核磁共振技术在特低渗砂岩微观孔隙结构评价中的应用

特低渗透砂岩储层微观孔隙结构变化复杂,且随机性强,利用核磁共振技术对取自鄂尔多斯盆地延长组的特低渗砂岩样品进行了测试分析.结果表明,实验样品的T_2截止值小,T_2谱分布表现出双峰态;可动流体参数差异较大,主要受孔隙(尤其是次生孔隙)的发育和连通程度、微裂缝的发育程度、粘土矿物含量及其赋存形式、孔隙的比表面大小及重结晶程度的影响.可动流体参数的变化可以较好地反映特低渗砂岩储层微观孔隙结构的变化特征,这也说明了利用可动流体参数来综合评价微观孔隙结构的合理性.

吐哈盆地巴喀油田特低渗砂岩油层裂缝分布特征

巴喀油田中侏罗统砂岩属特低渗透裂缝 孔隙型储集层 ,平均渗透率为 0 .3× 10 - 3μm2 ;地下基质岩块孔隙度为7.4%,渗透率为 0 .16× 10 - 3μm2 。砂岩储集层发育的主要裂缝类型有构造层理缝、正向正交缝、斜向正交缝和羽裂等 ,裂缝宽度一般为 0 .3～ 3 .2mm ,纵向切深为 0 .1～ 0 .8m ,水平延伸长度为 0 .2～ 2 .1m。裂缝以半充填为主 ,其分布受岩性、层厚和构造位置的影响 ,纵向、横向均呈带状分布 ,被裂缝切割而成的基质岩块尺寸取决于裂缝频率 ,岩块长轴方向以北西西向为主 ,与构造轴向基本一致。图 3表 4参

特低渗砂岩储层微观孔喉特征的定量表征

以鄂尔多斯盆地延长组特低渗砂岩储层样品的恒速压汞实验结果为基础，对该类储层的微观孔喉特征进行了定量表征。结果表明，样品喉道差异较大，当渗透率小于1×10^-3μm^2时，喉道峰值半径、平均喉道半径均小于1μm，主流喉道半径变化幅度较小；当渗透率大于1×10^-3μm^2时，平均喉道半径大于1μm，喉道峰值半径、主流喉道半径变化幅度明显增大，大喉道所占比例及其对渗透率的贡献增大。样品的孔隙差别不大，主要分布于100-200μm范围内；孔喉半径比分布范围大，介于10～1000之间。样品渗透率越大，有效孔隙、喉道发育程度越好。渗透率不同，孔隙、喉道毛细管曲线对，息体毛细管压力曲线的影响程度也不同。

孔隙结构对低渗-特低渗砂岩储层渗流特征的影响--以鄂尔多斯盆地东部上古生界盒8段储层为例

通过铸体薄片显微镜下观察、孔喉图像、毛细管压力、恒速压汞、气水相对渗透率、核磁共振等多种分析实验手段,研究了鄂尔多斯盆地东部上古生界盒8段低孔、低渗-特低渗砂岩储层的微观孔隙结构和渗流特征,探讨了孔隙结构对储层渗流特征的影响。结果表明,孔隙结构特征是影响低孔、低渗-特低渗砂岩储集性能与渗流特征的主要因素。而砂岩的孔隙结构特征主要受砂岩原生矿物组合与成岩演化过程及其产物的控制,盒8段各砂岩类型由于其矿物成分不同导致孔隙结构的差异,也是各砂岩类型储集性能与渗流能力存在差别的直接原因。在孔隙结构参数中,喉道的大小、有效孔隙与喉道的体积及其连通性是决定储层储集与渗流能力的关键。大孔喉对储层渗流能力的贡献更大,中-小孔喉则对储集能力的贡献相对较高。微裂缝是除孔隙结构以外影响砂岩储集性能与渗流特征的重要因素。

松辽盆地南部大安地区姚一段特低渗砂岩成岩作用与成岩相

探讨松辽盆地南部大安地区上白垩统姚家组第一段(姚一段)特低渗砂岩中相对优质储层成因,为预测“甜点”储层分布和开发提供地质依据。综合物性、压汞、薄片、X射线衍射等多种数据,在姚一段成岩作用特征及对物性影响分析基础上,利用多种成岩强度参数进行特低渗砂岩成岩相划分,系统研究各成岩相特征及差异成因。结果表明:姚一段特低渗砂岩经历了压实成岩、胶结成岩、溶蚀成岩和胶结-交代成岩等4个阶段。姚一段岩石粒度细、黏土含量高、抗压实能力弱,强烈的压实作用是破坏物性的主要原因;多类型、多期次的胶结作用使孔隙结构复杂化,是导致特低渗的重要原因;长石、岩屑溶蚀有效改善了物性,是形成优质储层的关键。根据视压实率、视胶结率和视溶蚀率等成岩作用强度参数关系,将姚一段分为5种成岩相,各成岩相主要成岩作用类型和强度差异使孔隙沿不同路径演化,形成各自的孔隙组合,是导致其物性差异的根本原因。弱胶结中溶蚀相和弱压实中溶蚀相孔隙结构和物性最好,是有利储层类型;强压实弱胶结相和弱压实强胶结相孔喉细小、连通性差,为不利储层类型。

中国石化特低渗砂岩油和致密砂岩气资源勘探潜力

介绍了国内及中国石化的特低渗砂岩油和致密砂岩气资源现状,分析了中国石化致密砂岩气资源潜力。

特低渗砂岩储层物性下限确定方法

鄂尔多斯盆地西峰油田合水地区庄31井区储层岩性主要为长石质岩屑砂岩和长石岩屑质石英砂岩。孔隙类型为粒间孔和长石溶孔,孔径一般10～40μm。产层平均孔隙度9.5%,平均渗透率0.25 mD,属典型的低渗透特征。通过美国岩心公司经验统计法、含油产状法、测试法确定了研究区有效储层物性下限,孔隙度为7%,渗透率为0.06 mD,为有效厚度划分及储量计算提供了依据。

天然裂缝性特低渗砂岩油藏等效连续介质模型

针对天然裂缝发育的特低渗砂岩油藏裂缝发育的特点,利用张量理论和等值渗流阻力原理建立了天然裂缝性特低渗砂岩油藏等效连续介质模型,为定量评价天然裂缝对特低渗砂岩油藏的影响和研究该类油藏的渗流规律奠定了基础。并利用所建立的模型进行了等效渗透率影响因素分析,研究结果表明:天然裂缝显著提高了平行裂缝方向的储层渗透率,增大了特低渗砂岩油藏的渗流能力,加剧了储层的各向异性。

特低渗砂岩油藏CO_(2)-低界面张力黏弹流体协同驱油机理研究

目的特低渗油藏储层物性差、层间非均质性强,造成CO_(2)驱易发生气窜,提高采收率效果欠佳,其中,CO_(2)水气交替驱作为结合CO_(2)驱和水驱优势的方法,具有较高的适用性。为进一步改善CO_(2)-水交替驱的开发效果,开展了CO_(2)-低界面张力黏弹流体协同驱油研究。方法通过界面张力和润湿性能测试评价低界面张力黏弹流体基本性能,并利用微观可视化驱油实验及岩心驱油实验等,探究了不同驱替方式的驱油效果和CO_(2)-低界面张力黏弹流体协同驱油过程中二者之间的“协同作用”机理。结果低界面张力黏弹流体具备良好的界面活性和改变岩石表面润湿性能力,水驱后开展CO_(2)驱、低界面张力黏弹流体驱、CO_(2)-低界面张力黏弹流体交替协同驱,采收率可在水驱基础上分别提高0.91%、10.66%、16.25%,其提高采收率机理包括降低界面张力、改善流度比、改变岩石表面润湿性及乳化作用的协同效应等。结论CO_(2)-低界面张力黏弹流体协同驱既可有效增强非均质特低渗砂岩油藏注CO_(2)过程中气体流动性控制,又能够降低CO_(2)萃取轻烃导致重质组分沉积的影响,具有协同增效作用。

应用恒速压汞技术定量评价低渗—特低渗砂岩储层微观孔喉特征:以石臼坨凸起陡坡带东三段为例

砂砾岩储层中的低渗—特低渗砂岩对储层整体油气运聚、成藏起到了重要影响。利用恒速压汞技术探讨石臼坨凸起陡坡带东三段扇三角洲砂砾岩储层中不同渗透率级别的低渗—特低渗砂岩储层微观孔喉分布特征及不同尺度孔喉的物性贡献。研究表明:(1)低渗—特低渗砂岩和常规砂岩相比具有孔隙大小中等,喉道半径偏小,孔喉比异常大的特点。渗透率受孔喉半径变化影响更明显,大半径喉道数量和分布是影响储层渗流能力的关键因素;(2)低渗—特低渗砂岩孔隙主控进汞区是控制流体流动最有效最主要的空间,渗透率越高,孔隙主控区的喉道半径范围越大。孔喉过渡进汞区进汞贡献主要来自孔隙和喉道联合进汞,随着喉道半径减小,细喉道逐渐成为流体储集和流动的主要空间;喉道主控区渗透率贡献也很低,微细喉道及微喉道是进汞主体空间,孔隙贡献基本为0,该阶段流体流动能力受喉道半径变化影响较大。随着渗透率增加,低渗—特低渗砂岩渗流能力的决定性喉道半径值从1~2μm增大到3~4μm。基于恒速压汞技术的低渗—特低渗砂岩微观孔喉定量表征填补了渤海海域相关研究的空白,从而有助于实现该类储层全面准确的储层评价。

定边油田长2特低渗砂岩储层成岩作用及物性影响因素

通过岩心观察、铸体薄片、扫描电镜、黏土矿物X衍射及物性分析等多种分析测试手段,对定边油田长2特低渗砂岩储层成岩作用及物性演化历史进行了研究。结果表明:长2砂岩储层经历了机械压实、胶结和溶蚀等多种成岩作用,其中压实作用是减少储层孔隙的主要因素,胶结作用进一步强化了储层孔隙损失率,而溶蚀作用在一定程度上改善了储层物性。长2砂岩储层主要处于中成岩阶段A期,储层孔隙演化与成岩作用过程和历史密切相关,经计算压实损失的孔隙度为22.18%,胶结损失孔隙度为5.26%,溶蚀增加孔隙度为3.18%,最终计算长2砂岩储层孔隙度定格为16.14%,与实测平均孔隙度值16.04%较一致,成岩作用的剖析与孔隙定量演化为评价和筛选有利储层提供了地质依据和技术支持。

松辽盆地大安油田葡萄花油层特低渗储层成岩相特征与孔隙演化

松辽盆地大安油田葡萄花油层特低渗透储层成因及孔隙演化特征缺乏定量的研究。利用铸体薄片、扫描电镜、电子探针、X射线衍射和全岩、物性、压汞等定性、定量资料对葡萄花油层成岩作用类型、成岩相进行定量研究并恢复各成岩相孔隙演化过程。结果表明:大安油田葡萄花油层经历了早成岩A期压实成岩、早成岩B期胶结成岩、中成岩A期溶蚀成岩和胶结交代成岩4个阶段;机械压实、伊利石和混层黏土胶结、碳酸盐胶结破坏原生孔隙,绿泥石和高岭石环边胶结有利于原生孔保存,长石和火山岩屑溶蚀改善物性;大安油田葡萄花油层可划分为长石溶蚀粒内溶孔相、黏土环边胶结残余粒间孔相、硅质胶结粒间溶孔相、方解石胶结晶间微孔相和黏土杂基充填晶间微孔相5种成岩相,各成岩相主要成岩作用类型、成岩强度影响孔隙组合,造成储层的强烈非均质性;长石溶蚀粒内溶孔相和黏土环边胶结残余粒间孔相储层物性最好,是研究区最有利储层。研究成果为大安油田葡萄花油层效益开发和整体建产提供地质依据。

鄂尔多斯盆地特低渗-致密砂岩油藏水平井开发效果主控因素分析

鄂尔多斯盆地子长油田长6段特低渗-致密砂岩油藏采用压裂水平井开发,受储层特征、有效水平段长度、压裂方式、压裂规模等因素影响,水平井开发效果差异较大,但是主控因素未明确。因此,对子长油田150余口水平井开发效果影响因素进行分析,并采用灰色关联法分析了地质和压裂参数对水平井开发效果的影响程度,明确开发效果的主控因素。研究结果表明,有效水平段长度和单段加砂量是影响水平井开发效果的主控因素。基于此,优化了水平段有效长度和单段加砂量,对子长油田长6油藏高效开发具有一定的指导意义。

特低渗透砂岩储层微观孔喉与可动流体变化特征

基于核磁共振、恒速压汞实验结果，对鄂尔多斯盆地延长组特低渗透砂岩储层的微观孔喉与可动流体变化特征进行了定量评价。分析表明，特低渗透砂岩储层可动流体参数、喉道特征参数变化幅度大，孔隙参数差异小。微观孔喉对可动流体参数的影响主要体现在喉道特征的变化上，喉道半径越小，可动流体参数衰减越快。孔喉比较大、分布范围宽是特低渗透砂岩储层可动流体含量低，可动用程度差的主要原因之一。孔隙、喉道进汞饱和度与可动流体参数之间均表现出了非常好的相关性，表明有效孔隙、喉道体积越大，可动流体含量越高，可动用程度越大。

特低渗透砂岩有效应力系数测定

针对变围压应力敏感性实验结果不能直接用于储层应力敏感性评价,研究了一种对变围压应力敏感性实验进行修正的方法。通过实验测定岩心有效应力系数,分别进行变围压、变内压的应力敏感性实验,分析不同有效应力对油井产能的影响。得出以下结论:实验岩心的有效应力系数介于0.39和0.57之间;基于Terzaghi有效应力会夸大应力敏感程度,基于本体有效应力会削弱应力敏感程度,经本文测定的有效应力系数修正的有效应力评价应力敏感为中等偏弱,对产能的影响结果与变内压实验测试结果非常接近;在生产压差为10 MPa时油井产量下降6.91%,生产压差为20MPa时油井产量下降14.77%。因此,建议在应力敏感性评价及对产能影响分析时采用有效应力系数修正的变围压实验结果。

陕北富县延长组特低孔渗砂岩储层控制因素分析

研究表明 ,陕北富县延长组总体为特低孔渗砂岩储层。沉积岩石粒度普遍较细 ,是导致岩石储集性较差的先天地质因素 ;岩石中“抗压实性”较差的长石、岩屑等软碎屑颗粒含量高 ,加之延长组砂岩又历经了较长的埋藏期 ,因此强烈的压实作用是形成特低孔渗储层的又一主要原因 ;较强的胶结作用 ,尤其是晚期碳酸盐胶结作用 ,对延长组特低孔渗砂岩储层的形成也有着重要影响 ;晚期溶蚀作用不充分且持续时间不长 ,对储层没能发挥明显的改造作用 。

基于恒速压汞技术的特低—超低渗砂岩储层微观孔喉特征

基于恒速压汞测试结果，对鄂尔多斯盆地延长组特低、超低渗砂岩储层的微观孔喉特征进行了分析，定量表征了孔喉特征参数的变化。结果表明，特低、超低渗储层的孔隙半径分布特征相似，介于100-200μm之间，峰值基本在140μm左右；相对于特低渗储层而言，超低渗储层的喉道分布范围更窄，小于1μm的喉道含量较高，变化更为敏感，孔喉半径比分布范围较宽，喉道进汞饱和度受渗透率影响较大；特低、超低渗储层孔喉特征的差异主要体现在喉道上。总体毛细管压力曲线表现出3个变化阶段，渗透率不同，各阶段受孔隙和喉道的影响程度也不同；处于中后期的超低渗储层更应注重喉道的开发。

基于恒速压汞技术的特低-超低渗砂岩储层微观孔喉特征研究

应用恒速压汞技术对苏里格气田西区盒8段特低、超低渗砂岩储层的微观孔喉特征进行了研究。该类储层孔隙半径分布范围变化不大,对储层渗透率影响不明显,储层渗透率主要受控于喉道半径的大小以及孔隙与喉道的配置关系;毛细管压力曲线揭示出在不同的开发阶段,孔隙和喉道对开发效果的影响程度不同,处于开发中后期的特低、超低渗砂岩储层,注重对于喉道的开发至关重要。

张韩地区长8_2特低渗透储层微观孔隙结构研究

运用岩心薄片、铸体薄片、常规压汞等资料,结合恒速压汞实验,对鄂尔多斯盆地张韩地区长8_2特低渗透砂岩储层微观孔隙结构进行了综合分析研究。结果表明,长8_2储层储集空间多样,以原生粒间孔为主,孔隙结构可划分为三种类型:低排驱压力-中喉型、中排驱压力-细喉型、高排驱压力-微细喉型;储层孔隙结构复杂多样,压汞排驱压力和中值压力偏高,孔喉连通性较差,依孔隙结构特征将储层划分为Ⅰ类储层、Ⅱ类储层、Ⅲ类储层。综合分析表明,长8_2储层由于流动孔喉半径偏小,渗流能力较差,油藏启动压力较高,通常对储层进行压裂改造后才可获得较高产能。在张韩地区8_2低渗透油层开发过程中要注重对储层喉道的保护,以便取得更好的开发效果。

红河油田长8_1砂层组微观孔隙结构特征与物性研究

通过岩石薄片照片、常规物性、毛细管压力曲线、相对渗透率曲线等常规实验室方法,重点对长81砂层组含油砂体的岩石学特征、微观非均质性、物性影响因素进行分析。分析结果表明,长81砂层组主要发育长石质岩屑砂岩和岩屑质长石砂岩,有效储层平均孔隙度为10.1%,渗透率为0.67mD,评价为特低孔超低渗储层。孔隙类型以残余粒间孔隙为主,喉道类型以缩颈型喉道、片状喉道和弯片状喉道为主,平均孔径为40μm,喉道半径0.08μm,孔喉组合为中孔细喉-小孔细喉型。孔隙结构中等,以Ⅱ型中排驱压力-细喉道型为主,孔隙结构参数与物性的关系较为复杂。