鄂尔多斯盆地演武油田长3储层物性影响因素

鄂尔多斯盆地演武油田长3储层物性特征及其影响因素研究相对薄弱,制约着油藏高效开发。利用106口井50块铸体薄片样品、50块扫描电镜样品、30块阴极发光样品及40块样品高压压汞等实验测试数据,研究演武油田长3储层特征及物性影响因素。研究表明,研究区以细砂及极细砂长石岩屑砂岩为主,孔隙类型主要为残余粒间孔、长石溶孔,面孔率分别为4.1%,3.4%,高压压汞测试表明Ⅰ类孔隙具有双孔隙结构特征;分流河道及水下分流河道的中-细粒长石岩屑砂岩储层物性较好,平均渗透率为10.2×10~(-3)μm~2,成岩作用中压实作用、胶结作用使原生孔隙度减少12.5%,10.9%,溶蚀作用使孔隙度提高8.9%,早成岩期粘土矿物的生长提高储层抗压实强度,绿泥石、高岭石的环边生长抑制石英加大,保护原生孔隙;晚成岩期碳酸盐矿物的生长堵塞孔喉,降低储层物性。通过物性影响因素分析旨在为沉积甜点分布及高效建产开发提供地质依据。     

陕北斜坡东部上古生界储层评价

为研究陕北斜坡东部上古生界的储层特征,利用薄片、粒度、压汞、物性等资料,对储层的岩石学、孔隙结构、物性等特征进行分析。结果表明:储层砂岩主要为石英砂岩、岩屑砂岩以及二者之间的过渡类型;孔隙类型主要有原生孔隙、残余粒间孔隙、溶蚀粒间孔隙、溶蚀粒内孔隙、溶蚀填隙物内孔隙、自生矿物晶间孔隙和少量的微裂缝性孔隙;砂岩总体上孔隙结构较差,储集性能不好;沉积作用对研究区砂岩储层孔隙度、渗透率影响较大,储层成岩作用影响略弱于沉积作用,构造运动影响更为有限;按照毛细管压力曲线建立的储层类型及其总体对应的测井相特征、相带类型和物性资料结合,建立起一套与孔喉结构相关的储层评价指标。     

鄂尔多斯盆地富县地区上三叠统长8砂岩储层物性的主要控制因素

研究认为富县地区上三叠统长8期三角洲前缘水下分流河道砂岩储层物性主要受沉积微相、砂岩成分和粒度以及成岩作用的控制。特别指出沉积微相对储层的控制,实际上是沉积(微)相带对砂体类型和物性特征的控制,不同沉积微相的砂岩在储集性能上存在明显的差异。表现为三角洲前缘水下分流河道砂体的孔隙度及渗透率均高于其它沉积微相内砂体的孔隙度和渗透率,而分流间湾的沉积物粒度相对较细,杂基含量高,压实作用强,不利于后期溶蚀流体的流动,储层物性较差。强烈的机械压实、压溶作用、碳酸盐自生矿物的胶结作用使孔隙结构变差,进一步降低砂岩的储集性能;由淡水淋滤及有机物质产生的溶蚀作用,对储层改善具有重要意义。     

柴西地区扎哈泉致密油储层特征及评价

柴西地区致密油储层内部结构复杂、非均质性强,为了更高效地进行致密油勘探开发,利用岩芯薄片、X衍射、场发射扫描电镜、CT扫描和物性分析等方法,对扎哈泉地区上干柴沟组开展致密储层特征及储层物性控制因素研究。研究表明,上干柴沟组为典型的致密储层,以细砂岩和粉砂岩为主,填隙物含量较高,以原生孔隙为主,微米级孔隙是主要的储集空间,有效储层平均孔隙度为5. 9%,平均渗透率为0. 43 m D。储层内部孔隙分布较均匀,总体呈现微米级孔隙加纳米级喉道的特征,其中微米级孔隙基本呈片状分布,连通性好,纳米级孔隙则呈点孤立状分布。储层物性受原始沉积条件和后期成岩作用控制,坝砂泥质含量低,纯度高,物性较好。压实作用和碳酸盐胶结使储层变差,硬石膏胶结对孔隙的影响具有两面性,晚成岩期的溶蚀作用对储层改善作用明显。研究区致密油有效储层可分为三类,其中Ⅰ类有效储层为本区的"甜点"区,是下一步优先勘探开发的重点区块,Ⅱ-Ⅲ类有效储层则是重要的挖潜区,通过工程技术攻关可切实实现柴西地区的增产扩能。     

伊拉克X油田上白垩统Kh2段碳酸盐岩孔隙结构及其对原油动用的影响

论文以伊拉克X油田上白垩统Khasib组Kh2段碳酸盐岩储层为研究对象,主要探讨碳酸盐岩储层孔隙结构特征及其对原油动用的影响。论文使用铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、恒速压汞、数字岩芯等多种技术手段相结合,定性、定量分析了Kh2段储层微观孔喉特征;通过对储层润湿性测试、低场核磁共振、两相相对渗透率测试等评价了Kh2段的原油动用特征。综合对比分析孔隙特征和原油动用特征,本文取得如下认识：① Kh2段主力产层的储层岩性为砂屑灰岩和生屑藻屑泥晶灰岩。其中,砂屑灰岩孔隙分布的非均质性强,优势通道显著,渗透性极佳,注水易发生“水窜”,生屑藻屑泥晶灰岩中孔隙分布相对均匀但孔隙之间连通性差,注入水难以波及,这是目前制约该油田提升原油采收率的重要微观地质因素;② 岩样测试的润湿性结果表明,Kh2段的样品大多显示亲油～强亲油的特性,这会导致注水开发过程中,毛管力成为驱油的阻力,进一步加剧注水开发的难度;③ 通过对Kh2段的砂屑灰岩和生屑藻屑泥晶灰岩进行油—水、油—气两相相对渗透率测试发现,在水驱油的情况下,它们的残余油饱和度较高,而采用氮气驱油可以显著降低残余油饱和度。因此,对于渗透性好但孔隙结构非均质性强、局部存在“优势通道”和孔隙结构较为均质但孔隙之间连通性差的碳酸盐岩储层,宜慎用注水开发,采用注气开发是较为合理的选择。     

塔里木盆地大宛齐油田康村组储层特征及评价

在地层对比的基础上,深入研究了大宛齐油田康村组储层的岩石学特征、储集砂体成因类型及其特征、储层孔隙类型、孔隙结构特征及储层分布规律.大宛齐油田康村组属于低弯度河进入极浅水湖泊形成的三角洲沉积体系,决定了它主要的储集砂体成因类型为三角洲砂体,其中又可细分为三角洲平原分流河道砂体、三角洲前缘水下分流河道砂体和河口砂坝砂体,主要储集空间类型是剩余原生粒间孔隙,其次是粒间溶孔和微孔隙.分流河道砂体以粒度较粗的中粗砂岩、含砾砂岩和细砂岩为主,发育大孔隙,粗喉道,孔隙度大,渗透率高,储集性能好;河口砂坝砂体,粒度相对较细,以细-粉砂岩为主,孔隙度相对较低,孔径也相对较小.纵向上,康村组中下部砂体较发育,上部次之,以砂泥互层形式叠置,但总体上砂岩含量不高,一般在15%~30%之间;康村组储层横向分布受物源等因素影响,呈现出东北部厚、西北部薄的特点.储层物性总的分布规律是由北东往南西方向,孔隙度减小,由南东往北西方向渗透率变差.      

泰国湾表层沉积物陆源碎屑的粒度特征及其展现的沉积动力环境

海洋碎屑沉积物的粒度特征是海底沉积动力环境的直接体现,是用来研究海洋动力环境变化的重要手段,尤其是陆架海底表层沉积物的粒度分布,对于研究沿岸和水柱底边界层现今海洋动力环境可起到重要作用。该项研究通过调查遍布泰国湾至湄公河口海底表层沉积物陆源碎屑的粒度分布特征,以期获得影响现今特定海域沉积作用的海洋动力环境过程。粒度分析的结果显示,泰国湾表层沉积物的陆源碎屑以细砂-细粉砂为主,分选总体较差,频率分布以正偏为主。其中,细砂-极细砂组分主要分布在曼谷湾和柬埔寨沿岸。湄公河岸外沉积物为细砂,且分选比泰国湾区域的沉积物要好。这些表层沉积物的粒度特征具有良好的环境变化指示作用。湄公河岸外分选较好、近于正态分布的中砂沉积物指示了波浪作用下的沉积环境。曼谷湾和柬埔寨沿岸分选较差的中砂-细砂粗粒沉积物反映了潮汐和波浪的共同作用;泰国湾东西沿岸区域分选中等、呈正偏态的极细砂-中粉砂沉积物体现了潮汐的控制作用;而泰国湾中部分选较差的沉积物则指示了表层洋流作用。研究表明,泰国湾和湄公河岸外表层沉积物陆源碎屑的粒度分布特征可用于区分不同海洋动力因素的控制作用,揭示出泰国湾的沉积动力环境主要受潮汐、波浪和洋流的共同影响,湄公河岸外的沉积动力环境主要受波浪的影响。     

致密油藏储层微观孔隙特征与可动用性评价

致密油储层主要包括致密灰岩和致密砂岩,两者微观特征差异明显.但目前针对致密灰岩和致密砂岩的对比研究相对较少,因此开展致密油藏不同岩性微观孔隙结构特征及可动用性研究具有十分重要的意义.利用低温氮吸附比表面、核磁共振、压汞等方法,从纳米级、亚微米级、微米级孔隙等不同尺度表征了致密灰岩和致密砂岩孔隙结构差异,分析了不同孔隙对渗透率的贡献和对流体赋存的影响,研究了启动压力梯度的差异和喉道对启动压力梯度的影响.以川中灰岩和长庆砂岩为例,结果表明渗透率大于0.01 mD储层具备开发潜力,致密灰岩中的亚微米和微米级孔隙是重要的储集和流动空间,致密砂岩中微米级孔隙是重要的储集和流动空间.基于微观实验分析和低渗透油藏评价方法,提出了致密油藏分级评价参数,并给出了分级评价界限,对确定致密油藏攻关目标和优选区块新建产能意义重大.      

安塞油田长6油层组长期注水后储层变化特征

在注水开发模拟实验及现场测试资料的基础上,以压汞实验、物性测试等方法对模拟实验前后岩芯进行分析,研究了安塞油田长6油层组长期注水开发后储层特征变化规律及成因。结果表明,随着注水量增加,渗透率总体明显降低,渗透率平均变化4.72%;水驱后孔隙度平均增加0.15%,而孔隙组合类型未发生明显变化;退汞效率平均降低4.39%;喉道中值半径变小但分布类型没变化;储层润湿性整体向亲水方向发展。低渗透储层特征发生变化的机理主要是：储层中颗粒和填隙物在注入水的冲刷作用下发生溶解、破碎和迁移,一部分被水冲出,一部分滞留在细喉道处形成堵塞,导致孔喉连通性变差,储层非均质性增强;注入水冲刷作用使储层岩石表面及孔喉表面性质发生变化,进而引起储层润湿性发生变化。     

基于恒速压汞技术研究页岩气储层孔隙结构:以湘西北地区五峰组页岩为例

页岩气储层孔隙结构是页岩气富集成藏、储层评价和优选有利区的关键参数,区分孔隙和喉道是表征页岩气储层孔隙结构的关键。本文选择4块具有不同渗透率的湘西北地区奥陶系五峰组页岩为研究对象,基于恒速压汞实验讨论孔隙和喉道的大小、分布特征及其相互关系以及与渗透率的联系。结果表明:具有不同渗透率的页岩样品表现为较为相近的孔径分布特征但差异较大的喉道分布特征。页岩样品渗透率的大小与孔隙半径没有明显相关关系;喉道大小及其分布特征是控制低渗储层孔隙结构的关键要素之一。渗透率较低页岩样品的喉道以喉道半径小且集中分布为特征,而渗透率较大页岩样品的喉道以喉道半径大呈分散分布但主要以大喉道为特征。喉道特征是研究页岩气储层储集空间和吸附能力的重要部分,在以后对页岩气的勘探开发中应特别注意及重视。     

屏蔽暂堵剂优选的新方法

为了在钻井过程中更有效地利用屏蔽暂堵技术保护所钻油气储层不受损害 ,提出一种优选暂堵剂的新方法。新方法认为 ,暂堵剂作为矿研体 ,其粒度分布在一定范围内具有分形特征 ,可以用分维数定量地描述粒度空间分布的复杂情况 ,这样在考虑暂堵剂粒度平均尺寸与储层砂岩孔隙平均尺寸相匹配的前提下 ,进一步选择粒度分布分维数与储层砂岩孔隙尺寸分布分维数相近的暂堵剂 ,作为优选的暂堵剂。文中给出了测定和计算分维数的具体方法。室内渗透率恢复试验结果表明 ,按新方法选择的暂堵剂对储层砂岩起到了较理想的保护效果。     

源内致密砂岩优质储层特征及控制因素分析:以川西坳陷须五段为例

川西坳陷的油气勘探已经从源储分离的常规油气勘探逐渐转变为源储一体的常规与非常规油气协同勘探,其中致密储层发育特征及成藏特点成为目前亟须解决的关键科学问题之一。运用石油地质学与沉积岩石学原理及分析方法,对川西坳陷须五段储层发育特征及控制因素进行研究,研究结果显示,须五段砂岩储层的孔隙度为1.371%~8%,小于10%,渗透率为(0.005~0.701)×10^-3 μm ²,小于1×10^-3 μm ²,属致密储层范畴。基于砂岩粒度大小结合储层物性以及含气性分析,须五段识别出三类优质储层,即粗砂、中砂和细砂。研究区粗砂较少发育,厚度较大的中砂和细砂在上亚段、中亚段和下亚段的三角洲前缘亚相较发育,储集空间发育微孔隙、少量微裂缝。粒度中值控制致密砂岩优质储层的发育类型、沉积相带与层序控制优质储层的发育位置,成岩作用控制优质储层的形成。     

丘陵油田三间房组注水开发效果影响因素分析

利用岩石铸体薄片、压汞和物性分析资料等,对丘陵油田三间房组储层岩石学特征、沉积特征、微观孔隙结构以及成岩相进行了深入研究。在此基础上,从多角度出发分析了影响丘陵油田三间房组储层注水开发效果的因素。研究表明:1)不同沉积微相储层注水开发效果存在较大差异;2)油藏注水开发效果在一定程度上受区域局部构造的控制;3)孔隙结构越复杂,孔径越小,注水开发效果越差;4)不同成岩相组合控制了储层发育特征和储集物性,其注水开发效果不同。因此,丘陵油田三间房组储层注水开发效果是主力微相、微构造、微观非均质性、成岩相等多因素共同作用的结果。     

鄂尔多斯盆地西峰油田长81储层微观孔隙结构特征及其对水驱油特征的影响

针对鄂尔多斯盆地西峰油田长81储层孔隙结构非均质性强、含水上升快、注水压力较高等问题,应用粒度、物性、X射线衍射、铸体薄片、扫描电镜、常规压汞、真实砂岩微观水驱油模型等实验资料,探讨了储层微观孔隙结构特征及其与水驱油效率的关系。根据毛管压力曲线特征形态及相应参数的分析,将长81储层孔隙结构分为A类、B类、C类、D类4种类型。研究表明,4种类型的孔隙结构对应的储集空间不同,水驱油路径和驱油效率具有明显的差异。喉道半径大小及分布形态是影响水驱油效率的关键;渗透率和孔隙度越高驱油效率越高。同时,储层岩石孔隙结构越好,水驱油效率也越高。综合分析表明,应用微观孔隙结构特征与水驱油效率的关系为寻找相对优势储层和提高油藏认识提供了可靠依据。     

大港枣园油田枣北孔店组砂岩储层微观非均质性与改善开发效果分析

砂岩储层的微观非均质性主要由砂岩孔隙特征、粘土矿物和孔喉分布等表征。通过岩心样品的常规薄片,铸体薄片、扫描电镜观察和粘土矿物X—衍射分析以及孔隙结构图象分析,揭示了大港枣园油田孔一段砂岩微观非均质性为中到强非均质储层,孔二段砂岩为强非均质储层,并建立了各层段的非均质模式,提供了相应的增产改造措施,使开发效果得到改善。     

松辽盆地北部常家围子地区姚一段储层特征及影响因素分析

松辽盆地北部常家围子地区姚一段储层以细粒长石岩屑砂岩为主,成岩作用进入晚成岩A亚期,原始孔隙保存差,次生孔隙的大量出现改善了该储层储集性能。通过普通薄片、铸体薄片、偏光显微镜、岩心分析测试、压汞分析、扫描电镜、阴极发光等方法对该区的姚一段储层砂岩的储集空间类型、物性特征及影响因素进行了研究,认为储层孔隙类型以溶蚀扩大粒间孔和溶蚀粒内孔为主,孔隙结构主要为ⅡA、ⅡB级,孔隙度主要为10%～15%,渗透率主要为（0.01～1）×10^-3μm²,属于中孔低渗储层,储层物性主要受沉积微相类型、岩石粒度、溶解作用影响,粘土矿物的类型和充填形式对储层的渗透率影响较大。     

川西坳陷中江气田侏罗系沙溪庙组致密砂岩储层特征及主控因素分析

通过对中江气田沙溪庙组储层的岩石学、物性、储集空间类型、成岩作用等基本特征的研究,明确了本区储层形成的主控因素,建立了优质储层的地质模型,并据此预测出本区优质储层的分布。中江气田沙溪庙组岩石类型以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主,具有富长石的特征。储层平均孔隙度为9.0%,平均渗透率为0.096 m D,属于低孔低渗致密砂岩储层。孔隙类型主要为剩余粒间孔和粒间溶孔,其次为粒内溶孔。储层总体表现出沉积-成岩控储的特征,有利储层的地质模型是:较粗粒度,高长石、低岩屑,低碳酸盐胶结物,不同地区不同层段优质储层的分布均有不同。     

特低渗透砂岩储层微观孔隙结构分类评价

基于特低渗透砂岩储层岩心样品的高压压汞测试技术,定义退汞饱和度参数（SE）。以退汞效率（Ew）与退汞饱和度（SE）的乘积作为储层微观孔隙结构分类评价的参数指标,即储层孔隙结构综合评价参数（E）,对鄂尔多斯盆地延长组3个特低渗透砂岩储层区块进行分类评价,分类结果与油田实际开发生产特征吻合较好。根据汞退出的难易程度,分析认为中、高渗透储层加大注水压差可提高水驱采收率,而特低渗透储层注水开发保持较低的注水速度,有利于提高开发效果。     

岩石图象分析在强胶结储层中流体流动通过特征方面的应用：美国,宾夕法尼亚

凯思油田储层是上泥盆系强胶结砂岩，平均孔隙率为１１５。大多数孔隙空间是自生粘土中的显微孔隙。尽管品质较差，但在注水条件下，该储层每口井日产１７桶原油。本文的目的是根据储层孔隙显微结构特征来解释这一现象，对凯思储层薄片的数字图象资料进行统计分析表明，存在五种孔隙类型，其中两种（孔隙类型４和５）是长石溶解的产物，图像分析结果与岩心压汞资料的对比表明，孔隙类型４具有足够大的喉道控制储层的渗透率。然而，若     

储层岩石基于物性参数的孔喉体积分布反演模型

体育场支孔喉分布是储层评价的重要研究内容。储层孔隙度和渗透率参数是储层微观孔隙结构特征的宏观综合表现。本文通过对来自我国吐哈、辽河、胜利、鄂尔多斯、四川和加拿大等地区油气田的６５０个砂岩和碳酸岩样品压汞测度资料及物性数据的分析研究,成功发现了对于孔隙性岩石（无论是砂岩还是碳酸盐岩）,岩石孔隙度和渗透度（特别是渗透率）与岩样不同孔喉大小的体积分布有密切的相关性,并首 建立了储层孔喉体积分布反演预测模