岩储层岩样孔隙度的变化值F，计算入井流体驱替前后页岩储层岩样渗透率的变化值K，将计算结果带入页岩储层宏观评价系数Y，
进行页岩储层宏观评价；
式中，Y为页岩储层宏观评价系数，无量纲量； F为入井流体驱替前后页岩储层岩样孔隙度的变化值，计算公式为
，单位%；K为计算入井流体驱替前后页岩储层岩样渗透率的变化值，计算公式为
，单位mD；
当Y≤-1时，入井流体对页岩储层损伤严重；当-1≤Y＜0时，入井流体对页岩储层有轻微损伤；当Y=0时，入井流体对页岩储层无改善；当0＜Y≤1时，入井流体对页岩储层改善效果弱；当Y≥1时，入井流体对页岩储层改善效果好；
S800、基于四种不同入井流体驱替页岩储层岩样的实验，根据计算出的页岩储层微观评价系数I和计算出的页岩储层宏观评价系数Y，代入页岩储层综合评价系数G，进行不同入井流体对页岩储层的情况评价，从而优选出与储层相适应的入井流体；
式中，G为页岩储层综合评价系数，无量纲量；Y为页岩储层宏观评价系数，无量纲量；I为页岩储层微观改善评价系数，无量纲量；
当G＜0时，入井流体对页岩储层有损伤；当G=0时，入井流体对页岩储层无改善；当G＞0时，入井流体对页岩储层有改善；
S900、通过计算出的页岩储层综合评价系数G的值，优选出对页岩储层改善的入井流体。
进一步所述的一种改善致密页岩气储层的入井流体优选方法，其特征在于：所述的含有机防膨剂的减阻水由以下质量百分比的组分组成：减阻剂0.08%、有机防膨剂0.5%、增效剂0.1%、杀菌剂0.02%、过硫酸铵0.01%；所述的未含有机防膨剂的减阻水由以下质量百分比的组分组成：减阻剂0.08%、增效剂0.1%、杀菌剂0.02%、过硫酸铵0.01%；所述的含有机防膨剂的胍胶液由以下质量百分比的组分组成：胍胶0.35%、有机防膨剂0.5%、助排剂0.025%、氢氧化钠0.025%、杀菌剂0.02%、交联液5%。
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：（1）评价体系简捷有效；（2）经过多重评价，使结果更具说服性；（3）可推广性强。
附图说明
在附图中：
图1是本方法技术路线图。
图2是原始岩样Y-1的扫描电镜图。
图3是原始岩样Y-2的扫描电镜图。
图4是原始岩样Y-3的扫描电镜图。
图5是原始岩样Y-4的扫描电镜图。
图6是原始岩样Y-1的X射线衍射图。
图7是原始岩样Y-2的X射线衍射图。
图8是原始岩样Y-3的X射线衍射图。
图9是原始岩样Y-4的X射线衍射图。
图10是入井流体浸泡后Y-1的扫描电镜图。
图11是入井流体浸泡后Y-2的扫描电镜图。
图12是入井流体浸泡后Y-3的扫描电镜图。
图13是入井流体浸泡后Y-4的扫描电镜图。
图14是入井流体浸泡后Y-1的X射线衍射图。
图15是入井流体浸泡后Y-2的X射线衍射图。
图16是入井流体浸泡后Y-3的X射线衍射图。
图17是入井流体浸泡后Y-4的X射线衍射图。
具体实施方式
下面结合实施方式和附图对本发明做进一步说明。
本发明提供了一种改善致密页岩气储层的入井流体优选方法，图1为本方法的技术路线图，该方法包括下列步骤：
第一，获取相同层位的页岩储层岩心Y-1、Y-2、Y-3、Y-4，对页岩储层岩心烘干后通过气测出页岩储层岩心的孔隙度f 1和渗透率值k 1；
表1
第二，将气测后的页岩储层岩样沿端口截面切下一块厚度为1cm的薄片，进行原位扫描电镜和X射线衍射实验，Y-1、Y-2、Y-3、Y-4的原始岩样扫描电镜图为图2、图3、图4、图5所示，Y-1、Y-2、Y-3、Y-4的原始岩样X射线衍射图谱为图6、图7、图8、图9所示，确定原始地层页岩储层岩样的裂缝宽度L 1、孔隙直径D 1及黏土矿物含量W 1；
表2
第三，配制含有机防膨剂的减阻水、未含有机防膨剂的减阻水、含有机防膨剂的胍胶液以及未含有机防膨剂的胍胶液四种入井流体，并静置24小时自动破胶。含有机防膨剂的减阻水的配方如表3所示，未含有机防膨剂的减阻水的配方如表4所示，含有机防膨剂的胍胶液的配方如表5所示，未含有机防膨剂的胍胶液的配方如表6所示；
表3
表4
表5
表6
第四，将烘干后的页岩储层岩样抽真空12小时，加压15MPa饱和原油12小时；
第五，利用配制好的含有机防膨剂的减阻水、未含有机防膨剂的减阻水、含有机防膨剂的胍胶液以及未含有机防膨剂的胍胶液分别驱替四块原油饱和后的页岩储层岩样，直至溶液驱出；
第六，将驱替后的页岩储层岩样沿上次切过的端口截面切下一块厚度为1cm的薄片，进行原位扫描电镜和X射线衍射实验，Y-1、Y-2、Y-3、Y-4的入井流体浸泡后岩样扫描电镜图为图10、图11、图12、图13所示，Y-1、Y-2、Y-3、Y-4的入井流体浸泡后岩样X射线衍射图谱为图14、图15、图16、图17所示，确定入井流体驱替后地层页岩储层岩样的裂缝宽度L 2、孔隙直径D 2及黏土矿物含量W 2，测试结果如下表所示；
表7
第七，根据实验测试结果，计算入井流体进入前后裂缝宽度的变化值L，计算入井流体进入前后孔隙直径变化值D，计算入井流体进入前后黏土矿物含量的变化值W，计算结果如下表所示；
表8
第八，将计算结果带入页岩储层微观评价系数I，进行页岩储层微观评价；
式中，I为页岩储层微观评价系数，无量纲量；L为入井流体进入前后裂缝宽度的变化值，计算公式为
，无量纲量；D为入井流体进入前后孔隙直径变化值，计算公式为
，无量纲量；W为入井流体进入前后黏土矿物含量的变化值
，无量纲量；
当I≤-1时，入井流体对页岩储层损伤严重；当-1≤I＜0时，入井流体对页岩储层有轻微损伤；当I=0时，入井流体对页岩储层无改善；当0＜I≤1时，入井流体对页岩储层改善效果弱；当I≥1时，入井流体对页岩储层改善效果好；
表9
通过测试后的计算结果显示，通过不同的入井流体进入页岩储层后，对页岩储层微观评价系数对比，发现不同的入井流体对页岩储层存在不同程度的损伤，损伤最严重的为不含有机防膨剂的胍胶浸泡后的岩样，损伤最轻的为含防膨剂的减阻水浸泡后的页岩；
第九，再次利用称重法测定驱替后页岩储层岩样的孔隙度f 2，通过原油液测出页岩储层的渗透率k 2，计算入井流体驱替前后页岩储层岩样孔隙度的变化值F，计算入井流体驱替前后页岩储层岩样渗透率的变化值K，计算结果如下所示；
表10
第九，将计算结果带入页岩储层宏观评价系数Y，进行页岩储层宏观评价；
式中，Y为页岩储层宏观评价系数，无量纲量；F为入井流体驱替前后页岩储层岩样孔隙度的变化值，计算公式为
，单位%；K为计算入井流体驱替前后页岩储层岩样渗透率的变化值，计算公式为
，单位mD；
当Y≤-1时，入井流体对页岩储层损伤严重；当-1≤Y＜0时，入井流体对页岩储层有轻微损伤；当Y=0时，入井流体对页岩储层无改善；当0＜Y≤1时，入井流体对页岩储层改善效果弱；当Y≥1时，入井流体对页岩储层改善效果好；
表11
通过对不同入井流体驱替前后的岩样的基础孔渗进行测定，根据计算结果进行页岩储层宏观评价，评价结果显示不含有机防膨剂的胍胶对页岩储层的损伤最严重，含有机防膨剂的减阻水对页岩储层的损伤最轻；
第十，基于四种不同入井流体驱替页岩储层岩样的实验，根据计算出的页岩储层微观改善评价系数I和计算出的页岩储层宏观改善评价系数Y，代入页岩储层改善评价综合系数G，进行不同入井流体对页岩储层的改善情况评价，从而优选出与储层相适应的入井流体；
式中，G为页岩储层改善评价综合系数，无量纲量；Y为页岩储层宏观改善评价系数，无量纲量；I为页岩储层微观改善评价系数，无量纲量；
当G＜0时，入井流体对页岩储层有损伤；当G=0时，入井流体对页岩储层无改善；当G＞0时，入井流体对页岩储层有改善；
S900、通过计算出的页岩储层改善评价综合系数G的值，优选出对页岩储层改善的入井流体；
表12
将页岩储层的微观评价系数和宏观评价系数结合，计算页岩储层综合评价系数，由计算结果可知不含有机防膨剂的胍胶对页岩储层的损伤程度大于不含有机防膨剂的减阻水大于含有机防膨的胍胶，对页岩储层损伤最轻的为含有机防膨剂的减阻水，因此通过对不同入井流体与页岩储层的作用效果评价，优选出含有机防膨剂的减阻水为页岩储层的入井流体。
进一步的，所述页岩储层微观评价、页岩储层宏观评价、页岩储层综合系数的评价。
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：（1）评价体系简捷有效；（2）经过多重评价，使结果更具说服性；（3）可推广性强。
最后所应说明的是：以上实施例仅用以说明而非限制本发明的技术方案，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细说明，本领域的普通技术人员应该理解：依然可以对本发明进行修改或者等同替换，而不脱离本发明的精神和范围的任何修改或局部替换，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。
Claims (2)
1.一种评价致密页岩储层的入井流体的优选方法，其特征在于，该方法包括下列步骤：
S100、钻取四块相同区块不同层位的页岩储层岩样，对页岩储层岩样进行标准化处理后烘干岩样，通过气测出页岩储层岩样的孔隙度f 1，通过气测出页岩储层的渗透率k 1；
S200、将气测后的页岩储层岩样沿端口截面切下一块厚度为1cm的薄片，进行原位扫描电镜和X射线衍射实验，确定原始地层页岩储层岩样的裂缝宽度L 1、孔隙直径D 1及黏土矿物含量W 1；
S300、配制含有机防膨剂的减阻水、未含有机防膨剂的减阻水、含有机防膨剂的胍胶液以及未含有机防膨剂的胍胶液四种入井流体，并静置24小时自动破胶；
S400、将烘干后的页岩储层岩样抽真空12小时，加压15MPa饱和原油12小时；
S500、利用配制好的含有机防膨剂的减阻水、未含有机防膨剂的减阻水、含有机防膨剂的胍胶液以及未含有机防膨剂的胍胶液分别驱替四块原油饱和后的页岩储层岩样，直至溶液驱出；
S600、将驱替后的页岩储层岩样沿第一次切过的端口截面切下一块厚度为1cm的薄片，进行原位扫描电镜和X射线衍射实验，确定入井流体驱替后地层页岩储层岩样的裂缝宽度L 2、孔隙直径D 2及黏土矿物含量W 2，计算入井流体进入前后裂缝宽度的变化值L，计算入井流体进入前后孔隙直径变化值D，计算入井流体进入前后黏土矿物含量的变化值W，将计算结果带入页岩储层微观评价系数I，进行页岩储层微观评价；
式中，I为页岩储层微观评价系数，无量纲量；L为入井流体进入前后裂缝宽度的变化值，计算公式为
，无量纲量；D为入井流体进入前后孔隙直径变化值，计算公式为
，无量纲量；W为入井流体进入前后黏土矿物含量的变化值
，无量纲量；
当I≤-1时，入井流体对页岩储层损伤严重；当-1≤I＜0时，入井流体对页岩储层有轻微损伤；当I=0时，入井流体对页岩储层无改善；当0＜I≤1时，入井流体对页岩储层改善效果弱；当I≥1时，入井流体对页岩储层改善效果好；
S700、再次利用称重法测定驱替后页岩储层岩样的孔隙度f 2，通过原油液测出页岩储层的渗透率k 2，计算入井流体驱替前后页岩储层岩样孔隙度的变化值F，计算入井流体驱替前后页岩储层岩样渗透率的变化值K，将计算结果带入页岩储层宏观评价系数Y，
进行页岩储层宏观评价；
式中，Y为页岩储层宏观评价系数，无量纲量； F为入井流体驱替前后页岩储层岩样孔隙度的变化值，计算公式为
，单位%；K为计算入井流体驱替前后页岩储层岩样渗透率的变化值，计算公式为
，单位mD；
当Y≤-1时，入井流体对页岩储层损伤严重；当-1≤Y＜0时，入井流体对页岩储层有轻微损伤；当Y=0时，入井流体对页岩储层无改善；当0＜Y≤1时，入井流体对页岩储层改善效果弱；当Y≥1时，入井流体对页岩储层改善效果好；
S800、基于四种不同入井流体驱替页岩储层岩样的实验，根据计算出的页岩储层微观评价系数I和计算出的页岩储层宏观评价系数Y，代入页岩储层综合评价系数G，进行不同入井流体对页岩储层的情况评价，从而优选出与储层相适应的入井流体；
式中，G为页岩储层综合评价系数，无量纲量；Y为页岩储层宏观评价系数，无量纲量；I为页岩储层微观改善评价系数，无量纲量；
当G＜0时，入井流体对页岩储层有损伤；当G=0时，入井流体对页岩储层无改善；当G＞0时，入井流体对页岩储层有改善；
S900、通过计算出的页岩储层综合评价系数G的值，优选出对页岩储层改善的入井流体。
2.根据权利要求1所述的一种评价致密页岩储层的入井流体的优选方法，其特征在于：所述的含有机防膨剂的减阻水由以下质量百分比的组分组成：减阻剂0.08%、有机防膨剂0.5%、增效剂0.1%、杀菌剂0.02%、过硫酸铵0.01%；所述的未含有机防膨剂的减阻水由以下质量百分比的组分组成：减阻剂0.08%、增效剂0.1%、杀菌剂0.02%、过硫酸铵0.01%；所述的含有机防膨剂的胍胶液由以下质量百分比的组分组成：胍胶0.35%、有机防膨剂0.5%、助排剂0.025%、氢氧化钠0.025%、杀菌剂0.02%、交联液5%。
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