青西油田裂缝-孔隙型致密油层保护

青西油田为自生自储式裂缝性油气藏，非均匀性强、埋藏深（4100－4700m），储集层主要为下白垩统下沟组致密的白云质泥岩、泥质白云岩和砂砾岩，主要储集空间为裂缝，其次为溶蚀孔、洞，极易遭受污染。针对青西油田下沟组储集层的损害情况，进行敏感性实验并分析损害机理，结合敏感性评价结果及现场试验结果，提出钻井、固井、完井、采油、修井等过程中的油层保护具体措施。表1参12（谢全民摘）     

碎屑岩储集层类型随深度变化特征：以松辽盆地东南缘十屋断陷为例

研究了松辽盆地十屋断陷储集层类型自上而下的变化特征。结果表明， 上白垩统的泉头组为正常砂岩储集层，下白垩统的登娄库组和五家子组为致密砂岩储集层，孔隙度和渗透率呈非线性相关。将登娄库组和五家子组的储层物性与国外典型致密砂岩裂隙—孔隙型储集层进行了对比分析，认为本区下白垩统登娄库组和五家子组的储集层类型为致密砂岩储集层，并采用四种方案对本区的储集层进行分级评价。本区深部和浅部储集层存在着明显的差别，泉头组的储油空间为孔隙型，五家子组的储油空间为裂隙－ 孔隙型，登娄库组的储油空间介于两者之间。因此，裂隙的发育特征较大程度地影响了本区油气的富集部位     

武威盆地石炭系致密砂岩气勘探前景分析

位于甘肃走廊区东部的武威盆地烃源岩发育,且盆地内上石炭统羊虎沟组致密砂岩储层物性好,具有较好的致密砂岩气勘探前景。利用实测数据,从生、储、盖方面对盆地内石炭系致密砂岩气的成藏条件进行分析。获得以下认识:武威盆地石炭系上石炭统太原组、羊虎沟组和靖远组是较好的生油岩,为致密砂岩气藏提供充足气源条件;石炭系致密砂岩分布广泛,其中以上石炭统羊虎沟组致密砂岩储层物性最好,可作为致密砂岩储集层;生油岩和储集层间互出现,作为生油岩的暗色泥岩、页岩及泥晶灰岩同时又起到盖层的作用,因而石炭系自生、自储、自盖的生储盖组合是主要的组合类型。     

准噶尔盆地中部4区块致密砂岩有效储集层物性下限

以准噶尔盆地中部4区块中侏罗统头屯河组致密砂岩储集层为例,利用测井解释、试油等资料,采用经验统计法、分布函数曲线法、试油法、孔渗关系法、正逆累计法和泥质含量法,综合确定了研究区有效储集层物性下限。研究结果表明,研究区有效储集层孔隙度下限为4.52%,渗透率下限为0.14 m D;孔隙度和渗透率呈幂函数关系;有效储集层物性下限随深度增加呈减小的趋势。根据各种方法可靠性加权平均确定研究区有效储集层物性下限,有效避免了单一方法的随机性和不确定性。     

胜北洼陷三间房组致密储集层成岩作用及孔隙演化

吐哈盆地台北凹陷胜北洼陷中侏罗统三间房组油气资源丰富,但该组储集砂体致密,非均质性较强,制约了油气的勘探开发。以胜北洼陷中侏统三间房组砂岩储集层为研究对象,在岩心观察的基础上,结合薄片观察、电镜扫描、高压压汞测试等,研究致密砂岩储集层成岩作用和孔隙演化规律。结果表明,胜北洼陷三间房组储集层以长石岩屑砂岩为主,其次为岩屑砂岩,孔隙类型以次生孔隙为主,平均孔隙度为6.44%,平均渗透率为0.18 mD,属于低孔低渗储集层;成岩演化过程为压实—自生黏土矿物胶结、绿泥石环边胶结—石英Ⅰ期次生加大、长石溶解—钠长石化—绿泥石环边胶结—碳酸盐岩胶结—长石溶解—高岭石伊利石化,目前处于中成岩阶段B期。胜北洼陷三间房组储集砂岩平均初始孔隙度为34.66%,早成岩阶段A期压实作用平均减孔14.05%,胶结作用平均减孔0.50%;早成岩阶段B期压实作用平均减孔3.21%,胶结作用平均减孔0.75%;中成岩阶段A期压实作用平均减孔7.02%,胶结作用平均减孔4.26%;中成岩阶段B期压实作用平均减孔1.08%,胶结作用平均减孔0.75%。中成岩阶段A期溶蚀作用是研究区增孔的关键,平均增孔量为3.38%。     

低渗致密砂岩储集层致密化成因 ——以准噶尔盆地莫北—莫索湾凸起下侏罗统八道湾组为例

利用岩石薄片、铸体薄片、X射线衍射全岩矿物分析、扫描电镜、物性等资料,对准噶尔盆地莫北—莫索湾凸起下侏罗统八道湾组致密储集层岩石学特征、物性特征和成岩作用特征进行研究,并在此基础上分析了八道湾组储集层致密化机理.结果表明,八道湾组储集层具有低成分成熟度、低填隙物含量和高塑性岩屑含量的特征,经历了强压实作用、弱胶结作用和...     

哈密坳陷三叠系——下侏罗统致密储集层形成原因

在微观研究的基础上,对储集层沉积埋藏史、岩石学特征、孔隙结构、成岩作用以及孔隙演化特征等进行了系统分析,认为,哈密坳陷三叠系至下侏罗统碎屑岩储集层成分和结构成熟度低,成岩作用属早期深埋晚期抬升型,孔隙类型组合是以残余粒间孔-少量溶蚀粒间孔-大量微孔隙-成岩缝为主的组合,孔隙结构差,成岩阶段主要处于晚成岩B亚期。较高的古地温是储集层致密关键因素之一,早成岩期快速压实和晚成岩期大量胶结成岩以及溶蚀作用普遍较弱是最终导致储集层致密的直接原因。因此,深层勘探存在较大风险。     

雅布赖盆地侏罗系新河组致密油形成条件与有利区资源潜力

雅布赖盆地是我国西部一个侏罗纪湖相含油气盆地。为了评价其侏罗系新河组致密油的勘探前景,基于烃源岩、储集层条件及其配置关系的分析,采用地质要素叠合法优选出盆地的致密油有利区,并利用小面元容积法估算了资源潜力。研究表明,雅布赖盆地的优质烃源岩主要分布在中侏罗统新河组下段,累积厚度大、有机质丰度高、有机质类型好、处于生油的成熟热演化阶段,为致密油主要发育段;低孔、低渗的致密储集层主要以薄互层或夹层形式分布在烃源岩层内,原油具备典型的源内自生自储特征;成熟的富有机质烃源岩与储集层的大面积直接接触和巨厚的泥岩封盖是致密油发育的重要控制因素。首先,通过烃源岩成熟度确定了小湖次凹为致密油发育有利部位。然后,综合测井和录井油气显示成果,依据烃源岩TOC（有机碳含量）>1%、0.6%<R_o（镜质体反射率）<1.3%、储集层（孔隙度≥4%）累计厚度>10 m的标准,圈定了盆地致密油有利区主要分布在小湖次凹的中西部。最后,根据小面元容积法估算有利区石油地质资源量大致为0.92×10⁸t,资源丰度平均为34.5×10⁴t/km²。     

酒西坳陷青西油田下白垩统储集层裂缝研究

酒西坳陷青西油田下白垩统储集层为裂缝性致密储集层，裂缝以构造斜交缝、层间缝为主，存在北东-南西向和北西-南东向两组方位，以北东-南西向为主。宏观裂缝宽度为0.5～2.0mm，发育程度普遍较高，主要分布在下白垩统下沟组中下部，微裂缝对连通宏观裂缝及溶蚀孔洞起良好的作用，使致密储集层中形成缝-洞网络。有效裂缝主要形成于喜马拉雅期，裂缝最发育地区是青西油田的南部和东部。由于裂缝的形成、发育时期与下白垩统烃源岩的主排烃时期相匹配，裂缝成为油气良好的储集空间和有效的运移通道。图3参12     

陆相湖盆致密油充注运聚机理与富集主控因素

通过中国陆上不同类型致密油典型实例解剖,开展烃源岩、储集层、原油等样品测试分析,运用核磁-驱替物理模拟、格子玻尔兹曼数值模拟等技术方法,研究了中国陆相湖盆致密油充注运聚机理与富集主控因素。研究表明陆相湖盆致密油充注运聚机理：优质烃源岩生排烃动力是决定致密油充注效率和聚集效果的动力基础,原油运移阻力是影响致密油充注效率和聚集效果的关键要素,充注动力与致密储集层孔喉阻力耦合作用控制聚集效果及富集程度。陆相湖盆致密油富集程度主要受烃源岩、储集层孔喉大小、储集层结构各向异性及裂缝4大因素控制：优质烃源岩控制致密油近源分布,储集层物性及孔喉大小与致密油富集程度呈正相关,储集层结构各向异性揭示顺层运移速率最高,层内裂缝提高运聚效率与含油饱和度。     

致密油充注孔喉下限的理论探讨及实例分析

通过分析致密油充注孔喉下限与流体力学作用的相互关系,结合油气充注满足的力学条件,对源储界面和储集层内部的致密油充注孔喉下限进行理论探讨和实例分析。基于充注力学平衡关系及Young-Laplace方程,根据源储界面附近和储集层内部的最大充注动力建立相应的充注孔喉下限理论模型。将该模型应用于鄂尔多斯盆地延长组、四川盆地中下侏罗统、美国威利斯顿盆地Bakken组致密油,确定其源储界面附近的充注孔喉下限分别为15.74 nm、29.06 nm和14.22 nm,储集层内部充注孔喉下限分别为39.45 nm、37.20 nm和52.32 nm;相应的源储界面渗透率下限分别为0.002 1×10-3μm2、0.006 1×10-3μm2和0.001 8×10-3μm2,储集层内部渗透率下限分别为0.010 0×10-3μm2、0.009 4×10-3μm2和0.016 9×10-3μm2。源储界面岩性复杂,孔隙度与渗透率相关性差;储集层内部岩性单一,孔隙度与渗透率相关性较明显,由此确定储集层内部相应的孔隙度下限为2.16%、2.00%和3.50%。     

三塘湖盆地条湖组致密油地质特征及勘探潜力

应用地震、测井、录井和分析化验资料,研究新疆哈密地区三塘湖盆地二叠系致密油地质特征及勘探潜力。三塘湖盆地二叠系条湖组二段发育高孔低渗型致密沉凝灰岩储集层,储集层粒度细,纳米级孔喉占88.3%,空气渗透率小于0.5×10-3μm2;储集层脆性大、易于压裂,含油饱和度高,原油密度较高。条二段致密沉凝灰岩储集层中原油主要来自下伏芦草沟组优质烃源岩,源储纵向相距100~500 m,烃源岩生成的中质原油经油源断裂向上运移至条二段储集层中聚集,具有他源充注、源储分离的聚集特征。致密油分布主要受芦草沟组烃源岩和条二段沉凝灰岩储集层控制。马朗—条湖凹陷条二段致密油甜点区勘探面积约203 km2,预测甜点区资源量2.4×108 t。图14表5参21     

松辽盆地齐家地区致密油形成条件与分布规律

应用地质、地球化学、试油、钻井、测井等相关资料,对松辽盆地齐家地区上白垩统青山口组高台子油层高三、高四油层组致密油形成条件与分布规律进行了系统研究。本区致密油形成主要具备良好的烃源岩、储集层、源储配置及地层压力条件4个有利条件:青山口组一段、青山口组二+三段、嫩江组一段3套优质烃源岩为本区致密油的形成奠定了良好的物质基础;储集层条件较好,砂体类型多,主要有分流河道、河口坝、席状砂等,各类砂体累计厚度大,在平面上分布范围较广,连续性好,为致密油的形成提供了聚集空间;三角洲前缘相储集岩体直接与烃源岩接触或者呈指状尖灭于湖相烃源岩之中或者与烃源岩互层,提供了良好的源储配置条件;致密油储集层存在异常超压,压力系数分布在1.20~1.50,为致密油提供了成藏充注动力。研究表明本区高三、高四油层组致密油在平面上主要分布在凹陷的中心部位与凹陷周边的斜坡、阶地。图12表3参16     

济阳坳陷古近系致密储集层孔喉结构特征与分类评价

综合利用铸体薄片、常规压汞、恒速压汞、微纳米级CT扫描等资料,研究了济阳坳陷古近系致密砂岩和砂砾岩孔喉结构特征并进行类型划分.首先利用铸体薄片资料分析致密储集层物质组成和结构特征,然后利用常规压汞、恒速压汞和微米级CT扫描等测试手段研究致密储集层的孔喉结构特征,并对10个孔喉结构参数开展系统聚类分析,结合分类结果与试油...     

昌图断陷南部烃源岩特征与油气资源潜力

应用有机地球化学法对昌图断陷泉1井揭示的下白垩统烃源岩进行了评价,分析了下白垩统九佛堂组、沙海组2套湖相烃源岩的分布特征、有机质丰度、有机质类型和有机质成熟度。结果表明,昌图断陷下白垩统烃源岩发育,沙海组和九佛堂组烃源岩有机质丰度较高,有机质类型较好,且均已进入生烃门限。氯仿沥青"A"法估算昌图断陷南部资源量达0.4892×108t,说明该区具有形成中小型油气田的物质条件,勘探前景较好。     

莫西庄油田三工河组二段砂岩储集层物性下限

莫西庄油田三工河组二段储集层总体呈现低孔低渗、非均质性强的特点,基于岩心常规分析、压汞、试油等资料,对比常用的有效储集层物性下限确定方法在研究区的应用效果,确定了三工河组二段储集层物性下限,并对影响储集层物性下限的主要因素进行了分析。研究结果表明,莫西庄油田三工河组二段储集层岩性主要为三角洲前缘沉积的细—中砂岩,储集空间类型以原生粒间孔为主,储集层物性下限求取方法中启动压力梯度法、分布函数曲线法和含油产状法在研究区更具适用性,综合确定孔隙度下限为10.1%,渗透率下限为1.15 mD;沉积相和成岩作用是影响研究区储集层物性下限的主控因素,水下分流河道微相强溶蚀弱压实弱胶结型储集层的物性下限最低,此外,原油性质、埋藏深度等是影响储集层物性下限的次要因素。     

致密砂岩储集层物性下限确定方法浅析

随着致密油资源勘探开发工作的不断推进,致密砂岩储集层物性下限的研究也变得重要,对已发现油藏有效储集层物性下限的研究可以帮助预测勘探有利区。对前人工作和成果的研究显示,致密储集层物性下限的确定方法可以分为三类:一是正向研究法,通过对岩心样品的各类实验来求取储集层物性下限,包括毛细管压力法、模拟充注法、束缚水饱和度法、最小流动孔喉半径法和吸附水膜厚度法;二是反向研究法,通过实际的生产资料来求取储集层物性下限,包括试油资料统计法、孔隙度-渗透率交会图法、含油产状法、分布函数曲线法;三是综合研究法,将多种方法相结合来求取储集层物性下限。对比三类研究方法发现,正向研究法所求得的物性下限结果小于反向研究法取得的结果,但其实验过程较为复杂,而反向研究法取得的结果受限于现今的经济和技术条件,结果高于正向法确定的物性下限值,但其对生产指导意义更大,因此需要综合使用来确定致密储集层的物性下限。     

三塘湖盆地哈尔加乌组火山岩储集层孔隙特征及成因

低温氮气吸附实验是研究致密储集层微观结构特征的重要手段之一,目前在碎屑岩致密储集层研究中取得了较好的效果。应用低温氮气吸附实验,研究三塘湖盆地石炭系火山岩致密储集层纳米级孔隙的成因。实验分析表明：三塘湖盆地上石炭统哈尔加乌组火山岩低温氮气吸附等曲线以墨水瓶形为主,随着深度增加,样品的平均孔径逐渐减小,总孔体积逐渐增大,样品比表面积逐渐增大,表征孔隙表面粗糙程度的分形维数也增大。结合场发射扫描电镜分析表明,三塘湖盆地哈尔加乌组火山岩致密储集层的微观孔隙结构形态与溶蚀作用有关,储集层埋藏越深,介于火山岩内部的烃源岩生成的有机酸越多,溶蚀作用就越强烈,长石等不稳定矿物溶蚀以后,形成新的矿物在喉道沉淀,一方面增加储集层的微观孔隙体积,另一方面降低了储集层渗透率。     

松辽盆地长岭断陷不同次级构造带致密砂岩气形成过程差异

以松辽盆地长岭断陷下白垩统登娄库组致密砂岩气为研究对象,基于致密砂岩气基本特征,对中央深凹带、东部斜坡带和东部构造带典型致密砂岩气地层埋藏史、烃源岩热演化及生烃史、成藏期次和储集层孔隙度演化史4个方面进行精细动态解剖,明确了长岭断陷不同次级构造带致密砂岩气形成过程及差异,并探讨了不同次级构造带源储耦合关系,进而指出有利勘探区带。长岭断陷东部构造带烃源岩质量和储集层物性最好,且登娄库组致密砂岩成藏时间最早,表现为一期成藏,成藏时储集层未致密;东部斜坡带成藏时间较晚,表现为一期成藏且具有两次充注峰期,第1次充注峰期时储集层未致密,第2次充注峰期时储集层已致密;中央深凹带成藏时间最晚,表现为一期成藏,成藏时储集层已致密。研究表明东部构造带源储耦合关系最好,是该区致密砂岩气最有利勘探区带。     

松辽盆地北部致密砂岩储集层原油可动性影响因素

以松辽盆地北部上白垩统青山口组高台子和扶余油层致密油为例,在核磁共振、高压压汞等分析的基础上,首次采用二氧化碳超临界驱替和超临界萃取实验方法,对不同岩性、不同含油级别的致密砂岩储集层原油可动性开展了定量研究。实验表明,在模拟松辽盆地北部致密油储集层温度76～89℃、压力35～42 MPa地层条件下,可动油启动时的孔隙度下限为4.4%,渗透率下限为0.015×10~(-3)μm~2,平均孔喉半径下限为21 nm。提出了致密砂岩储集层3种类型划分标准,Ⅰ类储集层可动流体饱和度大于40%,可动油率(可动油量占总油量的比)大于30%,启动压力梯度为0.3～0.6 MPa/m;Ⅱ类储集层可动流体饱和度为10%～40%,可动油率为5%～30%,启动压力梯度为0.6～1.0 MPa/m;Ⅲ类储集层可动流体饱和度一般小于10%,可动油率小于5%,启动压力大于1.0 MPa/m。致密砂岩储集层流体可动性主要受成岩作用和沉积作用影响,埋深小于2 000 m时以Ⅰ类储集层为主,大于2 000 m时主要为Ⅰ类、Ⅱ类储集层;三角洲内前缘相Ⅰ类储集层发育,三角洲外前缘和滨浅湖相以Ⅱ、Ⅲ类储集层为主。