恒速压汞法在致密储层孔隙结构表征中的适用性

在深入分析恒速压汞法原理的基础上,结合鄂尔多斯盆地延长组致密油岩心实验结果,研究了该方法在致密油孔隙结构表征中的适用性。结果表明:运用恒速压汞法能够区分孔隙和喉道,获得孔隙半径、喉道半径及孔喉半径比分布,可以更全面地表征孔隙结构并揭示其对渗流能力的影响;恒速压汞法以准静态进汞,能够消除润湿滞后效应,同时修正了高压下介质变形的影响,实验数据相比于高压压汞法更为准确。然而,受最高驱替压力的限制,恒速压汞法最大汞饱和度较低,无法表征半径小于0.12μm的孔喉。总体而言,恒速压汞法在表征致密油孔隙结构方面有一定的优势,但还需要结合其他方法才能表征致密油完整的孔隙结构。     

应用压汞实验方法研究致密储层孔隙结构 ——以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组为例

随着常规油气资源勘探瓶颈期的到来,致密油气藏越来越成为勘探开发研究的重点。为了进一步揭示致密储层微观孔隙结构特征及其对储层渗流能力的影响,运用常规压汞与恒速压汞方法,结合铸体薄片、扫描电镜等多种技术手段对准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组致密储层的孔隙结构特征进行综合分析。结果表明:研究区芦草沟组致密储层孔隙以溶蚀与胶结综合作用下形成的粒内溶孔、半充填孔、粒间溶孔、晶间孔隙与晶内溶孔为主;依据常规压汞曲线分布位置、形态,兼顾孔隙度、渗透率及表征孔喉大小、分选、连通的各类参数,将储层划分为5大类进行分类评价。研究区储层喉道半径与孔喉配置关系较常规储层差别较大,储层渗流能力主要由喉道半径分布与孔喉半径比分布控制,而孔喉半径比呈现的双峰特征指示储层具有2种孔隙类型的组合,该类型的储层应成为该区未来勘探开发的重点。     

应用恒速压汞技术研究致密油储层微观孔喉特征——以鄂尔多斯盆地上三叠统延长组为例

针对常规压汞获得的孔喉数值偏低,影响对储层的正确认识及后期开发技术政策的制定等问题,应用消除毛管压力影响的恒速压汞数据对鄂尔多斯盆地延长组致密油储层微观孔喉特征进行了直观、定量的分析。结果表明:致密油储层平均孔隙半径为153μm,与渗透率无相关性;平均喉道半径为0.34μm,是影响渗透率的主要因素,与渗透率具有很强的正相关性;孔喉半径比大,平均为556,与渗透率有较强的负相关性;汞进入阻力较小的大喉道所控制的孔隙时,总毛管压力曲线与孔隙毛管压力曲线几乎重合,喉道的影响不明显,随着进汞量的不断增加,毛管压力逐渐升高,喉道逐渐主导着进汞总量。因此,致密油的规模开发需应用先进的储层改造工艺,充分扩大、增加喉道,降低孔喉半径比,提高储层渗流能力,才能取得更好的开发效果。     

恒速压汞技术在储层孔隙结构研究中的应用

以恒速压汞实验为基础,从喉道、孔隙、孔喉半径比及毛细管压力曲线变化特征4个方面,对苏里格气田苏48—苏120区块储层微观孔隙结构进行分析。结果表明：渗透率越大,峰值喉道半径及主流喉道半径越大,喉道半径分布范围越宽,大喉道越多;微观孔隙结构越好,孔喉半径比分布范围越窄,平均值越小,驱油效果越好;低渗透储层不同渗透率样品孔隙半径差异不大,微观孔隙结构的差异主要体现在喉道的大小和分布上,喉道是影响储层渗流能力和开发效果的关键因素。     

恒速压汞技术在大港油田孔南储层流动单元微观孔隙特征研究中的应用

恒速压汞技术不仅可测量喉道数量,而且能同时得到孔道与喉道的信息。利用恒速压汞实验对冲积环境储层不同流动单元微观孔隙特征进行了研究。恒速压汞分析表明：不同流动单元喉道半径和有效喉道体积差别明显;储层孔隙半径差距明显;有效孔隙体积差异并不明显;储层孔喉半径比差异明显;相对而言Ⅲ类流动单元有效孔隙喉道数更多。对于中孔中渗储层来说,影响流体流动能力的因素主要是喉道大小。因此在油气田开发中,应根据不同流动单元的不同微观孔隙结构特征,采取不同的开发策略。应用该方法在孔南地区官195断块取得了较好的开发效果。     

川西新场须四段致密砂岩储层微观孔喉与可动流体变化特征

为了评价川西新场须四段致密砂岩储层,应用恒速压汞及核磁共振实验方法对储层微观孔喉与可动流体变化特征进行定量分析。结果表明,须四段致密砂岩储层可动流体参数、喉道特征参数及孔隙参数变化幅度大。微裂隙发育的致密砂岩储层孔隙对可动流体参数的影响较喉道要更大一些,在微观上可动流体参数主要受孔隙控制。孔喉半径比较大、分布范围宽是致密砂岩储层可动流体含量低、可动用程度差的主要原因之一。微裂隙发育的致密砂岩储层具有喉道进汞饱和度较孔隙进汞饱和度高的特点,说明新场须四段致密砂岩储层的储集空间类型主要为孔隙—裂缝型。     

华庆地区长81储层微观孔隙结构特征研究

通过铸体薄片、高压压汞、核磁共振以及恒速压汞等测试化验手段,深入研究了鄂尔多斯盆地华庆地区长81储层的微观孔隙结构特征,并分析了微观孔隙结构对流体微观赋存状态及其可流动性的影响。结果表明:华庆地区长81储层微观孔隙结构类型复杂,其中粒间孔-溶蚀孔孔隙组合类型连通性较好,孔喉半径较大,可动流体饱和度高,是有利于孔隙流体渗流的优势通道。孔喉类型、孔喉连通性、孔喉半径以及黏土矿物含量综合影响着孔隙流体的赋存状态及其可流动性,其中喉道大小对储层流体的渗流能力起主要控制作用,尤其是大喉道对储层渗流能力的改善具有明显优势。     

联合高压压汞和恒速压汞实验表征致密砂岩孔喉特征

文中利用铸体薄片、扫描电镜、高压压汞和恒速压汞技术,定量研究了四川盆地下志留统小河坝组致密砂岩储层的孔喉结构特征.通过联合高压压汞和恒速压汞实验,有效表征了小河坝组砂岩的总孔喉大小,其中孔隙半径为50～260μm,喉道半径为0.004～50.000 μm.总体而言,致密砂岩渗透率(K)主要受控于小部分(小于40％)较粗...     

联合压汞法表征致密油储层孔隙结构

致密油是非常规油气资源的重要组成部分,致密油储层的孔隙结构决定并影响着渗流规律。当下主要有2种压汞方法进行储层定量表征,分别为高压压汞法和恒速压汞法。通过对8块致密岩心样品先后进行高压压汞和恒速压汞实验,逐一分析阐明了2种方法在致密油储层孔隙结构表征方面的特性,联合2种压汞实验方法,在同一图版上绘出2种方法的压汞曲线,计算得到8块样品完整的孔径分布曲线,并根据Loucks的分类方法计算得到8块样品的孔径分布直方图。研究结果表明:（1）在低汞饱和度下,恒速压汞总体曲线和高压压汞的进汞曲线重叠完好,说明了该区域是反映同一种孔隙结构。（2）通过综合后孔径分布曲线可以明显看出,致密油储层孔隙半径分布在9.2 nm~500 μm之间,致密油储层孔径分布曲线呈多峰形态。右侧孔隙半径80~500 μm之间有一个峰,峰值在半径150 μm左右,孔隙半径小于1 μm的纳米级孔隙大量发育,并出现多个峰值。（3）根据Loucks的分类方法,纳米孔（<1 μm）是主要的孔隙孔径类型,大于62.5 μm的介孔数量次之,中间孔径即微米级孔隙分布最少。      

恒速压汞技术在长2储层孔隙结构研究中的应用

恒速压汞技术是储层微观孔隙结构定性和直观分析的先进技术之一。文中应用该技术对定边油田张韩区块长2储层微观孔隙结构进行分析研究．得到了孔隙与喉道的大小及其分布频率等参数。在此基础上．分析了孔隙大小、孔隙体积、喉道大小及孔喉比等参数对微观孔隙结构的影响。分析结果表明,低渗透储层有效喉道半径越大,其渗流通道越宽,不同渗透率级别的低渗储层．其差异主要体现在喉道大小及分布上;喉道特征是决定储层物性的关键因素,不同渗透率级别的储层岩石由不同半径的喉道控制;储层岩石的孔喉比参数对水驱油渗流特征、剩余油微观分布特征及驱油效率等均有较大影响。     

恒速压汞及核磁共振技术在四川盆地西部致密砂岩储层评价中的应用

在深入分析恒速压汞法和核磁共振实验原理的基础上,结合岩心实验结果,分析川西新场地区上三叠统须家河组四段储集空间类型、孔隙结构类型、孔喉特征、孔喉比特征及其与孔、渗相关关系,研究孔隙和喉道对毛细管曲线的影响,探讨孔喉特征对可动流体参数的影响.川西须四段为低孔、低—超低渗致密储层,孔隙度介于1.6％～10.9％,平均5.9...     

运用高压压汞及扫描电镜多尺度表征致密砂岩储层微纳米级孔喉特征——以渤海湾盆地沾化凹陷义176区块沙四段致密砂岩储层为例

选取渤海湾盆地沾化凹陷义176区块沙河街组四段32块致密砂岩样品进行高压压汞、覆压孔渗等实验,结合环境扫描电镜的镜下特征,探讨致密砂岩储层的微观孔喉结构特征及其渗透性,特别是流体在纳米级及微米级喉道的渗流特征。实验表明:研究区的排替压力分布范围大,结合孔喉的分布情况和渗透率的相对大小,将该区的储层分成4大类6亚类;dv/d（logd）能够准确形象地反映各级孔喉分布情况,结合环境扫描电镜对孔喉相对大小的识别结果,将研究区的孔喉体系分为纳米级、微纳米级、纳微米级及微米级等4类,将喉道分为纳米级喉道和微米级喉道;通过相关性分析,发现纳米级喉道控制着渗透率,而微米级喉道更多贡献于孔隙度;高压压汞在研究致密储层的孔喉特征时,不仅能够表征常规孔喉的结构特征,同时也能反映微纳米级孔喉的大小及流体在其中的渗流特征,对进一步精细评价储层具有良好效果。      

致密砂岩储层微观孔隙特征评价——以中国吐哈盆地为例

致密砂岩微观孔隙特征评价是致密油气地质评价的核心研究工作。基于恒速压汞、铸体薄片、X-射线衍射等测试分析,对吐哈盆地水西沟群致密砂岩开展微观孔隙特征评价工作。研究表明：靶区致密储层岩石类型以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主,不稳定矿物含量高是导致微观孔隙结构复杂的主要原因;致密储层的物性与矿物组成有密切关系,石英由于其脆性而易形成微裂缝,对储层的渗透率贡献明显,对孔隙度影响不大;黏土矿物由于其可塑性及遇水膨胀的特性,对孔隙度和渗透率影响明显,均呈负相关;长石由于其不稳定性,在溶蚀作用下形成高岭石,但在致密储层复杂孔喉体系的背景下,流体的迂回程度高,造成高岭石多在原地沉淀,堵塞孔隙和喉道,与孔渗存在明显的负相关;基于毛管压力曲线,可把致密储层的孔喉结构划为3类,分别为粗喉道所控制的高孔区、中喉道控制的中孔区和细喉道控制的低孔区;同常规储层相比,致密储层具有排替压力高、进汞饱和度低、喉道半径小、孔喉比高、结构系数高等特点。该评价方法和思路,为吐哈盆地,乃至我国其他盆地的致密油气勘探提供科学依据。     

致密砂岩储集层微观孔喉结构及其分形特征——以西加拿大盆地A区块Upper Montney段为例

为表征致密砂岩储集层微观孔喉结构及其分形特征,利用铸体薄片、扫描电镜、高压压汞等测试方法,对西加拿大盆地A区块下三叠统Upper Montney段致密砂岩样品进行了研究。结果表明,研究区储集层主要孔隙类型包括溶蚀孔、原生剩余粒间孔和晶间微孔,见少量微裂缝;储集层孔喉半径多小于0.30 μm,分布曲线呈多峰形态,有效储集空间主要由亚微米级和纳米级孔喉组成;研究区致密砂岩储集层可划分为Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类,其对应的孔喉总分形维数分别为2.31、2.46和2.63,Ⅰ类储集层的物性较好,非均质性相对弱;不同大小孔喉的分形特征有差异,通常亚微米级孔喉的分形维数较纳米级孔喉大,即亚微米级孔喉非均质性更强。孔喉分形维数与其结构有关,不同孔喉的发育造成了致密砂岩储集层非均质性各异。     

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。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田苏6区块盒8段致密砂岩储层微观孔隙结构特征及其意义

应用铸体薄片、扫描电镜、三维CT扫描、高压压汞和恒速压汞等方法,对苏里格气田苏6区块盒8段致密砂岩储层的微观孔隙结构特征进行定量表征,探讨孔隙结构差异性成因,进而优选出反映致密砂岩微观孔隙结构特征的储层评价参数。结果表明:储层孔隙类型主要为(颗粒、胶结物)溶孔、黏土矿物晶间孔及少量残余粒间孔;不同渗透率的储层孔隙半径差别不明显,但喉道半径分布差异较大,储层越致密,喉道半径分布范围越小、小喉道所占比例越高,喉道占有效储集空间的比例也越高;中粗粒岩屑石英砂岩和中粗粒岩屑砂岩结构成熟度高、原始孔隙度高、溶蚀作用强烈,溶蚀孔隙所占比高,形成的半径大于1μm的孔喉含量显著增加;细粒(长石)岩屑砂岩分选差、原始孔隙度低,溶蚀作用弱,孔隙类型主要为黏土矿物晶间孔,形成的孔喉主要为半径小于1μm的孔喉;主流喉道半径对储层渗流能力起主要控制作用,并且可以很好地反映储层的孔喉分布、有效储集空间及非均质性等微观孔隙结构特征,应当作为致密砂岩储层重要的储层评价参数。     

东风港油田特低渗透油藏微观孔隙结构及渗流特征试验研究

为了经济有效地开发东风港油田特低渗透油藏,对其储层的微观孔隙结构及渗流特征进行了试验研究。以沙四段上段为例,选取具有代表性的4块岩心,利用恒速压汞仪器,分别获得了其喉道半径、孔隙半径、孔喉半径比和毛管压力的分布特征;在70 ℃条件下,采用非稳态法分别对4块岩心进行水驱油相渗试验,获得了特低渗透储层的渗流特征。试验得出,喉道半径分布范围越宽峰值越大,孔隙半径分布差别不明显,孔隙半径比因渗透率不同而不同,特低渗透岩心排驱压力大,最大连通喉道半径比较小,储层开采难度相对较大;该储层平均束缚水饱和度相对较高,随着渗透率的升高,两相共渗区跨度逐渐减小。研究结果表明,驱油效率和渗透率高低相关性差;正常型相对渗透率曲线对应的多是孔喉半径比较大、连通性较差的储层,而直线型相对渗透率曲线对应的则是孔喉半径比相对较小、孔隙连通性较好的储层。因此,厘清微观孔隙结构对于合理制定开发方案具有指导意义。      

鄂尔多斯盆地长7段致密油成藏物性下限研究

鄂尔多斯盆地延长组长7段致密砂岩储层在湖盆中心大面积分布,成藏期的储层物性下限是决定油气是否充注储层的重要参数。运用恒速压汞和纳米CT扫描技术分析了长7段湖盆中心渗透率小于0.3×10-3 μm2、孔隙度小于12%的致密砂岩储层的物性及微观孔喉特征。结果表明,其平均孔隙半径为160μm,喉道半径不超过0.55μm,均值为0.33μm。在分析致密油成藏期储源压差、原油物理性质及盆地流体特征的基础上,结合致密储层油气驱替模拟实验及最小流动孔喉半径法,综合确定了研究区长7段致密油成藏期油气开始充注时的孔喉下限为14 nm,孔隙度下限为4.2%,渗透率下限为0.02×10-3 μm2,要达到含油饱和度超过40%而实现致密油的大面积连续分布,孔喉半径下限应为0.12μm,孔隙度下限为7.3%,渗透率下限值为0.07×10-3μm2。      

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。