东胜气田致密砂岩气藏钻井储层保护研究及应用

东胜气田上古生界下石盒子组为致密砂岩储层,部分区域储层物性好,具备不压裂自然建产潜能,钻井过程中存在井壁失稳及储层损害问题,各因素叠合造成的储层伤害阻碍了气层的产能释放。为进一步提升储层自然建产能力和增加单井产量,在储层渗透率恢复率的基础上,通过储层伤害影响因素分析,引入钻井液侵入深度定量化评价方法,深化了储层伤害机理认识,明确了低密度、无土相、低失水和强封堵的钻井液对策,室内优选了防水锁剂和致密承压复合暂堵剂,优化形成了无土相复合暂堵高酸溶钻井液,储层渗透率恢复率提高至91.11%,泥浆侵入深度降低46.28%。形成的钻井液在锦66井区推广应用,平均单井产量提升11%,并实现3口井自然建产,进一步提高东胜气田致密砂岩储层高效勘探开发的效果。     

子洲气田山2气藏气井产水成因研究

在岩性气藏开发过程中,气井产水存在多种类型,气水分布在纵向和横向上都相对复杂.以子洲气田山 2 气藏为例,根据试气、测井和生产动态资料,将气井产水划分为纯水层、致密水层和气层产水 3 种类型,每种类型都受成藏环境、构造条件、储层岩性与物性等方面控制.除正常边底水类型的纯水层外,在岩性气藏部分井区中,由于储层条件变差,气体驱替能量不足,造成孔隙中水未受到天然气的大规模排驱而残留了大量地层水;形成致密水层和气层产微量地层水.     

靖边油田乔家洼地区长6段储层孔隙结构特征

鄂尔多斯盆靖边油田储层岩性致密,成为制约勘探开发的主要因素,开展储层孔隙结构特征研究有利于该地区油气生产。通过扫描电镜、铸体薄片、压汞等分析测试方法对长6段储层的微观孔隙结构特征进行分析。结果表明:靖边油田田乔家洼地区长6段储层为低孔、低渗储层,且非均质性较弱;储层孔隙类型主要为粒间孔和粒内孔;储层孔喉半径普遍较小,孔喉分选较好,孔隙喉道分布均匀,孔喉连通性较好。据储层物性和孔隙结构参数将研究区储层分为4种类型,但研究区以Ⅱ类储层和Ⅲ类储层为主。研究认为沉积作用和成岩作用是鄂尔多斯盆地靖边油田乔家洼地区长6段储层砂岩低孔、低渗的主要控制因素。     

大庆深部致密砂砾岩含气储层产能预测

气层产能预测是气藏工程研究中用于指导气井以及气田合理生产的重要工作和任务,它在气田整体评价和高效开发进程中具有很强的预见性和主动性。讨论了大庆深部致密砂砾岩含气储层的产能与测井响应之间的关系,探讨了根据测井资料应用人工神经网络技术预测含气储层产能的方法。利用已知气井测试结果和测井资料作为网络的训练样本。根据网络学习训练结果,输入储集层的测井资料等静态参数,可预测该储集层的产能。根据这种关系采用神经网络技术实现了测井对产能的预测评价,从而为大庆深部致密砂砾岩含气储层的开发提供了一定的依据。     

川东地区沙罐坪气田石炭系储集层特征及预测研究

沙罐坪气田石炭系黄龙组主要储集空间为孔隙和裂缝,属于碳酸盐岩低孔低渗型储层,其中,裂缝在改善储层渗透率方面发挥着重要的作用。以测并信息为基础,利用神经网络算法对该区未取芯井储层的孔隙度、渗透率、含水饱和度参数,以及裂缝发育程度进行了预测。使用误差统计法对储层参数预测模型效果进行了评价,其预测效果满足本区所需储层参数计算的精度要求,裂缝预测总体回判率达97．53％。证明了神经网络算法是在测井信息较少的情况下,预测储层的有效手段,为气田评价井、开发井的部署,储量计算及编制气田开发方案,提供了可靠的地质依据。     

鄂尔多斯盆地奥陶系马五段低孔低渗岩溶白云岩储层特征及孔隙成因

针对鄂尔多斯盆地大牛地气田马五段低孔低渗岩溶白云岩储层发育特征,展开对致密岩溶白云岩储层孔隙成因进行研究。通过岩心、薄片观察,结合扫描电镜、CT扫描分析,明确了白云岩储层岩石学类型、孔隙类型及成因。结合测井及地球化学分析,认为表生期孔隙主要为膏溶孔、溶孔及地开石晶间孔隙;白云石含量及结构控制了白云岩晶间孔隙;残留有机质保护了藻云岩残余晶间孔隙。通过岩溶白云岩孔隙成因分析,最后认为:(1)白云石化作用及成因模式是造成岩溶白云岩储层低孔低渗的主要原因,准同生期-浅埋藏期形成的白云石晶粒普遍较为细小,晶粒结构以半自形-它形为主,晶间孔隙为微孔,造成孔隙喉道较窄;泥微晶白云岩与粉-细晶白云岩(储集岩)分布在纵向上具有不均匀性,造成白云岩整体上孔渗较低;(2)岩溶作用增加了白云岩储层的非均质性,裂缝、溶洞及较大扩溶孔被泥质、方解石充填,很大程度上降低了岩溶白云岩储层的孔渗性能,正因为膏质泥微晶白云岩和粉-细晶白云岩为低孔低渗特征,使得地表水携带的泥质不易充填孔隙。     

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。     

低渗致密气井分类评价方法研究 ——以子洲气田为例

由于子洲气田低渗致密气储层地质情况复杂,储层物性差异大,造成子洲气田各井的产量、压力等生产特征不同。为了更好地指导低渗致密气井高效合理的开发,需要基于各井的静态特征和动态规律,对其进行合理的分类。采用储能系数和地层系数两个储层物性参数,作为静态评价指标;采用稳产期累产气量、稳产期日均产气量、平均日产气和单位压降产气量四个动态参数,作为动态评价指标。创造性地提出依据各评价指标频率分布直方图的特征,对气井进行各指标分级。基于正交矩阵的思路,建立了动静结合的低渗致密气井分类评价方法,最终形成了静-动结合的气井分类结果：子洲气田152口低渗致密气井中I类井（储层物性好,实际产量高）占11.2%、II类井（储层物性较差,实际产量高）占8.5%、III类井（储层物性好,实际产量低）占30.3%、IV类井（储层物性差,实际产量低）占50.0%。其中,III类井是今后生产开发的研究重点,明确III类井的范围,可为将来措施提产指明方向。建立的动静结合低渗致密气井分类评价方法,可为类似区块低渗致密气井的分类提供借鉴。     

川西新场气田蓬莱镇组气藏储层的敏感性研究

浅层气田提高低渗气层的采收率,降低储层的损害程度非常重要。浅层气因其产层埋深浅,地层压力低,储层物性较差等,生产作业中更易造成损害,形成伤害后使得单井产能急剧降低,甚至不能产出天然气。因此,开展必要的储层损害研究显得尤为重要。笔者通过大量的敏感性实验分析,认为新场气田蓬莱镇组浅层气藏储层为弱速敏、中等水敏,临界盐度为(0.35～0.45)×104mg/L气藏,临界pH值在7～8之间变化,并提出对降低各种敏感性的作业条件。     

苏里格气田苏54区块储层孔隙结构特征研究

鄂尔多斯盆地苏里格气田是我国最大的气田,但是储层岩性较为致密,已成为制约天然气勘探开发的主要因素,因此,开展储层孔隙结构特征研究对于该区天然气生产具有重要意义。通过扫描电镜、薄片鉴定、压汞、铸体薄片等分析测试方法对苏里格气田苏54区块储层微观孔隙结构进行了深入分析。结果表明：该区储层由北到南主要发育岩屑砂岩、岩屑质石英砂岩和石英砂岩;喉道半径普遍较小,孔喉分选较差,且以细孔径为主,孔喉连通性中等;孔渗普遍偏低,属低孔低渗,孔渗明显受沉积相带的控制,高孔渗区呈贯穿南北的条带状分布,与河道展布特征近似。研究表明物性高值区连片分布,东部好于西部,盒8下物性最好。     

苏里格气田低渗透储层微观孔隙结构特征及其分类评价方法

以苏里格气田盒8段和山1段为例,开展了低渗透储集层微观孔隙结构特征的研究工作。以取心井压汞测试、扫描电镜、铸体薄片等分析化验资料为基础,通过分析储层的孔隙结构和孔隙类型,将储层微观孔隙结构分为4类,分析了各类微观孔隙结构的特征。沉积环境和成岩作用的双重影响使得盒8段和山1段的储层孔隙结构非常复杂,造成本区储层特低渗透率的主要成因机制为成岩期强烈的压实作用及各种自生矿物的充填和胶结作用。主要的储集空间为次生孔隙,孔喉组合主要为低孔小喉型。应用聚类分析和Bayes判别分析方法,选取7种宏观和微观非均质参数,在建立4类微观孔隙结构判别函数的基础上,对苏里格气田进行了微观孔隙结构识别,绘制了主力小层储层综合评价图。分析表明：Ⅰ类、Ⅱ类储层为研究区的优质储层,是今后低渗透盒8段和山1段的主要勘探开发目标。     

塔里木盆地桑塔木油气田低阻油气层形成机理

在综合研究了低阻油气层的测井、地质、测试、化验分析等资料的基础上,深入分析了低阻油气层的形成条件,认为岩性、矿化度、孔隙结构、束缚水含量、导电矿物、填（胶）结物、泥岩夹层和泥浆性能等是直接影响形成低阻油气层的重要因素     

川西坳陷新场气田储集岩的地质特征

四川盆地西部德阳市境内的新场气田,其纵向上分布有8个气藏,平面上相互叠置,是目前国内在致密岩中所发现的最大气田,笔者通过对新场气田砂岩储岩的地质特征,成岩作用的储集条件的研究,气田的主要储集空间为次生的残余粒间孔和粒间溶孔,大部分砂岩的孔喉都能使天然气通过,天然气主要聚集在储集岩与围岩在物性上或孔隙结构上有较大的差异的部位,因此,在勘探上,应该从单纯寻找高孔渗带转移到寻找物性差异带上来。     

用储层岩石抽提物的饱和烃色谱指纹识别油气层

利用储层岩石抽提物的饱和烃色 质总离子图的指纹特征判识储层的流体（油、气）类型。油层或油饱和的储层,饱和烃色 质总离子流图的特征是正构烷烃碳数分布宽,碳数分布在C₁₅～C₃₈之间,与原油样品的正构烷烃碳数分布相似;凝析气层的正构烷烃碳数分布略窄一些,碳数分布在C₁₅～C₃₅之间,低碳数（小于C₂₁）的正构烷烃相对于油层富集,高碳数（大于C₂₁）的正构烷烃丰度明显低于油层;干气层的正构烷烃碳数分布最窄,碳数分布在C₁₅～ C₂₈之间,只有低碳数的正构烷烃,高碳数的正构烷烃丰度极低。据此可用来识别油层、凝析气层和干气层,也可用于一些测井资料不全或测井质量差的老井的油气层复查、测井难以识别的火成岩油气层的识别,还可用于地层评价,为油气酸化层位的优选提供科学依据。     

伊朗西南部上白垩统Sarvak组储层特征及主控因素

运用取芯,薄片,电镜扫描及三维地震等资料,对位于扎格罗斯盆地盆缘当前热点开发区的伊朗A油田上白垩统Sarvak组储层特征及主控因素进行研究。研究表明:Sarvak组储层岩性以富含厚壳蛤、有孔虫、钙化藻和浮游有孔虫等生屑颗粒的灰岩和白垩灰岩为主。储层受岩溶作用影响明显,储集空间以生屑铸模孔,灰泥溶蚀孔群,溶孔,溶洞为主。结合压汞,孔渗关系,岩性等因素在层内综合划分出孔洞-孔隙型,裂缝-孔隙型,孔隙型和致密非储层四类。最有利储层为孔洞-孔隙型,岩性主要为富厚壳蛤碎屑灰岩,次有利储层为裂缝-孔隙型和孔隙型,岩性主要为富有孔虫碎屑白垩灰岩。储层主控因素为层内三级层序边界,古地貌隆起和岩石破裂作用。三级层序边界控制有利储层垂向位置,古地貌隆起控制储层性质平面分布,岩石破裂作用影响储层整体含油性。基于以上认识提出勘探开发建议:对层内三级界面的识别和明确原沉积期古隆起位置为确定油田垂向优先开发层位及平面有利开发区域的关键。距层序界面较远,厚度较大的白垩储层受岩石破裂作用影响较大,纵横向分布发育不稳定,储量计算应考虑对纵向不同类别储层进行分类评价。     

王府气田火山岩储层的孔渗特征及评价

利用纯岩石体积模型、测井数据回归方法分别计算了不同岩性的骨架参数。使用常规测井资料,给出了王府断陷盆地深部火石岭组火山岩储层孔隙度和渗透率的计算方法。分析了储层物性与岩性、岩相、孔缝和埋深的关系,发现有利储层主要发育在火山口杂岩相内,岩性主要为火山熔岩和火山角砾岩;溶孔和溶蚀缝是主要储集空间;埋深对火成岩储层的发育影响不大。利用储集层品质指数(RQI),定性地对王府气田20口井的火山岩储层物性进行综合评价,评价的结果与试气产能结论符合情况较好。     

煤中气孔的发育特征与影响因素浅析

以煤田地质学和煤岩学研究为基础,以场发射扫描电镜为主要观测手段,对不同地区、不同地质时代、不同变质程度的煤进行纳米级气孔研究。结果表明,煤中气孔是煤变质过程中煤层气（瓦斯）生成、聚集与气体逸散后留下的孔隙,属次生孔隙,孔径以纳米级为主,形状多为圆形,密疏不等,分布很不均匀,多个气孔密集,常组成气孔群、气孔带、气孔窝。气孔发育受多个因素影响,显微组分是主要内在因素,变质速率是重要外在因素,变质程度也是影响因素之一。根据镜下可见度,将气孔发育程度描述为发育和不发育,前者密集状气孔多见,后者偶见或仅见稀疏状气孔。根据气孔的发育程度,可以评价煤储层的生气方式和潜力,气孔发育程度越高,指示生气潜力越大。      

川西新场气田上沙溪庙组储层渗透性的地质影响因素

川西新场气田中侏罗统上沙溪庙组气藏储层渗透率具强烈的非均质性，储层孔隙结构差异是导致这种非均质性的最直接因素。孔隙结构差异的主要地质成因-是大海 岩碎屑组分和结构控制原生孔隙的发育程度；二是自生绿泥石衬垫的抗压实作用有效保护了原始孔隙喉道；三是在原生孔隙较为发育基础上的溶蚀作用有利于储层渗透性的进一步提高。此外，不同沉积环境中形成的各种层理构造同样对储层渗透性有一定影响。     

淮南煤田煤系页岩气储集空间特征及其岩相控制作用

海陆过渡相煤系泥页岩广泛分布,具有良好的天然气资源潜力。以淮南煤田煤系泥页岩为研究对象,运用X射线衍射、扫描电镜等分析手段,对淮南煤田煤系地层泥页岩的矿物学、岩相、储层特征等方面进行相关测试,并探讨了泥岩岩相对页岩气储集空间的控制作用。研究表明:淮南煤田煤系泥页岩矿物成分中黏土矿物含量多、自生非黏土矿物相对较少,致使岩石脆性降低并对压裂裂缝产生具有负效应,但部分菱铁矿的存在可能起改善作用;存在花斑状高岭石泥岩、浅灰色高岭石泥岩、鲕状泥岩、暗色泥岩、粉砂质泥岩等5种岩相。泥页岩储层裂缝包括层面剪切缝、有机质演化异常压力缝、层间页理缝、构造裂缝等宏观类型和与石英和高岭石有关的微裂缝类型;泥页岩孔隙包括化石孔、粒间孔、粒内孔和晶间孔及可能的有机质孔等类型,为页岩气赋存提供了储集空间。不同沉积环境下的泥岩岩相不同,进而决定了矿物成分特征与有机质相对含量,对泥页岩储集空间起主要控制作用。     

山东胜利油田车镇地区下古生界碳酸盐岩潜山储集层特征

碳酸盐岩潜山储层研究一直是油气地质研究领域的一个难点。以大量的岩心、薄片观察为基础 ,对研究区的岩石学特征进行描述 ,进而提出研究区 5种主要的储渗空间类型 :溶蚀孔隙型、溶蚀孔洞型、大型洞穴、风化裂隙型以及构造裂隙型储渗空间。通过研究认为 ,这 5种储渗空间构成了研究区的 5类储层 :风化裂隙型储层、构造裂隙型储层、裂隙孔洞型储层、溶蚀孔洞型储层以及洞穴型储层 ,其中以风化裂隙型储层、裂隙—孔洞型储层以及溶蚀孔洞型储层为主。结合钻井、录井、测井、试井资料 ,对 5类储层的特征进行总结 ,从而进一步对潜山储层发育作出评价 ,将研究区储层发育带分为 3类 ,提出车镇地区下古潜山储层主要沿北东—南西方向呈条带状规律展布的观点。