深层砂岩储层孔隙结构特征及影响因素——以银额盆地拐子湖凹陷为例

以银额盆地拐子湖凹陷巴音戈壁组深层砂岩为研究对象,在探究储层基本特征的基础上,采用恒速压汞法区分孔隙与喉道,定量地表征孔喉特征参数;通过扫描电子显微镜和铸体薄片,定性地表征孔喉形态特征,分析微观孔隙的结构差异;结合孔喉分形维数划分孔隙类型,探讨影响储层孔隙发育的主要因素。研究结果表明,该区储层岩石类型以长石岩屑砂岩为主,成分成熟度较低,平均孔隙度为10.8%,平均渗透率为1.17 mD,属于低孔低渗型储层。储集空间类型主要为原生粒间孔、溶蚀孔和微裂缝,孔隙半径平均值为195μm,喉道半径平均值为3.5μm,储层的孔隙结构类型分为微孔小喉型、小孔小喉型和大孔粗喉型。研究区储层孔喉比总体上较大,良好的孔喉配置关系是影响储层物性的重要因素,影响孔隙发育的主控因素则是早期成岩作用、有机酸溶蚀和烃类充注的综合作用。经过相对较弱的压实作用和胶结作用改造后,原始碎屑为后期溶蚀提供了物质和空间基础,储层顶部和底部巨厚的富有机质泥岩提供了有机酸溶蚀和烃类充注的物源。

济阳坳陷深层砂岩成岩作用及孔隙演化

济阳坳陷深层发育的三角洲相、扇三角洲相及冲积扇相砂岩 ,是以填隙物微孔隙和粒间孔为主的低孔低渗、中孔低渗型储层。从总体上讲 ,压实作用使粒间孔隙随深度的增加而减少 ,但三角洲相砂岩抗压实作用强 ,利于粒间孔隙的保存 ;石英次生加大、绿泥石和高岭石的充填、铁方解石和铁白云石等的胶结使粒间孔隙减少 ,溶解作用可以随深度的增加产生大量有机酸 ,在喷出岩屑中形成大量的岩屑溶蚀孔 ,利于深部储层次生孔隙的形成。次生孔隙和微孔隙成为深部储层的主要储集空间类型。晚成岩A亚期有机酸大量排出 ,形成长石和岩屑等溶蚀孔 ,使溶蚀孔、粒间孔和微孔隙并存 ;B亚期有机酸与CH4、CO2 并存 ,绿泥石占据了孔隙 ,阻止了碳酸盐的沉淀 ,使微孔隙和溶蚀孔得以保存 ;C亚期有机酸减少 ,CH4、CO2 增加 ,利于构造、成岩裂缝形成 ,保存大量微孔隙 。

准噶尔盆地腹部地区深层砂岩储层孔隙特征研究

准噶尔盆地腹部地区目前已发现的油气多集中在侏罗系和白垩系砂岩中,储层埋深主要在3500～6200m左右,目前储层处于晚成岩阶段A期,砂岩储层主要发育粒间溶蚀孔隙,次生孔隙度主要分布在4%～20%之间,主要是烃源岩成熟产生的有机酸对碳酸盐胶结物和硅酸盐颗粒溶蚀形成的。根据温度—深度—成熟度之间的对应关系推测,由于有机酸在高温下可转化成CO2,因此垂向上发育的另一个次生孔隙带大约在6500m以下,主要是溶解含铁碳酸盐胶结物所致。

济阳坳陷深层砂岩储层成岩作用及其阶段划分

在对大量薄片进行分析鉴定的基础上，运用扫描电镜、阴极发光和Ｘ衍射粘土分析等手段，对济阳坳陷深层砂岩储层的成岩作用、成岩序列进行了研究，总结出９种成岩标志、７种成岩事件以及５种成岩相类型．根据有机质的演化及粘土矿物的变化序列，对济阳坳陷深层砂岩成岩作用阶段进行了划分。由深层砂岩储层的成岩作用及孔隙演化规律认识到，济阳坳陷深层存在着较为有利的次生孔隙发育带．

深层砂岩储层可压裂性分析模型建立及应用

为提高海上深层砂岩储层改造效果,针对油藏埋深较深、测试产能低、储量落实程度低等问题,开展了砂岩可压裂性影响因素分析,重点基于脆性指数和断裂韧性建立了可压裂指数模型,并在现场进行了应用。研究结果表明:1)J油田储层杨氏模量约为(1.5~2.2)×10;MPa,泊松比为0.274~0.440,主要的约为0.270,岩石硬度总体适中,有利于裂缝的起裂。2)研究区归一化后的脆性指数为25%~45%,水平应力差异系数0.19~0.22,有利于压裂改造,具备形成复杂缝基础条件。3)基于J油田测井数据绘制了砂岩可压裂性指数图版,可压裂指数约为0.2~0.4;结合可压性分类标准在J-1井目标层共识别出4个优良压裂段,压后增油效果明显好于邻井压裂段。以上成果认识,对于海上深层砂岩储层压裂选层具有借鉴意义。

准噶尔盆地深层砂岩油藏压裂人工裂缝识别方法探讨——莫北油气田实例

莫北油气田分布有三个井区(莫005、莫北2、莫北9井区),井区内油层埋藏深、非均质性强、地层压力系数低、温度高、储层粘土矿物敏感;其中莫005井区有两套油层,分层开采,井网为反九点井网,350m×350m井距。作为储层压裂改造,需要回答的问题是在这种开发井网条件下既要考虑人工裂缝对油藏注水开发后压裂井的生产影响,又要考虑最优的裂缝规模。对此,先期开展的压裂工艺试验研究和对人工裂缝的识别分析显得极为重要。其意义在于通过人工裂缝参数的确认能进一步优化施工方案,指导现场施工,使地层达到最佳的导流能力;同时可避免人工裂缝对二次采油的不利影响。文章通过应用人工裂缝识别方法如井温测试、Nolte理论二维压降分析法、古地磁等对该区压裂人工裂缝方位、几何尺寸作一些初浅的分析和探讨。

深层砂岩油藏注水开发储层孔隙结构变化规律

为了研究深层砂岩油藏注水开发过程中储层孔隙结构的变化规律,将取自东濮凹陷的深层砂岩储层样品进行了水驱前后的铸体图像和毛管压力曲线分析.研究表明,水驱后最大孔隙半径、最大喉道宽度(半径)增大,其增大幅度随渗透率增大而增大.水驱后,特低渗、低渗储层平均孔隙半径减小,中低渗储层平均孔隙半径增大,平均孔隙半径变化幅度小于最大孔隙半径变化幅度.特低渗储层水驱后岩石的孔隙均质性得到改善,而低渗、中低渗储层岩石孔隙的非均质程度增强.水驱后,低渗、中低渗储层岩石孔喉体积增大,特低渗储层岩石孔喉体积减小.水驱对岩石平均喉道宽度(半径)影响不大,水驱前后渗透率、渗流能力变化不大.水驱后平均喉道半径增大幅度低于最大喉道半径增大幅度,水驱对最大喉道半径的影响较平均喉道半径大.

桩西油田深层砂岩稠油油藏开采工艺技术

本文在分析开采桩西油田馆陶组过程中技术难点的基础上,通过模拟试验、施工参数优化 等手段配套完善了防砂、注汽、井筒举升以及原油降粘等工艺。

东濮凹陷杜寨地区深层砂岩储层致密化与油气充注关系

为分析东濮凹陷杜寨地区沙三中—下亚段致密砂岩储层演化与油气充注过程的耦合关系,综合运用铸体薄片、阴极发光、扫描电镜、荧光显微及流体包裹体等测试方法,明确杜寨地区沙三中—下亚段储层特征、成岩作用、成岩演化序列、储层孔隙度演化史和油气充注史等。结果表明:杜寨地区沙三中—下亚段处于中成岩B期至晚成岩阶段,在经历三期钙质胶结、三期溶蚀、持续压实的复杂成岩过程后,在斜坡带发育低孔低渗砂岩储层,在洼陷带发育特低孔特低渗致密砂岩储层。东营组沉积末期,储层尚未致密化,低熟—成熟有机质在斜坡带聚集形成常规型油气藏,在洼陷带附近形成"边致密边成藏"型致密砂岩油气藏。明化镇组沉积末期至今,储层致密,除少量油气向上运移、在斜坡带形成"边致密边成藏"型油气藏外,仍有大量晚期生成的天然气在洼陷带附近聚集,形成典型的"先致密后成藏"型致密砂岩气藏。

阴极发光技术在胜利油区深层砂岩储层研究中的应用

研究表明,阴极发光技术能快速识别次生孔隙,确定孔隙成因;能迅速恢复储层原生结构及显微构造,有效揭示胜利油区深层砂岩储层次生溶孔及各种成岩作用序列和期次。

胜利油区深层砂岩成岩演化与优质储层形成机制

利用铸体薄片、阴极发光、X射线衍射、扫描电镜、物性等分析资料,对胜利油区深层砂岩成岩-孔隙演化模式及优质储层形成机制进行了深入研究。研究表明,深部砂岩储层经历了早、中、晚三个阶段的成岩演化,酸-碱流体交替溶蚀改造而发育次生孔隙带、有利相带、早期长期浅埋晚期短期快速深埋、异常高压以及烃类的早期充注是形成胜利油区深层优质碎屑岩储层的主要机理。

超深层砂岩储层岩石力学特性实验研究

为了能够有效的对超深层砂岩储层岩石力学特性进行研究,正确区分超深层砂岩和浅层砂岩的主要区别,实施了砂岩在超深环境下的形变破坏实验,通过实验得到埋藏深度对力学参数的具体影响规律。通过采取了室内岩石力学的相关实验,得到了实验结果的变化规律,更进一步将埋藏温度对砂岩强度和力学行为得到的影响进行深入分析。

川西地区深层致密砂岩气氮气钻完井试验及发展建议

深层低渗致密砂岩气藏基质黏土胶结物含量高、孔喉细小、低渗透率、低孔隙度、强亲水,采用常规水基工作液勘探开发易产生储层伤害,且伤害后渗透率难以恢复。氮气钻完井技术可从根本上避免钻井液中的固液相侵入引起储层损害,有效保护储层,提高单井产量。文章回顾了近年来氮气钻完井技术开发深层致密砂岩气的实践应用情况,从储层保护、及时发现气层、自然建产、提供地质甜点依据、为气藏富集规律确定提供辅助依据五个方面系统评价该项技术开发深层致密砂岩气的效果,同时针对井眼轨迹控制、井壁失稳及井下岩爆诱发卡钻、钻杆完井和井位及井段优选四个方面阐述了将来氮气钻完井技术的研究方向,以期为四川盆地须家河组致密砂岩气及国内外其他相似气藏的高效开发提供借鉴。

深层致密砂岩储层成岩演化对含气性的影响——以鄂尔多斯盆地西南部庆阳气田二叠系山1段为例

为研究深层致密砂岩储层成岩作用特征,分析成岩演化对储层含气性的影响,通过铸体薄片、扫描电镜、物性、测井综合解释等资料,结合前人研究成果,对庆阳气田二叠系山西组1段(山1段)进行研究。研究结果表明:(1)庆阳气田山1段分流河道中部多期厚层砂岩具有连续沉积型和间隔沉积型两类叠置关系,前者孔隙组合类型以溶蚀孔+粒间孔+晶间微孔为主,后者以溶蚀孔+晶间微孔为主。相较于后者,前者填隙物含量更低、物性更好、含气性更好。(2)压实作用是影响山1段储层含气性最主要的破坏性成岩作用,连续沉积型与间隔沉积型砂岩储层压实率分别为55.4%与61.2%;溶蚀作用是影响储层含气性最主要的建设性成岩作用,二者溶蚀率分别为27.9%与19.7%。连续沉积型砂岩储层受中等压实作用—中等胶结作用—中等溶蚀作用的成岩演化影响,破坏性成岩作用较弱;间隔沉积型砂岩储层受中等-强压实作用—中等-弱胶结作用—中等-弱溶蚀作用的成岩演化影响,破坏性成岩作用较强。(3)研究区山1段储层以先致密后充注为主,受成岩演化影响,连续沉积型砂岩储层较间隔沉积型砂岩储层致密化程度低,天然气充注规模大,含气性好。(4)引入成岩综合指数定量判断山1段储层成岩作用强度。平面上,西部主河道以间隔沉积型砂岩为主,储层成岩综合指数较低,含气性较差;东部主河道以连续沉积型砂岩为主,储层成岩综合指数较高,含气性较好。含气储层主要发育在庆阳一线以东地区。

准中深层砂岩脆性及其对岩石破裂模式的影响规律

致密砂岩储层由于埋深大,受机械压实、溶蚀、交代等成岩作用的强烈影响,岩性特征十分复杂。随着油气资源勘探开发不断向深部储层发展,深层高地应力、高围压对储层脆塑性的影响严重左右了水力压裂效果和油气资源产量。准中深层致密砂岩油藏储量丰富,但由于储层埋深大、物性差且围压异常高,同时对其原位地质力学岩心脆性变化规律认识受限,使得传统油气开采手段无法满足生产需求。为此,结合物理实验和数值模拟技术,开展准中深层岩心的岩石力学特征、脆塑性转化、破裂模式及声发射特征差异性研究。结果表明:随着围压增加,岩石从脆性破坏逐渐过渡为塑性破坏,且破裂模式由劈裂破坏向剪切破坏转变,砂岩脆性减弱;基于能量平衡方法和归一化处理的6种脆性指数所反映的砂岩脆性总体上呈下降趋势,但不同脆性指数的数值范围以及与脆性的相关性各异。不同脆性数值岩心模型的三轴压缩实验表明:当脆性矿物含量较低时,岩石呈现单斜面剪切破坏;随着脆性矿物含量增加,岩石破裂表现为多破裂面复合破坏模式。岩石破裂过程的声发射特征与其脆性存在相关性,主要呈现群震型、前震-主震-后震型和主震型3种模式。

深层、超深层致密砂岩储层成岩相测井定量评价:以库车坳陷博孜-大北地区为例

博孜-大北地区巴什基奇克组为深层、超深层致密砂岩储层,岩性致密,亟需揭示储层品质主控因素,建立相配套的有利储层测井评价方法。为单井定量评价其成岩相,充分利用岩心、常规薄片、铸体薄片、扫描电镜等资料,对博孜-大北地区巴什基奇克组致密储层的岩石学、物性、成岩作用类型和强度、成岩矿物等特征进行了研究,并在视压实率、视胶结率、溶蚀孔隙含量和成岩综合系数等参数定量计算的基础上,根据成岩作用强度及其组合特征对储层成岩相分类命名,划分出中等压实弱溶蚀相、碳酸盐胶结相及压实致密相等不同的成岩相类型。通过薄片等资料与测井资料拟合分析,建立了成岩综合系数C_(g)的测井计算模型,以及定量识别储层成岩相的方法。对X1、Y1等井的测井资料进行了处理,并通过识别结果与物性分析、铸体薄片等的匹配关系,验证了方法模型的可靠性。成岩相测井定量表征方法的建立可为有利储层预测提供指导。

深层砂岩油藏储层孔喉特征参数及预测模型

储层微观孔隙结构是影响油气富集与油气田开发效果的内在因素.为探讨深层砂岩油藏储层孔喉参数特征及分布规律,应用铸体图像分析技术、高压压汞技术对渤海湾盆地东濮凹陷濮城油田沙河街组深层砂岩油藏储层孔喉特征参数进行了研究.铸体图像分析技术研究表明,储层物性与孔隙半径、喉道宽度呈正相关关系;面孔率参数与孔隙度、渗透率相关性较好,面孔率较相应的孔隙度参数小;比表面、形状因子与其储层物性参数不相关,储层孔隙、喉道形状无规律;由特低渗至高渗储层,孔喉比参数无明显变化趋势,孔喉配位数呈增大趋势,孔喉均质系数、分选系数、变异系数规律性不强.高压压汞资料分析研究表明,储层最大喉道半径、平均喉道半径、主流喉道半径、主流喉道半径下限值、最小可流动喉道半径等均与储层岩石的渗透率参数呈正相关关系;平均水力半径与平均喉道半径呈正相关关系;储层岩石比表面与渗透率参数呈负相关关系.基于高压压汞资料,建立了渤海湾盆地东濮凹陷濮城油田沙河街组深层砂岩油藏储层孔喉参数预测模型.

吉7区块深层致密砂岩气藏压裂改造技术研究与应用

吐哈盆地丘东洼陷侏罗系致密砂岩气藏储层具有埋藏深、高压、储层破裂压力高、地温高、特低孔特低渗、非均质性强、横向储层厚度变化大、纵向分布多等特点,储层加砂困难,增产改造工艺技术面临极大挑战。针对区块储层改造难点,优化了针对性的压裂工艺技术:针对致密砂岩储层特低孔特低渗、岩石致密,采用滑溜水+胶液混合压裂工艺技术,滑溜水形成复杂体积缝,胶液携砂增大砂浓度并提高导流能力;采用分簇射孔+复合桥塞分层压裂工艺实现分层改造,取得了一定的改造效果,对探索深层致密砂岩气藏储层改造技术具有重要借鉴意义。

深层砂岩储层特征及成岩差异演化过程——以辽河坳陷东部凹陷牛居—长滩洼陷沙三上亚段为例

辽河坳陷东部凹陷牛居—长滩洼陷深层沙三上亚段沉积体系复杂、储层横向变化大,深层探井少,储层成岩作用研究程度较低。利用铸体薄片、扫描电镜、X-射线衍射、流体包裹体等多种技术手段,对沙三上亚段储层性质、成岩演化特征进行了分析,划分了成岩相类型,并对比了不同类型储层成岩差异演化过程。结果表明,沙三上亚段储层岩性为中—细粒岩屑砂岩,以低孔、特低渗为主,储集空间主要为次生溶蚀孔隙,储层经历了压实减孔、早期胶结减孔、有机酸溶蚀增孔、晚期胶结减孔4个阶段。不同类型储层成岩演化过程具有明显差异,强压实相和强钙质胶结相砂岩致密化时间最早,中等成岩相砂岩次之,强溶蚀相砂岩最晚。强压实相和强钙质胶结相砂岩受高杂基含量和高碳酸盐胶结含量的影响,成岩早期孔隙度快速减少,导致晚期有机酸溶蚀的范围和强度有限;而强溶蚀相砂岩由于早期压实程度相对较弱,保留一定粒间孔隙,受有机酸溶蚀作用的影响较大,储层物性得到良好改善。