储层致密化与油气充注的关系:以三肇凹陷白垩系扶余油层为例

为了明确松辽盆地三肇凹陷扶余油层储层致密化与油气充注相关性,利用微米CT、流体包裹体显微分析、盆地模拟等方法,研究了该储层微观孔喉特征,且定量分析了其成藏期。根据储层孔隙演化信息分析了研究区储层致密化过程和油气成藏的关系。结果发现:三肇凹陷扶余致密储层岩石类型以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主,孔喉特征表现为窄喉道、宽孔隙、孔喉配置差、微细喉道总体积大等特征。压实作用和胶结作用为储层致密化重要成因,储层致密时间应该在嫩江组末之前。流体包裹体分析结果表明三肇凹陷扶余储层油充注分为早期和晚期,相应的充注时间分别距今77~74 Ma、67~65 Ma,分别对应于嫩江组沉积期和明水组沉积末期。综合对比扶余油层油气成藏历史和储层孔隙演化特征,认为原油充注发生储层致密化之后,即先致密后成藏。     

致密储层油气成藏机理研究现状及其关键科学问题

致密油气是世界上近20年来勘探、开发和研究的热点。在大量文献资料调研的基础上,首先总结了前人对致密储层特征及成因、致密储层油气形成和分布特征以及致密储层油气运移和聚集机理等方面的研究现状;然后分析了目前国内外有关致密储层油气成藏研究的主要特点;最后提出微米—纳米级孔喉网络系统油气充注、运移和聚集机理是致密储层油气成藏机理的核心科学问题,具体体现为油气由烃源岩向致密储层的充注机理、致密储层微米—纳米级孔喉网络系统油气运移的渗流机理以及致密储层微米—纳米级孔喉网络系统油气的赋存和聚集(滞留)机理3个具体的关键科学问题,而这将是致密储层油气成藏机理下一步研究的重点。     

向斜成藏理论及其石油地质意义

传统的石油成藏理论适用于中高渗透储层,流体的渗流特征是达西渗流,主要作用力是浮力,油气分布在构造高部位或砂体高部位,主要是寻找圈闭。但是在低超低渗透储层和致密储层中,流体的渗流特征是非达西渗流,传统理论不再适用,油水不能发生正常的重力分异,流体在超压作用下以幕式排烃方式发生初次运移,石油在储层中运移要以非达西渗流方式通过变形才能缓慢通过,这种运移必然降低流速产生滞留效应导致石油在低部位大量滞留并聚集成连续油藏。这种滞留油藏的产生,可以形成背斜区圈闭含油、斜坡区相对高部位含水、而相对低部位却连续含油的油水倒置现象。由于滞留油藏无需构造和岩性边界圈闭,无需统一压力系统和油水边界,改变了传统上的圈闭找油模式,拓展了油气藏的概念,形成了低超低渗透储层、非常规、致密油等成藏研究的理论基础。向斜成藏理论的提出,是对传统石油成藏理论的重要补充,拓展了油气勘探领域,使油气勘探从构造高部位转向构造低部位,增大了石油资源量,对勘探开发具有重要的指导作用。     

中国致密砂岩储层流体可动性及其影响因素

致密砂岩储层流体可动性对油气开发、预测和评价具有重要意义。查阅国内近十年相关成果，对致密储层流体可动性的相关参数、测试方法、分布特征及其影响因素进行了分析。发现致密砂岩储层的弛豫时间T₂谱截止值为0.540~41.600 ms，可动流体孔隙度为0.12%~14.35%，可动流体饱和度为2.16%~90.30%，Ⅲ—Ⅳ类储层是致密砂岩储层的主要类型，致密储层可动流体的孔喉半径下限为0.013~0.110 μm，高压压汞、核磁共振、恒速压汞识别的孔喉半径下限分别为0.037 5、0.070 0~0.200 0、0.120 0 μm，水膜厚度为0.05~1.00 μm。统计分析显示，核磁共振、恒速压汞测得致密储层可动流体饱和度偏低；水膜厚度是影响致密砂岩储层流体渗流的主要因素；低煤阶煤层可动流体饱和度最高，致密砂岩储层次之，页岩储层最低；致密砂岩储层约是页岩储层、低煤阶煤层可动流体孔隙度的10倍；砂岩储层可动流体赋存于孔隙和喉道中，受孔隙和喉道共同控制；致密砂岩具有喉道分布集中，有效孔隙发育差，孔隙大部分为喉道半径小于1.000 μm的微细孔；喉道半径越集中、孔喉半径比越小、有效喉道半径越大，越有利于储层流体的渗流；砂岩渗透率（<2×10^-3 μm²）越低，可动流体参数衰减越快；渗透率（>2×10^-3 μm²）越高，可动流体参数升高越缓慢；喉道半径是控制致密砂岩储层流体可动性的主要因素。     

致密砂岩储层孔喉结构差异对可动流体赋存特征的影响——以苏里格气田东区和西区盒8储层为例

为探讨致密砂岩储层的微观孔喉结构参数对可动流体赋存特征的影响,本文以苏里格气田东区和西区盒8储层为例,利用铸体薄片、扫描电镜、恒速压汞及核磁共振等实验方法,对比并分析了微观孔喉结构差异对可动流体赋存特征的影响。结果表明:喉道大小及分布特征是造成致密砂岩储层渗流能力不同的主要因素,喉道半径分布范围越宽,峰值越大,渗流能力就越强;相反,喉道半径分布范围越窄,峰值越小,渗流能力就越弱。致密砂岩储层在可动流体赋存特征方面的差异本质是源于喉道发育程度不同,特别是在孔喉结构非均质性越强的储层中,喉道对可动流体的赋存特征影响越为显著。致密砂岩储层的有效孔隙体积相比于有效喉道体积对可动流体的影响更大,也更能表征流体的赋存状态。     

“膨胀力”作用下致密砂岩储层石油运聚特征

在致密油成藏动力已有认识的基础上,从力的性质和作用效果的角度,对比分析了推动石油在致密储层中运移的"膨胀力"与常规储层情况下浮力之间的区别。论述了在"膨胀力"作用下,石油在理想致密砂岩模型中的运移模式、运移距离及致密油藏扩张规律。基于以上认识并结合实例,建立模型从动力学的角度分析了致密砂岩中隔、夹层及裂缝对石油运移富集的影响。分析认为:由于致密油与常规储层油藏在运移动力及运移模式上的差别,致密砂岩中隔、夹层将会在一定程度上阻碍石油的运移,造成成藏上物性较好的"空白带";在致密砂岩裂缝型油藏中,与裂缝直接接触物性较好的砂体是最具可能性的石油聚集区带。     

应用恒速压汞技术定量评价低渗—特低渗砂岩储层微观孔喉特征:以石臼坨凸起陡坡带东三段为例

砂砾岩储层中的低渗—特低渗砂岩对储层整体油气运聚、成藏起到了重要影响。利用恒速压汞技术探讨石臼坨凸起陡坡带东三段扇三角洲砂砾岩储层中不同渗透率级别的低渗—特低渗砂岩储层微观孔喉分布特征及不同尺度孔喉的物性贡献。研究表明:(1)低渗—特低渗砂岩和常规砂岩相比具有孔隙大小中等,喉道半径偏小,孔喉比异常大的特点。渗透率受孔喉半径变化影响更明显,大半径喉道数量和分布是影响储层渗流能力的关键因素;(2)低渗—特低渗砂岩孔隙主控进汞区是控制流体流动最有效最主要的空间,渗透率越高,孔隙主控区的喉道半径范围越大。孔喉过渡进汞区进汞贡献主要来自孔隙和喉道联合进汞,随着喉道半径减小,细喉道逐渐成为流体储集和流动的主要空间;喉道主控区渗透率贡献也很低,微细喉道及微喉道是进汞主体空间,孔隙贡献基本为0,该阶段流体流动能力受喉道半径变化影响较大。随着渗透率增加,低渗—特低渗砂岩渗流能力的决定性喉道半径值从1~2μm增大到3~4μm。基于恒速压汞技术的低渗—特低渗砂岩微观孔喉定量表征填补了渤海海域相关研究的空白,从而有助于实现该类储层全面准确的储层评价。     

鄂尔多斯盆地陇东地区长7致密储层微观孔喉特征及其对物性的影响

鄂尔多斯盆地陇东地区长7储层富含大量致密油,为了深入了解其微观孔喉特征,并为致密储层评价开发提供依据,本文通过铸体薄片、扫描电镜、恒速压汞、高压压汞、氮气吸附实验、岩心物性分析等测试方法和手段,对长7致密储层微观孔喉结构特征进行了研究并分析其对物性的影响。结果表明,陇东地区长7储层平均孔隙度为9.33%,平均渗透率为0.25mD,平均面孔率为2.06%,岩石孔隙类型主要为粒间孔和长石溶孔,所占比例分别为42.7%、42.2%。孔隙平均半径为157.1μm,喉道平均半径为0.52μm,平均孔喉半径比为572.7;纳米级孔喉以狭缝平板状毛细孔为主,孔隙比表面积较大,平均值为2.5731m2/g;孔喉整体较为细小,分选较好,储集能力较强,但连通性较差,孔径主要分布于25~500nm范围内。孔喉大小是影响储层物性的重要因素,其中喉道大小是影响渗流能力的主要因素,大孔喉为储层提供了主要渗流通道,孔喉半径比对流体渗流也有一定的控制作用。     

利用高压压汞实验研究致密砂岩孔喉结构分形特征

微观孔喉结构是影响砂岩油藏特征的重要因素,但致密砂岩孔喉复杂,非均质性强,常规测试难以对其进行有效表征,需要利用分形理论对致密砂岩孔喉结构进行深入研究。以鄂尔多斯盆地姬塬地区长7段致密砂岩为研究对象,通过高压压汞和分形理论研究了致密砂岩孔喉结构和分形维数特征。讨论了分形曲线转折点与孔喉结构关系,并结合铸体薄片和扫描电镜,分析了孔喉分形特征形成原因。结果表明:致密砂岩分形曲线具有明显转折点。转折点为孔喉分布峰值,代表连通性好的大尺度孔喉向连通性差的小尺度孔喉的转换。致密砂岩小尺度孔喉分形维数平均值为2.24,大尺度孔喉半径分形维数平均值为4.65。大尺度孔喉非均质性明显强于小尺度孔喉。小尺度孔喉分形维数与孔喉结构相关性较好。致密砂岩小尺度孔喉主要为喉道和晶间孔,这部分孔喉连通性差,半径较小,受成岩作用影响微弱,因此分形维数小。致密砂岩大孔喉主要为剩余粒间孔和溶蚀孔隙,该类型孔喉半径较大,受成岩作用改造明显,因此分形维数大。     

致密砂岩储层物性测试合理平衡时间探讨

正致密砂岩是指低孔低渗(岩石孔隙度小于或等于10%,基质覆压渗透率小于或等于0.1 mD)(1m D=1×10~(-3)μm~2)的砂岩。致密砂岩储层与常规储层相比,其沉积背景和沉积环境、成岩演化、孔隙类型、孔喉结构、孔隙连通性、储集性等方面均有较大差异,从而造成低孔低渗、小孔喉,渗流阻力大,流体进入比较缓慢。所以储层物性测试结果往往误差会比较大(2010,蔡希源;2009,谷江锐)。     

低渗透砂岩油气成藏特征及其勘探启示

低渗透油气藏在国内外分布都非常广,占有很大的资源量和储量。低渗透砂岩具有特殊的成藏特征,主要表现在：（1）储层颗粒细、分选差、胶结物含量高,长石和岩屑含量普遍较高,成分成熟度和结构成熟度低,孔隙度、渗透率低,主要为细小孔微细喉型、微孔微喉型,裂缝相对发育,排驱压力大;（2）除了具有一般油气藏的异常高压外,低渗透砂岩油气藏还表现为异常低压,并且出现异常高压和异常低压共存;（3）油气藏内缺乏油（气）水分异,油水关系复杂,常出现油（气）水关系倒置;（4）浮力对低渗透砂岩油气运移的作用非常有限,油气运移的主要动力为异常高压等,油气的运移表现为非达西运移特征,输导体系以裂缝、相对高渗的砂体和局部不整合为主,运移距离比较短,侧向运移不强;（5）低渗透砂岩的含油（气）饱和度一般都小于60%,并且含油饱和度与孔隙度和渗透率的关系比较复杂,储量丰度比较低,主要聚集在岩性或岩性-构造复合圈闭中,受构造影响不大,油气呈大面积分布。因此,低渗透砂岩区的油气勘探应当突破传统的构造高点勘探油气的思想,在构造斜坡下倾部位或向斜区勘探油气,在勘探中注意寻找低渗透砂岩油气富集的“甜点”。      

基于孔喉结构建立致密砂岩储层评价方案——以松南中央坳陷泉四段为例

致密砂岩储层评价方案是识别储层"甜点"的基础,也是致密油勘探的重点和难点,但目前国内对此尚无统一认识。为此,以松南中央坳陷区泉四段致密砂岩为例,综合常规压汞、恒速压汞、高压压汞等多种资料对致密储层微观孔喉结构进行了精细表征,并以此为基础建立了致密砂岩储层评价方案。结果表明:研究区致密砂岩孔喉小、物性差,储集空间以次生溶孔为主;储层渗透性主要由占小部分体积的最大孔喉半径所控制,喉道半径越大、大喉道所占比例越高,致密储层的渗透率(K)就越高、品质就越好。在此基础上,由孔喉结构的差异性出发,将松南中央坳陷区泉四段致密砂岩储层分类4类,其中,石油能够充注至Ⅰ—Ⅲ类致密储层,且Ⅰ类致密储层(K为(0.1~1.0)×10~(-3)μm~2)品质最高,可视为储层"甜点"。     

非常规油气藏的形成及其分布特征*

非常规油气领域是目前油气勘探和开发的热点领域, 也是石油工业的发展趋向, 非常规油气的成藏研究对非常规油气勘探具有重要指导意义。非常规油气与常规油气成藏的最本质区别在于非常规油气是非浮力驱动聚集, 这主要是由于致密储集层中微纳米级孔隙发育导致毛细管阻力较大, 同时缺乏提供强大浮力的有利条件。根据烃源岩演化与非常规油气成藏的关系, 将非常规油气资源分为油页岩、页岩油、致密油、页岩气、致密气和煤层气6种类型。油页岩、页岩油、煤层气和页岩气的源储组合特征都是“源储一体”, 而致密油气源储组合有2种类型：一种是源储叠置的临源型致密油气, 另一种是与常规油气藏类似的源储不相临、但距离不远的近源型致密油气。成藏动力学上的差异使非常规油气藏在地质上表现为大面积分布、局部富集、油气赋存具有明显的“滞留”或短距运移特征、没有明显的圈闭边界和无统一的油水界面等特点。     

松辽盆地南部海坨子地区超低渗透储层特征与形成因素

通过详细的岩心观察和描述,同时结合铸体薄片、扫描电镜、X-射线衍射、压汞、核磁共振以及物性等资料的研究,认为海坨子地区扶余油层为末端扇中部亚相沉积,储层岩石类型主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,孔喉结构为小孔隙、细喉或微细喉型,束缚水饱和度高,渗流能力差,属于超低渗透储层。沉积作用和成岩作用是扶余油层超低渗透储层形成的关键。末端扇沉积控制了扶余油层原始沉积物的粒度、碎屑成分以及填隙物成分和含量,使得储层初始孔渗性较差,同时强烈的机械压实作用导致扶余油层原生粒间孔隙体积直线下降,而胶结作用,尤其碳酸盐连晶状基底胶结几乎完全封堵了孔喉,喉道内伊利石等粘土矿物的搭桥生长,也使孔喉变得越来越曲折、狭窄,储层渗流能力因此遭受严重破坏。此外,末端扇储层中大量非渗透性隔夹层导致的强非均质性也是超低渗透储层形成的一个因素。溶蚀作用对扶余油层渗透性的改善有限,但成岩微裂缝和构造裂缝的发育对海坨子地区超低渗透油藏的开发起着至关重要的作用。     

复杂储层多尺度数字岩石评价

复杂储层岩石矿物组成非均质性强,孔喉结构细小.储集空间有效性评价、岩石结构精细评价及流体赋存状态与运移规律评价是决定复杂储层油气勘探成效的关键.针对复杂储层的储集空间（孔喉、裂缝）、岩石结构（矿物、有机质）、流体特征3方面,建立了复杂储层多尺度数字岩石评价技术及工作流程.储集空间表征方面:二维大面积分析技术可建立跨越6~7个数量级的多尺度选取及非均质性评价;多尺度CT及FIB-SEM联用可精确刻画孔喉和裂缝的三维空间分布;电化学和显影剂技术可以有效地帮助分析微观孔隙连通性.固体组分分析方面:XRF及Qemscan联用可定量评价矿物组成与分布;三维FIB-SEM技术可以实现有机质形态和分布的定量分析.流体特性方面:荷电效应可用于微量残留有机流体的识别与表征;通过合成孔径、润湿性、表面微结构均可调控的纳米材料,开展地层条件下页岩油赋存及流动物理模拟研究,确定了单一因素对页岩油赋存及可动孔径下限的影响;利用分子模拟研究油气在无机、有机质纳米孔隙中的聚集机理与扩散潜力.复杂储层多尺度数字岩石评价技术体系和一系列具体应用可以有效地填补常规储层分析手段的不足,为页岩油气、致密砂岩油气储层以及深部油气储层等复杂储层有效性评价和含油气性定量评价提供技术支撑.      

致密气储层孔喉分形特征及其与渗流的关系--以鄂尔多斯盆地下石盒子组盒8段为例

选取鄂尔多斯盆地盒8段16块致密砂岩样品进行恒速压汞测试,结合同位样品核磁共振实验,分析了致密气储层孔喉分布特征;在此基础上,运用分形几何原理和方法,开展了致密气储层孔喉分形研究,并表征了分形与储层渗流特征和孔隙结构参数的关系。结果表明:致密气储层有效孔隙被亚微米-微米级孔喉所控制,其中孔隙主要为大孔和中孔,喉道由微喉道、微细喉道和细喉道所组成;致密气储层孔隙分布不具分形特征,而孔喉整体和喉道则符合分形结构,且分别对应分形维数D₁和D₂;基于储层孔喉分形结构与其渗流特征,将盒8段致密气储层孔喉分形结构划分为2种类型:Ⅰ型表现为阶段式分形特征,以进汞压力1 MPa为界,大于1 MPa孔喉具有分形特征,且储层阶段进汞饱和度主要由喉道贡献,反之,孔喉不符合分形特征,其进汞饱和度增量由孔隙贡献;Ⅱ型为整体式分形,进汞饱和度几乎全由喉道贡献。储层孔喉分形维数与渗透率、平均喉道半径和主流喉道半径存在较好的负相关性,与微观非均质系数呈现较明显的正相关性,而与孔隙度、平均孔隙半径和平均孔喉半径比之间没有明显的相关性。     

中国油气储层中纳米孔首次发现及其科学价值

油气储层孔隙可分为毫米级孔、微米级孔、纳米级孔3种类型,常规储层孔隙直径一般大于1μm。北美地区页岩气储层纳米级孔径范围为5~160nm,主体为80~100nm。在对中国非常规油气储层研究中,应用场发射扫锚电子显微镜与纳米CT重构技术,首次发现了小于1μm的油气纳米孔。其中,致密砂岩油气储层中纳米级孔隙以颗粒内孔、自生矿物晶间孔及微裂缝为主,喉道呈席状、弯曲片状,孔隙直径范围10~1000nm,主体为300~900nm;页岩气储层纳米级孔隙以有机质内孔、颗粒内孔及自生矿物晶间孔为主,孔隙直径范围5~300nm,主体为80~200nm。纳米级孔是致密储层连通性储集空间的主体。纳米级孔隙系统的发现,改变了微米级孔隙是油气储层唯一微观孔隙的传统认识,为认识常规油气局部富集,非常规油气连续聚集的地质特征、研究连续型油气聚集机理、增加资源潜力具有重要的科学意义。     

孔隙结构对低渗-特低渗砂岩储层渗流特征的影响段储层为例——以鄂尔多斯盆地东部上古生界盒8段储层为例

通过铸体薄片显微镜下观察、孔喉图像、毛细管压力、恒速压汞、气水相对渗透率、核磁共振等多种分析实验手段,研究了鄂尔多斯盆地东部上古生界盒8段低孔、低渗-特低渗砂岩储层的微观孔隙结构和渗流特征,探讨了孔隙结构对储层渗流特征的影响。结果表明,孔隙结构特征是影响低孔、低渗-特低渗砂岩储集性能与渗流特征的主要因素。而砂岩的孔隙结构特征主要受砂岩原生矿物组合与成岩演化过程及其产物的控制,盒8段各砂岩类型由于其矿物成分不同导致孔隙结构的差异,也是各砂岩类型储集性能与渗流能力存在差别的直接原因。在孔隙结构参数中,喉道的大小、有效孔隙与喉道的体积及其连通性是决定储层储集与渗流能力的关键。大孔喉对储层渗流能力的贡献更大,中-小孔喉则对储集能力的贡献相对较高。微裂缝是除孔隙结构以外影响砂岩储集性能与渗流特征的重要因素。     

东营凹陷沙河街组砂岩储层砂泥岩界面对长石溶蚀的影响

深部碎屑岩储层的原生孔隙损失严重,深层油气藏能否形成的关键问题之一是盆地碎屑岩致密储层是否发育次生孔隙。作为砂岩骨架颗粒的长石发生溶蚀反应,是中深部碎屑岩储层次生孔隙形成的重要作用。选取东营凹陷中部地区中央断裂带和牛庄洼陷发育的湖相三角洲-浊积岩砂体为研究对象,运用光学显微镜(OM)、扫描电镜(SEM)、X粉晶衍射(XRD)以及电感耦合等离子体发射光谱仪(ICP-AES)等分析测试技术研究了砂泥岩界面处砂岩长石溶蚀、高岭石形成分布以及次生孔隙发育特征。研究结果表明,随着压实作用进行,泥岩中的有机质热演化以及伴随的蒙脱石伊利石化是中深部砂岩储集层酸性孔隙流体的主要来源。揭示出砂泥岩层序中泥岩成岩作用对于砂岩骨架颗粒长石溶蚀以及自生高岭石形成、分布具有重要影响。砂泥岩界面对长石溶蚀的控制作用与泥岩中有机质含量、成熟度等地球化学特征有关。对于研究区埋深大于3000m的浊积岩砂体,由于被有效烃源岩包裹,烃源岩压实排出的有机酸对长石溶蚀产物Al元素具有较强的络合作用,导致砂泥岩界面处长石溶蚀程度较高,而高岭石含量较低,形成的次生孔隙不会被高岭石饱和充填,提高了砂泥岩界面处储层的孔隙度和渗透率。而三角洲前缘砂体埋藏较浅,远离有效烃源岩中心,泥岩中有机质含量普遍较低,生成有机酸的潜力较小,对砂泥岩界面处长石的溶蚀作用影响有限。通过油源断层或隐蔽输导体系沟通,深部的酸性流体可以沿着油气运移通道进入埋藏较浅的三角洲前缘砂体,对长石进行侧向溶蚀,导致含油气砂体内部高岭石含量相对较高。研究成果对于正确理解沉积盆地砂岩储层次生孔隙形成机制以及储集层评价、有利储层预测具有重要意义。