鄂尔多斯盆地南部煤系致密砂岩胶结作用对储层物性的影响

鄂尔多斯盆地南部上古生界盒8段致密砂岩储层成岩作用以压实作用与胶结作用为主,其中胶结作用作为最重要的成岩作用,势必会对储层渗透性造成影响。通过阴极发光薄片技术、扫描电镜以及薄片观察,对胶结物的类型及特征进行分析。结果显示,研究区内盒8段砂岩胶结作用可分为硅质胶结、钙质胶结与泥质胶结这三大类。此外,根据胶结物不同的赋存状态,将硅质胶结物可细分为Ⅰ型接触式硅质胶结、Ⅱ型次生加大边式硅质胶结、Ⅲ型镶嵌式硅质胶结;钙质胶结物可细分为Ⅰ型孔隙式钙质胶结、Ⅱ型点式交代型钙质胶结、Ⅲ型连晶式钙质胶结、Ⅳ型基底式钙质胶结;泥质胶结物可细分为Ⅰ型伊利石型泥质胶结、Ⅱ型黏土杂基型泥质胶结、Ⅲ型绿泥石薄膜型泥质胶结,Ⅳ型高岭石型泥质胶结。不同胶结物的赋存方式以及含量均不相同,结合Photoshop对不同胶结物进行定量化分析,结果表明点式钙质胶结对储层物性影响较小;硅质胶结物含量在低于5%时,有利于储层储集空间发育;连晶式钙质胶结不利于储层储集空间发育。     

鄂尔多斯盆地白垩系弱胶结砂岩物理力学特性研究

从岩土工程视角,对鄂尔多斯盆地9个典型立井白垩系围岩物理、力学试验数据进行统计和系统分析,旨在为揭示白垩系围岩工程环境效应与机理奠定基础。鄂尔多斯盆地大部分地区白垩系砂岩抗压强度均值约为20.0 MPa,而下限不足5.0 MPa;抗拉强度普遍低于2.0 MPa,下限则接近0;软化系数高于0.4,部分地区甚至接近0.8;孔隙率高于20%,部分地区甚至超过30%;黏聚力低于0.5 MPa,泊松比高于0.2,而内摩擦则稳定在40°左右。白垩系砂岩具有埋藏浅、孔隙疏松、胶结弱的特点,属于地质软岩,易扰难取,工程环境效应突出。考虑泥质胶结物及其含量,将盆地白垩系弱胶结砂岩分为高脆性含泥质弱胶结砂岩和弱脆性泥质弱胶结砂岩,二者间具有线性关系,从而可建立通过含泥质弱胶结砂岩试验成果获得泥质弱胶结砂岩试验成果的方法。这将为基于具有易扰难取特点的泥质弱胶结砂岩水-力耦合试验来揭示立井围岩工程环境效应与机理提供基础支持。     

某段砂岩成岩作用特征及其对储层的影响

根据铸体薄片、扫描电镜等分析资料,研究了南充构造香溪群香四段成岩作用特征,并分析了成岩作用对孔隙发育的影响.研究认为该区机械压实作用和胶结作用十分强烈,是造成该段储层低孔特低渗的主要因素,溶蚀作用不强烈,但也为储层提供了可观的储集空间.香四上亚段软质岩屑相对较多,早期机械压实作用强烈,加之铁绿泥石环边不发育,保留下来的残余粒间孔几乎因石英自生加大而完全损失,仅见少量次生溶孔;香四下亚段由于刚性颗粒含量高,铁绿泥石环边较为发育,保留了较多的残余粒间孔,碎屑岩体在溶蚀作用的改造下,成为物性良好的储集体.     

鄂尔多斯盆地南部煤系地层中致密砂岩成岩作用及储层特征研究

通过观察鄂尔多斯煤系地层的镜下薄片,以苏里格地区山西组1段与石盒子组8段为例,对盆地南部煤系地层中致密砂岩的储层特征及成岩作用进行研究,结果表明成岩作用对储层特征具有重要影响。研究区主要岩石类型为岩屑石英砂岩,成岩作用类型主要是压实作用、胶结作用、溶蚀作用等,结合区域成岩演化序列,认为研究层段已经进入到中成岩阶段B期。通过对砂岩的储层物性参数进行对比分析,发现不同的成岩作用对储层物性特征有不同的影响作用,压实作用、压溶作用及胶结作用在成岩作用早期破坏了储层孔隙结构,使储集物性变差,进入成岩作用中期之后,溶蚀作用开始产生次生孔隙,储层物性得到改善。      

侏罗系弱胶结砂岩孔隙介质特征及其保水采煤意义

我国新疆哈密矿区降雨量少、蒸发强烈,属于严重干旱地区,研究区高强度的煤炭资源开采对主要储水含水层的保护极为重要。由于特殊的成岩环境及地下水赋存运移条件,侏罗系弱胶结砂岩为复杂的非常规含水岩系,给研究区煤矿防治水带来了诸多水文地质问题。本文以新疆哈密矿区侏罗系弱胶结砂岩为研究对象,通过渗流实验、实验室测试、理论分析研究弱胶结砂岩微观孔隙结构演变规律。研究表明,弱胶结砂岩属高孔隙度岩石,具有大孔孔喉及中孔孔喉分布频率高的结构特征和强富水性,渗流实验过程中有大量乳白色悬浮物渗出。水相渗流作用下的弱胶结砂岩样出现渗透性突变增大的现象,其孔隙度有明显增大的趋势。通过水质分析及岩矿鉴定分析手段得出可溶盐溶出对渗流实验前后的孔隙度增加贡献率为45.80%～82.28%,悬浮物渗出量计算对孔隙度增大贡献率为14.78%～54.20%,可溶盐及高岭石的溶(渗)出是砂岩渗透性增强的主要因素。鉴于此,提出了有关孔隙结构储水空间变异性以及渗透突变性的保水采煤理念,弱胶结砂岩含水层水体下保水采煤应当遵循"保护性开采、避免大规模扰动"的思路。研究成果对西部地区弱胶结砂岩含水层的开发利用与保护有重要意义,同时可为西部地区受侏罗系弱胶结砂岩水害影响的矿井保水采煤技术的研究提供借鉴。     

鄂尔多斯盆地白豹地区长6砂岩储层特征及影响因素分析

根据铸体薄片、扫描电镜、物性、孔隙结构等分析资料,对白豹地区长6砂岩储层特征进行研究表明,该套储层储集空间类型以溶孔-粒间孔组合为主,储层物性较差,排驱压力和中值压力较高,喉道半径小且分选性较差,孔隙结构总体较差。储层发育程度受沉积作用和成岩作用综合影响,认为岩石类型,云母等组分含量,粒径是决定储层发育的基础,北部物源影响的砂岩物性较好。早期环边绿泥石胶结作用和后期较弱的溶蚀作用促进储层的进一步发育。硅质次生加大和碳酸盐矿物、粘土矿物的胶结作用使储层储集性能大大降低。     

鄂尔多斯盆地山西组泥页岩储层特征及对吸附性能的影响

山西组是鄂尔多斯盆地东部页岩气研究的重要层位,通过对研究区所取页岩样品进行扫描电镜观察、X衍射全岩分析、高压压汞和等温吸附测试等实验分析,探讨其储层发育特征及对吸附性能的影响。     

胶结层及其对砂金开采的影响

近年来在砂金矿床的勘探和开采中，发现在第四系河流冲积物中存在砂砾石胶结地质体，被称为胶结层。介绍了胶结层在我国的分布地区、埋藏特点，同时阐明胶结层的物理力学特征及对采金船开采砂金矿的危害，指出在矿床开采设计中应注意的问题。     

废石胶结充填相似模拟试验及其强度异质分布

针对中厚矿体废石胶结充填体强度异质分布问题，以废石、水泥、水为充填材料，开展废石胶结充填配比试验及相似模拟试验，结合曲面响应法分析不同区域充填体强度的空间分布特征，并应用于实际工程。结果表明，当最佳配比中水灰比为3∶2,灰废比为1∶10时，充填体试块28 d强度为2.2 MPa;相似模型内呈现充填体强度四周高、中间低的非均质现象，采场两帮形成高强度的“充填体外壳”并提高了充填体的整体性。此外，基于相似模拟试验开展直淋式废石胶结充填工艺研究与应用，发现-150 mm全粒级废石+水泥浆直淋式废石胶结充填适用于破碎中厚矿体的安全开采。     

鄂尔多斯盆地乌审旗气田盒8段储层非均质性的主要控制因素

鄂尔多斯盆地乌审旗气田盒8段主要为辫状河-三角洲沉积环境。储层主要岩性为石英砂岩、岩屑石英砂岩。地层在岩性上的分布差异是控制储层非均质性发育的基础性因素,以岩屑石英砂岩对研究区更具有控制意义。其他主要控制因素还有地质背景、砂岩厚度、砂岩粒度、成岩作用等,也对储层非均质性产生明显的影响。通过对鄂尔多斯盆地乌审旗气田盒8段储层非均质性控制因素的分析,为研究盒8段天然气的分布规律提供地质基础,并有利于指导后期的天然气勘探和开发工作。     

透镜体砂岩油藏相控建模研究

透镜体砂岩油藏是指由同时沉积的泥岩所包围的、完全充满着油气或部分充满油气的断续条带状砂体或透镜状砂体构成的。砂岩透镜体的成藏及其孔隙度、渗透率等的变化都与岩石的形成过程相关。针对砂岩透镜体油藏的非均质性严重、相变快等特点,采用相控建模软件,结合确定建模与随机建模的方法,建立出油藏的构造模型、沉积相模型参数分布模型。根据结果可以看出,沉积相概率分布与井沉积相基本符合,储层的三维模型垂向砂体识别精度相对较高,在与井栅状图对比修改之后总体的符合程度很高。以沉积相作为约束条件时,渗透率与孔隙度的正态变化图形与标准正态分布曲线相似程度较高;拟合出的渗透率、孔隙度及净毛比的图形与井栅状图相互对比修改后总体符合程度高,为油藏的后续开发奠定了基础。     

暂堵技术在致密砂岩气藏压裂中的应用

鄂尔多斯地区蕴藏着大量的天然气,拥有典型的低渗透、低压、低产、多层系、非均质性较高的致密气资源。常规压裂法开采工艺不佳,无法实现预期的开采效益,为此,提出暂堵技术在致密砂岩气藏压裂中的应用。针对储层地质特征的特点,采用高强度、高封堵性能、易降解的暂堵剂,在纵向上完成多层系统的临时封堵和分层迁移,达到缝内转向的目的,形成新的分支裂缝,使气藏的改型容积和气密性得到明显的改善。该工艺应用后,暂堵区的压力平均提高了3 MPa。断裂的平均长度比普通压裂段增加5.8%,断裂长度增加12.5%,保证复杂缝网的生成结果,可广泛地进行实际应用。     

致密气藏储层开发过程中套管应力分布影响规律研究

目前各大油田套损现象严重,研究套管受力非常迫切。利用离散元与有限元分析方法,建立了套管—水泥环—地层组合体系模型,模拟裂缝密度、裂缝夹角、水泥环缺失厚度、多缺口夹角、套管偏心下水泥环厚度及其弹性模量、断层滑移对套管的应力分布影响情况。结果表明,套管应力随着裂缝密度的增加呈现增大的趋势,套管应力随着次级裂缝与主裂缝间夹角的增大呈现增大的趋势;套管应力随着地应力差值的增加呈现不断变大的趋势,当地应力差值相同时,随着水泥环单缺口缺失厚度增加,套管越容易发生损坏,水泥环双缺口夹角为60°及三缺口夹角75°时,套管应力值最大。当套管存在偏心,偏心率为0037、0074、0111时,随着水泥环厚度的增加,套管应力呈现不断变大的趋势;当偏心率为0148时,套管应力随着水泥环厚度增加而减小,水泥环对套管保护能力随其弹性模量的增大而增强。套管应力随着断层滑移的增大而增大,而增速在不断放缓。     

鄂尔多斯盆地超深层天然气成因及分布特征分析

鄂尔多斯盆地天然气资源丰富,但超深层勘探程度较差,为了提升天然气勘探成功率,为天然气开发提供科学依据,研究了鄂尔多斯盆地超深层天然气成因及分布特征。通过气相色谱仪分析超深层天然气组分与轻烃参数,采用同位素测定仪分析天然气中焕烃气碳同位素,依据轻烃参数与焕烃气碳同位素,分析超深层天然气成因;依据研究区域的测井资料,统计分析该区域超深层气层有关参数,得到超深层气层分布特征。研究表明,研究区域天然气内主要成分为甲烷;通过分析轻烃参数与焕烃气碳同位素可知,该区域超深层天然气主要为煤成气,含有少量混合气,演化程度为高成熟;各井中长10油层组最为发育,当气层厚度为3 m、含气饱和度为40%时,该区域的超深层气层数达到最高。     

致密砂岩气藏多层试井解释方法研究

致密砂岩油气藏储层多套小层叠置发育,为实现产能及经济效益最大化,通常采用一套井网分层压裂多层合采的开发方式,受非均质性影响,开发过程中层间干扰严重,各小层产能贡献比例、能量衰减速度差异大,限制了产能有效发挥。在应用试井分析结果评价生产井储层动态参数、压力水平的过程中,常规试井解释模型只能反映各生产子层数据的平均值,无法准确评价各层段数据,实际指导意义存在局限性。综合运用单层、多层试井解释模型对试井数据开展精细解释,以生产测井的分层产量作为拟合计算的新增约束条件,并以此建立多层渗流试井模型,拟合结果符合率高,在降低单层试井解释模型多解性的同时,实现多层参数定量评价,对于多层合采井在开发过程中技术政策调整以及增产措施制定等工作提供强力支撑。     

超致密砂岩测井评价

在明确广义上的储层概念后,对比性地概括了超致密砂岩的定义,给出其定量的物性上线,并根据川西须家河组的超致密砂岩层段的特征研究给出了该地区超致密砂岩的岩性、物性与电性特征。利用测井曲线、成像测井资料,通过建立模型得到裂缝识别方法;通过岩心铸体薄片、岩心孔渗异常关系曲线和试井分析渗透率与岩心分析或测井解释渗透率的关系异常,得到识别超致密砂岩气的其他证据方法,从而完成超致密砂岩气层测井评价。     

致密砂岩气藏低产低效井治理对策及展望

针对致密砂岩气田开发至中后期,单井产量、压力下降快,产水严重,低产低效井数量逐年增加问题,基于致密砂岩气藏地质特征,分析了低产低效井成因并进行归类,总结了各类低产低效井的治理对策,提出了低产低效井治理建议。研究认为,致密砂岩气藏普遍物性差,连片性差,气井易见水;致密砂岩气藏低产低效井按成因可进一步归类为排水措施井和老井挖潜井;排水采气是治理见水型低产低效井的主体工艺,查层补孔、侧钻水平井、重复压裂等老井挖潜工艺是实现低产低效井提质增效的主要途径;致密砂岩气藏低产低效井治理应集中于完善与升级排水采气工艺;结合数字化管理与自动化设备开展主动性排水采气;完善出水气井治理方式,加强控水根治出水问题;攻关形成更有效的低成本老井挖潜工艺;利用数字化气田开展多维矩阵式气井管理。     

大宁—吉县上古生界主要砂体储层物性及含气特征

鄂尔多斯盆地东南缘大宁—吉县地区上古生界具有巨大的非常规天然气资源潜力,其中,太2段、山2段、山1段和盒8段为研究区上古生界主要的致密砂岩发育层段。结合大量的钻井资料及储层物性测试数据对研究区4套主要砂体进行了分析,得出研究区从本溪组到盒8段砂体发育规模逐渐增大;孔隙度主要集中在5%～7%,渗透率偏低,大多在（0～0.6）×10^-3 μm²。运用曲线重叠法对研究区砂岩气层进行了识别与评价,并在考虑到区内砂岩泥质含量较高的基础上,对印尼公式的参数进行一定的优化,计算了该区的砂岩含气量,含气量整体呈现南高北低、西高东低的规律。     

煤系顶板砂岩含水层富水性分区研究

为探讨禹州煤田西南部云煤二矿软煤、软底和硬顶且开采煤层厚度变化很大的两软一硬不稳定煤层顶板富水性,以某预开采的工作面研究区为背景,在采掘资料和钻孔数据统计分析基础上,建立了典型钻孔柱状对比图,并进行了岩组类型划分和导水裂隙带高度的计算。在此基础上,采用主采煤层顶板岩性结构指数法对研究区顶板富水性进行了探究,获得了研究区各个钻孔位置裂隙带以内的顶板岩性结构指数量化值,通过内插进行了等值线变化特征分析。然后采用标准化方法对岩性结构指数进行富水性分区,划分出富水性相对弱、中等和强3个区域,与实际情况进行了对比。研究结果对研究区预采掘顶板水害防治及顶板支护具有较重要的参考价值。