三角洲前缘厚层砂岩孔隙结构及微观渗流特征——以吴仓堡地区长6储层为例

依据薄片、压汞、扫描电镜、物性分析及油水驱替实验资料,对吴仓堡地区三角洲前缘亚相长6厚层砂岩储层的岩石学特征、孔渗特征、孔隙结构特征、成岩作用、微观渗流特征等进行深入研究,分析影响储层储集性能的主控因素。结果表明,受东北物源控制的长6厚层砂岩储层具有成分成熟度中等、结构成熟度较好的特点,储集空间主要为残余粒间孔和粒间溶孔、粒内溶孔,为典型中低孔、特低渗储集层;储层储集性能主要受沉积微相和成岩作用控制。对储层发育影响最大的成岩期位于中成岩A期,中等压实-粘土膜胶结残余粒间孔发育成岩相和弱压实-残余粒间孔+溶蚀孔隙发育成岩相是最有利储层发育的成岩相带。根据微观渗流特征,可划分出4种驱油类型,微观孔隙结构比宏观物性更能反映储层的本质特征。     

超低渗储层微观孔隙结构及剩余油分布特征——以吴起油田白豹地区长4+5为例

储层的微观孔隙结构定性定量表征可以为油藏后期高效开发奠定地质基础。本次研究利用铸体薄片、扫描电镜、高压压汞等实验手段,对吴起油田白豹地区长4+5超低渗储层的微观孔隙结构进行表征,并建立起研究区孔隙结构划分标准。在此基础上,制作真实砂岩模型,通过油水两相渗流实验反映孔隙结构好坏,通过微观可视化油水驱替实验对不同孔隙结构水驱后微观剩余油存在类型及成因进行分析。结果表明：Ⅰ类孔隙结构组合类型为粒间孔-溶孔,油水两相渗流特征最好,水驱后微观剩余油主要以小面积连片簇状形式存在,驱油效率为35%;Ⅱ类孔隙结构组合类型为溶孔-残余粒间孔,油水两相渗流特征接近Ⅰ类,储渗能力及水驱效果最好,驱油效率为43%,水驱后微观剩余油主要以簇状、环状形式存在;Ⅲ类孔隙结构组合类型为晶间孔-溶孔,其物性最差,油水两相渗流特征最差,驱油效率仅为21%,水驱后微观剩余油以连片簇状形式存在。研究区成岩作用及孔隙中的填隙物含量主要影响孔隙结构发育,从而影响不同孔隙结构在水驱过后的微观剩余油分布。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区长6储层微观孔隙结构及控制因素

基于铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射、恒速压汞等测试数据,对鄂尔多斯盆地姬塬地区长6储层及微观孔隙结构特征进行了研究。结果表明,研究区储层主要以长石砂岩、岩屑长石砂岩为主,孔隙类型多样,主要为粒间孔和长石溶孔。恒速压汞测试结果表明:平均喉道半径、有效喉道体积、平均孔隙半径、有效孔隙体积、孔喉比等恒速压汞相关特征参数与样品孔隙度、渗透率之间存在一定的相关性。样品的渗透率越大,其平均喉道半径、主流喉道半径就越大,而孔喉比值越低。储层喉道是控制渗透率的根本因素。储层孔隙发育主要受沉积相带和成岩作用控制,沉积相带的不同导致成分成熟度和结构成熟度的不同,从而影响储层孔隙的不同;压实作用和碳酸盐胶结使孔隙减少,而溶蚀作用则起到一定的增孔作用。     

姬塬地区长8砂岩储层渗流曲线特征及其影响因素分析

长8油组是鄂尔多斯盆地姬嫄地区延长组主力油层,但是储层非均质性强,单井产量变化迅速,因此对该区4口钻井 岩样进行了相渗敏感性实验,研究了储层注水开发过程中,渗流曲线的特征以及影响因素。通过20片铸体薄片的显微镜下 观察和图像粒度与孔喉分析,以及岩样的高压压汞、粘土矿物敏感性分析、X-射线衍射、扫描电镜、真实砂岩微观模型水 驱油实验,重点分析了储层微观孔隙结构、粘土矿物以及成岩作用对渗流曲线的影响。结果表明,研究区渗流曲线可以细 分为油相上凹型和直线型;上凹型曲线对应储层为分流河道微相,具有高骨架矿物含量、粗粒径,孔隙类型以原生粒间孔 和各种溶孔为主,孔径大,孔隙间连通性好,颗粒间以点、点-线接触为主,喉道为粗长型,储层面孔率、渗透率高,流 体连续性好。此外,发育裂缝的储层,适当的注入水流速可以提高驱油效率。对于高含量水敏、速敏性粘土矿物储层,应 该采取逐渐加压的方式提高注入水压力,以解决粘土矿物对孔隙的堵塞问题。该研究成果对于油田开发初期储层渗流特征 的认识,提高采收率具有重要的理论意义与参考价值。     

致密砂岩储层与常规砂岩储层成藏动力学特征的差异性:以松辽盆地北部三肇地区扶余油层砂岩储层为例

为了研究三肇地区扶余油层砂岩储层特征,采用三维CT扫描技术和恒速压汞技术,对储层微观孔喉结构特征进行表征。结果表明,常规砂岩储层的孔喉大量发育,连通性好,为微米级孔喉。致密砂岩储层孔喉非均质性强,孤立零散分布,连通性差,以纳米级孔喉为主。微观孔喉特征的差异决定了油气充注、运移、聚集及渗流机理等成藏动力学特征具有差异性。通过对该区扶余油层砂岩储层的高压压汞实验、浮力与毛细管阻力公式计算及岩芯流动实验进行分析,认为油气在常规砂岩储层中初次运移动力是超压,二次运移及聚集的主要动力是浮力,油气以侧向运移为主,断层和砂体的匹配是主要的运移通道,流体流动状态呈达西渗流规律;油气在致密砂岩储层中运移动力为超压,油气以垂向运移为主,流体呈低速非达西渗流现象,以活塞-推挤的方式聚集。由于常规和致密油藏成藏动力学特征的差异,决定了油藏地质特征及分布的差异。三肇地区常规油藏主要是远距离、构造高部位聚集,上油下水规律明显,受构造控制;致密油藏主要是近距离、源下聚集,"甜点区"富集,圈闭边界不明显。     

特低渗砂岩储层储集特征及其孔隙结构类型划分——以姬塬油田长6油层组砂岩储层为例

应用常规物性、铸体薄片、扫描电镜、常规压汞、核磁共振等实验,着重分析姬塬地区长6油层组微观孔隙结构类型划分及其对可动流体饱和度的影响。研究表明:该区的储集空间主要为原生粒间孔、其次为长石溶孔;根据毛管压力曲线形态以及相应的参数,将储层孔隙结构分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类、Ⅳ类,四类孔隙结构对应储集空间不同,其储集性能和渗流能力依次变差;核磁共振测得T_2谱图形态与其所对应孔喉半径进汞饱和度分布形态相似,T_2值大小与孔喉半径大小呈正相关性,孔喉半径是影响可动流体分布的主要因子,渗透率与可动流体饱和度呈较好的正相关性,是表征孔隙结构渗流能力的直观参数。     

珠江口盆地惠州凹陷文昌组砂岩孔隙定量演化模式--以HZ-A地区辫状河三角洲储层为例

珠江口盆地惠州凹陷HZ-A地区文昌组沉积一套重要的辫状河三角洲相的砂岩储层,现今埋深超过3 500 m.基于岩石薄片、阴极发光、X衍射、扫描电镜及储层物性等资料,对HZ-A地区文昌组砂岩储层特征、成岩作用和孔隙度演化进行了详细研究,采用孔隙度参数演化的定量分析方法,建立了储层孔隙度定量演化模式.研究表明,文昌组储层岩石类型以岩屑砂岩为主,成分成熟度和结构成熟低;储集层目前正处于中成岩A2阶段,先后经历了压实、早期胶结、溶蚀作用和晚期胶结作用.强烈的机械压实及晚期胶结作用对物性破坏性最大,酸性溶蚀是改善储层物性的唯一成岩因素.储层初始孔隙度约35.1%,持续性的埋藏压实导致原生孔隙减少15.4%,早期胶结减少孔隙3.4%,之后酸性流体进入发生溶蚀增孔7.2%,晚期胶结作用损失孔隙度11.5%,其中以黏土胶结和碳酸盐胶结为主,结果形成低孔低渗储层.     

鄂尔多斯盆地华庆地区延长组长6储层成岩相及微观孔隙结构

鄂尔多斯盆地华庆地区延长组长6储层物性差、非均质性强。利用铸体薄片、扫描电镜、X衍射、物性、高压压汞等分析测试手段,深入分析了超低渗储层成岩作用、成岩相及其微观孔隙结构特征。结果表明:发育的优势储集成岩相主要有水云母胶结-残余粒间孔+长石溶蚀相、长石溶蚀+水云母胶结-残余粒间孔相、长石溶蚀+绿泥石膜胶结-残余粒间孔相等。不同类型成岩相的微观孔隙结构特征不同,孔喉比和配位数与最大进汞饱和度和退汞效率有很好的对应关系,即孔喉比越小,配位数越大,则最大进汞饱和度和退汞效率越大,如水云母胶结-残余粒间孔+长石溶孔相;反之,孔喉比越大,配位数越小,最大进汞饱和度和退汞效率越小,如长石溶孔+绿泥石膜胶结-残余粒间孔相。     

致密砂岩储层孔隙结构成因机理分析及定量评价——以鄂尔多斯盆地姬塬地区长8油层组为例

利用普通薄片、铸体薄片、物性分析和压汞曲线等资料,对姬塬地区长8油层组储层的微观孔隙结构特征及其成因机理等进行了研究.结果表明沉积物在地质历史时期经历的压实、胶结、溶蚀和破裂等一系列成岩作用对储集岩孔喉特征影响显著,成岩作用的不均一性导致了储层宏观物性和微观孔隙结构的差异.通过视压实率、视胶结率、视溶蚀率和视微孔隙率等参数的计算阐明了压实、胶结、溶蚀等对排驱压力和分选系数等孔隙结构特征参数的定量控制.选取成岩综合系数作为成岩作用强度及其组合的定量表征参数,其与排驱压力、分选系数、储集层品质指数和分形维数等均具良好的统计相关关系,不同的孔隙结构类型具有不同的成岩作用组合特征以及成岩综合系数值,因此成岩综合系数可作为不同孔隙结构类型的定量表征参数.在对影响孔隙结构特征的成岩作用类型和强度组合深入剖析的基础上,通过成岩综合系数可实现储集岩孔隙结构的定性划分和定量评价.     

鄂尔多斯盆地特低渗砂岩储层微观孔隙结构特征研究--以姬塬油田长6储层为例

通过常规物性、铸体薄片、扫描电镜、粒度、高压压汞等实验测试分析,对储层岩石学特征、微观孔隙结构特征进行全面分析。研究表明：该区的储集空间主要为残余的原生孔隙,次为溶蚀孔隙,包含少量微裂缝;根据毛管压力曲线形态以及相应的参数,将储层孔隙结构分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类、Ⅳ类,四类孔隙结构的储集性能和渗流能力依次变差,研究区以Ⅱ类和Ⅲ类孔隙结构为主。喉道半径是体现孔隙结构品质的直观参数。     

鄂尔多斯盆地南梁西区长6油层组砂岩低孔 超低渗储层特征及主控因素

南梁西区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡的西南部.长6油层组作为其主要的勘探目标层位,在研究区东北部发育三角洲前缘亚相、南部发育深湖浊流亚相.砂岩储层主要由长石砂岩及岩屑长石砂岩组成.研究区砂岩中胶结物类型有方解石、伊利石、绿泥石和硅质胶结物,使得砂岩孔隙物性降低.通过对储层孔渗参数的研究,得出长6油层组主要为低孔超低渗储层.根据毛细管压力曲线的形态认为,研究区目的层的孔喉结构为Ⅱ类,孔喉分选中等偏差,并提出成岩作用是影响其储集性能的主要因素.     

联合压汞法表征致密油储层孔喉特征：以陕北定边地区延长组长7段为例

致密油储层孔喉结构复杂,非均质性强,现有的单一实验技术无法将其全孔径进行有效表征。在分析目前表征方法的基础上,通过铸体薄片、扫描电子显微镜、高压压汞及恒速压汞等实验,综合研究了陕北定边地区延长组长7段致密油储层孔隙结构特征,通过联合压汞法,探讨了致密油联通孔隙的孔径大小及分布特征,细分了孔喉类型。结果表明,高压压汞表征的孔喉半径分布在0.0036~40 μm,大于1 μm的样品占比约12.5%;恒速压汞表征的孔隙半径分布在80~300 μm,喉道半径分布范围为0.12~10 μm。全孔径曲线表征孔径分布在0.0036~300 μm,二者重叠区域分布在0.12~40 μm,结合全孔径分布频率,探索性的将定边地区长7段的储集空间孔喉类型划分为8个区域,最终认为研究区目的层多集中发育中孔、大孔,纳米级孔喉及微—细喉道。这将为致密油储层孔喉大小及储集空间研究提供一种新思路和新手段,意义深远。

     

鄂尔多斯盆地华庆地区长6油层组砂岩成岩相及储层质量评价

本文借助于薄片分析、扫描电镜分析、阴极发光分析和物性分析等研究手段,以鄂尔多斯盆地华庆地区长6油层组低渗透砂岩的形成机制为解剖对象,通过对砂岩埋藏前组成、化学成岩作用和物理成岩作用的相对重要性、自生矿物组成、孔隙构成、物性与孔隙结构等研究,明确了主要成岩作用对储层的影响。在此基础上,结合沉积相的研究,选择骨架颗粒构成、自生矿物组成、物性、孔隙构成以及粒间体积等有关的15个成岩相定量评价参数,对华庆地区长6油层组低渗透砂岩进行成岩相的定量评价。结果表明：① 华庆地区长6油层组砂岩经历了较强的物理成岩作用和较弱的化学成岩作用,原生孔隙是主要储集空间,压实作用是孔隙度降低的最主要因素,其次为方解石的胶结作用;② 成岩相定量评价表明,弱胶结、强压实成岩相以及强方解石胶结、中-强压实成岩相的储层质量均较差,受北部物源区控制的绿泥石胶结、弱-中等压实成岩相具有较好的储层质量,建议作为今后的优选勘探开发区。     

低渗透砂岩储层微观孔隙结构特征——以鄂尔多斯盆地志靖—安塞地区延长组长9油层组为例

通过物性分析、铸体薄片、扫描电镜技术、常规高压压汞技术、恒速压汞技术等,对选自鄂尔多斯盆地志靖—安塞地区长9段低渗透砂岩储层样品进行测试分析,获取储层孔隙、喉道的形态、类型、连通程度等信息,确定孔喉大小、分选情况和连通性的定量参数。研究表明,研究层位孔隙类型主要为残余粒间孔、溶孔、微孔。将孔隙组合特征分为4种类型,储层孔隙结构具多样性。样品孔喉结构整体上具有大孔隙、细喉道的特点,微细喉道的发育是造成物性渗透率超低的主要原因。储层孔隙结构的多样性及不均一性是导致储层非均质性的主要原因。     

利用测井交会图法定量表征致密油储层成岩相——以鄂尔多斯盆地华池地区长7致密油储层为例

根据岩芯观察并综合利用普通薄片、铸体薄片、阴极发光、扫描电镜等资料结合物性分析,对鄂尔多斯盆地华池地区长7致密油储层成岩作用、成岩矿物等进行了研究。根据储层成岩作用类型及强度、成岩矿物组合特征等,将研究区成岩相定性划分为不稳定组分溶蚀相、黏土矿物充填相、碳酸盐胶结相以及压实致密相四类。通过常规测井中对成岩相具有较高灵敏的伽马、密度、声波时差、补偿中子孔隙度、电阻率的测井曲线分析,利用密度-伽马交会图法进一步对四类成岩相进行定量划分,并建立研究区成岩相的测井定量识别标准。以华池地区城96井为例,其单井纵向的成岩相测井定量识别划分结果与取样点薄片鉴定结果、试油结论和物性分析等均具有良好的对应,验证了模型的可靠性。成岩相测井定量表征方法的研究,为后期致密油储层综合评价以及有利发育区带预测提供了理论指导和技术支持。     

低渗透砂岩储层微观孔隙结构特征——以鄂尔多斯盆地志靖-安塞地区延长组长9油层组为例

通过物性分析、铸体薄片、扫描电镜技术、常规高压压汞技术、恒速压汞技术等,对选自鄂尔多斯盆地志靖-安塞地区长9段低渗透砂岩储层样品进行测试分析,获取储层孔隙、喉道的形态、类型、连通程度等信息,确定孔喉大小、分选情况和连通性的定量参数。研究表明,研究层位孔隙类型主要为残余粒间孔、溶孔、微孔。将孔隙组合特征分为4种类型,储层孔隙结构具多样性。样品孔喉结构整体上具有大孔隙、细喉道的特点,微细喉道的发育是造成物性渗透率超低的主要原因。储层孔隙结构的多样性及不均一性是导致储层非均质性的主要原因。     

鄂尔多斯盆地代家坪地区长6致密油储层孔隙结构特征及分类评价

利用取心井铸体薄片、扫描电镜、X衍射、压汞测试等分析化验资料,在系统研究鄂尔多斯盆地代家坪地区长6致密油储层微观孔隙结构特征、成因机理的基础上对其进行分类评价。结果表明长6储层储集空间以粒内溶孔、残余粒间孔为主,次为粒间溶孔、岩屑溶孔,喉道类型以片状、弯片状和缩颈型喉道为主。沉积作用形成的岩石组构和成分差异决定了储层原始孔渗条件,并影响到后期成岩作用的类型和强度;各成岩事件对物性影响定量计算表明,强烈的压实和碳酸盐胶结是造成储层原生孔隙结构被破坏的主要原因;构造挤压则加剧了孔隙结构的非均质性;结合盆地埋藏史将孔隙演化分为浅埋藏胶结减孔带、中埋藏压实减孔带、深埋藏溶蚀增孔带和深埋藏胶结减孔带等4个阶段。通过微观孔喉结构参数与储层宏观物性相关性分析,优选最大连通喉道半径、主要流动喉道半径、分选系数、排驱压力和中值压力等5个孔隙结构参数作为分类依据;进一步采用Q型聚类分析将长6储层分为4种类型,结果表明Ⅰ、Ⅱ类储层孔隙结构较好,为研究区有利开发目标区。     

Occurrence characteristics and controls over mobile fluids in a tight sandstone reservoir

Using nuclear magnetic resonance (NMR) technology, this paper proposes a new pore structure parameter called ‘effective mobile fluid saturation’, which can account for two factors that influence mobile fluids in pores: the stiction of hydrophilic particulates on the surfaces of pores and the constraints of tiny throats. The new parameter quantifies the effective content of the mobile fluids and compensates for the deficiencies using conventional parameters like ‘mobile fluid saturation’. Pore-throat connectivity is crucial for effective mobile fluid saturation, which reaches its highest point when the sorting coefficient is in the range of 1.5–2.0. Recognition of the pore-throat configuration is crucial in assessing the effectiveness of mobile fluids in tight sandstone reservoirs. Factors that influence the effectiveness of mobile fluids in three types of pore structures are discussed from a diagenetic perspective, including the development of microfractures and secondary pores, recrystallisation, clay mineral precipitation, and other micropore structure characteristics.