致密储层物性下限确定新方法及其应用

文中应用储层孔隙度、渗透率、储层产能、压汞测试和致密储层临界孔喉半径等分析资料,提出了2种求取致密储层物性下限的新方法:一是利用储层物性与产能相结合的经验统计法,分别对工业油层和低产油层储层物性按累计概率丢失10%进行统计分析,确定工业油层的物性下限为孔隙度ф=7.20%、渗透率K=0.050×10-3μm2,低产油层的物性下限为ф=4.50%,K=0.030×10-3μm2;二是利用致密砂岩临界孔喉半径与压汞资料相结合的函数拟合法,所确定储层物性下限为ф=4.48%,K=0.023×10-3μm2。考虑到经验统计法得到的低产油层储层物性下限值与函数拟合法得到的值近乎一致,故取该下限值作为研究区致密储层的物性下限。研究区储层孔喉分布特征亦表明,物性低于该下限值的储层,其孔喉整体小于致密储层临界孔喉,为无效储层。

靖边气田低孔隙度碳酸盐岩储层有效厚度下限研究

储层孔隙度下限是确定有效厚度的核心,尤其对于低孔隙度非均质性强的碳酸盐岩储层。靖边气田奥陶系马家沟组马五1+2段碳酸盐岩储层非均质性强,裂缝及微裂隙相对发育,随着储层改造工艺技术的提高,低于原下限标准的储层测试获得一定产能,储层下限存在进一步降低的空间。通过确定与储层储集能力和气水产出密切相关的喉道半径、含水饱和度等参数,重新标定有效储层下限,马五1+2储层孔隙度下限由2.5%降低至1.5%,为靖边气田新增天然气探明地质储量提交做出了重要贡献。

注汞压力对致密砂岩储层物性下限分析的影响

最小流动孔喉半径法是目前常用的储层物性下限确定方法,它以岩芯压汞资料为基础,对岩石微观孔隙结构与渗流能力的关系进行定量分析,进而确定储层物性下限。研究表明,过高的注汞压力可能影响岩石孔隙结构状态,这引发了注汞压力的高低是否会对物性下限分析产生影响的思考,应该如何选取恰当的压汞数据来获取符合实际地质情况的物性下限值。目前,这些问题还没有得到明确和有针对性的研究。以川中P地区致密砂岩气藏为例展开了较为深入的研讨。分析结果表明,当注汞压力从30 MPa增加到200 MPa时,最小流动孔喉半径法确定的有效储层物性下限数值呈下降趋势。当注汞压力接近目的层位地层压力时,分析结果与生产测试等结论吻合较好。

致密砂岩储层物性下限确定新方法及系统分类

扶余油层致密砂岩储层是大庆油田目前勘探开发的新目标,但对其储层物性的下限缺乏明确界定。因此,采用储层物性与产能相结合的经验统计法,分别对工业油层和低产油层储层物性按累计概率丢失10%作统计分析,确定工业油层物性下限为:孔隙度=7.1%,渗透率=0.08 mD,低产油层物性下限为:孔隙度=5.6%,渗透率=0.047 mD。再利用致密砂岩临界孔喉半径与压汞资料相结合的函数拟合法,确定储层物性下限为:孔隙度=4.46%,渗透率=0.041 mD,该值与低产油层储层物性的下限值较为接近,故将其作为致密砂岩储层的物性下限。依据致密储层物性下限、工业油层物性下限及常规储层物性分类界限,将砂岩储层系统分为致密Ⅲ类、致密Ⅱ类、致密Ⅰ类、低孔渗、中孔渗、高孔渗和特高孔渗储层。致密砂岩储层物性下限的确定和储层系统的分类可为致密油储层产能的计算及储层评价提供参数指标和技术支撑。

气藏与油藏储层孔隙度下限计算及对比研究——以辽河油田东部凹陷为例

运用最小孔喉半径法,结合毛管压力曲线,对辽河油田东部凹陷气藏和油藏的储层孔隙度下限值分别进行了计算。研究结果表明:东部凹陷天然气藏储层孔隙度下限值主体介于5%～7%之间,平均6.79%;油藏储层孔隙度下限值主体介于8%～12%,平均10.23%。并在此基础上首次对辽河东部凹陷气藏和油藏孔隙度下限进行了对比,结合对比结果分析指出东部凹陷内石油的主要有利勘探区域为3700m以上地区,而天然气则能在更致密的储层中成藏,勘探区域更广,为4500m以上区域。

苏码头构造须二段储层物性下限研究

前人对苏码头构造须二段开展了一定程度的研究,但在储层物性下限方面的研究较为薄弱,制约了对该区有效储层展布的研究,致使该区须二段勘探迄今尚无太大进展。为此,采用气—水毛细管压力法、相渗透率法和最小孔喉半径法确定了该区储层物性下限标准,将工区须二段储层产工业性天然气的孔隙度下限定为4.5%,对应含水饱和度上限45%,渗透率下限值0.017 3 m D;如只考虑是否有天然气产出,则含水饱和度上限可提高至65%。该下限标准的提出,为低缓构造带有效储层识别提供了依据。

砂体输导物性下限研究

砂体输导物性下限是指砂体输导油气需要满足的物性最低值,确定砂体输导物性下限是判断砂体能否输导的前提。运用最小有效孔喉半径法和分布函数曲线法,求取渤海湾盆地埕岛地区砂体输导物性下限。结果表明输导砂体的孔隙度下限与深度的对数呈线性关系,渗透率下限与深度呈指数函数关系,并综合上述2种方法计算结果建立埕岛地区砂体输导物性下限计算公式。利用研究区现有资料进行检验,准确率为91.5%。该公式的建立为埕岛地区砂体输导物性下限判别提供依据,同时也为其他地区砂体输导物性下限的求取提供借鉴的方法。

万花-劳山区长6储层孔隙结构及物性下限研究

万花-劳山区位于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡的东北部,包括下寺湾和南泥湾2个采油厂,长6油层组是该区重要含油层位之一,2个采油厂结合区域储层方面的研究,特别是储层物性下限研究较少。依据岩心、铸体薄片及扫描电镜观察,研究区长6储层岩石类型主要为细粒长石砂岩,填系物以自生矿物为主,胶结物有方解石、绿泥石等,以孔隙式胶结为主。孔隙类型以粒间溶孔为主,包括少量的剩余粒间孔、粒内孔及微裂缝,孔喉组合为中孔细—微细喉型。孔隙度主要分布区间为7.0%~16.0%,渗透率主要分布区间为0.15×10^(-3)~2.0×10^(-3)μm^2,属于低孔-超低渗储层。利用经验统计法、含油产状法及最小流动孔喉半径法等3种方法,确定了研究区储层物性下限孔隙度为8%、渗透率为0.2×10^(-3)μm^2,检验结果正确率为93.7%,为储量计算、开发生产及后期滚动试油开采提供了依据。

长兴组礁滩相储层有效孔隙度下限标准的确定

长兴组储层孔隙结构复杂,非均质性较强,如何确定其物性下限,一直是储量参数研究的难题之一。结合长兴组礁滩相储层物性特征,提出应用产能模拟法和最小喉道半径法,几种方法相互补充与验证来求解储层物性下限值。产能模拟法是指在实验室利用井下岩心,在全模拟地层的条件下,用不同生产压差与储层厚度研究地层产能,采用极限生产压差下产量与孔隙度的关系来确定有效储层物性下限的方法。最小喉道半径法是依据储层的物性与孔喉大小相关性的原理,利用压汞资料,建立储层孔隙度与喉道半径的关系式,其最小喉道半径所对应的孔隙度即为有效储层的孔隙度下限值。两种方法求取的孔隙度下限为2.0%,与测试法、孔饱交会法的计算结果基本一致。

天然气有效储层下限确定方法

通过Hobson方法计算临界喉道半径,利用孔隙度和临界喉道半径关系图确定储层和非储层的界线;再根据储层的划分级别及其所处气水界面以上位置,提出综合法来判断储层是否为天然气有效储层。将该方法应用于川东石炭系测井资料,结果表明该方法应用效果良好,具有一定的实用价值。

吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩储集层流动孔喉下限

以页岩油物性为基础,针对确定页岩储集层流动孔喉下限时缺乏足够理论和实验支持的问题,开展岩心核磁共振实验、离心实验、流动实验和高压压汞实验,依据架桥理论和边界层理论,宏观与微观分析相结合,建立了页岩储集层流动孔喉下限的确定方法。明确了吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩储集层流动孔喉下限为50 nm,可动流体主要由半径为50~500 nm的孔喉贡献,半径大于500 nm的孔喉对可动流体的贡献不足10%。

毛管压力资料在合水地区延长组长6油藏储量参数确定中的应用

利用毛管压力资料确定合水地区延长组长6油藏的原始含油饱和度，需注意几个重要的环节和步骤。从实际确定的具体过程看，采用多种方法确定合理的储层有效喉道半径下限，是利用毛管压力资料确定舍水地区延长组长6油藏的原始舍油饱和度的关键。另外，在储层有效喉道半径下限确定的前提下。采用毛管压力资料对储层的物性下限的确定方法，是孔渗丢失图版方法之外的一种有效的辅助方法。

松辽盆地北部LX地区中浅层储层有效性评价

松辽盆地北部LX地区中浅层主要产油层位为白垩系姚家组葡萄花、萨尔图油组。随着储层改造技术的进步,之前确定的储层有效性下限标准已不适用,需要重新开展LX地区储层有效性评价。考虑到储层有效性下限确定方法的适用性,在实验分析数据的基础上,应用储能-产能丢失法、最大孔喉半径法、试油刻度下限法,最终确定了LX地区储层有效性下限:储层孔隙度下限为8.2%,渗透率下限为0.4mD,通过模型反算声波测井曲线下限为70μs/ft,密度测井曲线下限为2.46g/cm^3。针对LX地区储层地质特征,在储层有效性下限确定的基础上,结合实验分析数据和试油数据,建立储层量化分级标准,应用常规孔渗、压汞、核磁共振等数据建立储层分类标准,并建立储层品质评价模型,与测井曲线相结合,通过编程实现不同类别储层的量化分级,为新井解释提供参考依据。将上述储层分类方法应用于松辽盆地北部LX地区的新井解释,取得了理想效果,今后可在该地区的油田勘探开发过程中进行推广。

鄂尔多斯盆地东缘上古生界致密砂岩储层物性下限标准研究

含气致密储层物性下限正随着开采工艺技术的提高逐渐降低,并趋向于地质条件下天然气充注的成藏物性下限。利用水膜厚度法,考虑甲烷分子的大小及孔喉半径,对鄂尔多斯盆地东缘上古生界致密砂岩储层的成储理论下限展开研究,求出的束缚水膜的厚度为68nm,结合甲烷稳定层吸附厚度(20nm),得出临界孔喉半径下限约为88nm,对应渗透率下限值约为0.07mD,只有当最大孔喉半径>临界半径(88nm)时,天然气才有可能聚集成藏。进一步结合现场试气及测井解释结果,确定研究区目前的技术开采下限为:孔隙度为6.0%,渗透率为0.1mD。

海上低渗油藏注水水质关键参数界限研究——以涠洲11-4N油田流沙港组为例

针对海上低渗储层微观孔隙结构认识不清,影响注水水质关键参数界限确定的问题,以涠洲11-4N油田流沙港组为例,从室内实验角度出发,通过恒速压汞实验刻画各区块储层微观孔隙结构特征,在此基础上开展注水水质实验,评价水质关键参数对储层渗流能力的影响。研究结果表明:喉道大小及分布是决定储层渗流能力的主要影响因素,渗透率与主流喉道半径有较好的幂函数关系,流一段、流三段主流喉道半径主要分布在4μm、1μm左右,前者流动能力较强;注入水中悬浮物颗粒粒径、颗粒质量浓度、细菌含量增加会大幅度增加注水压力,降低岩心渗透率。以储层吸水指数伤害程度20%为下限,建立了不同渗透率级别的注水水质关键参数界限,流一段储层推荐注入海水中悬浮物颗粒质量浓度小于等于2.0 mg/L、悬浮物颗粒直径中值小于等于3.0μm、细菌小于等于100个/mL。据此指导注水并配合海水软化处理技术,实现了涠洲11-4N油田主力层位的有效开发。

基于高压压汞技术的致密储层有效孔喉半径下限及影响因素

以低渗储层样品为研究对象,利用高压压汞方法对致密储层有效孔喉半径下限其进行研究。确定有效孔喉半径下限,并对其在致密储层中的影响因素进行了探讨。研究发现,有效孔喉半径下限与孔隙度关联性不大,并非一个定值,而是随着渗透率的增大而增大。平均喉道半径越大,最大连通喉道半径越大,则有效孔喉半径下限也越大。且其与平均喉道半径的相关性(R_(1)=0.7064)好于与最大连通喉道半径的相关性(R_(2)=0.6596)。在喉道参数方面,分选系数Sp越大(分选性越差),变异系数C越大,均质系数越大,结构系数越大,有效孔喉半径下限提高。