鄂尔多斯盆地致密储层微观孔隙结构特征与分类

致密储层的微观孔隙结构特征是衡量致密储层油气渗流能力和产量的重要因素,也是目前致密油气藏的研究重点和热点。以鄂尔多斯盆地三叠系延长组长8致密储层为研究对象,通过开展恒速压汞实验和建立微观孔隙结构模型,分析了宏观储层物性参数与微观孔隙结构参数的关系,实现了对致密储层微观孔隙结构的精细划分。研究结果表明：喉道半径越大,总进汞饱和度、喉道进汞饱和度和孔隙进汞饱和度越大,残余的湿相饱和度越小;致密岩心喉道半径及孔隙半径均呈“两端分布少、中间多、左右不对称,粗(正)偏态”的正态分布特征,随着孔隙度和渗透率的增大,正态分布参数α和σ值有增大的趋势;以主流孔喉半径为判别特征参数,将致密岩心孔隙结构类型分为4类：Ⅰ类渗透率大于1×10^-3μm²,主流孔喉半径大于1μm;Ⅱ类渗透率为(0.5～1)×10^-3μm²,主流孔喉半径为0.7～1μm;Ⅲ类渗透率为(0.3～0.5)×10^-3μm²,主流孔喉半径为0.5～0.7μm;Ⅳ类渗透率小于0.3×10^-3     

基于孔隙结构控制的致密砂岩可动流体评价——以鄂尔多斯盆地华庆地区上三叠统长6致密砂岩为例

以鄂尔多斯盆地华庆地区长6致密砂岩为研究对象,利用QEMSCAN、光学显微镜、场发射扫描电镜、微米CT、高压压汞、核磁共振等方法对孔隙结构与可动流体进行了研究。结果表明,华庆地区长6储层发育原生粒间孔、颗粒溶蚀孔与粒间溶蚀扩大孔,以钾长石、岩屑、方解石溶蚀为主;CT三维孔喉模型指示孔喉连通性中等—好,连通孔隙体积比例与储层物性呈正相关关系。长6致密砂岩可动流体饱和度介于70%~90%之间,可动油饱和度介于40%~65%之间,与储层物性呈正相关关系。不同渗透率样品可动流体与可动油分布的优势孔喉尺寸具有差异性,当空气渗透率从大于1 ×10^-3μm²到(0.1~1)×10^-3μm²再到小于0.1×10^-3μm²,可动流体饱和度分布的优势孔喉半径从0.1~1μm减小到0.01~0.1μm再到0.001~0.01μm,可动油饱和度分布的优势孔喉半径从1~10μm减小到0.1~1μm再到0.001~0.01μm。研究结果有助于进一步明确致密砂岩储层微观孔隙结构与可动流体的关系,为鄂尔多斯盆地致密油勘探开发提供参考依据。     

松辽盆地白垩系营城组火山机构储层定量分析

根据火山岩形态和内部结构,将松辽盆地白垩系营城组火山机构划分为火山口—近火山口相带、近源相带和远源相带。基于304个钻井岩样的孔隙度、渗透率和压汞法毛细管压力曲线资料,对火山机构3个相带的储层特征分析结果表明,火山口—近火山口相带的储层具有大孔隙、宽长裂缝、孔喉半径大、孔喉分选好的特征,实测孔隙度为2%～25%,平均为7.74%,实测渗透率为(0.01～100)×10^-3μm²,平均为1.99×10^-3μm²,属于中孔高渗储层,局部为高孔高渗储层。近源相带的储层具有中等孔隙、窄小裂缝、孔喉半径较大、孔喉分选较好的特征,实测孔隙度为1%～15%,平均为7.47%,实测渗透率为(0.01～20)×10^-3μm²,平均为0.95×10^-3μm²,属于中孔中渗储层,局部为中孔高渗储层。远源相带的储层具有中小孔隙、宽长裂缝、孔喉半径小、孔喉分选差的特征,实测孔隙度为1%～10%,平均为6.95%,实测渗透率为(0.02～1)×10^-3μm²,平均为0.13×10^-3μm²,属于中低孔低渗储层。目前火山岩勘探的有利目标为火山口—近火山口相带。     

致密砂岩储层孔隙结构及其对渗流的影响——以鄂尔多斯盆地马岭油田长8储层为例

致密砂岩油藏岩性致密、孔喉细小,贾敏效应及应力敏感性强,导致油气渗流规律不同于常规储层。为研究致密储层孔隙结构对渗流的影响,首先通过岩心观察、铸体薄片、扫描电镜及高压压汞等实验方法,研究了鄂尔多斯盆地马岭长8致密砂岩储层微观孔隙结构特征。结果表明,该储层平均面孔率较低,孔隙类型复杂,非均质性较强;渗透率小于1×10^-3 μm²的岩心纳米级与亚微米级孔喉占总孔喉的比例均较高（30％～55％）,渗透率大于1×10^-3 μm²的岩心微米级孔喉占总孔喉的比例增大。应用毛细管渗流模型分析了不同尺度喉道对渗透率的贡献,指出研究储层中亚微米级孔喉对渗流起主导作用。通过岩心驱替实验发现,油相（S_wc）最小启动压力梯度与岩心最大喉道半径之间呈幂函数负相关,最大喉道半径小于1.0 μm时,油相（S_wc）最小启动压力梯度随喉道半径的降低迅速增加;随岩心渗透率的降低,喉道分布曲线左移,喉道半径减小,对应岩心的流速-压差曲线非线性段增长。     

基于物性上、下限计算的致密砂岩储层分级评价——以苏北盆地高邮凹陷阜宁组一段致密砂岩为例

致密储层分级评价是致密油资源评价的核心内容之一,通过确定致密油储层的不同物性界限能准确有效的建立致密储层分级评价标准,为致密储层分级提供理论依据。以高邮凹陷阜宁组一段致密砂岩储层为例,运用含油产状法、核磁共振法确定了致密储层的含油物性下限,运用核磁共振法、最小流动孔喉半径法、试油法等确定了致密储层的可动物性下限,运用力平衡法确定了致密储层的物性上限;结合致密储层的渗流特征并辅以孔隙结构分类验证,建立了致密砂岩储层的分级评价标准,将高邮凹陷阜宁组一段致密砂岩储层划分为无效致密储层、致密含油储层、可动致密储层及易动致密储层4个级别,渗透率界限分别对应0.07×10^-3,0.12×10^-3,0.50×10^-3和1.13×10^-3μm²。致密储层的分级结果与储层试油试采结果相一致,印证了利用致密储层物性界限进行致密储层分级评价的准确性和适用性。     

鄂尔多斯盆地陕北地区长7段页岩油储层微观特征及控制因素

鄂尔多斯盆地陕北地区长7段蕴藏着丰富的页岩油资源。通过扫描电镜、微米CT、二维FIB?SEM测试等高精度孔隙分析技术手段,结合大量岩心、薄片、测井等资料,对该区长7段多期砂岩叠置型页岩油储层的微观特征进行精细刻画,讨论其主要控制因素。结果表明：研究区长7段页岩油储层孔隙以微米孔为主,半径为2.0~50 μm,喉道半径为0.3~13 μm,其孔喉为微米—纳米级与微米级喉道连通形成的众多簇状孔喉单元;其孔隙度分布在3.0%~13.0%之间,平均孔隙度为7.0%,渗透率在（0.02~0.30）×10^-3 μm²之间,平均渗透率为0.15×10^-3 μm²;其压汞曲线特征表现为排驱压力低、退汞效率高、粗喉道占比高。研究区长7段页岩油储层粒度细、塑性组分含量高、早期压实作用强烈、黏土矿物和碳酸盐胶结强烈是造成其孔隙减孔的主要因素,而溶蚀作用和绿泥石膜的保护作用具有一定的增孔效应。陕北地区长7段页岩油储层与庆城地区类比表明其具有Ⅰ类页岩油勘探开发的潜力。     

鄂尔多斯盆地盒8段致密砂岩气藏微观孔隙结构及渗流特征

应用铸体薄片、恒速压汞、高压压汞、气水相渗、水锁伤害、应力敏感等分析测试技术,对鄂尔多斯盆地上古生界二叠系石盒子组盒8段储层微观孔隙结构及渗流特征进行了分析,对钻井、储层改造、气藏开发等工程工艺措施提出了针对性改进建议。结果表明:盒8气藏为致密砂岩气藏,储层孔隙半径分布曲线主峰为70～200μm,喉道半径分布曲线主峰为0.2～2.2μm,属大孔、中_细喉储层;渗透率>1×10^-3μm²、(1.0～0.5)×10^-3μm²、(0.5～0.1)×10^-3μm²、(0.1～0.01)×10^-3μm²等4个级别储层中,由半径<0.062 4μm喉道控制的孔隙体积分别占总孔隙体积的18.8%、38.4%、57.3%、71.6%,小喉道控制的孔隙体积比例高;喉道半径大小决定了储层渗透率高低,也控制了渗流特征,水锁和应力敏感是影响盒8致密砂岩储层渗流能力的主要因素;盒8气藏压力系数低,加之储层强亲水,易发生水锁伤害,气相渗透率随含水饱和度升高急剧降低;盒8段储层管束状、缩颈状喉道发育,易发生应力敏感伤害,应力敏感伤害率为40%～80%;盒8致密砂岩气藏储层改造应广泛采用体积压裂以减弱小喉道对孔隙的控制,在钻井、储层改造过程中应尽量避免使用水基工作液,多采用欠平衡作业等措施,减少或避免水基工作液侵入。开发生产过程中应尽量避免大压差生产和频繁开关井,主动排水采气,以保护储层,提高采收率。     

砂岩气藏充注含气饱和度实验研究

针对低渗致密砂岩储层充注含气饱和度难以准确测试技术难题,综合考虑储层展布及物性差异特征、充注动力、地温条件、盖层封闭等要素,建立一套全序列砂岩储层充注含气饱和度测试实验方法,分别对渗透率为0.034×10^-3μm²、0.075×10^-3μm²、0.244×10^-3μm²、0.505×10^-3μm²、0.683×10^-3μm²、1.12×10^-3μm²、1.47×10^-3μm²、4.77×10^-3μm²、10.7×10^-3μm²、38.1×10^-3μm²、49.1×10^-3μm²、99.4×10^-3μm²、126×10^-3μm²的砂岩储层,开展了气源压力为0.1MPa、0.2MPa、0.3MPa、0.5MPa、0.7MPa、0.9MPa、1.0MPa、1.2MPa、1.5MPa、1.8MPa、2.0MPa、2.5MPa、2.8MPa、3.0MPa、3.5MPa、4.0MPa、4.5MPa、5.0MPa、5.5MPa、6.0MPa、7.0MPa、8.0MPa、10.0MPa、15.0MPa、20.0MPa、25.0MPa、30.0MPa下逐级增压充注实验,记录了充注过程中各渗透率储层孔隙压力变化特征,在此基础上,采用充注实验与核磁共振实验结合的方法,对充注过程中含气饱和度变化进行了量化评价。研究结果表明：①低渗致密储层充注时具有高于门限压力进气,源、储压力平衡缓慢以及高压聚气三大特征,进气门限压力与储层渗透率关系密切,建立了门限压力与渗透率关系图版;②认识了含气饱和度（S_g）、地层压力（P）与储层渗透率（K）变化规律,拟合了含气饱和度经验计算公式,以鄂尔多斯盆地苏里格气田为例,通过实验测试、密闭取心分析与经验公式计算结果对比,建立了含气饱和度与储层渗透率关系图版,为低渗致密砂岩气藏储层含气性评价提供指导;③以取心井为基础,根据含气饱和度、储层渗透率、孔隙度、厚度等参数,建立不同渗透率储层储量辟分方法,为储量分类评价提供了依据。     

塔里木盆地库车坳陷克深构造带克深8区块裂缝性低孔砂岩储层地质模型

塔里木盆地库车坳陷克拉苏冲断带克深地区是天然气勘探开发的重要阵地,储层埋深为6 000~8 000m,储层基质孔隙度均值为5.5%,基质渗透率均值为0.089×10^-3μm²,裂缝渗透率为（0.5～30）×10^-3μm²,地层储层总渗透率为（1～50）×10^-3μm²,储层性质总体为特低孔、特低渗—低渗。为揭示深层相对优质储层发育规律,以克深8区块深层白垩系巴什基奇克组为例,基于大量实验分析、露头储层模型及测井FMI成像资料,通过基质建模与裂缝建模相融合的方法,建立了裂缝—孔隙型双重介质储层地质模型。研究表明：克深8区块储层构造裂缝开度主要为25~150μm,其中构造核部裂缝开度一般为50~250μm,翼部裂缝开度<100μm;基质粒间孔半径主要为5~160μm,孔隙连通率平均为48%;孔隙喉道半径主要为0.01~1μm,其中产气层有效喉道半径>0.05μm,占比91%。储层基质孔隙度相对高值段主要分布于白垩系巴什基奇克组中部和上部,相对高渗透段主要集中于构造背斜高部位、东西向翼部、南北边界断裂带及内部次级断裂带。该地质模型及技术方法为克深8区块天然气高效勘探开发及克深气田60亿m产能建设提供重要依据。     

苏里格气田46区盒8段致密砂岩储层特征及主控因素

为查明苏里格气田46区盒8段致密砂岩储层特征及主控因素,文中利用铸体薄片、岩心物性、扫描电镜、压汞、T₂核磁等测试分析,对盒8段致密砂岩储层开展了系统研究。结果表明：研究区盒8段致密砂岩储层储集空间类型主要为粒间溶孔、粒内溶孔、杂基孔,平均孔隙度为6.93%,平均渗透率为1.620×10^-3μm²,为一套特低孔—超低孔、超低渗储层。孔喉分布不均匀,分选相对较差,以中小孔-细微喉组合为主。低体积分数岩屑、高体积分数石英、大粒径颗粒是优质储层发育的物质基础;沉积作用保留的原生粒间孔隙是次生孔隙、成岩裂缝发育的基础,也是寻找优质储层的关键。     

致密砂岩储层物性及非均质性特征

中国西南地区四川盆地上三叠统须家河组碎屑岩地层为典型的非常规致密砂岩储集层,迄今已探明天然气储量已达万亿立方米,其中四川盆地中部广安地区须家河组六段（须六段）具有较大的勘探开发潜力。以须六段气藏段致密砂岩为研究对象,通过镜下薄片、物性和压汞等测试,结合分形理论研究,系统分析了其孔隙结构、物性特征和储层非均质性。结果表明：须六段砂岩储集层可明显划为3类。Ⅰ类储层（平均孔隙度12.27 %,平均渗透系数6.037 6 × 10^-3 μm²）以大孔或中孔为主,分形维数范围为2.42～2.59;Ⅱ类储层（平均孔隙度9.26 %,平均渗透系数1.152 3 × 10^-3 μm²）以中孔为主,小孔为次,大孔发育差,分形维数范围为2.47～2.56;Ⅲ类储层（平均孔隙度5.20 %,平均渗透系数0.351 7 × 10^-3 μm²）以小孔或中孔为主,大孔发育差或不发育,分形维数范围为2.45～2.81。孔隙类型的差异分布导致各类储层非均质性变化明显,主要表现为Ⅲ类储层非均质性强于Ⅰ类储层。相关性分析表明物性条件耦合于储层非均质性,且存在关键临界值,分形维数范围在2.45～2.60时,孔隙度与分形维数为正相关关系,渗透系数与分形维数的关系无明显规律;而分形维数大于2.60时,孔隙度与分形维数为负相关关系,渗透系数与分形维数为斜率接近0的线性关系。基于致密砂岩储层物性条件与分形特征的定量研究,探讨非常规天然气优质储层的评价标准,对指导中国非常规储层的勘探与开发研究具有重要理论与现实意义。     

松辽盆地北部扶余油层致密油成藏条件及甜点区优选

松辽盆地北部扶余油层致密油是典型的源下致密油藏,具有形成大规模、连续型致密油藏的有利地质条件。通过对大量实验数据及钻井资料分析统计,对松辽盆地北部扶余油层致密油烃源岩条件、沉积环境、储层特征等成藏条件进行了综合分析,研究表明扶余油层致密油形成受成熟烃源岩与三角洲前缘相带控制,主要储集体为曲流河点坝砂体、分流河道砂体,具有单层厚度薄、横向变化快、垂向错叠连片的特点。储层主要以微米—纳米孔隙为主。常规储层和致密储层的分界为孔隙度为12%、渗透率为1×10-³μm²、孔喉半径为350nm,以孔隙度为8%、渗透率为0.1×10-³μm²、孔喉半径为75nm为界将致密储层细分为Ⅰ类和Ⅱ类。扶余油层致密油藏主要成藏动力为青一段有效烃源岩的生烃增压作用,属于倒灌成藏机制,断裂是主要的运移通道,构造高部位是致密油富集场所。优质甜点区主要分布在大庆长垣、三肇凹陷中心部位,以及齐家古龙凹陷西侧。     

吐哈盆地斜坡带致密储层物性上限研究

开展致密储层物性上限研究对明确研究区油气成藏机理及分布规律具有重要帮助。应用临界喉道半径探讨了吐哈盆地水西沟群斜坡带致密储层物性上限问题。临界喉道半径的求取需要对孔隙与喉道半径比、润湿角、油水或气水密度差等关键参数进行确定,利用恒速压汞实验、润湿性分析、PVT等实验对上述关键参数进行了拟合。结果表明：研究区的孔隙与喉道半径比约为90,润湿角约为20.48°;致密储层物性上限随着地层倾角的增大而减小,且致密气储层物性上限比致密油更加严格;研究区的地层倾角约为15°,此条件下致密油储层和致密气储层的临界喉道半径分别为0.552μm和0.491μm,相应致密油储层物性上限是8.43%和0.378×1010^-3μm²,致密气储层物性上限是8.39%和0.358×10^-3μm²。     

鄂尔多斯盆地吴起—志丹地区长8段致密砂岩储层孔喉结构分形特征

为精细表征鄂尔多斯盆地吴起—志丹地区长8段致密储层孔喉结构,在铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射、高压压汞、恒速压汞以及油水相渗等相关实验的基础上,利用分形理论研究了长8段致密储层的孔径分形特征和喉道分形特征,系统分析了分形特征与储层孔隙度、渗透率、微观孔喉特征之间的关系。结果表明：研究区岩性以岩屑长石砂岩为主,平均孔隙度为8.2%,平均渗透率为0.16×10^-3μm²,为典型的致密储层。储层孔隙类型主要为粒间孔和溶蚀孔,根据毛管压力曲线形态和高压压汞参数将储层孔喉结构分为Ⅰ类和Ⅱ类2种类型。恒速压汞实验表明研究区样品总进汞饱和度中,喉道进汞占比较多,恒速压汞计算的喉道分形维数具有两段特征,即细喉道段(D_T1)和粗喉道段(D_T2)。全孔径分形维数和喉道分形维数均与物性、进汞饱和度和退汞效率等参数具有良好的负相关性,喉道分形维数与喉道进汞饱和度、主流喉道半径呈良好负相关性,孔喉的非均质性增强,致使油相流体在含水储层中更加难以通过,油相相对渗透率变小。     

鄂尔多斯盆地华庆地区长8致密砂岩储层特征及其成因

鄂尔多斯盆地华庆地区长8段砂岩为一套典型的低孔、低渗到特低孔、特低渗的储层,平均孔隙度为8.27%,平均渗透率为0.51×10^-3 μm²,主要孔隙类型为剩余粒间孔隙,孔隙结构以小型小孔喉和微型小孔喉为主。长8致密砂岩储层经历了压实、胶结、溶解等复杂的成岩作用,其中压实和胶结等破坏性成岩作用使储层的原生孔隙大大减少,且长8储层在镜下发现沥青充填孔隙,降低了储层的物性,导致储层致密。成岩作用对储层的致密化起决定性作用,沉积环境是控制致密砂岩储层形成的基本因素,三角洲前缘砂体中的水下分流河道砂体物性最好;主砂体展布带内中心部位物性好,向两边逐渐变差。随着填隙物含量的增加,储层物性逐渐变差。     

致密砂岩孔喉结构分析与渗透率预测方法——以川中地区侏罗系沙溪庙组为例

致密砂岩储层孔喉结构精细表征和渗透性预测是优质储层评价和开发的关键。以川中地区侏罗系沙溪庙组为例,利用高压压汞实验和分形理论,对孔喉结构进行静态表征,探讨孔喉结构、分形维数、储层物性之间的关系,进而分析孔喉结构对渗透率的贡献,建立渗透率预测模型。沙溪庙组样品可分为4种类型：Ⅰ类样品排驱压力低、物性好、孔隙连通性好、平均分形维数为2.11,孔隙以半径大于0.1μm的大孔和中孔为主,半径大于1μm的孔喉贡献了90%以上的渗透率;Ⅱ类样品排驱压力在0.4～1.0 MPa之间,平均孔渗分别为9.72%、0.375×10^-3μm²,分形维数为2.20,半径大于0.1μm的中孔含量上升,并贡献了大部分渗透率;Ⅲ、Ⅳ类样品排驱压力与分形维数明显高于Ⅰ、Ⅱ类样品,孔隙度低且缺乏大孔导致渗透率较低。半径大于0.1μm的大孔和中孔贡献了沙溪庙组98%以上的渗透率。分形维数是指示孔喉结构的良好标志,分形维数与孔喉半径、最大进汞饱和度、渗透率均呈现明显的负相关关系,而与排驱压力、孔喉相对分选系数呈正相关关系。分形维数与孔喉组成有着强相关性,基于分形维数、孔隙度、最大...     

奈曼凹陷东部斜坡带下白垩统九佛堂组下段储层特征

通过岩石薄片鉴定、储层物性和孔隙结构特征分析,对奈曼凹陷东部斜坡带下白垩统九佛堂组下段储层特征进行研究。结果表明：九佛堂组下段储层岩石类型主要为不等粒岩屑砂岩、中-粗粒岩屑砂岩、中-细粒岩屑砂岩、碳酸盐质含泥粉砂岩等。储集空间以残余原生粒间孔、次生粒间溶孔、粒内溶孔为主,还有部分铸模孔、微裂缝、成岩缝等;平均孔隙度为14.13%,平均渗透率为13.42×10^-3μm²,喉道分选程度差,最大孔喉半径主要分布在0.04～55.93μm,孔隙结构为中-低孔、低渗-特低渗、细喉-特细喉不均匀型。平面上,主要受沉积相带控制,辫状河三角洲前缘水下分流河道砂岩储层物性好,前缘席状砂储层物性中等;纵向上,受成岩作用影响,1 000～1 900 m范围内产生了3个次生溶蚀孔隙发育段,在一定程度上改善了储集性能。     

渤海湾盆地束鹿凹陷古近系沙河街组湖相混积泥灰岩致密油储层特征

渤海湾盆地束鹿凹陷沙河街组三段下亚段（Es^3（下））广泛发育一套湖相混积成因“泥灰岩”，是致密油勘探的主要目标层系。通过岩心和薄片观察、孔渗、压汞、扫描电镜、CT、核磁共振等分析，揭示了该套特殊成因混积泥灰岩储层地质特征；结合地质、地球化学综合分析，明确有利储层发育主控因素，建立储层分类评价标准，指出致密油勘探有利区带。结果表明：束鹿凹陷Es^3（下）泥灰岩主要包括互层混积的纹层状泥灰岩和结构混积的块状泥灰岩两类，矿物组成均以方解石为主，其次为白云石，粘土矿物与石英、长石含量低。储层孔隙度一般低于4.0%，基质渗透率一般小于10×10^-3 μm²，属特低孔特低渗储层。储层孔隙类型多样、孔隙结构复杂，发育两大类8亚类储集空间，基质孔以纳米级孔隙为主。不同岩石结构的泥灰岩储层物性与孔隙结构差异明显，纹层状泥灰岩孔隙分布非均质性强，表现出双重或多重孔隙介质特征，孔渗条件和孔隙结构优于块状泥灰岩。混积泥灰岩有利储层发育受沉积亚相、岩石组构、有机质丰度与成熟度、构造缝等因素综合控制；斜坡内带及洼槽区半深湖-深湖亚相的高TOC纹层状泥灰岩是致密油勘探的有利目标。     

致密砂岩气藏井网加密优化

采用物理模拟实验与数学评价方法相结合,系统研究了井控范围从500 m逐步加密至100 m(相当于井距从1 000 m加密至200 m）过程中不同渗透率砂岩储层在不同含水饱和度条件时的储量采出程度,揭示了井网加密对提高储量采出程度作用,以采出程度提高5%~10%和大于10%为依据,建立井网加密可行性判识图表,为气藏井网部署和加密方案优化提供了参考依据。实验岩心常规空气渗透率分别为1.63×10^-3 μm²、0.58×10^-3 μm²、0.175×10^-3 μm²、0.063×10^-3 μm²,含水饱和度介于30.3%~71.1%之间。研究结果表明：渗透率为1.63×10^-3 μm²的储层,采出程度总体均较高,除了在含水饱和度高达69.9%时的采出程度与井控范围有关外,其余含水饱和度条件下,采出程度与井控范围关系不大,可以采用大井距开发;渗透率为0.58×10^-3 μm²的储层,采出程度与含水饱和度和井控范围关系密切,随含水饱和度降低、井控范围加密而增加;渗透率为0.175×10^-3 μm²的储层,采出程度受含水饱和度的影响十分显著,只有在含水饱和度≤52.3%时,井网加密优化可提高储量采出程度,当含水饱和度>52.3%时,储量采出程度均较低,一般≤10%,即使井控范围加密至100 m,也难以得到提高;渗透率为0.063×10^-3 μm²的储层,总体上采出程度非常低,即使含水饱和度仅有31.6%,井控范围加密至100 m,其采出程度最高也只有2.3%,因此,该类储层依靠井网加密难以得到有效动用。     

准噶尔盆地西北缘二叠系储层特征及分类

准噶尔盆地西北缘二叠系储层包括了砂砾岩、火山碎屑岩和火山岩两大类,总体上属于低-中孔渗储层,但孔隙度、渗透率的分布较为分散,显示了二叠系储层物性的非均质特征.碎屑岩储层中主要的储集空间为剩余粒间孔隙以及在此基础上扩大溶蚀的孔隙;火山岩储层中则以火山岩基质溶蚀孔为主,构造缝、溶蚀缝次之.次生溶蚀孔隙是形成高质量储层的重要组成部分.研究发现,次生孔隙发育带与地层沉积间断密切相关.通过对储层物性和孔隙结构等8个参数变量采用Q型因子分析后,确定了孔隙度下限为9%,碎屑岩储层的渗透率下限为0.2×10^-3μm²,火山岩储层的渗透率下限为0.2×10^-3μm².以此为标准可将二叠系碎屑岩储层和火山岩储层划分为类.