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。     

鄂尔多斯盆地华池地区长8段致密砂岩储层微观孔隙结构及流体可动性

为了深入研究鄂尔多斯盆地华池地区致密砂岩储层微观孔隙结构特征及储层流体可动性，优选长8段10块典型致密砂岩样品，分别开展铸体薄片、扫描电镜、X衍射、高压压汞和核磁共振等实验，分析不同孔隙结构和孔喉类型条件下的流体可动性及其影响因素。结果表明：华池地区长8段储层主要发育残余粒间孔、溶蚀孔和晶间孔3种孔隙类型；根据毛细管压力曲线形态和排驱压力大小，可将研究区储层孔隙结构划分为Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类，对应的储层物性和流体可动性依次变差；不同孔喉类型对应的可动流体赋存特征存在较大差异，中孔喉和小孔喉是研究区储层的主要孔喉类型，同时也是储层可动流体的主要赋存场所；致密砂岩储层微观孔隙结构是影响流体可动性的主要因素，此外，储层流体的可动性还受储层物性和黏土矿物含量的综合影响。研究成果为华池地区致密砂岩储层的质量评价、油气资源评估和高效开发提供了理论依据。     

致密储层物性下限研究——以川西新场大邑为例

致密储层物性下限因储层致密、裂缝发育、试油气资料少而较难研究确定.通过对新场、大邑须二段致密储层及其裂缝发育特征的研究,分析了致密储层主要有孔隙型与裂缝-孔隙型两种不同类型的储层.以试气法研究确定新场须二段致密储层下限为基础,在对全直径产能模拟法进行理论分析基础上,通过新场、大邑地区样品实验分析,利用全直径产能模拟法对孔隙型储层与裂缝-孔隙型储层分别进行了储层物性下限研究与确定,明确了两种类型的储层物性下限是不同的.分析认为全直径产能模拟法可以研究确定致密储层物性下限,而且在缺乏试油气资料时极大地代替研究储层物性下限,为储层评价与钻采开发提供有价值的研究成果与技术支撑.     

断陷湖盆致密砂砾岩储层成岩作用及其对孔隙演化的影响

为了明确松辽盆地北部徐家围子地区沙河子组致密砂砾岩储层成岩作用对孔隙演化的影响,通过普通薄片鉴定、铸体薄片观察、扫描电镜和X-衍射测试方法,在砂砾岩储层岩石学与成岩作用分析的基础上,建立了砂砾岩成岩作用与孔隙演化的定量关系模式。结果表明,沙河子组砂砾岩储层的岩石成分复杂、成熟度低、物性差;砂砾岩储层的成岩作用类型丰富,压实作用、胶结作用和溶蚀作用较为常见,对孔隙度影响较大;破裂作用、交代作用和重结晶作用对储层孔隙度影响较小。通过成岩作用与储层孔隙度关系的定量研究,认为压实作用对孔隙度破坏最大,平均减孔24.7%,是砂砾岩储层致密的主要原因;溶蚀作用改善储集性能,平均增孔4.2%,延缓了砂砾岩储层的致密化过程;胶结作用充填残余粒间孔隙,平均减孔5.3%,是砂砾岩储层致密的关键。砂砾岩储层的现今孔隙度是早期压实、中期溶蚀和晚期胶结综合作用的结果。      

基于多参数融合的致密储层有效性综合评价方法研究

准确确定致密储层有效性下限和建立有效性标准对于致密油有效储量估算及增产有着重要意义。基于卷积神经网络、多元统计分析等方法建立致密储层岩性识别及岩石物理相解释模型;在储层特征描述的基础上结合岩石物理相分类建模与孔隙结构评价,建立多参数融合的致密储层有效性评价方法。实际资料处理结果表明,建立的岩性识别方法预测结果准确率较高,有效性综合评价结论与试油试采资料相吻合。该文综合考虑影响致密储层有效性的主要因素,结合致密储层岩性、物性与孔隙结构类型等建立的综合评定方法,能有效应用于致密储层有效性综合评价。     

鄂尔多斯盆地长7油层组有效储层物性下限的确定

鄂尔多斯盆地长7油层组在湖盆中心大面积连续分布,孔隙度主要分布在4%~12%,渗透率一般小于0.3m D,属于典型的致密砂岩储层。而划分致密油含油边界关键技术之一是确定有效储层的物性下限。在测井解释、试油数据、储层物性分析等地质资料的基础上,根据统计学原理和超低渗透油藏流体渗流机理,分别采用经验统计法、物性试油法、孔隙度—渗透率交会法、油气驱替模拟实验法以及最小流动孔喉半径法5种方法,对该区有效储层物性下限展开研究。经过研究和综合对比,确定了长7油层组有效储层物性下限值为孔隙度5.7%、渗透率0.0276m D。     

鄂尔多斯盆地延长气田Y113—Y133天然气井区盒8段致密储层物性下限

阐明鄂尔多斯盆地延长气田盒8段致密储层物性下限及分布,可为延长气田致密砂岩气勘探开发提供理论依据。综合应用岩心、测井以及试气等资料,对鄂尔多斯盆地延长气田Y113—Y133天然气井区盒8段致密储层物性下限进行研究。结果表明：研究区盒8段主要为岩屑砂岩,填隙物主要为水云母和硅质,孔隙类型有原生孔隙和次生孔隙,后者居多;综合利用经验统计法、压汞法以及试气法进行研究,并通过建立物性模型、最大孔喉半径与物性拟合以及生产动态资料检验,最终认为盒8段致密储层孔隙度下限为5%,渗透率下限为0.06×10^-3μm²,对应的排驱压力为1.7 MPa,中值压力为20 MPa,最大孔喉半径为300 nm;在此基础上将有效储层分为3类：Ⅰ类储层物性、含气性等最好,是最有利储层,位于河道中心位置;Ⅱ类储层较好,分布于河道较中心位置;Ⅲ类储层最差,位于河道边缘位置。     

致密砂岩气藏地层水可动性及其影响因素研究

为研究致密砂岩气藏储层物性参数与地层水可动能力间的关系,明确不同物性储层的地层水可动性,通过核磁共振方法测量岩心孔隙大小分布,进行了X射线全岩衍射分析,提出了一种采用离心法与核磁共振相结合方式划分地层水可动程度的新方法,并分析了孔隙度、渗透率、孔隙结构、岩石矿物组成与地层水可动性之间的关系。结果表明,地层水可动或不可动无绝对界限,储层孔隙结构决定地层水可动性;矿物组成对地层水可动性影响不大。研究认为,地层水根据可动性可分为束缚水、可动束缚水、可动水,但束缚水饱和度、可动束缚水饱和度、可动水饱和度的划分不是绝对的,通过实验方法可得到其近似值。研究结果对致密砂岩气藏划分开发层系,减小地层产水可能性具有指导意义。     

大庆探区复杂储层测井综合评价技术

通过对松辽盆地北部中浅层砂泥岩储层、深层火成岩及海拉尔浅变质砂岩双孔隙介质储层测井评价难点进行深入分析,指出砂泥岩储层产油、产水或油水同出评价不准的主要原因在于水的可动性评价。针对陆相砂泥岩孔隙介质储层提出了自由水、微孔隙水、粘土水的概念,并以此为基础建立了三水饱和度模型。该模型为油水可动性的评价提供了新的有效手段,实际应用效果良好。通过岩心刻度测井的方法,开展了岩性识别、定量计算裂缝参数等基础研究。建立了常规与成像等测井新技术结合的火山岩岩性识别图版;修订了成像及双侧向裂缝宽度计算公式;明确了成像频谱分析技术是评价以碎裂网状缝为特点的浅变质致密砂岩储层物性最有效的方法,同时给出了Archie 模型中的岩性系数a 和胶结指数m;研究形成了在火山岩喷发期次指导下的火山岩储层细分方法与标准及流体性质判别等一整套双孔介质储层测井评价方法,在生产实际中见到了较好的效果。     

显微荧光确定砂岩含气性与物性下限探讨——以蜀南地区须家河组为例

利用储层显微荧光技术,根据荧光在孔喉中的分布特征和荧光强度,储层显微荧光能够清晰地反映储层孔隙结构中的孔隙和喉道以及连通情况,由此反映储层的质量和含气性。以四川盆地蜀南地区上三叠统须家河组砂岩储层为例,分别阐述了孔隙型储层和裂缝–孔隙型储层的荧光特征及含气性,结合实测物性数据确定两类储层孔隙下限。结果表明,孔喉中的显微荧光分布与强度可分为三类荧光级别,储层显微荧光法可较直观、可靠反映储层含油气性,利用该方法确定的物性下限与孔隙度–渗透率交会法、最小孔喉半径法和试油法等一致,表明在资料不全的情况下应用显微荧光确定储层含气性与物性下限的方法行之有效。     

莫索湾地区三工河组一段储层特征及有效物性下限

物性下限是识别致密储层、确定油层厚度的关键参数.莫索湾地区侏罗系三工河组一段致密储层物性下限一直悬而未定,严重影响了该区致密油的勘探和开发.在非常规油气理论指导下,文中基于测录井资料,观察并统计大量岩石薄片数据,运用CT扫描等手段,对研究区致密储层特征进行了分析,并综合运用试油法、J函数法厘定了储层的有效物性下限.结果...     

基于核磁共振新参数的致密油砂岩储层孔隙结构特征——以鄂尔多斯盆地延长组7段为例

以核磁共振技术为基础,结合高压压汞、扫描电镜等实验资料,对鄂尔多斯盆地合水区块延长组7段致密油砂岩储层的66个岩心样品进行了分析,提出了一种新型孔隙结构参数--可动流体有效孔隙度。该参数不仅克服了核磁共振实验所测孔隙度偏小的影响,还将孔隙内的可动流体同时受到孔隙表面亲水性颗粒的黏滞及临近细小喉道的束缚这2个因素的影响考虑在内,对可动流体占据的有效孔隙空间的大小定量化标定出来,更加准确地反映了致密油储层的孔隙结构特征,弥补了可动流体孔隙度等现有参数对储层孔喉有效性评价的不足。研究孔隙结构特征与新参数影响关系发现,孔喉的连通性越好,可动流体有效孔隙度越大;孔喉分选系数介于1.4~1.9时,可动流体有效孔隙度达到最高;不同级别的孔喉配置关系是致密油砂岩储层孔喉有效性的关键。以可动流体有效孔隙度为主要标准,将研究区孔隙结构类型划分为3类：I类孔隙结构的可动流体有效孔隙度大于2 % ,II类孔隙结构的可动流体有效孔隙度介于1 % ~2 % ,III类孔隙结构的可动流体有效孔隙度小于1 % 。据此建立了适合致密油砂岩储层孔隙结构的分类评价标准,以指导油田的勘探开发。     

鄂尔多斯盆地富县地区长8层段致密砂岩储层特征及充注下限

石油充注下限是致密油成藏研究的基础。鄂尔多斯盆地富县地区长8层段致密砂岩储层微观结构十分复杂,储层微观结构是影响石油充注的关键。利用场发射扫描电镜和CT方法定量研究致密砂岩储层孔隙-喉道特征;采用力学方法、录井分析法以及有效孔喉法综合分析致密储层充注物性下限与充注孔喉下限。研究结果表明,致密储层孔隙大小以纳米和亚微米级为主,孔隙平均半径为1.2 μm,喉道平均半径为0.1 μm,属于细孔-微细喉储层。经计算,长8致密砂岩储层孔隙度充注下限为4.5%,渗透率充注下限为0.04×10-3 μm2,源储界面储层孔喉充注直径下限为15.77 nm,储层内部孔喉充注直径下限为24 nm。综合分析认为油气能充注纳米级孔,根据压实及胶结程度由弱至强,最终石油分别以油珠状、喉道状和薄膜式赋存。      

川东北超致密砂岩气田储层物性下限确定方法

储层物性下限一般为孔隙度下限,它直接关系到油田勘探、开发抉择。用生产法统计试气层段112个样品孔隙度都在2.5%以上,裂缝发育能进一步降低储层物性下限,同时也说明压裂等储层改造措施能有效地改造储层、提高产量。经验统计法以孔隙分布频率累计概率为20%所对应的孔隙度为储层物性下限值。最小流动半径法则利用毛管压力曲线反映储层微观孔隙结构,分析岩石微观孔喉结构,确定油气的最小流动孔喉半径;用统计分析方法建立孔喉半径与常规物性分析孔隙度和渗透率的关系,进一步求出储层的物性下限。以3种储层物性下限确定方法计算川东北致密砂岩储层的孔隙度下限为2.5%。     

大邑构造须家河组致密砂岩成岩作用及优质储层形成机理探讨

本文在大量测试分析资料的基础上,详细研究了大邑构造须家河组致密砂岩的主要成岩作用特征及其对储层物性的影响,建立了该区致密砂岩储层的成岩演化序列及孔隙演化模式,探讨了该区优质储层的发育模式。研究认为,压实作用、胶结作用是造成该区储层物性降低的主要因素,溶蚀作用形成的次生孔隙使储层物性得到改善,有效微裂缝的发育是优质储层形成的关键因素。     

渤南洼陷北部陡坡带沙河街组砂砾岩有效储层物性下限及其主控因素

结合研究区测井解释成果和油田试油资料,综合应用分布函数曲线法和试油法,确定了渤海湾盆地渤南洼陷北部陡坡带沙河街组不同深度段的砂砾岩有效储层物性下限,并拟合出物性下限与深度的关系式,在此基础上分析了岩性、沉积相、成岩阶段、地层压力等对砂砾岩有效储层发育的影响。研究结果表明:有效储层物性下限有随埋深增加而逐渐降低的趋势;有利的沉积相带是砂砾岩有效储层发育的关键因素,对储层质量起决定性作用。研究区有效储层主要分布于西部的滑塌浊积扇及中东部近岸水下扇的扇中亚相;其中近岸水下扇的扇中亚相最为有利,其次为滑塌浊积扇。成岩作用也在一定程度上影响有效储层物性。研究区砂砾岩体主要处于中成岩阶段A₁和A₂亚期,对应于有机质热演化的主要生油气阶段,有利于形成次生孔隙,其中溶蚀作用使得深部储层物性变好。研究区地层压力对有效储层物性的影响较小。     

渤海Q29-2油田沙河街组复杂岩性储层有效性评价及物性下限值确定

渤海Q29-2油田古近系沙河街组发育厚层碳酸盐岩和砂砾岩混合沉积的低孔渗复杂岩性储层,储层岩性及物性变化快,非均质性强,储层有效性评价和物性下限值确定是测井评价的重点及难点。利用Pe曲线指示法和孔隙频谱分析法定性评价了该油田沙河街组复杂岩性储层有效性,丰富了低孔低渗复杂岩性储层的有效性评价方法。利用毛管压力法和核磁共振实验法综合确定了该油田沙河街组复杂岩性储层物性下限值,其中孔隙度下限为9%,渗透率下限为0.4 mD。本文成果突破了渤海油田古近系沙河街组储层物性下限的传统认识,可以解放该地区大量油层,为Q29-2油田储量评价提供了关键技术支撑。     

利用氮气吸附实验分析致密砂岩储层微观孔隙结构特征——以松辽盆地徐家围子断陷沙河子组为例

微观孔隙结构研究对于徐家围子断陷沙河子组致密砂岩储层分类评价具有非常重要的意义,通过氮气吸附实验,针对其致密砂岩储层的微观孔隙结构开展研究,并分析了其影响因素。结果表明:沙河子组致密砂岩储层孔隙结构根据吸附回线形态可分为3类,第1类与IUPAC的H2类相似,第2类与IUPAC的H3类相似,第3类与IUPAC的H4类相似。微孔(10nm)与过渡孔(10~50nm)是比表面积和孔体积的主要贡献者,是沙河子组致密砂岩气聚集的主要空间。根据孔径分布形态,将沙河子组致密砂岩孔径划分为双峰型和三峰型2种类型,孔径主峰在30~60nm范围内,次峰在7~10nm和100~110nm范围内。沙河子组微观孔隙主要有粒间孔、粒内孔、晶间孔等。沉积环境对孔隙结构的影响与不同沉积环境的岩性、岩石结构存在差异有关,矿物成分对储层微观孔隙结构有较大影响,其中比表面积、总孔孔体积与黏土含量呈正相关,与石英含量呈负相关,而平均孔径与黏土含量呈负相关,与石英含量呈正相关。     

鄂尔多斯盆地延长组长 7 致密油储层微观特征

针对鄂尔多斯盆地致密油储层特征,利用纳米级 CT 扫描、场发射扫描电镜、恒速压汞以及核磁共振等技术,对该储层孔隙、喉道以及孔喉配置关系等微观特征进行了系统研究。 结果表明：孔隙大小决定了致密油储层的储集能力,鄂尔多斯盆地延长组长 7 致密油储层的平均孔隙半径为 15～20 μm,平均单位孔隙体积为 0.05;喉道大小是储层开发下限的主要制约因素,长 7 致密油储层的喉道半径主要为 0.3～0.5 μm,储层中 60%的可动流体由半径为 0.1～0.5 μm 的喉道所控制;在物性较好的储层中,连通性较好的大喉道占 30%～40%,而且喉道半径≥0.5 μm,而在物性较差的储层中,喉道细小,连通性差的喉道约占 60%,而且喉道半径 <0.1 μm。     

红河油田长8致密碎屑岩储层流体识别综合研究

红河油田延长组长8油层组为低孔低渗致密碎屑岩储集层,孔隙结构复杂、物性差、非均质性强,储层微孔隙发育、束缚水饱和度高,导致电阻率测井对流体的辨识能力较弱,低阻油层、水层误判现象频出。针对研究区致密碎屑岩储层特点,立足测井资料,综合运用测试、地质分析等资料,采用视地层水电阻率比值法、可动水分析法、核磁共振差谱法等方法开展了碎屑岩致密储层测井流体识别及适用性分析综合研究,取得良好效果。