恒速与高压压汞实验表征致密砂岩储层孔喉结构差异性分析

针对致密储层孔喉非均质性强的特点,选取延长组致密砂岩样品分别进行高压压汞和恒速压汞测试,探讨2种方法在研究致密砂岩储层孔喉结构的差异性。结果显示:高压压汞实验由于高的进汞压力和汞的流速,常会遗漏一些大孔的信息,所测的进汞曲线反映的是某一喉道控制的进汞体积,不能定性得到喉道和孔隙的信息;恒速压汞实验的优点是可以定性孔隙和喉道,更适用于孔、喉性质差别很大的低渗透、致密储层。恒速压汞实验计算孔隙半径应用等效球法,计算出的孔隙半径偏大,导致孔隙和喉道曲线呈明显双峰状,并且由于恒速压汞实验进汞压力小,对小于0.12 μm的孔喉不能识别。对致密储层孔喉的精确研究,需要结合2种实验的优点共同表征。     

淮北煤田煤成气低渗砂岩储层综合评价研究

煤成气是天然气资源的重要补充,淮北煤田煤成气资源丰富,勘探潜力较大,但缺乏对低渗砂岩储层研究,进行储层评价更少,为了有效评价淮北煤田二叠系山西组、下石盒子组和上石盒子组砂岩低孔低渗储层,利用孔渗测试、岩石薄片分析、扫描电镜等方法,以沉积相、孔渗特征、孔隙结构、孔隙类型及成岩作用等为评价参数,对其进行了综合评价。结果表明:从孔渗性和孔隙结构看,上石盒子组最好,其次为山西组,下石盒子组较差;从孔隙发育程度和类型看,上石盒子组孔隙最发育,主要为原生孔隙和次生溶孔,其次是山西组,主要为次生溶孔,而下石盒子组孔隙发育较差;综合评价看,上石盒子组砂岩储层发育最好,Ⅰ类储层占22.65%,Ⅱ类储层占50.32%,Ⅲ类储层占27.03%;其次为山西组砂岩储层,Ⅰ类储层占21.7%,Ⅱ类储层占42.05%,Ⅲ类储层占36.25%;而下石盒子组砂岩储层较差,Ⅰ类储层占2.91%,Ⅱ类储层占38.85%,Ⅲ类储层占58.24%。     

储层岩石孔隙结构的分形研究

储层岩石的孔隙空间具有良好的分形特征，孔隙结构的分形维数可以定量描述孔隙结构的复杂程度和非均质性。应用分形几何的原理，对低渗透储层岩石的孔隙结构进行了研究。建立了毛管压力和孔隙大小概率密度分布的分形几何模型。并根据毛管压力曲线资料计算了孔隙结构的分形维数和孔径大小概率密度分布。计算结果表明，用该方法研究孔隙结构不仅简单易行，而且精度很高。     

二连盆地群低煤阶煤储层孔隙发育特征研究

以二连盆地群霍林河盆地和白音华盆地低煤阶煤储层为研究对象,通过对煤储层物性特征、压汞曲线类型、孔径分布特征、孔隙结构类型划分的分析,研究低煤阶煤储层孔隙结构对煤层气吸附解吸的影响。结果表明:二连盆地群低煤阶煤储层孔隙系统发育良好,孔隙度较大,孔隙度Ⅳ煤组ⅢA煤3-1煤;孔隙结构以小微孔、大孔为主,孔径小于100 nm的小微孔和孔径大于1 000 nm的大孔对孔容贡献最大;基于孔隙孔径分布比例及孔径对煤层气储集和渗流的作用,把研究区孔隙结构类型划分为ⅡC封闭吸附型、ⅡO开放吸附型、ⅠC封闭渗流型、ⅠO开放渗流型4类,其中ⅡO开放吸附型最有利于煤层气的富集和产出;将霍林河盆地Ⅳ煤组、ⅢA煤储层和白音华盆地3-1煤储层相比较,ⅢA煤孔隙结构最有利于煤层气储集和开发。     

川南富集区龙马溪组页岩气储层孔隙结构分类

运用压汞法测定川南龙马溪组页岩气储层孔隙特征,结合有机碳含量(TOC)、矿物成分进行多元回归分析,探讨孔隙主要影响因素,并对孔隙进行分类.结果表明,孔隙度平均为4.71％,发育程度中等;储集空间由超大孔、大孔、中孔、小孔和微孔组成;中孔、小孔和微孔为主要孔径,6～120 nm的孔隙占有重要比例;TOC和脆性矿物对孔隙形成有积极意义,且TOC影响最显著;黏土矿物相反,且其影响程度远小于TOC和脆性矿物含量.基于退汞曲线-TOC成因,将龙马溪组孔隙结构划分为3种类型:Ⅰ型(退汞曲线上凸型,高TOC),Ⅱ型(退汞曲线先凸后凹型,低TOC)和Ⅲ型(退汞曲线凹型,中TOC),其中具有Ⅰ型孔隙结构的页岩气储层为最有利储层.     

车排子地区新近系沙湾组储层与沉积相带关系研究

在前人研究的基础上,利用岩芯、薄片等资料以及岩石学粒度分析方法、结合测井相、地震相响应,对车排子地区沙湾组沉积相类型及其特征进行研究发现,区内发育缓坡扇三角洲、浅水辫状河三角洲、冲积扇和滨浅湖四种沉积相类型。碎屑岩成岩作用以压实作用、胶结交代作用以及溶解、溶蚀作用为主,孔隙结构类型划分为大孔粗喉型结构、中孔中喉型结构、小孔细喉型结构、紧密胶结微孔型结构4类。通过对各种孔隙结构类型的参数及储层评价分析认为,区内辫状河三角洲前缘水下分流河道储层最优,扇三角洲平原分流河道储层次之,滨浅湖相滩坝砂体储层略差于前两者。     

联合微米CT和高压压汞的致密储层孔喉网络结构差异定量评价

阐明致密储层孔喉网络结构特征对明确油气富集主控因素,预测有利储层分布具有重要意义。联合微米CT和高压压汞技术,构建包括主流孔喉半径、幂指数、孔隙连通率和多重分形维数在内的孔隙结构参数,对鄂尔多斯盆地延长组长8—长6段孔喉半径分布、孔喉网络非均质性和连通性及其差异进行定量评价。结果表明,长6和长8段样品孔径分布特征较好,长6段主流孔隙半径为2.27 μm,幂指数最小,储集能力最强。长8段样品0.1~0.5 μm的喉道比例最高,对储层可动流体分布的控制作用最强。不同层段样品非均质性差异明显,在半径大于1 μm区间内,长7段非均质性最弱,孔隙结构最好。长7和长6段样品的孔隙连通性要好于长8段,配位数和孔体积的有利匹配能提高储层孔隙连通性。     

煤层气储层毛管压力对煤层气开发效果的影响

为研究煤层气储层毛管压力对煤层气开发的影响,基于润湿性实验和现场生产数据,提出了毛管压力对煤层气封堵的机理及类型,进而提出了3种煤层气储层类型及其生产曲线。结果表明:研究区煤岩为水湿,毛管压力在煤层气产出过程中为阻力;甲烷气体生成后在毛管压力及储层静水压力作用下吸附在煤岩孔隙表面,当孔隙中气体压力小于突破压力时,气体被封闭在孔隙中;根据毛管压力对气体的封堵类型差异,可将煤层气储层划分为毛管力圈闭型、欠饱和型和饱和型3种类型,其中毛管力圈闭型储层的毛管压力大于孔隙中气体压力,持续排水降压不能克服毛管压力,开发效果最差;欠饱和型储层孔隙中气体压力大于毛管压力,可通过持续排水降低静水压力使气体持续产出,开发效果相对较好;饱和型储层孔隙中气体压力大于气体突破压力,不需要排水降压甲烷气体即可产出,能够实现高产稳产。     

页岩孔渗特性的分维特征及储层预测意义

以重庆南川地区龙马溪组页岩为研究对象,基于分维分析理论,运用压汞实验等测试手段,分析了页岩孔渗特性的分维特征,结果表明:分形维数、孔隙度、渗透率、毛管压力中值、孔喉半径中值和退汞效率具有较好的相关性,分形维数与各参数描述孔隙结构的性质相一致;以分形维数表征储层孔隙结构特征,以孔隙度、渗透率表征储层物性特征,建立基于分形维数-孔隙度-渗透率的三维储层预测方案,依据三维预测指标对储层产气性能贡献度的高低,可将龙马溪组页岩储层分为3类,并以此为依据预测了南川地区龙马溪组页岩气储层的分布规律。     

锦界煤矿侏罗系砂岩微观孔隙结构类型及富水性研究

砂岩富水性是顶板突水危险性评价的重要指标之一,研究砂岩的微观孔隙结构,对于认识其与含水层富水性的关系具有重要的意义,以锦界煤矿3-1煤顶板侏罗系砂岩为例,通过薄片鉴定和压汞实验对所采集到的砂岩样品的微观孔隙结构进行研究,最终对比钻孔单位涌水量,分析该区砂岩微观孔隙结构与富水性的关系。研究结果表明:侏罗系延安组砂岩中泥质的含量(平均25.5%)大于直罗组砂岩中泥质的含量(平均4%)。将砂岩的孔隙结构按照毛管压力曲线形态和排驱压力大小划分为Ⅰ类低排驱压力型、Ⅱ类中排驱压力型和Ⅲ类高排驱压力型。Ⅰ类低排驱压力型砂岩以大于10μm的粒间和晶间孔隙为主,将该区大于10μm的孔隙定为有效孔隙,则其有效孔隙占比达61.68%,且该含水层承压水头在66.30 m左右,具有一定的压力水头,大量赋存在孔隙中的重力水在一定的压力水头下自由移动,是其中等富水性的重要原因。Ⅱ类中排驱压力型砂岩以0.1～10.0μm的颗粒内和粒间孔隙为主,该类孔隙体积占51.44%。Ⅲ类高排驱压力型砂岩以小于0.1μm的晶粒内孔隙为主,该类孔隙体积占45.32%。Ⅱ类中排驱压力型砂岩和Ⅲ类高排驱压力型砂岩的有效孔隙仅占21.92%,此类砂岩为弱富水性。     

基于微观分形技术对矿区砂岩渗透参数估计研究

为了获取较为准确的渗透参数,依据砂岩孔隙介质的微观分形理论,在不等径毛束管孔喉模型基础之上建立起渗透性参数与砂岩微观结构参数的函数关系;为了获取砂岩微观孔隙的相关参数,通过扫描电镜技术对砂岩样本进行扫描,并运用Imagepro plus专业图像软件对SEM图像进行统计分析;为了检验所选理论的准确性以及专业图像软件的可靠性,对唐山林南仓矿钻孔含煤区段砂岩岩芯进行取样研究,运用所选理论计算出样品的渗透率理论值以及通过室内实验测得样品的宏观渗透率,将理论值与实测值对比分析,结果表明,二者误差较小,充分验证了理论以及处理技术具有较好可靠性。     

基于核磁共振弛豫谱技术的页岩储层物性与流体特征研究

页岩以纳米级孔隙为主,具有特殊的孔隙结构、复杂的岩石组成和超低的渗透性等特点,这给常规表征技术手段的应用带来了困难。基于对四川盆地龙马溪组海相页岩的低场核磁共振系统实验分析,提出了一套较为完善的针对页岩孔隙度、渗透率、孔隙类型、孔隙结构和甲烷吸附能力的精细定量表征技术,从理论和技术两个角度阐明了核磁共振弛豫谱技术在页岩储层物性与流体特征分析中的应用。结果表明:核磁共振技术可有效识别页岩的黏土束缚流体、毛管束缚流体和可动流体,并计算它们的孔隙度;提出的基于双T2截止值的页岩孔径划分方案可有效应用于评价页岩的储集和产出性能;提出的基于饱和流体和束缚流体双T2几何平均值的SDR渗透率计算模型在页岩渗透率预测方面具有较强的适应性;利用核磁共振技术可定量识别页岩中吸附态、孔束缚态甲烷和游离态,可获得样品的等温吸附曲线;利用核磁共振实验模拟页岩中注CO2后甲烷的相态变化过程,发现注CO2可有效提高页岩中吸附气的采收率。总体上,基于低场核磁共振的页岩储层物性和流体特征表征为页岩储层研究提供了一种全新的技术思路。     

基于分形理论的高煤阶煤层气储层气-水相渗计算方法及应用

通过理论推理和室内实验,研究了利用分形理论计算高煤阶煤储层气-水相渗的方法,结果表明:煤样孔、渗物性越好,最大进汞饱和度越高,两相渗流区越大,等渗点水相饱和度越小;通过分形理论利用毛管压力曲线计算煤岩气-水相渗曲线是可行的,实验样品相渗曲线的计算值与实验值非常接近;分形维数主要影响水相渗透率,分形维数越大,水相渗透率曲线越向右偏移,且气水两相等渗点饱和度越大。这表明,煤储层分形维数越大,水相渗流难度越大,应控制井底流压在解吸压力以上,避免两相流出现,充分排水,扩大煤层气井降压、解吸面积。     

北部湾盆地涠洲12-2靶区流沙港组低渗透砂岩孔隙结构特征研究

涠西南凹陷流沙港组具有丰富的油气储量,但是其储层存在物性较差、中孔低渗、非均质性强等特点,目前对其储层的孔隙结构特征缺乏深入研究。采用场发射扫描电镜、氮气吸附、高压压汞等实验方法,对北部湾盆地涠西南凹陷低渗透砂岩储层微观孔隙结构开展精细研究。结果表明,涠西南凹陷低渗透砂岩储层非均质性强,孔隙类型多样,孔隙形状以狭缝型孔隙为主;低渗储层孔体积主要由宏孔提供,中孔较为发育,比表面积相对较大。流沙港组储层表现出中孔低渗的特征,这可能与细小孔喉的存在且孔喉分选性较差有关;低渗储层的渗透率与平均孔径大小、孔喉分选程度密切相关,与孔隙度无明显相关性,且渗透率对低渗储层含油气性有明显的控制作用。     

基于压汞法的彬长矿区直罗组砂岩孔喉分区

为研究彬长矿区直罗组砂岩的孔喉大小及占比特征,通过压汞实验的方法研究了进汞压力对应的不同孔喉大小和分布,用以划分出不同孔喉区间、定量化描述孔喉占孔隙体积的百分比。结果表明:彬长矿区直罗组砂岩孔喉较发育,数量多,连通性好,但在垂向上的均质性较差,大孔喉占孔喉体积的0.69%,中孔喉占孔喉体积的34.43%,小孔喉及微孔喉分别占孔喉体积的38.68%、24.91%;中、小孔喉占孔隙体积的73.11%,是砂岩含水层主要的渗流通道,在很大程度上决定着砂岩的渗透率。     

高煤阶煤层气储层毛管压力数学模型适应性评价

梳理出5种经典的毛管压力数学模型,并相应提出了更为简便的适用性评价方法,然后基于沁水盆地南部高煤阶煤样高压压汞实验数据,评价了5种模型对高煤阶煤岩的适用性。结果表明,高煤阶煤岩毛管压力曲线不符合Corey模型和Brooks-Corey模型;Thomeer模型只适用于孔、渗条件适中的Ⅱ类储层,贺承祖模型只适用于孔渗条件较好的Ⅰ类储层,而Li模型适用于全部高煤阶储层;利用式(12)和式(13)能够更加简便地得到Li模型的主要参数b和λ,且能够很好地拟合实验数据。     

基于压汞法的宏观煤岩组分孔隙结构差异性研究北大核心

为了研究不同宏观煤岩孔隙结构及其差异性,采集了黄陇煤田和晋城矿区的8组煤样,对宏观煤岩组分中的镜煤和暗煤剥离处理,采用压汞实验方法并借助分形理论研究了镜煤和暗煤的孔隙结构差异性。研究结果表明:镜煤和暗煤压汞曲线形态差异明显;镜煤相比暗煤具有进汞饱和度和排驱压力低,退汞效率和中值压力高的特点;镜煤具有大孔和微裂隙发育且孔隙分选性好的特点,孔隙形态以半封闭型为主,具有较强的渗透能力,但大孔和小孔之间的联通性较差;暗煤孔隙结构具有平均孔径大,尤其是200 nm左右的扩散孔较为发育,致使大孔和小孔之间的孔隙联通性好,孔隙形态以开放型为主,具有较强的扩散能力;暗煤分形维数D2整体上要高于镜煤,说明暗煤大孔径段孔隙结构较镜煤复杂;镜煤和暗煤在煤层中呈互层状产出更有利于增强孔隙联通性,提高煤储层的解吸、扩散和渗流能力。     

鄂尔多斯盆地东缘煤层气储集与产出条件

对鄂尔多斯盆地东缘58件煤岩样品进行块煤光片法显微裂隙测试、低温氮比表面测试和压汞孔隙结构测试.结果表明,鄂尔多斯盆地东缘煤储层孔裂隙系统具有以下特点：显微裂隙密度大多数在20～100条/(9 cm²)之间,构造活动强烈地区微裂隙发育增多;煤储层孔隙度相对较小,孔隙结构以小孔和微孔为主,大孔次之,中孔发育最差;BET比表面积总体较高,介于0.092～20.480 m²/g,煤储层吸附能力强.运用Q型聚类分析方法,划分出4类具有不同孔隙系统的储层,结合显微裂隙发育情况得出：Ⅰ类储层显微裂隙较发育,孔隙度大,孔隙结构合理,比表面积较高,为煤层气勘探开发的有利储层;Ⅲ类储层构造微裂隙发育,但渗透性差,孔隙度、比表面积较小,中孔不发育,为煤层气勘探开发的不利储层;Ⅱ类储层介于Ⅰ,Ⅲ类储层之间,为煤层气勘探开发的较有利储层;Ⅳ类储层微裂隙发育,孔隙度中等,大、中孔发育,渗透性能较好,但储层比表面积较低,限制了储层的吸附能力,为煤层气勘探开发的较有利储层.     

恩施来凤—鹤峰地区龙马溪组与大隆组页岩孔隙特征及其控制因素

页岩孔隙结构控制着页岩气存储机制及其渗流行为。采用场发射扫描电子显微镜、低压氮气吸附技术对恩施来凤—鹤峰地区上二叠统大隆组和上奥陶统—下志留统龙马溪组富有机质页岩的孔隙结构进行研究。结果表明:研究区大隆组和龙马溪组富有机质页岩孔隙主要可以分为4个类别,即有机质中的孔隙、矿物颗粒间的孔隙、矿物颗粒和有机物之间的孔隙以及微裂隙;页岩样品比表面积均值为10.01 m~2/g,为致密砂岩气储层比表面积的5倍以上,样品孔容均值为13.69 cm~3/g;页岩孔隙类型以一端封闭盲孔为主,同时具有一定量平行板状孔和墨水瓶状孔。页岩孔隙发育特征受控于TOC含量与粘土矿物含量。     

渝东南地区五峰—龙马溪组页岩储层压裂液伤害实验

在压裂施工过程中,由于页岩储层致密,渗透率一般在微达西以下,孔隙喉道小,且连通性差,页岩层理和微孔缝较发育,压裂液在压力差和毛管力作用下侵入储层,导致储层损害及单井产量较低等突出问题。针对渝东南地区五峰—龙马溪组页岩储层开展了储层特征描述、压裂液性能、自吸实验及渗透率伤害实验。结果表明:页岩自吸阶段和加压饱和10MPa条件下,侵入岩芯中的标准盐水大体相当,不同岩芯略有区别,分别占总吸水率的40%～45%;再加压20MPa,此压力区间浸入岩芯的溶液较少,只有0.88%～20.24%之间,明显低于自吸阶段和加压饱和10MPa阶段。分析认为10MPa压力可以克服页岩岩芯内多数毛孔压力,使得溶液浸入岩芯。页岩储层伤害实验表明,不同实验井对不同压裂液侵入引起的伤害率差别较大,受矿物成分、孔隙大小等物性配伍影响较大。