河东煤田乡宁地区主煤层储层物性特征及意义

通过煤矿井下观察及室内测试，对研究区晚古生代煤系主要煤储层的物性特征及煤层气勘探开发前景进行了分析．结果表明：主要煤储层中割理较为发育，割理面以ＮＷ走向为主，且多为紧闭；孔隙率较高，孔比表面积主要分布于孔径较小的微孔和过渡孔段，孔隙的连通性较差，煤层渗透率极低；主要煤储层的含气性总体上较差，可能与喜山期的拉张应力作用有关，具有煤层气勘探开发前景的地区可能处于区内西北部的煤层深埋区及区内次级向斜等构造有利部位．     

陆相盆地低煤级煤储层特征研究—以准噶尔、吐哈盆地为例

研究了准噶尔、吐哈盆地低煤级煤储层的特征,结果表明：该储层几何形态复杂,且受成煤环境的控制,表现出显著的规律性变化。煤体形态可归纳为与成煤环境对应的4种类型,其中形成于湖成三角洲的朵状、舌状煤体成藏规模最大,浅部煤储层以含气量低、甲烷浓度低、含气饱和度中等、含气强度大为特征;但在构造相对简单的盆缘斜坡深部具有很好的勘探开发潜力,煤储层孔容及比表面积都很大且变化范围也大;中值孔径、孔隙率的变化特征与孔容一致,预示了低煤级煤储层较高的基岩渗透率,兰氏体积和兰氏压力都显著低于中、高煤级煤储层,煤储层达到饱和的机率更大,更容易解吸。古构造应力场控制着煤储层割理裂隙系统的发育程度和分布规律,现代构造应力场特征影响煤储层割理裂隙系统的开合程度,盆缘斜坡多为高渗区。     

低渗透储层特征研究

不同低渗透储层特征差异大,储层特征对渗流能力和开发效果有重要影响.通过对大庆和长庆低渗透储层岩芯恒速压汞、核磁共振、启动压力梯度、粘土类型与含量分析测试,对比研究了低渗透储层特征.研究结果表明主流喉道半径是渗流能力的主控因素,粘土类型及含量和可动流体饱和度进一步减小了储层的有效渗流空间,特别是大庆低渗透储层粘土含量高,以伊利石和蒙脱石为主,对渗流空间影响很大.气测渗透率相近的储层,长庆低渗透储层与大庆低渗透储层相比,主流喉道半径大、可动流体饱和度高以及启动压力梯度小.这些特征参数揭示了大庆和长庆低渗透油藏开发难度差异的原因.     

非均质性砂砾岩储层渗透率预测方法研究

针对测井储层评价中的渗透率预测问题,基于相控建模理念,采用流动单元分析法,将所研究工区划分为4个特征明显的流动单元;采用最能表征储层储集性能的声波时差、补偿密度、补偿中子、自然伽马、流动层带指数进行模糊聚类分析,选取最大隶属度大于70%的最优样本进行建模,得到流动单元的判别模型;建立了复杂砂砾岩储层渗透率模型,提高了储层流体渗透性能的预测精度,为非均质储层物性认识提供了参考方法.     

平顶山矿区煤层气赋存特征及开发潜力

平顶山矿区二１支富含煤层甲烷气体，其资源量估算达３０２亿ｍ＾３以上。本文通过对控制煤层气赋存的二１煤层的储层几何形态，地质特征，煤质变化，特别是物性特征的研究，指出本区二１煤层渗透性较好，渗透率随着围限压力增加而降低，且与割理发育程度，构造应力变化有密切关系。     

高煤级煤储层渗透率在煤层气排采中的动态变化数值模拟

针对高煤级煤储层渗透率尤其是其动态变化规律极少开展研究的现状，基于现代测试技术和沁水盆地排采效果较好的煤层气井实测排采数据，利用目前国际上较为先进的煤层气数值模拟软件CINET2，采用分段拟合的方法对煤层气井的产气、产水过程进行历史拟合和修正，进而对高煤级煤储层渗透率在开采中的动态变化规律进行了探讨．研究结果表明，煤层气并工作制度的变化会引起煤层气井采动状况发生变化，导致煤储层渗透率产生波动．煤储层渗透率随着煤层气井排采时间呈指数规律缓慢衰减，与物理模拟实验结果显示的渗透率与有效应力的关系具有相似的结论．     

煤岩水敏性机理研究及防治

通过静态观察实验以及岩心动态流动实验, 研究了煤岩吸水膨胀对储层的影响, 揭示了煤岩水敏机 理, 提出了防治煤岩水敏的方法。水敏实验结果表明, 煤岩很容易发生水敏, 对地层产生较大伤害。膨胀实验显示, 煤粉在低矿化度的流体中更易发生膨胀。对煤粉充填压实岩心进行的流动实验结果表明, 黏土矿物水化膨胀, 产生 微粒运移, 使渗透率下降, 对储层的伤害具有不可逆性, 而 KC l对抑制煤岩膨胀具有很好的效果。     

煤储层基质孔隙和割理孔隙的特征及孔隙度的测定方法

以河南安阳和山西柳林两处试验勘查区及附近矿井煤样为例,对煤储层和基质孔隙和割理孔隙特征分析进行了研究,并对孔隙度的测定方法作了探讨。基质孔隙和割理孔隙构成煤储层的双重孔隙介质结构．割理孔隙度一方面随围压增加有降低的趋势,另一方面随孔隙压力降低,气体解吸引起的基质收缩,又有增加的趋势．通过分析实验室条件下,水饱和与气驱水过程基质孔隙的毛管力和润湿性,结合国外学者对气驱水条件下割理内是否有残余水所做的实验,综合分析,认为气驱水法是测定割理孔隙度唯一可行的方法．基质孔隙度只能由总孔隙度和割理孔隙度间接求取．     

地层压力变化对渗透率的影响实验研究

储层岩石在地下随有效应力改变而发生变形,从而影响其渗流特性。利用从美国引进的三轴向岩石力学测试系统,从岩石的力学特性入手,研究了储层岩石在地层压力下降和压力回弹过程中的变形特征及渗透率变化规律。实验发现,储层岩石的受力变形不是完全弹性的,在地层流体压力回弹过程中,部分变形不可恢复,地层压力恢复时机越晚,产生的塑性变形越大,地层压力恢复后的渗透率保留率越低。对于某些储层岩石,当上覆压力增大,超过其抗压强度后,又会产生裂缝,从而改善其渗透性能。     

王场高含盐油藏水驱储层参数变化规律及机理研究

通过大量室内物理模拟试验,研究了王场高含盐油藏水驱储层参数变化规律及机理。研究认为渗透率大于80×10-3μm2的储层水驱后渗透率增加,平均孔隙半径增大,反之则渗透率下降,孔隙半径减小;王场油田水驱储层参数变化的直接原因是岩石颗粒的脱落和运移,根本原因是可溶性盐类矿物的溶解。     

不同特征储层相渗曲线的网络模拟研究

通过随机方式建立由孔隙和喉道组成的三维网络模型,研究流体在模型中的流动,建立求取相对渗透率的方法。在此基础上,针对高孔高渗、高孔中渗和低孔低渗三种不同的储层结构,分别建立与其对应的网络模型。通过网络模拟方法求取不同特征储层的相对渗透率曲线。     

对低渗透储层的错误认识

低渗透储层研究出现的许多错误认识,是由于实验手段的不正确和缺少理性的科研方法所致.低渗透储层发育一些微裂缝,但裂缝开度小,连续性差,在地下被迫闭合(地下没有张开的缝),因此,渗透率极低.低渗透储层的微裂缝与粒间孔隙相当,因此,为单一介质,而不能称作双重介质.低渗透储层的岩石高压缩性和强应力敏感是由实验的系统误差所致,根本不是岩石自身的性质.滑脱效应和启动压力梯度属于实验假象,其实并不存在.     

坪北特低渗透油藏水驱前后储层参数变化规律研究

坪北油田不同渗透率岩心水驱油实验发现,长期水驱后渗透率均出现了不同程度的下降。通过扫描电镜、铸体薄片、粘土矿物等测试分析,发现储层微观孔隙结构对水驱前后储层参数变化有影响。特低渗透储层因喉道细小、粘土矿物含量高,岩石颗粒易脱落、运移而堵塞喉道,造成注水开发过程中储层渗透率变差。     

老油井复查潜力油层评价技术研究

电缆地层测试器可以完成储层压力、地层压力梯度测试以及地层流体取样、确定储层油水界面、进行储层渗透率解释和产能评价。在分析油井产出剖面测试现状的基础上,推出具有能测量油井分层压力并获取层内流体样品进而寻找剩余油的新技术。现场应用表明,该技术在多层合采、射孔完井的老采油井中寻找潜力层具有良好的应用前景。     

特低渗-致密砂岩储层成藏模拟试验与成藏机理

对采自鄂尔多斯盆地延长组的8块渗透率为（0.050-2.812）×10-3 μm2的特低渗—致密砂岩岩芯样品进行石油驱替成藏模拟试验。试验采用驱动压力分段逐级提升式连续油相充注。结果表明：特低渗—致密砂岩储层石油运移、聚集、成藏机理与常规储层明显不同。随着石油不断注入和驱动压力的不断增高,岩芯中孔隙水逐渐排出,含油饱和度随之增高,并且增高趋势呈现先快后慢的指数式特征;样品最终含油饱和度与渗透率相关关系不显著,与孔隙度呈正相关;特低渗—致密储层具有原油活塞式驱替运移的成藏机理,成藏效率高,石油成藏富集受到油源规模、驱动压力、成藏流体性质等因素的影响;优质烃源岩是特低渗—致密储层石油富集的主控因素。     

CO2和地层水、储层配伍性实验研究

针对CO2 驱油方法在近年来得到人们的广泛重视,它在国内尤其在国外应用广泛,取得了良好的驱油效果的实际,研究了注CO2 采油过程中,当CO2 到达储层后,与地层原油、地层水以及储层岩石相互接触,发生一些物理化学性质的变化,使得储层的渗透能力也发生变化的问题.利用中原油田提供的地层水及储层岩石样品进行了CO2 和地层水、储层配伍性的实验研究.测试了注CO2 前后岩芯水测渗透率的变化情况,并进行了原因分析.实验结果表明:注CO2 过程中不会产生碳酸钙沉淀堵塞孔道降低储层渗透率;相反由于CO2 溶解于水中生成碳酸溶蚀了岩石的某些胶结物,使岩石渗透率得到改善.     

流体流变参数对低渗透油藏开发的影响和认识

低渗透油藏随着储层渗透率的减小,流体赖以流动的孔隙系统中微细孔隙体积的比例不断增大,使流体在流动中所受到的干扰更加严重,从而改变其渗流特性。本文运用流体流变学理论,研究测试流体流动通过特低渗透油藏的流变参数,建立径向渗流的数学方程,对比分析压力、产油量和含水率的变化规律,认为初始剪切应力对特低渗透油藏的开发有重要影响,并提出改善油藏开发效果的认识。     

基于决策树对致密储层流体识别的方法研究——以盐池地区长8储层为例

致密砂岩储层由于受到储层岩性和孔隙结构等多种因素影响，利用传统复杂的流体识别方法对油水层识别困难、识别效率低。基于传统的图版法、重叠法和测井法等识别方法综合测井响应特征，能够充分利用基础地质数据、测井资料以及油水关系识别流体性质。但是，致密砂岩储层性质不稳定且储层非均质性强，加之孔隙结构和油水关系复杂，导致识别效率低、人为主观性强，限制了识别效果。以盐池地区长8致密储层为研究对象，提出了基于决策树对致密储层流体识别的方法。该方法通过研究区测井响应特征以及储层流体特征，结合电阻率、声波时差、中子和密度等测井数据计算出研究区孔隙度、渗透率和含油饱和度等参数作为决策树的特征值，最后根据决策树原理计算出基尼指数，依据基尼指数越小准确度越高的原则建立决策树模型，对储层流体性质进行预测。结果表明，决策树预测结果准确率达到90%,与试油结果基本一致，验证了该方法对致密储层预测具有效性和可靠性。     

低渗透储集层应力敏感性研究现状与展望

低渗透储集层在开采过程中,随着流体的采出而使地层有效应力升高,从而导致储集层岩石发生变形,渗透率随之发生变化,呈现出应力敏感的特征。低渗透储层是否存在较强的应力敏感性,对此国内外研究尚未达成共识。针对这一问题对应力敏感性实验的影响因素以及评价方法进行归纳总结,并提出符合实际油藏开发的实验规范和评价准则。     

低渗砂岩渗透率应力敏感性试验研究

渗透率应力敏感性研究方法不同,得到的敏感程度则不同.以氮气为孔隙流体,对一块低渗砂岩岩样进行不同围压和孔隙流体压力下的渗透率测试,利用Bernabé方法求取渗透率有效应力系数,获取渗透率有效应力,并对应力敏感指数法加以修正,发现岩样表现为中等应力敏感.