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。     

三角洲前缘致密储层特征及其主控因素 ——以定边地区长6油层组为例

阐明微相控制下的致密储层展布及其微观特征, 对揭示致密油差异富集规律, 实现有利储层的评价具有重要意义。综合运用铸体薄片、 粒度分析、 扫描电镜和高压压汞等技术手段, 对长6 段致密储层样品进行测试, 获得孔隙类型和孔喉结构特征, 结合沉积微相研究成果认为, 定边地区长6 发育三角洲前缘亚相, 长石砂岩为储层主要岩石类型, 储集空间主要为粒间孔-溶孔组合。孔隙度主要集中在8. 01%~11. 41%, 平均为10. 25%; 渗透率一般在(0. 10~1. 04)×10-3 μm2, 平均0. 47×10-3 μm2, 主要属于低孔特低孔-特低渗超低渗小孔微细喉型储层。微相对储层物性及平面展布具有明显的控制作用。压实作用是储层致密的主因, 其次是胶结作用; 溶蚀作用以及绿泥石膜对压实及胶结作用的抑制, 利于原生孔隙的保存。     

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。     

苏北盆地洋心次凹泰一段上亚段储层特征分析

泰州组一段上亚段砂岩储层岩石类型主要为长石石英砂岩、长石岩屑砂岩、岩屑质长石砂岩和岩屑石英砂岩;储层孔隙度主要分布在7％～17.4％之间,渗透率主要分布在(0.17～125.1)×10-3μm2之间;储集空间主要类型为粒内溶孔、粒间溶孔和裂缝溶孔;根据物性分析和压汞资料,将泰州组一段上亚段储层划分为Ⅰ～Ⅳ四种类型.基于定量成岩作用的分析,认为压实作用、胶结作用是本区储层物性变差的主要原因,溶蚀作用则大大改善了储层物性.     

沧东凹陷南皮斜坡孔二段致密砂岩储层特征及优质储层形成机理

为加快南皮斜坡致密油勘探开发部署, 实现高效产油, 综合开展9 口井268 块岩心扫描电镜、铸体薄片与恒速压汞等物性资料分析, 通过开展沉积、成岩及其与储层物性之间相关性研究, 明确储层性能影响因素, 开展成岩演化模式构建。结果表明, 研究区长石砂岩和岩屑长石砂岩占比较大, 孔隙度小于10%、渗透率小于1 mD 为首要储层; 沉积、成岩作用为致密储层主影响因素, 其中砂体分选好的水下分流河道为优质致密储层发育区; 成岩早期压实作用导致储层的低孔、低渗性, 胶结作用抑制储层物性发育, 致使早期储层致密化, 成岩中期较强溶蚀作用促进次生孔隙发育, 极大改善储层物性, 绿泥石黏土薄膜发育抑制石英次生加大, 对渗流通道起到保护作用。     

王窑南区长6段储层参数及有效厚度下限研究

王窑南区长6段储层是石油勘探开发的重要层位,优化目的层位储层参数解释模型及确定储层有效厚度下限,能对储层特征进行定量评价和避免有效厚度漏失。本次研究通过薄片鉴定、取芯、测井等资料对研究区目的层位的"四性"关系进行了研究,认为长6储层发育高自然伽马砂岩,其在测井响应特征方面与邻近常规储层有一定的差异。因此分别对常规储层和高伽马储层建立泥质含量、孔隙度、渗透率及含油饱和度等油层参数的解释模型,提高了储层参数计算精度;并结合试油及测井资料确定了长6油藏有效厚度下限标准:孔隙度为10.4%,电性下限声波时差为218μs/m,电阻率为10Ω·m,为王窑南区进一步开发提供了科学依据。     

印尼Y油田储层测井综合评价

针对印尼Y油田,以取心资料和测井资料为依托,开展测井综合评价研究。通过四性关系判定,分别建立了孔隙度、渗透率及含油饱和度解释模型,并确定该油田有效储层的油层解释下限标准。给出有效储层的油层解释参数标准为:含油性为油浸以上,孔隙度下限为28%,渗透率下限为35 mD,电阻率下限为100Ω·m。     

D-F油田有效储层的确定方法

针对厄瓜多尔D-F油田,以测井资料为基础,建立孔隙度、含水饱和度、泥质含量模型,研究该油田有效储层的确定方法和划分标准。给出了判断有效储层需同时满足的具体参数标准:孔隙度下限为20%;含油饱和度下限为55%;电阻率下限为6.8Ω·m;自然伽马下限为100API。     

鄂尔多斯盆地长7段致密砂岩储层特征及成因机理

为了精确表征长7段致密砂岩储层特征及研究致密储层成因,在盆地尺度范围内,综合利用常规镜下薄片观察、高压压汞实验、XRD分析手段,并结合高精度TRA物性实验,精确表征了长7段致密砂岩储层的岩石学特征及储集性能,在此基础上分析了致密储层成因,认为致密储层成因主要有机械压实及压溶作用、各种类型的胶结作用、交代作用、沉积微相的控制作用以及填隙物的影响.研究结果表明:长7段致密砂岩储层以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主;石英含量较高,质量分数平均值为40.4%,具有较强的可压裂性,有利于后期的压裂开采;填隙物中水云母的含量较高,质量分数平均值为10.4%,导致长7段物性变差;孔隙类型以长石溶孔为主,占总孔隙的60%,排驱压力高,中值压力平均为7.72 MPa;喉道细小,孔喉结构复杂,物性较差,孔隙度均值为8.55%,渗透率均值为0.21mD.     

七个泉油田储层特征与四性关系研究

利用岩芯、测井、化验等资料,对柴达木盆地七个泉油田储层的岩性、物性及含油性等关系进行分析,总结岩性与电性、物性及含油气性之间的关系及影响因素,建立孔隙度、渗透率及含油饱和度等油层参数的解释模型。研究表明,岩石类型、粒度、分选、泥质含量及胶结物类型等是控制储层物性的关键因素,储层岩性以砂岩和细砂岩为主,储层物性从下到上具有变好的趋势,含油性取决于物性的好坏。通过对储层岩芯、测井、分析化验与储层物性、电性参数交会,研究制定了油、水、干层的定量解释标准,为下一步的油田开发提供参考。     

基于恒速压汞技术的致密砂砾岩储集空间刻画

利用恒速压汞技术分析松辽盆地徐家围子断陷沙河子组致密砂砾岩的储集空间特征,明确孔隙和喉道的大小、分布、连通性以及与储层物性的关系。结果表明,砂砾岩孔隙半径的分布100~200μm,形态呈单峰状,孔隙半径与孔隙度、渗透率均呈较弱的正相关关系,表明孔隙对物性具有一定控制作用,但不是很显著。喉道半径分布的离散程度较高,随着渗透率的增大,喉道半径的分布区间和峰值呈增大趋势,但不超过5μm。喉道半径与储层孔隙度的关系不显著,与储层渗透率明显呈现正相关关系,即喉道半径对砂砾岩储层的致密和渗流能力具有绝对控制作用。砂砾岩储层孔喉连通性差,孔喉比分布在20~600。有利储层的喉道半径多数大于0.5μm,孔喉比多数小于200。     

吴起-志丹地区致密油成藏主控因素研究

吴起-志丹地区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中西部,近年来的研究勘探结果表明,三叠纪延长组长7段主要发育湖泊-三角洲前缘环境下的低渗透致密砂岩储集层,致密油资源丰富。利用干酪根镜检、镜质体反射率测定、热解等方法研究烃源岩有机质类型、丰度和成熟度。与此同时,根据储层物性分析结果、薄片资料、场发射扫描 电镜结果等分析致密油储层微观结构特征。研究结果表明,泥岩干酪跟以Ⅱ1和Ⅱ2型为主,镜质体反射率普遍大于0.8%,热解生烃潜量显示主要为好烃源岩。研究区致密砂岩矿物成分以石英、长石和黏土矿物为主。孔隙度平均为7.6%,渗透率平均为0.27×10-3μm2,孔隙类型主要是粒间孔、溶蚀孔和微裂缝。综合分析,吴起-志丹地区优质的烃源岩是致密油形成的物质基础,储集层的物性和孔隙特征决定了致密油的广泛分布和可开发性。     

鄂尔多斯盆地东缘临兴区块盒8段致密砂岩储层天然气低产原因剖析

为了查明致密砂岩储层天然气井低产原因并提出针对性开发措施,以鄂尔多斯盆地东缘临兴区块上古生界下石盒子组盒8段为研究对象,基于铸体薄片、压汞、物性、敏感性等分析测试,查明致密砂岩储层特征,确定适宜开发措施。结果表明:盒8段岩石类型以岩屑石英砂岩为主,塑性组分含量较高且以黏土矿物为主;储层表现出典型的低孔隙度、低渗透率、高排驱压力和中值压力、低退汞效率、强非均质性等特点。在上述地质和物性条件约束下,致密砂岩储层表现出中等偏强速敏、强水敏、中等偏弱应力敏感性,导致区块内天然气井低产。针对该储层特性,提出加强钻井过程储层保护、选取适宜压裂液配方和控制压裂返排时间、科学管理试气与试采是释放盒8段产能的有效工程措施。     

东濮凹陷二叠系有效储层主控因素及物性下限

东濮凹陷二叠系储层具有明显的低孔低渗特征,地质条件的复杂性制约了储层研究,有效储层主控因素与物性下限有待进一步确定。通过分析沉积相、成岩作用等因素对储层物性的影响,明确了有效储层发育的主控因素。沉积相直接控制了储层原始物性,河道亚相、分流河道微相及水下分流河道微相中的砂体物性较好,单层厚度大,利于储层发育,分流间湾中的砂体物性较差。成岩作用中,压实作用、胶结作用是造成储层致密化的主要作用;两次大规模溶蚀作用形成了大量溶蚀孔隙,是改善储层物性的关键因素。利用储层孔隙度、渗透率等物性资料及试油、压汞等资料,采用试油法、经验统计法及压汞参数法确定了二叠系有效储层孔隙度下限为4.8%,渗透率下限为0.04 mD。     

大牛地气田盒1段致密砂岩气层识别

大牛地气田盒1段气层属于致密砂岩气层。因其低孔低渗以及气层测井响应不明显,增大了气层识别、评价的难度。根据储层岩性、物性、含气性等特点依托测井资料,建立测井解释参数模型;用曲线重叠法,孔隙度差比值法和无阻流量与多测井参数的交会图得出的有效气层下限值相结合,定性与定量对盒1段有效气层进行识别。该方法提高了对盒1段致密砂岩储层气、水、干层识别的准确率和有效性,为进一步评价致密砂岩气层提供依据。     

鄂尔多斯西南地区长7段致密油储层微观特征及成因机理

为了解致密油储层的微观特征及成因机理,通过薄片、扫描电镜、阴极发光、岩心物性等资料,详细分析了陇东地区长7段砂岩岩石学特征、成岩作用、孔隙类型及物性控制因素,认为长7段致密油砂岩成岩作用与常规储层具一定差异,整体上储层物性是大地构造背景、沉积条件、岩石学特征、埋藏过程及成岩作用等多因素共同作用的结果.研究结果表明:研究区目的层主要为细砂-粉砂级长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩,平均孔隙度10.1%,平均渗透率0.18mD.成岩特征表现为早期快速埋藏,压实强烈,但由于紧邻主力烃源岩,后期仍具有一定的溶蚀作用,溶孔是主要孔隙类型之一.对物性影响最大的胶结作用为伊利石、铁方解石和铁白云岩胶结,其中伊利石主要形成于早期沉积,云母水化,中后期黑云母蚀变、蒙脱石转化,杂基蚀变及长石溶蚀和钠长石化等,含铁碳酸盐大量出现于有机酸溶蚀之后,是中晚期孔隙继续损失的主要原因.     

基于决策树对致密储层流体识别的方法研究——以盐池地区长8储层为例

致密砂岩储层由于受到储层岩性和孔隙结构等多种因素影响，利用传统复杂的流体识别方法对油水层识别困难、识别效率低。基于传统的图版法、重叠法和测井法等识别方法综合测井响应特征，能够充分利用基础地质数据、测井资料以及油水关系识别流体性质。但是，致密砂岩储层性质不稳定且储层非均质性强，加之孔隙结构和油水关系复杂，导致识别效率低、人为主观性强，限制了识别效果。以盐池地区长8致密储层为研究对象，提出了基于决策树对致密储层流体识别的方法。该方法通过研究区测井响应特征以及储层流体特征，结合电阻率、声波时差、中子和密度等测井数据计算出研究区孔隙度、渗透率和含油饱和度等参数作为决策树的特征值，最后根据决策树原理计算出基尼指数，依据基尼指数越小准确度越高的原则建立决策树模型，对储层流体性质进行预测。结果表明，决策树预测结果准确率达到90%,与试油结果基本一致，验证了该方法对致密储层预测具有效性和可靠性。     

苏里格气田西区储层特征及影响因素分析

苏里格气田西区储层经历了长期的压实、胶结等破坏性的成岩作用,储层致密,预测和开发难度大.利用钻井、测井、测试等资料,通过储层岩石学特征、孔隙结构和物性等方面研究苏里格西区储层的特征,剖析储层的影响因素.结果表明,苏里格西区储层岩石类型主要是岩屑石英砂岩,孔隙类型以次生岩屑溶孔为主,孔隙度平均为7.2％,渗透率平均为0....     

胡尖山油田安212区延安组延10储层特征研究

通过岩心观察、铸体薄片、扫描电镜等方法对延10油层组储层特征进行了详细研究。安212区延10储层为低孔、低渗储层,主要发育辫状河亚相沉积,辫状河道为储层骨架砂体;砂岩岩性为长石石英砂岩和岩屑石英砂岩,孔隙类型以残余粒间孔和长石溶孔为主;储层物性特征明显受控于沉积相和成岩作用,沉积作用决定了储层砂岩颗粒粒度、成分,溶蚀作用增加了面孔率改善了储层物性,压实作用则降低了储层孔隙度,胶结作用对储层物性影响较为复杂。     

江汉油田油区储层非均质性研究

通过对江汉油田油区储层非均质性的分类、成因及层内非均质性特征等的分析,结合测井数据、经密闭取芯化验等资料,认为江汉油田油区储层总体属于大孔隙细喉道储层;油藏储层属中孔低渗储层类型,储层物性较好,孔隙度中等,渗透率较低,属于较好的储层;含油面积16.48km2,平均有效厚度9.2m。石油地质储量1 068万吨,该储量为一级探明开发储量;油藏类型为岩性、岩性-构造油藏,油层分布受岩性、物性及低幅度构造控制。