吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩储集层流动孔喉下限

以页岩油物性为基础,针对确定页岩储集层流动孔喉下限时缺乏足够理论和实验支持的问题,开展岩心核磁共振实验、离心实验、流动实验和高压压汞实验,依据架桥理论和边界层理论,宏观与微观分析相结合,建立了页岩储集层流动孔喉下限的确定方法。明确了吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩储集层流动孔喉下限为50 nm,可动流体主要由半径为50~500 nm的孔喉贡献,半径大于500 nm的孔喉对可动流体的贡献不足10%。     

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。     

四川盆地磨溪地区寒武系龙王庙组缝洞型储集层分级评价及预测

利用四川盆地磨溪地区岩心、薄片、测井、地震、试井等资料,优选储集层分级评价参数,建立该区碳酸盐岩储集层多指标联合分级评价标准,明确优质储集层发育主控因素,结合FMI成像测井缝洞识别技术和储集层地震波形分类技术,有效预测了各级储集层空间展布。压汞实验明确研究区发育4类储集空间,利用优选的中值孔喉半径、缝洞发育带的有效孔隙度和有效渗透率、裂缝-溶蚀孔洞发育组合关系4个评价参数建立储集层分级评价标准,将研究区储集层分为Ⅰ级缝洞型优质储集层、Ⅱ级缝孔型中等储集层、Ⅲ级晶间孔型差储集层;结合构造位置、沉积相、后生成岩作用3个优质储集层发育主控因素,利用各级储集层地球物理响应特征和渗流特征,预测了各井区、各层段、各级别储集层展布。经钻井证实本次研究建立的分级评价标准和预测方法正确有效。     

济阳坳陷页岩油储层孔隙结构与渗流特征

微观孔隙结构是控制渗流特征的内在因素,渗流特征是微观孔隙结构的外在表现。借助高压压汞测试技术,获取表征页岩油储层孔喉大小、分布及连通性的微观孔隙结构参数,分析不同尺度孔喉对渗流能力的贡献程度。基于稳定流法,建立页岩油单相渗流曲线,分析岩石渗透率、地层原油黏度对渗流规律的影响。研究结果表明,济阳坳陷页岩油储层孔隙结构具有强非均质性特征,孔喉以亚微米-纳米级为主,纳米级孔喉连通的孔隙体积占比最大,参与渗流的主要为微米级孔喉(层理缝)和亚微米级孔喉。亚微米-纳米级孔喉是页岩油储层产生非线性渗流和启动压力梯度的主要原因,启动压力梯度随着流度的减小而增大,二者之间呈幂函数关系。建立页岩油储层极限泄油半径预测公式,可根据储层渗透率、地层原油黏度预测一定生产压差下页岩油可流动的最远距离,为井距设计或压裂裂缝间距优化提供参数依据。     

渤海湾盆地东营凹陷古近系沙河街组页岩油储集层微米—纳米级孔隙体系表征

针对渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷古近系沙河街组典型(块状、纹层状、层状)灰质泥页岩样品的微米—纳米级孔隙体系结构特征进行了系统研究。利用高压压汞法(MICP)检测多个连通孔隙体系,同时表征其孔隙度、渗透率和孔道迂曲度;采用不同样品(粒径500~841μm GRI(美国应用天然气研究所)标准的颗粒,边长1 cm的立方体,直径2.54 cm、高度2~3 cm的岩心柱),通过低压气体物理吸附、基质渗透率测定、高压压汞分析、氦气孔隙度测定、非稳态脉冲渗透率测定等分析方法测定泥页岩的孔渗参数。高压压汞法测得泥页岩样品平均孔隙度为(6.31±1.64)%,基质渗透率在(27.4±31.1)×10~(-9)μm~2,基于体积法的中值孔喉直径为(8.20±3.01)nm,孔隙主要分布在孔喉直径5 nm区域,孔喉比随着孔隙直径的减小而降低。具有层理的泥页岩样品的渗透率是泥页岩基质渗透率的近20倍。泥页岩纳米级(孔喉直径为2.8~10.0 nm)孔隙体系的几何迂曲度高达8.44,说明具有较差的孔隙连通性和输导流体的能力,会影响泥页岩油气的保存和开采。     

核磁共振与高压压汞实验联合表征致密油储层微观孔喉分布特征

通过设计算法程序,利用压汞实验得到的致密储层孔喉分布数据,校正优化了核磁共振实验T₂弛豫时间与孔喉半径的换算系数,提高了核磁共振表征孔喉分布的精度,建立了表征致密储层微观孔隙分布特征的核磁实验方法。该方法应用于松辽盆地南部白垩系致密油样品孔喉分布表征,不同含油饱和度样品孔喉分布数据表明,含油饱和度小于10%的样品孔喉集中在10~300 nm;含油饱和度介于10%~40%的样品孔喉集中在20~1 000 nm;含油饱和度大于40%的样品孔喉集中在20~3 000 nm。致密储层中不同级别微纳米级孔隙系统的发育控制了致密油含油性。      

基于流动单元的测井储层参数解释模型

油气储层普遍存在非均质性,但在常规测井解释中只以砂层组或单砂层作为解释单元,而忽视了砂层内部的物性及渗流特征的差异,造成储集层测井解释的精度不高.储集层流动单元是一个横向和垂向上连续的储集带,它作为地下流体渗流的基本单元,综合反映了储集层的岩性、物性及微观孔喉特征.在不同类型的流动单元内建立不同的渗透率测井解释模型,模型计算出的渗透率的准确度更高,且反映了储集层沉积特征和非均质性,为地质建模提供了可靠的渗透率参数.     

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^-3 μm²,主流孔喉半径大于1 μm;Ⅱ类渗透率为（0.5~1）×10^-3 μm²,主流孔喉半径为0.7~1 μm;Ⅲ类渗透率为（0.3~0.5）×10^-3 μm²,主流孔喉半径为0.5~0.7 μm;Ⅳ类渗透率小于0.3×10^-3 μm²,主流孔喉半径小于0.5 μm。致密储层孔隙结构以Ⅲ、Ⅳ类为主,具有孔喉细小,渗透性较差,岩心的孔隙分选性相对较好的特征,形成了一种简单有效的预测致密岩心微观孔隙结构分布规律的经验方法,能够为快速认识致密油藏微观孔隙特征提供支撑。     

核磁共振录井参数与孔隙结构关系及其在长庆油田的应用

实验室的孔隙结构特征主要通过压汞曲线及孔喉半径频率分布图体现,而核磁共振t_2谱是岩心样品中不同孔隙流体核磁共振衰减信号叠加并经数学反演而成,能够反映孔隙结构特征。从理论上分析两者之间存在着关联性,通过研究核磁共振资料与压汞曲线及孔喉半径之间的关系,建立长庆油田储集层核磁共振t_2谱转换孔喉半径及压汞曲线方法,转换后与压汞资料具有较好的吻合性;通过研究核磁共振资料与表征孔隙结构的孔喉半径中值、排驱压力和分选系数之间的关系,建立长庆油田储集层核磁共振录井参数与孔隙结构之间的对应关系,实现两者定量转换,进而应用核磁共振录井资料可以评价储集层的微观孔隙结构,为录井从储集层微观角度进行油气层解释评价提供了依据。     

低渗、特低渗储集层微观孔隙结构分类表征——以延长油田延长组长2段和长6段储集层为例

利用恒速压汞等实验资料,对延长油田低渗、特低渗储集层的微观孔隙结构及微观油水分布规律研究结果表明,喉道是决定开发效果的关键因素,储集层渗透率主要由平均喉道半径和单位体积有效喉道个数共同控制,单位体积有效喉道体积、主流喉道半径、最大连通喉道半径对渗透率的影响程度依次减弱,与喉道进汞饱和度无关。孔喉半径比与孔隙度的相关性较差,而与渗透率呈较强的负相关关系。随着孔喉半径比不断减小,喉道发育程度不断转好,流体的渗流能力不断攀升,地层中的油气容易流经喉道被驱替出来,但是孔喉半径比与孔隙度的相关性并不明显,孔喉半径比不随孔隙度的改变产生规律性变化。     

吉木萨尔凹陷芦草沟组混积型页岩油可动性实验

为确定吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油藏储集层孔喉结构及其原油可动性,利用薄片、扫描电镜、高压压汞等划分储集层;通过驱替与核磁共振联测实验,开展页岩油可动性评价,揭示可动油占比、孔径变化规律及其控制因素,建立页岩油可动性定量评价模型。芦草沟组发育粒间孔型、粒间-溶蚀-晶间孔型、溶蚀孔型、溶蚀-晶间孔型和晶间孔型5类储集空间。粒间孔型发育在粉—细砂岩相和砂质白云岩相中,可动性最好;溶蚀孔型主要发育在白云质粉砂岩相中,可动性中等;其他类型主要发育在泥岩相、泥质白云岩相和石灰质砂岩相中,可动性稍差。厘定页岩油可动孔喉下限为20 nm,可动性明显提高的孔喉界限为60 nm和150 nm,试油产能与之对应较好。页岩油赋存特征和孔喉结构共同影响页岩油可动性,粉—细砂岩相和白云质粉砂岩相的孔喉及页岩油赋存均最佳,为芦草沟组页岩油最有利开发岩相。     

长7致密砂岩微观孔喉结构测试及特征

以岩心观察、测井、分析试验等资料为基础,探讨了鄂尔多斯盆地湖盆中部长7致密砂岩储层微观孔隙结构测试方法及特征.研究区致密储层以（岩屑）长石砂岩为主,沉积物粒度细,软组分含量高,可见孔面孔率低,多物源沉积造成孔隙结构及成岩作用具有明显差异;储层物性差,孔隙度介于4 ％～10％,平均约为9.12％,90％以上样品渗透率小于0.3× 1 0^-3μm^2介于0.16～0.25× 1 0^-3μm^2研究区裂缝发育;采用高精度扫描电镜、纳米CT等方法结合常规测试,实现致密砂岩储层微米-亚微米-纳米级多尺度孔喉精细识别,采用图像分析法-恒速压汞-高压压汞相结合的方法,建立起了致密砂岩储层孔喉定量化评价方法;测试结果表明：研究区致密砂岩储层微米级孔隙占比约为25％,亚微米级孔隙约为35.9％,纳米级约为30％.储层喉道半径小,孔喉比大,盆地致密储层发育纳米级喉道,主要分布在20～300 nm、配位数较低,孔喉系统复杂,孔喉网络系统由多个独立连通孔喉体构成.孔喉特征参数中最大连通喉道半径、孔喉均值、孔喉分选系数等与物性具有一定相关性,其中最大连通喉道半径与渗透率相关性密切,相关系数为0.918.     

致密砂岩气藏渗透率定量评价新方法及应用——以东海陆架盆地西湖凹陷X气藏为例

东海陆架盆地西湖凹陷X气藏发育低孔特低渗储层,由于孔隙类型多样,结构复杂,常规孔渗关系变化繁杂,传统的孔渗关系统计回归方法以及常规测井解释方法计算的储层渗透率精度较低,不能满足低孔特低渗储层渗透率评价需求。孔隙结构直接制约储层的渗流特性,岩心压汞毛细管压力实验资料能够定性区分不同孔隙结构的储层,通过计算出样品的流动单元指数(FZI),得到3种不同类型储层的流动单元指数范围,然后建立岩心流动单元指数和测井曲线之间的关系,通过KNN(K类最近邻)算法计算出未取心层段的流动单元指数值,根据分类建立不同类型储层的渗透率计算模型。研究结果表明:①压汞资料和流动单元指数两者相互验证对储层分类更加准确;②新方法计算的渗透率与岩心分析渗透率吻合较好,较常规孔渗关系计算的渗透率精度高,渗透率平均相对误差在30%以内。     

用分形几何法预测毛管压力曲线

利用分形几何学的原理和方法,实现了利用常规岩心分析资料如孔隙度和渗透率等反演毛管压力曲线(建立孔喉体积分布预测模型),通过实际资料验证,该方法预测结果精度较高。而毛管压力曲线中包含了大量储集层信息,有一系列的地质应用,包括:计算储集层的相对渗透率;计算任意区间渗透率的贡献值;分析评价储集层的非均质性;确定流动孔喉半径下限值;划分储集层与非储集层并对储集层进行定量评价;对油层流动空间的有效性定量评价;计算储集层原始含油饱和度等,为非取心井段的孔隙结构研究及储集层研究与评价开辟了新途径。     

准噶尔盆地吉木萨尔页岩油不同温压CO2吞吐下可动性实验研究

准噶尔盆地吉木萨尔页岩油储集层主要发育微纳尺度孔喉裂隙系统,同时油质黏稠,动用难度大,注CO₂吞吐是提高采收率的重要技术。为了认清吉木萨尔页岩油储层注CO₂吞吐下的可动性规律,对该区芦草沟组45块岩心进行了研究。储层岩性为云屑砂岩、砂屑云岩和岩屑砂岩;储层覆压孔隙度介于2.0%～22.7%之间,平均为11%,覆压渗透率平均为0.01×10-3 μm2,小于0.1×10-3 μm2的样品占比达90%以上。根据岩心物性分类,选取20块岩样开展核磁实验,对页岩油低场核磁共振实验测量的6个关建参数进行了优化;通过将页岩油压汞实验数据和低场核磁共振实验数据对比,在对数坐标下建立了页岩岩心的T₂值与孔隙半径之间的线性关系,通过T₂谱定量获得了页岩的孔隙半径分布。在此基础上,在不同温压条件下开展9种CO₂吞吐实验,结合采收率、动用程度等指标分析得知,半径小于300 nm的小孔隙中页岩油难以动用,300～1 000 nm的中孔隙和大于1 000 nm的大孔隙中页岩油动用程度相对较高,且随着温度和压力的提高而增大。      

大港油田沙一下亚段页岩油储层高压压汞与氮气吸附实验

为了较全面地表征大港地区页岩油微观孔隙特征,以渤海湾盆地黄骅坳陷歧口凹陷东营组沙一下层系页岩为研究对象,应用高压压汞、低温氮气吸附的实验手段,研究了大港页岩油储层微观孔隙结构特征,并对储层做出综合评价.结果表明:与长庆致密砂岩储层相比,大港页岩油储层纳米级孔喉占比较高,孔喉更加微细,渗流能力主要来自亚微米级孔喉,排驱压力高,最大进汞饱和度低,可动用性差,开发难度大.     

济阳坳陷古近系致密储集层孔喉结构特征与分类评价

综合利用铸体薄片、常规压汞、恒速压汞、微纳米级CT扫描等资料,研究了济阳坳陷古近系致密砂岩和砂砾岩孔喉结构特征并进行类型划分。首先利用铸体薄片资料分析致密储集层物质组成和结构特征,然后利用常规压汞、恒速压汞和微米级CT扫描等测试手段研究致密储集层的孔喉结构特征,并对10个孔喉结构参数开展系统聚类分析,结合分类结果与试油成果,建立古近系致密储集层的分类方案。研究认为,济阳坳陷古近系致密储集层具有大孔微喉的特征,孔隙为微米级,喉道为次微米级—纳米级,孔喉半径比变化较大。致密储集层的渗透性受喉道半径控制,孔隙与喉道半径差别越小、孔喉分布均值性越好,渗透性越好。不经过压裂改造措施就能够产出工业油流的致密砂岩和致密砂砾岩的孔喉半径均值的下限分别为0.6μm和0.8μm,需要经过压裂改造措施后才能够产出工业油流的储集层孔喉半径均值为0.2～0.6μm,孔喉半径均值小于0.2μm的储集层为现有压裂改造措施条件下的无效储集层。由此对不同类型致密砂岩和砂砾岩储集层进行分类评价,在勘探评价中得到良好应用。图9表5参34     

鄂尔多斯盆地长7段致密油成藏物性下限研究

鄂尔多斯盆地延长组长7段致密砂岩储层在湖盆中心大面积分布,成藏期的储层物性下限是决定油气是否充注储层的重要参数。运用恒速压汞和纳米CT扫描技术分析了长7段湖盆中心渗透率小于0.3×10-3 μm2、孔隙度小于12%的致密砂岩储层的物性及微观孔喉特征。结果表明,其平均孔隙半径为160μm,喉道半径不超过0.55μm,均值为0.33μm。在分析致密油成藏期储源压差、原油物理性质及盆地流体特征的基础上,结合致密储层油气驱替模拟实验及最小流动孔喉半径法,综合确定了研究区长7段致密油成藏期油气开始充注时的孔喉下限为14 nm,孔隙度下限为4.2%,渗透率下限为0.02×10-3 μm2,要达到含油饱和度超过40%而实现致密油的大面积连续分布,孔喉半径下限应为0.12μm,孔隙度下限为7.3%,渗透率下限值为0.07×10-3μm2。      

鄂尔多斯盆地延长组长7段致密储集层测井评价

以鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段致密储集层为研究对象,结合核磁实验及CT扫描,利用随机游走法开展横向弛豫模拟,进行致密储集层微观孔喉评价;利用测井曲线的光滑程度计算模型评价致密储集层砂体结构,通过多井分析,并结合试油井资料的刻度,建立基于砂体结构的致密储集层产能分级图版进行致密储集层评价。从孔隙级别判断分析储集层品质,比较数值模拟计算T2(横向弛豫时间)谱与样品核磁实验T2谱确定横向表面弛豫速率ρ2,再根据油气校正后的核磁测井曲线获得致密储集层孔喉半径分布。长7段储集层产能与砂体结构关系明显,块状砂体岩性、物性和含油性分布越均匀,对应测井曲线越光滑,往往具有高产油流。利用致密储集层测井评价方法,并根据致密储集层产能分级图版,划分姬塬油田W井区致密油甜点区,将评价结果与试油数据对比,准确率高达94.7%。     

联合高压压汞和恒速压汞实验表征致密砂岩孔喉特征

文中利用铸体薄片、扫描电镜、高压压汞和恒速压汞技术,定量研究了四川盆地下志留统小河坝组致密砂岩储层的孔喉结构特征。通过联合高压压汞和恒速压汞实验,有效表征了小河坝组砂岩的总孔喉大小,其中孔隙半径为50~260μm,喉道半径为0.004~50.000μm。总体而言,致密砂岩渗透率(K)主要受控于小部分(小于40%)较粗的孔喉。对于渗透率良好的致密砂岩(K>0.1×10^-3μm^2),较大的微孔和中孔是渗透率贡献的主体;反之,渗透率则主要受控于较大的纳米孔。此外,尽管大量小孔喉(半径小于0.1μm)对储层孔隙度和渗透率都有一定贡献,但对前者贡献远大于对后者贡献。