页岩储层孔隙结构表征及物性下限确定方法及应用

针对页岩储层孔隙结构和物性下限认识不清,严重制约了页岩油储量计算及高效开发的问题,以济阳坳陷古近系沙河街组新义深9、利页1、樊页1井为研究对象,利用N_(2)吸附、高压压汞、物性测定等实验方法,对页岩储层的孔隙结构进行全尺寸表征,并综合运用束缚水饱和度法、压汞排驱压力法、最小流动孔喉半径法和试油法确定页岩储层的物性下限。研究表明:N_(2)吸附实验主要表征页岩样品的小孔,研究区孔隙形态主要有墨水瓶形、过渡形及平板状夹缝形,主要发育纳米级孔隙,孔隙半径为1.50~40.00 nm,平均孔隙半径为16.00 nm;高压压汞实验主要表征页岩样品的中孔和宏孔,孔喉半径为0.03~66.13μm;综合计算页岩储层孔隙度下限为1.30%~3.82%,渗透率下限为0.03~0.12 mD,最小流动孔喉半径为14.60~23.50 nm,平均值为17.76 nm。研究成果可为济阳坳陷页岩油的储量计算及储层评价提供参数指标和技术支撑。

鄂尔多斯盆地临兴中区盒7—盒8段有效储层物性下限及主控因素

针对临兴地区盒7—盒8段有效储层物性下限不明确的问题,基于物性数据、测井解释成果、试气资料、沉积相、铸体薄片等,综合累积频率法、采气指数法、交会图分析法开展了有效储层发育主控因素分析。研究表明:盒7、盒8段孔隙度下限值分别为6.0%、5.5%,渗透率下限值分别为0.05、0.04 mD。有效储层受沉积、成岩、构造作用综合控制,沉积作用控制了储层的空间展布和发育规模,是影响储层物性的主要因素;成岩作用对储层物性的影响较为复杂,其中,压实作用加剧了储层致密化程度,溶蚀作用产生的次生溶孔有利于有效储层的形成,胶结作用对有效储层发育的影响具有两面性;后期构造作用有利于形成构造成因微裂缝且促进矿物溶蚀,对改善局部储层的连通性具有积极意义。该研究对于临兴地区有效储层预测以及煤系地层油气勘探具有一定的启示作用。

辽河坳陷雷家地区沙四段页岩油储层分级评价

针对雷家地区沙四段页岩油储层需要分级评价的问题,应用扫描电镜、氮气吸附、高压压汞等技术及储层分级评价方法,开展了页岩储层孔喉特征分析及分级评价研究。结果表明,雷家地区沙四段页岩油储层孔隙分为大孔、中孔、小孔三类,可将碳酸盐岩页岩油储层分为三个级别五种类型;结合水力流动单元划分,明确了雷家地区不同级别储层平面分布特征,其中,杜三层Ⅰ级储层厚度中心主要分布于中部,高升层Ⅰ级储层厚度中心分布于东北部。

蓬莱气区灯影组有效储层孔渗下限的主控因素及方法研究

以蓬莱气区灯影组碳酸盐岩储层为研究对象,利用X-射线衍射、扫描电镜、铸体薄片、高压压汞、核磁共振等分析测试手段,系统分析储层岩性、物性、孔隙结构特征,在此基础上对储层进行分类评价,明确储层物性下限,为蓬莱气区灯影组储层评价和储量规模确定提供技术支撑。

致密砂岩气藏充注成藏以及充注物性下限分析

目前东海西湖凹陷的充注成藏机理以及充注物性下限研究在致密砂岩中缺少研究成果及应用,通过气体充注模拟、毛管压力曲线测定以及核磁共振成像驱替等实验,对东海某气田开展致密砂岩气藏充注成藏机理以及充注物性下限分析。研究表明,在气体充注过程中,存在成藏门限压力,主要为非达西渗流。其充注成藏的孔隙度的下限值为6.2%,渗透率的下限值为0.05mD。

川中地区中二叠统茅口组储层特征及有效物性下限

储层有效物性下限是识别有效储层、确定储层有效厚度的关键参数,是提交天然气地质储量的一项必要研究内容。川中地区中二叠统茅口组储层有效物性下限常类比川东地区下三叠统飞仙关组、上二叠统长兴组碳酸盐岩储层,但其区域地质条件、沉积环境、成岩作用、岩石类型等均存在明显差异,严重影响了地质储量估算的精度,制约着该区茅口组气藏的勘探开发。本次研究基于钻井、测井、岩心、分析化验等资料,系统分析川中地区茅口组气藏储层特征,综合利用最小流动孔喉半径法、产能模拟法、单层试气法确定储层有效物性下限。研究结果表明:(1)川中地区茅口组储集岩类包括细晶云岩、少量砂屑云岩、灰质云岩以及云质灰岩;(2)研究区储集空间以各类溶蚀孔洞为主,裂缝和喉道是重要的渗流通道,储渗空间类型多、几何形态复杂,具较强的非均质性;(3)受溶蚀孔洞及微裂缝发育等因素影响,采用全直径样品实验结果反映研究区物性水平,总体表现为低孔低渗、局部发育高孔渗段的特征;(4) 3种方法综合确定储层有效孔隙度下限为1.97%,渗透率下限0.009 0 mD,为识别有效储层、确定有效储层厚度、估算地质储量等提供参考依据。

致密油有效储层物性下限的确定——以高尚堡油田G区块Es_(3)^(3)Ⅴ油组为例

致密油有效储层物性下限是划分储层、确定有效厚度、合理开展储量计算的重要参数。高尚堡油田G区块Es_(3)^(3)Ⅴ油组为近源准连续致密砂岩油藏,储层物性参数的不确定性给后续开发工作和钻采工艺技术的应用带来困难。基于区块岩心分析和生产测试资料,采用含油产状法、经验统计法、孔渗关系法、最小流动孔喉半径法和压汞参数法等五种方法,并通过相渗实验、试油投产结果进行验证,确定了区内储层的物性下限孔隙度为7.7%、渗透率为0.16×10^(-3)μm^(2)。研究成果可为高尚堡油田致密油有效储层的产能计算、储层评价以及开发选层提供依据。

松辽盆地北部深层碎屑岩储层物性下限及与微观特征的关系

通过对具有不同产能的砂岩与砾岩储层的岩性、物性、孔隙结构和孔隙微观特征系统研究，结合试气成果建立了砂岩和砾岩孔隙度和渗透率与产能关系图版，并依此确定了具有储集和产出能力的储层的有效孔隙度和渗透率下限值。砂岩孔隙度下限为4．1％-5．5％，渗透率下限为0．06×10^-3μm^2。由于砾岩单层厚度大，微裂缝发育，排驱压力低，因此孔隙度下限仅为2．7％，渗透率下限为0．05×10^-3μm^2。进一步研究表明，气层和干层的主要孔隙类型、毛细管压力曲线特征、成岩特征及储层控制因素的不同导致储层的含气性不同；砂岩和砾岩由于在孔隙类型、排驱压力等储层微观特征方面具有较大差异，致使物性下限差别较大。

东营凹陷古近系深部碎屑岩有效储层物性下限的确定

东营凹陷古近系深部碎屑岩储层岩心、试油、实测物性等资料较缺乏,导致有效储层物性下限计算困难。综合运用分布函数曲线、测试、试油和束缚水饱和度等方法,确定研究区有效储层物性下限,并对其影响因素进行分析。结果表明:有效储层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;有效储层物性下限受储层性质、原油性质、温度、压力等因素的影响,次生孔隙会增大有效储层孔隙度下限,原油密度、黏度越低,有效储层物性下限越小,地层温度增加、深部超压均会使有效储层物性下限降低;有效储层物性下限主要由温-压系统控制。

鄂尔多斯盆地东部奥陶系古岩溶型碳酸盐岩致密储层特征、形成机理与天然气富集潜力

目前鄂尔多斯盆地东部古岩溶型碳酸盐岩储层的研究相对薄弱,因此开展奥陶系古岩溶型储层形成机理与天然气富集潜力研究可为天然气储量的发现和开发前景评价奠定基础。通过对鄂尔多斯盆地东部奥陶系岩溶储层特征、形成控制因素、天然气富集主控因素与富集潜力的评价分析,认为盆地东部碳酸盐岩风化壳储层较为发育,气源供给充足,源-运-储配置关系良好,具备天然气规模富集的条件。鄂尔多斯盆地盆地东部岩溶储层总体表现为低孔与致密的特征,将孔隙度为3%、渗透率为0.05×10^(-3)μm^2确定为储层物性下限标准;将孔隙直径为30μm、喉道直径为5μm界定为储层孔、喉尺度下限标准。有利沉积微岩相、有效岩溶作用和综合成岩作用等共同影响储层形成,半充填型硬石膏结核云岩为最重要的储层类型。研究认为天然气富集主控因素包括:(1)有效储层发育是天然气富集的基础物质条件;(2)良好的源-运-储配置关系是天然气富集的关键。总体而言,盆地东部下古碳酸盐岩岩溶储层具备较大的勘探开发潜力。

鄂尔多斯盆地长7油层组有效储层物性下限的确定

鄂尔多斯盆地长7油层组在湖盆中心大面积连续分布,孔隙度主要分布在4％～ 12％,渗透率一般小于0.3mD,属于典型的致密砂岩储层.而划分致密油含油边界关键技术之一是确定有效储层的物性下限.在测井解释、试油数据、储层物性分析等地质资料的基础上,根据统计学原理和超低渗透油藏流体渗流机理,分别采用经验统计法、物性试油法、孔隙度一渗透率交会法、油气驱替模拟实验法以及最小流动孔喉半径法5种方法,对该区有效储层物性下限展开研究.经过研究和综合对比,确定了长7油层组有效储层物性下限值为孔隙度5.7％、渗透率0.0276mD.

滨南-利津地区沙四段有效储层物性下限研究

综合运用实测物性、解释物性、试油、压汞等资料，分别利用分布函数曲线法、试油法、束缚水饱和度法、最小有效孔喉半径法求取了东营凹陷滨南一利津地区沙四段砂砾岩体不同深度下有效储层的物性下限，运用回归分析方法求取了物性下限与深度之间的函数方程。在确定了研究区物性下限的基础上，分析了滨南地区和利津地区物性下限差异性的原因。利津地区储层由于裂缝发育、原油密度及黏度低、超压发育而具有相对于滨南地区较低的物性下限。

苏里格气田东区致密砂岩储层物性下限值的确定

长庆油田苏里格气田东区盒8、山1、山2段致密砂岩储层具有典型的低孔、低渗及多层系含气特征。储层下限标准的研究是划分有效储层的基础,也是气层识别和容积法储量计算的前提。采用经验统计法、测井计算-Sg法、孔隙结构参数分布等几种方法对研究区储层物性下限进行研究。结果表明,地面条件下有效储层的孔隙度下限为5.0%,渗透率为0.10×10-3～0.15×10-3μm2,含气饱和度下限为50%～60%;原始地层温度压力条件下,孔隙度下限为4.5%,渗透率仅为0.001 0×10-3～0.001 5×10-3μm2。研究结果得到了试气试采资料的证实,为储量计算提供了依据,对储层的开发生产具有指导作用。

克拉苏冲断带深层碎屑岩有效储层物性下限及控制因素

库车坳陷克拉苏冲断带深层白垩系碎屑岩储层为研究区内一套优质储层和主要产层,埋深2 300~7 900m,取心偏少,有效储层分布预测难度大。综合运用岩心、储层实验分析和测井、压汞、试油等资料,分别利用分布函数曲线法、含水饱和度上限值法、最小有效孔喉半径法及排驱压力法,求取了白垩系巴什基奇克组储层不同深度下有效储层的物性下限,并运用回归分析方法求取了物性下限与深度之间的函数方程,实现了物性下限与深度的动态拟合。结果表明：研究区内有效储层孔隙度下限取2.63%,有效储层埋深下限预测达8 320m;而理论上,克拉苏冲断带有效储层孔隙度下限可达1.69%,埋深下限可达9860m,勘探前景非常广阔。本文在物性下限研究的基础上,结合岩性特征、埋深、地层压力及成岩作用特征探讨了深层有效储层发育的控制因素。储层质量差异主要受控于储层的埋深、溶蚀作用及构造破裂作用。

致密砂岩油藏有效厚度的确定方法——以苏北盆地阜宁组和戴一段为例

致密砂岩油藏储层的低孔低渗透特征使其不易辨别有效储层和无效储层,为了经济有效地开发致密砂岩油藏,对其有效厚度的确定进行了重新认识。针对致密砂岩油藏储层致密、物性差等特点,结合岩性、物性、含油性和电性等四性关系,以苏北盆地阜宁组和戴一段致密砂岩油藏为例,在岩心分析、试油、压汞和测井曲线等资料的基础上,运用核磁共振、经验统计和最小流动孔喉半径等5种方法确定储层物性下限及电性下限值,并相互验证。在确定的有效厚度下限标准的基础上,对研究区5口井做实际应用分析,对比见油岩心长度和测井解释有效厚度发现绝对误差为-0.15 m,层划准率为100%,此标准与实际资料吻合较好。

苏里格气田致密砂岩储层物性下限值的研究

苏里格气田东区盒8层段属致密砂岩层,具有低孔低渗的特点。采用经验统计法、孔隙度—渗透率交会法、岩芯饱和度分析法、最小孔喉半径法、有效孔隙百分含量法、相渗分析法和试气法等7种方法综合分析,确定了苏东地区盒8层段孔隙度和渗透率下限值分别为4.7%和0.08×10-3μm2,并运用试气结论和试气产量证明了储层物性下限值的合理性。

重金属锌污染淤泥质粉质粘土物理特性试验研究

重金属污染在我国已受到普遍关注,而对重金属污染土的物理特性的研究还处于起步阶段。采用南京地区特有的粉质粘土、长江漫滩相淤泥质粉质粘土,进行相关的重金属锌污染后的物理特性研究。通过室内添加硝酸锌溶液配制3种不同浓度的重金属锌污染土,并进行土壤污染前后粒度成分、液塑限、活动度、土粒比重以及pH值等试验的测试分析,研究比较了粉质粘土污染前后随着重金属锌的浓度不同其相关物理性质的变化规律。试验表明,随着Zn浓度的增加,土粒比重,液塑限,粉粒含量和pH值减小,而粘粒含量和塑性指数呈增大趋势。其土体的活动度也随着Zn浓度的增加在不断的降低,并且降低趋势逐渐减缓。

应用改进的产能模拟法确定安岳气田磨溪区块储集层物性下限

常规产能模拟法是在确定气藏储集层物性下限过程中近似地将单井生产压差设定为产能模拟的实验压差,但由于岩心尺度与单井控制区域尺度相差较大,导致岩心出口端的流体流速与油气井井筒端的流体流速并不相等,使预测结果误差较大。为此,对常规产能模拟法进行改进,在进行产量相似换算之前加入了压差相似转换,根据换算后的结果设定实验压差,确保流体流速相等。将改进的产能模拟法应用到安岳气田磨溪区块以确定储集层物性下限。研究结果表明,在气井生产压差为6.0 MPa,产层有效厚度为40 m的条件下,利用改进的产能模拟法确定的孔隙度下限为2.74%,渗透率下限为0.015 mD;常规产能模拟法确定的孔隙度下限为2.42%,渗透率下限为0.011 D;改进的产能模拟法确定的储集层物性下限值要稍高一些。改进的产能模拟法确定的储集层物性下限更加准确。

混积岩分类命名体系探讨及对混积岩储层评价的启示——以渤海海域混积岩研究为例

混积岩是一种普遍而重要的岩石组合类型。然而长期以来,对混积岩的岩石学分类与命名一直存在诸多争议,且尚未有统一的分类体系与命名规则。本文结合渤海海域混积岩岩石薄片组分鉴定、岩石储层物性分析等最新研究成果,并与相关文献结合,最终确立以陆源碎屑物、生物成因碳酸盐颗粒、化学沉淀碳酸盐为三组分端元的一套新的混积岩岩性分类体系,并将混积岩分为4大类、16亚类。通过讨论混积岩混积层系及混积岩组构界定的问题,进一步完善了混积岩定义。利用新的岩石学分类方案,可为储层评价研究提供指导。以渤海海域为例,建立起研究区不同岩性相与储层物性的对应关系,并在岩性分类体系中划分出差储层、中等储层及优质储层三个储层区。

涠西南凹陷11-7构造区流沙港组中深层有效储层下限厘定

为明确涠西南凹陷11-7构造区流沙港组中深层碎屑岩有效储层物性下限,基于物性、生产测试、试油、压汞及测井综合地质解释等资料,利用分布函数曲线法、动态生产测试法、试油法、束缚水饱和度法及最小有效孔喉半径法,进行有效储层下限的厘定,并以物性差值为对比参数,结合沉积相、砂体厚度、成岩演化、岩石成分和地层压力进行控制因素分析。结果表明:该区有效储层主要受沉积相和砂体厚度因素控制,辫状河三角洲水下分流河道微相储层最好,重力流有效储层发育程度差;次要因素为成岩阶段,相同成岩期内粗粒岩性较中细粒储层物性差值分异幅度大;岩石成分刚性组分含量高,物性差值高,次生孔隙带长石含量高,物性差值高。该区局部超压作用与储层有效性正相关,但影响作用较小。