油气储层敏感性伤害机理识别方法及应用实例

从油气储层岩石学分析入手，阐述了砂岩储层4类敏感性发生的原因及作用机理，结合几个实例，论述了油气开发实践中，必须针对砂岩储层的非均质性特点，对症下药，在充分掌握储层伤害机理的基础上，研制保护与改造油气层的措施，才能取得实效。本文的研究方法可为陆相复式油气区同类砂岩储集层的勘探、开发提供借鉴。     

松辽盆地南部致密砂岩储层油气成藏期次研究

松辽盆地腰英台地区青山口组致密砂岩储层中虽已经发现了油气藏,但该区的致密砂岩储层油气成藏机理却存在众多疑问,尤其是油气充注时间和期次,更是关系到青山口组致密砂岩储层油气成藏机理的关键问题.文中应用目前比较成熟的流体包裹体综合测试分析技术,研究区致密砂岩储层内流体包裹体的分布特征和均一温度测试结果,结合圈闭形成史、烃源岩...     

声波测井识别致密砂岩裂缝储层的应用

低孔低渗致密砂岩储层是一种较复杂的储层类型。致密砂岩储层由于其孔渗性差,其产油气能力主要取决于储层中裂缝发育的情况。裂缝不仅可以使孤立的孔洞得以连通。发育成有效的储集空间,大大提高基质渗透率,是油气的主要运移通道更是决定致密砂岩储层产能的关键因素。因此,裂缝发育规律研究已成为提高勘探开发效益所面临的首要问题。本文在了解砂岩裂缝的相关概念以及它的形成机理的基础上研究了声波测井在裂缝储层识别和评价的响应特征。     

陆相湖盆致密砂岩油气储层储集性能表征与成储机制——以松辽盆地南部下白垩统泉头组四段为例

在致密砂岩油气储层相关研究成果的基础上,结合对松辽盆地南部下白垩统泉头组四段致密砂岩油气储层的研究,认为储集空间类型与特征、孔喉大小与分布、孔喉连通性及不同尺度孔喉物性贡献等是致密砂岩油气储层储集性能表征的核心内容。将铸体薄片观察、扫描电镜分析及微米CT扫描等手段相结合实现了储层储集空间与孔喉结构类型、形貌、分布及连通性等的定性表征;恒速压汞与高压压汞的有机结合实现了致密砂岩储层孔喉大小、分布、连通性及不同尺度孔喉物性贡献等特征的定量表征。致密砂岩油气成储机制研究主要涉及储层成岩演化与致密化机理、致密砂岩油气藏成因类型及致密砂岩油气充注与聚集等方面的内容。以成岩演化为约束,恢复地质历史时期储层物性演化过程,结合关键成岩作用对储层物性的贡献量,明确储层致密化时间与决定因素,是砂岩储层致密化机理研究的重点;以此为基础,将油气充注史与致密化史相结合,可以确定致密砂岩油气藏成因类型。对于"先致密,后成藏"型致密砂岩油气藏,孔喉结构及其配置关系控制油气能否进入致密砂岩储层,而储层润湿性的改变则影响油气在其中如何聚集。     

《石油与天然气地质》2012年报道计划

2012年,计划出版《石油与天然气地质》期刊6期,主要有3个专题:致密砂岩储层与成藏、页岩油气赋存机理、资源评价与勘探开发和海域油气勘探与开发。     

龙凤山地区营城组深层优质储层形成机理

近年来,在长岭断陷龙凤山地区埋藏深度大于3000 m的营城组地层中,已有多口钻井获得工业油气流,显示出良好的油气勘探潜力,但其优质储层的形成机理与控制因素均不明确,制约了进一步的油气勘探和开发。综合利用岩心观察、铸体薄片分析、CT扫描、物性测试及恒速压汞等方法,对龙凤山地区优质储层的形成机理与控制因素进行了分析。结果表明:营城组储层物性主要受成岩作用的控制,根据胶结物的特征可划分出压实致密砂岩、绿泥石胶结砂岩和浊沸石胶结砂岩3种类型砂岩;在淡水充注和湖水作用的控制下,储层胶结作用和溶蚀作用均具有明显的分带性,并据此建立了不同砂岩的发育模式。中成岩期浊沸石胶结砂岩受到有机酸的溶蚀,在扇三角洲外前缘形成优质储层分布区,有利于油气的聚集成藏,可作为下一步勘探开发的"甜点"区域。     

特低渗透砂岩微观模型水驱油实验影响驱油效率因素

通过鄂尔多斯盆地延长组特低渗透砂岩微观模型水驱油实验,探讨了驱油效率的控制因素。研究发现,特低渗透砂岩储层水驱油过程中,润湿性不同,驱替机理不同。水湿储层表现为驱替机理和剥蚀机理;油湿储层表现为驱替机理和油沿孔道壁流动机理。特低渗透砂岩储层水驱开发中影响开发效果的因素较多,其中包括物性、孔隙结构、注入量、注水速度、润湿性等。特低渗透砂岩储层水驱开发效果对注水速度较为敏感。针对不同的储层,采取合适的注水速度,才能取得较好的开发效果。     

致密砂岩油储层测井评价综述

致密砂岩储层勘探开发已成为现阶段我国油气勘探开发的重要领域。从七性关系着手剖析致密砂岩储层特征以及测井评价方法的不同,由于一般致密砂岩储层自然条件下无产能,压裂后产油,且源储一体,所以对于储层的脆性特征、地应力特征以及烃源岩评价必不可少,也将成为致密砂岩储层评价的重点和难点。     

深层超压低孔渗、致密砂岩储层物性新认识

前陆冲断带深层、超深层已陆续发现了许多大中型油气田,其砂岩储层普遍发育流体超压、低孔低渗、甚至致密,但储层试井渗透率远远大于岩心实测渗透率,且高产、稳产。明确超压致密储层高产原因不但对深化认识深层超压砂岩储层物性和油气充注机理具有学术意义,而且对于提升油气储量具有经济价值。通过岩心微米CT扫描和核磁共振检测实验,剖析了深层超压状态下砂岩储层的物性及其变化。结果表明,流体超压改善了储层的孔隙结构,大大地提升了储层的孔隙度和渗透率,由此推断深层超压砂岩储层可能并不致密,颠覆了由常规测试方法形成的深层储层致密的传统认识。     

致密砂岩储层分类评价方法在安棚深层系的应用

针对河南油田安棚深层系低孔低渗、微裂缝型的致密砂岩储层,将岩心实验资料、常规测井技术与核磁测井技术相结合,开展了孔隙结构评价和有效储层分类研究,按照储层分类标准,将安棚深层系致密砂岩储层分为四类,实现了对安棚深层系致密砂岩储层的有效评价,并为水平井开发安棚深层系致密砂岩油气层提供了有力技术支撑。     

致密砂岩储集层裂缝综合录井识别技术研究

四川盆地油气勘探结果表明，盆地油气储集层普遍为致密砂岩非常规储集层，有效性主要取决于孔、洞、缝发育程度，因此在油气钻井中如何识别致密储集层的孔、洞、缝并确定其所在井段尤其重要。针对综合录井仪的0．1m钻时及相关参数的资料采集技术要求，通过对大量录井数据资料的统计和演算，建立起储集层裂缝发育程度及裂缝发育位置的3种储集层裂缝识别模型，即直接识别模型、地层可钻性（A值）识别模型、钻时回归（RWSR）值识别模型。系统阐述了致密砂岩储集层裂缝综合录井识别技术方法原理，详细介绍了致密砂岩储集层裂缝识别的3个模型在实际生产中的应用情况。该技术方法的研究在国内尚属首次，为油气勘探中储集层评价提供了一个新的方法和手段，可最大限度地发挥现代录井技术在油气勘探开发过程中的作用。     

致密砂岩油藏能量补充方式评价及优化

针对致密砂岩油藏大规模体积压裂开发后能量补充困难的问题,利用自主设计制作的大型人造三维岩心物理模型和物理模拟实验舱,开展致密砂岩油藏能量补充方式优化研究。实验结果表明:致密砂岩油藏压裂开发过程中,地层能量损耗严重,采取注水或注气的方式可有效进行能量补充;地层中裂缝规模越大,越有利于原油渗流,后续补充能量的传播范围越广,有助于进一步提高原油采收率;从提高驱油效率和扩大波及系数方面优选吞吐渗吸介质,CO₂均优于活性水,CO₂吞吐开发在矿场试验中取得了显著的增油效果,因此,CO₂吞吐作为一种有效的能量补充方式在致密油开发中展现了良好的应用前景。该文分析了致密砂岩储层水平井压裂开发的渗流规律,优选出致密砂岩储层大规模压裂开发后最佳渗吸介质,可为致密砂岩油藏开发设计提供重要的理论依据。     

致密砂岩储层流体敏感性评价方法——以塔里木盆地克拉苏气田克深9井区K_1bs组为例

目前全球尚没有针对致密砂岩气藏储层敏感性评价的标准或规范,国内大多都遵照SY/T 5358—2010《储层敏感性流动实验评价方法》进行储层敏感性评价,但该评价方法主要是针对油藏的,适用范围是空气渗透率大于1 mD的碎屑岩岩样,故而存在实验压力高、驱替速度慢、实验周期长、测试数据误差大等不足。为此,以塔里木盆地克拉苏构造带克深区带白垩系巴什基奇克组致密砂岩储层为样品,从分析致密砂岩储层特征入手,充分考虑目前致密砂岩储层敏感性评价中存在的主要问题,在大量微观地质研究和敏感性评价方法研究的基础上,提出了致密砂岩储层敏感性评价的改进方法,包括采用气相作为测试介质、建立气层初始含水饱和度、测试流程规范统一、保持前后一致的流体饱和度等,并通过室内实验对改进后方法与原方法的评价结果进行对比。结果表明:改进后的致密砂岩储层敏感性评价方法不仅能够缩短实验周期,降低对设备承受高压的要求,而且所得到的结果也更加符合气层的实际条件,可靠性更强,有利于正确指导致密砂岩气藏后期开发工程设计,对致密砂岩气藏的高效勘探开发具有重要意义。     

渤海湾盆地油气勘探现状与勘探方向

渤海湾盆地勘探程度相对较高,与美国对比,该盆地勘探处于储量稳定增长阶段后期,仍具备深化勘探的资源潜力。深入分析后认为,碎屑岩、深潜山和潜山内幕等常规油气藏依然是实现储量、产量稳定增长的重要勘探领域;同时致密砂岩、湖相碳酸盐岩油气资源量分别为15×108~18×108 t和12×108 t,致密砂岩气资源量为6.3×1012 m3,这些非常规油气藏将是未来重要的勘探接替领域。现阶段应立足常规油气藏、探索非常规油气藏,从而实现油气资源的可持续发展。     

鄂尔多斯盆地致密油、页岩油特征及资源潜力

长庆油田对渗透率为0.3～1mD的超低渗透油藏已实现了规模有效开发。考虑到鄂尔多斯盆地石油勘探开发实际,将储集层地面空气渗透率小于0.3mD,赋存于油页岩及其互层共生的致密砂岩储层中,石油未经过大规模长距离运移的油藏称为致密油,包括致密砂岩油和页岩油2大类。延长组致密油主要发育于半深湖-深湖相区,以延长组7段（简称长7）油层组油页岩、致密砂岩和湖盆中部的延长组6段（简称长6）油层组致密砂岩最为典型。致密油具有分布范围广,烃源岩条件优越,砂岩储层致密,孔喉结构复杂,物性差,含油饱和度高,原油性质好,油藏压力系数低的特点。纳米级孔喉系统广泛发育是致密油储集体连续油气聚集的根本特征,延长组致密砂岩储层中大多数连通的孔喉直径大于临界孔喉直径,满足油气在致密储层中运移的条件。根据致密油层与生油岩层的接触关系,确定了3种致密油储集层类型：①致密块状砂岩储层;②砂岩-泥岩互层型储层;③油页岩型致密储层。鄂尔多斯盆地长6和长7油层组致密油分布广泛,初步预测致密油总资源量约30×10⁸t,其中长7油层组页岩油资源量超过10×10⁸t,长7油层组致密砂岩油资源量约9×10⁸t,长6油层组致密砂岩油资源量约11×10⁸t。致密油资源是长庆油田实现年产油气当量5000×10⁴t并长期稳产较为现实的石油接替资源。     

中国低渗透砂岩储层类型及地质特征

低渗透砂岩储层系指空气渗透率小于50md的含油砂岩储层,按其渗透率大小及开采方式可细分为三类;另根据地质成因,我国低渗透砂岩储层分为三种类型,即原生低渗透储层、次生低渗透储层和裂缝性低渗透储层。不同成因类型的低渗透砂岩储层,其储层描述与评价方法各异。我国低渗透砂岩储层的地质特点:沉积物成熟度低,成岩成熟度高;孔喉半径小,毛管压力高;原始含油饱和度低;粘土矿物含量高,在钻井、完井和开采过程中极易造成伤害。大多数低透储层测井反映为低电阻率,以岩性圈闭及岩性一构造圈闭油藏为主,天然裂缝比较发育。因此,认识和开采此类油藏难度较大。     

浅层疏松砂岩气层损害评价方法研究及应用

疏松砂岩油气层胶结性较差,很难钻取到柱状岩心,且常规油气层损害评价方法已不再适合于该类油气层的损害评价。从疏松砂岩气藏储层岩心组构特点出发,提出了一种适合疏松砂岩气层损害评价方法,通过对国内南海西部A、B气田现场使用的钻开液进行损害评价,室内评价结果与现场井油气试井结果一致,说明该方法评价结果模拟现场较为真实。      

气举阀气举排液采气工艺参数设计与优选技术研究

东濮凹陷气藏多属低渗致密砂岩气藏，开发过程中表现为气井产能低、压力下降快、地层水矿化度高、积液影响严重等特征。气举排液是一项常用的气井排液采气工艺方法，具有很强的适应性，不但适用于低产气井的辅助排液采气，而且还适用于各种类型积液停产气井的诱喷排液复产。受井筒流态差异的影响，气井气举阀气举诱喷排液不同于油井气举阀气举采油，简单照搬油井气举阀排液设计模式难以在气井诱喷中获得成功。文章结合工作实践，对气举阀及气举排液采气工作原理进行了剖析，对气举排液采气工艺特点与影响因素进行了论述，对气举排液采气工艺参数进行了设计，并编制了软件，实现了程序化，现场应用取得了较好效果。     

致密火山岩气藏水相和油相圈闭损害实验评价——以南堡凹陷5号构造沙河街组为例

致密火山岩气藏通常与致密砂岩气藏呈互层分布,尽管储层岩石物性与致密砂岩气藏类似,但致密火山岩气藏水相圈闭和油相圈闭损害却未能引起关注。为了揭示致密火山岩气藏水相和油相圈闭损害潜力,选取南堡凹陷沙河街组致密火山岩气藏储层岩心,开展了水相和油相毛管自吸与液相返排实验评价,并与沙河街组致密砂岩气藏液相圈闭损害进行对比。结果表明：①致密火山岩气藏储层岩石水相和油相毛管自吸能力弱于致密砂岩,致密砂岩既亲水又亲油,致密火山岩亲油性更强;②沙河街组致密火山岩气藏液相圈闭损害呈现“三低”特点,即毛管自吸进液量低、液相返排率低和渗透率损害率低;③沙河街组致密火山岩气藏水相圈闭损害比油相圈闭损害更严重。孔喉呈多峰分布、裂缝发育、存在大量溶蚀孔等孔喉结构差异是造成致密火山岩气藏水相和油相圈闭损害显著区别于致密砂岩气藏的重要原因。致密火山岩气藏钻井过程中,需控制裂缝性漏失,避免水基或油基工作液滤液进入裂缝侧面储层深处;控制压裂等增产改造措施规模,以防沟通底水诱发水相圈闭损害;在开发生产过程中要制定合理工作制度,预防凝析油析出引起的油相圈闭损害。