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基于致密砂岩气储层施工曲线图的压裂效果评价方法研究刘子雄;张静;周子惠;郭布民;李新发;陈玲
【期刊名称】《中国石油勘探》
【年(卷),期】2024(29)1
【摘要】压裂施工曲线中隐含了人工裂缝和储层信息,是压裂效果评价的基础,目前主要采用理论及统计的方法进行评价,对压裂工艺的改进和优化指导作用有限。
为了充分挖掘施工曲线中隐含的信息,对压裂施工曲线的图像按照压裂无阻流量分类构建样本库,采用人工智能中的卷积神经网络(CNN)进行训练,建立基于产能分类的施工曲线效果评价模型,然后应用Grad-CAM进行可解释性研究,找出人工智能进行识别的主要参考位置,进而指导压裂工艺优化和改进。
研究表明:采用CNN进行压裂曲线分类准确率能够达到85%以上,影响压裂效果的关键在压裂施工的初期和后期两个阶段,主要包括压裂初期的排量及对应的压力上升速度、停泵压力、段塞持续时间等,可以通过改变施工参数提高压裂产能。
因此采用该方法能针对性地进行压裂施工优化和改进。
【总页数】6页(P177-182)
【作者】刘子雄;张静;周子惠;郭布民;李新发;陈玲
【作者单位】中海油服油田生产研究院;中国石油玉门油田公司勘探开发研究院;中国石油玉门油田公司工程技术研究院
【正文语种】中文
【中图分类】TE19
【相关文献】
1.致密砂岩气藏压裂液体系对储层基质伤害性能评价
2.基于储层地应力大小与方向的致密砂岩压裂效果的评价方法
3.致密砂岩气储层水力压裂后产能测井评价技术——以鄂尔多斯盆地临兴区块为例
4.基于模糊推理的致密砂岩气储集层重复压裂井选择方法
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致密砂岩气藏概述1 致密砂岩油气藏简介 (2)1.1 致密砂岩油气藏的概念 (2)1.2 致密砂岩油气藏储层的分类及评价 (4)1.3 致密气藏基本特征 (10)2 国内外典型致密砂岩气藏勘探实例 (12)2.1 世界致密气藏的分布特征 (12)2.2 国外典型致密气藏分析 (13)3 致密砂岩气藏的成藏条件 (21)3.1 致密砂岩气藏形成的区域地质条件 (21)3.2 致密气藏形成的烃源岩条件 (23)3.3 致密气藏形成的储层条件 (23)3.4 致密气藏形成的封盖条件 (24)3.5 致密气藏形成的圈闭条件 (25)4. 致密砂岩气藏的成藏机理与主要模式 (25)4.1 主要机理 (25)4.2 主要成藏模式 (27)致密砂岩气藏概述1 致密砂岩油气藏简介1.1 致密砂岩油气藏的概念致密砂岩油气藏就是所谓的碎屑岩中的低渗透油气藏，它是一个相对的概念，世界上并没有统一的划分标准和界限，因不同国家、不同时期的资源状况和技术经济条件而划定。
前苏联将储层渗透率小于（50～100）×10-3µm2的油藏作为低渗透油气藏，美国A.I.Leverson认为低渗透油藏储层的上限为10×10-3µm2。
Berg(1988)认为低渗透油藏储层的上限为1×10-3µm2～10×10-3µm2。
我国唐曾熊（1994）在其《油气藏分类及描述》中建议以一个数量级作为划分各类渗透率的范围，低渗透油气藏储层的渗透率为（10～100）×10-3µm2；罗蛰潭、王允诚（1986）将油层分为4类，把渗透率小于10×10-3µm2的称为特低渗透油藏，把渗透率小于100×10-3µm2的称为低渗透油藏。
我国各油田对低渗透油气藏的定义也不一致：中原油田把储层渗透率在1×10-3µm2～10×10-3µm2的油藏定为“低渗透”，将储层渗透率小于1×10-3µm2的油藏定为“致密”；长庆油田认为“低渗透油气藏”是指渗透率很低(如1×10-3µm2～10×10-3µm2)的油、气层所构成的油气藏。
《致密气藏体积压裂伤害机理实验研究》篇一一、引言随着油气资源的日益紧缺，致密气藏的开发成为了国内外研究的热点。
体积压裂技术作为一种有效的致密气藏开发手段，得到了广泛的应用。
然而，在体积压裂过程中，往往会出现伤害气藏的现象，影响了气藏的产能和经济效益。
因此，研究致密气藏体积压裂伤害机理，对于提高压裂效果和保障气藏长期稳产具有重要意义。
本文旨在通过实验研究致密气藏体积压裂的伤害机理，为实际工程提供理论依据。
二、实验材料与方法1. 实验材料实验所需材料主要包括致密岩心、压裂液、添加剂等。
其中，致密岩心应具有与实际气藏相似的物理性质和力学性质，以保证实验结果的可靠性。
2. 实验方法（1）制备致密岩心，模拟实际气藏条件下的物理性质和力学性质；（2）进行体积压裂实验，记录压裂过程中的压力变化、裂缝扩展情况等；（3）对压裂后的岩心进行观察和测试，分析体积压裂对岩心的伤害程度和伤害机理；（4）改变压裂液和添加剂的种类和浓度，进行多组实验，分析不同因素对体积压裂伤害的影响。
三、实验结果与分析1. 体积压裂过程分析在体积压裂过程中，随着压力的逐渐升高，岩心内部开始出现裂缝。
裂缝的扩展受到多种因素的影响，如岩心的物理性质、力学性质、压裂液的种类和浓度等。
在裂缝扩展的过程中，压裂液会进入裂缝中，进一步扩大裂缝的规模。
2. 体积压裂伤害机理分析（1）机械伤害：在体积压裂过程中，由于裂缝的扩展和压力的变化，岩心内部的结构会受到破坏，导致机械伤害。
机械伤害的程度与岩心的物理性质和力学性质有关。
（2）化学伤害：压裂液中可能含有一些化学物质，这些化学物质可能会与岩心中的某些成分发生反应，导致岩心的化学性质发生变化，从而产生化学伤害。
化学伤害的程度与压裂液的种类和浓度有关。
（3）综合伤害：机械伤害和化学伤害往往同时存在，相互影响，导致综合伤害。
综合伤害的程度取决于机械伤害和化学伤害的相对大小和作用方式。
3. 不同因素对体积压裂伤害的影响（1）压裂液种类：不同种类的压裂液对岩心的伤害程度不同。
致密气开发过程中存在的问题与对策致密气是一种特殊类型的天然气，其孔隙度小、渗透率低，在开发过程中存在着诸多问题。
致密气的开发不仅涉及到有关地质、工程和经济方面的技术问题，同时也牵涉到环境和社会等多方面的问题。
本文将针对致密气开发过程中存在的问题，进行详细分析并提出对策，以期为相关人员提供参考。
（一）地质问题1. 孔隙度小、渗透率低：致密气的孔隙度一般较小，渗透率也较低，导致天然气的开采难度增加，生产周期较长。
2. 复杂的地层构造：致密气储层地层构造复杂，存在着断层、裂缝等地质构造，导致地质勘探和开发难度加大。
（二）工程问题1. 井眼稳定性差：致密气钻井难度大，井眼稳定性较差，常导致井眼垮塌、漏失等问题。
2. 压裂困难：由于致密气储层孔隙度小、渗透率低，常导致压裂效果不佳，增加了工程难度。
（三）环境问题1. 地表水受到污染：采用水力压裂技术开发致密气时，可能导致地表水受到污染，对周边环境造成破坏。
2. 热点问题：致密气开发可能引发环保热点问题，对环境保护要求高，管理难度大。
（四）社会问题1. 矿权纠纷：由于致密气地质情况复杂，矿权纠纷问题比较突出，社会稳定性受到影响。
2. 用地问题：开发致密气需大量用地，用地问题可能引发社会矛盾，增加开发难度。
二、致密气开发过程中的对策1. 加强勘探技术：采用高新技术，如地震勘探技术、测井技术等，提高勘探效率和准确度。
2. 加强地质预测：通过地质科学研究，提前进行地质预测，降低勘探开发风险。
1. 提高钻探技术：采用先进的钻井设备和技术，提高井眼稳定性，降低钻井难度。
2. 创新压裂技术：研发新型压裂技术，提高压裂效果，降低开发成本。
1. 加强环保意识：开发致密气时，要加强环保意识，采取有效措施，避免对地表水和环境造成污染。
2. 加强环境监测：加强环境监测力度，对开发过程中可能产生的环境问题进行全面监测，及时采取措施加以控制。
1. 加强规划管理：加强对矿权和用地的规划管理，合理规划和安排开发资源，避免矿权纠纷和用地问题。
致密气开发过程中存在的问题与对策1. 引言1.1 背景介绍致密气是一种非常重要的天然气资源，具有丰富的储量和潜在的开发价值。
在过去的几年中，随着对能源资源需求的不断增长，致密气的开发逐渐成为一个热点领域。
在致密气开发过程中，仍然存在着诸多问题和挑战，需要我们认真思考和解决。
致密气属于非常难以开发的气藏类型之一，其气体储存空间狭小，气体渗透性低，导致开采难度较大。
在开采过程中，可能会出现井壁塌陷、矿井地质变化等问题，增加了开采的难度和风险。
致密气开采过程中对技术和设备的要求也比较高，需要采用先进的技术手段和设备才能更好地开采。
我们需要对致密气开发过程中存在的问题有充分的认识和了解，同时制定相应的对策和技术创新方向，以提高致密气的开采效率和质量。
在接下来的我们将对致密气的开发问题、气藏特点、开采技术挑战、对策建议和技术创新方向进行深入分析和讨论。
希望通过我们的努力，能够为致密气开发领域的发展贡献一份力量。
1.2 问题意识在致密气开发过程中，存在着诸多问题需要我们深入思考和解决。
致密气属于非常难开采的天然气资源，由于其孔隙度小、渗透率低，导致气藏开发难度大，生产成本高。
致密气的开发对于油气公司来说需要投入大量的资金和技术支持，难以盈利，因此投资风险较高。
由于致密气具有特殊的物理化学性质，开采过程中容易导致地质压力的异常变化，可能引发地层裂缝、井筒堵塞等问题，严重影响开采效率和安全生产。
致密气开发还面临着水平井控制技术、压裂技术等方面的挑战，需要不断优化和改进。
我们必须高度重视致密气开发中存在的问题，及时采取有效的对策措施，提高开采效率，降低生产成本。
只有不断创新技术、加强合作，才能更好地利用致密气资源，实现可持续发展。
【问题意识】2. 正文2.1 致密气开发过程中存在的问题一、地质条件复杂：致密气藏地质构造复杂，储层孔隙度低，渗透率小，导致气体难以采出。
二、压裂技术难度大：由于致密气藏渗透率低，传统的压裂技术难以有效开采出气体，需要开发更加高效的压裂技术。
致密气藏地层评价中的矿物学、裂缝及构造分析摘要致密气藏通常被定义为渗透率低于0.1毫达西，需要水力压裂以实现商业性生产。
复杂的成岩历史过程中压实和矿物成长减小了孔隙和孔喉尺寸，从而造成低渗透率。
致密含气砂岩也通常深埋地下，承受巨大的压力。
一次这种储层的地层评价过程包含5个部分：岩性（矿物学）、纹理、沉积环境、现在压力和构造历史（裂缝类型和方位）。
有必要成功结合这些地质、岩石物理、地质力学等学科评价这类储层。
由于它们的矿物及纹理的非均质性和低孔隙度，与那些常规储层相比致密气藏的流体和储层特性评价更为困难。
早期储层评价的目标—完井前进行---在致密气层也不同；优先考虑确定那些需要水力裂缝压裂的地区而不是静态储层评价（孔隙度、饱和度）。
操作人员通常这样描述致密气藏评价的策略：（1）确定烃的位置（2）确定流动性以及（3）进行储层表征（孔隙度，饱和度）（参考文献1）。
其他人这样描述他们所担心的“在没有气体显示的情况下水力裂缝的策略又是什么？”很明显，致密气层烃的体积以及储层生产力的评价需要针对性的测量和评价方法来定位并且量化油气，并在水力裂缝压力之前和之后确定储层生产力。
在这里我们提出几种致密气层砂岩的评价的概念和方法，我们并非描述地质力学的方法或者地层测试和取样，我们也不详谈由于低孔隙度和可能的坏井眼条件带来的评价的不确定性。
矿物学致密砂岩储层的矿物学组成可能会很复杂。
尽管矿物学复杂性是纹理复杂性的一个特征，致密砂岩的矿物学可能很简单，但是仍然体现出复杂的纹理和相对应的低渗透率。
南非的低渗透率储层证实了这一点（图1）。
尽管不同的矿物组成和孔隙度，这2种砂岩显示出相似的低渗透率，同时两个都需要水力裂缝压裂已达到商业性开采。
·哈姆拉石英岩地层（阿尔及利亚，奥陶系时期）含有98%的石英颗粒和石英附晶生长，颗粒密度达到2.65。
在大概3500m处平均孔隙度低于5%，渗透率0.1~2毫达西。
·阿卡库斯地层（突尼斯，志留纪时期）的岩性复杂，包括石英、颗粒连接线中的绿泥石、菱铁矿胶结，颗粒密度2.82。
在大概3500m处这组样品的孔隙度为14%，渗透率为0.9毫达西。
对于每一种储层的地层评价都具有挑战性。
尽管哈姆拉石英岩中矿物成分简单并且缺少泥质矿物，它的很低的孔隙度增加了计算油气体积的不确定性。
除此之外，孔隙网络的复杂的纹理—由于压实作用、石英次生加大（附晶生长）和孔喉的临近遮挡---使得常规方法进行的渗透率预测更加困难，比如孔隙度-渗透率相关性。
阿卡库斯地层的复杂岩性同时影响颗粒密度和岩石渗透率。
在埋藏初期沉淀的颗粒连接线中的绿泥石，优于压实作用能够保存储层的孔隙度，使得埋深3500m处的孔隙度分布在10%到25%之间。
尽管如此，绿泥石可能也会阻塞孔喉，显著地降低渗透率。
富含铁的绿泥石（就像菱铁矿胶结）同样会增大颗粒密度并且为电阻率仪器的电流流动提供路径。
这类砂岩储层的测井分析家就会面临高达2.82的骨架密度（相比哈姆拉石英岩为2.65），而且净砂岩具有低电阻率2（含水砂岩电阻率为1）。
为了进一步证明矿物学对致密砂岩特性的影响，我们比较限定压力对孔隙度和渗透率、含气气盐水和汞的注入毛管压力、来源于比较年轻的沉积物的岩石-流体在两种孔隙中的相容性（白垩纪时期）等的影响。
这两种致密砂岩储层岩石显示出相似的孔隙度、渗透率和泥岩体积，但是不同的纹理和矿物特征。
图2显示了岩心切片的图像，切片和受损表面的薄的截面和矿物组成表。
左侧的cadotte地层（英国哥伦比亚、，加拿大）是灰-黑色的砾岩，细的碎石纹理，并且固结十分良好。
在右侧的91-6砂岩上层地层（南非）是淡灰色，砾岩中的主要泥质是高岭石（60%），伊利石（60%）则存在于细的颗粒砂岩中。
除此之外，非粘土部分为纯净石英（97%），细颗粒非均质砂岩包含9%的菱铁矿，斜长石、含铁白云岩和黄铁矿，所以石英组分仅有83%。
图三中显示了这两种砂岩孔隙中与限定压力相比的最初的孔隙度和最初的渗透率的百分数。
限定压力为5000psi时，在表面条件下，砾岩孔隙度降到72%，渗透率降到最初值的11%，而相对于在同样的限定压力条件下，细颗粒砂岩的孔隙度和渗透率只降到了95%和70%。
尽管颗粒填充较好的固结，砾岩渗透率在高的有效压力条件下会降低，比如储层压力耗竭或者高的水位降深下的流量测试。
图四中，可我可以看出两种砂岩岩石的含气盐水毛管压力和汞的注入毛管压力的引流剖面相对于湿相（水）饱和度。
含气盐水剖面显示不可约的含水饱和度在砾岩中（55%）要比在细砂岩中（37%）大，而且在两种岩石中，过渡带高度相当于自由水平面以上120Psi。
当各种成分的大量盐水注入到孔隙中，岩石-流体相容性测试（图5）记录了原始渗透率的降低。
当盐水注入，砾岩岩石渗透率持续下降，但是对于淡水的注入就不那么敏感。
与此相反，各种成分的盐水注入时，细颗粒砂岩渗透率则不受影响，但是一旦注入淡水，渗透率显著下降到低于原始渗透率的20%。
逆转淡水流动后，渗透率不会恢复。
我们发现这种损伤来源于淡水和岩石矿物的化学接触（泥岩膨胀），而不是细粒的力学活化。
这两种岩石的特殊岩心分析显示具有相似孔隙度、泥质含量和本征渗透率的致密砂岩可能会有完全不同的动态特性。
它们的骨架和泥质含量的矿物学以及纹理的不同导致在低压下流动能力、不可约的含水饱和度、对侵入流体的敏感性等的重要不同。
为了表征致密含气砂岩的特性，并且分别预测在动态条件下的行为，我们需要知道他们的矿物学特征和纹理。
核磁捕获光谱学提供了精确地岩性和骨架特性，这使得我们更能简单的直接应用科学导电性和渗透率模型进行岩石物理评价，并结合传统密度、中子、和电阻率测井（参考文献3）。
元素富集用于计算硅酸盐（石英），碳酸盐( 方解石、白云岩、菱铁矿)、长石、云母、泥质（高岭石、绿泥石、伊利石、蒙脱石）、蒸发岩（岩盐、硬石膏）、硫化物（黄铁矿）和煤等的精确的矿物重量分数。
元素富集同样可以用来计算骨架颗粒密度，骨架调整密度和中子孔隙度，k-λ渗透率(计算动态有关的孔隙度的有效直径)。
参考文献3中的作者这样写到尽管“在更复杂的低渗透率孔隙系统，一些孔隙开始变成非有效流动通道。
并且必须选择针对低渗透率（低于100毫达西）的k-λ渗透率算法。
核磁捕获光谱学是一种体积的分析，尽管在矿物成分和碎屑岩纹理之间显示出良好的相关性，但是表征致密含气储层的动态流动特性只靠矿物评价是远远不够的。
我们需要裂缝和纹理分析。
裂缝和纹理分析致密含气储层的裂缝，不管是天然形成的还是人为诱导的，对于产能是主要的贡献者。
我们需要将在井眼中探测到的裂缝分类成钻进过程中诱导形成的还是天然产生的。
天然产生的裂缝又被分为以方位为基础的清晰集合和类型（岩性约束、连续性、闭合、部分缝合或者合成角砾岩）。
裂缝密度和长度在以任何流体为钻井液的井中都能够测量得出。
水基泥浆钻井时，每一种单一裂缝或者裂缝集合的裂缝孔和孔隙度（有时是裂缝渗透率）都能够在钻井时计算出来并且还可以进行为电阻率成像测量。
井眼中的有代表性的自然裂缝可分为两种主要的集合，开启的和闭合的。
开启的裂缝还可以再被分为岩性限制、或者部分闭合裂缝的独立的集合。
这些集合然后还可以进一步按照原始方位分类。
从开启逢获得的最重要的测量是地层中的裂缝孔、裂缝密度和裂缝长度。
区分井眼中的裂缝密度（可由成像测井测得）和地层中的裂缝密度十分重要。
井眼中测量的裂缝密度需要进行裂缝走向、倾角、几眼方位的校正以求取裂缝密度。
在水平井中，如果井眼钻井时与裂缝正交，井眼和底层裂缝密度在没有矫正的情况下会相等。
这种校正需要对每一个有不同方位或者不同裂缝类型的单一裂缝进行。
与裂缝相连的，储层内的纹理的变化对于产层的影响占第二个主导地位。
这些纹理的分类可能与前面提到的演示矿物没有联系。
当岩石纹理变化与矿物变化无关时，精细的岩性分析仍然不够，需要纹理测井资料。
从井眼微电阻率成像或者核磁孔隙尺寸分布中都可以得到纹理测井资料。
纹理变化的类型和探测算法随岩性而变化。
在碳酸盐岩储层，产能的主要控制因素是二级孔隙度的数量和连通性。
在碎屑岩储层主要的纹理变化与颗粒大小和颗粒分选有关。
这两种变化都可以通过高分辨率微电阻率井眼成像测量得到。
碳酸盐岩孔隙度可以分为三种孔隙类型：微孔隙、中孔隙和大孔隙。
致密碳酸盐岩的产能受控于总孔隙分布范围的大孔隙成分，而中孔隙贡献较小。
碳酸盐岩中，我们使用标准化后的井眼微电阻率成像来做出沿井眼周围的孔隙度直方图。
假设冲洗带孔隙都被泥浆滤液充满，从测量的冲洗带的192个测量信号就可以计算出孔隙度。
这种假设几乎已经在所有水基泥浆钻井的碳酸盐岩储层中得到证实。
然后利用孔隙度直方图来分析孔隙度的变化和范围。
如果碳酸盐岩存在基质（单峰）孔隙度，在直方图中就观察到一个单峰。
然而，在复杂碳酸盐岩孔隙系统，直方图会有多个锋。
直方图可以分成原生（基质）孔隙度和次生孔隙度。
单一或者复杂孔隙系统中，对于每一种岩石主分，直方图中可能会有相等的百分比。
比如20%的岩石主分有2~3%的孔隙度变化范围以及20%的有15~18的孔隙度变化范围。
处理结果的输出包含孔隙度分数以及次生孔隙度（大孔隙度）曲线。
大孔隙度曲线能够提高传统岩石物理的计算精度，能够识别潜在的多产层进行地层测试或者射孔。
在碎屑岩储集层，我们从微电阻率井眼成像资料提取颗粒尺寸的大小程度。
与前面描述的碳酸盐岩方法类似，第一步就是在小间隔内（1-3英寸，取决于使用的电成像的类型）计算环井眼电阻率频谱。
这些数据点能够作为单一电阻率直方图显示出来，或者作为电阻率的连续变化的密度测井。
变化的密度测井值显示了井眼微电阻率群密度的变化。
颜色谱从绿色到红色变化，以说明增加的群密度。
绿色越淡，说明电阻率分布越广，红色越暗，说明电阻率分布越窄。
如果在井眼成像中探测到视倾角，必须要将视倾角从成像资料上消除，并且在做直方图之前要将井眼成像做平滑处理。
变密度显示在二维空间可以很方便的观察大量数据。
下一步就是从电阻率成像直方图的百分比分布计算成像的非均质指数。
（为了方便起见，在本文中我们可以使用非均质指数的概念并且选取非均质指数。
）观察碎屑岩储集层岩心发现，在井眼成像中观察到的微电阻率的变化与颗粒尺寸分选变化相同。
记录提取的等级为：分选良好，分选很差，介于二者之间的，即或高，或低，或者没有偏移。
分选指数计算是关于井眼成像的微电阻率百分比分布的简单方程。
在这种形式中，分选系数与绝对电阻率值无关，并且在低阻和高阻地层会有相似的响应。
从这种模式（某一值值经常出现）以及微电阻率直方图的百分比限制，可以计算峰值和井眼分选分布的界限。
这些分布可以分成3个组分：井眼分选组分，比井眼分选组分较高或较低的电阻率组分。
分析的最后一步结合高分辨率成像数据和其他测井数据来生成相描述，这将会捕获大量的成像资料的构造信息。
