高青油田低渗储层酸化改造研究及增产效果

根据碎屑颗粒的接触关系、填隙物类型和分布状态特征,将低渗透砂岩储层分为4大类10小类,高青油田高54块低渗滩坝砂储层属于"半充填型"储层,蒙脱石和碳酸盐胶结物是储层伤害的两大类矿物,蒙脱石矿物遇水膨胀造成强水敏,方解石和白云石矿物产生中等土酸酸敏。在岩石学特征分析基础上,根据岩心酸化驱替实验,敏感矿物分析和酸溶模拟实验结果,制定了高54块的酸化改造方案,该方案实施后使已停产油井高54-x4井低渗透油层重新获得产能,达到了增油增效的目的。     

查干改造型凹陷下白垩统储层及油气分布特征

查干凹陷下白垩统主要发育碎屑岩和火山岩两种储层,以碎屑岩储层为主。碎屑岩储层具有成分与结构成熟度均低、高岩屑与高填隙物含量、多填隙物组分与多胶结类型的总体地质特征。碳酸盐胶结物的“选择性”溶蚀与火山岩层对其下砂岩压实作用的抑制共同作用使部分砂岩段在总体为低孔低渗碎屑岩储层中形成较发育的次生溶蚀孔隙并成为有效储层;火山岩储层主要为溢流相的玄武岩,未被完全充填的气孔、岩石次生蚀变及构造动力产生的裂缝,形成缝洞型火山岩储层。已发现的构造岩性复合低产油气藏的油层分布受有利相带砂体展布及碳酸盐胶结物晚成岩作用次生孔隙发育段的控制,同时良好的油质是物性较差储层能够储集油气的重要原因。     

论低渗透储层的分类与评价标准——以鄂尔多斯盆地为例

根据鄂尔多斯盆地三叠系储层300余块压汞样品、260余块铸体及100余块图像孔隙分析结果,参考前人关于碎屑岩储层特别是低渗透储层的划分标准,文章将低渗透砂岩储集层分为4类4个亚类,4类即低渗透层（Ⅰ类）、特低渗透层（Ⅱ类）、超低渗透层（Ⅲ类）、致密层（Ⅳ类）,其中特低渗透层和超低渗透层是鄂尔多斯盆地三叠系延长组的主要储层类型,故又根据孔隙结构特征、物性特征以及油层厚度的常用划分标准等将二者各细分为2个亚类。     

江陵凹陷南部碎屑岩储层微观特征研究

本文利用岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、物性、孔隙结构等分析化验资料,开展了江陵凹陷南部碎屑岩储层的微观特征综合研究。结果表明工区碎屑岩储层主要为长石砂岩,属于低孔、低渗-特低渗储层,孔隙类型以粒间溶孔为主,孔隙结构以小孔道微细-细喉型为主。储层的发育主要受沉积相的控制,主要发育滩坝砂岩储层;其次受埋深、碎屑物的粒度与分选以及胶结物的含量等因素的控制。     

川中地区上三叠统须家河组储层成岩相

利用铸体薄片、阴极发光、扫描电镜等资料,对川中地区上三叠统须家河组储层成岩作用类型及特征进行了综合研究,在此基础上划分成岩相类型,建立了不同类型成岩相测井曲线特征,进行了研究区须家河组成岩相纵向及平面分布研究。结果表明,研究区须家河组碎屑岩储层经历了机械压实、硅质胶结、碳酸盐胶结破坏性成岩作用及溶蚀、绿泥石胶结建设性成岩作用。将储层划分为低孔特低渗溶蚀相、特低孔超低渗压实 溶蚀相、致密强压实相、致密硅质胶结相、致密方解石胶结相5种成岩相类型。低孔特低渗溶蚀相及特低孔超低渗压实 溶蚀相主要分布在须二段、须四段与须六段下部,致密强压实相、致密硅质胶结相、致密方解石胶结相在纵向及横向上封隔有利成岩相,形成岩性圈闭。平面上将川中地区须家河组储集层划分为低孔特低渗溶蚀相、特低孔超低渗压实 溶蚀相及致密强压实相分布区。     

水平井分段压裂在特低渗透油藏开发中的应用研究

低渗透油田是指油层储层渗透率低、丰度低、单井产能低的油田,而特低渗透油藏又要比低渗透油藏在油层储层的渗透率、丰度、单井产能方面更低。从我国现阶段油田开发的现状来看,特低渗透油藏的开发有着十分重要的意义。本文从目前特低渗透油藏开发的现状出发,阐述了水平井分段压裂技术概念,紧接着又分析了水平井分段压裂参数优化技术,最后在前文的基础上详细探讨了水平井分段压裂工艺技术与工具,并提出了几点技术的建议,希望能够为今后相关内容的研究提供一定的参考依据。     

高邮凹陷阜一段低渗透储层特征及成因分析

利用岩心、薄片和压汞等资料,通过统计、对比等方法得到苏北盆地高邮凹陷阜一段低渗透储层沉积相、岩石学和物性等特征以及储层低渗透的成因。 结果表明：阜一段储层主要为水下分流河道、河口坝砂岩储层,岩石类型以长石砂岩和长石岩屑砂岩为主,储层颗粒细、分选差、胶结物含量高,成分成熟度和结构成熟度低,整体上属于低孔、低渗储层;孔隙类型以粒间溶孔为主,其次为粒内溶孔、铸模孔,次生孔隙为阜一段储层的主要储集空间;沉积作用是导致储层低渗透的最基本因素,机械压实作用和胶结作用是导致储层低渗透的主要原因。 储层早期压实作用强,后期溶蚀作用相对较弱,晚期碳酸盐胶结较为发育,使得储层低渗透特征明显。     

酒泉盆地酒东坳陷下白垩统低孔渗储层成岩作用研究

酒东坳陷油气储层具有低孔低渗和特低孔特低渗特征,储层物性差严重制约着该区石油天然气的勘探和开发。通过岩石薄片、铸体薄片、荧光薄片、X-射线衍射和扫描电镜等手段对该区储层岩石学特征、成岩阶段和成岩作用类型及对物性的影响进行了研究,结果表明,下白垩统储层目前处于晚成岩A期和晚成岩B期,主要成岩作用类型为压实作用、胶结作用和溶蚀作用。近物源快速堆积导致储层分选和磨圆差,矿物成分成熟度低;在埋藏过程中,强烈的压实作用是导致储层低孔低渗的根本原因;粘土矿物和碳酸盐胶结物含量高,分布不均并且与沉积环境有关,它们是造成储层物性降低的主要胶结物;碳酸盐胶结物充填于孔隙中增强了储层抗压实能力,并为后期溶蚀溶解作用提供了物质基础;酸性流体使碳酸盐胶结物和长石被溶蚀及溶解而产生大量次生孔隙,有效地改善了深部储层的物性。     

低渗透储层类型划分及储层敏感性主控因素——以渤海海域古近系为例

利用岩石薄片鉴定、扫描电镜分析、储层敏感性实验等多种分析手段,对渤海海域低孔低渗储层的类型进行了详细划分,并对各类储层发育段的储层敏感性特征及其对应的黏土矿物特征、含量和分布规律进行了详细研究,分析了不同沉积条件对储层敏感性的影响。研究结果表明,渤海海域低渗透储层可划分为富高岭石型、富伊利石型、富绿泥石型、碳酸盐致密胶结型。通过将低渗透储层成因与储层敏感性建立关联,提出了储层敏感性主要受控于母岩类型、古气候条件、沉积微相3个因素：①母岩类型对研究区古近系碎屑岩储层演化起决定性影响。研究区主要具有3种类型的母岩：以中基性火山岩为母岩的碎屑岩储层、以中酸性火山岩为母岩的碎屑岩储层为火山碎屑—高岭石型、以变质岩为母岩的碎屑岩储层为伊利石型。②古气候条件对储层敏感性起到了重要影响。③沉积微相直接影响黏土矿物分异,沉积微相还间接影响后期成岩作用。     

低渗透储层类型划分及储层敏感性主控因素——以渤海海域古近系为例

利用岩石薄片鉴定、扫描电镜分析、储层敏感性实验等多种分析手段，对渤海海域低孔低渗储层的类型进行了详细划分，并对各类储层发育段的储层敏感性特征及其对应的黏土矿物特征、含量和分布规律进行了详细研究，分析了不同沉积条件对储层敏感性的影响。研究结果表明，渤海海域低渗透储层可划分为富高岭石型、富伊利石型、富绿泥石型、碳酸盐致密胶结型。通过将低渗透储层成因与储层敏感性建立关联，提出了储层敏感性主要受控于母岩类型、古气候条件、沉积微相3个因素：①母岩类型对研究区古近系碎屑岩储层演化起决定性影响。研究区主要具有3种类型的母岩：以中基性火山岩为母岩的碎屑岩储层、以中酸性火山岩为母岩的碎屑岩储层为火山碎屑-高岭石型、以变质岩为母岩的碎屑岩储层为伊利石型。②古气候条件对储层敏感性起到了重要影响。③沉积微相直接影响黏土矿物分异，沉积微相还间接影响后期成岩作用。     

合水地区长8超低渗储层渗透率控制因素及表征

压实作用、胶结作用和溶蚀作用是影响鄂尔多斯盆地合水地区长8砂岩物性的主要成岩作用类型。碳酸盐胶结物在研究区含量超过90%,且溶蚀程度较弱,往往形成低孔隙度、低渗透率的致密储集层;在碳酸盐强烈胶结地区,储层物性很差,碳酸盐胶结是特低渗透储层形成的一个主要原因。建立渗透率测井解释模型时考虑碳酸盐含量,通过建立渗透率与碳酸盐含量的关系,以及碳酸盐含量与相关测井数据的关系,得到计算渗透率的参数,从而实现了渗透率控制因素的表征。通过岩心刻度测井发现,考虑碳酸盐含量的测井解释模型可信度较高,对油田开发有一定的指导意义。     

鄂尔多斯盆地黄陵油田延长组长6储层致密成因

鄂尔多斯盆地黄陵油田延长组长6段为一套特低孔、特低渗储层,孔隙结构以小孔微喉及小孔微细喉型为主。受东北和南部物源影响,储层填隙物含量高,为压实作用提供了物质基础。长6储层在埋藏成岩过程中经历了较大的埋深和较强的压实作用,视压实率为75%,处于强压实程度。胶结作用主要以碳酸盐胶结为主,其中铁方解石为主要的碳酸盐胶结物,胶结物对粒间体积的丧失率为20%~50%,极大地降低了储层的储集性能。强烈的压实作用和胶结作用是导致黄陵油田延长组长6储层致密的重要原因。     

渤南洼陷北带沙四上亚段储层低渗成因机制及分类评价

综合利用岩心观察、薄片鉴定、图像分析、压汞及岩石物性测试等多种技术方法,对渤南洼陷北带沙四上亚段储层进行了研究。研究表明,储层的成岩作用具有强烈压实、多期溶解、多期胶结和灰泥组分重结晶的特征。以“储层成岩作用演化序列—储层孔隙结构”为约束进行地质历史时期储层物性的恢复,确定不同亚相或微相、不同岩性储层的低渗形成时间,分析沙四上亚段砂砾岩低渗储层成因机制。分析发现,沙四上亚段砂砾岩储层存在5种不同成因类型的低渗储层:Ⅰ类储层为压实低渗特低渗、灰泥重结晶超低渗型;Ⅱ类储层为压实低渗、胶结特低超低渗型;Ⅲ类储层为压实低渗、特低渗型;Ⅳ类储层为溶蚀改善物性,压实胶结低渗型;Ⅴ类储层为压实低渗,压实胶结特低超低渗型。根据致密史—成藏史关系以及试油结果分析可知,Ⅳ类储层为高渗成藏—现今低渗型,勘探潜力最好,为好储层;Ⅲ类储层为中渗成藏—现今特低渗型,勘探潜力中等,为较好储层;Ⅴ类储层为低渗成藏—现今超低渗,勘探潜力较差,为中等储层;Ⅰ类和Ⅱ类储层分别为特低渗成藏—现今非渗型和中渗成藏—现今非渗型,勘探潜力小,为较差储层。     

张韩地区长8_2特低渗透储层微观孔隙结构研究

运用岩心薄片、铸体薄片、常规压汞等资料,结合恒速压汞实验,对鄂尔多斯盆地张韩地区长8_2特低渗透砂岩储层微观孔隙结构进行了综合分析研究。结果表明,长8_2储层储集空间多样,以原生粒间孔为主,孔隙结构可划分为三种类型:低排驱压力-中喉型、中排驱压力-细喉型、高排驱压力-微细喉型;储层孔隙结构复杂多样,压汞排驱压力和中值压力偏高,孔喉连通性较差,依孔隙结构特征将储层划分为Ⅰ类储层、Ⅱ类储层、Ⅲ类储层。综合分析表明,长8_2储层由于流动孔喉半径偏小,渗流能力较差,油藏启动压力较高,通常对储层进行压裂改造后才可获得较高产能。在张韩地区8_2低渗透油层开发过程中要注重对储层喉道的保护,以便取得更好的开发效果。     

苏里格南部地区盒8段致密砂岩储层成岩作用及成岩相划分

苏里格南部地区是苏里格气田新的资源接替区,目的层段为下二叠统石盒子组盒8段致密砂岩低渗透储层。为预测该区有利孔渗性成岩相,利用铸体薄片、扫描电镜等资料对盒8段储层的成岩作用及其演化规律进行了综合研究。结果发现：盒8段经过强烈的压实作用,原生孔隙基本消失殆尽,硅质胶结、黏土胶结、碳酸盐胶结现象在储层中都有发育,压实作用和胶结作用是造成储层致密和低孔低渗的主要因素,但是溶蚀作用又使得储层发育次生孔隙,从而为气藏形成提供了基础。通过判别自生矿物类型、镜下颗粒接触形态、孔隙类型、胶结物类型,以及对泥岩镜质体反射率的测定,认为该区盒8段已处于中成岩的B期和晚成岩期的过渡阶段。结合勘探现状及沉积相展布特征的研究成果,将该区储集层划分为4种成岩相,其中相对高渗粗粒弱压实-溶蚀相为最有利的储集相带;低孔渗中-粗粒溶蚀-胶结相次之;低孔渗中-细粒胶结相、特低孔渗细粒-泥质致密压实相为非有利储集相带,储集条件较差。     

准噶尔盆地北三台凸起芦草沟组低渗储层评价

碎屑岩低渗透储层评价机制包括沉积类型和低渗储层岩石特征评价。在地震资料分析的基础上,应用物源、沉积相和岩石储层特征等对准噶尔盆地北三台凸起二叠系芦草沟组低渗透储层开展了研究。研究表明：芦草沟组发育辫状河三角洲和滨浅湖２ 种亚相,其物源来自北部北三台凸起、南部博格达山;芦草沟组分为２ 段,其中芦草沟组一段分布范围有限,属填平补齐,芦草沟组二段分布范围较大,沉积厚度约占据整个芦草沟组的２／３。在沉积相研究的基础上,通过储层岩石学特征、物性特征、空间类型等研究,认为储层孔隙结构复杂,属于中-低孔、低渗储层。根据沉积相类型和低渗透储层岩石特征对芦草沟组作出了综合评价,有利储层的分布与沉积相展布密切相关,优质储层主要发育在辫状河三角洲前缘。     

基于油层分类标准的特低渗油藏压裂井层定量优选研究及应用

延长特低渗油藏由于储层物性差、油层厚薄不均、纵向非均质性严重、无自然产能等特点,需要对储层进行改造才能见到较好的效果。压裂是特低渗透储层增产稳产的重要手段,选井选层直接影响压裂效果,目前国内油田压裂时主要依靠经验选择井层,不能保证压裂后获得较高的增产效果。以G644井区为例,通过对目标区块油层精细评价,利用测井曲线及油层压裂后产量峰值的综合定量分析得到特低渗砂岩储层产能评价的关键参数,并建立了油层分类划分标准,将油层由好到差分为五类,实现了对压裂优选层位的分类划分。在此基础上确定了合理选井时机、完善了选井选层方法,使压裂选井选层更加合理,这对特低渗透储层有效开展压裂产能预测及层位优选、评价产能改造潜力、提高油藏开发效益具有重要指导意义。     

延安三角洲延长组下组合长8储层控制因素分析

延安三角洲延长组下组合长8储层主要为曲流河三角洲前缘沉积,其储集岩性主要为细粒长石砂岩,孔隙类型主要为粒间溶孔,物性较差,平均孔隙度8.2%,平均渗透率0.35×10-3μm2,属于特低孔-超低渗储层。储集层性能主要控制因素为沉积作用和成岩作用,沉积作用在宏观上控制着砂体类型、形态、厚度、规模及空间分布,在微观上决定着岩石碎屑颗粒大小、填隙物的多少,对储层起到先天性的控制作用;成岩作用主要表现为压实作用、胶结作用和溶蚀作用,压实作用、碳酸盐岩胶结、黏土矿物胶结和硅质胶结等使储层物性变差,早期绿泥石环边胶结和溶蚀作用等改善储集性能。将研究区划分为4种类型储层,其中II类储层为研究区主要储层。     

长庆油田靖边-吴旗地区三叠系长63油组储层评价

靖边-吴旗地区延长组低渗透储层发育,研究程度低,勘探、开发难度大。应用岩心观察、岩心分析、岩石薄片和测井、地震等资料,综合研究研究区长63储层特征,预测了优质储层的发育情况。结果表明,长63油组储层岩性主要为岩屑质长石细砂岩,碳酸盐岩胶结为主,粒间孔为主要的孔隙类型,属于低孔-低渗、特低渗储层。影响储层物性的因素主要包括岩性、胶结物含量、孔隙类型和沉积相类型几个方面。研究区好储层、中等储层主要发育在水下分流河道微相和远砂坝微相发育部位。     

准噶尔盆地北三台地区清水河组低渗透储层成因机制

碎屑岩低渗透储层成因机制包括低渗透储层物性主控因素和储层致密史-油藏成藏史匹配关系两个方面。综合利用岩心观察、薄片鉴定、图像分析、扫描电镜观察、压汞与岩石物性测试等多种技术方法,对准噶尔盆地北三台地区下白垩统清水河组低渗透储层进行了研究。储层低渗透特征具有沉积作用主控、压实作用主导、溶蚀作用改善、胶结作用强化的特点。针对砂质砾岩-细砾岩、细砂岩、粉砂岩和泥质粉砂岩,以“储层成岩作用演化序列-储层孔隙结构”为约束进行地质历史时期储层物性的恢复,确定不同区带、不同岩性储层的低渗透形成时间,结合油藏成藏史及原油分布特征,分析清水河组低渗透储层成因机制。清水河组存在3类不同成因类型的储层,Ⅰ类为中渗成藏 现今中渗储层、Ⅱ类为中渗成藏-现今（特）低渗储层、Ⅲ类为（特/超）低渗成藏 现今（特/超）低渗储层;其中Ⅱ类细分出2个亚类,Ⅲ类细分出4个亚类。针对不同成因类型的（低渗透）储层,结合成藏时期储层渗透率特征、储层含油级别、原油特征及试油试采成果等,进行了钻前勘探潜力分析及有效开发增产措施的优选。