利用动态资料进行压裂选层和效果评价.pptVIP

* 利用动态资料进行压裂选层与效果评价 利用动态资料 进行压裂选层和效果评价 压裂效果是储层多种因素综合影响的结果，任何一种压裂效果预测以及选层方法只能考虑几种主要地质因素，由于其每一单项因素与压裂效果的相关性均较差，且不同的储层主要影响因素不尽相同，从而降低了措施效果预测的可信度和准确性。测试资料是在动态条件下反映出的储层物性特征，也是各种地质因素最直接的综合反映。以动态资料为基础，结合静态资料，探索压裂效果与测试曲线特征之间的内在关系，从动态角度出发分析压裂井选层条件，对措施的可行性分析将会起到重要的指导作用。 针对低渗储层措施改造特点，统计了二连地区2005-2006年共16口井的压裂前后测试资料，电测解释渗透率范围一般为1-10×10-3μm2，含油饱和度一般为20－50%，原油物性一般，为中孔低渗和低孔低渗两种储层类型。若以压裂见效和压裂效果差两种情况分类分析，测试曲线特征与压裂效果具有明显关系，通过措施前测试资料分析，将有助于对压裂施工的可行性做出正确判断。  一、中孔低较好渗储层，地层压力恢复能力较强，能量充足，压裂效果普遍 压裂效果好的井共8口，其中7口井为中孔低渗储层，测试曲线总体上表现为地层渗流能力弱、产能低，但压力恢复曲线反映出地层具有一定的恢复能力，且导压性较好，关井压力恢复曲线均具备霍纳法外推确定原始地层压力条件。经过开井生产或抽汲后，地层压力没有明显下降，能量补充及时。在双对数－导数曲线上虽然早期段较长，但后期一般能够出现比较明显的径向流动特征。在测试期间有原油产出，测试结论一般为低产油层或干层。 从四性关系分析，储层岩性为粉砂岩、细砂岩、砂砾岩以及泥质、白云质砂岩，油气显示为油斑和油侵，电阻率7.4-30.0Ω.m；微电极呈中、低幅正差异，渗透率为1×10-3μm2左右，孔隙度大于10%，具有一定的连通性，该类储层压裂后效果较好。 测试井段1171.20-1177.60m，厚6.4m。抽汲日产水1.38m3，见油花；按二开流压曲线折日产水2.15m3，生产压差10.64MPa，测试结论为含油水层。 该井地层压力11.23MPa，压力系数0.98。压力曲线反映二开流压曲线上升缓慢，地层导流能力弱；二次关井压力恢复速度快，说明储层导压能力较好。在双对数图上具有明显径向流动段，解释结果参数表明储层物性差，井筒周围地层有一定污染。 太69井压力历史展开图 太69井双对数-导数图 从测井曲线上看，微电级呈中低幅正差异，自然电位具有中等负异常幅度，自然伽马数值为80-90API，声波时差252.7μs/m，孔隙度14.9%，属于中孔低渗储层。 压裂采用油管注入方式，压裂液为改性瓜胶，注入压裂液：87.43m3，加砂12.29m3，砂比31.61%，破裂压力23MPa，压裂后求产：日抽90次，抽深850m，动液面650m，日产油：15.77m3，水：24.78m3，措施效果显著。 二、压前测试关井压力曲线恢复缓慢或压力衰竭，压裂效果差 二连探区2005－2006年压裂未见效（未达到工业油流）井共3口，其中一口井为高粘稠油井，不做考虑。另外，太67井为中孔低渗储层，太51井为低孔低渗储层，但测试曲线形态具有相同的特征，主要表现为地层恢复能力弱，导压性差，关井曲线呈坡状上升，不具备求取地层压力的条件，经过二次开井后，地层压力恢复更加缓慢，双对数－导数曲线处于早期段，储层由于其本身物性差，岩性致密，能量供给不足，压裂效果差。 实例分析1（太67井） 腾格尔组2408.6-2441.8m井段,3层厚11.8m，电测解释为中孔低渗储层。抽汲液量为0m3，按二次开井流压曲线折算日产油为0.08 m3，测试结论为油干层。 关井压力恢复曲线上升速度缓慢，不具求取地层压力条件。开井流压曲线平直，地层产出量极少，说明地层导流导压能力差，参数计算结果，储层有效渗透率为0.07×10-3μm2，表皮系数-0.99。属特低渗透储层，储层无污染。 该井压裂施工注入改性瓜胶压裂液210.70m3，砂量34.69 m3，砂比32.92%，破裂压力39.87MPa，压裂后求产：日抽24次，抽深2340m，动液面2270m，日产油0.70m3，水0.68m3,压裂效果较差。 测试井段2331.40-2347.40m，两层厚10m，低孔低渗储层，压前测试采用三开两关工作制度，抽汲全部抽空，管柱总回收水0.68m3，含油花，按二开流压曲线折产，折日产水0.03 m3，含油花，测试结论油干层。 实测压力曲线反映：储层导流能力弱,导压能力差，地层能量供给缓慢，呈特低渗透特征。 该井压裂注入改性瓜