渤海海域BZ油田低渗储层特征与成因探讨

渤海海域BZ油田南块沙河街组为典型的低孔低渗储层,主要发育次生孔隙,并发育部分粒间孔,喉道主要为点状喉,局部可见片状喉。综合应用岩心、铸体薄片、扫描电镜及分析化验手段,从低渗储层孔隙、喉道类型及成岩作用特征研究出发,结合喉道分布特征综合评价及沉积微相展布特征,提出了沉积主控、沉积与成岩综合作用的低渗储层成因,进而明确了研究区低渗储层成因。     

低渗砂岩气藏酸化研究

低孔低渗致密岩性气藏孔隙喉道小,极易受到污染,导致储层渗流条件差、气井产量低,开展低渗透气藏酸化是提高气井产量和气藏储量动用程度的有效手段和重要途径。本文针对鄂尔多斯盆地盒8段储层基质酸化的需要,从影响气藏酸化的主要因素入手,应用双51井盒8层岩心,结合岩心的微观孔喉变化、扫描电镜实验,对酸化前后的储层岩心进行了系统分析,结果表明,岩性是酸化工作液的主要依据,酸溶物的含量决定了储层物性的改善程度。     

鄂尔多斯盆地马岭油田长81储层特征

基于岩心、测井资料及普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、X衍射、物性和压汞等化验分析资料,研究了鄂尔多斯盆地马岭油田长8储层特征。结果表明：该套储层的储集空间以粒间孔和长石溶孔为主要储集空间,喉道类型以片状或弯曲片状喉道为主,管束状喉道和缩颈型喉道次之,孔吼组合类型主要为大一中孔微喉型;孔隙总体分布在8％-10％,渗透率总体分布在0．3-1mD,为典型的低孔一特低孔、超低渗一特低渗孔隙性储层;储层质量受沉积相和成岩作用综合影响,随着砂地比的增大物性有变好的趋势,早期因压实及胶结而物性变差的储层也因溶蚀作用而有所改善。     

苏里格气田苏11区块盒8段和山1段储层特征及主控因素分析

苏里格气田苏11区块盒8和山1段储层以岩屑砂岩为主,结构、成分成熟度较低,属典型的低孔低渗储层。通过岩心、铸体薄片、扫描电镜及物性资料等分析,指出影响储层特征的主控因素为沉积环境和成岩改造程度。沉积环境是造成储层渗透性偏差、产能低的基本原因,而储层储集性能后期的改造受成岩作用控制,骨架颗粒和填隙物则为成岩改造作用提供物质基础。     

低渗透储层的微观孔隙结构特征研究

本文以鄂尔多斯盆地低渗透储层为例,在岩芯观测、岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜以及压汞资料分析的基础上,分析了该地区低孔低渗砂岩的岩石学特征、储层物性及微观孔隙结构特征;分析了储层有效喉道半径、有效喉道体积、有效孔隙半径、有效孔隙体积及孔喉比等特征参数与孔隙度、渗透率之间具有较好的相关性。     

喉道半径与可动流体对低渗透储层渗流性的影响

渗流性能是储层评价的一个重要方面。本文在前人研究的基础上,深入研究了低渗透油田中喉道半径、可动流体百分数与储层物性之间的关系,指出喉道半径、可动流体百分数是影响低渗透储层渗流性能的重要因素。对大庆外围低渗透油田的开发具有一定的指导意义。     

低渗油藏注水保护技术研究

低渗透油藏具有孔隙喉道小、泥质含量高、渗透率低等特点。在注水过程中,注入水与储层里的粘土作用,造成渗流阻力大,注水压力上升。注水压力高导致低渗油藏长期欠注,油藏采出程度低,是低渗透油藏开发遇到的普遍难题。本文根据低渗油藏注水损害机理,筛选和研制了适合低渗透油藏的保护剂,该保护剂具有防膨、驱油、润湿反转效果,在莱113-1井应用效果明显,实现了低渗油藏降压增注的目的。     

XX油田BL49块低渗透油藏储层性质与注入水伤害机理研究

常规注水开发是目前低渗透油田最为常见的开发手段。随着开发的进行,受储层物性及注入水水质的影响,地层内部易受到一定程度损害导致储层渗透性进一步降低,地层亏空加剧。通过对XX油田低渗透油藏BL49区块进行储层岩性特征、微观孔隙结构特征及注入水水质等分析研究,发现该块储层具有一定的水敏、盐敏及酸敏性;储层喉道半径主要集中在0.2～0.9μm之间,与注入水中的悬浮颗粒粒径不配伍,易在地层内形成堵塞。同时注入水细菌含量及含油量超标,会对储层造成一定程度伤害。     

浅析特低渗透砂岩油藏储层微观孔喉特征

本文主要以特低渗透砂岩油藏储层微观孔喉的特征为文章阐述的主要内容,通过对岩心样品的恒速压泵进行测试,对其特低渗透岩石油藏储层微观孔喉的特征进行研究。其中,储层的有效喉道半径、有效空隙半径和有效空隙体积、有效喉道体积和喉孔比等特征都与其中的空隙度、渗透率具有较好的相关性。以下将针对此展开详细的分析。     

低渗储层岩石水敏性损害因素分析

通过了解南翼山储集层区域地质与构造特征、岩石学特征、储层物性与孔隙结构,结合南翼山储层岩心水敏室内评价实验数据,客观评价了储层岩石水敏性,研究出低渗储层水敏性损害原因。研究表明,南翼山储层属属典型中-低孔隙度、低-特低渗透率储层,强水敏储层。低渗储层水敏性损害的主要原因是由于岩石中的水敏性粘土矿物(主要是伊利石及微粒绿泥石等)与低矿化度流体接触后发生膨胀使岩石的孔隙空间和喉道缩小甚至堵塞引起岩石的渗透率降低造成的。     

鄂尔多斯盆地涧峪岔油田长4＋5油层成岩作用与储层评价

利用岩石铸体薄片鉴定、X射线衍射分析、扫描电镜分析等测试手段,对鄂尔多斯盆地涧峪岔地区延长组长4＋5油层储集岩的岩石学特征、成岩作用和孔喉特征进行了分析。结果表明,该储集岩为以浅灰白色细粒长石砂岩、粉砂岩为主,颗粒呈次棱角状,成分成熟度较低、结构成熟度中等-较好,粒度分选性较好;砂岩储集层在埋藏成岩过程中发生的成岩作用有压实作用、胶结作用、交代作用和溶蚀作用,且主要处于晚成岩A期—晚成岩B早期;孔隙类型以粒间孔为主,溶孔次之,喉道类型主要为微-细喉道,以细喉道为主,造成渗透率低,形成特低渗、超低渗型储层。根据延长组地特低渗透储层划分方案,利用本次研究中的多种参数和各种分析方法,将储层划分为三类。评价结果表明,研究区长4＋5储层以中低孔、特低渗—超低渗储层为主。     

聚硅纳米增注技术在临盘油田的试验应用

纳米降压增注技术为现河采油厂工艺所引进开发的新技术。胜利油田拥有丰富的低渗油田储量,注水开发是低渗透油田的主要开发方式。同国外低渗透油田采收率相比,胜利油区低渗透油田采收率偏低。这主要是由于胜利油区主要低渗油田储层以中孔、小孔为主,喉道中值半径小于1．5μm,储层粘土矿物相对含量高,储层敏感性强,普遍存在注水压力不断上升、注水困难等问题。因此,寻找降低注入压力、提高增注效果的材料和工艺措施成为低渗透油田注水开发的攻关目标之一。     

鄂尔多斯盆地马岭地区长8_1储层特征研究

鄂尔多斯盆地马岭油田是该盆地油气勘探和开发的重要的地区,基于岩心,薄片,物性,压汞等化验分析资料,研究了马岭地区长81储层特征。研究表明,马岭地区长81储层属于低渗_超低渗储层。储层分布范围较广。储集空间以粒间孔和长石溶孔为主要储集空间,喉道类型以片状或弯曲片状喉道为主,管束状喉道和缩颈型喉道次之,孔吼组合类型主要为大-中孔微喉型。利用物性和压汞等参数。将马岭长81储层分为三类。其中,Ⅰ,Ⅱ类储层是首选储层。     

低渗储层孔隙度渗透率相关性研究

低渗储层属于目前国内外开发的重点领域,对低渗储层的孔隙度与渗透率相关性进行分析具有重要的意义。本文对鄂尔多斯盆地薛岔区块长6储层部分岩心的孔隙度与渗透率相关性进行了研究,结果表明:薛岔长6储层孔隙度与渗透率相关性较好,孔隙度较大,而渗透率偏小,该储层部分喉道孤立,储层渗流空间连通性差;研究区以溶孔-粒间孔为主,储层的孔隙度较大,但研究区属于细小孔隙微细喉道,孔隙结构的连通性差;孔隙类型、岩石成分、成岩作用、粘土矿物发育和胶结作用是造成研究区储层孔隙度较大,渗透率偏小的主要原因。     

南泥湾采油厂294井区长6~2油层组储层微观孔隙结构特征

基于铸体薄片、扫描电镜、压汞分析等技术手段,对南泥湾采油厂294井区长62油层组的储层微观孔隙结构特征进行研究,并对影响孔隙结构的主要因素进行分析。结果表明,研究区长62储层属于低孔、特低渗储层,孔隙以残余粒间孔、溶蚀粒间孔和粒内溶孔为主。孔隙以小孔隙为主。储层喉道主要有两类:其中微喉道占主导,其次是微细喉道,研究区孔隙结构主要受到沉积相带、成岩作用影响,孔喉结构类型与沉积相带耦合性高,是控制储层展布特征的主要因素。根据毛管压力曲线相关参数将孔隙结构特征分为3类,即低排驱压力—细喉道型(Ⅰ类);中排驱压力—微细喉道型(Ⅱ类);高排驱压力—微喉道型(Ⅲ类),并认为低排驱压力—细喉道型是研究区长62段的主要的储层类型,孔隙结构受到沉积相带、成岩作用控制。     

恒速压汞技术在低渗透储层喉道分布的几何学描述中的应用

低渗透储层孔隙半径特征随渗透率的变化基本保持不变,微观孔隙结构的差异主要体现在喉道的大小和分布上,喉道是影响储层渗流能力和开发效果的关键因素,因此,对喉道分布的研究关系到储层开发效果评价和开发潜力分析,针对低渗透储层注水效果差、产能低的实际情况,开展了微观孔隙结构特征研究。笔者利用恒速压汞技术在喉道累积分布曲线的基础上,拟合出了喉道分布的相关理论公式,并对一些孔隙结构特征参数进行了理论计算和分析[1]。     

注水井堵塞规律研究

在研究注入水中固相颗粒对储层岩芯堵塞规律的基础上,本文通过对低渗-特低渗透油层孔隙和喉道半径进行分析,并结合注入水平均粒径进一步研究储层的堵塞部位及其影响因素。结果表明:低渗、特低渗透储层的孔隙和喉道细小,孔道半径一般都小于50μm,喉道半径小于2.0μm;固相颗粒对储层的伤害主要为内部和外部堵塞;内部和外部堵塞的主要影响因素为注水压力、固相颗粒的粒度分布及注水量;注水压力越大,颗粒粒径越小,内部堵塞深度越大;颗粒粒径越大,注入水越多,形成的外部滤饼越明显,储层伤害程度越大。     

川东南涪陵地区下三叠统飞仙关组储层特征

本文运用钻井岩心观察、岩屑描述、铸体薄片观察、压汞分析等分析手段,对研究区飞仙关组储层特征进行研究。结果表明,飞仙关组储层发育位置受沉积相控制,台地边缘礁滩体储层发育在飞二段,岩性主要为泥晶云质灰岩,亮晶鲕粒灰岩、砂屑灰岩及残余颗粒云岩;台内礁滩体储层发育在飞三段,岩性以灰色鲕粒灰岩为主。储集空间以粒间孔、粒间溶孔、晶间溶孔及裂缝最为发育;喉道普遍狭窄,喉道类型主要是微—细喉型,少量中喉;平均孔隙度1.96%,平均渗透率0.19×10-3μm2,属特低孔低渗致密储层。区域上沉积相控制了储层的发育部位,暴露溶蚀及白云石化作用是优质储层形成的关键因素。     

特低渗透砂岩储层微观孔隙结构特征

通过物性分析、扫描电镜、铸体薄片、高压压汞技术对鄂尔多斯盆地F油田延长组长81特低渗透砂岩储层样品进行分析测试,研究其微观孔隙结构特征。研究表明,研究区储层孔隙喉道类型多样是其渗透性差的主要原因,储层以残余粒间孔和溶蚀粒间孔为主。孔隙喉道偏细,多属小孔微喉道;喉道分布具有单峰、双峰和多峰的特点;储层非均质性增强,渗透率有增大的趋势;储层微裂缝较为发育。储层物性参数的差异、孔喉特征参数的差异等均归因于微观孔隙结构的差异。     

低渗透储层用非交联缔合结构型压裂液研究及应用

地处鄂尔多斯盆地长庆油田属于典型的低渗、超低渗储层,目前储层改造所使用的胍胶类压裂液破胶后残渣含量高,储层伤害率高,一定程度上影响了储层改造效果。本文结合长庆低渗透储层特征,采用有机聚合物作为稠化剂,配套形成了一种适合于长庆低渗透储层的非交联缔合结构压裂液,该体系稠化剂增粘能力强,耐温耐剪切效果好,破胶后残渣含量低100mg·L~(-1),岩心基质渗透率伤害小于10%,体系性能良好。该非交联缔合结构型压裂液在长庆油田重点区块现场试验16层段,试采日产油达20t·d~(-1)以上,改造效果明显,表现出良好的适用性。