鄂尔多斯盆地临兴地区盒8段致密砂岩储层敏感性研究

鄂尔多斯盆地临兴地区盒8段储层是气田增储上产的主力层系。为了更好的进行开发,加强气田储层保护,针对该储层总体敏感性与石盒子组存在差异的问题,以该层段作为研究对象,通过室内天然岩心的敏感性试验,结合扫描电镜、薄片鉴定和X衍射全岩/黏土分析,在利用压汞及常规物性等大量测试资料分析储层基本特征的基础上,研究了临兴地区盒8段的敏感性特征及控制因素。结果表明:目的层中黏土矿物主要以绿泥石为主,储层总体表现为特低孔超低渗特征;储层敏感性中的速敏、水敏、盐敏、碱敏和酸敏损害程度整体表现为弱中等偏弱。说明复杂的孔隙特征以及矿物成分中较高的石英、绿泥石和高岭石含量是造成储层敏感性损害的主要原因,研究结果可为目标区块的高效勘探开发提供参考。

钻井泥浆膨润土与染料示踪剂的吸附性能及机理研究

以新胭脂红(AR)和亚甲基蓝(MB)染料示踪剂作为研究对象,研究其与钻井液中膨润土之间的吸附性能,获得其热力学和动力学作用模型,并探究pH以及矿化度对染料吸附性能的影响。实验结果表明,膨润土对MB具有较强的吸附性能,其吸附量(928 mg/g)远大于膨润土对AR的吸附量(0.73 mg/g);膨润土对示踪剂的吸附过程更加符合伪二级动力学模型和Langmuir等温吸附模型;pH会影响染料示踪剂的紫外吸收,矿化度对染料示踪剂的紫外吸收几乎不产生影响。Zeta电位结果表明,AR主要通过范德华力与膨润土发生作用,因而吸附较弱;MB主要通过静电与膨润土中的Al-O、Si-O键发生作用,因而产生较强吸附。

易碎煤岩制备方法及其孔渗参数测试技术

由于煤岩脆性强,结理、裂缝发育,难以制备为标准柱塞,导致其常规孔渗实验难以展开。采用岩心浇筑技术,建立了一种非柱塞状煤岩孔隙度、渗透率测定方法,将易碎煤岩切割成长方体后,利用环氧树脂胶将长方体煤岩塑型成圆柱状,并进行孔隙度、渗透率测试分析。实验结果表明:当煤岩岩心截面积制备成25mm×25mm长方体时,与柱塞状岩心测试的孔隙度、渗透率具有较好的相关性,孔隙度相关系数达到了0.922 1,渗透率相关系数达到了0.954 3。从而解决了煤岩易碎岩心不能满足实验设备测试的需求,为储层物性参数提供了有力的支撑。

致密砂岩气藏孔尺度水锁机制及助排剂浓度优选

致密气藏入侵流体造成的水锁伤害是气藏开发的重要制约因素,由于致密气藏孔喉细小且非均质性极强,造成该类气藏水锁伤害的微观机理及解水锁优选方法依然认识不清。基于此,本文利用核磁共振手段,开展了不同孔喉结构、不同助排剂浓度的驱替-渗吸实验,结果表明:平均孔喉半径越大,滞留流体越少,T_(2)谱>100 ms对应的孔喉优先返排;孔喉非均质性是影响返排效率的重要微观指标,毛管力反转效应是造成返排效率受阻的重要因素,该效应与气藏润湿性直接相关;添加助排剂能有效辅助返排,0.3%浓度对应的返排效率最高,对强水湿强非均质性气藏效果尤为显著,高黏度封堵效应造成低返排效率。本次通过开展不同助排剂浓度梯度的渗吸-驱替实验,揭示了水锁微观制约因素,制定了不同微观特征及不同润湿程度气藏助排剂添加标准的参考依据,为现场气藏水锁伤害评估及解水锁优选方法提供了理论支撑。

临兴低阻气藏高不动水饱和度成因及其对气层电阻率的影响

临兴气藏盒4段气层为具有工业产能的低阻气层,低阻气层的成因多样,气、水关系复杂,识别难度大。利用铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射、核磁共振等技术手段,结合低阻气层测井响应特征,从微观和宏观2方面入手,探讨盒4段低阻气层高不动水饱和度成因及其对气层电阻率的影响。结果表明,赋存在绿泥石薄膜内部的微孔水为盒4段低阻气层高不动水饱和度的主要来源,绿泥石薄膜内部连通性强、含量高的不动水可使气层电阻率大幅下降。

三氯化六氨合钴浸提-分光光度法测定泥质砂岩黏土阳离子交换量

Waxman-Smits模型和双水模型可用于解释泥质砂岩的含水饱和度[1-3],阳离子交换量(CEC)[4]是这两个模型的关键参数。CEC的准确测定对于电阻率测井的有效解释、油气储量的评价以及富黏土地层的油气开发生产作业至关重要。CEC常见测定方法有湿化学法、薄膜电位法、矿化度法等。其中,湿化学法的应用较多,其基本原理是使用某种阳离子(提取阳离子)提取黏土矿物中可交换性阳离子,根据提取阳离子的含量差估算CEC。

鄂尔多斯盆地东缘临兴地区海陆过渡相页岩气地质特征及成藏潜力

海陆过渡相页岩气是我国页岩气增储上产的重要接替领域,基于鄂尔多斯盆地东缘临兴地区海陆过渡相页岩实验和研究资料,选取山西组、太原组和本溪组页岩层系为研究对象,从沉积环境、页岩展布、有机地球化学特征、矿物学特征、物性特征和含气性特征等方面,系统总结解剖研究区海陆过渡相页岩气地质特征,分析其富集成藏潜力。结果表明:鄂尔多斯盆地在晚石炭世–早二叠世受区域内部构造活动影响,水体环境变化频繁,形成多期次的滨浅海–三角洲前缘–滨浅湖组合的沉积旋回,沉积多套海陆过渡相富有机质页岩;临兴地区位于鄂尔多斯盆地东部晋西挠折带的中北地区,区内沉积环境稳定,海陆过渡相富有机质页岩广泛分布;岩性主要为灰白色–浅灰色细粒砂岩和暗色泥页岩互层发育,垂向上页岩累计厚度大,为60~180m;页岩有机质类型为Ⅱ_(2)–Ⅲ型干酪根,总有机质碳含量较高,平均TOC质量分数为3.07%,处于成熟生气阶段;页岩矿物成分以石英和黏土类矿物为主,长石和碳酸盐岩类矿物含量较少;宏观上主要孔隙类型为无机孔隙和有机质孔隙,裂缝不发育,微观上孔隙受黏土矿物控制,孔隙形态多为开放狭缝状的微孔和介孔。研究区海陆过渡相页岩具有低孔低渗的物性特征,但平均含气量为1.15 m^(3)/t,具有较好的含气特征,确定研究区内山西组北部、太原组东北部、本溪组东部和北部为页岩气潜力区。研究认识为该区后期页岩气勘探开发提供理论据。

临兴地区海陆过渡相页岩及页岩气地球化学特征

为揭示鄂尔多斯盆地东缘上古生界海陆过渡相页岩及页岩气地球化学特征,选取临兴地区页岩样,开展薄片鉴定、全岩和黏土含量、扫描电镜、有机碳、岩石热解、干酪根显微组分和干酪根碳同位素测试,分析页岩解吸气的气体组分和碳同位素组成。结果表明:临兴地区过渡相页岩矿物组分主要是石英和黏土矿物,含少量方解石、斜长石、钾长石、白云石和黄铁矿等。受矿物成因、沉积环境等多方面的影响,不同矿物组分与有机质赋存方式各异。石英与有机质存在2种赋存方式,黏土矿物存在3种赋存方式,黄铁矿存在4种赋存方式。有机质类型为Ⅱ_(2)–Ⅲ型,有机碳含量平均值大于2.0%,干酪根碳同位素介于–24.5‰~–23.2‰。镜质体反射率介于0.92%~1.30%,t_(max)值介于427~494℃,有机质热演化达到成熟阶段。页岩气中烃类气以甲烷为主,含有少量乙烷、丙烷,总体属于干气。甲烷碳同位素均值为–40.0‰,介于海相页岩气和陆相页岩气甲烷碳同位素之间;乙烷碳同位素值介于–26.8‰~–22.56‰,均大于–29‰,整体呈现出δ^(13)C_(1)<δ^(13)C_(2)<δ^(13)C_(3)正碳序列。研究认为,该区页岩具备大量生成页岩气的潜力,页岩气主要来源于上古生界偏腐殖型页岩,属于由干酪根裂解而生成的有机热成因煤成气。

临兴区块上古生界煤系页岩孔隙结构多尺度定性–定量综合表征

为了揭示鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩微观孔隙结构特征及其主控因素,丰富对该区块海陆过渡相煤系页岩孔隙发育特征与孔隙结构的认识,对临兴地区页岩进行扫描电镜、高压压汞和液氮吸附分析以表征微观孔隙结构特征,同时结合孔隙率、TOC含量、岩石矿物含量、黏土相对含量、有机质成熟度测试结果对页岩孔隙结构发育主控因素进行研究。结果表明:研究区页岩发育粒内孔、粒间孔、溶蚀孔和微裂缝,有机质内部偶见孔隙、可见微裂隙,与矿物伴生时周边发育微裂隙;页岩总孔容介于0.00146~0.01081m L/g,介孔占比81.9%,比表面积介于0.35~3.65 m^(2)/g,孔径分布以单峰型为主,分布范围主要在200 nm以内,主峰孔径在45 nm左右,本溪组、太原组页岩孔隙连通性优于山西组,太原组宏孔占比优于本溪组、山西组;页岩总有机碳含量对页岩孔隙发育的影响复杂,对宏孔发育具有一定的积极作用,脆性矿物含量对总孔、介孔发育有积极作用,黏土矿物含量对总孔和介孔发育起消极作用,其中,脆性矿物和黏土矿物通过影响介孔的发育来控制页岩中孔隙的发育程度。基于页岩孔隙结构多尺度定性–定量表征及其控制因素研究对临兴区块海陆过渡相页岩气资源量评价、甜点优选与开发具有重要指导意义,丰富了对海陆过渡相页岩储层的地质认识。

粒度分析在致密砂岩储层及沉积环境评价中的应用

针对鄂尔多斯盆地临兴地区致密砂岩气井多为中、低产井,石油地质认识不够深入的问题,以太原组潮汐水道砂体为研究对象,利用粒度分析资料,结合岩心观察、GR测井及物性参数,对临兴地区致密砂岩沉积环境及储层进行了评价。研究结果表明:研究区内太原组主要沉积一套中—粗砂岩,发育羽状交错及脉状层理,GR测井响应主要为微齿化钟形;砂岩粒级分布广,随平均粒径变大分选变差,物质的搬运方式多为滚动式,指示水动力条件较强的沉积环境,属典型的潮汐水道相沉积;物源主要来自研究区北部,研究区内太原组有利储层带位于LX-36及LX-28井区。该研究可为研究区太原组下步勘探开发提供参考。

海安凹陷曲塘次凹阜宁组页岩油油源分析

曲塘次凹阜宁组烃源岩与原油的族组分、碳同位素、生物标志化合物对比分析研究结果表明,饱和烃含量>非烃含量>芳烃含量>沥青质含量,并且源岩与原油各组分含量较为接近;碳同位素:非烃>干酪根>沥青质>芳烃>原油>烷烃,并且干酪根的δ^(13) C值落在原油组分的δ^(13) C构成的趋势线上或附近;源岩与原油的C_(27)-C_(28)-C_(29)甾烷的"指纹"特征比较相似,均呈现出"V"字形,并且T_m/T_s比值相差较小,表明源岩与原油具有同源性,即阜三段的原油来自阜二段烃源岩。

致密砂岩岩电参数实验方法对比研究

岩电参数是电测井资料评价含水饱和度的重要参数,主要通过多种室内实验方法获取,但不同方法所得岩电参数具有差异性。针对岩电参数实验中的关键环节,实验研究了洗盐前与洗盐后、常规抽真空饱和与注CO_(2)置换抽真空饱和、自吸增水法与气驱法岩电参数的差异性。结果表明:洗盐后的岩样孔隙空间变大,模拟地层水赋存连续性增强,岩石的导电能力增强,岩石电阻率测定前需要对岩心进行清洗处理;注CO_(2)置换真空饱和对于特低渗、超低渗岩心饱和程度达标率高,更能反映真实的电阻率值;当岩样为超低渗时,自吸增水法较气驱法线性关系更好,测试点数分布均匀。选取某地区致密砂岩密闭取心井岩样,利用本文优选出的测试实验方法获取岩电参数,进而计算得到的含水饱和度与实测原始含水饱和度吻合度更高。本文研究可以为致密砂岩储层含水饱和度预测和精度保证提供有力支撑。

基于核磁共振技术的大庆油田X6东区剩余油分布特征研究

针对老油田可动用储量严重下滑的情况,以大庆油田X6东区开发油层为研究对象,将核磁共振技术与水驱油实验相结合,开展剩余油含量及其分布特征评价,为大庆油田X6东区主力油层的剩余油挖潜和其余非主力油层勘探开发提供依据。研究结果表明岩心渗透率是影响水、油可动流体分布特征的重要因素;束缚水状态下含油饱和度为61.3%~74.9%,T2谱图几乎呈单峰形态,油体主要分布于T2弛豫时间大于10 ms的大孔隙中,渗透率越大,含油饱和度越高;剩余油饱和度为16.4%~29.9%,主要分布于大孔隙中,被驱替出的流体相的分布空间以大孔隙为主,较大的孔道为主要渗流通道,较小的孔道成为剩余油分布的主要空间;当驱替倍数达到15 PV时,岩心中含油状态基本稳定,驱油效率为60.1%~73.2%,大孔隙对驱油效率以及采出程度的贡献要远大于小孔隙。比对X6东区开发现状,主力开发油层和非主力开发油层均具有较好的挖潜和开发潜力。

渤海代表性油田泥页岩理化性能研究及工作液对策

渤海KL、BZ、LD等油田地质条件复杂,钻井过程中常发生井壁失稳现象,影响该区域钻井提速和勘探开发进程。针对渤海湾盆地部分区域井壁易坍塌的问题,取各井页岩掉块进行泥页岩理化性能分析研究,建立相应的技术分析流程。通过所测泥页岩的膨胀性、分散性和水化性,确定泥页岩的类型:KL某井泥页岩为低膨胀弱分散、垮塌型泥页岩;BZ某井泥页岩为中膨胀中分散、剥落泥页岩;LD某井为高膨胀强分散、水化坍塌泥页岩。根据泥页岩的类型可判断井下复杂情况,从而采取相应的井壁稳定措施。

鄂尔多斯盆地神府地区太原组致密砂岩储层特征及成岩演化

为阐明鄂尔多斯盆地神府地区太原组砂岩储层特征及其致密化成因,利用铸体薄片、扫描电镜、阴极发光及高压压汞等资料,分析胶结物及其与碎屑颗粒的胶结、交代作用,并研究了储层成岩序列、各类胶结物与孔隙的含量、孔隙度的演化过程等。结果表明:神府地区太原组储层以中—粗岩屑砂岩和长石岩屑砂岩为主,孔隙度为0.20%~12.00%,平均为6.95%,渗透率为0.10~5.00 m D,平均为0.91 m D,属于典型的低孔—特低孔、特低渗的致密砂岩储层;孔隙结构主要为小孔细喉和小孔微喉型;在孔隙演化中压实作用使孔隙度减少约15.5%,胶结作用减少孔隙约10.4%,溶蚀作用增加孔隙约4.41%,计算现今平均孔隙度为7.17%,与实测平均孔隙度6.95%相当。早期压实作用与晚期碳酸盐胶结作用是研究区储层致密的主要原因,而溶蚀作用有利于各类次生孔隙的发育,是改善储层孔渗性的关键因素。

苏北盆地海安凹陷曲塘次凹阜宁组二段烃源岩地球化学特征

利用岩石热解、有机碳、干酪根碳同位素、镜质体反射率及气相色谱—质谱等地球化学测试方法,分析苏北盆地海安凹陷曲塘次凹阜宁组二段烃源岩的生烃潜力及沉积环境。结果表明:曲塘次凹阜宁组二段烃源岩具有有机质丰度较高、类型好、低成熟—成熟阶段及生烃潜力强等特征。残余有机碳质量分数平均为1.77%,生烃潜量为6.20mg/g,有机质丰度较高。干酪根碳同位素为-29.2‰～-27.7‰,规则甾烷呈不对称"V"型或反"L"型分布,有机质属于Ⅱ型,具有低等水生生物和高等植物双重生源特征。镜质体反射率为0.50%～0.80%,ααα-C29(20S/(20S+20R))甾烷和ββ/(αα+ββ)-C29甾烷较低,有机质处于低成熟—成熟阶段。Pr/Ph较高,三环萜烷/C30藿烷、伽马蜡烷指数、Ts/Tm和重排甾烷C27/规则甾烷C27较低,烃源岩主要形成于弱氧化条件下的淡水—半咸水湖泊相环境,有利于有机质的保存。该研究结果为苏北盆地海安凹陷曲塘次凹下一步勘探提供参考。

鄂尔多斯盆地临兴地区上古生界烃源岩特征及其生排烃史研究

采用有机地球化学、盆地模拟等方法对临兴地区上古生界烃源岩进行了烃源岩评价、生气强度(G_(gas))及生烃史研究。研究表明:研究区上古生界源岩主要是煤岩和暗色泥岩,其中煤岩平均厚度16m,暗色泥岩平均厚度103m。有机质丰度较高;干酪根属于Ⅲ型;镜质体反射率(Ro)为1.0%～1.3%,均值为1.16%,整体处于成熟-高成熟阶段;生气强度为(18～26)×108 m^3/km^2,而子洲地区为(24～30)×108 m3/km^2。与子洲地区相比,临兴地区气源条件略差。在晚三叠世,烃源岩开始生烃,基本上没有天然气排出;侏罗世末,处于低成熟阶段,生烃量逐渐增加,开始有烃类排出;早白垩世,源岩进入成熟-高成熟阶段,同时大量生排烃;早白垩世之后,源岩成熟度维持不变,生排烃也趋于停止。

临兴区块致密砂岩储层水赋存状态及气层含水程度识别方法

为明确鄂尔多斯盆地东缘临兴区块气水分布规律,提高储层气水分布预测精度,通过半渗透隔板实验、核磁共振实验和扫描电镜实验确定储层水赋存状态,基于现场生产资料和测井数据提供可动水饱和度和气层含水程度预测方法。结果表明,临兴区块储层水以束缚水、毛细管水和自由水3种状态赋存,束缚水饱和度为28.26%~58.14%,以束缚水为主的储层射孔后基本不产水;毛细管水是生产压差增加克服毛细管压力而被驱替出来的水,该类储层射孔后生产初期不产水,随着生产压差增大,产水量逐渐增大;致密砂岩储层束缚水饱和度主要受孔隙结构影响,研究区致密砂岩储层主要发育粒间孔、溶蚀孔和晶间孔,从粒间孔、溶蚀孔到晶间孔,小孔含量不断增加且孔隙结构越来越复杂,束缚水饱和度不断增加;利用物性指数表征孔隙类型和结构差异,则临兴区块储层束缚水饱和度随着物性指数增加而降低,随着泥质含量增加而上升,可采用物性指数和泥质含量回归得到束缚水饱和度预测公式,进而得到可动水饱和度;根据孔隙度、束缚水饱和度与可动水饱和度交汇图得到了同含水程度气层的识别方法,气层一般Φ>8%、S_(wf)<15%、S_(wi)<50%;差气层一般Φ<10%,S_(wf)<15%,S_(wi)<45%;含气水层一般Φ>10%、S_(wf)>5%、S_(wi)为30%~55%;射孔层日产水量可以通过Q_(w)=0.51 S_(wi)+2.16 S_(wf)+13.63Φ+0.17 H-1.51计算。

鄂尔多斯盆地临兴地区上古生界煤层含气量分布规律及影响因素分析

利用煤岩解吸、工业分析、显微组分等测试方法手段对临兴地区上古生界煤层进行综合分析,确定了主力煤层含气量的分布特征及影响因素。研究表明,临兴地区上古生界主力煤层是山西组的4+5号煤层(以下简称"4+5号煤层")和太原组的8+9号煤层(以下简称"8+9号煤层"),其中4+5号煤层厚度为2.5~5.5m(均值3.7m),8+9号号煤层厚度为5.0~10.0m(均值7.2m);4+5号煤层含气量主要分布于6.87~22.88m^3/t之间(均值为12.88m^3/t),8+9号煤层含气量主要分布于6.32~29.31m^3/t之间(均值为14.87m^3/t);煤层含气量随埋深、镜质体反射率及镜质组含量的增加而逐渐增高,随水分、灰分及惰质组含量的增加而逐渐降低。综合分析认为,研究区东南部薯头-城庄一带的8+9号煤层和南部雷家碛乡-城庄一带的4+5号煤层属于煤层含气性有利区。

关于疏松砂岩孔隙度校正系数的探讨

孔隙度校正系数对于疏松砂岩孔隙度校正量的影响较大,目前疏松砂岩孔隙度校正系数采用的是固结砂岩的经验值0.619。通过对明华镇组、馆陶组、东营组地层的疏松砂岩和沙河街组的固结砂岩进行泊松比测试试验研究,结果表明,明华镇组、馆陶组、东营组地层的疏松砂岩孔隙度校正系数分别为0.77、0.72、0.70,沙河街组孔隙度校正系数为0.64,疏松砂岩与固结砂岩的孔隙度校正系数差异较大,并且孔隙度校正系数与岩石视密度、粒度中值呈负相关关系;随着岩样孔隙度增大,岩样孔隙度校正量也呈逐渐增大趋势。利用孔隙度校正系数的经验值和实测值对明化镇组、馆陶组、东营组三个层位疏松砂岩的地面孔隙度进行校正,发现采用经验值0.619计算的地层孔隙度值误差较大,其平均校正误差分别为4.0%、2.1%、3.1%,超过了岩心分析标准的最大误差范围,说明孔隙度校正经验值0.619并不适用于疏松砂岩。因此,对于疏松砂岩油藏建议实测岩石泊松比计算孔隙度校正系数,制作孔隙度校正图版来提高容积法储量计算精度。