特低渗透砂岩储层水驱油CT成像技术研究

通过水驱油岩心的CT成像技术,动态、定量、可视化地研究了特低渗透砂岩储层水驱油岩心的微观孔隙结构、含水饱和度分布、吸水能力及微观孔隙结构对驱油效率的影响.研究表明,实验岩心的CT值分布在1819~1961之间,与标准的Berea砂岩相比高出15%左右,属于典型的特低渗透砂岩储层.储层微观孔隙结构是影响油水分布的主要因素.特低渗透砂岩储层开发要高度重视无水采收率.储层致密和微裂缝发育的不均一性是特低渗透砂岩油田驱油效率低的根本原因.     

鄂尔多斯盆地定边—志丹地区延长组致密砂岩储层裂缝测井识别

裂缝是影响致密砂岩储层高产及稳产的关键,目前,对致密砂岩储层裂缝定性识别与表征仍很困难.在对致密砂岩裂缝研究现状系统调研的基础上,以鄂尔多斯盆地定边—志丹地区延长组岩芯、成像测井、常规测井资料为基础,分析裂缝发育类型,利用岩芯和成像测井标定,明确裂缝测井响应特征,优选对裂缝响应敏感的测井参数,建立有效的裂缝测井识别方法.研究表明:(1)定边—志丹地区裂缝按成因分有天然构造裂缝、钻具诱导裂缝、井眼崩塌裂缝、应力释放裂缝,按角度大小分为垂直裂缝、高角度裂缝、低角度裂缝、水平裂缝;(2)常规测井系列中对裂缝反映灵敏的参数依次为微电极、八侧向电阻率、声波时差、自然伽马、自然电位、双感应电阻率、井径;(3)通过裂缝敏感测井参数,分别构建曲线变化幅度参数(FIA)、曲线变化率参数(FIG),进而构建裂缝识别综合指数(FFA),结合电阻率侵入指数,在此基础上,采用人工判识方法,排除泥质条带、钙质砂岩等岩性变化所造成的影响,最终确定裂缝可能发育段,裂缝综合识别率为80.6％,能够对致密砂岩储层裂缝进行识别和预测.     

核磁共振技术在特低渗砂岩微观孔隙结构评价中的应用

特低渗透砂岩储层微观孔隙结构变化复杂,且随机性强,利用核磁共振技术对取自鄂尔多斯盆地延长组的特低渗砂岩样品进行了测试分析.结果表明,实验样品的T2截止值小,T2谱分布表现出双峰态;可动流体参数差异较大,主要受孔隙(尤其是次生孔隙)的发育和连通程度、微裂缝的发育程度、粘土矿物含量及其赋存形式、孔隙的比表面大小及重结晶程度...     

低渗特低渗砂岩储层流体识别技术研究综述和展望

低渗、特低渗储层是国内外油田地质研究的重点,而其流体识别问题更是一个焦点问题.本文根据以往的研究成果,再认识了低渗、特低渗储层流体识别的难点,进而梳理和归纳了流体识别的常规技术和新技术.研究表明,利用单一的测井解释方法容易引起多解性,技术风险高;基于地区地质、岩心、录井等资料,结合多种测井曲线,开展流体的综合识别评价是一个重要的技术思路;将现代地质数学方法和信号分析技术引入流体识别中将会产生积极地意义,本文对此进行了展望.     

鄂尔多斯盆地东胜地区砂岩型铀矿成岩作用研究

为了解东胜地区砂岩型铀矿含矿砂岩的成岩演化与成矿响应,进而探讨该矿床的成因,采用了薄片鉴定、电镜扫描、电子探针、能谱分析、阴极发光、同位素分析及包裹体测温等多种分析方法,对东胜地区直罗组砂岩进行了详细的成岩作用研究.研究表明,直罗组含矿砂岩的岩石类型主要为岩屑石英砂岩、长石岩屑砂岩和岩屑砂岩;成岩矿物有粘土矿物、碳酸盐、硅质矿物和铁质矿物;砂岩的物性明显受到成岩作用的控制,物性良好的砂岩有利于成矿流体在其中运移、存储并最终成矿.直罗组砂岩经历了早成岩阶段A,B期和表生成岩阶段;成岩环境演化可分为酸性氧化-碱性还原-酸性-氧化还原、酸碱过渡阶段;铀分别以预富集的铀酰离子、活化的铀酰离子、分散吸附状铀和铀矿物沉淀的形式存在.研究指出,在表生成岩阶段,砂岩型铀矿的形成不仅与氧化-还原过渡环境有关,而且与酸性-碱性过渡成岩环境密切相关;氧化-还原、酸性-碱性过渡带有利于铀在砂岩中富集成矿.     

应用恒速压汞定量评价特低渗透砂岩的微观孔喉非均质性——以鄂尔多斯盆地西峰油田长8储层为例

为定量评价特低渗透砂岩的微观孔喉非均质性,以鄂尔多斯盆地西峰油田长8储层为例,利用先进的恒速压汞技术对孔喉参数进行了测试.结果表明,不同渗透率级别的样品,孔隙参数的差异小,非均质性弱,孔隙半径介于80～300 μm范围内;微观孔喉的非均质性主要体现在喉道特征参数上,喉道参数制约储层品质影响开发效果;样品渗透率越大,喉道半径越大,分布范围越宽,大喉道含量越高,同时大喉道对渗透率的贡献也随之增加,渗透性主要由占少部分的较大喉道来贡献;平均喉道半径和主流喉道半径与渗透率表现出了非常好的相关关系,渗透率越小,受喉道参数的影响程度越强.较大的孔喉比和较宽的分布区间是特低渗透砂岩储层的显著特点,也是开发效果差的主要原因,不同渗透率级别的储层,开发过程中应根据喉道大小及其分布范围区别对待.     

正确认识低和特低渗透油藏启动压力梯度

分析了20世纪50年代到目前有关低和特低渗透油田储集层非达西渗流理论及非达西渗流数值模拟的大量文献后指出:目前的非达西渗流方程存在一个负流量,不符合逻辑,不能作为渗流的基本方程,只能作为达西渗流和非达西渗流的判别式使用.对诸多低和特低渗透储集层的启动压力梯度的实验结果分析后发现,其数值过高,不符合实际情况.研究认为,1500 m深的低和特低渗透储集层油井中,合理的启动压力梯度值在0.006~0.04 MPa/m(储集层内泄油距离在500 m).同时,研究指出:当压力梯度达到一定值后,非达西渗流现象随之消失,启动压力梯度或非达西渗流等问题在产能预测和数值模拟过程中不用考虑,目前采用黑油模型(或双重介质模型)进行低和特低渗透油藏数值模拟是合适的.     

鄂尔多斯盆地定北地区致密砂岩储层AVO研究及应用

AVO技术是利用振幅随炮检距(或入射角)变化的规律,求取地下地层的岩性信息.鄂尔多斯盆地是典型克拉通盆地,构造平缓(倾角不到1°),断层不发育,非常适用AVO理论假设反射层为水平层这一基本条件.根据工区的地震地质特征,在AVO分析的基础上,对用钻井地质、测井资料设计的模型进行AVO正演研究,总结了一套在现有地震分辨率条件下的鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩储层AVO响应特征,即:无论砂岩储层是否含气,其底部反射振幅随入射角增加,均会出现从强到弱一极性反转一从弱到强的现象,只是反转的角度有所差异;在梯度剖面上,含气砂岩与不含气砂岩的亮点特征差异小于较大,据此响应特征预测了有利的储集区.     

塔里木、四川及鄂尔多斯盆地白云岩储层孔隙成因探讨及对储层预测的指导意义

以塔里木、四川和鄂尔多斯盆地蒸发潮坪白云岩储层、蒸发台地白云岩储层、埋藏白云岩储层和热液白云岩储层为例,系统阐述了白云岩储层储集空间的成因,指出原岩(石灰岩)特征和各种溶蚀作用主导白云岩储层储集空间的发育,并不是传统观点所认为的白云石化是重要的孔隙建造作用.蒸发潮坪白云岩储层的孔隙形成于表生期大气淡水对膏云岩中石膏及未云化灰质的溶蚀;蒸发台地白云岩储层的孔隙形成于表生期大气淡水对石膏及未云化文石或高镁方解石颗粒的溶蚀;埋藏白云岩储层的孔隙主要是对原岩孔隙的继承和调整,埋藏溶蚀作用对孔隙建造有一定的贡献;热液白云岩储层晶间孔可能形成于热液白云石化作用或是对原岩孔隙的继承和调整,晶间溶孔和溶洞形成于热液溶蚀作用.白云岩的分布与白云岩储层的分布不完全吻合,白云石化作用总能形成白云岩,但不一定是白云岩储层.蒸发潮坪白云岩储层侧向上分布于蒸发潮坪膏云岩带,带状或准层状分布,受相带控制,垂向上分布于向上变浅的蒸发潮坪旋回顶部(层序界面之下)的膏云岩中,多套叠置.蒸发台地白云岩储层侧向上分布于蒸发台地(盐湖)周缘及膏盐层之下,环带状及层状分布,受相带控制,垂向上分布于向上变浅旋回顶部(层序界面之下)的礁滩相白云岩、膏云岩中,多套叠置.埋藏白云岩储层侧向上分布于台缘或台内白云石化(交代或重结晶)的多孔礁滩相沉积中,受相带控制,垂向上分布于向上变浅旋回顶部(层序界面之下)的晶粒白云岩中,多套叠置.热液白云岩储层沿断裂、不整合面等热液通道呈准层状、透镜状分布.     

利用注聚合物泥浆伤害岩电实验参数变化评价特低渗透储层

针对鄂尔多斯盆地陕北斜坡长6特低渗透储层受聚合物泥浆伤害,微电极电阻率曲线在渗透层上的正幅度差异不明显,直观指示油气层和水层的深、中,浅探测电阻率在常规储层的有序排列基本消失.通过注聚合物泥浆驱替前后岩石电阻率与孔隙度及含水饱和度实验关系分析,驱替后岩样电阻率显著增大,岩样电阻率随含水饱和度增大而减小的基本规律不复存在.归纳其岩性系数a、电阻率系数b比驱替前大得多,饱和度指数n由正变负,反映出注聚合物泥浆驱替破坏了储层孔隙结构及其基本特征,测井中造成了范围较小的高侵和特高侵地层电阻率带.从而提出在较为致密的低渗砂、致密砂聚合物泥浆伤害储层中,利用微电极负差异及其电阻率曲线不规则增高变化划分特低渗透油层有效厚度,并以实例阐明了利用岩电实验参数变化评价特低渗透储层的方法.     

低渗致密储层物性对含油性的控制作用浅析——以鄂尔多斯盆地西南缘为例

鄂尔多斯盆地长8段潜力巨大,但含油性差异较大.通过对盆地西南缘环西—彭阳地区长8低渗致密储层含油性与物性关系的研究,并结合烃源岩和充注成藏动力对储层含油性及充注程度影响的分析,探讨了低渗致密油含油饱和度的控制因素.结果表明,西南缘环西—彭阳地区长8段整体上物性较差,但好于盆内主体区块.孔隙结构比较复杂,束缚水饱和度多大于50%.长8储层普遍具有含油性,含油性向下逐渐变差.整体含油显示级别和含油饱和度均显著低于湖盆内部.含油饱和度与储层孔隙度、渗透率之间关系复杂,本区储层物性对含油性没有明显的控制作用.长8储层非均质性较强,一定程度上影响充注均衡度.区内砂体的含油气性与烃源岩品质对应较好,剩余压力高值区含油饱和度较高,同时石油充注动力与初期产油量具有良好的正相关性.