致密砂岩气层的测井评价--以鄂尔多斯盆地大牛地山西组一段气田为例

大牛地气田山西组一段储层的孔隙度和渗透率均低、孔隙结构复杂、非均质性强，具有低压、低产的特征。利用测井资料，采用人工神经网络技术对致密砂岩的岩性进行了识别，共识别出中—粗粒岩屑砂岩、岩屑石英砂岩两种岩性，结合三种孔隙度测井方法进行了孔隙度和渗透率的预测，利用岩电实验资料，建立了储层微观孔隙结构与胶结指数、饱和度指数、岩石弹性力学参数之间的统计关系，获得了有效的饱和度评价参数，提高了饱和度的解释精度。并以压汞、相渗等岩芯分析资料进行了束缚水饱和度的解释，并采用多种交绘图技术，有效地识别了致密砂岩气层。该方法的特点是充分放大测井信息对天然气的响应特征，增强了气层和干层的判别差异。实践表明，上述方法对于鄂尔多斯盆地大牛地气田致密砂岩气层测井评价的符合率达到95％以上。     

鄂尔多斯盆地陇东地区二叠系盒8下段致密砂岩储层特征

陇东地区是鄂尔多斯盆地上古生界天然气勘探的新区带,二叠系下石盒子组盒8_下段气层组是其主力产气层,该区沉积、储层和成藏等方面具有一定的复杂性,天然气勘探研究程度较低。结合测井资料、岩心观察、铸体薄片、物性等资料,对鄂尔多斯盆地西南地区二叠系下石盒子组盒8_下段储层的岩石学特征、物性特征、孔隙结构特征进行研究,探讨了影响储层储集性能的主要控制因素。研究结果显示:盒8_下段储层砂岩类型以石英砂岩及岩屑石英砂岩为主,长石砂岩含量少,属于距离物源较远的高能环境产物。成岩作用过程中,砂岩储层经历强烈压实和压溶作用,碎屑颗粒和岩屑相互嵌合,伴有不同程度石英再生长,原生粒间孔隙大量消失,孔隙类型以粒内孔和岩屑溶孔为主,孔隙大小以微孔—中孔型为主。储层物性受沉积相和成岩作用共同控制。沉积相在根本上控制着储层物性条件,砂体结构对储层产生重要影响,切割型单砂体储层物性相对较好,拼接式砂体储层物性次之,孤立型单砂体物性较差。压实是造成储层物性致密化的主要原因,胶结作用中水云母是造成储层致密化的首要因素,储层溶蚀程度较低,对改善储层质量效果有限。该研究成果可对陇东地区盒8_下段的进一步勘探、开发提供可靠的地质基础和科学依据。     

陕北斜坡上古生界山2-盒8段沉积-成岩与储层孔隙特征

鄂尔多斯盆地陕北斜坡上古生界山₂段-盒₈段发育典型的低渗致密岩性气藏, 储层物性控制着区内气藏的富集, 在致密储层中孔隙发育特征与储层沉积环境及后期成岩作用密切相关。通过沉积物粒度分析、储层孔隙特征扫描电镜观察, 探讨了研究区储层在压实成岩作用后期孔隙的破坏作用, 建立了黏土矿物转化序列。研究结果显示, 研究区山₂-盒₈段砂岩储层在压实成岩作用后对储层孔隙的破坏作用主要包括黏土矿物转化及胶结作用; 黏土矿物转化模式为"蒙脱石-伊蒙混层-伊利石"型, 后期伴有高岭石和绿泥石的伊利石化; 发育于碎屑颗粒表面的绿泥石黏土膜在降低储层原生孔隙的同时, 抑制了后期发生的硅质胶结作用, 为残余粒间孔的保存和次生溶孔的形成提供了物质基础, 绿泥石套膜的发育成为气藏勘探评价中储层优选的关键参数之一。      

歧口凹陷歧北斜坡带沙二段致密砂岩储层流体识别与评价

为了解决歧口凹陷歧北斜坡带古近系沙二段致密砂岩储层流体识别效果差、精度低等问题,在储层“四性”关系分析,测井系列优选,测井曲线标准化,岩电和核磁共振实验的基础上,建立储层参数及流体饱和度测井解释模型,采用定性?半定量?定量的方法对储层流体进行识别与评价.沙二段致密砂岩储层“四性”关系复杂,测井解释模型相关系数高,在0.75~0.95;重叠图法可以定性区分高阻油层与水层,I_wa-Φ及I_a-I_wa交会图版可以有效区分油层、油水层及水层,公式法可以定量划分油层、油水层、水层,计算出三者的含水饱和度区间分别为35.5%~91.4%、60.5%~96.5%、77.2%~90.9%,束缚水饱和度区间分别为30.3%~89.9%、58.2%~90.1%、62.1%~64.4%.本次流体识别及评价精度比原方法提高了25%,为研究区油气勘探开发提供了可靠的技术支持.      

致密砂岩储层束缚水饱和度影响因素:以鄂尔多斯盆地临兴地区为例#br#

为了有效指导储层描述、评价及产能预测,为致密砂岩油气勘探和开发提供理论依据,以鄂尔多斯盆地临兴地区致密砂岩储层为例,利用铸体薄片、X射线衍射、核磁共振、高压压汞、气水相渗及扫描电镜等实验,分析了致密砂岩中束缚水饱和度的影响因素.结果表明:研究区致密砂岩束缚水饱和度为３４．７７％~８３．７８％,平均值为６３．８６％,T２谱截止值(T２cutoff)为３．８６~６５．６０ms,平均值为２０．９６ms;致密砂岩束缚水饱和度受储层物性、润湿性、敏感性、黏土矿物类型、质量分数和粒径共同作用;致密砂岩粒径越细,黏土矿物质量分数越高,岩石亲水性越强,岩石比表面积和水膜厚度越大,则毛细管束缚水和薄膜束缚水越高;水敏和盐敏是造成致密储层渗透率改变的主要因素;致密砂岩发育残余粒间孔、粒间溶蚀孔、粒内溶蚀孔、晶间孔和微裂缝;充填于孔隙中黏土矿物的类型、形态存在差异,致使致密砂岩储层的孔隙结构复杂,微观非均质性强,束缚水饱和度变化大.     

基于分形理论的致密砂岩渗透率预测模型

渗透率是决定致密砂岩储层渗流能力并最终决定产能的关键因素。【目的】由于致密砂岩储层孔隙结构复杂、非均质性强，其渗透率变化范围大，预测困难，亟需开发适用于致密砂岩的渗透率预测模型。【方法】以塔里木盆地库车坳陷KS2气藏白垩系巴什基奇克组致密砂岩为研究对象，综合物性测试、薄片鉴定、扫描电镜成像分析、高压压汞技术、核磁共振技术及分形理论，对致密砂岩孔隙结构进行定性、定量表征。【结果】基于分形理论，充分考虑孔隙结构非均质性对渗透率的影响，提出了两个新的、基于分形理论的致密砂岩渗透率预测模型。【结论】与r_apex渗透率预测模型相比，r₂₀分形模型、SDR₍(>40))分形模型的渗透率预测精度分别提升了42%与20%。     

含浊沸石砂岩储层孔隙演化特征及其对储层质量的影响——以鄂尔多斯盆地东南部延长组长101储层为例

鄂尔多斯盆地延长组储层中具有分布极不规律、成因复杂的浊沸石胶结物,其成岩演化特征对储层孔隙的演化有一定影响。为了解盆地含浊沸石砂岩储层的孔隙演化特征,以鄂尔多斯盆地东南部长10₁储层为研究对象,运用铸体薄片、图像粒度分析、扫描电镜手段、X-衍射、包裹体测温等手段,分析了研究区长10₁储层的岩石矿物特征、成岩作用类型,结合埋藏史、热史、生烃史,明确了各成岩事件的形成序列,定性描述、定量分析了各成岩作用下孔隙度的演化模式,并重点刻画了浊沸石在该储层成岩演化中的角色及作用。研究表明：研究区长10₁储层以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主,属于典型的低孔低渗储层,储集空间以粒间孔和长石溶孔、浊沸石溶孔等次生溶蚀孔为主。成岩作用类型主要包括压实作用、胶结作用和溶蚀作用,综合判断储层处于中成岩A期。经孔隙定量演化的计算,长10₁储层压实作用、胶结作用是储层致密化的原因,溶蚀作用可有效改善储层物性。储层中浊沸石的差异性成岩演化对储层物性产生了不同影响：早成岩B期呈嵌晶状充填于粒间孔中的浊沸石降低孔隙度的贡献率达27.1%,中成岩A期后随着大量生烃,浊沸石产生的次生孔隙对于孔隙度的增加贡献率为44.1%,总体看浊沸石对长10₁储层起到了改善储层储集性能作用。     

含泥质致密砂岩储层三孔隙导电模型

泥质的存在及复杂的孔隙结构导致致密砂岩储层导电规律的复杂性,给其饱和度评价带来了极大的困难,而储层饱和度评价的关键在于岩电参数的准确获取。前人关于储层胶结指数m的研究大多侧重于复杂孔隙结构的影响,对泥质影响则涉及较少。笔者基于Waxman-Smith泥质砂岩导电模型及Aguilera三孔隙导电模型,利用串并联导电理论建立了含泥质致密砂岩三孔隙导电模型,提出了准确描述由泥质、裂缝、非连通孔洞构成的致密砂岩导电规律的方法。采用单因素分析法研究泥质及复杂孔隙结构对胶结指数m的影响,发现m随着裂缝孔隙度的增大而减小,随着孤立孔洞孔隙度的增大而增大,随着泥质含量的增大而减小。岩芯实验数据验证表明,文中给出的模型能够准确描述含泥质致密砂岩储层的导电规律以及定量评价胶结指数m。     

致密砂岩气藏可动流体赋存特征的微观地质因素: 以苏里格气田东部盒8段储层为例

以苏里格气田东部盒8段典型的致密砂岩气藏为例,运用核磁共振、恒速压汞、铸体薄片、物性、X-衍射等实验资料,探讨了影响可动流体赋存差异的微观地质 因素。结果表明,盒8段储层可动流体饱和度低,T₂谱分布均为左高峰右低峰的双峰态;黏土矿物的充填与孔隙类型是孔隙结构复杂的重要因素,孔隙结构是影响可动流体赋存特征的关键;面孔率、喉道 半径、孔喉半径比是影响可动流体饱和度的主要因素,有效孔隙体积、分选系数对可动流体饱和度影响明显,储层物性、黏土矿物、有效喉道体积、孔隙半径对可动流体饱和度影响较弱。     

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。     

Numerical Simulation of the Influence of Pore Structure on Resistivity,Formation Factor and Cementation Index in Tight Sandstone

Tight sandstone,with severe diagenesis and complex pore structure,differs greatly from conventional sandstone in terms of rock electrical parameters.In subsurface rock electrical experiments,various electrical parameters are confounded and can only be analyzed qualitatively.The lack of quantitative analysis for each individual electrical parameter presents a challenge for the evaluation of oil and gas saturation in tight sandstone.Based on the 2D pore-throat model and the features of pore structure in the tight sandstone of the Penglaizhen and Shaximiao Formations in the upper and middle Jurassic of the Western Sichuan Depression,this paper presents 3D micro pore-throat models for three types of tight sandstone.It proposes a finite element-based rock electrical simulation method to analyze the influence of pore structure parameters,such as throat radius and throat tortuosity,on electrical parameters such as resistivity,formation factor,and cementation index quantitatively.The research revealed the following results:(1)Throats of tight sandstone usually have lamellar or curved lamellar shapes that are slender and narrow.The lamellar throat used in the proposed porethroat model is more consistent with the features of tight sandstone than the tubular throat used in the original model.(2)The throat determines the conductivity of tight sandstone.The throat parallel to the electric potential has the greatest influence on conductivity,and the throat perpendicular to the potential has the least influence.(3)In tight sandstone grades I to III,as the porosity decreases,the formation factor increases and the cementation index decreases.(4)The results of the rock electrical simulation are consistent with the results of the rock electrical experiment,which indicates that the proposed rock electrical simulation method of tight sandstone is effective and accurate.     

Optimization of the Rock Physical Model in Tight Sandstone Reservoir

Krief model, Nur model and Pride-Lee model are usually used to calculate dry rock modulus of sandstone reservoirs, but they are not effective for tight sandstone reservoirs. Based on Krief model and Nur model, and minimizing the difference between predicted P-wave or S-wave velocities and measured velocities, we acquireed lithologic index m in Krief model and critical porosity ?_c in Nur model by Gassmann relationship. The empirical parameters used in the models are expressed as the values changing with depth, so the accuracy of Krief and Nur models to estimate the P-wave and S-wave velocities was improved, and these two models are called as the variable parameter Krief model and the variable parameter Nur model. In addition, comparing with prediction accuracy of P-wave and S-wave velocities under different constraints, we can see that the shear modulus formulas in the three models are more accurate and more suitable in the tight sandstone reservoir. Han’s relationship about K_dry and u_dry is not affected by porosity, lithology and other factors, and the paper established dry rock model by Han’s relationship and any one of the above three models. The new dry rock model was applied in the Gassmann relationship to predict S-wave velocity of H8 tight sandstone reservoir in Sulige Gas Filed, Ordos Basin, which improved the accuracy of predicting S-wave velocity. At the same time, lithology index m in Krief model, critical porosity ?_c in Nur model and consolidation parameters c in Pride-Lee model which are corresponding to each sample can be obtained. The values of these parameters can reflect lithology difference, pore structure, compaction degree and other characteristics, which indicate the geological characteristics of the reservoir.     

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。     

东濮凹陷砂岩储层成岩作用及其对高压致密气藏的制约

东濮凹陷低渗致密储层的沉积-成岩特征表现为砂层薄、粒度细、沉积非均质性显著;埋藏深度大于3700m,压实作用、晚期自生伊利石-绿泥石和二氧化硅胶结作用强。储层具有小孔极细喉孔隙结构,表面积大,渗透率对围压的敏感性强,地下真实孔隙度和渗透率分别介于10% -< 5% 、0.1×10^-3-< 0.001×10^-3μm ².研究认为,东濮凹陷致密砂岩气藏大多产出于盆地次级深洼陷中,具有高压水溶气的成因机制,这是由储层的低渗性、较高的毛细管准数、高束缚水饱和度和高温-高压以及充足-近源的天然气供给等条件所决定的。     

紫金山地区煤系致密砂岩储层特征及主控因素

鄂尔多斯盆地东北缘紫金山地区上古生界煤系致密砂岩气资源潜力大,是我国当前非常规天然气勘探的重要地区之一。通过铸体薄片、扫描电镜、孔渗测试和压汞实验等分析测试,结合钻井和测井资料,分析了致密储层的岩石学、孔隙、物性和含气性特征。结果表明：紫金山地区煤系砂岩储层以岩屑砂岩为主,石英和岩屑体积分数高,长石体积分数低,成分成熟度和结构成熟度中等;孔隙类型以溶蚀孔为主,孔隙结构以中孔细喉和小孔细喉为主;孔隙度主要分布在2.00%~12.00%之间,平均6.96%;渗透率主要为0.01×10^-3~1.00×10^-3 μm²,平均为0.36×10^-3 μm²,孔渗相关性较好,与后期溶蚀作用有关;含气储层平均厚度为10.3 m,占砂岩储层总厚度的29%,含气饱和度为40.4%。储层发育主要受沉积作用、压实作用和溶蚀作用控制,沉积作用控制了储层形成的物质基础和空间展布,不同环境下沉积的岩石成分直接影响了压实作用的强弱,砂岩、泥岩、煤层叠置发育的特征为溶蚀作用奠定了基础;压实作用是造成储层致密的最主要因素;溶蚀作用是区内储层物性改善的决定性因素;紫金山岩浆热作用和喷发作用进一步加强了溶蚀作用。     

流体饱和致密砂岩的实验测量与岩石物理建模应用

与孔隙几何相对简单的高孔隙度、高渗透率砂岩不同,致密砂岩的岩石骨架和孔隙结构通常表现出不同尺度上的非均质性。为了研究这种非均质性和饱和流体对致密砂岩性质的影响,测量了具有9块不同孔隙度的致密砂岩在不同围压、干燥和水饱和条件下的超声波速度。利用速度随有效压力的变化曲线估计软孔隙的纵横比分布,进而利用喷射流模型进行流体替换效应解释。基于超声测试数据和局部流机制,建立了考虑软孔隙随纵横比分布的喷射流模型,实现了致密砂岩跨频段岩石物理建模,利用此模型分析了超声频段和地震频段内饱和致密砂岩的流体敏感性。基于超声频段测量的流体敏感度被高估,实际上地震频段的流体敏感度可能与超声分析结果存在较大差异,因此实现实验室低频直接测量对于准确的岩石物理建模和应用具有关键性的意义。     

致密砂岩微观非均质性定量评价方法研究

鄂尔多斯盆地华庆地区长6油层组为深水重力流成因的致密砂岩储层,储层整体致密、非均质性强,微观评价难度较大,注水开发效果不理想。通过粒度分析、铸体薄片、高压压汞及真实砂岩两相渗流模型等常规实验手段,从岩石骨架颗粒、成岩作用及孔喉结构三方面优选非均质性特征参数,分别提出了表征骨架颗粒非均质性的粒度标准偏差σ,表征成岩作用非均质性的充填指数C和抗溶蚀指数K以及表征孔喉结构非均质性的分形维数D。在此基础上,论证并构建了微观非均质性综合指数F,F值介于0.2~3.0,F越大,代表了储层骨架颗粒分选越差、成岩作用越强、孔喉结构越复杂,微观非均质性越强,反之则相反。通过真实砂岩模型模拟油田注水开发,结果表明,F指数能够精确表征由孔隙致密区导致的储层微观特征差异,F指数与无水期及最终期驱油效率呈较好的相关性,可用于定量评价致密砂岩油藏内部微观非均质性,预测剩余油分布规律,为深水致密砂岩油藏的勘探开发提供科学依据。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田西南部致密储层非均质性特征及对成藏的制约

致密砂岩气藏是我国非常规油气资源的重要组成,其储层非均质性严重影响了致密气成藏和甜点区优选,进而制约了气田高效开发。为进一步揭示储层非均质性成因及对致密气成藏的影响,选取鄂尔多斯盆地苏里格气田西南部山1段和盒8段致密储层为例,通过岩芯观察、扫描电镜、薄片鉴定、生产和测井分析等技术手段,研究储层非均质特征,探讨沉积作用和微观孔隙演化对非均质性和成藏的影响。结果表明,储层非均质性多表现为层内粒度的垂向韵律性、夹层的不均匀分布、渗透率的平面分布差异等;储层非均质性受沉积作用和成岩作用共同影响,沉积作用控制了水动力条件、砂体展布、厚度和砂体构型,储层微观非均质性受岩矿组构和孔隙演化影响;不同厚度和构型的复合砂体,多样的矿物组分、孔隙结构,致密气的选择性充注,共同造成了苏里格地区致密储层的非均质性及含气性差异。复合砂体的高孔渗部位是致密气开采的甜点区,但是在优选有利区时不应只关注这些厚层的高孔渗砂体,也应关注规模小、非均质性稍强的透镜状砂体,需要充分考虑到储层非均质性对致密气成藏的影响。