新型流体取样技术在高温高压低孔渗气田的应用

引入目前最新型的速星(Saturn)流体泵抽取样技术,对其在南海东方区一口高温高压井中流度为0.24×10-3μm2/(mPa·s)的极低孔渗储层成功取样进行了案例分析,指出该技术对识别低孔渗地层流体性质及评价低孔渗油气藏有着重要意义。由于目前常规的流体取样设备难以实现,DST测试成本又太高,针对这种情况,可以采用速星(Saturn)泵抽流体取样技术,该技术对盘活低孔渗油气田,了解低孔渗储层物性及进行油气藏评价、储量估算有很重要的实际应用价值。特别是针对南海气田存在的很多低孔渗非烃储层(流度一般小于5×10-3μm2/(mPa·s)),流体识别尤其重要。     

特低渗透油藏CO_2驱油室内实验与矿场应用

延长石油特低渗透油藏储量丰富,注水开发中存在易水敏、注水困难等问题。CO_2驱能有效补充地层能量,改善地层原油性质,进而提高油藏采收率。利用CO_2-地层原油接触实验、岩心渗流和驱替室内实验,描述CO_2-地层原油两相渗流特征,分析CO_2驱油机理和驱油特征,并在靖边特低渗油藏进行了矿场实验。研究表明,特低渗储层CO_2-原油油气两相共渗范围大,CO_2具有降低原油黏度,使原油体积膨胀等作用,非混相驱和混相驱均可较好地开发特低渗透油藏,其中生产井见气前与低气液比阶段是油藏主要生产期。CO_2驱矿场试验表明,特低渗透油藏注气能力是注水能力的2倍,注气能快速有效补充地层能量,增加油田产量,目前试验区生产整体呈日产液、日产油上升态势。     

新疆塔河油田下奥陶统碳酸盐岩缝洞型油气藏特征

塔河油田奥陶系油气藏位于塔里木盆地沙雅隆起阿克库勒凸起西南部斜坡,是一个储量近2×108t的超大型油气藏.自1997年发现以来,经2年多的滚动勘探开发,已建成产能200×104t.油气藏的储集层属古风化壳碳酸盐岩叠加改造缝洞型储集体,纵向上可划分为3个叠加-改造岩溶作用带(风化残积表生岩溶带、渗流加潜流岩溶带、潜流岩溶带),是基岩经历多次构造运动抬升并多次产生岩溶改造而成,因而纵向上多期岩溶作用(表生、渗流、潜流)叠置,并在平面不同位置叠加改造,形成了非常复杂、纵横向储集性能变化极大的缝洞型储集体,在距风化壳顶面之下250m深度以内呈层状展布,非均质性极强.储集体为泥、微晶灰岩,基质岩块不具孔渗能力,储集空间以缝洞为主,发育受古构造、古岩溶地貌及水系发育等控制,平面上形成多个组合类型.受储集体控制,油气层也呈层状展布.古风化壳缝洞型油气藏类型有层状凝析气藏、层状凝析气顶层状油藏、低饱和重质油藏,均属正常温压系统,具多期成藏特点,无统一底水,以弹性驱和溶解气驱为主,多数单井经酸压产量高.图3表4参1(张希明摘)     

南皮斜坡孔二段油气分布规律及主控因素分析

南皮斜坡是渤海湾盆地沧东凹陷南部的大型继承性斜坡。以地层岩性油气藏勘探理论为指导,开展斜坡控砂机理和油气成藏规律研究。研究认为,该区高斜坡发育常规砂岩储层构造及岩性油藏;中斜坡发育低孔、低渗储层岩性油藏;前端及古湖盆中心形成致密油藏,３ 类油藏顺序分布,叠合连片。以此认识为指导,实现了该区岩性油气藏勘探突破与规模增储。     

低孔渗油气富集区优质储层形成条件及相关问题

低孔低渗 (孔隙度一般小于 1 2 % ,渗透率大多在 1× 1 0 - 3μm2左右 )性质的碎屑岩作为储层的油气藏是我国中西部地区稳定克拉通盆地或者叠合盆地中最主要的油气藏类型。但是 ,通过近几年的勘探实践发现 ,在低孔低渗含油气区中 ,仍有具优质储集层的高产油气藏存在。从优质储层的构造、沉积和成岩等几个方面讨论了这些优质储层的形成条件、阐述了描述和识别优势储层的原则和方法基础。认为储层的原始物质组成和结构是影响其物性特征的最关键因素、先天母质条件是优质储层之本源 ,并认为从构造和沉积环境条件入手阐明优质储层的成因至关重要     

大庆头台地区扶余油层无效缝对开发效果的影响

从储层无效缝的概念入手,简述了储层无效缝的形成机理,深入研究了储层无效缝对开发效果的影响,特别是对储层的储油能力和产油能力的影响.不同的孔参关系类型:微缝-正常孔渗关系类型所反映储层的渗流能力最强,储油能力、产油能力最好;微缝-次生矿物充填型孔渗关系反映储层储油能力好,渗流能力中等,产油能力次之;正常的孔渗关系类型反映储层渗流能力、储油能力最差,产油能力最低.     

不同岩性储层的微观孔隙特征

油气藏储层的微观孔隙结构特征与分布规律决定了储层的储集能力、渗流能力以及渗流机理与渗流规律,储层岩性不同其对应的微观孔隙结构特征与分布规律一般也存在较大的差别,储层的开发动态其实就是微观孔隙渗流特征的宏观体现。通过运用压汞实验与核磁共振实验测试技术,重点研究了低渗砂岩、火山岩和碳酸盐岩储层的微观孔隙大小、数量、结构和分布规律及其与宏观孔、渗物性参数的对应关系。研究结果显示3种不同岩性储层的微观孔喉分布规律差异明显:低渗砂岩储层孔喉发育、数量多,大孔喉占比多,连通性好,分布均匀,是典型的中孔-中喉型储层;火山岩储层孔喉更加发育、数量更多,大孔喉占比少,连通性较好,但分布不均,是典型的小孔-细喉型储层;碳酸盐岩基质储层孔喉极不发育、数量很少,且集中分布在大、中孔区间,含有少量溶蚀孔洞,连通性差,是典型的大孔-细喉型储层。该研究成果可以合理解释不同岩性储层的储渗能力及其对应的气井生产动态与开发效果,对于油气藏合理有效开发具有重要的理论指导与实践意义。     

曙古1油藏停注降压开采机理研究及效果评价

碳酸盐岩潜山油藏储层孔隙主要为裂缝和溶洞，其中溶洞是主要的储集空间，裂缝是主要的渗流通道。为了控制曙古1油藏含水上升，通过降低注采比，降低地层压力，充分利用底水能量驱油，在基质孔隙和缝洞系统之间建立起有效压差，动用基质孔隙和微小裂缝中大量剩余油，从而改善了油藏开发效果。     

川中潼南地区须二气藏多参数储层预测

碎屑岩油气藏是四川盆地油气勘探的主要对象之一。随着勘探难度的增大,地震勘探从寻找构造油气藏进入寻找岩性的、地层—构造复合的隐蔽性油气藏。但实际钻探出现的失误昭示:碎屑岩储集体具有较强的非均质性,无论纵横向、厚度和物性变化都较大,而且大多具有典型的低孔低渗~特低孔特低渗特征,储层识别存在较大困难。从分析潼南合川地区须家河组储层特征入手,对储层段的地震响应模式,储集体的精细描述以及流体检测等进行综合研究,提出多参数储层预测的综合技术,经后钻的2口井检验,储层有效厚度预测与实际钻井资料对比符合情况较好。     

青西油田下白垩统下沟组储集层特征

青西油田下白垩统下沟组(K1g)为深层裂缝-孔隙型砾岩储集层,油藏埋深4200～4600m,基质孔隙度小于8%,基质渗透率小于1×10-3μm2.由于砾岩储集层内高角度裂缝发育,改善了它的渗流性能。针对这类低孔、低渗透储集层,通过岩石成分、孔隙类型及组合、孔隙结构、核磁共振、测井评价及测试等技术,并结合裂缝平面预测结果,进行储集层预测,取得了良好的效果。     

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。     

致密砂岩气藏储层物性上限界定与分布特征

致密砂岩气成藏形成过程受到砂岩储层低孔、低渗特点的控制,人们已经认识到只有在某一上限值以下的储层中才会形成大面积低丰度的致密砂岩气聚集,但这一界限值一直缺少公认的标准。通过收集国内外典型致密砂岩气藏实测储层物性数据,经过统计分析,研究致密储层渗透率、孔隙度分布规律,总结致密物性的形成原因和致密砂岩气成藏特征。数据分析结果表明国内外典型致密砂岩气藏常规测试渗透率有超过80%的数据点小于0.1×10^-3 μm²。经过校正的原地渗透率值比常规渗透率低一个数量级。据此可以用常规渗透率0.1×10^-3 μm²作为致密砂岩储层物性上限,具有合理性和可操作性。通过统计全球致密砂岩气藏数据,认识到致密砂岩储层形成环境多样,深度跨度大,地质年代差异大。构造活动、沉积环境和成岩作用是形成储层致密的主要原因,但在各个盆地具体表现各有不同。通过气源、构造活动强度和储层致密程度可以圈定致密砂岩气的分布范围。     

渤海湾盆地冀中坳陷饶阳凹陷沙一下亚段页岩油可动量评价

以渤海湾盆地冀中坳陷饶阳凹陷沙一下亚段页岩油储层为例,对不同埋深层状和块状泥页岩储层岩心样品开展有机碳、热解和孔隙度等实验分析,结合研究层段测井曲线,弄清储层岩石压缩系数、原油压缩系数、地层水压缩系数和原始含油饱和度随深度的变化特征,确定块状和层状泥页岩储层最大天然可动油量随深度的变化特征。研究表明：除了在2 500 m未熟油阶段有一段高值区之外,沙一下亚段块状和层状泥页岩储层中弹性驱可动油量和溶解气驱可动油量均随深度增加而增大。块状储层弹性驱可动油率明显大于层状样品,其溶解气驱可动油率略小于层状储层。但单位体积块状泥页岩储层弹性驱可动油量、溶解气驱可动油量分别略小于和明显小于层状样品。块状和层状泥页岩储层弹性驱可动油量平均值分别为0.13×10^-3 t/m³和0.14×10^-3 t/m³,溶解气驱可动油量平均值分别为0.56×10^-3 t/m³和1.27×10^-3 t/m³。     

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西湖凹陷苏堤构造带花港组油层储集岩主要为岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩、长石石英砂岩 ,岩屑含量较少 ,岩石成分成熟度和结构成熟度均较高。孔隙度在 2 .2 7%～ 30 .89%之间 ,平均 19.2 6 %。渗透率在 ( 1.6～16 98.13)× 10 -3 μm2 之间 ,平均 318.2 8× 10 -3 μm2 。花港组砂岩储集岩的储集空间主要为孔隙 ,仅见少量裂缝。孔隙结构可以划分为 3类 ,Ⅰ类孔隙结构储层毛细管压力曲线具有较明显的平直段 ,孔喉较粗 ,为良好储层 ;Ⅱ类孔隙结构储层毛细管压力曲线基本为斜线 ,歪度略偏细 ,属较好的储集岩 ;Ⅲ类孔隙结构储层毛细管压力曲线基本为直线 ,孔隙度、渗透率较小 ,为极差或非储层。主要的成岩作用有机械压实、胶结、溶蚀等 ,大部分储集岩的变化发生在晚成岩作用阶段 ,对油气生成、进入影响不大     

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长庆气田陕１４１井区属于鄂尔多斯盆地靖边三角洲的一部分，上古生界天然气藏的储集体为三角洲平原分流河道砂体及三角洲前缘水下分流河道砂体，河口砂坝相沉积。集集空间主要是充填剩余袜间孔和次生溶蚀孔及微裂缝 。     

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四川西部新场上侏罗统蓬莱镇组储层物性和孔隙结构与低孔渗的上三叠统—中侏罗统致密砂岩比较，其储集条件明显变好，孔隙度一般为１５％～１８％，平均渗透率３６３×１０－３μｍ２，属致密型向常规型过渡的储层类型。储层砂体厚度自西向东有增厚的趋势，储集性也逐渐变好，但总体差异不大；有四种基本孔隙类型，孔隙宽度服从正态分布；从Ⅰ类储集岩到Ⅳ类储集岩，孔隙结构由好变坏、毛细管压力由粗歪度变为细歪度、排驱压力和饱和度中值压力由小变大、孔喉半径依次变小、储渗性依次下降，直至变为非储集岩。储渗性主要受方解石含量和粘土矿物产状的影响。     

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。     

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平落坝须二气藏属断层—构造圈闭类型边水气藏。气藏原始地层压力 42 1 56MPa ,地层温度1 0 0 1 6℃ ;储层埋深 341 9 0 0～ 3845 0 0m ;岩性为细—中粒长石石英砂岩及岩屑砂岩和长石砂岩 ;储层基质物性 ,岩心分析平均孔隙度为 3 42 % ,平均渗透率为 0 1 61 8× 1 0 - 3μm2 ,非均质系数为 44 1 4～ 494 53;裂缝发育 ,试井解释结果 ,渗透率是岩心渗透率的 54 56～ 2 0 72 77倍 ,属孔隙—裂缝型储层。须二气藏自 1 990年开采以来 ,经多项综合研究和开采证实 ,须二气藏为统一的水动力系统 ,且边水不活跃 ,气井原始地层压力具有先期压降特征 ,且连通性很好。天然气中甲烷 96 0 %～ 97 0 % ,相对密度为 0 570～ 0 575,气质好 ,不含硫化氢 ,天然气储量为数百亿立方米 ,采用多种方法计算结果 ,天然气储量数值相对误差仅 0 2 9%。根据现有的 1 1口生产气井 ,经多次试井测试及生产证实 ,天然气产能较高。须二气藏天然气储量及储量丰度是四川盆地目前天然气储量大、储量丰度高的天然气藏之一。     

东营凹陷沙河街组近岸水下扇低渗储层成因

为了阐明渤海湾盆地东营凹陷北部陡坡带近岸水下扇低渗储层成因,应用岩心和储层分析资料,通过储层岩石特征、成岩作用、成岩序列和孔隙演化及其控制因素分析,指出东营凹陷北部沙河街组近岸水下扇砂体由长石砂岩、长石质岩屑砂岩等构成,储层经历了较强机械压实作用、碳酸盐胶结作用、碳酸盐和长石溶解作用等成岩作用,现储层埋深1 700~3 500 m,处于中成岩演化阶段,总体形成了中低孔低渗（孔隙度平均为11.3%,渗透率平均为23.12×10^-3 μm²）储层。储层中低孔低渗主要受控于较强的压实作用和较强的碳酸盐胶结作用,但溶蚀成岩作用对于改善储层质量起到了重要作用。主要在2 900~3 200 m深度段,有机酸对砂岩长石颗粒的溶蚀,形成的粒间和粒内孔隙不仅增加了孔隙度,而且提高了储层渗透率,改善了储层质量（孔隙度可达到25%,渗透率达到1 000×10^-3 μm²）。显然,发现溶蚀作用及其形成的次生孔隙发育深度段对于预测有利储层是非常重要的。     

准噶尔盆地南部霍玛吐构造带古近系紫泥泉子组储层发育特征与控制因素分析

油气勘探与评价结果表明,储层发育的复杂性是除复杂构造变形特征与构造样式之外控制准南前陆盆地霍玛吐构造带油气成藏与油气分布的另一重要因素。从沉积相和岩石学特征入手,结合常规薄片观察、扫描电镜、压汞实验等分析成果,对霍玛吐构造带古近系紫泥泉组储层特征进行分析研究。结果表明,紫泥泉子组三段储层岩性主要为细砂岩和粉砂岩,岩石粒度偏细。由于沉积作用和成岩作用的共同控制,决定了霍玛吐构造带3个构造储层物性的差异性：玛纳斯背斜储层物性最好,孔渗分布模式呈现“后峰型‘’;霍尔果斯背斜储层物性中等,孔渗分布较均匀,呈现“双峰型”;而吐谷鲁背斜储层物性最差,孔隙度分布略呈现“双峰型‘’,渗透率分布则呈现“前峰型”。