致密气藏束缚水分布规律及含气饱和度研究

油气藏储层含气(油)饱和度是储量计算、储层评价及制定合理开发方案的关键参数之一.针对致密砂岩气藏孔喉细微、毛管力和束缚水饱和度较高的特点,经气水离心实验优选认为,2.07 MPa是致密砂岩气藏岩样的合适离心力,传统使用的0.69 MPa及适合于低渗油藏的1.38 MPa离心力均不适用于致密气藏.结合毛管压力方程,计算得到致密砂岩气藏储层有效渗流喉道半径下限为0.07μm.结合低磁场核磁共振弛豫谱技术,发现致密气藏束缚水并不完全分布在微孔隙中,被小喉道所控制的较大孔隙中仍含有约16.39%的束缚水,这与该类储层喉道半径较小、孔喉半径较大有关.与密闭取心岩样核磁共振实验结果对比表明,优选离心力2.07 MPa的离心实验结果与气藏原始状态束缚水分布规律及原始含气饱和度具有很好的一致性.致密气藏束缚水饱和度较高,初始含气饱和度仅为26.76%.     

文昌10区珠海组低渗储层“甜点”控制因素

根据常规物性分析、测井解释、岩石薄片、岩石碳氧同位素等,研究文昌10区珠海组扇三角洲沉积储层厚度与物性分布;考虑沉积环境、成岩作用等,分析不同层段低渗成因及物性影响因素,确定"甜点"储层控制因素与分布.结果表明:胶结强度差异为珠海组一段和二段"甜点"储层控制因素,扇三角洲前缘水下分流河道断裂活动速率较低、略远离南断裂较高压力的低钙质胶结区为"甜点"储层发育区;压实、溶蚀强度与砂岩粒级为珠海组三段"甜点"储层控制因素,水下分流河道/河口坝粗粒度、较弱压实、强溶解带为"甜点"储层发育区.该研究为勘探有利区带预测提供地质依据.     

延安气田致密砂岩气水相对渗流特征研究

针对延安气田上古生界山2段主力产气层致密砂岩储层,通过核磁共振和非稳态气驱水实验研究,分析该储层T_2谱分布以及不同温压条件下的两相渗流特征。研究表明:致密砂岩储层孔喉结构复杂,T_2谱呈双峰分布形态,且以小孔—微孔—超微孔发育为主,较大孔隙与较小孔隙之间的连通性差导致砂岩样品束缚水饱和度高、有效孔隙度低;样品的渗流特征受样品中孔径分布与孔隙连通性的双重影响,当大孔径孔隙发育越普遍、孔隙度越大且孔隙间的连通性越好时,样品中水的驱替程度和渗流能力也越好;在储层条件下,流体性质及储集层孔隙结构的变化也使得气相渗透率有所升高。     

致密砂砾岩储层纳米-微米孔隙特征与地质意义

探讨致密砂砾岩储层中纳米-微米孔喉的特征及其与物性、产能的关系,为储层预测提供依据。通过薄片观察、扫描电镜、高压压汞、恒速压汞、物性测试手段对储集空间的类型、孔喉分布、连通性和物性特征开展系统分析。研究表明,致密砂砾岩发育溶蚀孔、黏土矿物晶间孔、原生粒间孔、微裂缝等微孔,长石溶孔和岩屑溶孔对孔隙度的贡献最大,黏土矿物晶间孔次之;孔喉的分布形态呈双峰状,绝大多数孔喉的半径小于1μm,孔隙仅与少数大喉道和微裂缝连通,导致孔喉连通性整体较差,造成孔隙度与渗透率的对应关系不佳。综合孔径分类、储层物性、储层产能分析表明,孔径类型对储层物性和产能具有控制作用,孔隙中纳毛细管、微毛细管越发育,储层的孔隙度(渗透率)、含气性、产能越低,反之越高,这从微观上解释了相对高孔隙储层和相对低孔隙储层勘探成效相差较大的原因。探讨了纳毛细管、微毛细管发育的地质条件,建议储层预测应加强沉积相平面预测和成岩相研究。     

致密砂岩储层物性特征及其控制因素——以松辽盆地大安地区白垩系泉头组四段为例

为了阐明致密砂岩储层的物性特征及其控制因素,以松辽盆地大安地区白垩系泉头组四段致密砂岩为例,综合采用覆压孔渗测试、X衍射分析、恒速压汞测试及岩样显微观察等方法,系统研究了常规条件下和覆压条件下储层物性特征及孔、渗关系,分析了致密砂岩储层物性特征的控制因素,认为普遍致密背景下存在部分物性较好的"甜点"储层是致密砂岩储层的典型特征,沉积微相类型和孔喉结构特征是储层物性差异的主控因素.研究结果表明:孔隙度和渗透率在覆压条件与常规条件下的测量结果都近似呈线性变化关系,覆压条件下孔隙度损失比例约为5%,渗透率损失比例约为26%.常规条件下,致密砂岩储层的孔隙度分布范围为1.1%~13.5%,渗透率分布范围为0.01~16.00mD,孔渗关系表现为"分段"特征.考虑到不同地区砂岩的致密化成因、"甜点"储层发育程度及地质条件的复杂性等因素,建议将致密砂岩储层的物性上限定义为:90%样品的常规渗透率值小于1.00mD,并确定泉四段致密砂岩"甜点"储层的物性下限为:常规孔隙度值为7.5%,常规渗透率值为0.2mD.泉四段储层物性特征及其差异性是沉积作用和成岩作用的综合响应,强压实和多成分胶结是储层普遍致密的主控因素,沉积微相类型和不均衡溶解是储层物性差异的主控因素,孔喉结构特征是渗透性好坏的关键影响因素.     

致密砂岩储层孔隙结构分形特征表征方法研究

分形理论为定量表征储层孔隙结构提供了有效手段,但致密砂岩储层孔隙结构复杂,常规孔隙结构分形特征表征方法是否适用需要进一步研究。系统梳理了孔隙结构分形特征表征方法,然后基于致密砂岩压汞曲线对各方法适用性进行了评价,并对致密砂岩储层的分形特征进行了研究。结果表明,分形定义法能够有效表征致密砂岩孔隙结构分形特征,贺成祖法适用于渗透率大于0.1×10-3 μm2的致密砂岩储层,Li Kewen法适用于渗透率小于0.1×10-3 μm2的致密储层,而Brooks⁃Corey法完全不适用于致密砂岩储层。致密砂岩储层在整个孔隙半径区间上具有分形特征,不存在分段分形特征。分形维数是储层评价的重要参数,分形维数越大,储层物性越差,平均孔隙半径越小,排驱压力越大,束缚水饱和度越大。     

白马庙气田蓬莱镇组气藏储层特征研究

白马庙蓬莱镇气藏属构造背景上的岩性气藏,也是以次生溶孔为主的致密砂岩体次生气藏.气藏具有近常规孔隙型和非常规裂缝-孔隙型两类储层,总体上具孔径小、喉道小、孔喉配位数小、宏观缝少、微裂缝发育、孔隙结构复杂、连通性差的特征.从砂岩储集特征的研究入手,分析了气井产能差异的根本原因,提出了提高气井产能的相应对策、建议.研究表明:气藏砂体规模小但砂体多且相互叠置;单层产能低但多层射开可积少成多.因此在精细地质评价基础上,采取多气层打开、分层压裂改造、分层测试和多层合采的方法可提高气井产能.     

麻黄山地区延安组砂岩储层孔隙结构特征及其影响因素

为了更好地进行低渗透油藏开发,运用铸体薄片鉴定、扫描电镜观察及背散射技术(BSE),通过物性测试及压汞资料综合分析,研究麻黄山地区延安组砂岩储层孔隙结构特征及其影响因素.结果表明:麻黄山地区延安组储层砂体具有低孔低渗特征,储集空间主要为粒间孔隙和粒内溶蚀孔隙,同时孔径分布具有大孔喉数量多、孔喉大小分布不均匀、分选性较差特点.根据毛细管压力曲线形态将储层分为三类,其中Ⅰ类储层物性好、喉道粗,储集性最好,主要发育在刚性颗粒含量高的中砂岩中;Ⅱ类储层物性一般、喉道较粗,储集性一般,在各层段普遍发育,以延5段、延9段最为发育;Ⅲ类储层物性差、喉道极细,不具有储集能力,以延6段ND101井区和延10段ND13井区为代表.造成孔隙结构变化的因素包括沉积和成岩作用,其中沉积作用提供的碎屑物质中刚性颗粒含量不同是引起差异压实的主要因素;压实作用和胶结作用是造成孔隙结构破坏的直接原因,溶蚀作用对孔隙结构的建设性改造是发育优质孔隙结构的关键,裂缝能够沟通不同地层并为地层流体流动提供良好通道,从而对储层孔隙结构改善起到促进作用;延安组优质的孔隙结构发育在刚性颗粒含量高的弱压实、弱胶结、强溶蚀的中粒石英砂岩中.     

川西新场地区须家河组泥岩欠压实与油气层关系

新场地区须家河组气藏属于致密碎屑岩气藏,具有超深、超压、超致密、低孔渗等特点。通过研究新场地区深层油气藏泥岩欠压实特征及其与储层、盖层、油气运移聚集和分布的关系,认为：新场地区须家河组地层存在明显的泥岩欠压实段,油气层多分布于欠压实段内;由于欠压实砂岩中的颗粒表面被烃类润湿后,抑制了降低孔隙度的成岩作用,其异常地层压力在一定程度上阻碍了砂岩的进一步压实,储层的物性相对变好,新场地区须家河组地层在整体致密-超致密背景上发育了部分储集性能较好的储层;由于欠压实高压泥岩的压力封闭作用,须三段、须五段成为有效盖层;欠压实泥岩内由烃类产生的剩余孔隙流体压力及构造作用形成的裂缝有利于油气向欠压实段内的砂岩运移和聚集。     

蜀南低陡构造区须家河组储层砂岩致密化成因机制分析

为有效探寻并预测致密砂岩中"甜点"储层发育有利区域,采用铸体薄片鉴定、扫描电镜观察,结合物性测试资料、流体包裹体均一温度进行综合分析.结果表明,蜀南低陡构造区须家河组T3x4、T3x6为典型的致密低渗透气藏,储层砂体经历的成岩演化过程可分为以压实和石英次生加大为主的成岩序列、以绿泥石环边为主的成岩序列和以早期方解石胶结为主的3种演化路径.分析砂岩致密化成因机制表明:沉积作用是决定储层砂体物性的先天因素,压实作用是使储层致密的主要原因;成岩作用过程中的石英次生加大造成储层质量的致命性破坏,溶蚀程度低是储层砂岩致密的另一个重要原因;储层砂岩致密化时间发生在烃类充注前,石英次生加大边中发育的盐水包体均一温度分布在82.5~125.1℃之间,集中分布在100~120℃之间,推算储层砂岩致密化深度介于1 725~2 864m之间,致密化过程发生在燕山构造活动期间,储层砂岩致密化时间为1.5×108 a左右,致密化过程可划分为准同生期—早成岩A期的原生孔隙的迅速破坏阶段、早成岩A期—早成岩B期的机械压实阶段、早成岩B期—中成岩A期的胶结阶段等.该研究为在研究区须家河组进行"甜点"储层预测提供可靠的地质依据.     

四川盆地侏罗系致密储层孔隙结构特征

运用常规岩芯分析法、核磁共振T2弛豫谱法和气水高速离心法,研究四川盆地致密油藏储层孔隙结构特征,得到一系列岩芯饱和水状态及束缚水状态下岩芯T2谱,分析致密油藏储层孔隙结构类型、孔隙度及可动流体饱和度等特征,确定了致密砂岩的渗透率系数C和T2截止值.研究结果表明,T2谱能定性反映岩芯的孔隙类型,致密石灰岩为孔隙型储层和孔隙-裂缝型储层;致密砂岩为孔隙型储层,且以小孔隙为主,中大孔隙为辅,仅少量岩芯发育有微裂缝,改善了储层渗透性;致密砂岩与石灰岩气测孔隙度均值分别为4.88%和1.93%,核磁孔隙度一般小于气测孔隙度与水测孔隙度;流体可动性随渗透率、喉道半径和致密岩芯类型等不同而异;致密砂岩和石灰岩的T2截止值、渗透率系数均小于常用值.     

威远气田震旦系灯影组储层特征研究

根据岩心常规薄片、物性和压汞等实验分析资料以及测井解释结果,对威远气田震旦系灯影组储层的岩石学特征、物性特征、孔隙类型、孔隙结构特征以及储层分布特征进行分析与研究,研究认为灯影组主要的成岩作用为压实作用;储集空间以裂缝孔洞型为主,次为洞穴;储集体为叠置的透镜体,由致密岩分隔组合成复合透镜状白云岩储层。综合各项物性参数评价该储层为II类储层。     

杭锦旗地区上古生界油气显示层含气性分析

钻探表明,杭锦旗地区上古生界油气显示十分普遍且具有连片性.经对试气层段与典型气层和致密层分析,认为该区有一个明显特征:岩石胶结物的质量分数控制着储集层物性及孔隙结构的发育程度并对测井响应有一定影响,微孔喉制约着储层含气性.运用“声波时差”含气性识别法对该区油气显示层进行识别,结合试气成果拟定油气显示层含气性识别参数(半)定量标准,进而对该区油气显示层进行评价和试气分析,以此了解油气层空间展布特征和产能影响因素.     

致密砂岩气藏类型差异对天然气分布控制作用——以松辽盆地徐家围子和古龙地区登娄库组为例

为了明确致密砂岩气藏类型差异对天然气分布的控制作用,以徐家围子地区和古龙地区登娄库组储层为例,通过天然气成藏地质要素和地质过程分析与对比,系统研究了两个地区致密砂岩气成藏规律和气藏类型,提出了徐家围子地区与古龙地区登娄库组致密砂岩气藏类型具有本质差异,且气藏类型差异性控制两地区具有不同天然气分布规律的观点.结果表明:徐家围子地区登娄库组储层致密化时期(约87 Ma)晚于烃源岩生排烃高峰期天然气充注(105~90 Ma),以储层后期致密的"后成型"致密常规气藏为主,天然气主要聚集于断陷期气源岩生气范围及其周边的断裂密集带和邻近气源断层的继承性古隆起、古圈闭;古龙地区登娄库组储层致密化过程(约108Ma)则发生在烃源岩生排烃高峰期天然气充注(108~70Ma)之前,登二段气源岩发育区易于形成储层先期致密的"先成型"深盆气藏,天然气分布主要受登二段气源岩与致密砂岩储层的叠合范围控制.     

苏里格气田苏59井区气水分布规律研究

苏里格气田苏59井区气藏属于典型的低孔低渗致密砂岩气藏,气水分布规律及控制因素不明,主力产层出水严重,气水分布复杂。针对此现象,根据气田录井、钻井、测井、试气等资料,运用交汇图法识别工区气水层,讨论气水分布特征。研究认为,该区存在多个气水系统,未见统一的气水界面,单个气水系统内呈"上气下水"的分布状态。H8段储层物性优于S1段,砂体之间连通性较好,但产水量大。S1段靠近下伏烃源岩,受到烃源岩的高强度充注,表现出"气多水少"的特征;单砂体内气水明显分异,没有"上水下气"的倒置现象。气水分布受储层构造、圈闭类型、储层非均质性和物性等因素的控制。     

深层高压低渗砂岩储层微观孔喉特征参数研究

为研究深层高压低渗砂岩储层微观孔隙结构特征参数,应用常规压汞技术对东濮凹陷文东油田深层高压低渗砂岩储层样品进行分析测试.定义退汞饱和度参数(SE),提出以退汞效率(EW)与退汞饱和度(SE)的乘积作为储层微观孔隙结构分类评价指标(E).研究结果表明:储层孔隙、喉道类型多样,储层微观孔隙结构非均质性强;储层物性与孔喉分选系数呈正相关关系,这与常规中、高渗储层相反,与常规低渗、特低渗储层一致;储层物性与SE,EW的相关性差,这一点与常规储层不同;文东油田深层高压低渗砂岩储层微观孔隙结构可分为3类,Ⅰ类储层E大于11.21,Ⅱ类储层E在2.90～11.21之间,Ⅲ类储层E小于2.90.从微观孔隙结构特征参数角度来看,深层高压低渗砂岩储层既不同于常规中、高渗储层,又不同于常规低渗储层,属于非常规储层范畴.影响开发效果的主要因素是储层非均质性.     

致密砂岩储层小尺度非均质性与石油富集特征

以鄂尔多斯盆地合水地区长6储层为例,运用岩心、扫描电镜、高压压汞、微-纳米CT技术,从毫米、微米和纳米3个尺度分析致密储层的非均质性,揭示致密砂岩储层小尺度非均质性对致密油富集的影响,明确了小尺度非均质性的特征及其对致密油富集的影响,确定了含油孔喉半径的下限.结果表明:致密储层毫米尺度下层理缝、块状层理与粒序层理发育,岩心内存在钙质胶结与大量的泥质条带.微米尺度下粒间孔隙(2~50μm)与微裂缝(50~300μm)发育,纳米尺度下粒内孔隙(50~500nm)发育.毫米尺度下,层理缝的发育导致致密油的局部富集.其中块状层理最有利于石油的富集,正韵律与中间突进韵律影响致密油的分布,钙质胶结与泥质条带不利于致密油的富集.微纳米尺度下,致密油主要发育在较大的条带状孔隙中,孤立的孔隙如果有微裂缝的沟通也有致密油的富集.致密储层的孔喉半径下限为50~80nm.     

鄂尔多斯盆地临兴地区上石盒子组致密砂岩储层特征及优质储层形成机制

在铸体薄片、扫描电镜、恒速压汞等实验资料的基础上,对临兴地区上石盒子组致密砂岩储层致密成因及优质储层发育机制进行分析。该地区上石盒子组砂岩类型主要为长石岩屑砂岩,砂岩储层物性整体差,储层以孔隙度小于１０％、渗透率小于１ｍＤ低孔特－低渗储层为主,局部为中孔低－中渗储层。储层物性受沉积相和成岩作用的双重影响,在沉积厚度大、沉积微相为分流河道和水下分流河道的砂体中,砂岩的储集物性好;早期压实作用和自生粘土矿物胶结作用是砂岩储层致密化的主要原因;绿泥石环边胶结对砂岩早期粒间孔隙起保护作用,长石颗粒强烈溶蚀形成的大量次生孔隙大大改善了砂岩的储层物性,是造成临兴地区上石盒子组盒２段、盒４段优质储层发育带的主要因素。     

准噶尔盆地滴西地区石炭系火成岩气藏产能主控因素

为了明确影响准噶尔盆地滴西地区石炭系火成岩气藏产能的各个因素并确定主控因素,基于58口探井、评价井86层的试气结果及对应井段的测井解释岩性、裂缝发育,建立了岩性、基质孔隙度、裂缝发育程度以及构造位置等因素与火成岩气藏产能的配置关系,采用灰色关联分析方法,定量分析并确定出火成岩气藏产能影响因素的大小次序为:岩性裂缝发育程度基质孔隙度含气饱和度单层岩性体厚度距不整合顶面距离距主控断裂距离.研究结果表明:储层岩性、基质孔隙度、含气饱和度以及裂缝发育程度、单层岩性体厚度是影响火成岩气藏产能的内在地质因素;压裂改造可以数10倍地提高潜力气藏的产能.火山角砾岩、凝灰岩气藏产能分布在(0.68～9.45)×10~4 m~3范围,随基质孔隙度的增加呈现约1.4倍的增大趋势;酸性侵入岩、基性熔岩气藏产能分布在(1.2～30.2)×10~4 m~3范围,随裂缝层密度、裂缝发育率的增加呈现约3倍的增大趋势;整体上,裂缝发育程度对基性熔岩和酸性侵入岩气藏产能的影响较高于基质孔隙度,而火山角砾岩和凝灰岩气藏与此相反.单层岩性体厚度小于15 m,天然气日产量与厚度关系不大,一般低于5×10~4 m~3;大于15 m,气藏产能均明显增大,其中酸性侵入岩气藏呈现约3.6倍的增大趋势.单层岩性体厚度为扩大有效裂隙的纵向规模奠定了物质基础,与气藏产能呈现正相关.高产气藏在纵向上主要分布在石炭系不整合顶面以下200 m内,且向深部产能逐渐减小;平面上主要分布在断裂发育区及构造高部位,其中DX18井区气藏产能最高,DX17井区次之,DX14井区最低.     

致密砂岩储层气水分布特征及其主控因素——以天环坳陷北段上古生界为例

为阐明致密砂岩储层气水分布特征及其主控因素,以天环坳陷北段上古生界致密砂岩储层为例,综合试产资料、气驱水核磁共振、圧汞等分析手段,在储层基本特征分析基础上,系统研究了天环坳陷北段山_1-盒_8段地层水赋存特征和气水分布规律,总结了气水分布规律的主控因素,认为多因素控制下山_1-盒_8段气水空间分布差异显著,纵向上孤立分布,平面上零散分布.研究结果表明:1)山_1-盒_8段地层水为氯化钙型IV与V类,孔喉半径截止值0.06μm和0.20μm将地层水产状划分为束缚水、滞留水和可动水;2)平面上,山_1段产水层较局限,仅分布在中部砂带;盒_8段产水层分布较多,产水量较高,全区仅在东北和西南部分井未产水;纵向上,山_1到盒_8段,水层逐渐增多、厚度增大,且水层多以透镜状分布在孤立砂体中,其分布没有气层连续性好;3)现今构造与成藏关键期古构造对气水分布影响不明显,广覆分布的煤系烃源岩造成的油气不饱和充注、储层物性好坏及裂缝发育程度是制约着气水分布的主控因素,使得产气层多分布在裂缝相对不发育区,较大产水量井主要分布于裂缝相对发育区.