石油天然气工程

基于CT扫描技术研究页岩水化细观损伤特性

马天寿，陈平

摘要：目的：井壁失稳问题是钻井工程中经常遇到的复杂问题之一，在硬脆性页岩地层钻水平井使井壁失稳问题更加突出，容易导致卡钻和埋钻等井下复杂事故，严重时甚至导致井眼报废，造成巨大的经济损失。泥页岩井壁稳定研究难点在于力学-化学的耦合，其中页岩水化问题是研究的关键，但现有方法并不能有效解决该问题。利用CT扫描技术和数字图像处理技术，探索建立定量评价页岩水化引起的细观损伤特性的方法，以期为定量研究页岩水化问题提供新的思路和方法。方法：为了研究页岩水化过程中的细观损伤特性，将岩样在常温、常压环境中以清水进行浸泡，并在不同的水化阶段（初始、5 d后、10 d后和15 d后），采用MicroXCT-400型CT扫描仪沿垂直方向对岩样进行上、中、下3个断面的扫描。通过对CT扫描图像进行灰度图像直观分析、伪彩色增强处理，揭示页岩水化过程中微裂隙起裂到宏观破坏的演化过程；采用最大方差自动取阈值方法对CT扫描图像进行分割处理，并以完整度与破损度计算、灰度直方图分析辅助确定最佳分割阈值。选择以空隙面积为基准的损伤变量来定量描述页岩水化细观损伤特性，并根据CT图像分割处理后得到的二值化图像，统计计算页岩水化过程中出现的微裂隙、孔隙等纯白色区域的像素数，从而得到损伤变量的演化规律。结果：从CT扫描图像及其灰度直方图分析发现：浸泡前期岩样内部微裂隙快速形成，这是产生水化损伤的主要时期；随着浸泡时间的增加，主要发生微裂隙的拓展，但拓展过程十分缓慢；CT灰度图像可以比较直观地显示页岩岩样内部的细观损伤及其拓展情况，通过CT图像灰度直方图可以动态、定量地分析页岩水化损伤的演化过程，灰度直方图由单峰型变为双峰型是页岩内部损伤急剧增加的标志。采用CT图像伪彩色增强技术和CT图像完整度与破损度分析技术，可以提高肉眼对CT扫描结果的视觉分辨力，且CT图像完整度和破损度是对CT数的归一化处理，便于定量分析页岩水化细观损伤。采用最大方差自动取阈值方法对不同水化阶段页岩岩样的CT图像进行了分割，得到二值化图像。在此基础上，选择以空隙面积为基准的损伤变量，根据损伤变量的定义，对二值化图像进行统计分析，得到了水化过程中损伤变量与浸泡时间的关系，形成了定量描述页岩水化损伤特性的新方法。损伤变量定量分析结果表明：页岩岩样在清水中浸泡后，损伤变量逐渐增加，增加幅度随浸泡时间的增加而变缓；页岩水化后的细观损伤主要发生在浸泡前期，这一阶段是细观损伤的起始阶段和快速演化阶段，此后，随着损伤变量持续而缓慢的增加，页岩岩样最终将发生宏观破坏。结论：针对页岩地层钻井井壁稳定研究中的页岩水化问题，提出了基于CT扫描技术的页岩水化细观损伤特性定量评价方法，通过定量描述页岩水化过程中产生的细观损伤，可揭示页岩水化的本质原因及其演化的机理，可为定量研究页岩水化问题提供新的思路和方法。

来源出版物：石油勘探与开发, 2014, 41(2): 227-233

入选年份：2015

新型大斜度井同心分层注水技术

刘合，肖国华，孙福超，等

摘要：目的：针对现有偏心分层注水工艺井下水嘴投捞成功率低、仪器与水嘴对接效率低以及分层流量测试精度低、难以满足大斜度井分注和测调需要的问题，提出了新型大斜度井同心分层注水工艺技术，为解决大斜度井的分层注水和测调难题提供了一种新的工程技术手段。方法：该技术采用同心测调方案，测试仪器与井下配水器采用四笔尖定位设计，井下电缆控制仪到达笔尖位置后，无需旋转导向，直接导入定位台阶，实现井下仪器与配水器同心精确定位，大斜度井对接成功率高。井下可调配水器、电缆直读验封仪和电缆直读仪是技术的核心。井下配水器采用同心调偏心阀结构设计，在中心通道调节，满足大斜度井仪器对接的需要，水量调节采用偏心阀设计，通过阀芯和阀套的相对开度来调整注水量。这种结构设计使得井下可调配水器全关状态漏失量小，调节扭矩小，同等压差条件下阻力小，配水更加容易。采用桥式通道设计，可以有效消除层间干扰的影响，提高测调效率。在封隔器验封方面，设计了集成油管压力、地层压力和皮囊压力等3个压力传感器的电动直读验封仪器，可以实现在线直读验封，在线监测井下仪器的工作状态和封隔器的密封状态，一次下井完成全部验封作业。在测调方面，兼容集流测试和非集流测试功能，满足不同注水量的测试需求。测调仪具有电动控制的双皮囊，主动密封和解封，坐封解封可靠，结合井下高精度电磁流量计实现了分层流量的直接测试，无需逐层递减计算流量。同时，集流测试过程中，仪器在大斜度井能够确保处于居中状态，流量测试精度不受井斜和油管内壁结垢影响，流量测试精度高，对小水量测试适应性更强。测调期间可以实现任意层段分层流量、压力、温度等多个参数的在线直读测试以及配注量的自动测调，无需投捞作业，显著提高了测调效率。结果：该技术自2014年4月以来，在中国石油冀东、吉林等油田现场试验11口井，最大井斜55°，新型大斜度井分层注水工艺最多实现了5个层段的分层注水，仪器测得最高温度135℃，最高压力57 MPa，最小注入量7 m3/d。11口井的仪器与配水器一次对接成功率达100%，调配电流50～80 mA，流量测试实现了单层直读测试，无需逐层递减计算流量，减少递减法测试带来的误差，室内实验流量测试误差在5%以内，3000 m井深、3层段注水井平均测调时间在1 d以内，与采用现有偏心技术的大斜度井测调工艺相比，测调效率提高了40%～60%，测试精度提高了30%～50%。结论：提出一种新型大斜度井分层注水工艺技术，介绍了核心工具设计和仪器设计，并给出典型应用案例。这套工艺具有同心对接、同心调整、偏心阀设计、桥式通道、电缆直读测调、电缆直读验封等特点。井下连续可调配水器漏失小，调节扭矩小，同等压差条件下更容易调动。电缆直读测调仪能实现单层流量直接测试，无需逐层递减计算流量，流量稳定性好，测试精度高，且流量测试不受井斜和油管内壁结垢影响。电缆直读验封仪采用三压力传感器，井下皮囊密封状态可通过皮囊压力传感器实现监测，验封过程直观、准确，密封状态可监测，一次下井完成全部验封作业。现场试验表明：这项技术在施工成功率、测调效率和测试精度等方面都比现有偏心分层注水技术有较大幅度的提高。

来源出版物：石油勘探与开发, 2015, 42(4): 512-517

入选年份：2015

深层油气地质理论研究进展与主要发展方向

贾承造，庞雄奇

摘要：目的：含油气盆地深层系指埋深超过4500 m的地层领域。截至2010年，全球已发现200个埋深超过4500 m的含油气盆地，发现了1477个深层油气藏。中国塔里木盆地在深层和超深层发现的石油天然气储量所占比率已从2000年的66%上升到2013年的92%，勘探前景广阔。随油气勘探工作的日益深入和含油气盆地中浅层大部分油气藏被勘探和开发，油气勘探逐步走向深部，已成为一种必然的选择，开展深部油气资源研究，揭示深层油气藏的油气地质特征、研究深层油气最新进展、探讨深层油气地质与勘探发展方向对于增大油气后备储量，缓解中国油气短缺压力，降低能源风险具有迫切的现实意义。方法：以全球深部油气勘探的最新资料为基础，对世界含油气盆地深部油气地质特征和油气藏研究进展进行了归纳和总结，就国内外学者在含油气盆地深部油气地质与油气成藏方面的研究进展和发展方向予以总结和介绍。结果：研究表明，含油气盆地深层油气成藏条件独特，已发现油气藏的地质特征和分布特征与中浅层油气藏有显著差异。首先，含油气盆地深层油气成藏具有4方面独特地质条件：具有较高温度和较高压力成藏条件、具有相对致密的介质条件、具有更加封闭的还原环境、具有广泛连续的成藏空间。其次，含油气盆地深层油气藏显现出四大地质特征：深层油气藏储集层岩石类型多种多样，但以碎屑岩和碳酸盐岩为主；深层已发现油气藏的孔渗特征变化范围大，与常规油气藏类同；深层油气相态特征复杂，但具有随埋深增大含气量比率增加的总趋势；油气藏温压变化范围较常规油气藏大。最后，含油气盆地深层油气藏分布具有3方面特征：主要分布在3类含油气盆地之中（被动陆缘盆地、前陆盆地和裂谷盆地）；主要分布在5套目的层系内（新近系、古近系、白垩系、侏罗系、上古生界）；主要分布在深部埋深相对较浅（4500～6000 m）的地层之中。近20年来，在含油气盆地深层构造与地质环境、深层碎屑岩有效储层和碳酸盐岩有效储层、深层油气来源与评价方法、深层油气成藏与分布规律、深部油气相态特征与油气藏保存等6个方面的研究取得了重要进展。目前深层油气勘探面临系列挑战，突破当前困局需要开展7个方面的研究，包括：提高深层资料品质、增加深层信息探测手段和数据处理技术、强化构造过程与温压场演化历史研究、开展储油气层演化动力学过程研究、加强油气地球化学与油气资源评价研究、揭示高温高压和低孔低渗等非常规条件下油气藏成因机制研究、建立深层油气地质学与深层油气勘探新理论并研发配套新技术。结论：含油气盆地深层油气成藏具有独特的与含油气盆地浅层有显著差异的地质条件、地质特征和油气藏分布特征，因此不能套用中浅层油气成模式与勘探经验指导深层油气藏预测与勘探；油气地质理论的研究主要在含油气盆地构造分析、沉积储层预测与评价、油气生成与运聚成藏、油气藏分布规律与勘探方法等6个方面取得了重要进展，但深层油气勘探依然面临着诸多挑战，要提高深层油气勘探成效就必须面对当前挑战并解决好相关问题，坚持从7个方面的研究进行突破，这是油气地质与勘探研究人员应该担当的责任。

来源出版物：石油学报, 2015, 36(12): 1457-1469

入选年份：2015

应用CT分析及核磁测井预测碳酸盐岩产气量

李宁，王克文，张宫，等

摘要：目的：产气量预测是目前中国中西部深层碳酸盐岩储集层测井评价的核心任务之一，但产气量准确定量评价非常困难，对孔隙结构复杂、非均质性强的碳酸盐岩储集层而言，评价难度更大。储集层孔隙度与渗透率特性是控制产气量最重要的因素，本文拟建立一种以客观评价碳酸盐岩储集层孔隙度与渗透率特性为核心的产气量预测方法，以提高碳酸盐岩储集层测井评价精度，有效指导试油选层。方法：应用高分辨率CT测试获取碳酸盐岩岩心三维孔隙结构。综合考虑碳酸盐岩非均质孔隙结构特征和目前工业CT测量的分辨率，定义CT70孔隙度为直径大于70 mm的孔隙体积占整个岩样体积的百分比，用以客观描述非均质碳酸盐岩孔隙特性。通过对四川盆地重点探区碳酸盐岩三维CT数据及试气资料分析，明确产气量与CT70孔隙度之间的函数关系，建立产气量预测模型。利用双重介质有效介质近似理论进一步验证所建立的产气量预测模型，并分析了其参数的物理意义和取值规律。通过岩心CT与核磁T2谱相关关系的分析，建立了利用核磁T2谱确定模型参数、预测产气量的方法。最后，利用实际测井资料及试气结果，分析讨论预测方法的准确性及适用条件。结果：四川盆地重点探区A1、A2和A3井碳酸盐岩CT70孔隙度与试气资料分析表明，储集层单位有效厚度日产气量与CT70孔隙度具有很好的相关性，即随着CT70孔隙度增大，单位有效厚度日产气量显著增加，二者之间存在指数函数（以e为底）关系。据此建立了基于CT70孔隙度的产气量预测模型，该模型包含a和b两个待定参数。研究区另外3口重点探井的试气结果验证了预测模型的可靠性。双重介质有效介质近似理论分析结果证明孔洞型储集层产气量与CT70孔隙度之间确实存在指数函数关系。进一步数值分析表明产气量预测模型中参数a主要反映均匀基质的特性，其数值大小主要受基质渗透率K1影响；参数b主要反映高渗透孔洞体系对有效渗透率提高的幅度，其大小取决于孔洞体系渗透率K2与基质渗透率K1的比值（K2/K1）。岩心CT、核磁T2谱之间相关关系分析表明二者表征孔隙总体分布规律一致：CT测量的大孔隙对应于核磁T2谱右端（孔隙半径较大），CT测量的小孔隙对应于核磁T2谱左端（孔隙半径较小）。基于这一相关关系建立了CT-核磁同比例转换关系式。岩心CT、核磁资料分析结果表明与CT70孔隙度对应的岩心核磁特征值为20 ms。岩心CT与核磁测井资料分析表明CMR型核磁仪器CT70孔隙度核磁特征值为20 ms，P型核磁仪器CT70孔隙度核磁特征值较大，为54 ms。利用CT-核磁同比例转换关系建立了利用核磁测井资料进行产气量预测的方法，主要步骤为：（1）根据核磁仪器的类型确定与CT70孔隙度对应的核磁T2特征值；（2）利用核磁测井资料计算各试油层段的CT70孔隙度；（3）利用预测模型进行产气量预测。结论：CT70孔隙度既反映储集层主要储集空间也反映储集层渗流能力。对于非均质孔隙-孔洞型碳酸盐岩储集层，其产气量与CT70孔隙度之间存在指数函数关系。通过CT-核磁同比例转换可确定与CT70孔隙度对应的核磁孔隙度及核磁T2特征值，从而利用核磁测井资料预测产气量。应用CT70孔隙度预测产气量方法考虑了影响产气量最核心、最关键的因素，且模型简单，参数易于确定，重点探区试气结果证明该方法可靠。CT70孔隙度产气量预测主要适用于含气饱和度高且相对稳定的孔隙型和孔隙-孔洞型储集层。孔隙-微裂缝型储集层慎用，裂缝型储集层则不适用。

来源出版物：石油勘探与开发, 2015, 42(2): 150-157

入选年份：2015

滇黔北地区筇竹寺组高演化页岩气储层微观孔隙特征及其控制因素

梁兴，张廷山，杨洋，等

摘要：目的：扬子板块及其周缘下寒武统筇竹寺组黑色、灰黑色泥页岩，是华南地区海相地层的优质烃源岩之一，具有良好的生烃潜力和页岩气资源潜力。近年来，国内许多学者对页岩气赋存状态、成藏条件等进行了研究，但对优质泥页岩沉积环境精细研究、页岩气微观储集空间特征及其发育机理、富气程度等方面研究相对较少，而且已钻井揭示扬子地区下寒武统筇竹寺组页岩层富气程度明显不如下志留统龙马溪组。为查明这种状况的原因，开展了滇黔北地区筇竹寺组高演化页岩气储层微观孔隙特征及其控制因素的研究，为弄清筇竹寺组泥页岩储气本质以及页岩气的勘探开发提供有力技术保障。方法：以滇黔北昭通国家级页岩气示范区地震勘探、地质调查、钻测井等资料成果为基础，在区域构造地质背景、沉积微相研究基础上，采用环境扫描电镜、原子力显微镜以及比表面积测试等系统方法，一体化开展筇竹寺组页岩储层微观孔隙类型、结构特征、定量统计分析，剖析微孔隙发育的控制因素。结果：滇黔北地区筇竹寺组分为两个岩性段，下段以灰黑、黑色泥页岩为主，底部见硅质泥页岩，为深水陆棚沉积，上段颜色变浅、灰质、粉砂质含量增加，岩性主要为灰色深灰色泥页岩，为浅水陆棚沉积。泥页岩主要发育纳米级为主的微观孔隙，发育黏土矿物层间孔、有机质孔、晶间孔、矿物铸模孔、次生溶蚀孔等多类型的基质微观孔隙。液氮吸附分析显示页岩比表面积为1.915～7.691 m2/g，平均为5.185 m2/g；孔体积为0.0051～0.0108 mL/g，平均为0.0080 mL/g；平均孔径为538～10.85 nm。利用ArcGIS对AFM和SEME图像分析，显示筇竹寺组孔隙面积为167～122069 nm2，平均为4016～5586 nm2，面孔率为4.575%～4.582%，与龙马溪组页岩相比，筇竹寺组页岩具有微观孔隙数量多、孔径小、单孔面积小、面孔率大的特征。结论：滇黔北探区呈过成熟状态的筇竹寺组富有机质的优质泥页岩主要形成于厌氧泥质深水陆棚相带。液氮吸附实验结果表明筇竹寺组泥页岩比表面积和孔体积均较大，并具有良好的正相关性，主要发育小于10 nm的小孔，孔径范围在1～8 nm的孔隙对比表面积、孔体积的贡献最大。采用比表面积与孔体积测试、扫描电镜、原子力显微镜相分析相结合的方法和ArcGIS统计工具显示，筇竹寺组泥页岩微孔隙具有数量多、面孔率大、孔比表面积较大的孔隙特征。筇竹寺组页岩气储层微观孔隙发育演化主要受控于TOC、干酪根类型、黏土矿物类型与含量、热演化程度等因素，其中以热演化程度的影响最为明显——页岩在达到过成熟状态之后，其比表面积和孔体积急剧减小，影响了页岩气的吸附储集能力。对于研究区已处于过成熟中后期的该区筇竹寺组页岩层，长期的地质作用过程和过高热演化程度严重制约了其微观孔隙发育，呈现微孔隙骤减和比表面积、孔体积明显较小的情形，不利于页岩气的吸附储集，由此导致该区筇竹寺组页岩气富集程度不如龙马溪组的结局。其他：滇黔北探区呈过成熟状态的筇竹寺组页岩气储层微观孔隙发育演化主要受控于TOC、干酪根类型、黏土矿物类型与含量、热演化程度等因素。其中以热演化程度的影响最为明显，因此长期的持续深埋地质作用过程和过高热演化程度严重制约了其储集性能，并导致筇竹寺组页岩气富集程度不如龙马溪组的状况。后期研究中应针对筇竹寺组页岩层含气非均质性、孔隙结构特征及主控因素，完善有利区优选的方案，优选出可能存在的页岩气勘探有利区。推荐意见：中国目前的页岩气勘探甜点区主要集中在华南地区的古老海相地层，目的层包括下志留统龙马溪组和下寒武统筇竹寺组，已钻井揭示后者页岩层富气程度明显不如前者。分析并查明了产生这种差异性的原因，为弄清筇竹寺组泥页岩储气本质以及页岩气勘探开发选区提供了有力的技术支撑。

来源出版物：天然气工业, 2014, 34(2): 18-26

入选年份：2015