特低渗透砂岩油藏储层微观孔喉特征

通过岩心样品的恒速压汞测试,对特低渗透砂岩油藏储层微观孔喉特征进行的研究结果表明,储层有效喉道半径、有效喉道体积、有效孔隙半径、有效孔隙体积及孔喉比等特征参数与孔隙度、渗透率之间具有较好的相关性;对于孔隙度、渗透率较高的岩样,有效喉道、有效孔隙发育程度较高,孔喉比较低;特低渗透砂岩油藏储层孔隙结构具有中等孔隙和小喉道发育、孔喉连通性差及孔喉性质差异大的特点,开发过程中可能存在潜在的贾敏效应伤害。特低渗透砂岩油藏储层性质主要由喉道控制,喉道半径分类明显。渗透率越低,喉道半径与渗透率的相关性越好。喉道控制储层渗透性,进而决定开发难度和开发效果。     

南堡3号构造中深层优势储层发育主控因素及模式

基于岩心、薄片、分析化验等资料,对南堡3号构造中深层优势储层进行了研究。结果表明:南堡3号构造中深层岩石类型为长石砂岩和岩屑长石砂岩,优势储层岩性主要为含砾不等粒砂岩、砂砾岩和中砂岩;优势储层的发育主要受沉积、构造和成岩作用共同控制,近物源的水下分流河道砂体物性最好,是有利储层砂体最为发育的位置。溶蚀作用为优势储层形成的关键因素,长石体积分数较高、类型丰富,为溶蚀作用奠定了良好的物质基础。优势储层自上而下发育3个次生孔隙发育带。远物源西南部构造高势区和北部低洼带是构造作用控制的优势储层砂体发育区。     

四川盆地深层页岩储层孔喉特征

四川盆地蜀南地区深层页岩气分布广泛,具有良好的勘探前景,已成为页岩气勘探开发重要的接替领域,但目前缺乏系统成果,特别是对深层页岩储层的认识亟待深化。研究选取蜀南自贡地区第一口深层页岩气评价井——自201井龙马溪组为研究对象,系统开展CO₂吸附、N₂吸附及高压压汞实验,实现孔隙的全孔径表征,阐明深层页岩储层的孔喉特征及其主控因素。研究结果表明,研究区龙马溪组页岩孔体积呈多峰分布的特点,主要峰值位于0.5~0.6nm之间、2.0~3.0nm之间和10~30nm之间;微孔、中孔和宏孔对体积贡献比例分别为39.1%、45.1%和15.8%;比表面积贡献比例分别为74%、25.9%和0.04%。有机质丰度与石英含量是影响深层龙马溪组页岩孔隙发育的关键因素,直接决定了微孔和中孔的孔隙体积与比表面积。相关认识对丰富研究区深层页岩气富集规律具有重要的指导意义。     

低渗致密火山岩气藏微观孔喉特征

储层岩石的微观孔隙结构特征直接影响其储集和渗流能力,并最终决定油气藏产能的大小。使用恒速压汞测试技术,对低渗致密火山岩气藏微观孔喉发育特征研究表明,低渗火山岩气藏喉道半径非常细微但孔道半径较大,不同渗透率大小的储层喉道发育特征差异明显,主流喉道半径与储层渗透率具有较好的函数关系,喉道控制储层渗流能力。与渗透率接近的砂岩储层相比,低渗火山岩储层孔道半径较大但分布范围相对较小、孔喉比超大且呈多峰态分布,孔喉匹配关系复杂,开发过程中极易产生水锁伤害。同时数学拟合结果表明,火山岩气藏孔喉半径比加权均值随渗透率的增大而减小,但其相关性小于低渗砂岩孔喉比均值与渗透率之间的相关性;储层有效孔道、喉道体积与孔隙度和渗透率具有较好的相关性,但其与前者的相关性好于后者,这与低渗砂岩储层规律相反。     

低渗储层微观孔喉半径划分流动单元方法

针对常规低渗透储层孔喉半径研究过程复杂的问题,以毛管导电通道模型为基础,引入视导电通道截面积,得到了忽略岩石和油的导电性后的孔喉半径计算方法,利用测井资料中部分参数,即可计算出孔喉半径。实例计算表明：该方法得到的孔喉半径和压汞法测得结果吻合度为0.70,从地质统计角度分析具有较高的精度。依据孔喉半径将流动单元分为4类,根据研究区流动单元与产能之间的关系,针对目标油藏实际情况,制订针对性的开发方式。该研究对同类型储层开发具有指导性意义。     

特低渗透砂岩储层微观孔喉与可动流体变化特征

基于核磁共振、恒速压汞实验结果,对鄂尔多斯盆地延长组特低渗透砂岩储层的微观孔喉与可动流体变化特征进行了定量评价.分析表明,特低渗透砂岩储层可动流体参数、喉道特征参数变化幅度大,孔隙参数差异小.微观孔喉对可动流体参数的影响主要体现在喉道特征的变化上,喉道半径越小,可动流体参数衰减越快.孔喉比较大、分布范围宽是特低渗透砂岩...     

南堡3号构造中深层大斜度井钻井技术

南堡3号构造油藏埋藏深度3 800~4 500 m,受地面条件和地质靶点的制约,主力储层主要采用长位移大斜度井开发。针对该地区储层埋藏深、地层温度高、斜井段长、井壁失稳严重、地层可钻性差、机械钻速低、钻井周期长等技术难题,开展了井身结构及井眼轨迹设计、防磨减扭技术措施、提高泥页岩井壁稳定性的抗高温钻井液性能优化、高效PDC钻头的优化设计及提速工具的现场试验等方面的综合研究。现场应用取得了明显效果,机械钻速提高了39.86%,平均单井钻井周期缩短了38.5%;井径扩大率控制在7%以内,井眼质量得到了明显的改善,实现了该地区水平位移在3 500 m范围内长位移大斜度井安全快速钻井的目标,为加快南堡3号构造中深层沙河街组油藏勘探开发步伐提供了保障。     

南堡凹陷5号构造东部深层火山岩储层流体性质识别方法

火山岩岩性、储集类型及孔隙结构复杂,特别是深层火山岩储层更是如此,因此火山岩储层流体性质识别是测井解释的难题之一。针对南堡凹陷5号构造东部深层火山岩储层勘探过程中的流体性质识别问题,利用气测录井资料,补偿密度、声波时差与电阻率的关系图版,结合阵列声波测井资料及补偿中子时间推移测井等方法进行流体性质识别,取得了较好的应用效果。经试油资料验证,能够满足深层火山岩油气藏勘探流体性质识别的需要。     

南堡油田南堡1、2号构造馆陶组储层特征研究

通过对南堡油田南堡1、2号构造取心井馆陶组(Ng)岩心观察及铸体薄片鉴定,明确了研究区馆陶组储层岩石学特征,玄武质泥岩实际上是风化程度高、砾间界线不清楚的玄武质火山角砾岩,并提出新的储层类型——玄武质火山角砾岩储层。研究区储层物性总体较好,高孔、高渗储层发育;孔隙类型以粒间孔为主,粒间溶孔、粒内溶孔和铸模孔、杂基内微孔发育,孔隙组合类型以粒间孔+粒间溶孔+粒内溶孔为主。根据储层成因和展布特征可将其分为3类:河流-三角洲相成因的条带状储层、以火山碎屑为物源的火山裙扇储层及火山前缘的自碎角砾状熔岩环形储层,见丰富的荧光级油气显示,具有有利的成藏条件。     

南堡凹陷深层砂质碎屑流储层特征

南堡凹陷深层Ｅｄ_２-Ｅｓ_３ 期总体上处于较深水的沉积环境,加之埋深大,压实作用强,导致储层厚度薄,油井产量低。运用岩心、薄片等资料对Ｇ２ 区块沙一段储集岩进行研究,发现了一种优质储层,其砂体展布稳定,单层厚度大,泥质含量低,连通性及储层物性较好,同时,其供液能力强,单井产量高。经分析认为,该类储层是重力流中的砂质碎屑流沉积,南堡凹陷具备发育该类储层的有利条件。     

南堡凹陷南堡4-3区低渗砂岩储层预测

南堡凹陷4号构造3区东二段有效储集砂体厚度及物性横向变化大,非均质性强,储层预测难度大。为此,提出一种物探、测井、地质多专业协同的砂岩储层地震预测方法,综合运用GeoEast处理与解释系统中的井控Q补偿、地震多属性分析、稀疏脉冲反演结合相控地质统计学反演等关键技术对优势砂岩储层进行了砂组级和小层级的预测。预测结果与钻井实测结果吻合度高,储层分类结果符合率达到75%,表明储层预测结果可靠。     

不同孔喉匹配关系下的特低渗透砂岩微观孔喉特征差异

因沉积和成岩作用改造不同,渗透率相近或相等的砂岩,微观孔喉特征参数存在明显差异。以吴起地区延长组长6砂岩和牛圈湖地区西山窑组X₂砂岩为对象,综合利用物性、铸体薄片和恒速压汞对不同孔喉匹配关系下的微观孔喉特征参数进行了定量对比。结果表明,各渗透率级别样品的孔隙参数差异不大,微观孔喉特征的差异主要体现在喉道上。发育的溶蚀孔和晶间孔造成X₂砂岩的弯片状、管束状喉道含量高,喉道半径小且分布范围窄,对渗透率贡献集中,平均喉道半径和主流喉道半径小、大孔喉比含量高。长6砂岩缩颈状、片状和弯片状喉道发育,喉道半径差异大、大喉道含量高的特征归因于发育的原生粒间孔。不同孔喉匹配关系下的特低渗透砂岩,开发过程中应区别对待。     

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。     

泌阳凹陷安棚深层系低孔低渗储层特征研究

过地层细分对比 -沉积微相分析、储层评价等研究工作 ,搞清了泌阳凹陷安棚深层系低孔、低渗储层的纵、横向展布规律 ,落实了深层系的储集特征 ,明确了原油储集有利相带 ,为该区的二次勘探提供了地质依据 ,使该区深层系新增探明石油地质储量 790× 10 4 t     

南堡凹陷3号构造油藏储层敏感性研究及影响因素

针对南堡凹陷3号构造的岩石性质及黏土矿物成分特征,利用扫描电镜和X射线衍射仪,通过实验对东三段和沙一段储层进行了敏感性研究,找出了引起储层敏感性的因素,并提出了相应抑制敏感性的措施。研究结果表明,东一段的主要黏土矿物为伊蒙混层、绿泥石、高岭石、伊利石等,而沙一段的主要黏土矿物为伊蒙混层、伊利石等。伊蒙混层、伊利石、高岭石、绿泥石等主要黏土矿物是导致储层敏感性的物质基础和内在因素,该区储层具有弱速敏-强速敏、弱酸敏、中等偏强水敏-强水敏性、弱盐敏和中等偏强碱敏-强碱敏等特点,并根据储层各自敏感性的差异,制订出不同的抑制措施,为油田开发提供可靠依据。     

深层低渗油藏储层介质微观层次变形机理研究

深层低渗油藏生产过程中,近井区域储层孔隙性和渗透性急剧降低,造成油井低压低产和注水井低注入或注不进等问题,严重制约了低渗油藏开发效果。基于低渗油藏开发过程中的变形力学行为,利用微观动力学原理,综合位错运动行为、位错密度及位错增值机理,建立低渗油藏储层介质变形微观动力学模型。实例分析表明,井筒周围储层孔隙性在开发过程中大幅度下降,破坏了井筒周围原油流入井底和注入水流入地层的通道。开展低渗油藏储层介质微观变形规律的研究,对编制低渗油藏开发方案及提高低渗油藏采收率具有重要指导意义。     

南堡 1号构造储层雷特承压堵漏技术

南堡油田 1 号构造人工岛由于长期开采, 造成储层压力亏损, 钻井过程中经常出现失返性漏失, 堵漏时间长漏失量大。室内实验采用 HD- Ⅱ型堵漏仪,采用不锈钢的缝板模拟宽度为 1.0～10.0 mm 等不同规格的裂缝,分别对2 种主要片状锲入剂 NTS-S（酸溶性堵漏剂）和 NTS-M（超强堵漏剂）进行了承压堵漏实验,并优选出一套高效承压堵漏配方。该堵漏剂配方以大颗粒状高承压堵漏剂为架桥剂、片状堵漏剂 NTS-M 复配 NTS-S 为多层叠加锲入剂、纤维类材料 SQD-98 为桥接剂,并配合不同级配填充类堵漏剂,室内评价其承压值可达 7 MPa。南堡 13-1170 井通过应用该套堵漏技术,承压堵漏一次成功,并确保了该井下套管、固井顺利完成,固井质量合格。      

南堡4号构造中深层异常高孔带类型及成因

应用岩心、普通薄片、铸体薄片、扫描电镜和分析化验等资料,发现南堡4号构造中深层存在异常高孔带,并对异常高孔带的类型及成因进行了分析。研究表明:南堡4号构造在中深层3 800~3 900 m和3 900~4 100 m发育2个异常高孔带,储集空间以原生孔隙为主,原生面孔率百分比大于50%,均为原生孔隙型异常高孔带。分析原生异常高孔带的成因认为,沉积作用为原生异常高孔带的形成提供物质基础,刚性颗粒含量高有效抑制了压实作用,早期油气充注和早期地层超压的发育进一步抑制压实和胶结作用,有效保护了原生孔隙,从而形成了南堡4号构造中深层的原生异常高孔带。     

南堡1号构造东营组储层成岩作用特征及演化序列

南堡凹陷1号构造东营组储层埋藏深,经历了复杂的成岩作用改造,导致储层物性平面上和纵向上分布不均匀。以岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜观察为基本手段,结合黏土矿物X-衍射分析、电子探针分析及阴极发光分析,研究了南堡1号构造东营组储层成岩作用类型及特征,划分了成岩演化阶段、成岩演化序列和成岩体系。结果表明,南堡1号构造东营组储层成岩作用包括压实作用、胶结作用、交代作用和溶解作用,主要处于中成岩A1亚期。研究结果为预测优质储层的分布提供了依据。     

南堡3号构造储层原生异常高孔隙带成因机制分析

根据岩石铸体薄片观察,对南堡3号构造带古近系东三段和沙一段储层物性进行纵向分段研究,发现南堡3号构造带东三段和沙一段储层中原生孔隙含量超过50%,最高可达80%以上,存在原生异常高孔隙带。从沉积作用、成岩作用、油气充注和地层压力4个方面对控制原生异常高孔隙带的因素进行分析,总结了原生异常高孔隙带的成因。结果表明,有利的沉积相带为原生异常高孔隙带的形成提供了有利的物质基础;长石与岩屑等硅酸盐矿物的溶解增加了储层的次生孔隙,对储层起到了建设性作用;早期的油气充注从承压和抑制后期胶结作用两方面保护了储层孔隙;早期形成的异常高压带减缓了压实作用对储层的破坏,保护了储层孔隙。