鄂尔多斯盆地西南部长8超低渗透砂岩核磁共振T_2截止值研究

利用核磁共振技术,结合离心实验,确定了鄂尔多斯盆地西南部长8超低渗砂岩T2截止值。研究表明,超低渗砂岩可动流体T2截止值的最佳离心力为2.76 MPa,对应储层有效渗流喉道半径的下限约为0.05μm。确定T2截止值分布在4.18~23.14 ms,随孔隙度、渗透率的增大T2截止值逐渐减小。进一步建立了T2截止值与储层渗透率、最佳离心力渗透率(k/p(1/2))的函数关系式,为预测鄂尔多斯盆地超低渗砂岩T2截止值、可动流体百分数和储层可动用下限提供了科学依据。     

渝西地区海相页岩储层孔隙有效性评价

基于页岩储层中毛细管束缚水、黏土束缚水、黏土结合水和干酪根核磁共振响应特征,开展了页岩储层孔隙有效性评价研究。选取渝西地区Z202井、Z201井3 500 m以深页岩样品开展渐变离心与渐变干燥处理后的核磁共振实验,确定了页岩储层中毛细管束缚水、黏土束缚水和基底信号的T₂截止值（T_2cutoff）,分别为0.98~1.08 ms,0.25~0.55 ms,0.12~0.20 ms。3个不同的T_2cutoff逐渐减小,对应的可动水饱和度、毛细管束缚水饱和度和黏土束缚水饱和度分别在29.72%~48.12%、10.25%~20.19%和12.97%~15.68%;200℃干燥后的岩心核磁共振T₁-T₂图谱揭示页岩中存在不连通孔隙;通过定量划分页岩储层孔隙系统,确定了有效孔隙下限的核磁共振T_2cutoff（平均值为0.4 ms）,对应的孔径下限为4.25 nm。据此,建立了识别页岩储层孔隙流体类型、划分页岩储层孔隙系统、评价页岩储层孔隙有效性、确定储层有效孔径下限等系列页岩储层的有效性评价技术和方法。     

致密砂岩储层可动流体分布及影响因素研究——以吉木萨尔凹陷芦草沟组为例

明确可动流体含量、分布及影响因素是有效评价致密储层开发潜能的基础。选取准噶尔盆地芦草沟组21块致密砂岩样品,采用核磁共振T₂谱分析和离心实验相结合的方法,测量岩样在不同含水饱和度下的核磁共振T₂谱,并辅以铸体薄片和扫描电镜技术分析储层可动流体含量差异的影响因素。结果表明：储层岩样核磁共振T₂谱主要呈现为5种形态,复杂的储层微观特征和孔喉结构均是导致核磁共振T₂谱形态多样的主要原因;储层建立束缚水饱和度的最佳离心力是400～450 psi,计算得到可动流体饱和度为29.44%～68.92%,平均值为46.69%,不同岩样可动流体含量和分布均有明显差异,可动流体分布的有效孔喉半径下限约为50 nm,储层主流喉道半径为70～200 nm;可动流体含量和物性参数之间的关系表明,对于物性较差的储层,渗透率是决定可动流体含量的主要因素,但对于物性较好的储层,渗透率对可动流体含量的影响较小;孔隙类型、形状及表面粗糙程度均会影响储层束缚水含量和分布;储层次生孔隙的发育程度及分布、孔喉半径大小及连通性、黏土矿物的充填程度及产状和裂缝的发育情况都会对可动流体含量产生影响。该研究成果可为致密储层开发潜力评价提供依据。     

特低渗透砂岩储层可动流体赋存特征及影响因素

利用核磁共振技术,对鄂尔多斯盆地延长组特低渗透砂岩储层样品进行了测试;对可动流体孔隙度参数进行了定义,分析了可动流体的赋存特征及影响因素.研究结果表明,特低渗透砂岩储层核磁共振T₂谱截止值低,可动流体含量低.可动流体参数分布范围宽且具有较强的非均质性,渗透率越高,可动流体参数与渗透率的相关性越强;渗透率越低,可动流体参数衰减速度越快.特低渗透砂岩储层微裂缝发育程度、黏土矿物充填孔隙程度、次生孔隙发育程度及重结晶等微观孔隙结构特征是可动流体的主要影响因素.     

应用产能模拟技术确定储层基质孔、渗下限

采用WS-2000全模拟岩心综合测试系统，在全模拟条件下研究了四川盆地和鄂尔多斯盆地碎屑岩油、气藏在弹性开采过程中，产量和模拟生产压差的关系，得到了日产气（油）量与储层岩石物性呈正相关关系，在模拟生产压差范围内，单井产量随生产压差增大而增大的认识；根据工业产油（气）井的产量标准，应用产能模拟资料确定：鄂尔多斯盆地P₁x₈储层孔隙度下限为5%，渗透率下限为0.4×10^-3μm²；四川盆地J₃p储层孔隙度下限为6.7%，渗透率下限为0.4×10^-3μm²，T₃x²产层孔隙度和渗透率下限分别为3.3%和0.045×10^-3μm²；J₂s油藏的孔隙度下限为2.7%，而渗透率下限则为0.24×10^-3μm²。其中除T₃x²气藏外，其余油气藏下限值均已被生产证实。     

基于核磁共振的页岩孔隙结构特征研究

页岩储层普遍存在低孔低渗的特点,微-纳孔喉及微裂缝发育,其储层孔隙结构表征及物性评价具有较大难度。为了实现页岩储层快速评价和孔隙结构表征,应用核磁共振技术开展了页岩孔隙结构特征研究。结果表明：1)通过对页岩岩心核磁T₂谱分析,将页岩划分为单峰-丘型、单峰-尖峰型、双峰-左高型、双峰-右高型、多峰-基质型和多峰-裂缝型。其中单峰型页岩孔隙分布较为集中,双峰型次之,多峰型页岩孔隙分布复杂,且可能包含裂缝等流体赋存空间。2)建立了储层中干酪根等固体有机质、黏土束缚流体、毛管束缚流体、技术可动流体及自由可动流体识别与评价方法,并通过与Qemscan扫描结果对比,明确了T₂与页岩孔径换算系数为5.3 nm/ms。3)将页岩岩心T₂谱分为固定区间(P₁)、束缚区间(P₂)和自由可动区间(P₃)3个区间,其中P₁区间累积信号量与渗透率呈负相关关系,P₂区间与P₃区间累积信号与渗透率呈现正相关关系。以上成果...     

柴达木盆地涩北地区第四系泥岩型生物气储层孔隙有效性评价

通过低场核磁共振实验分析了柴达木盆地涩北地区第四系泥岩型生物气储层在饱和水状态及渐变烘干温度状态下的T₂谱,明确了孔隙流体的核磁响应特征,以评价孔隙的有效性。研究结果表明： ①核磁共振实验是以饱和水状态T₂谱为基础,采用正态分布函数拟合构建了离心束缚水T₂谱,确定了可动流体和毛管束缚流体T₂截止值,用于划分出流体类型并开展了孔隙有效性评价。②研究区岩样饱和水状态T₂谱谱峰呈左小右大的形态,右峰幅度值远大于左峰,占T₂谱幅度值90%以上;随着烘干温度的升高,T₂谱幅度减小且左移趋势明显;束缚水T₂谱形态近似于正态分布,起始位置与饱和水状态的T₂谱基本重合。③研究区可动流体T₂截止值T_{2 C1}平均为3.3 ms,毛管束缚流体T₂截止值T_{2 C2}平均为1.8 ms;孔隙流体包括可动水、毛管束缚水和黏土束缚水,黏土束缚水T₂小于T_{2 C2},毛管束缚水T₂大于T_{2 C2}且小于T_{2 C1},可动流体T₂大于T_{2 C1};毛管束缚水含量最高,黏土束缚水其次,两者占总孔隙流体的84.43%～95.06%,可动水含量低。④研究区储层有效孔隙占总孔隙的54.99%,主要为毛管束缚孔,黏土束缚孔为无效孔隙;黏土含量越高,有效孔隙度越小。     

中国南方海相页岩储层可动流体及T2截止值核磁共振研究

为了分析中国南方海相页岩气储层的可动流体及T₂截止值特征,结合低场核磁共振和高速离心实验进行了页岩可动流体测试。实验结果表明：页岩饱和水状态和束缚水状态的建立至关重要,中国南方海相页岩建立饱和水状态的最佳压力为12MPa,建立束缚水状态的最佳离心力2.76MPa。其可动流体T₂截止值为1.07～3.22ms,平均值为1.8ms,明显小于致密砂岩的T₂截止值。使用经验值13ms来进行页岩可动流体的计算将会产生很大误差。结合饱和水状态和束缚水状态的核磁共振T₂谱,得到可动流体饱和度为23.19%～30.84%,平均值为27.28%,束缚水饱和度高,超低含水饱和度现象明显。将核磁共振T₂谱转换成孔径分布,得到页岩孔隙半径主要分布在20～200nm。     

根据双TE 测井确定含烃饱和度

根据双TE 测井可以获得地层固有弛豫时间T_2int 和地层烃与水的T_2int 差异,可用来定性判别地层的流体性质,也可用来定量评价含烃饱和度,即利用烃与水的T_2int 差异分配可动流体进而得到可动烃与可动水体积,利用截止值法确定毛管束缚水体积。可动烃体积、可动水体积与毛管束缚水体积经含氢指数校正,就可以得到地层的含烃饱和度。该方法被编制到了核磁共振测井油气识别与评价模块FLAN 中,应用该模块处理并解释了多个地区多口井的实际资料,获得了较好的油气识别与评价效果。     

准噶尔盆地吉木萨尔页岩油不同温压CO2吞吐下可动性实验研究

准噶尔盆地吉木萨尔页岩油储集层主要发育微纳尺度孔喉裂隙系统,同时油质黏稠,动用难度大,注CO₂吞吐是提高采收率的重要技术。为了认清吉木萨尔页岩油储层注CO₂吞吐下的可动性规律,对该区芦草沟组45块岩心进行了研究。储层岩性为云屑砂岩、砂屑云岩和岩屑砂岩;储层覆压孔隙度介于2.0%～22.7%之间,平均为11%,覆压渗透率平均为0.01×10-3 μm2,小于0.1×10-3 μm2的样品占比达90%以上。根据岩心物性分类,选取20块岩样开展核磁实验,对页岩油低场核磁共振实验测量的6个关建参数进行了优化;通过将页岩油压汞实验数据和低场核磁共振实验数据对比,在对数坐标下建立了页岩岩心的T₂值与孔隙半径之间的线性关系,通过T₂谱定量获得了页岩的孔隙半径分布。在此基础上,在不同温压条件下开展9种CO₂吞吐实验,结合采收率、动用程度等指标分析得知,半径小于300 nm的小孔隙中页岩油难以动用,300～1 000 nm的中孔隙和大于1 000 nm的大孔隙中页岩油动用程度相对较高,且随着温度和压力的提高而增大。      

基于核磁共振实验的火山岩气藏原始含气饱和度分析

为分析X气田低渗透火山岩气藏的含气饱和度,采用核磁共振实验,对5口井50块岩心进行了含气饱和度测试。结果表明,离心实验标定离心力为2.760 MPa时,对应的有效渗流喉道半径下限为0.053μm时,求取的可动流体饱和度与实验结果和生产数据吻合均较好;当离心力大于2.760 MPa,随离心力的继续增加,岩心的束缚水饱和度变化很小;离心力小于2.760 MPa时,可动流体饱和度近似为储集层的原始含气饱和度,该离心力下实验标定的T2(可动流体弛豫时间)值即为目标储集层的T2截止值,可用来直接判断气藏储集层的原始含气饱和度和原始含水饱和度。利用核磁共振T2谱法能够较准确地评价火山岩气藏原始含气饱和度,为相似岩性气藏的含气饱和度测井解释提供了岩石物理理论基础和技术支撑。     

准噶尔盆地西北缘中段石炭系火山岩油藏储层特征及其控制因素

准噶尔盆地西北缘中段石炭系火山岩油藏的储层岩性为火山熔岩、火山碎屑岩及火山沉积岩。根据孔隙与裂缝系统的配置关系,可分为孔隙型、孔隙-裂缝型、裂缝-孔隙型及裂缝型4种储层类型。油藏控制因素研究表明,区域构造作用及火山活动奠定了储层形成与分布的基础,岩性、岩相决定了储集空间的发育程度与规模,成岩作用对储层改造作用明显。在爆发相火山角砾岩、凝灰岩及喷溢相块状安山岩、玄武岩和玄武质角砾熔岩中,气孔等原生孔隙发育;火山沉积相沉凝灰岩及砂砾岩以细小原生粒间孔隙为主。区域构造作用使石炭系内部发育4种裂缝类型,其中垂直-高角度裂缝在喷溢相熔岩储层中发育,网状裂缝和层面裂缝系统则多发育于火山角砾岩、凝灰岩及沉凝灰岩互层中,砂砾岩中以发育程度低、有效性差的不规则裂缝为主。熔结、溶蚀等成岩作用对储层改造作用明显,火山碎屑沸石化和沸石溶蚀作用是油藏次生孔隙发育的主要途径,而碳酸盐、二氧化硅胶结作用及粘土矿物水化作用则降低了储层孔隙度和渗透性能。     

莺山断陷侏罗系火山岩储层特征

莺山断陷侏罗系火山岩主要为安山岩,玄武岩,英安岩,火山角砾岩及凝灰岩。岩石类型不同测井曲线表现形式不同,火山岩地震反射特征为乱岗状,连续性差其主要储集空间为孔隙和缝,孔隙类型较多,孔括气孔,溶蚀孔洞,收缩孔等,裂缝主要为构造裂缝,其次为风化裂缝和成岩裂缝。     

蒙古林油田阿尔善组砾岩储层岩石学

蒙古林油田阿尔善组砾岩储层,为富含火山岩屑的特殊类型储层,可分为复成分砾岩、凝灰质砾岩及火山角砾岩三大类。具低成分成熟度和低结构成熟度特点,以粗杂基支撑的砾岩含油物性最好,主要储集空间为粒间基质溶蚀孔隙,为中孔细喉低渗型储层。复成分砾岩以粒间溶蚀孔隙为主,渗透性较好;凝灰质砾岩和火山角砾岩分别以组分内孔隙和残余粒间孔隙为主,渗透性均较差。     

开鲁盆地陆家堡凹陷九佛堂组火山碎屑岩油藏形成控制因素分析

开鲁盆地陆家堡凹陷九佛堂组火山碎屑岩主要包括火山角砾熔岩、火山角砾岩、凝灰岩(熔结凝灰岩)、沉凝灰岩和凝灰质砂(砾)岩等五大类岩性,且火山碎屑含量自下向上有减少的趋势。火山碎屑岩发育原生孔隙、次生孔隙、原生裂缝和次生裂缝等4类储集空间,有利火山碎屑岩储层储集空间多为"原生和次生组合型"。火山碎屑岩油藏形成受多重因素控制:白垩系下统九佛堂期为凹陷快速断陷期,该时期欠补偿沉积的深湖-半深湖相泥岩及油页岩是火山碎屑岩油藏形成的资源基础;良好的储集性能是火山碎屑岩油藏形成的有利条件。火山机构特征决定此类油藏的分布;构造应力作用增加了火山碎屑岩成藏几率;火山活动时期关系到火山碎屑岩油藏储层改造程度并最终决定油气富集程度。     

四川盆地二叠系火山岩岩相与储层特征

为了给四川盆地火山岩气藏下一步的勘探部署提供依据,综合利用钻井录井、分析化验、测井及地震等资料,在对该盆地二叠系火山岩分类的基础上,研究了不同类型火山岩的岩性特征、岩相特征与岩相分布、储层特征,并确定了控制火山岩储层发育的主要因素。研究结果表明:①该盆地火山岩可综合划分为火山熔岩、火山碎屑熔岩、火山碎屑岩及沉火山碎屑岩4大类,主要发育玄武岩、角砾熔岩、含凝灰角砾熔岩、凝灰岩和沉凝灰岩等岩石类型;②该盆地内大面积分布溢流相、喷溢相和火山沉积相等3种火山岩相类型,其中溢流相主要发育玄武岩,喷溢相主要发育火山碎屑熔岩,火山沉积相主要发育凝灰岩及沉凝灰岩等;③火山岩储层岩性主要为火山碎屑熔岩和玄武岩,其中火山碎屑熔岩主要发育脱玻化微孔、溶蚀孔,为中孔、低渗的孔隙型储层,玄武岩主要发育裂缝及溶孔,为基质孔隙度较低的孔隙—裂缝型储层;④火山岩储层控制因素主要为岩性、岩相、后期流体改造作用和构造作用,其中火山碎屑熔岩在快速冷凝的过程中脱玻化形成大量弥散状微孔,为后期进一步溶蚀增孔提供了有利条件,溶蚀等成岩作用及裂缝发育使储层物性变好。结论认为,四川盆地二叠系火山岩储层的平面展布主要受岩相控制,川西南部雅安—乐山—屏山地区主要发育孔隙—裂缝型玄武岩储层,成都—简阳—三台地区主要发育孔隙型火山碎屑熔岩储层。     

准噶尔盆地滴西地区火成岩岩性识别方法研究

火成岩岩性识别是火成岩油气藏储层评价的基础.以准噶尔盆地滴西地区的火成岩岩性识别为例,应用对应分析的方法发现自然伽马(GR)测井曲线对火成岩岩性最敏感,其次为补偿中子(CNL).由于常规测井在凝灰岩、火山角砾岩与其他火成岩岩性的区分上难度较大,因此制定了"成像测井识别岩性结构、常规测井识别岩石成分"的多层次综合识别方法...     

松辽盆地深层火山岩储集性能

松辽盆地深层发育多种类型的火山岩,勘探实践表明,在不同类型的火山岩中均有油气显示。为了进一步明确研究区有利火山岩储集层的特征,利用岩心、薄片和分析化验资料对火山岩的储集空间、孔隙结构和物性特征开展了对比性研究。分析结果表明,原生气孔在不同类型火山岩中的分布极不均匀,次生孔缝次之,原生微孔和原生裂缝分布较均匀;火山岩孔隙结构可分粗孔喉、中-粗孔喉、偏粗孔喉、细孔喉和极细孔喉5种类型;火山岩储层孔隙度分布特征分单峰高孔、双峰高孔、中孔、中-低孔、偏低孔和低孔6种类型;火山岩储层渗透率分布特征可以概括为高渗、中-高渗、中渗、中-低渗和低渗5种。综合以上4种参数,认为气孔流纹岩、流纹构造流纹岩、球粒流纹岩、熔结凝灰岩、角砾熔岩和火山角砾岩是有利储层发育带,凝灰岩、块状玄武岩、沉凝灰火山角砾岩和沉凝灰岩相对而言储集性能较差。     

辽河断陷盆地火山岩储层岩石学及地球化学特征

辽河断陷盆地火山岩类型有熔岩：粗面岩、粗安岩、安山玄武岩、安山岩、粗玄岩、玄武岩；火山碎屑岩：火山角砾岩、凝灰岩；次火山岩；粗面斑岩、辉绿岩。火山岩储层的储集空间类型有原生的气孔、杏仁体内孔、砾间孔、晶间孔、晶内缝、收缩缝等；次生的各种构造裂缝、砾间溶孔、砾间溶孔、晶间溶孔、晶内溶孔、杏仁体内溶孔和溶性缝。岩石类型、火山岩岩相是决定储层性质的内在因素，溶蚀作用、构造破裂作用和充填作用是影响储层发育的主要外部条件。火山岩为碱性－钙碱性中－基性岩，形成于大陆环境，属于板块内稳定构造区和岛弧及活动大陆边缘二者的派生产物。原始岩浆来源于上地幔，但在上侵过程中不同程度地深入地壳物质。