致密砂岩储层孔隙结构分形特征对气水渗流规律的影响——以苏里格气田东南部桃2区块山1段为例

为了研究致密砂岩储层孔隙结构分形特征对气水渗流规律的影响，选取苏里格气田东南部桃2区块山1段8块岩心样品，利用铸体薄片、高压压汞、恒速压汞、气水相渗与真实砂岩模型气水驱替等实验,对不同半径的孔隙结构分形特征与气水渗流特征进行研究。结果表明：山1段储层发育的孔隙类型为残余粒间孔、长石溶孔、岩屑溶孔与晶间孔，喉道类型为缩颈状、片状、弯片状及管束状。采用高压压汞与恒速压汞实验对孔隙结构联合表征，依据样品物性、退汞效率、排驱压力及分选系数等参数，将储层样品划分为Ⅰ类与Ⅱ类。借鉴Hartmann等对孔隙的分类标准，将孔隙分为大孔（半径大于2.5μm）、中孔（半径0.1～2.5μm）和微孔（半径小于0.1μm）。根据分形理论，研究区不同半径孔隙的平均分形维数均在2.2～2.8，大孔的分形维数与渗透率贡献值呈现明显的负相关性，中孔、微孔与渗透率贡献值的相关性弱。气水相渗实验结果表明，研究区样品束缚水饱和度较大，Ⅰ类储层的共渗区明显大于Ⅱ类储层。真实砂岩模型气水驱替实验的驱替形态与不同孔隙类型及其平均分形维数有对应关系。Ⅰ类储层为均匀驱替，Ⅱ类储层为网状驱替和指状驱替。因此，大孔分布频率高及分形维数较...     

鄂尔多斯盆地吴起—志丹地区长8段致密砂岩储层孔喉结构分形特征

为精细表征鄂尔多斯盆地吴起—志丹地区长8段致密储层孔喉结构,在铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射、高压压汞、恒速压汞以及油水相渗等相关实验的基础上,利用分形理论研究了长8段致密储层的孔径分形特征和喉道分形特征,系统分析了分形特征与储层孔隙度、渗透率、微观孔喉特征之间的关系。结果表明：研究区岩性以岩屑长石砂岩为主,平均孔隙度为8.2%,平均渗透率为0.16×10^-3μm²,为典型的致密储层。储层孔隙类型主要为粒间孔和溶蚀孔,根据毛管压力曲线形态和高压压汞参数将储层孔喉结构分为Ⅰ类和Ⅱ类2种类型。恒速压汞实验表明研究区样品总进汞饱和度中,喉道进汞占比较多,恒速压汞计算的喉道分形维数具有两段特征,即细喉道段(D_T1)和粗喉道段(D_T2)。全孔径分形维数和喉道分形维数均与物性、进汞饱和度和退汞效率等参数具有良好的负相关性,喉道分形维数与喉道进汞饱和度、主流喉道半径呈良好负相关性,孔喉的非均质性增强,致使油相流体在含水储层中更加难以通过,油相相对渗透率变小。     

直罗油田长6砂岩储层微观孔喉结构特征

应用铸体薄片、扫描电镜、物性分析及压汞分析等技术手段,对鄂尔多斯盆地直罗油田长6砂岩储层微观孔喉结构特征进行了研究。结果表明:储层以细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩为主;孔隙类型多样,主要为粒间溶孔和微孔;砂岩孔隙度平均7.64%,渗透率平均0.19×10-3μm2,属于低孔超低渗储层。不同沉积微相储层物性差异较大,水下分流河道和河口坝储层物性最好。孔隙多为小孔,孔喉中值半径平均0.078μm,属小孔、微喉道类型,分选一般,连通性较差。孔喉结构特征参数与物性的相关性研究表明,储层物性是排驱压力、中值压力、分选系数等多种因素共同作用的结果。利用储层物性、微观孔喉结构参数及单井产能等资料,将长6砂岩划分为3类储层,其中Ⅰ类、Ⅱ类是未来开发的首选储层。     

低渗透砂岩微观孔隙结构特征及其对储层物性的影响研究

以储层岩石学特征、物性特征分析为基础,通过常规压汞结合更为先进的恒速压汞测试开展安塞油田长6储层微观孔隙结构特征精细表征,并探讨孔隙结构特征对储层物性的影响。结果表明,储层岩石类型以长石岩屑砂岩、长石砂岩为主,孔隙结构可划分为Ⅰ类为低排驱压力—中小孔喉型、Ⅱ类较低排驱压力—小孔喉型、Ⅲ类中排驱压力—细孔喉型、Ⅳ类高排驱压力—微孔喉型4种。孔喉平均半径、孔喉中值半径以及分选系数、最大进汞饱和度均与物性呈正相关关系,歪度系数、均值系数与物性呈负相关,退汞效率、结构系数与物性无明显相关性。恒速压汞实验结果进一步表明,储层物性主要受控于喉道的大小及其分布形态,因此实现喉道的有效开发及合理保护可在低渗透储层开发中获得良好的效果。     

苏里格气田西区苏48区块储层微观特征及其对储层的影响作用

根据鄂尔多斯盆地苏里格气田西区苏48区块盒8段-山1段储集砂岩的岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、X-射线衍射、高压压汞及核磁共振等测试分析数据,精细表征了盒8段-山1段储层微观特征。研究表明:砂岩类型以岩屑石英砂岩、石英砂岩为主,盒8段储层孔隙类型以粒间孔、岩屑溶孔和晶间孔为主,盒下8亚段孔喉半径较大,喉道发育程度较好,其有效孔隙个数和体积均高于其他储层。山1段孔隙类型主要有岩屑溶孔、晶间孔、凝灰质溶孔以及长石溶孔,山1段孔喉半径较小。盒8段-山1段喉道类型主要有管束状喉道、片状喉道和点状喉道,分选性均为中等-差,排驱压力相差不大。通过高压压汞和核磁共振提供的喉道半径以及可动流体饱和度的精细表征结果,将研究区储层划分为4类,明确储层差异的原因是受到碎屑成分、孔隙类型、结构及非均质性的共同影响。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田苏6区块盒8段致密砂岩储层微观孔隙结构特征及其意义

应用铸体薄片、扫描电镜、三维CT扫描、高压压汞和恒速压汞等方法,对苏里格气田苏6区块盒8段致密砂岩储层的微观孔隙结构特征进行定量表征,探讨孔隙结构差异性成因,进而优选出反映致密砂岩微观孔隙结构特征的储层评价参数。结果表明:储层孔隙类型主要为(颗粒、胶结物)溶孔、黏土矿物晶间孔及少量残余粒间孔;不同渗透率的储层孔隙半径差别不明显,但喉道半径分布差异较大,储层越致密,喉道半径分布范围越小、小喉道所占比例越高,喉道占有效储集空间的比例也越高;中粗粒岩屑石英砂岩和中粗粒岩屑砂岩结构成熟度高、原始孔隙度高、溶蚀作用强烈,溶蚀孔隙所占比高,形成的半径大于1μm的孔喉含量显著增加;细粒(长石)岩屑砂岩分选差、原始孔隙度低,溶蚀作用弱,孔隙类型主要为黏土矿物晶间孔,形成的孔喉主要为半径小于1μm的孔喉;主流喉道半径对储层渗流能力起主要控制作用,并且可以很好地反映储层的孔喉分布、有效储集空间及非均质性等微观孔隙结构特征,应当作为致密砂岩储层重要的储层评价参数。     

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。     

致密砂岩储层微观孔隙结构特征——以鄂尔多斯盆地延长组长7储层为例

运用物性分析、扫描电镜、铸体薄片及恒速压汞等技术,对致密砂岩储层进行了微观孔隙结构定量分析。研究结果表明：鄂尔多斯盆地长7油层组为典型的致密砂岩储层,渗透率小于0.3mD,孔隙类型以次生溶孔为主,平均孔隙半径为162μm,与渗透率无相关性;平均喉道半径为0.33μm,与渗透率具有很好的正相关性,是影响渗透率的主要因素;孔喉半径比大,平均为602,大孔隙被小喉道所控制,从而造成储层非均质性强、渗流能力差。致密砂岩储层的规模开发需采用先进的储层改造工艺,充分扩大喉道半径,降低孔喉比,提高储层渗流能力,这样才能取得更好的开发效果。     

致密砂岩孔喉大小表征及对储层物性的控制——以鄂尔多斯盆地陇东地区延长组为例

孔喉大小是评价储层质量的重要因素,而致密砂岩储层孔喉分布较强的非均质性使其表征难度较大。在分析目前孔喉表征方法的基础上,通过场发射扫描电镜、高压压汞和恒速压汞等实验,研究了鄂尔多斯盆地陇东地区延长组7段致密砂岩储层孔喉大小分布特征及其对储层物性的控制作用。结果表明:储层孔隙类型主要为剩余粒间孔、溶蚀孔、微孔和少量微裂缝;高压压汞表征孔喉的大小分布在0.014 8~40μm,大于1μm的孔喉分布较少;恒速压汞测试表明对于不同物性的样品其孔隙半径分布相对集中,主要分布在80~350μm;喉道半径则表现出较强的非均质性,分布在0.12~30μm;高压压汞和恒速压汞结合有效地表征了致密砂岩储层整个孔喉分布特征,孔径分布在0.0148~350μm。储层渗透率主要由比例较小的大孔喉(大于R_(50))所控制,对于渗透率大于0.1 mD的致密砂岩,其渗透率主要由微孔和中孔所控制,而小于0.1 mD的致密砂岩则主要由纳米孔和微孔所控制;此外,小孔喉的比例随着渗透率的减小而增加,虽然其对渗透率影响较小,但对储层储集性的影响却十分重要。     

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。      

鄂尔多斯盆地延安地区长4＋5油层组致密砂岩储层特征

根据岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、黏土矿物X射线衍射、压汞和物性分析等资料,对延安地区长4＋5油层组致密砂岩储层特征进行了研究.结果表明：延安地区长4＋5油层组储层岩石类型主要为细粒长石砂岩;孔隙度和渗透率分别为6.0％～10.0％和0.2～2.0mD,为典型的致密砂岩储层;储集空间主要为残余粒间孔,其次为长石和浊沸石溶孔;孔隙结构以小孔细喉型为主,其次为小孔中细喉型和细孔微细喉型;压实作用及绿泥石、方解石和浊沸石胶结作用是造成储层物性变差的主要因素,而溶蚀作用在一定程度上改善了储层物性.该研究成果为延安地区长4＋5油层组致密砂岩油藏滚动勘探开发提供了地质依据.     

西峰油田N区长23储集层特征及敏感性评价

针对西峰油田N区长23低渗透砂岩储集层,通过物性测试、铸体薄片、扫描电镜、高压压汞等分析,描述其储集层特征,基于岩石学特征、物性特征和孔喉结构特征进行储集层分类,同时对不同类型储集层进行敏感性评价,并分析了储集层敏感性的影响因素。研究结果表明:西峰油田N区长23储集层为细粒长石岩屑砂岩储集层,孔隙类型主要为粒间孔和长石溶孔,平均孔隙度为16.4%,平均渗透率为13.5 mD,属于中—低孔、低渗储集层;储集层可划分为3类,Ⅰ类储集层孔喉结构与物性最好,Ⅱ类和Ⅲ类储集层依次变差;研究区储集层具有中等—弱速敏、弱水敏、中等偏弱盐敏、中等酸敏、强碱敏和中等—强压敏;研究区储集层敏感性受黏土矿物、部分碎屑颗粒以及孔喉结构的影响,储集层速敏性主要与高岭石含量有关,水敏、盐敏性与伊利石含量及产状密切相关,酸敏性受绿泥石和铁白云石含量共同影响,强碱敏性是由于长石和石英含量较高导致,压敏性是孔喉结构在有效压力下发生变形,使该类储集层渗透率明显降低的结果;3类储集层的黏土矿物含量、孔喉结构以及物性不同,储集层敏感性有所差异,储集层物性由好到差,敏感性依次增强。在开发过程中应根据敏感性主控因素和不同储集层敏感性的差别,针对性地进行储集层保护,减小对储集层的伤害。     

鄂尔多斯盆地镇北地区延长组长8_1储层微观孔隙结构研究

通过铸体薄片、扫描电镜、高压压汞等分析化验手段,对鄂尔多斯盆地镇北地区长81储层孔隙结构特征进行综合研究,结果表明,镇北地区长81储层砂岩主要以中-细粒岩屑长石砂岩为主,其次为长石岩屑砂岩;研究区孔隙类型主要以剩余粒间孔和次生孔隙为主,长石、岩屑和碳酸盐胶结物的溶蚀是产生次生孔隙的重要原因;小孔和中孔是油气主要的储集空间,细喉道、中喉道和微细喉道是镇北地区长81储层主要的渗流通道。依据毛细管压力曲线的形态以及孔隙结构特征参数把研究区的毛管压力曲线分为三类。     

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。     

西峰油田庄36井区长81储层特征及评价

针对西峰油田庄36井区面临单井产量下降和含水上升较快的问题,应用测井资料、岩石薄片、扫描电镜、X衍射、粒度分析、压汞测定等资料,对长81储层的岩石学特征、物性特征和孔喉特征等进行了深入分析。结果表明:庄36井区长81储层属低孔—特低孔、特低渗—超低渗储层,岩性主要为细粒岩屑长石砂岩,发育粒间孔和溶蚀孔,孔喉结构类型属小孔隙、微细喉道型,其储层物性主要受沉积作用和成岩作用的共同影响,造成水下分流河道和河口砂坝物性明显好于河道侧翼。根据储层物性和孔隙结构参数,将研究区储层分为4类,即Ⅰ类储层为好储层、Ⅱ类储层为较好储层、Ⅲ类储层为较差储层、Ⅳ类储层为差储层。研究区含水上升井主要分布在Ⅲ类和Ⅳ类储层中,Ⅰ类储层的单井产量高且稳产,分类结果符合实际。     

鄂尔多斯盆地樊家川地区三叠系长63储层特征及主控因素

鄂尔多斯盆地樊家川长6储层为新的开发区域,其中长63为主力油层.为研究其致密储层特征及主控因素,开展了岩石薄片鉴定、常规物性及高压压汞分析等,对储层的岩石学、物性及孔隙结构特征进行了详细研究,建立了不同孔隙结构与成岩参数的识别函数,分析了不同孔隙结构储层储集性能主控因素.结果表明:①樊家川地区长63主要岩石类型为岩屑长...     

鄂尔多斯盆地杏河地区长6油组不同微相储层孔隙结构特征

安塞油田杏河地区长6油层组沉积期发育三角洲前缘亚相,储集岩为水下分流河道、河口砂坝及三角洲前缘席状砂等微相沉积体。储集岩主要由长石砂岩和岩屑长石砂岩组成,根据岩心铸体薄片、扫描电镜、图像分析、常规物性、压汞分析及测井资料进行研究表明,该地区各微相砂岩储集空间主要为次生孔隙和原生粒间孔;次生孔隙主要是沸石、长石溶孔,少量岩屑及杂基溶孔。储层孔喉特征均为小孔隙微喉道;物性特征为低孔隙、低渗透的基本特点;排驱压力和饱和度中值压力较高,孔喉半径小且分选性较差,溶蚀作用对改善喉道连通性的效果不佳,孔隙结构参数总体较差。储层物性水下分流河道砂体较好,河口砂坝次之,三角洲前缘席状砂第三。     

鄂尔多斯盆地定边油田长2低渗砂岩储层特征及评价

鄂尔多斯盆地定边油田长2储层为三角洲平原分流河道沉积的中—细粒长石砂岩,平均孔隙度为16.36%,平均渗透率为9.58×10-3μm2,属中孔、中—低渗储层。根据压汞曲线、铸体薄片等分析资料及试采、录井等测试结果,对长2储层特征进行研究和综合评价认为:长2储层孔隙类型主要有原生孔隙和次生孔隙,后者发育的长石溶孔对储层物性改善起到了积极作用;成岩作用类型主要为压实作用、胶结作用和溶蚀作用,前两者对储层物性破坏严重,而溶蚀作用扩大了储集空间,改善储层物性;长2储层可以划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ4种类型;综合评价长2储层是以Ⅰ、Ⅱ2种类型为主要构成的中—低渗透储层,优质储层多分布在分流河道沉积旋回的中下部。     

鄂尔多斯盆地旬邑地区长6油层组储层特征及分类评价

鄂尔多斯盆地旬邑地区上三叠统延长组长6油层组是典型的低孔低渗储层,岩性主要是长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩,孔隙类型主要是残余粒间孔及长石溶蚀孔隙,孔喉组合主要是细孔细喉型与细孔微细喉型,储层非均质性强。储层物性主要受岩石成分、沉积相带、孔隙结构及成岩作用共同影响。长6油层组储层分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类、Ⅳ类,综合评价其储层主要属于Ⅰ、Ⅱ类储层。