合水地区长6储层微观孔隙结构研究

为了研究储层微观孔隙结构,明确储集空间类型和油气储层储集性能,对油气储层进行分类评价,进行油气储层预测,为提高采收率提出了针对性建议。以鄂尔多斯盆地合水地区延长组超低渗-致密储层岩性特征、构造演化以及沉积特征研究成果及认识为理论基础,通过铸体薄片图像分析、扫描电镜分析、恒速压汞等技术方法,对长6致密砂岩储层微观孔隙结构特征进行了深入研究。结果表明合水地区长6储层面孔率均值为2.23%,以残余粒间孔、长石溶孔和岩屑溶孔为主。样品的渗透率越大,喉道半径就越大,孔喉比就越低,喉道是控制渗透率的根本因素。有效储集空间、孔喉配置决定驱油效率,有效储集空间越大和孔喉配置越好,驱油效率越高。     

陇东地区长7致密油储层微观孔喉结构 分形特征

微观孔隙结构研究对低渗、超低渗或致密砂岩油藏的渗流机理认识及开发有着极其重要的意义。利用鄂尔多斯盆地陇东地区36口井40块岩样的压汞资料,研究了长7储层微观孔隙结构的分形特征。研究发现,储层孔隙结构存在单一分形和多段分形特征。不同孔径范围具有不同的分形维数。不同的分形特征反映微观孔隙结构组合特征也是不同的,揭示了研究区储层孔隙结构的复杂性。表征微观孔隙结构的参数与分形维数存在良好的线性关系,表明可以用分形维数表征储层微观孔隙结构的非均质性。     

陆相致密油微观成藏机理研究进展

通过国内外文献调研,首先分析了致密油术语的应用情况,将广义和侠义之分的产生原因,总结为储层描述、技术开发、宏观统计和成藏成因四种;然后研究致密油的微观成藏机理发展的推动因素,表明致密油储层微观机理的发展得益于水平井分段压采技术、大量致密油资源的特征总结和大面积连续型油气聚集理论的发展。最后总结当前陆相致密油储层微观成藏机理的三方面进展:(1)致密油储层成藏时,油气能否进入储集层的孔隙下限研究。表述的物性孔隙下限有两种不同的定义。不同实验手段得出的结果有所差异;(2)致密油储层的烃源岩特征,生、排烃产生的压力研究。已证明烃源岩生、排烃提供致密油位移的动力,成熟时的排酸现象影响着致密油储层的物性;(3)致密油成藏时,流体在微-纳米孔喉中运移规律研究。在缺乏动力的条件下,流动方式以渗流、滞留为主,受到毛细管阻力、黏滞力和分子作用力,需要"启动压力"才能发生位移。     

川中中台山地区侏罗系自流井组大安寨段致密油储层孔隙结构特征

致密储层岩石孔隙结构对致密储层中油气的储集能力和渗流机理有着重要影响。为了更好的对研究工区内甜点进行有效的识别,进一步指导后续的致密油开采,笔者运用氩离子抛光扫描电镜技术、低温氮气吸附脱附法和高压压汞实验对川中中台山地区侏罗系大安寨段致密油储层的微观孔隙结构进行了详细的研究。研究结果表明:1川中地区侏罗系大安寨段致密储层孔径范围主要集中在微米-纳米级,孔隙类型可分为有机质孔、无机孔、裂缝,其中有机质孔对储层的贡献最大;2有机质孔内TOC的含量与有机质孔的数量,两者之间呈现较好的正相关;3致密储层微观孔隙结构类型复杂多样,孔径主要分布在3~30 nm,以中孔为主、大孔和微孔不发育;4黏土矿物含量、脆性矿物含量、有机碳含量、有机质热演化程度、成岩作用、保存条件共同影响着致密储层的孔隙结构。在上述研究的基础,分析了川中地区致密储层孔隙结果的影响因素,为后续的致密油甜点识别提供了地质依据。     

川中自流井组大安寨段致密油储层微观孔隙特征

针对川中下侏罗统自流井组大安寨段致密油储层认识不清的问题,通过岩石化学分析数据统计、薄片观察,同时采用扫描电镜、高压压汞、CT扫描等高分辨测试手段和方法,对大安寨段致密油储层微观孔隙特征进行研究,发现储集空间以粒间溶孔、粒内溶孔、晶间微孔、有机质孔等次生孔隙为主,部分孔隙已被不同程度充填。利用CT扫描技术对储层致密灰岩微观孔喉三维模型重建,发现大量纳米级孔隙存在于储层基质内部,孔喉连通性差。根据压汞曲线形态及孔隙结构参数将大安寨段储层孔隙结构分为3种类型。压实作用、重结晶作用及沥青质充填等,在一定程度上降低了储层渗流有效性;次生微裂缝成为孔隙间良好通道,有效提高了储层渗流能力。大安寨段致密油储层孔隙结构复杂,基质内部纳米孔隙及广泛发育微裂缝的贡献应引起重视。     

鄂尔多斯盆地郝滩地区延安组延8—延10储集砂岩特征及孔隙演化

砂岩的孔隙微观结构决定着储层的渗流能力,极大程度影响油气产能及其分布,是当前油气储层的研究重心.以郝滩地区延安组下段延8—延10储集砂岩为研究对象,通过铸体薄片、扫描电镜及高压压汞等实验数据,对其孔隙结构特征进行定性和定量表征,并结合成岩序列讨论其孔隙演化过程.研究表明：郝滩地区延安组延8—延10储集砂岩主要发育残余粒间孔和长石溶孔发育,多见大-中孔、中-小喉道型孔隙结构,整体表现中孔、中低渗储层特征.强压实作用和强胶结作用是储集砂岩致密化的主要因素,分别致使孔隙度下降了13.81%～14.28%和1.14%～3.18%;铁方解石的胶结作用和交代作用、绿泥石薄膜保护残余粒间孔以及溶蚀作用形成的次生溶孔是主要的致密油储集空间,溶蚀作用使孔隙度平均增加了1.34%～3.84%.     

基于铸体薄片的致密砂岩储层孔隙微观参数定量提取技术

针对致密砂岩储层的孔隙度、渗透率极低,物性及孔隙结构定量表征困难等问题,将图像处理技术引入铸体薄片分析中,通过改进Sigma滤波有效去除图像噪声,得到高分辨率和信噪比的铸体薄片图像.应用多维阈值分割和形态学滤波方法实现孔隙提取和二值化.在孔隙提取的基础上,应用计点统计技术和拓扑学方法实现了孔隙微观参数如平均孔隙半径、圆度、孔隙纵横比的定量计算,突破了过去对铸体薄片以定性和半定量为主的局限性,有效地挖掘了铸体薄片的孔隙结构内涵信息.将结果与压汞毛管压力参数对比可知,基于铸体薄片的孔隙微观参数与压汞孔隙微观参数在表征孔隙结构上具有一致性.与压汞毛管压力、岩心核磁共振等实验相比,铸体薄片对样品要求简单,测试速度快,且由于高温高压注入技术能将染色树脂极大程度地注入孔隙空间,在致密砂岩储层孔隙结构定量表征中具有无可比拟的优越性.     

黄陵探区长6微观孔喉特征及影响因素

黄陵探区隶属鄂尔多斯盆地南部,长6是本区主要目的层位,为研究低渗储层微观孔隙结构与物性差异的关系,从微观角度认识孔喉特征,并分析储层物性原因。本文通过电镜扫描、物性分析、恒速压汞等方法对该区域长6油层岩石样品测试,研究其微观特征,定量表征孔喉参数。结果表明:长6油层储集空间主要为岩屑溶孔和粒间孔,溶孔主要为长石颗粒溶孔;恒速压汞分析,样品平均孔隙较低,说明储层比较致密,物性差,孔隙平均值为0.5%,喉道半径平均为0.4μm;孔隙特征与物性变化有明显关系,孔隙度、渗透率越大,物性较好。综合表明,储层物性、孔喉组成,岩石学特征是影响微观特征主要因素。     

齐家地区高台子油层致密化与油气充注的关系

为了明确松辽盆地齐家地区高台子储层致密化与油气充注的关系，综合采用铸体薄片、扫描电镜、纳米CT、压汞实验、流体包裹体、恢复压实曲线等方法，对高台子致密储层微观特征进行了详细描述，并对致密储层成藏期进行了精细刻画，最后结合储层孔隙演化特征对该地区致密化过程与原油充注关系进行了探讨。结果表明，齐家地区高台子致密储层岩石类型以岩屑长石砂岩为主，其次为长石岩屑砂岩，储层孔隙类型主要为残余粒间孔和溶蚀孔，孔隙主要为亚微米-纳米级孔隙，孔喉连通性较好。储层致密时间在明水早期。该地区高台子油层存在两期油充注：早期原油充注发生在79~75 Ma，对应嫩江晚期；晚期原油充注发生在69~65 Ma，对应明水晚期。松辽盆地齐家地区高台子储层具有多期成藏且边成藏边致密特征。     

致密油微观孔隙结构精细表征对储层分类的重要作用—以红河油田长8油层为例

为解决致密砂岩储层微观孔隙结构复杂、非均质性强、储层质量差异分布规律不清楚等问题,从控制储层质量差异的根本原因——微观孔隙结构入手,通过图像直接观测、间接数值测定、微米CT三维数值重构三种方法,通过大量分析化验数据,分别对孔隙、喉道、孔喉连通性进行表征,并应用于储层分类。长8致密基质储层孔隙结构可分为七类孔喉组合样式,不同类型孔隙结构的基质储层储渗能力存在较大差异;结合孔隙结构类型,优选代表致密储层储集能力的可动流体孔隙度和代表渗流能力的主流喉道半径为储层质量评价关键参数,将红河油田长8小层致密砂岩基质储层分为四类,为下一步"甜点区"评价及优选奠定了良好的基础。     

多尺度科学及其在油气田开发中的应用研究

在简述多尺度科学的主要研究内容、方法及现状的基础上,从多尺度科学角度出发,提出了油气藏即是一个复杂的多尺度系统,油气产出是一个跨时间和空间尺度的复杂过程,是在微观孔喉、微裂缝至宏观裂缝、水力裂缝等渗流通道中的一系列串联耦合过程的观点。油气田开发中多尺度问题主要包括油气藏多尺度描述、多尺度数据整合以及多尺度模拟。以致密砂岩气藏为例,探讨了非常规天然气开发中的多尺度现象及其对气藏开发的影响及对策。指出致密砂岩气藏多尺度结构由基块孔喉、天然裂缝和水力裂缝组成,基块供气不足和储层损害是制约气井产能的关键因素。基于多尺度传质理论大幅度提高传质效率,强调加强钻井、完井和增产改造等全过程储层保护、采用最大储层接触面积（MRC）技术是开发非常规油气资源的有效途径。     

致密油藏渗流机理及开发方式研究进展

随着非常规能源开发越来越受到人们的重视,如何开发致密油藏成为学者们关注的话题。基于对加拿大致密D油藏研究和文献调研,提出了致密油藏的特点及与常规油藏的区别,分析了致密油藏微观孔隙结构和渗流机理,综述了致密油藏提高采收率和补充地层能量的方法,包括水平井多段压裂技术、体积压裂技术、CO2混相驱和水气交替注入开发技术等。总结出致密油藏在开发过程中应注意的问题及下一步发展方向,为我国致密油藏的开发提供借鉴价值。     

北美超低渗致密油藏提高采收率技术现状

在过去的十年中，北美致密油气的开发技术日渐成熟，其中，最具代表性的技术是水力压裂和水平钻井技术的结合。然而，现有依靠天然能量的衰竭式开发只能采出超低渗储层中的少部分原油（采出程度低于10%），导致致密储层中仍存在大量剩余油。因此，非常规超低渗油藏提高采收率技术的研究日趋重要。目前，全世界90%以上的致密油产量来自美国，其开采技术在非常规致密油的开发领域具有明显优势。并且，在过去的十年间，北美的石油公司已经对针对致密低渗油藏的提高采收率（EOR）技术进行了许多现场测试。鉴于美国在非常规致密油的勘探开发中具有领先地位，重点对北美致密油资源开发中提高采收率措施的现场经验进行了总结和评价，并指出了其目前面临的主要困难和挑战。此项研究对于中国未来超低渗致密油藏提高采收率技术的发展具有指导和借鉴意义。     

致密油藏特征及一种新型开发技术

 致密油包含源储接触和源储紧邻两种典型源储配置关系,且致密油不包含页岩油,这明晰了致密油的定义和分类。从构造、岩石物性和流体性质3 个方面总结了致密油的储层特征。中国致密油资源潜力巨大,是目前中国非常规油气开发领域最为现实的选择。HiWAY 流道水力压裂技术在开发致密油方面极具潜力,已在全球10 个国家的40 多个非常规油气田成功作业,平均增产20%以上,并大幅度节约了用水量和支撑剂使用量,其技术的关键在于通过交替式间歇注入支撑剂和高强度凝胶压裂液在裂缝中产生流道,并利用一种新型的纤维添加物来使流道保持稳定分布。     

致密砂岩气藏动态水锁定量评价新方法

致密砂岩气藏开发过程中普遍存在水锁现象，其严重影响气相渗透率及采收率，极大制约了气藏的高效开发，因此水锁程度的准确评价对于气藏精细开发尤为重要。本文通过致密砂岩储层微观孔喉结构分析及基本渗流原理，结合动态生产参数，建立了孔隙度、生产压力梯度与水锁效应之间的数学联系，创新性的提出了动态水锁指数的概念，从而对生产中的水锁程度进行定量化的表征。进而将微观下的表征结论推广到宏观，从微观尺度到宏观尺度对水锁状况进行定量化的分析，明确了不同生产压力梯度与孔隙度对水锁效应的影响程度，建立了一套动态水锁程度定量评价新方法。通过对研究区实际生产资料进行对比分析，进一步验证了该评价方法的准确性与可行性，运用该方法能够对致密砂岩气藏中的水锁程度进行定量化的分析和监测，从而为剩余气分布状况的明确及下一步增产工艺措施的设计提供指导。     

纳米-滑溜水在致密砂岩中的滞留及其对微观孔隙结构的影响

纳米材料已被证明可以提高非常规油气采收率,但其在储层孔隙中的吸附与滞留机理尚未明确。本文以大庆油田上白垩统青山口组致密砂岩为研究对象,采用低温液氮吸附、润湿角测定、扫描电镜、核磁共振及离心实验方法,研究了纳米-滑溜水压裂液在孔隙中的吸附与滞留,以及其对微观孔隙结构参数的影响。结果表明,纳米滑溜水压裂液处理后,扫描电镜观察到纳米颗粒在孔隙中滞留,岩石润湿角降低30.28%~58.17%；孔隙结构由平板孔向墨水瓶孔过渡,比表面积及吸附量显著增加；微孔占比减小20%~25%,过渡孔占比增大21%~26%,总孔体积增大；分形维数变小更接近2,孔隙结构变简单。纳米颗粒在储层孔隙中的吸附与滞留,导致微观孔隙结构发生变化。实验结果与认识对纳米-滑溜水压裂液在致密砂岩储层中的应用具有重要意义。     

致密油藏渗流规律及数学模型研究进展

中国致密油藏资源潜力大、分布广，现阶段已成为中国长庆、大庆、新疆和吉林等油田稳产、上产的重要保障，也是全球油气开发的热点和难点。致密储层岩石致密，孔隙度和渗透率极低，其主流喉道为亚微米，微尺度流动效应的影响显著，传统的油气渗流理论已无法准确描述此类油藏的流动规律，且开发过程中表现出原油流动困难、驱替难度大、动用程度低等开发难点，通常采用水平井和大规模体积压裂的井工厂模式实现致密油藏的高效开发。针对致密油藏渗流规律及数学模型，阐述了致密油藏渗流理论的最新研究进展，包括微纳米孔喉流动机理及数学模型、致密油藏应力敏感及数学模型、致密油藏非线性运动方程、孔隙网络模型、非线性渗流规律和致密基质裂缝耦合模型及流动规律，并针对各个前沿关键科学问题总结了其发展趋势，对致密油藏的科学高效开发具有重要的理论意义。     

鄂尔多斯盆地非常规资源微孔隙储层测井评价

鄂尔多斯盆地处于中国中西部结合部位,是中国大型叠合含油气盆地之一,油气资源极为丰富.经过多年的勘探开发,鄂尔多斯盆地形成了"南油北气"的开发局面,建成了多个大型油气田.为了保持油气田的可持续开采,需要积极寻找可接替区域和层位.利用烃源岩资料、岩心资料及大量测井资料和试气资料对研究区潜在油气层位的储集性能、运移通道及测井响应特征进行了分析.结果 表明研究区太原组致密灰岩、本溪组铝土质泥岩、延长组长7"张家滩页岩"、太原组、山西组和延安组煤层普遍微孔隙发育,具备一定的储集能力,加之研究区烃源岩丰富,在油气运移的过程中,这些地层在适当的条件下能够形成不同于常规致密砂岩的非常规储层,具有成为可接替层位的潜力.     

鄂尔多斯东南部延长组致密油储层微观特征及主控因素

通过岩心观察、薄片鉴定、测井、扫描电镜和恒速压汞实验等资料分析,利用储层地质学等理论技术和知识,对鄂尔多斯盆地东南部延长组致密油储层的岩石结构和组分、孔喉结构和类型、孔渗分布等微观特征及其相关性和主控因素进行研究。延长组致密油储层以细粒长石砂岩为主,岩石结构和成分成熟度较低;平均孔隙半径为10μm且孔隙连通性差,孔隙以粒间孔、长石溶孔和裂缝为主,平均喉道半径为0.41μm,喉道以微细-微喉道为主。孔喉结构的非均质性决定了致密油储层的储集和渗流能力,压汞曲线表现出高排驱压力、中值半径偏小、细歪度、分选中等、退汞效率低的特征显示研究区致密油储层储集能力较强,而渗流能力较差;孔隙度均值为8.5%,渗透率均值为0.69 m D,孔隙度和渗透率表现为线性正相关(R2=0.389),微裂缝的存在使部分样品表现出低孔高渗的特征,储层总体表现为特低孔、超低渗、非均质性强的致密性特点。通过相关性分析,岩石组分主要影响储层的孔隙度,岩石组分中(铁)方解石与孔隙度相关性最好;喉道主要影响储层的渗透率,压汞实验分析表明孔喉大小、分布和连通性特征参数中的孔隙体积、分选系数、排驱压力与渗透率的相关性最好,相关系数均大于0.9,沉积作用(埋深、沉积微相)、成岩作用(压实、胶结和溶蚀)、构造作用等是研究区储层特征的主要控制因素,其中水下分流河道的储层物性最好,是研究区"甜点"储层的指向区;压实作用对储层致密性的贡献大于胶结作用,酸性流体大量生成时储层已在压实和胶结作用下接近致密,因此无法与长石等易溶组分充分接触而发生大规模的次生溶蚀;此外,后期构造运动生成的裂缝由于缺乏酸性流体而无次生溶蚀孔隙生成,储层的致密性无法得到根本性的改善。     

渤海A油田馆陶组低阻油层成因机理研究及流体性质识别新方法

低阻油层作为一种非常规、隐蔽性强的特殊油层,勘探潜力巨大。研究区低阻油层的形成受多重因素的影响,测井响应特征在油水层的对比度较低,造成测井解释困难。为此,首先从宏观和微观两个方面深入分析低阻油层的成因机理;其次,将测井、气测录井以及生产开发资料相结合,针对研究区气测烃组分数据的特点,改进了含油气丰度计算方法用以定量识别低阻油层。结果表明：弱水动力环境和压实作用是低阻油层的宏观成因,孔隙结构复杂导致的高束缚水饱和度是普遍微观成因,天然淡水水淹成藏模式导致的油水层矿化度差异是主控成因。改进的含油气丰度能够有效定量的识别研究区低阻油层,解释符合率达到84.7%,可以为渤海A油田低阻油层的挖潜工作提供定量依据。