致密砂岩气藏负压差水相圈闭损害过程模拟

致密砂岩气藏具有低孔低渗透、高毛管压力、天然裂缝发育和超低含水饱和度等工程地质特征,存在明显的毛管自吸现象,即使在负压差条件下,毛管压力也会使水相逆流自吸进入储层,引起水相圈闭损害。选用鄂尔多斯盆地典型致密砂岩气藏相对低渗透(渗透率小于0.2×10~(-3)μm~2)、相对中渗透(渗透率为0.2×10~(-3)~0.5×10~(-3)μm~2)和相对高渗透(大于0.5×10~(-3)μm~2)的3类致密砂岩岩样,开展水相毛管逆流自吸实验和气驱水返排实验,模拟负压差条件下水相圈闭损害发生过程,探讨水相逆流自吸对气相渗透率的影响,评价负压差条件下水相圈闭损害程度。实验结果表明:负压差下水相逆流自吸对气相渗透率的损害呈现由岩样物性控制的阶跃式变化特征。同一负压差下,3类岩样气相渗透率损害率为26.5%~34.9%,平均损害率为29.8%;负压差越小,对毛管压力的克服作用越弱,毛管自吸越明显,水相进入岩心位置越深,引起的水相圈闭损害越严重。因此,在欠平衡钻井、完井和开发过程中,确定生产压差时应综合考虑安全作业、储层水相返排等因素。     

麻黄山油田低渗透率储层物性影响因素分析

为了分析麻黄山油田低渗透储集层的渗透率影响因素,从压汞实验入手,系统对比和分析了不同渗透率大小的样品的渗透率与压汞实验特征参数之间的关系,并进一步探讨了不同渗透率级别储集层渗透率的主要控制因素。结果表明:尽管低渗透率储集层的物性控制因素比较复杂,孔隙度、平均孔喉半径、喉道分选性是渗透率的主要控制因素。麻黄山地区储层孔渗关系复杂,渗透率与压汞曲线特征参数之间具有多种关系;对于渗透率小于10×10~(-3)μm~2的低渗储层,其渗透率的大小主要取决于喉道尺寸大小;对于渗透率大于10×10~(-3)μm~2的储层。其渗透率的大小取决于对渗透率起贡献的孔喉尺寸大小分布及其分选性。     

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。      

延长-延川东部探区上古生界有利储层主控因素研究

延长-延川探区上古生界主力含气层段由于非均质强,地质特征复杂,气藏勘探与开发难度较大。通过对储层物性及有利储层空间分布特研究认为,各层段平均孔隙度为5.69%,主要分布区间为4%～6%;渗透率平均值2.81×10~(-3)μm~2,主要分布区间为0.04×10~(-3-μm~2～0.1×10~(-3)μm~2之间,总体属特低孔、特低渗储集层。I类最有利储层主要集中于山2段与本溪组;在平面上,I类与Ⅱ类储层主要发育于水下分流河道内部或障壁岛中心部位,与砂体厚度呈正相关,所以本区气藏勘探与开发应优先寻找或动用砂体相对发育区带与层位。     

高含水油藏储层黏土矿物含量变化特征及其对开发的影响

化验数据分析表明,高邮凹陷高含水油藏储层黏土矿物含量差距较大,并且各类黏土矿物的相对含量也有巨大差异,认为形成该差异的主要原因为沉积环境和成岩作用。通过油藏开发初期取心井黏土矿物化验数据与近期密闭取心井数据对比发现,储层物性条件的好坏控制了长期注水后黏土矿物的变化程度,储层孔喉大小是控制各类黏土矿物相对含量差异的主要因素。通过水驱油实验分析,由于黏土矿物在储层中被冲蚀程度存在差异等原因,物性越好的储层注水后渗透率增加幅度越大,且当初始渗透率小于(380～420)×10~(-3)μm~2时,渗透率随注水增加而减小。黏土矿物变化规律研究为长期注水后储层的物性变化提供了理论依据,为剩余油的研究提供了可变地质模型。     

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。     

榆树林油田树2井区整体压裂裂缝参数优化

针对榆树林油田压裂方案存在的问题,根据树2井区块储层特征和现有开发井网与裂缝方位,采用等效导流能力方法,进行了多参数整体压裂数值模拟。结果显示,在储层有效渗透率分别为0.05×10~(-3)μm2,0.1×10~(-3)μm~2,0.2×10~(-3)μm~2和0.3×10~(-3)μm~2条件下,边油井最优穿透比分别为0.6,0.5,0.4和0.3,角油井分别为0.8,0.8,0.6和0.5,水井裂缝长度分别为0.4,0.4,0.3和0.3;油、水井裂缝导流能力为25~30μm~2·cm。低渗油藏水井裂缝长度应严格控制,要求的导流能力也较低,以免油井见水过早。     

生物酶驱油在七里村油田的应用

七里村油田主要开发层系为长6油层,储层埋藏浅,为多产层特低渗、低压、低产油藏。储层孔隙度平均8.71%,渗透率平均0.54×10~(-3)μm~2,平均采收率为7.9%。根据试验区注水开发现状,开展生物酶驱油试验,对试验效果进行了分析评价,为同类低渗透油藏注水开发提供了宝贵经验。     

合水地区长7致密油储层物性特征研究

通过铸体薄片和常规物性分析方法,对鄂尔多斯盆地长7致密油储层物性特征进行研究。研究结果表明,长7致密砂岩平均孔隙度为8.98%,平均渗透率值为0.134×10~(-3)μm~2,"高孔低渗"为其典型特征。     

鄂尔多斯盆地蟠龙油田长6致密砂岩储层特征研究

通过铸体薄片、扫描电镜、高压压汞等方法,对鄂尔多斯盆地蟠龙油田长6储层岩石学特征、孔隙类型、孔隙结构进行了研究。长6储层主要以长石砂岩为主,少量为岩屑长石砂岩。主要以残余粒间孔和长石粒内、粒间溶孔为主,孔隙度主要在3%～12%,均值为7.9%,渗透率中值为0.71×10~(-3)μm~2,是典型的致密砂岩储层。长6储层孔隙结构复杂,孔喉细小,根据压汞资料将长6储层细分为3种孔喉类型,并以Ⅲ类储层为主。     

鄂尔多斯盆地长7致密储层可动流体分布特征

鄂尔多斯盆地长7致密油资源丰富,储层地面空气渗透率小于0.3×10-3μm2,物性较差,可动流体饱和度是该类储层评价的关键参数之一。采用离心实验和核磁共振T2谱分析技术相结合的方法,开展了鄂尔多斯盆地长7致密储层可动流体分布特征研究,研究结果表明:一是长7致密储层单相可动水饱和度平均为39.40%,其中微米级(大于1μm)、亚微米级(0.1~1.0μm)及纳米级(小于0.1μm)可动水饱和度分别为2.2%、25.67%及11.52%;岩心束缚水下可动油含量平均为26.07%,其中微米级(大于1μm)、亚微米级(0.1~1.0μm)及纳米级(小于0.1μm)可动油含量分别为0.79%、9.48%及15.81%;可动流体主要分布在亚微米和纳米孔喉中。二是随着岩心渗透率的增大,可动水和可动油饱和度都增大;但不同喉道半径控制的可动流体饱和度增加幅度不同,喉道半径为0.10~0.5μm的可动流体饱和度随着岩心渗透率的增大都增大,且增幅最大,其次是喉道半径处于0.5~1.0μm的可动流体,喉道半径大于1.0μm的可动流体饱和度增幅最小,而喉道半径小于0.1μm的可动流体饱和度相对含量降低的趋势比较明显。     

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.     

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。     

基于恒速压汞技术的特低—超低渗砂岩储层微观孔喉特征

基于恒速压汞测试结果,对鄂尔多斯盆地延长组特低、超低渗砂岩储层的微观孔喉特征进行了分析,定量表征了孔喉特征参数的变化。结果表明,特低、超低渗储层的孔隙半径分布特征相似,介于100~200μm之间,峰值基本在140μm左右;相对于特低渗储层而言,超低渗储层的喉道分布范围更窄,小于1μm的喉道含量较高,变化更为敏感,孔喉半径比分布范围较宽,喉道进汞饱和度受渗透率影响较大;特低、超低渗储层孔喉特征的差异主要体现在喉道上。总体毛细管压力曲线表现出3个变化阶段,渗透率不同,各阶段受孔隙和喉道的影响程度也不同;处于中后期的超低渗储层更应注重喉道的开发。      

榆树林油田注入水悬浮颗粒浓度与粒径的确定

用压汞法测定了有代表性的榆树林油田储层岩心(Ka≈1×10-3μm2)的微观孔隙结构,构建了喉道半径、孔隙半径、孔喉半径比分布曲线。由所得孔隙结构数据,取喉道半径约1.275μm、Ka约1×10-3μm2的8个岩心进行模拟注水实验。模拟注水为仅含模拟悬浮颗粒(石英砂)的蒸馏水,石英砂的粒径(平均值和分布范围)用滤膜过滤法控制。岩心饱和模拟地层水后注入含一定浓度、一定粒径石英砂的蒸馏水,测岩心水测渗透率损失率。认为渗透率损失率超过30%时地层受到的伤害不可忽视。当石英砂半径上限为0.365μm,石英浓度增加至0.5mg/L时渗透率损失率增大至30%;当石英砂浓度为0.5mg/L,石英砂平均半径增加至0.5μm时渗透率损失率增大至30%。认为Ka为1×10-3μm2的榆树林油田注入水中悬浮颗粒浓度应小于0.5mg/L,粒径应小于1μm。讨论了颗粒堵塞多孔介质的机理。图7表1参5     

鄂尔多斯盆地安塞油田长6储层微观孔隙结构

利用铸体薄片、扫描电镜、恒速压汞、核磁共振、真实砂岩微观驱替实验等测试手段,对安塞油田长6特低渗透储层微观孔隙结构、可动流体饱和度特征进行了研究。结果表明:粒间孔对可动流体饱和度具有较大的贡献,溶蚀孔不利于可动流体的赋存,喉道大小、孔喉比、分选系数对可动流体饱和度影响大,而储层物性、面孔率、孔隙半径的影响微乎其微。利用真实砂岩微观驱替型实验得到:不同物性样品的驱替类型及驱油效率存在明显差异。渗透率大于1.0×10-3μm2的样品,孔隙类型为溶孔-粒间孔型,驱替类型为网状-均匀驱替,最终驱油效率为69.3%;渗透率0.5×10-3~1.0×10-3μm2的样品,孔隙类型为粒间孔-溶孔型,驱替类型为指状-网状驱替,最终驱油效率为43.8%;渗透率小于0.5×10-3μm2的样品,孔隙类型为微孔-溶孔型,驱替类型为指状驱替,最终驱油效率为32.9%。     

砂岩气藏衰竭开采过程中含水饱和度变化规律

基于四川须家河组气藏典型储集层物性特征,选择了渗透率分别为1.630×10-3μm2、0.580×10-3μm2、0.175×10-3μm2、0.063×10-3μm2的4组砂岩岩心,模拟研究含水砂岩气藏衰竭开采过程中(地层压力从20 MPa衰竭开采至废弃)含水饱和度沿程变化规律,结合岩石微观孔喉结构与毛管压力特征,分析了不同渗透率砂岩与水相的相互作用机理并由须家河组气藏2口井进行验证。研究表明:1砂岩储集层对水相捕集作用的大小与渗透率关系密切,储集层渗透率临界值为(0.175~0.580)×10-3μm2;2渗透率大于0.580×10-3μm2的储集层,岩石孔喉半径较大,毛管压力较小,岩石孔喉对水相的捕集作用小,孔隙内的一部分水在气相驱替作用下可以被驱替出来成为可动水;3渗透率小于0.175×10-3μm2的致密储集层,其孔喉细小,毛管压力较大,岩石孔喉对水相的捕集作用强,在气相驱替作用下,水相难以被驱替出来而滞留在岩石孔喉内,造成含水饱和度不降反升,因此对此类储集层,要严格控制合理生产压差,延长气井生命周期。图7表2参10     

断陷湖盆致密砂砾岩储层特征及主控因素

为了明确徐家围子断陷沙河子组致密砂砾岩储层发育特征和控制因素,通过岩心观察、薄片分析、电镜扫描、压汞分析和岩石物性测试等手段,对储层的岩石学、储集空间、沉积作用、成岩作用等与物性关系进行了分析。结果表明:砂砾岩储层富含长石、火山岩屑、填隙物等低成熟组分,分选差,岩石颗粒多常见线—凹凸接触;储集空间类型主要为长石溶孔、岩屑溶孔,其次为残余粒间孔、晶间孔、微裂缝;致密砂砾岩孔隙度多数小于6%,渗透率一般小于0.1×10~(-3)μm~2,平均孔喉半径0.01～0.14μm,排驱压力高,孔喉连通性差;储层特征受沉积和成岩作用共同控制,砂砾岩孔隙度与刚性、塑性组分含量密切相关,扇三角洲和辫状河三角洲河道砂体物性较好,强烈压实作用平均减少孔隙度15%～20%,有机酸溶蚀作用平均增加孔隙度4.7%,晚期胶结通过充填残余粒间孔和溶蚀孔平均减少孔隙度4.2%。     

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。     

岩心渗透率对微生物驱油效果及生长分布的影响

为揭示岩心渗透率对微生物驱油效果的影响规律,通过物理模拟的方法研究了不同渗透率条件下微生物在岩心中的生长代谢及驱油效果,并采用扫描电镜分析了岩心内部菌体的分布。研究表明,微生物激活生长以后能够产生驱油作用,渗透率为500×10~(-3)μm~2时微生物驱提高采收率最大(达6.6%),渗透率过高(1500×10~(-3)μm~2)或过低(100×10~(-3)μm~2)时微生物驱油效果均变差。渗透率过低时,孔吼半径较小,微生物无法通过孔吼进入岩心内部;渗透率过高时,菌体随产出液驱出,不能在岩心内部产生滞留作用。渗透率在100×10~(-3)~1500×10~(-3)μm~2范围内有利于微生物的生长吸附和滞留作用,此渗透率范围可以作为微生物驱油油藏渗透率筛选的依据。