临江地区扶余—杨Ⅰ油层储层特征及主控因素

通过岩心、薄片、扫描电镜观察、压汞分析,结合孔隙度、渗透率等物性资料,研究临江地区扶余—杨Ⅰ油层储集空间类型和主控因素.结果表明:临江地区扶余—杨Ⅰ油层为中低孔低渗的碎屑砂岩储层,孔隙度为10.0%～15.0%,渗透率为(0.01～10.00)×10-3μm2;砂岩发育原生孔隙和次生溶蚀孔隙2种储集空间类型,以次生溶蚀...     

扶余油田东5-9区块扶杨油层储层构型及剩余油分布模式

针对扶余油田扶余油层、杨大城子油层砂体分布特征及重建地下认识体系关键技术的难点,在分析水下分流河道和曲
流河沉积储层形成的基础上,采用层次分析思路,综合运用岩心、密井网测井等资料,将扶余油层划分成复合河道、单一河道、河道
内加积体等构型要素,将杨大城子油层划分成河道、点坝、点坝内侧积体等构型要素,并识别了不同构型界面的岩心、测井响应特
征和井间对比标志。最后探讨了剩余油成因及分布模式,扶余油层有孤立单一河道型、切叠河道砂体型、单一河道内部加积体控
制局部富集薄层型等类型。杨大城子油层有孤立型、点坝侧积泥岩遮挡型等类型。      

超低渗透储层孔隙结构对渗流特征的影响

为认识特低渗透储层成岩相分布以及微观渗流特性,尤其是孔隙结构对岩石渗流能力的控制作用,以合水地区长6层为研究对象,利用油水相渗、真实砂岩微观水驱油、核磁共振等实验,分析了不同成岩相储层的渗流特征,并结合恒速压汞、高压压汞实验测试结果及产油能力,探讨了不同成岩相孔隙结构与渗流规律的内在联系。结果表明,储层岩石孔隙中的油能否被驱出主要取决于连通孔隙的喉道参数,优势成岩相储层孔喉半径及有效喉道体积大,流体易于流动,驱油效率高;孔喉半径比大、孔喉分布范围窄、孔隙结构非均质性强是不利成岩相储层渗流能力差和驱油效率低的主要原因。      

塔河油田西南地区古生界低渗砂岩油层流体分布及对渗流特征的影响

塔河油田西南地区古生界低渗砂岩油气层业已证明具工业油气潜力,但实际测试表明,砂岩油层产能低、变化大、含水
高,这种特点与油气显示相矛盾。综合实际流体分析化验、岩心含油性描述、含油饱和度测试以及荧光薄片观察分析资料,开展了
流体宏观和微观分布研究,建立了流体微观分布模式,探讨了流体分布与低渗砂岩油层润湿性、相渗性的关系,进而阐明了低渗砂
岩油层复杂产出特征的内在主控因素。研究表明,工区古生界低渗砂岩油气层利用薄片荧光颜色划分出4类含油沥青类型,建立
了两类流体分布模式,并分别对应两类润湿性特征。相渗性实验表明,流体分布模式I(亲水模式)相对模式Ⅱ(混合润湿模式)的
相渗曲线具有相对较高束缚水饱和度、较高最大含水饱和度、较低残余油饱和度、较大两相渗流饱和度范围、较高等渗点含水饱和
度以及较高最终驱油效率的特点。因而,在相同含水饱和度的情况下,亲水模式(模式Ⅰ)相对混合润湿模式(模式Ⅱ)油层的油相
相对渗透率较高,具有较高的产能、较低的含水率和较高的采收率。实际测试资料证实上述分析是可信的。      

低渗－特低渗油藏渗流特征及影响因素:以鄂尔多斯盆地安塞油田侯市－杏河地区长６油藏为例

安塞油田侯氏－杏河地区长６油藏属于低渗－特低渗油藏,针对导致该油藏注水开发过程中一系列问题的复杂多变的渗流特征,利用油水相渗实验与核磁共振实验,通过分析曲线特征与重要渗流参数分布将研究区油藏储层分为３类,并结合物性测试、恒速压汞、X衍射等实验结果,分析物性、孔喉结构、黏土矿物以及注水方式对渗流特征的影响.结果表明:３类油藏的渗流参数依次变差,渗流能力减弱;束缚水饱和度受黏土矿物含量的影响程度较大;驱油效率与渗透率和喉道半径呈正相关,与孔喉半径比呈负相关,且受微观均质程度以及注入压力以及注入水体积影响;可动流体饱和度随渗透率的增大而增大,主要受控于孔隙与喉道分布及二者的空间配置关系.从好到差的３类油藏对应的初期产量、稳产周期依次降低.储层因素通过影响渗流特征,进而对开发特征产生影响.      

基于数字岩心技术的岩石孔渗特征研究: 以海外J油田孔隙型碳酸盐岩油藏为例

走向海外是解决我国能源安全问题的必由之路。但海外油气藏评价往往缺乏第一手岩心资料, 使得储层孔隙结构和渗流规律认识不清, 影响评价效果。以海外J油田孔隙型碳酸盐岩油藏为例, 应用数字岩心技术开展油气藏孔渗特征研究。①以不同流动单元的铸体薄片图像作为输入数据, 经过中值滤波和阈值分割预处理后, 基于马尔科夫链蒙特卡洛数值重构算法构建数字岩心; ②分析孔喉分布、孔喉连通性、孔隙度特征; ③基于格子玻尔兹曼模拟方法开展单相和油水两相流动模拟, 计算数字岩心的绝对渗透率和相对渗透率曲线。结果表明, 构建的三维数字岩心能够刻画不同流动单元孔隙型碳酸盐岩的孔喉半径分布及孔喉连通程度的差异化特征。数字岩心孔隙度与铸体薄片孔隙度吻合度高, 数字岩心渗透率与真实岩心渗透率存在较好的正相关关系, 且符合真实岩心所属的流动单元。油水两相稳态流动模拟计算的相对渗透率曲线体现了不同流动单元的两相渗流能力差异, 可作为数值模拟输入条件, 以及估算油藏采收率。数字岩心分析与物理实验结果吻合良好, 证明了该方法的可靠性。为岩心资料稀缺条件下油气藏表征和渗流特征分析提供新的思路, 对油气藏精细描述具有重要的参考价值。      

苏里格西区苏４８区块盒８段储层微观孔隙结构及对渗流能力的影响

为了清晰地认识苏里格气田苏４８区块盒８段储层的微观孔隙结构特征,研究其对渗流能力 的 影 响,在 铸 体 薄 片、扫 描电镜观察分析基础上选取相应样品进行了高压压汞、核磁共振及相渗实验的测试分析。结 果 表 明:盒８段 储 层 包 括４类 孔 隙 结构,每类储层对应的储集空间都有一定的差异,且储渗性能逐一变差;此外,孔喉特征参数与可动流体饱和度及束缚水饱和度有较强的相关关系,说明微观孔隙结构对储层的渗流能力有一定的控制作用;岩心样品ｂ和ｃ均属于Ⅲ类,岩心样品ｃ孔喉比（３１８．４）小于岩心样品ｂ（３３２）,岩心样品ｂ喉道半径（０．５μｍ）小于ｃ（０．７９μｍ）,岩心样品ｂ孔喉体积比（０．２５）小于ｃ（０．６）,岩心样品ｂ可动流体饱和度（１５．６％）小于ｃ（２３．６９％）,说明当孔隙半径及孔喉分选相近时,喉道是影响可动流体饱和度的关键要素。      

低渗透致密气藏水锁空间及伤害程度影响因素探析:以苏里格气田苏48区块盒8段储层为例

低渗透致密气藏具有压实作用强烈、黏土矿物含量高、孔喉半径小、孔喉配置关系差、毛细管压力高、压敏效应强、非均
质性严重、油气流动阻力大等特点,导致其具有特殊的气水分布形式。利用铸体薄片、扫描电镜、恒速压汞、核磁共振、气水相渗等
实验分析资料,分析了苏里格气田苏48区块盒8段低渗透储层的水锁空间及伤害程度。研究表明,研究区的水锁空间为0.003~
0.04μm的孔喉空间,水锁伤害率为61.5%,水锁伤害程度受储层物性、微观孔隙结构、可动流体饱和度、填隙物含量、黏土矿物含
量以及微裂缝发育程度等因素的综合影响,其表现形式多样。      

伊拉克中部A油田上白垩统Khasib组储层流动单元研究

根据伊拉克中部A油田主力开发层上白垩统Khasib组碳酸盐岩油藏当前注水开发现状及需要对其进行流动单元的研究,针对该储层岩石及孔隙类型多样,孔喉结构及孔渗关系复杂特征,运用岩心、薄片、扫描电镜、物性分析和压汞资料,在岩相、沉积相、物性及孔喉结构研究基础上,运用微观孔隙结构法对流动单元进行了划分。对多级喉道半径与渗透率关系的分析表明,对本区储层渗透率表征最为敏感的为拐点喉道半径而非传统R₃₅参数。采用该参数并结合岩相、物性、孔隙结构划分出Ⅰ~Ⅲ类流动单元:Ⅰ类流动单元岩相主要为砂屑颗粒灰岩,粒间孔、溶孔配合孔隙缩小型喉道对储层渗流起主要作用,拐点喉道半径大于0.8μm,渗流能力好,孔隙度为22%,渗透率为180×10-3μm2,发育在高能砂屑滩中;钻遇该类流动单元井初期产量高,但注水开发中易形成早期注水突破,应采取温和注水开采。Ⅱ类流动单元岩相主要为砂屑泥粒灰岩和绿藻泥粒灰岩,砂屑泥粒灰岩以粒间孔配合缩颈喉道,绿藻泥粒灰岩以绿藻铸模孔、溶孔配合网络状、孔隙缩小型喉道对储层渗流起主要作用,但主渗流孔喉组合所占比例较Ⅰ类流动单元小,拐点喉道半径介于0.35~0.8 μm之间,渗流能力较好,非均质性强,孔隙度为25%,渗透率为10×10-3 μm2,发育在中-高能的砂屑滩和中-低能的藻屑滩中;该类流动单元井初期产量较高,非均质性强导致剩余油分布差异大,是进一步开采和挖潜的主要区域。Ⅲ类流动单元岩相为抱球虫粒泥灰岩,体腔孔、微孔配合管束状喉道对渗流起主要作用,拐点喉道半径小于0.35 μm,渗流能力差,孔隙度平均值仍高达24%,但渗透率平均值仅为1.5×10-3 μm2,发育在较低能的缓斜坡中,含油饱和度低,储量低,较难开采。      

西峰油田长8油藏致密油层与非油层注水差异性实验

针对西峰油田长8油层较厚而干层、水层等夹层较多,分层射孔难度大,射孔后实施笼统注水的实际,为明确注水过程中油层、水层、干层吸水的差异性,搞清油层吸水特征,选用30块岩心进行了并联水驱流动实验。研究结果表明,当油、水层渗透率相近岩心低压并联驱替时,早期产出水是水层水,后期产出水既有水层水也有油层水;在油层渗透率大于干层条件下合注水驱时,最早的产出水来自于油层,在干层出水后,产出水仍主要是油层水;在k_油=k_水>k_干条件下合注水驱,最早出现的产出水来自于水层,而不是油层或干层,随着驱替过程的进行,干层水和油层水相继产出;在k_油>k_水>k_干条件下在低压驱至残余油之前,最早的产出水是油层和水层共同产出的,之后干层水才产出。研究结果对于正确认识油层、水层及干层在互层合注条件下油层水淹规律与剩余油分布规律,制定合理开发措施有重要指导意义。      

鸡西盆地主力煤层水可动性及其孔渗控制

水可动性是影响煤层气产出的重要因素,分析孔渗对水可动性的作用对鸡西盆地煤层气开发具有重要意义。以鸡西盆地不同矿区主力煤层为研究对象,开展了低场核磁共振（NMR）及渗透率实验,同时,结合称重测定煤样含水饱和度的方法,分析了煤层孔渗特征对煤中水可动性的影响。结果表明:①研究区煤样中吸附孔较为发育,平均占比为58.36%;渗流孔和裂隙发育程度相当,平均占比分别为21.23%和20.41%,且两者之间连通性较好;②确定了煤样达到束缚水状态的离心力为1.38 MPa,此压力下煤中可排出半径约0.1 μm半开放或开放孔隙中的可动水。煤样可动水饱和度为27.84%~60.87%,平均值37.86%;束缚水饱和度为39.13%~72.16%,平均值62.14%,可动水含量相对束缚水含量较低。随着离心压力的增加,可动水首先沿着大裂隙流动,随后经过渗流孔流出,束缚水主要存在于吸附孔中,需要克服较大的毛细管阻力,难以流动;③尽管煤样变质程度相近,但其内部水的可动性及赋存状态存在明显差异,这可能是造成同一区块不同煤层气井气水产出差异的原因之一;④研究区煤中半径>1 000 nm段孔喉越发育、煤岩渗透率越大,煤的可动水饱和度越高,水在其中越容易流出;煤中半径0~100 nm段孔喉越发育,煤的可动水饱和度越低,水在其中被束缚而难以流动。      

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区盒1段致密砂岩孔隙结构分形特征及其与储层物性的关系

基于物性、铸体薄片、电镜扫描和高压压汞等测试分析资料，利用汞饱和度法和含水饱和度法对杭锦旗地区盒1段致密储层孔隙结构分形维数进行了计算，并分析其与储层物性的关系。结果表明:盒1段储层平均孔隙度、渗透率分别为9.83%、1.03×10-3 μm2，储集空间以粒间溶孔、粒内溶孔和残余粒间孔为主。汞饱和度法计算的整体分形维数分布在2.138 4~2.829 2，平均值为2.396 5，含水饱和度法计算的整体分形维数分布在2.529 4~2.879 7，平均值为2.679 1。相比于含水饱和度法，汞饱和度法计算的分形维数与孔隙度、渗透率及各孔隙结构参数之间具有更好的相关性，是因为含水饱和度法易对孔喉较小的样品产生偏差。基于汞饱和度法分形维数，将盒1段储层孔隙结构分为四类:Ⅰ类（D_f≤2.31），Ⅱ类（2.31 < D_f < 2.4），Ⅲ类（2.4≤D_f < 2.52），Ⅳ类（D_f≥2.52），研究区主要孔隙结构类型为Ⅱ、Ⅲ类。选取分形维数（D_f）、平均孔喉半径（R_m）和孔隙度（φ）等参数，对渗透率进行多元回归计算，计算值与实测值相关系数在0.9以上，表明计算模型在本区较为适用。      

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。      

海上高-特高含水期稠油油藏提高采收率实验研究

为了探索高-特高含水期稠油油藏不同提液方式下提高剩余油采出程度的机理, 设计不同提液方式、不同原油黏度下的海相砂岩稠油油藏驱替实验, 采用在室内搭建长岩心物理模拟实验, 研究高含水期、特高含水期时不同提液方式、原油黏度等因素对提高采收率的影响, 结合核磁共振成像和T₂图谱研究不同注水方式下剩余油分布。研究表明, 提液相比于恒定低速驱, 可提高11%左右的采出程度; 以驱替至含水率大于99%作为驱替结束条件, 高含水期油藏通过多次控幅提液采出程度最高; 岩心低速水驱至特高含水期后, 岩心核磁共振图像饱和度明显降低, 随着驱替的进行, 孔隙度分量逐渐降低, 即剩余油逐渐减少; 高含水期多次提液对不同孔径动用程度比一次大幅提液效果好, 微孔、小孔和中孔均有不同程度波及, 整体采出程度提高17.01%, 其中, 中小孔导致采出程度提高13.31%, 占提高幅度的78.2%;特高含水期, 多次提液比一次大幅提液原油采出程度提高9.2%, 其中中孔采出程度的提高作出主要贡献, 占提高幅度的97.2%, 微小孔波及程度较小。研究成果可为高-特高含水期稠油油藏提高采收率提供技术支持。      

高压压汞联合分形理论分析致密砂岩孔隙结构:以鄂尔多斯盆地合水地区为例

孔隙结构是致密砂岩储层的关键要素,制约油气在储层中的储集与流动,而储层孔隙结构是目前非常规油气勘探开发研究的重点和难点。选取鄂尔多斯盆地合水地区上三叠统延长组长7段10块致密岩心样品,开展高压压汞和X-衍射等实验,运用分形理论研究储层孔喉分形特征,并分析分形维数与储层物性、孔隙结构参数与矿物含量之间的关系。研究结果表明:根据压汞曲线形态和孔隙结构参数将储层分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类,其储集性能和渗流能力依次递减,微观非均质性依次增强。不同类型的储层具有不同的分形特点:根据分形曲线存在的拐点0.05和0.02 μm,将实际情况和IUPAC提出的孔隙大小划分标准结合,Ⅰ类储层孔隙分为大孔(＞50 nm)和中孔(50~6 nm);Ⅱ、Ⅲ类储层据拐点分为中孔A段(50~20 nm)和中孔B段(20~6 nm);平均分形维数依次增大,分别为2.619 3,2.745 4,2.852 6,非均质性逐渐增强。较少的大孔贡献了主要的渗透率,分形维数反映的主要是孔隙大小非均质性。分形维数与部分矿物存在较好的相关性,矿物成分及其含量是决定分形维数大小的内在因素,进而影响储层的质量和孔隙结构特征。      

乌石凹陷M油田低对比度油藏成因机理及渗透率评价

乌石凹陷M油田主力油组砂体规模较大, 岩性主要为含砾中粗砂岩和砂砾岩, 其次为细砂岩。砂砾岩油层由于受特殊沉积和成岩作用影响, 浅层油层表现为高阻特征, 中深层部分油层电阻率与水层相差不大, 为测井流体性质识别及渗透率定量评价带来较大困难。以核磁、压汞、铸体薄片等实验资料为基础, 从微观研究高阻油层与低对比度油层储层特征的差异, 并且将储层按粒间孔、混合孔、铸模孔分为3类, 建立了M油田储层类型划分标准及渗透率预测模型。结果表明: 孔隙结构的复杂性造成的高束缚水饱和度是导致区域低对比度油层形成的主要原因; 储层分类后渗透率计算精度明显提高, 为油田开发方案的制定与实施及钻后评价奠定了坚实的基础。      

渗透作用下滑带细观结构演变特性

库岸滑坡受到库水升降作用影响, 内部渗透压力会产生周期性的变化。动态渗透压力会导致滑带结构与强度产生劣化, 进而影响滑坡整体稳定性。为揭示滑带在渗透作用下的结构演变特征, 通过室内渗流试验结合CT扫描技术获取了黄土坡滑坡滑带在不同渗流条件下的细观结构特征, 采用Avizo软件量化滑带细观结构参数, 定量分析了不同渗透条件下滑带结构的演变规律。结果表明, 滑带的渗透系数随渗流时长的增加而呈指数形式下降, 且水力梯度越大最终试样的渗透系数越小; 连续的CT重构图像显示渗流过程中部分黏土团聚体发生解体, 大孔隙被附近的细颗粒逐渐充填, 试样结构的宏观均一性增强; 统计数据表明滑带土的表观孔隙率由5%下降到了1%, 等效直径小于80 μm的孔隙占比随渗流时长的增加而增多, 而等效直径大于80 μm的孔隙占比随渗流时长的增加而减少。结果证明周期性渗透作用会影响滑带内孔隙结构的分布特征, 细观上表现为大孔隙被小颗粒充填, 导致渗流通道变得细长而弯曲, 孔隙的有效连通性被削弱, 宏观上表现为渗透系数随渗流时长的增加而降低。      

大庆油田扶余油层储层特征及经济甜点分类方案

大庆油田扶余油层储量丰富,但是由于储层特征不清以及缺乏科学的"甜点"分类方案,导致研究区"甜点"优选难度大。为了明确研究区储层特征以及"甜点"筛选方案,应用岩心物性测试、全岩分析、铸体薄片、扫描电镜、岩石力学实验、高压压汞实验、测井资料建立了研究区物性和脆性指数计算模型,最终为明确储层特征和"甜点"筛选提供依据。结果表明:①研究区属于特低孔-超低渗致密储层,脆性指数集中在0.5~0.75之间,孔隙结构分为4类,Ⅰ类样品的孔隙度平均大于11%,渗透率平均大于0.7×10-3 μm2,以大孔为主,平均进汞饱和度大于75%,连通性最好;Ⅱ类样品的孔隙度主要为9%~12%,渗透率主要为0.3×10-3~0.7×10-3 μm2,大孔喉减少,小孔喉增加,平均进汞饱和度大于70%;Ⅲ类样品的孔隙度主要为8%~11%,渗透率主要为0.1×10-3~0.3×10-3 μm2,平均进汞饱和度大于60%,连通性变差;Ⅳ类样品的孔隙度主要小于9%,渗透率主要小于0.1×10-3 μm2,平均进汞饱和度小于60%,以小孔喉为主,储集、渗流能力最差。②结合物性、含油性、脆性指数利用灰色关联法建立了研究区经济"甜点"分类标准,Ⅰ类经济"甜点"的综合得分大于0.55,Ⅱ类经济"甜点"得分为0.4~0.55,Ⅲ类经济"甜点"得分为0.25~0.4,无效储层或干层综合得分 < 0.25,并且根据划分标准对井进行验证,发现该标准有效解决了根据测井判断储层是否含油所带来的误差。③沉积、成岩、断层相互耦合共同控制"甜点"的发育。沉积作用控制储层物性和孔隙结构,成岩作用增加了储层非均质性,断层的存在极大影响了储层含油性。该研究成果建立的"甜点"分类模型为研究区"甜点"筛选提供了科学依据。      

鄂尔多斯盆地高桥地区本溪组砂岩储层微观孔隙多重分形特征

选取鄂尔多斯盆地高桥地区上古生界本溪组11块砂岩样品,基于岩石薄片及扫描电镜分析储层岩性特征及孔隙结构特征,引入多重分型理论,对砂岩样品核磁共振T₂分布数据进行了研究,探讨了砂岩储层孔隙多重分形特征,并分析了多重分形参数与砂岩孔隙结构参数、矿物组成及砂岩物性参数之间的关系。结果表明:本溪组砂岩多为石英砂岩及岩屑石英砂岩,石英体积分数63%~85%,平均71.45%;岩屑体积分数3%~17.5%,平均10.91%,不含长石,胶结物以高岭石（φ_B为3%~10%,平均6.3%）及碳酸盐（φ_B为0~9%,平均5.65%）为主。储层孔径分布具有多重分形特征,多重分形参数D_min-D_max介于1.16~1.83、D_min/D_max介于2.73~6.92、Δα介于1.37~4.33。研究表明,f（α）-α多重分形奇异谱及q-D_q广义多重分形参数均可用于定量评价储层。多重分形参数与石英含量及岩屑含量分别呈微弱正相关及负相关关系,与填隙物含量呈明显负相关关系。多重分形参数大小与储层渗流能力密切相关,随着渗透率不断增大,多重分形参数表现为先增大、后减小的趋势,因此,并非非均质性越小,储层越好,大量晶间孔的发育可降低储层非均质性,但也会大大制约储层渗流能力。相对较大孔隙发育,且未经过强烈压实、胶结等成岩作用改造,储层非均质性较弱的储层是油气勘探的有利区域。