库车坳陷迪北地区致密砂岩孔喉形态特征及其对储层的影响

通过铸体薄片、扫描电镜、激光共聚焦显微镜、微纳米CT扫描等直观分析手段,对库车坳陷迪北地区致密砂岩气储层中的孔喉微观形态特征开展了系统研究。观测结果显示,该区致密砂岩储层中发育大量的狭长、扁平状孔喉,其中微纳米级的喉道、黏土矿物晶间孔是本区主要的储集空间。同时借助低温氮气吸附测试、恒速压汞试验、覆压条件下储层物性分析等定量研究手段,显示迪北致密砂岩储层中喉道大小分布在1~4μm,喉道体积占总孔隙体积的2/3。综合研究认为储层的渗流能力受喉道大小、孔喉比值影响,直观地反映了孔喉形态对渗流能力的影响;孔喉中黏土矿物对储层的渗流能力起到重要的影响。     

珠江口盆地恩平凹陷海相高泥质砂岩储层特征及主控因素

随着珠江口盆地恩平凹陷油田群的发现并投入开发,发现大量高含泥质的海相砂坝储层,储层特征及开发特征与常规海相砂岩差异较大。为研究其储层特征及主控因素,以恩平凹陷A油田高泥质储层为例,对比其储层特征、开发特征和B油田常规海相砂岩储层的差异,研究表明:与常规海相砂岩储层相比,高泥质储层黏土矿物含量更高、孔喉更小、粒度更细、物性更差,开发过程中具有低阻产水、易出泥砂、能量不足的特点,明确了高泥质储层宏观上受控于弱水动力的沉积环境,细粒沉积物及黏土矿物的胶结作用是储层渗透率降低的主要因素,并对油田开发造成不利的影响。     

莺歌海盆地东方区高温高压带黄流组储层特征及高孔低渗成因

莺歌海盆地中央底辟区中深层高温高压带获得了重大油气突破,为传统油气勘探开辟了新领域。在对东方区高温、高压带黄流组储层岩性、成岩作用、物性和微观孔喉结构等储层特征研究的基础上,划分了黄流组储层的类型,并明确了黄流组储层高孔、低渗的成因。研究表明,中央底辟带东方区黄流组储层岩性主要为粉砂岩,压实和胶结等成岩作用较弱;储层物性以中孔、中-低渗为主,储层物性差异较大;储层孔喉分布具有较强的非均质性,不同物性储层的孔隙半径差异不大,但平均喉道半径差异较大;根据泥质含量、渗透率、平均喉道半径和排替压力,将黄流组储层划分为中孔-中渗微含泥细喉储层、低渗含泥细喉Ⅰ类储层、低渗含泥细喉Ⅱ类储层及低孔-特低渗泥质微细喉储层;高温、高压带储层的形成与超压和高温热流体活动关系密切,但渗透率主要受沉积作用的控制,岩性细、泥质含量高是低渗储层形成的主要原因。     

陕北斜坡东南部致密砂岩孔喉分布及其对含油性的影响

为探究鄂尔多斯盆地陕北斜坡东南部地区致密砂岩储层的微观孔喉分布及其对含油性的影响,对长6-长8致密砂岩样品进行了场发射扫描电镜、高压压汞、核磁共振等测试,定量表征了其微观孔喉分布特征,分析了孔喉参数与含油性的关系.结果表明:研究区长6-长8致密砂岩储层孔隙类型主要为残余粒间孔、溶蚀孔、晶间孔;最小孔隙半径为0.5～6....     

不同岩性低渗储层分形特征对比及成因分析北大核心CSCD

针对南海西部涠洲1-1、乌石1-1、文昌1-1等3个典型低渗油藏的储层岩性不同导致微观孔喉结构特征与渗流规律存在明显差异的问题,选取研究区173块岩样的压汞实验数据并利用分形理论进行了不同岩性低渗储层分形特征的差异对比,同时结合铸体薄片实验进行了成因分析。涠洲1-1油田细砂岩储层发育原生粒间孔,分形曲线呈线性特征;乌石1-1油田砂砾岩储层原生孔与次生孔共生,长石溶孔发育,分形曲线呈“凹”形折线特征,随孔喉半径的增大,分形维数呈现“小-大-小”的特点;文昌1-1油田粉砂岩储层原生孔与次生孔共生,泥质、有机质对粒间孔隙的充填增加了孔喉结构的复杂性,分形特征曲线呈“凸”形折线特征,分形维数随孔喉半径增大而增大。通过对比相同孔喉尺度范围不同岩性储层的分形曲线,认为影响低渗储层渗流能力的主要因素是微观孔喉结构的差异尤其是较大尺寸孔喉的分形特征与所占比例,因此研究区3种岩性储层渗流能力由好到差依次为涠洲1-1油田细砂岩、乌石1-1油田砂砾岩和文昌1-1油田粉砂岩。     

塔中4油田CⅢ油组含砾砂岩段储层四性关系研究

通过对塔中4油田CⅢ油组合砾砂岩段储层测井、录井、岩心和试油等资料的收集、整理、校正、分析。针对含砾砂岩段．开展了储层特性和油水层解释标准研究．分析储层岩性、物性特征及关系．讨论了微观孔隙结构特征对储层物性、电性的影响,岩性和胶结物的变化对含砾砂岩段储层物性、含油性、电性的影响。通过物性、饱和度分析资料、毛管压力曲线资料、录井和薄片含油性产状描述资料,以及测试分析等资料。着重讨论了含砾砂岩段储层的油层、水层及干层识别的下限值确定方法,建立了储层油、气、水、干层的解释标准及解释图版,为储层参数模型建立和油气层识别打下了坚实的基础。     

不同岩性低渗储层分形特征对比及成因分析

针对南海西部涠洲1-1、乌石1-1、文昌1-1等3个典型低渗油藏的储层岩性不同导致微观孔喉结构特征与渗流规律存在明显差异的问题,选取研究区173块岩样的压汞实验数据并利用分形理论进行了不同岩性低渗储层分形特征的差异对比,同时结合铸体薄片实验进行了成因分析。涠洲1-1油田细砂岩储层发育原生粒间孔,分形曲线呈线性特征;乌石1-1油田砂砾岩储层原生孔与次生孔共生,长石溶孔发育,分形曲线呈"凹"形折线特征,随孔喉半径的增大,分形维数呈现"小-大-小"的特点;文昌1-1油田粉砂岩储层原生孔与次生孔共生,泥质、有机质对粒间孔隙的充填增加了孔喉结构的复杂性,分形特征曲线呈"凸"形折线特征,分形维数随孔喉半径增大而增大。通过对比相同孔喉尺度范围不同岩性储层的分形曲线,认为影响低渗储层渗流能力的主要因素是微观孔喉结构的差异尤其是较大尺寸孔喉的分形特征与所占比例,因此研究区3种岩性储层渗流能力由好到差依次为涠洲1-1油田细砂岩、乌石1-1油田砂砾岩和文昌1-1油田粉砂岩。     

长期注水开发砂岩油田储层渗透率变化规律及微观机理

大庆喇萨杏油田为典型的陆相非均质砂岩油田,其储层非均质性强,由于不同渗透率储层孔喉结构特征、黏土矿物构成等存在差异,水驱前后表现出各不相同的变化特征,进入特高含水开发阶段后,“三大矛盾”更加凸显。综合利用扫描电镜、铸体薄片、核磁共振、检查井分析、驱油实验和生产动态等资料,系统研究了不同渗透率储层水驱前后渗透率的变化规律,量化了不同渗透率储层水驱前后渗透率变化幅度,从储层黏土矿物、粒度中值、孔隙分布和孔喉特征等方面分析了导致渗透率变化差异的机理,阐述了不同渗透率储层参数变化对注水开发的影响,从而对特高含水期不同类型储层控水挖潜有一定的指导作用。     

松辽盆地北部深层砾岩储层特征

应用激光共聚焦显微镜等新技术对松辽盆地北部兴城地区砾岩储层微观特征的系统研究表明,砾岩发育砾内(压裂成因)裂缝和砾间裂缝。对砾岩微裂缝和不同类型孔隙数量的定量评价及孔隙成因分析表明,砾岩普遍发育微裂缝是其排驱压力和物性下限虽然低于砂岩但仍能成为有利储层的主要原因之一。砾岩含砂量、粒度、砾石成分、填隙物类型及含量、储层物性特征等分析表明,沉积相(含砂量)是储层物性的主要影响因素,并明确了沉积相-岩性特征-物性特征关系。应用砾岩单层物性与试气结果,确定了砾岩储层下限孔隙度为2.7%,下限渗透率为0.05×10^-3μm²,并进一步研究了储层物性与产能的关系。     

泌阳凹陷梨树凹地区储层特征及成因分析

通过梨树凹地区的岩心观察、扫描电镜、薄片鉴定、物性、压汞等资料分析,对该区储层物性、孔隙结构特征等进行了系统研究。该区储层砂岩的主要类型为岩屑长石砂岩,岩性复杂,从岩性较粗的含砾粗砂岩、粗砂岩到岩性较细的细粉砂岩都具有含油性。储层孔隙类型以原生粒间孔为主,有少量粒内溶孔发育,孔喉分选不均匀,分选中等-差,孔喉比大,配位数偏低,孔喉连通性差。该区储层孔隙度中等,渗透率纵向差异较大,总体上属中孔、中-低渗透储层,主要取决于物源远近及所处的沉积相带,储层物性平面及纵向非均质性较强。     

鄂尔多斯盆地长73亚段深水重力流砂岩储层特征及控制因素——以华池地区CY1井为例

鄂尔多斯盆地延长组长7₃亚段泥页岩层系中发育的重力流成因的砂岩是长庆油田页岩油增储上产的潜在目标,但缺乏对长7₃亚段砂岩储层特征及页岩油富集控制因素的研究。基于华池地区CY1井长7₃亚段全取心井资料,利用X?射线衍射、扫描电镜、高压压汞及核磁共振等测试资料,结合薄片和岩心资料,深入分析了长7₃亚段砂岩储层的宏、微观特征,并对储集能力和含油性的控制因素进行了深入分析。结果表明：长7₃亚段主要发育灰色块状岩屑质长石、岩屑长石和长石岩屑粉砂岩,发育少量的细砂岩,属于典型的低孔低渗,储集层储集空间主要为粒间孔、长石溶孔、黏土矿物晶间孔、粒内溶孔和微裂缝,广泛发育的微纳米孔喉使其具有一定的储集能力;长7₃亚段微观孔隙结构主要分为A、B、C 3类,孔喉半径中值和微观孔喉分选系数是控制饱和度中值压力、最大进汞饱和度和退汞效率的主要参数,影响了微观尺度上页岩油的富集程度和渗流能力;长7₃亚段砂岩的矿物组成、粒度、微观孔隙结构共同控制着长7₃亚段砂质岩的储集能力,生烃增压促使长7₃亚段黑色页岩中的轻质烃向着与其相临的渗流能力较好的砂岩聚集,粒间孔、长石溶蚀孔及微裂缝是游离烃的主要储集空间,黏土矿物是吸附烃的主要赋存空间,在长7₃亚段泥页岩层系中寻找长英质矿物含量高、黏土矿物含量少、方解石胶结作用弱的砂岩是页岩油勘探开发的主要目标;以A、B类孔隙结构为代表的孔隙度大于5%、渗透率高于0.05×10^-3 μm²的砂岩是长7₃亚段优势储集层,C类孔隙结构代表的砂岩油气充注难度大,物性及渗流能力差,不利于页岩油的聚集和采出。     

SHW地区阜三段砂岩储层变参数岩电研究

根据SHW地区岩电实验数据,讨论Archie公式中m、n变化对含水饱和度的影响。结果显示,m变化对饱和度影响较大,特别对低孔储层影响更甚,而n变化对饱和度影响远小于m,因此m的选取对饱和度的解释至关重要。鉴于SHW地区受泥质、灰质影响,含油砂岩储层岩性多样、孔隙结构复杂,研究不同岩性砂岩储层的m分布特征,得出相同岩性储层m与孔隙度在双对数坐标下呈线性正相关,而不同岩性砂岩储层的m与孔隙度关系表现出趋势线斜率不同。基于以上认识,建立不同岩性砂岩储层的岩电参数解释模型,实现变参数解释油层含油饱和度,提高解释精度,在实际应用中取得显著效果。     

成岩作用和岩石结构对砂岩弹性速度的影响

对济阳坳陷沙河街组Es3z地层的127块砂、泥岩岩心样品进行了实验测试,利用速度—孔隙度关系,研究了成岩作用(胶结物)、岩石结构(分选性和黏土含量)对砂岩弹性速度的影响及其在速度—孔隙度关系中的变化形式。研究结果表明:速度—孔隙度关系的变化主要受成岩作用(钙胶结物)的影响,砂岩速度与胶结物含量具有明显的正相关性。岩石结构(分选性和黏土含量)控制了岩石速度和孔隙度的次一级变化。根据定性和定量分析,利用特定岩石物理参数的变化代表储层岩石沉积学特征,给出了胶结物、分选性和黏土含量对地震速度属性影响的理论岩石物理模型。     

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。     

鄂尔多斯盆地延长组长73亚段泥页岩层系岩石类型特征及勘探意义

长期以来,鄂尔多斯盆地长7₃亚段主要被作为单一烃源岩进行研究,涉及到多种岩石类型特征及源储一体方面的研究相对比较薄弱。基于岩性、物性相关分析资料结合测井精细解释,详细论述了长7₃亚段岩石类型特征,并分析了不同类型岩石储集特征及勘探意义。结果表明：①长7₃亚段发育黑色页岩、暗色泥岩、细砂岩、粉砂岩、凝灰岩共5类岩性;②砂质岩类的储集空间主要为长石溶蚀孔和刚性颗粒支撑的残余粒间孔,高长石和石英矿物含量、低碳酸盐胶结、低黏土矿物含量、较大累计厚度的砂岩是长7₃亚段最优的页岩油储层;③富有机质泥页岩是长7₃亚段发育规模最大的岩石类型,储集空间主要为黏土矿物晶间孔、黄铁矿晶间孔及碎屑颗粒粒间孔,有机质孔基本不发育,但常见有机质收缩缝,虽然长7₃亚段泥页岩的孔隙度和孔径都非常小,但也具备一定的储集性能和烃类流体可动性,初步估算长7泥页岩中滞留烃总资源量约为150×10⁸ t,可动烃资源量约为60×10⁸ t;④长7₃亚段砂质岩类和泥页岩含油饱和度普遍高于长7₁、长7₂亚段,进一步优化砂体纵向分布及平面展布特征,提高水平井砂岩钻遇率,加强试采方案研究,确保油水渗吸置换充分,是长7₃亚段砂质岩类页岩油快速建产增产的重要方向;⑤优选脆性指数和含油量高的黑色页岩,研发高效渗吸改善剂,采用压驱采一体化设计,增加缝宽、缝高及提高人工裂缝的导流能力,是实现泥页岩型页岩油动用的重要技术手段。     

页岩油储层核磁有效孔隙度起算时间的确定——以吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油储层为例

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层岩性细，孔喉结构复杂，常规测井评价方法难以准确计算有效孔隙度。为此，选取5种粘土类型共30块砂岩样品，分别测量了氦气孔隙度、不同状态下的核磁T₂谱、粘土类型以及含量。通过对配套实验数据的分析，明确了粘土类型对储层核磁T₂信号短横向弛豫分量的影响机制。在此基础上，结合实验测量结果以及不同类型粘土束缚水的核磁共振弛豫时间，利用迭代法实现了研究区页岩油储层有效孔隙度的准确计算，并确定起算核磁时间为1.7 ms。该方法的计算结果得到了岩心分析数据以及实际测井资料的验证，应用效果较好，为页岩油储层有效孔隙度评价提供了一种新的技术思路和解决办法。     

富含放射性矿物剖面岩性解释及泥质校正

吐哈盆地富含放射性矿 物砂岩储集层接近或高于邻近泥岩的自然伽马测井值,储集层泥质含量求取、岩性判别等的岩性解释无法用常规石英砂岩的测井解释方法进行。因此提出了补偿中子与补偿密度交会法进行砂泥岩剖面岩性分析、补偿中子与有效孔隙度差值法进行泥质含量求取等方法。另外还提出了不同砂泥岩电性特征情况下的砂岩储集层中泥质对电性的影响机理及其校正方法。这些方法在吐哈盆地放射性砂泥岩剖面的测井与地质评价中见到了良好效果,对其他地区此类地层的评价具有一定的借鉴作用。     

塔西南阿克莫木气田白垩系克孜勒苏群砂岩储层特征及其控制因素

根据常规薄片、铸体薄片、常规物性和粒度分析,研究了塔西南阿克莫木气田克孜勒苏群砂岩储层的地质特征及其主控因素。结果表明,该套储层岩石类型以长石岩屑砂岩及岩屑砂岩为主;储层物性较差,为低孔、低渗储层;孔隙类型以次生孔隙为主,主要有粒内溶孔、粒间溶孔及微孔隙等;压汞曲线排驱压力较高,一般孔喉分选较差,总体具有小孔-细喉的孔隙结构特征。阿克莫木气田克孜勒苏群砂岩储层发育程度与碎屑颗粒的粒度粗细、岩屑含量以及成岩阶段的压实、胶结和溶蚀作用具有较强的相关性。辫状水道控制下的碎屑颗粒越粗,岩屑含量相对越高,溶蚀作用越强,储层就越发育;压实作用及成岩后期的碳酸盐岩、粘土类、硅质矿物的胶结作用不利于储层发育。     

Experimental investigation of shale imbibition capacity and the factors influencing loss of hydraulic fracturing fluids

Spontaneous imbibition of water-based fracturing fluids into the shale matrix is considered to be the main mechanism responsible for the high volume of water loss during the flowback period. Understanding the matrix imbibition capacity and rate helps to determine the fracturing fluid volume, optimize the flowback design, and to analyze the influences on the production of shale gas. Imbibition experiments were conducted on shale samples from the Sichuan Basin, and some tight sandstone samples from the Ordos Basin. Tight volcanic samples from the Songliao Basin were also investigated for comparison. The effects of porosity, clay minerals, surfactants, and KCl solutions on the matrix imbibition capacity and rate were systematically investigated. The results show that the imbibition characteristic of tight rocks can be characterized by the imbibition curve shape, the imbibition capacity, the imbibition rate, and the diffusion rate. The driving forces of water imbibition are the capillary pressure and the clay absorption force. For the tight rocks with low clay contents, the imbibition capacity and rate are positively correlated with the porosity. For tight rocks with high clay content, the type and content of clay minerals are the most important factors affecting the imbibition capacity. The imbibed water volume normalized by the porosity increases with an increasing total clay content. Smectite and illite/smectite tend to greatly enhance the water imbibition capacity. Furthermore, clay-rich tight rocks can imbibe a volume of water greater than their measured pore volume. The average ratio of the imbibed water volume to the pore volume is approximately 1.1 in the Niutitang shale, 1.9 in the Lujiaping shale, 2.8 in the Longmaxi shale, and 4.0 in the Yingcheng volcanic rock, and this ratio can be regarded as a parameter that indicates the influence of clay. In addition, surfactants can change the imbibition capacity due to alteration of the capillary pressure and wettability. A 10 wt% KCl solution can inhibit clay absorption to reduce the imbibition capacity.     

迈陈凹陷东部涠洲组储层特征及影响因素——以XW6油藏为例

利用岩石铸体薄片鉴定、扫描电镜分析、X射线衍射分析等测试手段,以XW6油藏为例,对北部湾盆地迈陈凹陷东部涠洲组储层的岩石学特征、物性及孔隙结构特征及影响储层物性的主控因素进行了分析。结果表明,涠洲组储层物性总体较差,涠二段砂岩储层颗粒较细,分选中—差,以中孔—中低渗—中细喉类储层为主,储层物性相对较好;涠三段砂岩储层颗粒较粗,分选差,以特低孔、低孔—超低渗、低渗—细微喉类储层为主,储层物性相对较差。影响储层物性的因素有:压实作用是导致储层物性变差的主要原因;油气充注对溶蚀孔隙的形成和孔渗空间的保存起到了较好的作用;相同埋深情况下,沉积微相和岩石类型对储层的物性起着重要的控制作用。