致密砂岩层内非均质性及含油下限——以鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段为例

致密油成为世界石油勘探领域一大亮点并显示出巨大勘探潜力,中国致密油分布广且具独特地质特征。通过鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7油层组岩心观察,发现层内单砂体级别上存在较强含油非均质性,利用薄片、氯仿沥青抽提、场发射扫描电镜、微米CT、高压压汞、N2气体吸附以及砂岩X射线衍射(XRD),对非均质性砂岩成岩特征、含油性、微观孔喉、孔径分布以及岩石矿物组成进行分析。结果显示:钙质胶结是导致致密砂岩储层非均质性的原因;残留烃含量相差约6倍;致密砂岩均主要发育纳米级喉道(直径<1μm)。根据残留含油量和介孔平均孔径以及含油量与孔隙度的图版,认为介孔平均孔径15nm、孔隙度2%可能是致密油的含油下限,该认识将对非常规致密油的勘探选区和资源量计算提供依据和参考。

吉木萨尔凹陷页岩油赋存特征及含油下限

页岩油赋存状态及含油下限制约储层的含油丰度及可采程度。通过激光共聚焦扫描电镜、2D核磁共振及抽提前后的高压压汞对比实验,定性定量表征页岩油的赋存特征,厘定研究区页岩油储层孔隙和喉道的含油下限。结果表明:吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油重质组分含量较高且主要附着在孔壁上,轻质组分主要赋存于孔隙内部;随孔径尺寸变小,重质组分含量逐渐增多;非新鲜岩心样品由于弹性释放排油和挥发散逸作用,残留原油多为重质组分,在2D核磁谱上主要分布在T_(2)>0.5 ms、T_(1)/T_(2)=3~100的区域,以小—中孔为主;微孔内多为吸附态水,主要分布在T_(2)<0.2 ms、T_(1)/T_(2)=1~10的区域;基于常压自发渗吸和加压饱和原油实验恢复饱和状态下流体的分布特征,揭示“大孔多可动、中孔多束缚、小孔多吸附”的原油赋存特征,2D核磁显示含油下限在T_(2)=0.2~0.5 ms,对应喉道半径约为15 nm,且含油的孔隙半径下限并不固定,受岩性和物性双重控制,分布范围为24~135 nm;同种岩性随储层物性变好,含油喉径不变,但孔径下限逐渐增大,说明物性好的储层多发育墨水瓶状球棍型孔喉系统,反之,多发育导管状树枝型孔喉系统。该结果为甜点层段的优选及可动性评价提供参考。

沙三中1-5油藏储层含油下限标准研究与应用

沙三中1-5油藏原先解释标准为:孔隙度大于11.7%和渗透率大于2.0×10-3μm2的层为储层,否则为干层;在油水层判别方面主要依据含油饱和度参数,含油饱和度小于40%的水层,介于它们之间的为油水同层饱和度大于或等于49%的为油层。通过开发过程中的试油井和生产井情况看,低于该标准的也出油,因此需要重新进行测井的二次解释,对含油下限标准的进行研究。根据储层参数关系式,分别计算试油层的孔隙度、渗透率和电阻、含油饱和度参数。根据试油层计算的储层参数,分别制作渗透率与孔隙度、电阻与声波时差、电阻与密度、含油饱和度与孔隙度关系图。易于准确确定储层含油性下限标准。

关于鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段致密砂岩层内非均质性和含油下限的相关研究

我国鄂尔多斯盆地中延长组长7段致密砂岩储层基本分布于湖盆的中心,其中储层物性的下限情况决定了油气能否充注储层。因此,通过恒速压汞以及纳米CT的扫描技术对湖盆中心的渗透情况分析,结果是渗透率在0.3×l0-3um^2,其中致密砂岩中的储层孔隙度也低于12%。结合致密油的成藏期情况分析储源压差、盆地的流体特征以及原油的物理性质,而综合确定长7段中密油的成藏期。开始进行油气充注时,它的孔喉下限是14nm,而孔隙度的下限是4.2%,此外,其渗透率的下限是0.02×10-3um^2,含油饱和度在40%以上。

多方法综合确定西峡沟区块含油饱和度下限研究

油藏含油饱和度下限是评价储层流体性质和含油性的重要指标,是储量计算、开发方案编制的重要参数之一。该研究运用压汞曲线的"J"函数、相渗曲线、饱和度正逆累计方法对西峡沟的原始含油饱和度进行研究确定。

低渗透砂砾岩体储层含油饱和度下限计算方法探讨

低渗透砂砾岩体储层的油水关系比较复杂,有效储层的判识难度大。因此,在常规以孔隙度、渗透率等物性下限进行有效厚度判识方法中,加入含油饱和度下限标准有助于更准确的判识砂砾岩体有效储层。在借鉴前人研究方法基础上,充分应用渤南油田某地区岩相、试油、试采资料,相渗等资料,应用孔隙度与含油饱和度图版法、相渗曲线法等两种不同方法对渤南油田某地区低渗透砂砾岩体储层含油饱和度下限值进行了计算,计算结果表明,二者结果接近。说明这两种方法对于低渗透砂砾岩体储层含油饱和度下限值计算是可行的。

陇东地区长7致密油储层下限值的确定

陇东地区长7致密油储层下限尚不明确,需建立其下限标准。利用毛管压力、岩心分析、油—水相渗及常规测井资料研究陇东地区长7致密油储层下限。采用优化后的平均毛管压力曲线确定了致密油层最小流动孔喉半径为0.054μm,孔隙度下限为5%,渗透率下限为0.03×10-3μm2;采用密闭取心刻度法与油—水相渗法确定了含油饱和度下限为58%,并通过实际生产验证了该下限的准确性,该下限的确定为陇东地区长7致密油储层测井解释提供了标准,为长庆油田的增储上产奠定了基础。

志丹油田顺宁油区长6油藏分布规律研究

为了更加清楚地了解顺宁油区长61油藏分布规律,认真分析长61油藏试采生产数据同电测曲线的对比标定,建立了长61油层含油下限标准,确定油藏含油性及小层有效厚度,分析研究了长61油藏特征分布规律,为该区延长组注水开发提供了重要依据。

低孔渗砂岩储层临界物性确定及其石油地质意义

随着油气勘探领域的不断扩展,以现今储层特征为依据的传统储层评价体系越来越不适应低孔渗砂岩储层成藏条件动态评价。由于成藏期后储层物性通常会发生变化,现今储层含油物性下限已不能客观反映成藏期的储层质量下限,储层物性下限的应用意义变得十分局限。笔者提出运用"储层临界物性"概念评价储层的新思路,将成藏机制与储层评价相结合,重新认识低孔渗砂岩储层的成藏能力。本文提出了3种砂岩"储层临界物性"的确定方法,即①录井资料分析法、②试油资料分析法和③砂岩烃类充注临界条件实验分析法。显然常规储层由于成藏期后成岩作用较弱,物性特征变化很小,利用录井资料分析法和试油资料分析法中求得的现今含油物性下限即可确定储层临界物性;而低孔渗砂岩储层由于成藏期后成岩作用较强,孔隙度、渗透率的大幅降低,则需要将现今含油物性下限恢复到成藏期相应的临界物性。"储层临界物性"的应用是对传统储层评价体系的补充,只有与成藏结合,动态地评价储层质量,才能客观地区分不同储层的含油气性。在低孔渗砂岩储层评价中引入储层临界物性参数分析,能够更有效地评价和预测该领域的储集条件。

渤海湾盆地东营凹陷古近系页岩油主要赋存空间探索

以GRI孔隙度和含油饱和度测定、高压压汞分析和地球化学测试为基础,建立了页岩油有效赋存空间的研究方法,并探索了东营凹陷古近系泥页岩孔径分布特征、含油孔径下限以及可动油赋存的有利物性条件。孔隙度与孔径分布关系表明,东营凹陷古近系泥页岩的孔隙度与10 nm以下孔隙所占比例负相关,与10 nm以上孔隙所占比例正相关,10 nm以上孔径的孔隙则是较高孔隙度泥页岩孔隙的重要贡献者;含油饱和度与不同孔径孔隙所占比例关系表明,古近系泥页岩中的油主要赋存在10 nm以上孔径的孔隙中;OSI指数与孔隙度关系表明,孔隙度在6.5%以上,且在生油窗范围内的泥页岩,是可动页岩油的有利储层。

鄂尔多斯盆地侏罗系低对比度油层判识方法

鄂尔多斯盆地侏罗系发育大量低对比度油层,具有含油层系多、地层水变化大、油层特征多变、油水关系复杂的特征。综合运用地质、测井、化验分析及试油等资料,从储层特征、水性、电性及相渗分析入手,侏罗系低对比度油层的主控成因是地层水变化大,导致测井电阻率低对比度和特殊相渗关系引起低饱和度低对比度,核心问题是储层含油饱和度的准确评价和储层相渗关系主控因素的测井表征。提出电阻率增大率—孔隙度交会、相渗等效产水率含油饱和度下限这2种有效油水识别方法,有效解决了侏罗系低对比度油层判识的难题,在生产应用中解释符合率明显提高,见到良好地质效果。

王集地区储层'四性'关系研究

王集地区位于泌阳凹陷北部斜坡中部,具有良好的油气成藏条件.该区目前王集油田已进入勘探的高成熟期,鼻状构造主体部位井的钻探程度较高,且断裂发育,储层主要受张厂、杨楼、侯庄、王集三角洲影响,砂体平面展布复杂、沉积相带变化快,与复杂构造的匹配关系不明确,造成圈闭的识别难度较大,勘探开发难度较大.本文通过对王集地区储层的岩性、物性、电性、含油性及其彼此之间的关系研究,并分析出王集地区储层的含油下限标准,希望能通过'四性'关系的研究,为王集地区的油气勘探工作提供一定的指示作用.