目前,致密油勘探和开发的鄂尔多斯盆地,都取得了重大进展。上三叠纪鄂尔多斯盆地三叠系延长组是一个多源沉积盆地,进化在鄂尔多斯内陆湖盆萧条。根据沉积旋回的特征,三叠系划分为10个油层组从上到下(Chang 1张10)( 28, 29日]。常张8和9 H油田和J油田的储层致密油的主要层次发展。其中,长8储层致密砂岩类型以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主,含有少量的长石砂岩。长9储层的岩性以岩屑长石砂岩为主,其次为长石砂岩和长石岩屑砂岩( 30.]。共有14个核心被选在这项研究中,包括5芯长9储层和9芯的长8储层。根据实测孔隙度和渗透率数据,即。,porosity between 6.23% and 17.00% with average porosity is 11.96%. In addition, the permeability between 0.115 × 10⁻³ μ米²和4.238×10⁻³ μ米²,平均渗透率是1.082×10⁻³ μ米²。因此,这些核心插头是典型致密砂岩在目标块。芯插头的详细的参数信息如表所示 1。

模拟水力压裂储层致密砂岩的三轴压缩试验核心系统设计,如图 1。实验系统主要由六个部分组成:氮气瓶(N₂),压力稳定装置(电压调整器)、三轴芯夹,围压泵(手动泵),轴向压力泵(Quizix泵)和微流量计。氮气瓶提供位移的压力。压力稳定装置精确控制位移的压力。手动泵控制核心的围压。Quizix泵提供了核心的轴向压力。三轴芯夹补丁和压缩内核。微流量计包括可以用高精度测量流体流量。

人工微裂缝实验核心的步骤如下: (1)

首先,长度、直径和干重的核心测量。

图 2显示了透气性和轴向压力之间的关系典型的核心;渗透率变化率 R K 通过计算 (1) R K = K 我 − K 0 K 0 × One hundred. % , 在哪里 K 0 没有轴向压力的透气性,×10⁻³ μ米², K 我 是气体渗透率在不同的轴向压力,×10⁻³ μ米²。

发现当轴向压力小于15 MPa,核心插头渗透率变化率是负的,仍然是在一个小范围;这是因为随着轴向压力的增加,致密砂岩孔隙压缩和渗透率下降缓慢。轴向压力15-38 MPa时,渗透率变化率逐渐从消极变为积极和有更大的变化范围;这表明裂隙形成的核心。此外,当轴向压力大于38 MPa,渗透率变化率的增加非常明显;这是由于核可见裂缝的形成。因为体积压裂过程中,大量的裂隙形成的地下水库。我们工作的目的是研究微裂缝储层的应力敏感性,因此我们使用B点(图 2)作为压裂的上限。

核磁共振(NMR)技术来检测目标中的氢原子核材料的存在(在石油工业领域,我们经常研究核心插头,与水或油饱和。),从而导致核磁共振现象的发生。在这项研究中,NMR实验使用RecCore 2500核磁共振岩心分析仪进行独立开发的渗流流体力学研究所、中科院、中国。主要测试参数如下:共振频率为2.38 MHz,回波时间是0.25毫秒,和等待时间是3000 ms;回声号码是2048;实验温度是25°C。三个核心样本选择与水饱和前后压裂实验,然后他们的T2光谱测试。

储层的应力敏感性是由变形引起的致密砂岩和渗透率的变化 31日]。储层渗透率的变化是由于有效应力的变化,储层应力敏感性的研究主要是对渗透率与有效应力之间的关系( 32, 33]。有效应力的变化实现通过控制围压的变化而注入流体压力保持不变。在具体的实验过程中,我们指的是石油行业标准SY / T 5358 - 2010。

此外,我们使用Terzaghi有效应力评估核心应力敏感性。计算公式如下( 10]: (2) σ eff p = σ − p p , 在哪里 σ eff p 有效应力,MPa; σ上覆岩层压力,MPa;和 p_p孔隙压力,MPa。

本文中的有效应力评价致密砂岩的应力敏感性是指Terzaghi有效应力。致密砂岩渗透率在任何内部压力计算公式 p如下( 34]: (3) K = K f e − b p 我 − p , 在哪里 K致密砂岩渗透率,10⁻³ μ米²; K f 是原始地层压力下的致密砂岩渗透率×10⁻³ μ米²; b是压力灵敏度常数,MPa⁻¹; p_我原始地层压力,MPa;和 p致密砂岩的内部压力,MPa。

我们使用一个三轴压缩试验系统执行microfractures-forming与不同的渗透率岩心实验。结果如下。从图可以看出 3共有三个阶段是有经验的过程中不断增加轴向压力。轴向压力开始增加时,磁导率略有降低。然后,随着轴向压力的增加,磁导率开始增加,然后出现拐点。这个时候,核心微裂隙,肉眼无法观察到的。随着渗透率变化率继续增加,裂隙中创建的核心。为了验证核心是否断裂裂隙形成后,我们也使用核磁共振技术测试的T2谱致密砂岩样品在饱和水前后裂隙。从图 4,我们可以看到,核心的T2谱后的饱和水状态下裂隙高于T2谱在饱和水状态了裂隙的形成。更高的T2谱部分是由于在核心饱和度的骨折。这也表明,核心裂隙裂隙形成之后。的比例后的裂隙的三个核心裂隙是11.12%,15.67%,和12.33%,分别。同时,核磁共振测试表明核心裂隙创建或打开裂隙。如果发生大规模的断裂,第三个高峰出现在NMR谱的右端。

此外,不同的核心有不同的压裂压力。所有核心的压裂压力是20至30 MPa。其中,HH56-18核心最低20 MPa和HH190-25核心的压裂压力最大的压裂30 MPa的压力。此外,HH190-25核心变化率最高渗透率随着轴向压力的增加。这可能是由于大倾角裂隙的发展核心。

选择三种典型核和应力敏感性实验前后进行裂隙的形成(见图 5)。应力敏感性曲线分为两个阶段。有效应力是陡前20 MPa,但随着有效应力的增加,曲线变得缓慢。此外,核心的灵敏度曲线裂隙前后不一致,和核心是后的应力敏感性强于之前创建了裂隙。随着渗透率降低,应力敏感性的核心增长。在加载过程中,有一个很好的力量渗透率与有效应力的变化关系( R²> 0.9)。

有物磁滞在实验的核心。有效应力释放后,芯插头渗透率不能完全恢复,还有一定程度的渗透率损失。有效应力超过一定值时,改变曲线的渗透率保留率增压阶段和减压相一致。这表明有效应力增加,核心发生结构变形和身体变形,显著和渗透率的变化。然而,当有效应力超过一定数值时,岩心孔隙结构的变化趋于稳定,和核心变形是身体变形。与此同时,渗透率的变化也成为稳定。这种现象是一致的,研究了曹et al。 11]。

有许多研究应力敏感性的评价方法。在中国,学者们通常使用行业标准SY / T 5358 - 2010《评价致密砂岩应力敏感性[ 26, 35]。相信致密砂岩通常强烈应力敏感。在这项研究中,我们也使用这个评价方法组合起来 年代_年代确定储层致密砂岩应力敏感性的研究致密砂岩应力敏感性。首先,我们使用方程( 4)的变化率计算渗透率在不同有效应力增加过程中有效应力(SY / T 5358 - 2010): (4) D = K 米 − K n K 米 × One hundred. % , 在哪里 D是不同有效应力下的变化率渗透率有效应力增加过程中,%; K 米 初始有效应力下的岩心渗透率,10⁻³ μ米²;和 K n 是核心不同有效应力下渗透率有效应力增加过程中,10⁻³ μ米²。

此外,我们也使用应力敏感性系数 年代_年代提出了在 27)对储层岩石的应力敏感性进行分类。应力敏感性系数的计算方法如下: (5) K K 裁判 1 / 3 = 1 − 年代 年代 ln σ 再保险 σ 裁判 , 在哪里 K是核心的渗透率,10⁻³ μ米²; K 裁判 有效应力下的渗透率参考吗 σ_裁判,10⁻³ μ米²; 年代_年代是对数模型的应力敏感性系数,无因次; σ 再保险 有效应力,MPa;和 σ r e f 是参考有效应力,MPa。

我们使用 年代 年代 分类的致密砂岩应力敏感性, 年代 年代 > 0.40是强应力敏感性; 年代 年代 < 0.25是弱应力敏感性;和0.25≤ 年代 年代 ≤0.4介质应力敏感性[ 27]。

计算和评价结果如表所示 2。从表可以看出 2这两个 D和 年代 年代 方法可以用来评估应力敏感性。当核心插头的渗透率小于1×10⁻³ μ米²,这两种方法可以有很好的一致性。当岩心渗透率超过1×10⁻³ μ米², 年代_年代方法显示核心中、弱敏感性。但 D方法显示在核心有弱应力敏感性。虽然这两种方法有不同的评价结果在不同渗透率的间隔,行业标准只使用最大磁导率和最小渗透率值在评估应力敏感性。的 年代_年代方法是通过拟合实验数据。致密砂岩样品对应一个 年代_年代,这是全面的和独特的,更客观的评价。此外,我们可以看到从图 6当核心塞渗透率小于1×10⁻³ μ米²和孔隙度小于10%,核心展品强应力敏感性。这与以前的研究结果是一致的致密砂岩应力敏感性抢眼。

变形下有效应力的主要因素是应力敏感性的核心 36]。从图可以看出 7研究块的孔隙系统主要包括粒间孔隙、粒内孔隙和裂隙。变形是影响致密砂岩组成,致密砂岩颗粒接触模式,孔隙类型。因此,这部分比较了控制与致密砂岩应力敏感性的组成、致密砂岩颗粒接触模式,两个油田储层的孔隙类型(H和J油田)。首先,裂隙在不同尺度的H和J油田的储层岩心(数字 7 (b)和 7 (e))。这是储层的应力敏感性强的主要原因(表 2)。在H油田致密砂岩主要由石英、长石、岩屑、石英含量小于50%。颗粒之间的接触主要是线性接触和凹凸接触。细和中型碎屑颗粒的比例超过90%,和各自的比例大致相同。同时,粒间孔隙的核心不是发达及其连通性差。一些致密砂岩颗粒内的溶解孔隙与孔隙度(图 7(一))。孔隙大小分布范围从0.02毫米到0.21毫米。此外,根据扫描电镜(SEM)分析H油田储层岩石样本,发现部分粮食利润被侵蚀,有几粒间溶蚀孔隙和溶蚀微孔(图 7 (c))。晶间馅料主要是由自生高岭石、伊利石、illite-montmorillonite混合物,和泥(图 7 (c))。此外,馅料的晶间微孔减少,致密砂岩的inter-granular孔隙不发达。面对百分比小于1%,平均粘土含量约为15%。粘土矿物高岭石和伊利石分布在J油田可以使砂岩的孔隙度减少,水库的物理性质恶化。颗粒之间的接触关系主要是点和线,在孔隙大小范围从0.01毫米到0.08毫米。此外,储集岩颗粒的偏析J油田被发现中度通过扫描电子显微镜(SEM)(图 7 (f))。晶间馅料大多是伊利石,illite-montmorillonite混合层,高岭石、自生石英。因为晶间孔隙不发达,面部孔隙度低。在一些致密砂岩石英略微增加在一些致密砂岩和长石溶解。有更少的粒间孔隙和粒间溶孔。粘土含量平均约为20%。致密砂岩有一个小的喉咙和非常敏感的压力( 37, 38]。上覆压力略有增加时,关闭小喉咙非常容易受到压力,导致大量减少孔喉大小和渗透率迅速减少。