致密油充注孔喉下限的理论探讨及实例分析

通过分析致密油充注孔喉下限与流体力学作用的相互关系,结合油气充注满足的力学条件,对源储界面和储集层内部的致密油充注孔喉下限进行理论探讨和实例分析。基于充注力学平衡关系及Young-Laplace方程,根据源储界面附近和储集层内部的最大充注动力建立相应的充注孔喉下限理论模型。将该模型应用于鄂尔多斯盆地延长组、四川盆地中下侏罗统、美国威利斯顿盆地Bakken组致密油,确定其源储界面附近的充注孔喉下限分别为15.74 nm、29.06 nm和14.22 nm,储集层内部充注孔喉下限分别为39.45 nm、37.20 nm和52.32 nm;相应的源储界面渗透率下限分别为0.002 1×10-3μm2、0.006 1×10-3μm2和0.001 8×10-3μm2,储集层内部渗透率下限分别为0.010 0×10-3μm2、0.009 4×10-3μm2和0.016 9×10-3μm2。源储界面岩性复杂,孔隙度与渗透率相关性差;储集层内部岩性单一,孔隙度与渗透率相关性较明显,由此确定储集层内部相应的孔隙度下限为2.16%、2.00%和3.50%。

致密砂岩石油充注孔喉下限探讨——以鄂尔多斯盆地延安地区长6砂岩为例

致密砂岩石油充注孔喉下限值的确定对于完善致密油成藏机理及增加后备地质储量具有重要意义。以往对这个问题研究存在很大争议。本次基于延安地区长6致密砂岩微观孔喉特征,优选含油产状和最小有效孔喉2种方法,综合确定长6砂岩石油充注孔喉直径下限值为150nm。

四川公山庙油田致密砂岩油充注孔喉下限探讨及应用

准确确定致密砂岩油充注孔喉下限有助于正确认识致密油成藏。对四川公山庙油田致密砂岩油充注孔喉下限进行理论推导和实验测试。源储界面致密油充注受生烃增压作用明显,基于流体力学作用间平衡关系和油藏实际参数,理论推导源储界面充注孔喉直径下限为29.06nm;储层内部充注力学机制与源储界面不同,生烃增压对流体充注的直接作用较弱,界面的力学推导过程不适用,而通过对实际砂岩样品进行环境扫描与能谱联测的方法确定储层内部的孔喉直径下限为59.66nm。结合致密砂岩储层压汞分析,应用充注孔喉下限确定源储界面附近的含油饱和度为69.5%;储层内部的含油饱和度为60.4%。含油饱和度预测值与公山庙油田致密砂岩实测含油饱和度相一致,对不同部位的孔喉下限的研究结果可为致密砂岩油分布规律和目标评价提供理论依据和预测方法。

酒泉盆地青西凹陷下沟组混积层系致密油成藏机理与富集影响因素

碎屑岩与碳酸盐岩混合沉积层系中的致密油是一种重要的致密油类型,在中国及北美地区分布广、资源潜力大,研究混合层系中致密油成藏机理与富集影响因素具有重要意义。以酒泉盆地青西凹陷青南次凹下沟组(K_1g)混积层系为例,主要利用盆地模拟技术恢复下沟组埋藏史、热演化史及生烃史,研究异常高压形成与源储压差演化过程及相应的致密油充注孔喉下限,探讨混积层系中致密油充注渗流过程及富集影响因素。结果表明,早期高热流导致K_1g^0烃源岩早期生烃(早白垩世末),K_1g^2和K_1g^3属晚期生烃(新近纪以来),K_1g^1则有早晚两期生烃过程。生油增压是青南次凹下沟组异常高压的主要因素。20 Ma以来,源储界面的剩余压力由2 MPa逐渐增大至现今的32 MPa。基于充注动力学平衡关系,计算得到源储界面充注孔喉下限可达6 nm。青南次凹下沟组混积层系致密油充注及短距离运移符合入侵逾渗方式,导致形成近源聚集和源内聚集的广泛分布的致密油。源储组合配置方式和内部构成特征是影响致密油富集程度的主要因素,源储一体、三明治型油气富集程度较下生上储型和薄互层型高。