低孔低渗砂岩储层废弃钻井液环境污染土壤深度研究

在油气田勘探开采过程中,废弃钻井液的泄露会污染油气田生态环境,造成土壤的理化性质改变、植物枯萎等现象,为便于控制污染,提出低孔低渗砂岩储层废弃钻井液环境污染土壤深度研究。分析储层废弃钻井液环境污染特性,根据废弃钻井液滤失量与时间的关系构建废弃钻井液滤失量计算模型,构造废弃钻井液污染土壤深度估算公式,实现了储层废弃钻井液环境污染土壤深度的分析。实验数据显示:在不同实验工况背景下,应用提出方法获得的废弃钻井液污染土壤深度估算误差最小值为2%,充分证实了提出方法应用性能佳。

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。

特低-超低渗透砂岩储层微观孔喉特征与物性差异

为揭示特低-超低渗透砂岩储层微观孔隙结构与物性差异的关系,利用物性分析、铸体薄片、电镜扫描和高压压汞技术对鄂尔多斯盆地延长组3个典型的特低-超低渗透砂岩储层岩芯样品进行了实验测试。研究结果表明,特低-超低渗透砂岩储层喉道类型多样;但整体细小,对渗透率起主要贡献的较大喉道含量小是其物性较差的主要原因,同时微裂缝的发育也加剧了物性差异。统计对比发现,孔喉的分选系数在2.0～3.0,变异系数在0.15～0.3,对渗透率贡献相对较大。可见,储层物性是多种因素共同影响的综合反映,不同类型孔隙、喉道组成的储集空间,渗透率存在较大差异,物性差异正是孔喉特征差异的一种具体表现。

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。

低渗致密砂岩油藏水驱储层变化规律

针对低渗致密砂岩油藏水驱前后储层中黏土矿物及微观孔隙结构变化规律认识不清的问题,以鄂尔多斯盆地延长油田长2和长6储层为研究对象,运用铸体薄片、X衍射、高压压汞等实验方法,研究了储层岩石矿物类型及含量、黏土矿物类型及含量和微观孔喉结构特征,分析了水驱前后储层变化规律。研究表明:与长2低渗储层相比,长6致密储层微观非均质性更强;水驱后,长2储层中的伊/蒙混层和伊利石含量升高,绿泥石含量和伊/蒙混层比降低,长6储层中伊/蒙混层含量、绿泥石含量、伊/蒙混层比均下降;当孔喉半径较大时,注入水对孔喉起改善作用,当孔喉半径较小时,注入水对孔喉起破坏作用;岩心渗透率越大,压力传播速度越快,注入水推进速度更快,出口端更易见水。该研究可为低渗致密砂岩油藏注水开发提供技术参考。

南海西部特低渗油气藏储层特征及流体识别方法探讨

南海西部海域中深部地层广泛存在特低渗致密油气藏,该类储层气测和含油显示好,孔隙度中等且高阻特征,但测压以干点和致密点为主,测压流度和岩心渗透率很低,常规取样难以取到原状地层流体,给测井流体识别和储层评价带来很大困难。因此,以岩心分析资料为基础,结合测井曲线和测压、测试成果,重点对储层特低渗的成因开展分析,通过已证实的特低渗致密油层,建立一套基于措施条件下的储层参数下限标准。基于不同钻井液体系下泥浆侵入在测井曲线中的特征,分析储层渗透性并指导判别流体性质。最后,结合相渗、半渗透隔板等资料,建立区域束缚水、残余油饱和度模型,开展储层精细评价,寻找储层甜点,为开发生产奠定基础。

四川盆地西南部沙溪庙组致密砂岩低渗储层特征及形成机理

为明确川西南部地区中侏罗统沙溪庙组低渗致密储层形成机理,为研究区下一步的油气地质勘探提供可靠地质依据。通过钻井岩心孔渗分析、铸体薄片、压汞分析等测试资料,结合前人研究,对川西南部地区沙溪庙组储层特征及形成机理进行分析。结果表明,川西南地区沙溪庙组储层整体表现为低孔-低渗、特低渗储层,沙溪庙组储层孔隙度平均值为9.42%;渗透率平均值为0.282×10^(-3)μm^(2),中位数为0.038×10^(-3)μm^(2)。沙溪庙组储层储集空间包括原生粒间孔和次生孔隙,其中原生孔所占岩石体积分数更高;压汞分析表明研究区沙溪庙组储层喉道以细喉为主,孔隙半径较小。沙溪庙组成岩作用特征复杂多样,包括压实作用、胶结作用、溶蚀作用和破裂作用。沉积作用对储层的影响表现在较弱的水动力条件造成沙溪庙组储层以细粒砂岩为主,这是沙溪庙组储层物性较低的主控因素。高岭石胶结与伊利石胶结对储层的孔喉结构有着负面影响。绿泥石胶结对储层的物性无明显促进作用,反而通过减小粒间孔隙孔径从而阻挡溶蚀作用的进行,造成储层的渗透率偏低乃至是造成低渗储层形成的主要因素,砂岩中长石和火成岩岩屑是影响绿泥石发育与分布的主要因素。沉积作用与成岩作用是造成川西南沙溪庙组低渗-特低渗储层形成的重要原因。

特低渗透砂岩油藏储层微观孔喉特征

通过岩心样品的恒速压汞测试,对特低渗透砂岩油藏储层微观孔喉特征进行的研究结果表明,储层有效喉道半径、有效喉道体积、有效孔隙半径、有效孔隙体积及孔喉比等特征参数与孔隙度、渗透率之间具有较好的相关性;对于孔隙度、渗透率较高的岩样,有效喉道、有效孔隙发育程度较高,孔喉比较低;特低渗透砂岩油藏储层孔隙结构具有中等孔隙和小喉道发育、孔喉连通性差及孔喉性质差异大的特点,开发过程中可能存在潜在的贾敏效应伤害。特低渗透砂岩油藏储层性质主要由喉道控制,喉道半径分类明显。渗透率越低,喉道半径与渗透率的相关性越好。喉道控制储层渗透性,进而决定开发难度和开发效果。

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 。

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。

应用恒速压汞定量评价特低渗透砂岩的微观孔喉非均质性——以鄂尔多斯盆地西峰油田长8储层为例

为定量评价特低渗透砂岩的微观孔喉非均质性,以鄂尔多斯盆地西峰油田长8储层为例,利用先进的恒速压汞技术对孔喉参数进行了测试.结果表明,不同渗透率级别的样品,孔隙参数的差异小,非均质性弱,孔隙半径介于80～300μm范围内;微观孔喉的非均质性主要体现在喉道特征参数上,喉道参数制约储层品质影响开发效果;样品渗透率越大,喉道半径越大,分布范围越宽,大喉道含量越高,同时大喉道对渗透率的贡献也随之增加,渗透性主要由占少部分的较大喉道来贡献;平均喉道半径和主流喉道半径与渗透率表现出了非常好的相关关系,渗透率越小,受喉道参数的影响程度越强.较大的孔喉比和较宽的分布区间是特低渗透砂岩储层的显著特点,也是开发效果差的主要原因,不同渗透率级别的储层,开发过程中应根据喉道大小及其分布范围区别对待.

徐家围子地区深层特低孔渗砂岩储层含气饱和度模型对比

随着油田勘探开发的不断深入,低孔渗油气储层已经成为油田勘探开发的重点,低孔渗储层的测井评价也成为测井领域面临的首要问题。针对徐家围子地区深层砂岩储层孔渗低、含泥、孔隙结构复杂等特点,基于有效介质对称导电理论,建立了徐家围子地区泥质砂岩储层有效介质导电模型。该模型考虑了泥质附加导电,以及泥的连通性、形状和结构等对岩石导电性的影响,它更适用于描述低孔渗泥质砂岩储层的导电规律。有效介质导电模型与双水导电模型和阿尔奇方程的理论与应用对比,表明在泥质含量较低且变化不大的情况下,3种导电模型均可用于计算徐家围子地区深层砂岩储层的含气饱和度,且效果相近。但在泥质含量较高且变化较大的情况下,优先选用有效介质导电模型计算砂岩储层的含气饱和度。

鄂尔多斯盆地张韩地区长8_2特低渗砂岩储层孔喉结构特征

鄂尔多斯盆地张韩地区长82储层以细粒岩屑长石砂岩为主,为低孔、特低渗储层。孔隙类型多样,以原生粒间孔为主,但孔隙大小分布离散、孔喉半径较小、非均质性强,储层产油能力较差,驱油效率较低。储层物性差是平均喉道半径、中值压力、排驱压力、歪度、最大进汞饱和度、孔隙体积等多种因素共同作用的结果。根据储层岩性、物性、微观孔喉结构参数及产能等资料,将长82岩储层划分为3类,其中Ⅰ类、Ⅱ类是后期开发的优选储层。

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。

特低渗砂岩储层物性下限确定方法——以永进油田西山窑组储集层为例

准噶尔盆地永进油田西山窑组储集层孔隙度的分布范围在4%～6%之间,渗透率分布范围在0.01×10-3～0.30×10-3μm2之间,属典型的特低孔、特低渗储层。结合静态、动态资料及岩石物理实验,综合利用经验统计法、含油产状法、物性试油法、核磁共振法、最小流动孔喉半径法、驱替压力法等6种方法,确定了该储层有效物性下限孔隙度为6%、渗透率为0.08×10-3μm2,为有效厚度划分及储量计算提供了依据。

低渗特低渗砂岩储层流体识别技术研究综述和展望

低渗、特低渗储层是国内外油田地质研究的重点,而其流体识别问题更是一个焦点问题.本文根据以往的研究成果,再认识了低渗、特低渗储层流体识别的难点,进而梳理和归纳了流体识别的常规技术和新技术.研究表明,利用单一的测井解释方法容易引起多解性,技术风险高;基于地区地质、岩心、录井等资料,结合多种测井曲线,开展流体的综合识别评价是一个重要的技术思路;将现代地质数学方法和信号分析技术引入流体识别中将会产生积极地意义,本文对此进行了展望.

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.

特低渗—致密砂岩储层成藏模拟试验与成藏机理

对采自鄂尔多斯盆地延长组的8块渗透率为（0.050-2.812）×10-3 μm2的特低渗—致密砂岩岩芯样品进行石油驱替成藏模拟试验。试验采用驱动压力分段逐级提升式连续油相充注。结果表明：特低渗—致密砂岩储层石油运移、聚集、成藏机理与常规储层明显不同。随着石油不断注入和驱动压力的不断增高,岩芯中孔隙水逐渐排出,含油饱和度随之增高,并且增高趋势呈现先快后慢的指数式特征;样品最终含油饱和度与渗透率相关关系不显著,与孔隙度呈正相关;特低渗—致密储层具有原油活塞式驱替运移的成藏机理,成藏效率高,石油成藏富集受到油源规模、驱动压力、成藏流体性质等因素的影响;优质烃源岩是特低渗—致密储层石油富集的主控因素。