低渗透储层微流动机理及应用进展综述

低渗透储层具有孔喉细小、孔隙结构复杂、比表面积大,黏土矿物类型丰富等特点,这些特点致使流体在低渗透储层中
流动会产生强烈的微流动效应。微流动效应主要包括稀薄效应和不连续效应、表面优势效应、低雷诺数多流态效应、多尺度多相
态效应等,这些特殊效应将影响描述流体流动的微分方程及边界状态。孔隙结构特征、黏土矿物产状、润湿性、岩石矿物荷电性等
是低渗透储层微流动的影响因素,通过控制这些因素,可以改变流体在低渗透储层中的流动特征,从而控制油、气、水产量。目前
已经形成了界面修饰技术、电化学驱油等采油新技术。以微流动机理为基础,结合孔隙结构特征,找出影响低渗透储层流体流动
的主控因素,采用具有针对性的开采技术将成为高效开发低渗透油气资源的有效途径。      

辽河坳陷东部凹陷辉绿岩油气藏储集特征

在对辽河坳陷东部凹陷辉绿岩岩石学研究的基础上,对储集空间类型、形成机理、储集性能及影响储集性能的控制因素
等方面进行了分析,认为:古近系辉绿岩主要侵位于古近系沙三段和沙一段中,为东营中、晚期侵入,属碱性系列;辉绿岩储集空间
类型及组合方式复杂多样,次生储集空间(尤其是裂缝)占主导地位,其形成受侵入时间及其侵入后所经历的后生改造作用等因素
控制;储层多为低孔低渗储层,裂缝对物性改善具重要作用,储集性能受岩相、构造作用、成岩作用等多种因素控制;岩体成藏受油
源、储集性能及侵入期等多因素综合控制。      

海相页岩储层微观孔隙体系表征技术及分类方案

页岩储层作为一种非常规油气储集体,对其孔隙体系的研究备受重视。通过充分调研和系统总结国际上关于页岩储层
微观孔隙体系的研究现状,综述了孔隙表征技术并指出了存在问题;以客观性和普适性为基础提出了两套分类方案;定性探讨了
孔隙演化的一般规律。目前最常见定性观测页岩储层孔隙的方法为高分辨率电子显微镜结合氩离子抛光技术,聚焦离子束扫描
电镜系统(FIB-SEM)和纳米CT技术可用于孔隙三维模型重构。高压压汞法结合气体吸附法用于定量分析页岩孔隙结构特征,此
外核磁共振也是有效测试手段。分别根据孔隙发育位置与岩石基质关系以及孔隙发育成因与岩石基质关系,将页岩储层孔隙划
分为粒间孔、粒内孔、有机质孔和微裂缝以及骨架矿物孔、黏土矿物孔、有机质孔和微裂缝。无机矿物成岩作用与有机质热成熟作
用是控制页岩储层孔隙演化的重要因素。      

鄂尔多斯盆地华庆地区三叠系延长组长8油层组油气成藏条件分析

鄂尔多斯盆地华庆地区三叠系延长组长8油藏的油源主要来自于长7烃源岩,部分可能来自于长8泥岩。研究区内长
7、长8有效烃源岩发育厚度较大,有机质丰度高、类型好,且都达到了成熟的演化阶段,属于好的生油岩,为研究区长8油藏提供
了充足的油源。研究区长8油层组发育厚度较大的水下分流河道砂岩储层,储层属于低孔低渗储层,具有良好的储集性能。长7
湖相泥岩及长8分流间湾相泥岩是研究区长8油藏的区域性盖层,封盖性能良好,利于长8油气的保存。研究区长8油气的运移
通道主要是大套的分流河道连通砂体,此外微裂缝、古侵蚀面和隐伏断裂也在局部地区成为运移通道,而油气运移的动力主要是
浮力和异常压力,长7烃源岩生成的油气在异常压力的驱动下,向下倒灌运移至长8的储集岩中形成“上生下储”成藏模式的油
藏。      

沥青质沉积对原油渗流特征的影响

沥青质沉积不仅会伤害储层物性还会对流体饱和度分布和渗流特征产生影响。通过开展不同开发方式下的长岩心驱替实验,分别测定了有或无沥青质沉积影响下的油水、油气和三相相对渗透率曲线,研究了沥青质沉积对原油相对渗透率和岩石润湿性的影响。研究结果表明,沥青质沉积导致水驱、CO₂非混相驱和水气交替（WAG）驱的采收率分别降低了12.2%,5.9%,15.3%。并会引起驱替压差上升,岩石润湿性向亲油性转变,加速水或气突破时间。水驱中沥青质沉淀会使油水两相共渗区左移,含水饱和度对油相相对渗透率的影响增大。CO₂非混相驱中沥青质沉淀对气相渗透率影响较小,而油相渗透率更容易受到含气饱和度变化的影响。在三相渗流中沥青质沉淀会降低油相渗透率,加快油相相对渗透率的下降速度,增大残余油饱和度,减弱WAG驱效果。在注入水中添加JCF-1非离子表面活性剂后,能够降低驱替压差,延缓水或气突破时间,增大油相相对渗透率,降低残余油饱和度,弥补沥青质沉积产生的伤害。研究成果为富含沥青质油藏的高效开发提供了依据。      

准噶尔盆地哈山西地区石炭系火成岩裂缝预测

哈山西地区石炭系裂缝空间发育规律复杂,导致裂缝储层难以准确预测。在裂缝地质特征剖析的基础上,运用叠后相
干技术对裂缝发育带进行了宏观定性描述,同时基于技术适用性分析,针对研究区复杂高陡裂缝采用叠前AVAz技术对裂缝发育
方向、密度等详细特征进行了定量预测。最终通过叠前、叠后结果的相互补充、验证得到了裂缝的综合发育特征。预测结果显示
裂缝发育主体区位于哈山1井—哈山2井—哈浅7井一线以南,平面上呈点状或条带状不连续展布,剖面上呈串珠状、近块状分
布,井间差别大,且多存在于断裂发育区;裂缝方向以北东向为主。最终预测结果与构造背景相匹配、与实钻情况相吻合,取得了
较好的预测效果。      

华庆油田长81 砂岩储层成岩相特征

在大量样品测试数据与图像的综合分析基础上,通过沉积环境和沉积框架下系统地定性分析与定量描述研究区长8₁
砂岩储层成岩环境、成岩作用类型、成岩阶段及演化模式,认为研究区长81 储层现今成岩阶段处于中成岩A 期—B期的早期;在
不同成岩期次的建设性与破坏性成岩作用过程中砂岩骨架颗粒的几何特征、压实过程中颗粒的错位现象、胶结作用以及次生孔隙
发育特征控制着储层孔隙演化,进而控制着储层物性和渗流特征。基于上述研究,以砂体胶结物类型与孔隙演化特征标定建设性
与破坏性成岩作用并划分出绿泥石衬边残余孔-溶蚀相、高岭石+伊利石胶结残余孔-溶蚀相、绿泥石胶结溶蚀相、伊利石胶结
弱溶蚀相、强压实-碳酸盐+伊利石胶结相5个成岩相组合单元。室内实验对成岩相单元的定性分析与定量描述具有一致性以及
与储层建设性与破坏性成岩作用演化的吻合性,有效地表征了成岩作用演化对砂岩储层的影响。      

沾车地区泥岩裂缝成因分析

沾车地区沙三下亚段与沙一段泥岩裂缝发育,但是裂缝分布规律复杂多变制约了勘探进展。对裂缝成因及主控因素进
行深入分析后,将泥岩裂缝按成因划分为成岩裂缝(溶蚀裂缝、矿物收缩裂缝、油气演化裂缝)、构造裂缝(扩张裂缝、拉张裂缝、剪
切裂缝)和变质收缩裂缝共3大类7种类型。泥岩裂缝的形成和发育主要受沉积环境、成岩作用和构造活动的影响。半干旱半湿
润气候、半咸水湖泊中的深湖-半深湖环境最有利于泥岩裂缝的形成和发育;早成岩阶段A期成烃作用和黏土矿物转化作用有利
于成岩裂缝的形成;在大断层和岩浆侵入带附近构造裂缝发育。物源不太发育的缓坡带和洼陷带沙三下亚段是泥岩裂缝的集中
发育的区带和层系。      

川中地区须家河组致密砂岩气藏气水分布规律

川中地区须家河组是四川盆地致密砂岩气藏储量的主要集中区,而气水分布规律复杂则是造成该区各致密砂岩气藏气
井出水严重、产量递减迅速的重要原因。该区致密砂岩气藏的气水分布在剖面上和平面上总体表现为气水过渡带特征,气、水层
交互分布。综合气水分布特征、地质背景及生产动态,总结出3种符合该区致密砂岩气藏气水分布的模式:构造带气水分布模式、
低渗带气水分布模式及裂缝带气水分布模式,并从气源岩、局部构造、致密砂岩储层及储层裂缝4个方面分析了控制该区致密砂
岩气藏气水分布的因素:气源岩充注不足形成了该区气水过渡带的整体特征;局部构造的闭合度控制了气水的分异程度;致密砂
岩储层提高了气水的排替难度;储层裂缝提供了气水的渗流通道。      

基于熵权TOPSIS法的低渗透砂岩储层流动单元划分

为了使储层流动单元划分结果更具有客观性,应用熵权TOPSIS法,以丘陵油田三间房组储层为例,选取孔隙度、渗透
率、粒度中值、饱和度中值压力、退汞效率和含油饱和度6个参数,将研究区储层划分为E、G、M、P4类流动单元。研究表明,不同
类型的流动单元有着不同的微观孔隙结构特征,其孔隙类型、接触方式、喉道类型、连通性和驱油效率都存在着明显差异。熵权
TOPSIS法具有较好的综合判别能力,划分的各类储层流动单元特征明显,为储层流动单元的划分及评价提供了一条新的思路。