安棚深层系致密砂岩有效储层识别与评价

泌阳凹陷安棚深层系属扇三角洲沉积,砂岩储层孔喉分布状况差,结构复杂,喉道微细且不均匀,致密低渗是该套储层的突出特点。安棚致密砂岩油源充足,油气显示丰富,储层分布广泛,开发潜力较大。早期采用直井常规压裂、同步注水开发效果差,随着直井分层压裂及水平井分段大型压裂技术的出现,这类油气藏整体有效开发动用成为可能。根据深层系储层特征、油气显示、试油生产情况及压裂后四性关系分析,重新建立了安棚深层系致密砂岩有效储层识别标准,逐层对有效储层进行了识别与分类评价,为其下部整体开发动用奠定了基础。     

致密砂岩水平井固井水泥浆体系研究及应用

安棚深层系致密砂岩水平井-安HF1井、安深3-1HF井固井施工主要存在以下技术难题:储层温度较高(135℃),二开技术套管封固段长(3 500 m以上),水泥环上下温差大(超过100℃),对水泥浆性能要求高;二开井段穿越多段泥页岩,易垮塌;井径不规则,易形成"糖葫芦"井眼;顶替效率差。针对上述技术难点,配制了大温差低密度水泥浆体系和高温韧性水泥浆体系,并研究了相关的施工工艺。实践证明,两种水泥浆体系解决了安棚深层系致密砂岩水平井固井施工难题。     

安棚深层系致密砂岩油藏水平井压裂参数优化设计研究

安棚油田储层致密低渗,物性差、渗流阻力大,自然产能低,采用常规直井进行开采,初期产能低,产量递减快。基于对安棚深层储层地质特征的认识,在致密砂岩渗流试验的基础上,考虑致密砂岩储层的冲击压力梯度和储层应力敏感性,建立了大型储层数值模拟模型,优化水平井的裂缝条数、长度和导流能力等参数。采用"不等长布缝"和"不等量注水"的优化思路,降低水平井注采井网的水窜风险,最终得到了合理的水平井裂缝设计参数和井网。结果表明,优化后的井网获得了较高产能,也推迟了水平井的见水时间,改善了分段压裂水平井的开发效果。     

赵凹油田安棚区深层系低渗致密砂岩储层特征

泌阳凹陷赵凹油田安棚区深层系主要指埋深大于3 000 m的核三下段,属扇三角洲沉积.岩芯描述和常规薄片、铸体薄片、扫描电镜、X-衍射分析及压汞资料研究表明,安棚深层系的岩石类型主要为岩屑砂岩、长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩.快速堆积,颗粒大小混杂,分选差,成分成熟度和结构成熟度低,是导致深层系砂岩低渗的基础条件;砂岩储层以扇三角洲前缘的水道砂和河口坝砂物性最好,席状砂次之;储层孔隙类型以次生溶孔和残余粒间孔为主,孔隙小,具两种孔隙介质,喉道细小且不均匀,孔喉分布状况差,结构复杂,为典型的特低孔特低渗储层;成岩作用,特别是压实作用和晚期碳酸盐胶结充填作用是影响储层微观非均质性和导致储层致密低渗的主要因素.     

赵凹油田安棚区深层系低渗致密砂岩储层特征

泌阳凹陷赵凹油田安棚区深层系主要指埋深大于3 000 m的核三下段,属扇三角洲沉积.岩芯描述和常规薄片、铸体薄片、扫描电镜、X衍射分析及压汞资料研究表明,安棚深层系的岩石类型主要为岩屑砂岩、长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩.快速堆积,颗粒大小混杂,分选差,成分成熟度和结构成熟度低,是导致深层系砂岩低渗的基础条件;砂岩储层以扇三角洲前缘的水道砂和河口坝砂物性最好,席状砂次之;储层孔隙类型以次生溶孔和残余粒间孔为主,孔隙小,具两种孔隙介质,喉道细小且不均匀,孔喉分布状况差,结构复杂,为典型的特低孔特低渗储层;成岩作用,特别是压实作用和晚期碳酸盐胶结充填作用是影响储层微观非均质性和导致储层致密低渗的主要因素.     

裂缝-孔隙型特低渗透砂岩油藏开发技术--以安棚油田深层系为例

安棚油田深层系储层属扇三角洲相沉积，储层岩石的成分成熟度和结构熟度均较低，岩石胶结致密，具有特低孔隙度和特低渗透率特征。深层系储层裂缝较发育，储层中的天然裂缝以高角度或垂直裂缝为主，采用定向取心先进技术确定了地下裂缝的走向。针对储层物性差、自然产能低的特点，通过开发早期油藏地质研究、裂缝识别及分布评价，提出相了应的开发技术，采用压裂增产、高压增注等措施，以保证特低渗油田的有效开发。     

东濮凹陷古近系致密砂岩气成因与充注差异

中国东部深层古近系致密砂岩气是今后油气勘探的重要接替领域。以东濮凹陷深层古近系致密砂岩气为例,根据天然气组分、碳同位素及储层沥青等分析了天然气成因,从储层致密化及油气充注期等方面,研究了深层洼陷带、斜坡带致密砂岩气充注差异,并划分了气藏成因类型。结果表明,东濮凹陷洼陷带以腐泥型干酪根裂解气为主,并混有原油裂解气,储层在东营组沉积期和明化镇组沉积中期均演化为致密储层,普遍存在东营组沉积中后期—东营组抬升初期、明化镇组沉积后期—第四纪2期油气充注;东濮凹陷斜坡带以原油裂解气为主,储层在明化镇组沉积中期演化为致密储层,以东营组沉积中后期—东营组抬升初期油气充注为主。根据天然气成因、储层致密化进程及其与油气充注期的关系,将东濮凹陷深层古近系致密砂岩气藏划分为2种成因类型:洼陷带2期致密混合型气藏,斜坡带晚期致密原油裂解型气藏。     

四川盆地川西坳陷新场气田须家河组储层工程地质特征及增产实践

储层增产技术是川西深层致密砂岩气藏开发的关键技术.川西坳陷新场气田须家河组二段为典型的深层致密砂岩气藏,具有储层致密、最小主应力与垂向应力接近的走滑断层应力状态以及储层裂缝发育等特点,前期储层改造效果不明显.针对须家河组储层开展了工程地质特征评价和前期压裂效果分析,在储层岩相、岩石学、物性和裂缝等特征研究基础上,将储层...     

安棚深层系储层孔隙度计算方法研究

在低孔低渗储层中 ,声波时差测井对孔隙度响应较差 ,利用声波测井资料直接计算储层孔隙度误差较大 ,很难满足精度要求。在对中子孔隙度和密度孔隙度进行环境校正的基础上 ,根据双矿物体积模型(砂岩、碳酸盐岩 ) ,列出三孔隙度测井响应方程 ,求出这三组超定方程组的解 ,从而得到安棚深层系三孔隙度解释模型。用岩心分析孔隙度对该方法进行检验精度较高 ,能较好解决安棚深层系低孔低渗储层孔隙度计算的问题。     

安棚深层系扇三角洲低渗致密砂岩储层综合评价

泌阳凹陷安棚深层系主要指埋深大于2800m左右以核三下亚段为主的勘探目的层系，属扇三角洲沉积。砂岩储层的孔隙结构明显分为两大类，反映了以填隙物晶间孔隙为主的和以有效孔隙及裂缝为主的两种孔隙介质的孔隙结构特点。孔喉分布状况差，结构复杂，喉道微细且不均匀，致密低渗是该套储层突出特点。快速堆积，颗粒大小混杂，分选差，成分成熟度和结构成熟度低，是导致深层系砂岩低渗的主要原因；成岩作用，特别是压实作用和晚期碳酸盐胶结作用是影响储层微观非均质性和导致储层致密低渗的主要因素。综合研究可将砂岩储层划分为三类，其中Ⅰ、Ⅱ类为深层系有效油气储层，Ⅲ类储层为无效储层，但可作为有效储气层。根据孔隙度、声波时差随深度的变化关系及孔隙度、渗透率的平面展布特征，结合试验资料及微相平面展布，对深层系储层类型纵向和平面分布进行了综合评价。     

安棚深层系储层孔隙度计算方法研究

在低孔低渗储层中，声波时差测井对孔隙度响应较差，利用声波测井资料直接计算储层孔隙度误差较大，很难满足精度要求。在对中子孔隙度和密度孔隙度进行环境校正的基础上，根据双矿物体积模型(砂岩、碳酸盐岩)，列出三孔隙度测井响应方程，求出这三组超定方程组的解，从而得到安棚深层系三孔隙度解释模型。用岩心分析孔隙度对该方法进行检验精度较高，能较好解决安棚深层系低孔低渗储层孔隙度计算的问题。     

联合高压压汞和核磁共振分类评价致密砂岩储层——以鄂尔多斯盆地临兴区块为例

致密砂岩气藏储层的孔渗关系通常都较差,沿用常规的储层分类方案难以满足该类储层分类评价的需要。为此,以鄂尔多斯盆地东缘临兴区块二叠系致密砂岩气藏为例,借助高压压汞、核磁共振和扫描电镜等多种手段,刻画致密砂岩储层微观结构,研究微观结构参数对宏观物性的控制作用,进而在此基础上开展致密砂岩储层分类评价。研究结果表明:(1)核磁共振能够识别不同大小的孔隙分布,高压压汞能够反映储层的孔喉配置关系及渗流能力;(2)两种手段刻画结果吻合较好,随T2谱右峰比例的增加,进汞曲线呈现下凹形、孔喉半径增大,孔隙类型由粒内溶蚀孔和晶间孔逐渐过渡为粒间孔和粒间溶蚀孔,储层品质变好;(3)微观孔隙结构控制储层物性及流体可动性,大孔的孔隙度和有效孔隙度的相关性最佳,大孔孔隙度可用于评价致密砂岩的储集能力;(4)高压压汞获得的孔喉半径R15与孔隙度、渗透率相关性最佳,可用于评价致密砂岩的渗流能力;(5)综合大孔孔隙度和R15将临兴区块致密砂岩储层分为4类,分类结果与现场试气结果吻合度较高。结论认为,高压压汞和核磁共振两种方法相结合,能够有效识别反映致密砂岩储集能力和渗流能力的关键参数,提高储层分类的可靠性和完整性;通过优选反映储集能力和渗流能力的关键参数,可以指导致密砂岩储层的分类评价。     

安棚深层系凝析油气藏测井评价技术

依据大量实验资料建立了安棚深层系储层岩性、物性、含油性的各种测井解释模型,利用曲线重叠法、交绘图法、偶极子声波技术评价油水层。建立了油水层的解释标准,依据该标准及新的评价技术对90口井进行了重新评价,重新解释了一批新的油气层,并建立了一套适合安棚深层系的凝析油气层测井评价技术。     

致密砂岩气储层岩性测井综合评价技术

鄂尔多斯盆地大宁区块石炭系和二叠系致密砂岩气储层发育,具有横向分布广泛、纵向分布稳定的特点。岩心及试油等资料显示,大宁地区致密砂岩气储层岩石类型多样,且岩石类型不同,储层物性及含气性也存在明显差别,利用常规测井方法开展致密砂岩气储层岩石类型评价困难。通过综合分析地质、岩心资料,确定了目标区块致密砂岩气储层4种主要岩石类型,分别为石英砂岩、岩屑石英砂岩、长石岩屑砂岩、岩屑砂岩。在明确这4种主要岩石类型测井资料响应特征的基础上,优选补偿密度、补偿声波、补偿中子、自然伽马测井曲线,采用"三步剥离法"开展岩石类型精细评价,有效提高了致密砂岩气储层岩性识别准确率,并实现了岩石类型分类连续自动判别。该方法有效解决了致密砂岩气储层岩石类型测井评价难题,提高了利用常规测井资料进行岩性评价的精度。     

古近系致密砂岩“优质储层”预测方法初探

通过古近系致密砂岩取心井段的测试资料分析,结合试油、投产等勘探成果数据,确定了辽河坳陷古近系致密砂岩储层的控制因素。研究认为,古近系致密砂岩储层中压实、胶结、溶蚀等成岩作用均是控制致密砂岩储层形成的非主要控制因素,通过对比分析发现,沉积微相控制了致密砂岩优质储层分布。由此出发,形成致密砂岩沉积微相刻画、颗粒相描述以及分选相预测"三相"结合的致密砂岩有效储层地质预测方法,利用"三相"结合能够准确确定致密砂岩"优质储层"分布。     

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。     

安棚深层系低渗透砂岩油藏裂缝研究

方法利用岩心观察、铸体薄片鉴定、电测解释等方法,对安棚深层系低渗透砂岩油藏裂缝进行了研究。目的认识和评价该深层系裂缝的发育、分布状况,分类及其对油气的作用,以便合理、高效开发该油藏。结果安棚深层系发育裂缝,其中以中、小裂缝为主;裂缝分布不均匀,纵向上Ⅴ砂组裂缝较发育,横向上Ｂ２４６、Ｂ１８５等井裂缝较发育。结论安棚深层系裂缝的产生主要与构造应力作用有关,其发育程度与裂缝所处构造带位置有关;裂缝的存在不仅改善了油气层的物性特征,而且增强了对油气的储藏能力     

致密砂岩气藏含气控制因素研究与评价应用

探究致密砂岩气藏含气控制因素对实现致密气优质高效勘探开发有重要作用。研究认为致密砂岩含气储层主要受构造、岩性、物性和裂缝4种因素控制。构造高部是形成含气储层的首要条件,高含气储层对粗砂岩具有选择性,物性主要提供物质场所,裂缝发育是致密砂岩气层获得高产工业气流的关键因素。在搞清致密砂岩含气储层控制因素基础上建立了致密砂岩流体识别方法和储层分类标准,开展了气层识别与分类评价,实践应用取得了良好效果。     

基于岩石孔喉结构的致密砂岩分类方法 ——以济阳坳陷古近系为例

致密砂岩沉积类型多样,孔渗关系复杂,孔喉结构是储层表征与评价的关键参数。以济阳坳陷古近系致密砂岩为研究对象,在对不同沉积类型致密砂岩的岩石学特征、孔喉结构特征分析的基础上,利用系统聚类分析法建立基于岩石孔喉结构的致密砂岩分类方案。结果表明:济阳坳陷古近系致密浊积砂岩、致密滩坝砂岩、致密三角洲前缘砂岩在岩石组构和孔喉结构上具有相似性,其Ⅰ类优质储层孔喉半径均值大于1.1μm,Ⅱ类较好储层为0.7～1.1μm,Ⅲ类中等储层为0.4～0.7μm,Ⅳ类差储层小于0.4μm;致密砂砾岩与前3种储层具有明显区别,Ⅰ类优质储层孔喉半径均值大于1.3μm,Ⅱ类较好储层为0.8～1.3μm,Ⅲ类中等储层为0.3～0.8μm,Ⅳ类差储层小于0.3μm。     

深层超压低孔渗、致密砂岩储层物性新认识

前陆冲断带深层、超深层已陆续发现了许多大中型油气田,其砂岩储层普遍发育流体超压、低孔低渗、甚至致密,但储层试井渗透率远远大于岩心实测渗透率,且高产、稳产。明确超压致密储层高产原因不但对深化认识深层超压砂岩储层物性和油气充注机理具有学术意义,而且对于提升油气储量具有经济价值。通过岩心微米CT扫描和核磁共振检测实验,剖析了深层超压状态下砂岩储层的物性及其变化。结果表明,流体超压改善了储层的孔隙结构,大大地提升了储层的孔隙度和渗透率,由此推断深层超压砂岩储层可能并不致密,颠覆了由常规测试方法形成的深层储层致密的传统认识。