鄂尔多斯盆地富县地区长8层段致密砂岩储层特征及充注下限

石油充注下限是致密油成藏研究的基础。鄂尔多斯盆地富县地区长8层段致密砂岩储层微观结构十分复杂,储层微观结构是影响石油充注的关键。利用场发射扫描电镜和CT方法定量研究致密砂岩储层孔隙-喉道特征;采用力学方法、录井分析法以及有效孔喉法综合分析致密储层充注物性下限与充注孔喉下限。研究结果表明,致密储层孔隙大小以纳米和亚微米级为主,孔隙平均半径为1.2 μm,喉道平均半径为0.1 μm,属于细孔-微细喉储层。经计算,长8致密砂岩储层孔隙度充注下限为4.5%,渗透率充注下限为0.04×10-3 μm2,源储界面储层孔喉充注直径下限为15.77 nm,储层内部孔喉充注直径下限为24 nm。综合分析认为油气能充注纳米级孔,根据压实及胶结程度由弱至强,最终石油分别以油珠状、喉道状和薄膜式赋存。      

川西坳陷致密气藏束缚水赋存状态与产出机理

致密砂岩储层微观孔隙结构复杂,普遍存在束缚水,其分布规律、赋存状态及流动机理对储层含气性和微观渗流影响较大。通过选取川西坳陷不同类型气藏的岩样,开展半渗透隔板法实验分析,揭示微观孔隙结构与束缚水赋存状态、产出机理的内在联系。研究结果表明:①不同类型储层具有不同的束缚水饱和度分布特征,微观孔隙结构是影响束缚水饱和度的内因。孔隙半径较大,但片状或缩颈状喉道发育,孔喉分选性差且微细孔喉较多,原始地层水易被捕集在孔喉尺寸急剧变化处或微细孔喉中,导致束缚水饱和度偏高;而孔隙缩小型、管束状喉道较发育,孔喉分选性较好,微细孔喉较少或者孔喉体积比小,束缚水饱和度相对较低。②部分高值束缚水在较大压力梯度的作用或可动水的诱导下,水可转化为临界水,最终成为可动水参与流动,随天然气产出。结论认为,开发初期应控制生产压差,一旦原始束缚水开始参与流动,将加剧气井产水和开发中后期井筒积液。     

利用三维数字岩心技术评价低渗透砂砾岩储层孔隙结构

为更直观、准确地分析准噶尔盆地陆梁隆起二叠系下乌尔禾组低渗透砂砾岩储层微观孔隙特征,利用CT扫描成像技术对砂砾岩样品开展岩心三维空间的孔洞、裂缝和高密度填隙物发育特征评价,从图像灰度、均质性和孔喉连通性的角度分析岩石孔隙结构。在此基础上,根据最大球算法提取并建立了储层数字岩心孔隙网络模型,研究了不同岩样的孔隙半径、喉道半径、孔喉比以及岩心孔喉配位数等概率分布特征。研究认为：1)研究区样品的储集空间以溶蚀孔和微裂缝为主,孔隙半径为0.1～10.0μm,喉道半径为0.1～7.0μm,孔喉比为0～4,配位数为0～7,岩石总体孔喉比和喉道半径小、喉道连通差,是导致研究区岩心渗透率低的主要原因。2)常规渗透率为0.330×10^-3μm²样品的孔隙半径主要为2.5μm,喉道半径主要为1～3μm,孔喉比多为2,配位数为0～3;常规渗透率为0.441×10^-3μm²样品的孔隙半径主要为5.5μm,喉道半径主要为1～5μm,孔喉比大部分为2.5,配位数为1～6。渗透率越高,三维数字岩心技术计算的孔隙结构参数越好,这与...     

特低渗储层微观孔隙结构与可动流体赋存特征——以二连盆地阿尔凹陷腾一下段储层为例

为了明确二连盆地阿尔凹陷腾格尔组腾一下段储层微观孔隙结构和可动流体赋存特征,开展了扫描电镜、铸体薄片、X射线衍射、高压压汞、恒速压汞和核磁共振等实验研究。结果表明：①腾一下段储层微观孔隙结构分为3种类型,不同孔隙结构具有不同的可动流体赋存特征。②Ⅰ类大孔喉结构,孔喉组合主要为粒间孔-孔隙缩小型喉道和粒间孔-缩颈型喉道,喉道半径大,孔喉半径比小,核磁共振T₂谱主要为左低右高双峰型,可动流体饱和度高;Ⅱ类孔隙结构,主要为粒间孔-片状喉道组合与溶蚀孔-片状喉道组合,T₂谱主要为左高右低双峰型,可动流体饱和度中等;Ⅲ类孔隙结构,主要为粒间孔-片状喉道组合、溶蚀孔-片状喉道组合和晶间孔-管束状喉道组合,喉道半径小,T₂谱为左单峰型,可动流体饱和度低。③储层物性、微观孔隙结构、黏土矿物含量对可动流体赋存具有重要影响,其中喉道特征是影响可动流体赋存的最主要因素,喉道半径越大,大喉道越多,可动流体饱和度越高。该研究成果对阿尔凹陷腾一下段储层的高效开发具有指导意义。     

鄂尔多斯盆地致密储层微观孔隙结构特征与分类

致密储层的微观孔隙结构特征是衡量致密储层油气渗流能力和产量的重要因素,也是目前致密油气藏的研究重点和热点。以鄂尔多斯盆地三叠系延长组长8致密储层为研究对象,通过开展恒速压汞实验和建立微观孔隙结构模型,分析了宏观储层物性参数与微观孔隙结构参数的关系,实现了对致密储层微观孔隙结构的精细划分。研究结果表明：喉道半径越大,总进汞饱和度、喉道进汞饱和度和孔隙进汞饱和度越大,残余的湿相饱和度越小;致密岩心喉道半径及孔隙半径均呈“两端分布少、中间多、左右不对称,粗(正)偏态”的正态分布特征,随着孔隙度和渗透率的增大,正态分布参数α和σ值有增大的趋势;以主流孔喉半径为判别特征参数,将致密岩心孔隙结构类型分为4类：Ⅰ类渗透率大于1×10^-3μm²,主流孔喉半径大于1μm;Ⅱ类渗透率为(0.5～1)×10^-3μm²,主流孔喉半径为0.7～1μm;Ⅲ类渗透率为(0.3～0.5)×10^-3μm²,主流孔喉半径为0.5～0.7μm;Ⅳ类渗透率小于0.3×10^-3     

致密砂岩储层孔隙结构及其对渗流的影响——以鄂尔多斯盆地马岭油田长8储层为例

致密砂岩油藏岩性致密、孔喉细小,贾敏效应及应力敏感性强,导致油气渗流规律不同于常规储层。为研究致密储层孔隙结构对渗流的影响,首先通过岩心观察、铸体薄片、扫描电镜及高压压汞等实验方法,研究了鄂尔多斯盆地马岭长8致密砂岩储层微观孔隙结构特征。结果表明,该储层平均面孔率较低,孔隙类型复杂,非均质性较强;渗透率小于1×10^-3 μm²的岩心纳米级与亚微米级孔喉占总孔喉的比例均较高（30％～55％）,渗透率大于1×10^-3 μm²的岩心微米级孔喉占总孔喉的比例增大。应用毛细管渗流模型分析了不同尺度喉道对渗透率的贡献,指出研究储层中亚微米级孔喉对渗流起主导作用。通过岩心驱替实验发现,油相（S_wc）最小启动压力梯度与岩心最大喉道半径之间呈幂函数负相关,最大喉道半径小于1.0 μm时,油相（S_wc）最小启动压力梯度随喉道半径的降低迅速增加;随岩心渗透率的降低,喉道分布曲线左移,喉道半径减小,对应岩心的流速-压差曲线非线性段增长。     

长8储层微观孔隙结构特征对可动流体的影响

鄂尔多斯盆地板桥-合水地区储层物性差、渗流机理复杂,制约了对该区块的勘探开发。通过对铸体薄片、高压压汞、SEM、恒速压汞和核磁共振等数据的研究归纳,总结了该地区主力油层长8储层的微观孔隙结构特征和储层流体微观赋存状态及其可流动性的影响。结果表明:长8储层砂岩类型为岩屑长石砂岩,孔隙类型为粒间孔和溶蚀孔,主要孔喉组合类型为粒间孔-溶孔,黏土含量高。孔隙类型、黏土矿物、喉道半径和孔喉比影响可动流体,其中喉道半径和孔喉比对储层可动流体饱和度起主要影响作用。     

鄂尔多斯盆地靖边油田李家城则地区长6致密油储层微观特征与含油性

综合应用铸体薄片、荧光薄片、扫描电镜、高压压汞和恒速压汞等分析测试资料，研究了鄂尔多斯盆地靖边油田李家城则地区长6致密砂岩微观特征及含油性。长6砂岩储层岩石类型为细粒长石砂岩，胶结物成分主要为方解石、绿泥石和浊沸石；铸体薄片下，孔隙类型主要以残余粒间孔和各种溶蚀孔隙为主，平均孔隙直径主要分布在20~50 μm；储层物性差，局部发育微裂缝，孔隙结构非常复杂。综合高压压汞和恒速压汞，孔喉半径跨度从纳米级至微米级，但主要存在2个主峰，以孔喉半径小于2 μm的孔隙为主。长6砂岩含油性较差，总体以油斑级别为主，石油主要分布在残余粒间孔和溶蚀孔隙中。达到工业油流井的含油砂岩，其储层孔隙度下限为7.5%，渗透率下限为0.15×10-3 μm2，孔喉半径下限为0.1 μm。      

鄂尔多斯盆地长7段致密油成藏物性下限研究

鄂尔多斯盆地延长组长7段致密砂岩储层在湖盆中心大面积分布,成藏期的储层物性下限是决定油气是否充注储层的重要参数。运用恒速压汞和纳米CT扫描技术分析了长7段湖盆中心渗透率小于0.3×10-3 μm2、孔隙度小于12%的致密砂岩储层的物性及微观孔喉特征。结果表明,其平均孔隙半径为160μm,喉道半径不超过0.55μm,均值为0.33μm。在分析致密油成藏期储源压差、原油物理性质及盆地流体特征的基础上,结合致密储层油气驱替模拟实验及最小流动孔喉半径法,综合确定了研究区长7段致密油成藏期油气开始充注时的孔喉下限为14 nm,孔隙度下限为4.2%,渗透率下限为0.02×10-3 μm2,要达到含油饱和度超过40%而实现致密油的大面积连续分布,孔喉半径下限应为0.12μm,孔隙度下限为7.3%,渗透率下限值为0.07×10-3μm2。      

鄂尔多斯盆地东部致密砂岩气成藏物性界限的确定

为了研究鄂尔多斯盆地东部上古生界致密砂岩储层天然气充注成藏的物性界限,分析微观孔喉内天然气的受力状态,综合考虑了束缚水膜、浮力、毛细管阻力、异常超压和水动力等参数对天然气充注成藏所起的作用。将束缚水膜厚度作为天然气可充注进入致密储层的最小孔喉半径,核磁共振测试获得了岩心束缚水饱和度并据此计算了束缚水膜的厚度,综合分析得出孔喉半径下限为10 nm。利用浮力和毛细管阻力的平衡状态计算得出的临界孔喉半径作为最大孔喉半径,通过先确定主要含气层段在不同地质时期的气柱高度,据此计算得到的临界孔喉半径作为孔喉半径上限。通过常规压汞测试结果建立了孔喉中值半径与物性参数的拟合趋势,再将孔喉半径上、下限带入拟合趋势中推算得出相应的物性界限参数。物性界限推算结果为：下石盒子组八段成藏物性孔、渗参数下限分别为4% 和0.1 mD,早白垩世末期储层孔、渗参数上限分别为13% 和1.8 mD,现今储层孔、渗参数上限分别为14% 和2.0 mD;山西组二段三亚段成藏孔、渗参数下限分别为2% 和0.01 mD,早白垩世末期储层孔、渗参数上限分别为8% 和1.0 mD,现今储层孔、渗参数上限分别为9% 和1.4 mD;太原组成藏孔、渗参数下限分别为3.5% 和0.02 mD,早白垩世末期储层孔、渗参数上限分别为11% 和1.1 mD,现今储层孔、渗参数上限分别为12% 和2.0 mD。     

恒速压汞及核磁共振技术在四川盆地西部致密砂岩储层评价中的应用

在深入分析恒速压汞法和核磁共振实验原理的基础上,结合岩心实验结果,分析川西新场地区上三叠统须家河组四段储集空间类型、孔隙结构类型、孔喉特征、孔喉比特征及其与孔、渗相关关系,研究孔隙和喉道对毛细管曲线的影响,探讨孔喉特征对可动流体参数的影响。川西须四段为低孔、低—超低渗致密储层,孔隙度介于1.6%～10.9%,平均5.9%,渗透率介于（0.01～2.81）×10-3 μm2,平均0.37×10-3 μm2。发育粗喉大孔、粗喉小孔、细喉大孔和细喉小孔4类孔隙结构类型,孔隙半径介于8～180 μm,平均112 μm,以微孔—小孔为主;喉道半径介于0.100～1.008 μm,平均0.484 μm,以微喉为主。孔隙半径对低—超低渗储层的物性影响较小,喉道半径与渗透率相关性较好,其影响了毛细管曲线的变化,控制了低渗透储层的物性特征,是决定气藏开发效果的关键性因素。孔隙半径、喉道半径和最终进汞饱和度对可动流体参数影响较大,基于此三项参数提出孔隙结构指数,结合测井曲线开展了川西致密砂岩储层评价,评价结果与实际效果吻合较好。      

吐哈盆地斜坡带致密储层物性上限研究

开展致密储层物性上限研究对明确研究区油气成藏机理及分布规律具有重要帮助。应用临界喉道半径探讨了吐哈盆地水西沟群斜坡带致密储层物性上限问题。临界喉道半径的求取需要对孔隙与喉道半径比、润湿角、油水或气水密度差等关键参数进行确定,利用恒速压汞实验、润湿性分析、PVT等实验对上述关键参数进行了拟合。结果表明：研究区的孔隙与喉道半径比约为90,润湿角约为20.48°;致密储层物性上限随着地层倾角的增大而减小,且致密气储层物性上限比致密油更加严格;研究区的地层倾角约为15°,此条件下致密油储层和致密气储层的临界喉道半径分别为0.552μm和0.491μm,相应致密油储层物性上限是8.43%和0.378×1010^-3μm²,致密气储层物性上限是8.39%和0.358×10^-3μm²。     

塔里木盆地库车坳陷克深构造带克深8区块裂缝性低孔砂岩储层地质模型

塔里木盆地库车坳陷克拉苏冲断带克深地区是天然气勘探开发的重要阵地,储层埋深为6 000~8 000m,储层基质孔隙度均值为5.5%,基质渗透率均值为0.089×10^-3μm²,裂缝渗透率为（0.5～30）×10^-3μm²,地层储层总渗透率为（1～50）×10^-3μm²,储层性质总体为特低孔、特低渗—低渗。为揭示深层相对优质储层发育规律,以克深8区块深层白垩系巴什基奇克组为例,基于大量实验分析、露头储层模型及测井FMI成像资料,通过基质建模与裂缝建模相融合的方法,建立了裂缝—孔隙型双重介质储层地质模型。研究表明：克深8区块储层构造裂缝开度主要为25~150μm,其中构造核部裂缝开度一般为50~250μm,翼部裂缝开度<100μm;基质粒间孔半径主要为5~160μm,孔隙连通率平均为48%;孔隙喉道半径主要为0.01~1μm,其中产气层有效喉道半径>0.05μm,占比91%。储层基质孔隙度相对高值段主要分布于白垩系巴什基奇克组中部和上部,相对高渗透段主要集中于构造背斜高部位、东西向翼部、南北边界断裂带及内部次级断裂带。该地质模型及技术方法为克深8区块天然气高效勘探开发及克深气田60亿m产能建设提供重要依据。     

鄂尔多斯盆地陕北地区长7段页岩油储层微观特征及控制因素

鄂尔多斯盆地陕北地区长7段蕴藏着丰富的页岩油资源。通过扫描电镜、微米CT、二维FIB?SEM测试等高精度孔隙分析技术手段,结合大量岩心、薄片、测井等资料,对该区长7段多期砂岩叠置型页岩油储层的微观特征进行精细刻画,讨论其主要控制因素。结果表明：研究区长7段页岩油储层孔隙以微米孔为主,半径为2.0~50 μm,喉道半径为0.3~13 μm,其孔喉为微米—纳米级与微米级喉道连通形成的众多簇状孔喉单元;其孔隙度分布在3.0%~13.0%之间,平均孔隙度为7.0%,渗透率在（0.02~0.30）×10^-3 μm²之间,平均渗透率为0.15×10^-3 μm²;其压汞曲线特征表现为排驱压力低、退汞效率高、粗喉道占比高。研究区长7段页岩油储层粒度细、塑性组分含量高、早期压实作用强烈、黏土矿物和碳酸盐胶结强烈是造成其孔隙减孔的主要因素,而溶蚀作用和绿泥石膜的保护作用具有一定的增孔效应。陕北地区长7段页岩油储层与庆城地区类比表明其具有Ⅰ类页岩油勘探开发的潜力。     

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长庆气田陕１４１井区属于鄂尔多斯盆地靖边三角洲的一部分，上古生界天然气藏的储集体为三角洲平原分流河道砂体及三角洲前缘水下分流河道砂体，河口砂坝相沉积。集集空间主要是充填剩余袜间孔和次生溶蚀孔及微裂缝 。     

基于物性上、下限计算的致密砂岩储层分级评价——以苏北盆地高邮凹陷阜宁组一段致密砂岩为例

致密储层分级评价是致密油资源评价的核心内容之一,通过确定致密油储层的不同物性界限能准确有效的建立致密储层分级评价标准,为致密储层分级提供理论依据。以高邮凹陷阜宁组一段致密砂岩储层为例,运用含油产状法、核磁共振法确定了致密储层的含油物性下限,运用核磁共振法、最小流动孔喉半径法、试油法等确定了致密储层的可动物性下限,运用力平衡法确定了致密储层的物性上限;结合致密储层的渗流特征并辅以孔隙结构分类验证,建立了致密砂岩储层的分级评价标准,将高邮凹陷阜宁组一段致密砂岩储层划分为无效致密储层、致密含油储层、可动致密储层及易动致密储层4个级别,渗透率界限分别对应0.07×10^-3,0.12×10^-3,0.50×10^-3和1.13×10^-3μm²。致密储层的分级结果与储层试油试采结果相一致,印证了利用致密储层物性界限进行致密储层分级评价的准确性和适用性。     

砂岩气藏充注含气饱和度实验研究

针对低渗致密砂岩储层充注含气饱和度难以准确测试技术难题,综合考虑储层展布及物性差异特征、充注动力、地温条件、盖层封闭等要素,建立一套全序列砂岩储层充注含气饱和度测试实验方法,分别对渗透率为0.034×10^-3μm²、0.075×10^-3μm²、0.244×10^-3μm²、0.505×10^-3μm²、0.683×10^-3μm²、1.12×10^-3μm²、1.47×10^-3μm²、4.77×10^-3μm²、10.7×10^-3μm²、38.1×10^-3μm²、49.1×10^-3μm²、99.4×10^-3μm²、126×10^-3μm²的砂岩储层,开展了气源压力为0.1MPa、0.2MPa、0.3MPa、0.5MPa、0.7MPa、0.9MPa、1.0MPa、1.2MPa、1.5MPa、1.8MPa、2.0MPa、2.5MPa、2.8MPa、3.0MPa、3.5MPa、4.0MPa、4.5MPa、5.0MPa、5.5MPa、6.0MPa、7.0MPa、8.0MPa、10.0MPa、15.0MPa、20.0MPa、25.0MPa、30.0MPa下逐级增压充注实验,记录了充注过程中各渗透率储层孔隙压力变化特征,在此基础上,采用充注实验与核磁共振实验结合的方法,对充注过程中含气饱和度变化进行了量化评价。研究结果表明：①低渗致密储层充注时具有高于门限压力进气,源、储压力平衡缓慢以及高压聚气三大特征,进气门限压力与储层渗透率关系密切,建立了门限压力与渗透率关系图版;②认识了含气饱和度（S_g）、地层压力（P）与储层渗透率（K）变化规律,拟合了含气饱和度经验计算公式,以鄂尔多斯盆地苏里格气田为例,通过实验测试、密闭取心分析与经验公式计算结果对比,建立了含气饱和度与储层渗透率关系图版,为低渗致密砂岩气藏储层含气性评价提供指导;③以取心井为基础,根据含气饱和度、储层渗透率、孔隙度、厚度等参数,建立不同渗透率储层储量辟分方法,为储量分类评价提供了依据。     

三塘湖盆地沉凝灰岩致密储集层特征及其形成条件

三塘湖盆地条湖组二段油藏储集层岩性以沉凝灰岩为主,除凝灰岩外,夹有内碎屑、生物屑及有机质泥纹,具有一定的沉积特征。基于岩石薄片鉴定、全岩矿物及场发射扫描电镜分析,结合压汞毛管压力曲线资料,开展储集层的岩性、物性、储集空间及孔隙结构等方面研究。研究表明,储集层岩性以含生物屑英安质晶屑—玻屑沉凝灰岩为主,脱玻化孔、晶屑溶蚀微孔和粒间孔是其主要的储集空间,岩心分析孔隙度平均为16.1%,渗透率平均为0.24×10^-3μm²,含油饱和度平均为69.5%,属于一套中高孔、特低渗、高含油饱和度致密储集层,储集层排驱压力为3.92MPa,孔喉半径为0.08μm,具有高排驱压力,喉道细小且分布均匀的特点,分析认为,条湖组二段沉凝灰岩成因环境为滨浅湖,缺少陆源碎屑物质供应的相对稳定的湖相环境是斜坡区沉凝灰岩致密储集层形成的关键,火山喷发后火山灰尘的缓慢空降沉积区域控制着致密储集层的平面展布。