页岩油储层微观孔隙结构特征及孔隙流体划分

页岩复杂的孔隙结构导致多样化的孔隙流体类型。针对鄂尔多斯盆地延长组长7段页岩,采用低场核磁共振实验技术,将离心实验与热处理实验相结合,识别划分出3类页岩中多类孔隙流体的T_(2)弛豫时间界限,并定量表征了目标页岩的全孔径分布特征。研究结果表明,目标页岩孔隙结构可划分为Ⅰ,Ⅱ和Ⅲ类,其对应的平均孔隙半径和流体赋存量依次减小。Ⅰ,Ⅱ和Ⅲ类页岩的可动流体截止值分别为1.10,1.24和1.92 ms,不可采出流体截止值分别为0.20,0.30和0.54 ms。Ⅰ类页岩的可动流体赋存于孔径大于24.8 nm的中、大孔隙,平均饱和度为30.5%;不可采出流体则赋存于孔径小于4.5 nm的微孔隙,平均饱和度为35.3%。Ⅱ类页岩的可动流体赋存于孔径大于41.9 nm的大孔隙,平均饱和度为26.6%;不可采出流体赋存于孔径小于10.3 nm的微、小孔隙,平均饱和度为40.7%。Ⅲ类页岩的可动流体赋存于孔径大于93.6 nm的大孔隙,平均饱和度为17.2%;不可采出流体则赋存于孔径小于26.3 nm的中、小孔隙,平均饱和度达50.1%。

自然电位、自然伽马测井曲线在文15块的应用

自然电位(SP)、自然伽马(GR)测井曲线形态和特征与沉积相带及其储集砂体关系密切,它们对不同水动力条件造成的不同环境下的沉积层序在粒度、分选、泥质含量等方面特征响应十分敏感。利用自然电位、自然伽马同步减小的较大幅度评价识别渗砂层,划分有利的骨架砂体沉积微相带;利用自然电位、自然伽马减小的幅度差评价识别低渗砂、致密砂层,划分河道堤泛沉积微相带;并以自然电位比自然伽马减小幅度的相对差异识别油水层。文15块沙三上层段自然电位、自然伽马曲线划分沉积相带及储层的应用,它们在不同储集相带都有明显的异常显示,采用自然电位、自然伽马异常曲线建立起评价划分储层的下限标准,有效地评价划分出油层、水层及致密砂层类型。特别是它们在井内测量岩层中自然存在,测量和获取测井曲线的方法技术简单、成本低廉。因而,在划分和研究沉积相带及储层分布中广泛使用。

岩石的孔隙弹性研究

论述了在干燥和饱和两种情况下，岩石的有效体积模量于孔隙弹性模量的关系。孔隙弹性模量描述了孔隙对岩石等多孔材料的弹性性质的影响，利用其可导出在地震勘探和石油测井界应用很广的Ｇａｓｓａｍａｎｎ，该方程建立在线性弹性假设之上并仅限于低频范围。还阐述了有效压力的概念和计算方法。提出孔隙流体变化时岩石有效模量的计算，及利用孔隙弹性模量辨别储层中不同流体类型的计算方法。

2D NMR在泥页岩物性及流体评价中的应用探讨

纳米级孔隙、非达西渗流、自生自储是泥页岩油气层的主要特征,常规NMR技术难以检测到T2弛豫时间短于0.1 ms的纳米级孔隙,并难以准确评价泥页岩储层中的孔隙流体性质与含量.为了解决以上问题,以济阳坳陷下第三系沙河街组泥页岩油气主要勘探层段为研究对象,采用高分辨率2D NMR技术对采自3口井的11块泥页岩样品分别进行1D、2D NMR分析.结果表明,T2谱能够检测到泥页岩中的全部孔隙量;D-T2谱能够准确评价孔隙流体类型与含量,且核磁含油饱和度与石油的产液量、岩石热解的液态烃量具有可对比性.该项研究对精细评价泥页岩油气储层具有十分重要的意义,对进一步发展高分辨率2D NMR技术具有一定的促进作用.

川东石炭系流体性质的测井响应特征与判别方法

针对碳酸盐岩储层含流体性质相同而测井特征不同,从而造成对储层含流体性质的误判问题,开展了专题研究。研究中对实钻井的测井、试油和岩心分析资料进行对比分析,最终认识到储层孔隙类型的差别是影响储层含流体性质的测井特征响应不同的主要原因,误判层主要发生在以晶间孔为主的储层。在此基础上,建立了判断储层孔隙类型并结合孔隙度—电阻率交会图判断储层含流体性质的方法。所提出的方法,可以有效解决测井误判油气水层的问题,从而提高测井解释储层含流体性质的符合率。

利用T_2谱评价板桥潜山油气藏

由于碳酸盐岩储集层岩性复杂、孔隙类型多、非均质性强等原因 ,用常规测井资料进行评价存在许多困难 ,而核磁共振测井资料则为解决该类问题提供了另一种有利的手段。利用核磁共振测井横向弛豫时间 T2 分布谱可直接反映岩石孔隙半径大小的特性对板桥潜山碳酸盐岩储层类型进行了划分 ,其结果在 FMI成像图上表现出很好的一致性。另一方面 ,利用核磁共振测井的移谱法、差谱法、T2 标准谱 ,结合电阻率测井进行了储层流体性质识别 ,并划分出板桥潜山碳酸盐岩储层有效性级别。

胜利油田核磁共振测井技术应用回顾与展望

核磁共振测井以全新的原理,提供了一套全新的信息和响应关系,能够对地层油气评价的基本问题,进行全新的解答.胜利油田自1996年开始使用核磁共振测井以来,至今已经积累10余年的测井应用经验.总结核磁共振测井技术在胜利油田的发展应用,其发展经历了三个阶段:初步探索阶段,研究应用阶段和完善深化阶段.在初步探索阶段主要是以储层识别以及孔隙度、渗透率、饱和度等岩石物理参数为主;在研究应用阶段主要是利用T2分布形态进行流体识别和孔隙结构研究;完善深化阶段则是提高解释评价精度,针对勘探开发中的评价难题深化地质应用.目前,核磁共振测井技术在胜利油田的应用已经逐步完善成熟,已成为提高油田勘探开发效益必不可少的手段.在储层评价、参数计算、流体识别中发挥了重要作用,尤其是在单纯依靠常规测井难以进行流体识别的低电阻率/电阻率低差异、低孔隙度、低渗透率、砂砾岩体、复杂岩性等油气藏评价中发挥了独特的作用.

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷混积岩孔喉系统分类及控制因素

针对混积岩优质储集层成因复杂的难题,进行准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组混积岩孔喉系统、控制因素及流体可动性研究。结果表明,混积型储集层发育粒间孔喉系统(A型)、粒间-溶蚀-晶间混合孔喉系统(B型)、溶蚀孔喉系统(C型)、溶蚀-晶间混合孔喉系统(D型)和晶间孔喉系统(E型)5类。混积岩孔喉系统有3个主要主控因素:混积岩组分含量及排列方式、沉积环境和成岩作用。混积岩组分含量及排列方式控制孔喉系统类型及变化;沉积环境主要控制孔喉系统的宏观分布,近源、高能环境混积岩粗粒组分多,颗粒或互层型支撑,发育A型和B型孔喉;远源、中能环境混积岩过渡为云泥支撑,发育C型和D型孔喉;而远源、低能环境混积岩孔喉主要为E型和D型。压实和方解石胶结等成岩作用进一步破坏粒间、溶蚀孔喉占比。在砂泥混积时,孔喉系统类型为“A→B→C→D”变化,云砂混积时孔喉系统类型为“A→C→D→E”、或“B→D→E”变化,云泥混积时孔喉系统类型为“D→E”的变化,细节受偏砂粒、长石和白云石含量影响。其中,A型孔喉的物性及可动性最好,D型和E型最差;可动流体分布与支撑方式有关,云泥支撑型混积岩大孔可动优势不明显。研究成果为混积型储集层甜点评价及解释模型的合理构建提供了地质依据。图15表1参19。

裂缝-孔隙型储层保护钻完井液体系研究

针对裂缝 -孔隙型储层特征和钻井施工要求 ,从储层潜在损害因素分析入手 ,确定了裂缝暂堵剂 ,即以超细碳酸钙和改性石棉纤维为主复配而成的纤维状暂堵剂 LF-1 ,以及以油溶性树脂和液体石蜡为主复配而成的油溶性软化封堵剂 EP-1 ,并优选出了钻完井配方。现场试验表明 ,该钻完井液体系基本满足钻井施工要求 ,储层保护效果明显 ,可使表皮系数下降5 4.4%。

西安与咸阳孔隙型热储尾水回灌堵塞机理对比

在分析西安与咸阳两市地质条件、热储环境特征和水化学类型的差异的基础上,采用水文地球化学理论模拟、室内堵塞模拟试验及现场回灌试验多种方法耦合的方法,对西安、咸阳孔隙型热储尾水回灌堵塞机理进行对比研究。动态岩心驱替试验结果表明,在同一温度下,西安回灌模拟试验各个堵塞率均大于咸阳回灌一号井堵塞率。两地化学、微生物堵塞对比显示,西安回灌井水体含铁量高,在回灌过程中产生大量铁细菌及铁类矿物黏泥,而咸阳回灌井水体铁类矿物影响微乎其微。研究表明,在开放环境下,地下水中Fe2+与空气中的O发生氧化反应生成Fe2O3和Fe(OH)3等矿物沉淀,这些胶状沉淀物进入地层后造成了堵塞。试验表明,西安三桥回灌井回灌地层适宜性不及咸阳回灌一号井;且西安三桥回灌井开放式回灌方式加重了化学、微生物堵塞。

应用CT技术研究钻井液污染三维空间分布特征

常规液相钻井技术对油气藏储层污染空间分布特征的认识是许多学者关心问题.采用高能、高精度CT 仪探索研究了钻井液污染后全直径岩心3D 空间分布特征,建立了相应测试方法及定量判断钻井液滤失深度手段,获取了不同条件下钻井液污染三维空间分布图形;并结合电镜扫描及能谱分析,分析孔隙型及裂缝型储层钻井液污染微观特征.研究表明,钻井液滤失深度主要集中在离岩心端面11-24 mm;钻井液污染后孔隙型、裂缝型储层岩心污染空间呈“锅底状”特征,裂缝型储层岩心还可观察到钻井液贯穿整个裂缝;压差及裂缝导流能力是制约钻井液侵入基质孔隙深度的重要因素;裂缝中侵入颗粒以重晶石颗粒、盐类结晶为主,以区域性滤饼、团聚状颗粒形态分布;基质孔隙储层侵入颗粒以盐类结晶为主,以孔隙表面沉淀、孔隙充填、孔喉堵塞分布.研究成果为深入认识孔隙型、裂缝型储层钻井液污染特征提供重要机理认识,为室内实验评价技术提供了新的研究技术方法.

利用弹性参数识别气、水层

对于复杂孔隙结构储层而言,孔隙结构对电阻率的影响程度可能远大于流体类型对电阻率的影响,这就使得气、水层的电阻率特征差别不明显,利用电阻率不能有效区别气、水层。基于孔隙中天然气与油、水体积模量的显著差别,根据孔隙流体体积模量的大小来识别气、水层。研究采用了纵横波速度比(vp/vs)和孔隙流体的体积模量这两个与电阻率无关的弹性参数来判别储层的流体类型。理论模拟表明含有少量气体时可使纵波速度及其纵横波速度比显著减小,横波对气体含量不敏感,水层的vp/vs显著大于气层。采用vp/vs与横波交会法识别气、水层可消除孔隙和岩性的影响而突出流体类型的影响。

LF15-1油田ZJ10灰岩储层PRD钻完井液体系优化研究

LF15-1油田ZJ10灰岩储层为孔隙型储层,以中、低孔低渗为主,储层孔吼较小,裂缝不发育,钻完井液对储层存在不同程度的伤害。从储层基本特征、储层敏感性评价及目前所用钻井液性能评价着手,分析了储层潜在的损害因素,开展了储层保护钻完井液体系优选研究。基于选择性暂堵技术,得到了PRD钻完井液体系具体配方,建议在钻井液体系中加入0.7%PFVIS和2.0%PF-FLO;在完井液体系中加入5%PF-JPC和2%CA101-4。动态损害实验评价表明,优选的PRD钻完井液体系对储层保护效果显著,液相侵入深度及表皮系数下降明显。

特低渗储层不同孔隙组合类型的微观孔隙结构及渗流特征——以甘谷驿油田唐157井区长6储层为例

为了有效克服特低渗储层非均质性对注水开发效果的影响,首次从孔隙组合类型的角度出发,与高压压汞、恒速压汞、核磁共振和真实砂岩水驱油等实验相结合,从宏观和微观两方面对注水开发储层特征进行精细定量表征:标定了不同孔隙组合类型的主流喉道半径和可动流体饱和度的大小,明确了不同孔隙组合类型的驱替类型及残余油的赋存状态。结果表明:溶孔-粒间孔、粒间孔型储层具有物性好,压实率、胶结率均较低和含油饱和度较高的特征,多发育(水下)分流河道中。其可动流体饱和度最高,易形成优势通道。优势通道的主流喉道半径为0.963~1.494μm,驱替类型以指状驱替为主,为主要剩余油富集区;粒间孔-溶孔型和溶孔-微孔、微孔型储层特征依次变差,主流喉道半径分别为0.432~1.071μm和0.364~0.411μm,驱替类型,逐渐过渡到指状-网状、网状驱替,直至驱不动。

强纵向非均质性油藏油水层识别及油水界面精细刻画

伊拉克A油田K油藏为中东地区典型的孔隙型碳酸盐岩油藏,其孔隙结构复杂,电阻率纵向变化范围大,油水关系也极为复杂。为了建立该油藏可靠的油水层测井判别标准并进一步落实油水界面,以孔隙结构研究为切入点,首先理论分析了不同孔隙结构储层的电阻率随海拔高度变化的趋势线特征;同时结合测试和生产动态,分小层建立了K油藏油水层判别标准及油水界面;最后结合构造演化及成藏史分析了油水界面横向变化特征及成因。结果表明:①K油藏孔隙结构具有明显的纵向分层特征,从下向上整体呈渐变趋势,藻模孔及粒间孔含量向上增多,有效喉道半径向上增大;②孔隙结构在纵向上的差异是导致各小层油水层判别标准及油水界面差异的主控因素:以微孔为主的小层喉道半径小,排驱压力高,油水界面高,油层电阻率下限标准低;以粒间孔或藻模孔为主的小层喉道半径大,排驱压力低,油水界面低,油层电阻率下限高;③油水界面在横向上呈弯曲特征,同一小层的油水界面沿构造长轴向东倾斜;沿构造短轴呈拱形,即南北两翼低,构造高部位高,且北翼较南翼更低;④85口直井油水层解释及260余口水平井生产动态验证了弯曲油水界面的确定性。研究结果为油藏稳油控水措施的制定提供了依据,也为进一步优化开发方案及水平井轨迹调整奠定了基础。

孔隙结构评价是致密砂岩气藏储层评价的核心问题

致密砂岩气藏已成为国内大部分油气田勘探开发的主要气藏类型,本文通过对鄂尔多斯盆地苏里格气田N区盒8气藏、东部A、B区X层流体性质及产能受控因素的分析,指出渗透率是控制储层含气性及决定储层产能的关键因素。鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气有效储层孔隙度相近,孔隙结构决定了储层渗透率,本文进一步指出对于鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩储层,孔隙结构评价是致密砂岩气藏储层评价的核心问题,旨为各油气田致密砂岩气藏储层评价提供借鉴。

吴起油田长4+5储层流体饱和度研究

核磁共振实验可以对储层流体进行有效性评价。通过核磁共振实验中对流体氢核NMR(核磁共振)信号的观测,可以直接对岩石孔隙中的流体进行定性测量,得到储层的有效孔隙度、渗透率、可动流体和束缚流体体积等与储层物性相关的有效地质信息。从核磁共振测试图谱可以看出:被测试的6块岩样的T2谱有较大的形态变化,且均有单双峰结构,表明该类储层孔隙类型较为复杂,伴随着渗透率增大,逐渐呈现出右峰,且左峰逐渐降低,右峰升高,说明岩样随渗透率增大,大孔隙所占比例逐渐增大。

苏5和桃7区块马家沟组泥晶、泥粉晶白云岩储层流体类型判别

苏里格气田苏5和桃7区块马家沟组存在大量高孔隙度和中孔隙度干层的井,从试油层段的电阻率特征看,高电阻率水层和气水层井很多,揭示出马家沟组储层流体类型判别中既涉及到储层有效性评价难的问题,又涉及到流体类型判别难的问题。通过核磁共振实验、压汞和岩石薄片研究认为导致部分井高孔隙度低产不产的原因是储层溶蚀孔洞及裂缝不发育且储层孔喉径小、束缚水饱和度高。提出先依据中子孔隙度与声波或密度孔隙度比值的大小将气层与非气层区分开,利用孔隙度—饱和度交会法区分非气层中的有效储层和无效储层,针对有效储层采用气测录井资料识别气水层和水层的整体方案,有效解决了马家沟组储层类型判别难题。

雷州半岛南部玄武岩岩石物理特征

基于雷州半岛南部51件玄武岩岩心样品在饱和气、饱和水状态下的纵、横波波速和弹性模量等参数的测试结果,研究了孔隙度、孔隙类型、岩相和流体对岩石弹性力学参数的影响,分析了用于识别玄武岩岩性、流体的岩石物理参数的敏感性。研究结果表明:玄武岩中纵波波速与横波波速、密度与纵波波速具有较好的线性关系,杨氏模量与密度呈幂函数关系。孔隙度是影响岩石波速的主要因素,孔隙类型对岩石波速的影响不可忽视。岩石密度是区分玄武岩岩石亚相最敏感的岩石物理参数,利用密度与杨氏模量的交会关系可识别玄武岩的溢流相上部亚相、中部亚相和下部亚相。利用泊松比与纵波阻抗交会图、拉梅系数和剪切模量之比与纵波阻抗交会图可以区分玄武岩中的气层与水层。

渝西地区海相页岩储层孔隙有效性评价

基于页岩储层中毛细管束缚水、黏土束缚水、黏土结合水和干酪根核磁共振响应特征,开展了页岩储层孔隙有效性评价研究。选取渝西地区Z202井、Z201井3 500 m以深页岩样品开展渐变离心与渐变干燥处理后的核磁共振实验,确定了页岩储层中毛细管束缚水、黏土束缚水和基底信号的T2截止值(T2cutoff),分别为0.98~1.08 ms,0.25~0.55 ms,0.12~0.20 ms。3个不同的T2cutoff逐渐减小,对应的可动水饱和度、毛细管束缚水饱和度和黏土束缚水饱和度分别在29.72%~48.12%、10.25%~20.19%和12.97%~15.68%;200℃干燥后的岩心核磁共振T1-T2图谱揭示页岩中存在不连通孔隙;通过定量划分页岩储层孔隙系统,确定了有效孔隙下限的核磁共振T2cutoff(平均值为0.4 ms),对应的孔径下限为4.25nm。据此,建立了识别页岩储层孔隙流体类型、划分页岩储层孔隙系统、评价页岩储层孔隙有效性、确定储层有效孔径下限等系列页岩储层的有效性评价技术和方法。