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致密砂岩储层评价方案是识别储层"甜点"的基础,也是致密油勘探的重点和难点,但目前国内对此尚无统一认识。为此,以松南中央坳陷区泉四段致密砂岩为例,综合常规压汞、恒速压汞、高压压汞等多种资料对致密储层微观孔喉结构进行了精细表征,并以此为基础建立了致密砂岩储层评价方案。结果表明:研究区致密砂岩孔喉小、物性差,储集空间以次生溶孔为主;储层渗透性主要由占小部分体积的最大孔喉半径所控制,喉道半径越大、大喉道所占比例越高,致密储层的渗透率(K)就越高、品质就越好。在此基础上,由孔喉结构的差异性出发,将松南中央坳陷区泉四段致密砂岩储层分类4类,其中,石油能够充注至Ⅰ—Ⅲ类致密储层,且Ⅰ类致密储层(K为(0.1~1.0)×10~(-3)μm~2)品质最高,可视为储层"甜点"。 相似文献
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储层物性下限研究对评价储层的储集产出性能及估算油气资源储量具有至关重要的意义。由于致密砂岩的孔隙微观结构和孔喉配置的特殊性,相同孔隙度的储层对应渗透率相差较大,常规储层的以孔隙度下限代表储层下限的指标体系不适用于致密砂岩储层下限的表征。基于此,本次研究以川中蓬莱地区上三叠统须家河组二段砂岩储层为用例,提供了一套适用于特低孔特低渗的致密砂岩储层下限求取的方法步骤。对于非均质性较强,孔隙结构复杂的储层,选取与气藏产能相关性较高的渗透率作为储层下限研究的关键参数来提高低孔渗储层的评价精度。以蓬莱107井区为例,根据不同的储集空间类型,将储集层分为孔隙型储层和裂缝-孔隙型储层。通过岩芯物性、试井、压汞分析成果等资料,运用经验统计法、最小孔喉半径法、气藏工程法、KH法、KH-产量相关法等多种方法对储层下限进行分析,确定研究区须二段储层储集渗透率下限为0.04×10^(-3)μm^(2)。研究区达到储量规范标准下工业产能的储层孔隙度下限:孔隙型储层为7.2%,裂缝—孔隙型储层为4.5%;达到中产产能的储层孔隙度下限:孔隙型储层为11.3%,裂缝—孔隙型储层为8.1%。 相似文献
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运用扫描电镜和压汞法研究江汉盆地古新统—白垩系砂岩储层孔喉结构及定量参数特征 总被引:4,自引:2,他引:2
通过储集层的孔喉结构来评价储层已广泛运用于油气开发,但目前尚未运用于钾盐储层的评价。本文利用扫描电镜和压汞法获得的大量储层孔隙、孔喉实验数据,研究了江汉盆地古新统—白垩系富钾卤水砂岩储层的孔喉类型和结构、毛细管压力曲线,以及孔喉定量特征参数。研究表明,古新统沙市组砂岩储层以Ⅱ类孔隙结构为主,排驱压力平均值为2.72 MPa,孔隙度平均值为6.32%。而白垩系红花套组砂岩储层以Ⅰ、Ⅱ类孔隙结构为主,Ⅰ类排驱压力平均值为0.28 MPa,孔隙度平均值为16.99%,渗透率为87.79×10~(-3)μm~2;Ⅱ类排驱压力平均值为1.103 MPa,孔隙度平均值为10.02%,渗透率为18.83×10~(-3)μm~2。通过综合分析孔喉定量特征参数(如最大汞饱和度、最大孔喉半径、中值半径、退汞效率等)来评价储层质量,认为古新统沙市组砂岩类型以粉砂岩为主,储层质量较差,属于特低孔低渗储层;白垩系红花套组砂岩类型以细砂岩为主,储层质量较好,属于低孔低渗储层。本研究为该区富钾卤水储层评价以及进一步勘探开发提供了可靠的地质依据。 相似文献
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基于川东北元坝西地区10口钻井的须二下亚段砂岩物性测试数据,结合铸体薄片、氩离子抛光扫描电镜和压汞测试等手段,分析了致密砂岩储层的特征及物性控制因素。研究表明元坝西须二下亚段砂岩为低孔中低渗储层,孔隙度为0.99%~10.53%,渗透率为(0.003 6~1.41)×10-3 μm2,孔渗关系表现为“分层”特征,根据孔渗关系可划分出低孔中渗储层,低孔低渗储层和特低孔低渗储层3种类型储层。不同类型储层的砂岩物性受沉积条件和成岩作用共同控制,沉积条件决定了砂岩岩石学特征,进而对成岩作用产生重要影响;成岩作用的非均质性最终决定了储层物性的差异。不同类型储层砂岩在垂向上表现出强烈的成岩非均质性,发育岩屑溶蚀段(绿泥石膜胶结段)—硅质胶结段—方解石胶结段的成岩组合序列。优质储层主要分布在发育强烈溶蚀作用河道砂体中部的中粒(长石)岩屑砂岩中。此项研究结果能更好地进行深层致密砂岩甜点预测,指导四川盆地深层致密砂岩气的勘探。 相似文献
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针对ZJ气田沙溪庙组气藏36口取芯井478块岩样,基于450样次的孔渗分析以及160样次的薄片观测结果,结合CT扫描(37块)、高压压汞(110块)、恒速压汞(28块)、核磁共振(30块)、应力敏感性分析(8块)以及气水两相渗流(41块)实验,对储层岩石孔隙结构及渗流特征进行了综合研究。根据岩性、物性及孔隙结构建立了储层岩石分类标准,将其划分为3类型。Ⅰ类储层以中细粒岩屑长石砂岩为主,孔隙度11%、渗透率0.5×10~(-3)μm~2,最大连通喉道半径1μm,束缚水饱和度46.53%,有效应力升-降过程中渗透率损失比25.16%。该类储层物性好,孔喉发育,连通性好,束缚水饱和度低、应力敏感性弱,气相渗流能力较强,属优质储层,约占气藏的12%,开发效果好。Ⅱ类储层孔隙度9%~11%、渗透率0.14×10~(-3)μm~2~0.50×10~(-3)μm~2,最大连通喉道半径0.4μm~1μm,平均核磁共振束缚水饱和度55.05%,平均渗透率损失比40.79%,主渗喉道较为狭窄、连通性变差、微观非均质性增强,束缚水饱和度占据孔隙空间更大,气相渗流能力减弱,属中等储层,占气藏的14%左右,开发效果一般。Ⅲ类储层孔隙度7%~9%、渗透率0.04×10~(-3)μm~2~0.14×10~(-3)μm~2,最大连通喉道半径0.02μm~0.4μm,孔喉更加狭小,气相流动受高束缚水饱和度(62.87%)和储层应力敏感性(渗透率损失比49.92%)影响显著,造成流动困难,属差储层,占已评价河道的74%左右,难以建产。 相似文献
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致密油储层的开采物性下限变得越来越低,并且逐渐接近成藏充注物性下限,因此对于致密油储层物性下限的精确确定变得极为重要.束缚水水膜厚度在确定储层物性下限中起到关键作用,其中束缚水表面积通过氮气吸附实验可以精确得到.束缚水水膜体积的得出方法很多,但也存在很多缺陷.通过对多种方法的调研,最后确定采用模拟地层压力和温度的岩电实验,结合阿尔奇公式得到束缚水饱和度,计算出束缚水水膜体积的方法,最后得出的束缚水膜厚度.此法可以很好地模拟地层环境,所得结果更加接近地层真实值,最后得出的束缚水水膜厚度更加准确.束缚水水膜得出以后,与孔喉半径平均值建立关系图确定孔喉半径平均值下限,然后运用统计学原理建立孔喉半径平均值与孔渗的关系图,最终确定致密油储层的孔隙度充注下限值和渗透率下限值.根据压汞曲线图确认此种测试方法所得物性下限结果准确. 相似文献
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为探讨鄂尔多斯盆地致密油储层渗透率与孔喉半径、T_2弛豫时间的相关性,在分析目前对常规储层渗透率评价方法的基础上,基于压汞和核磁共振实验数据,利用线性回归分析建立了适应于长7致密油储层渗透率评价的方法。研究结果表明:不同于常规储层和其他类型的致密砂岩储层,长7致密油砂岩累积进汞饱和度5%所对应的孔喉半径(r_5)与渗透率产生了良好的相关性,是渗透率预测的最佳孔喉半径,且在这个孔喉范围内孔喉大小主要介于0.1~1μm,由微孔和中孔构成;核磁共振渗透率评价参数T_2截止值(T_(2cutoff))和T_2谱峰(T_(2peak))对长7致密砂岩储层不再适用,而T_2几何平均值(T_(2gm))是长7致密砂岩渗透率评价的重要参数,其与渗透率、孔隙度产生良好的关联性,建立的评价方法结果显示预测渗透率与实测渗透率非常接近,吻合度较高(R~2=0.9599)。利用孔喉半径和T_2弛豫时间建立的渗透率评价方法匹配使用,对今后鄂尔多斯盆地致密油储层质量预测具有指导意义。 相似文献
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在具有相同储集砂体和相似断层输导情况下,牛庄洼陷沙三中亚段砂岩体油藏长期存在以下难以解释的现象:1)现今砂岩孔隙度分布与油气分布不一致,高孔隙砂岩不含油而低孔隙砂岩含油;2)相同物性砂岩有的含油而有的不含油,含油砂体现今物性接近,但含油级别却存在很大差异。本文从古孔隙度恢复方面分析了牛庄洼陷西部地区沙三中砂岩储层在成藏期的储集条件,并探讨了成藏期储层临界孔隙度。研究发现:1)虽然现今储层物性下限很低,部分砂岩已经致密化,但成藏期的古孔隙度分布在18%~25%范围内,远大于成藏期临界孔隙度13.9%。但由于埋藏过程的差异导致砂岩储层后期减孔幅度不同,因而现今储层物性不能反映成藏期储层物性,成藏期孔隙度高并不能代表现今孔隙度高;2)成藏期高孔隙度带与现今油气分布范围高度一致,表明在相似断层输导条件下,由于储层物性级差优势形成油气优势运移通道,导致高孔隙度带砂体含油,因此,沙三中亚段岩性油藏富集在成藏期高孔隙带中,成藏期砂岩古孔隙度是油气成藏的重要控制因素,而现今砂岩储层高孔隙带在成藏期并不一定高。牛庄洼陷西部地区沙三中亚段储层中具有高古孔隙度的砂岩仍有较大勘探潜力。 相似文献
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鄂尔多斯盆地苏里格地区下石盒子组致密砂岩储层微观孔隙结构及分形特征 总被引:1,自引:0,他引:1
通过铸体薄片、扫描电镜观察、物性测试及高压压汞实验等手段,对苏里格地区下石盒子组致密砂岩储层微观孔隙结构进行了精细刻画及分类表征,计算了各类致密储层的分形维数并阐明了分形特征对于研究致密储层渗流特征的意义。结果表明:鄂尔多斯盆地苏里格地区上古生界下石盒子组致密砂岩储层孔隙度普遍小于12%,渗透率大多小于1×10~(-3)μm~2,储层孔隙结构复杂,主要发育粒间溶孔及粒内溶孔,同时可见少量的原生粒间孔、黏土微孔和微裂缝;研究区储层孔隙结构组合可划分为3种:大孔隙主导的Ⅰ型孔隙结构、小孔隙主导的Ⅱ型孔隙结构及大孔隙和小孔隙共同控制的Ⅲ型孔隙结构;储层宏孔的分形维数为2.941 6~2.994 0,中孔的分形维数为2.546 8~2.921 1,微孔的分形维数为2.053 6~2.893 5,说明孔隙结构的复杂程度为宏孔中孔微孔;在计算致密砂岩储层宏孔分形维数时,应注意对孔隙形态进行合理的简化,以避免在计算过程中造成较大误差;微孔分形维数小于2.5的储层渗透率通常小于1×10~(-3)μm~2,说明微孔数量多的储层渗流能力通常较差,而形态规则、分布均匀、受胶结物与自生黏土矿物改造较弱的、宏孔发育的、致密储层有利于天然气的充注与储集。 相似文献
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致密储层孔隙结构研究对于致密油气的勘探和开发具有重要意义,也是当前致密储层研究的热点。本文以准噶尔盆地三叠系百口泉组致密砾岩和鄂尔多斯盆地三叠系延长组致密砂岩为研究对象,重点开展二维大面积背散射扫描电镜成像技术(Maps)、高压压汞、微米CT和聚焦离子束扫描电镜技术(FIB- SEM)等分析测试,采用定性和定量相结合的方法对致密砾岩和致密砂岩孔隙结构特征进行表征和对比,并进一步揭示了两者的成因机制差异。研究结果表明:百口泉组致密砾岩较延长组致密砂岩储层物性好,前者孔隙度和渗透率平均为9. 29%和1. 65×10-3 μm2,后者孔隙度和渗透率平均为8. 85%和0. 39×10-3 μm2;百口泉组致密砾岩较延长组致密砂岩孔喉尺寸偏大、孔隙连通性较差及孔隙结构更为复杂,前者孔喉半径主要分布在0~200 nm和2~10 μm范围内,平均连通率60. 63%,平均孔喉配位数3. 0446,后者孔喉半径主要分布于0~4 μm范围内,平均连通率73. 60%,平均孔喉配位数2. 7832;差异化沉积作用和成岩作用是导致百口泉组致密砾岩和延长组致密砂岩孔隙结构特征差异的根本原因。 相似文献
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运用铸体薄片、扫描电镜、X衍射技术以及将高压压汞与恒速压汞联合的方法,对鄂尔多斯盆地吴起地区长6段致密储层的微观孔隙结构展开了研究。对其中10件样品的实验结果进行了分析讨论,结果表明:高压压汞与恒速压汞描述相同的进汞过程,可以将所得孔径分布进行联合并得到表征范围在3×10~(-3)~4×10~2μm的总孔径分布曲线图。图像显示10块样品在孔喉半径80~160μm处存在一个较低峰值,在3.7×10~(-3)~2.6μm范围各样品曲线出现多个峰。孔径分布频率直方图结果显示孔隙类型多集中于纳米孔、微孔以及巨孔,且纳米孔最为发育。纳米孔对物性的影响主要表现在:纳米孔控制的孔隙空间随孔隙度、渗透率减小有增大趋势,与渗透率相关性差。纳米孔对渗透率的贡献随着渗透率的减小而增大,且相关性较好。 相似文献