周口坳陷谭庄凹陷下白垩统低孔低渗碎屑岩储层特征及成因分析

根据岩心、薄片、扫描电镜等分析化验资料确定谭庄凹陷下白垩统储层平均孔隙度为 6.1%,平均渗透率为 10.5 mD,为低孔、低渗碎屑岩储层。 除巴 1 井外,其他各井从上部商水组向下到巴村组,随着埋藏深度增大,孔隙度和渗透率基本呈下降趋势。下白垩统储层质量主要受沉积条件、成岩作用及构造作用的影响。 较低的成分和结构成熟度、较强的压实作用和胶结作用以及较弱的溶蚀作用是导致储层低孔、低渗的根本原因,而构造作用形成的裂缝均被矿物充填,对储层物性改善不大     

石灰岩、白云岩储层孔隙度-渗透率关系研究

白云石化作用对储层特征的影响是碳酸盐岩储层研究中的一个重要主题。最重要也是最普遍的发现可能是在深埋藏条件下,白云岩的孔隙度和渗透率要比石灰岩高,然而,目前表明这种差异的定量信息却很少。虽然大多数研究实例表明白云岩的孔隙度更高,但是也有少量的不同观点。利用来自不同沉积背景、不同年代、不同埋藏深度的5个碳酸盐岩台地岩心样品的孔隙度和渗透率的关系,分析了石灰岩和白云岩互层储层特征的相似性和差异。在浅埋藏的台地中,石灰岩和白云岩的平均孔隙度很接近,而白云岩的渗透率要比要比石灰岩的高。3个深埋藏的台地岩心的主要特征是石灰岩的平均孔隙度比相邻的白云岩要低很多,但是它们的孔隙度-渗透率关系却十分相近。     

准噶尔盆地阜东地区砂岩储层主控因素及分类评价

准噶尔盆地阜东地区侏罗系头屯河组储层具有较低成分成熟度、低填隙物含量、成岩作用较弱和方解石普遍发育的特征;储集空间类型以剩余原生粒间孔为主,主要为中孔、低渗型储层,局部发育中孔、中渗型储层,储层控制因素主要为沉积相带,其次为后期成岩作用和埋藏深度。以核磁测井解释的孔隙度、渗透率为关键参数,结合岩矿特征、物性、成岩相、沉积相以及产能性质,将区内砂岩储层划分为4类,最优质储层(Ⅰ类储层)在局部地区发育,大部分地区主要以较优质储层(Ⅱ、Ⅲ类储层)为主。     

遍布中东的Khuff和Arab储层潜力比较

二叠-三叠系Khuff组和侏罗系Arab组油气藏的平均孔隙度和渗透率数据的比较显示，大部分Khuff储层的平均孔隙度都小于12％，而大部分Arab储层的平均孔隙度为12-26％。高孔隙度与深度较浅有关，表明埋藏成岩作用是造成这些单元之间总体孔隙度差异的主要原因。我们推断，埋藏较深的Khuff储层由于化学压实和相关的胶结作用而导致了更多的孔隙度损失。平均孔隙度与平均渗透率之间也存在一种广泛的相关性，表明较深的埋藏以及由此而导致的渗透率降低也是Khuff储层渗透率较低的主要原因。然而，除了更大的埋藏深度之外，沉积和早期成岩因素的综合也反映在Khuff储层较低的平均孔隙度和渗透率值中。Khuff地层沉积在一个广阔的、循环差的低起伏大陆架上，大部分由互层泥岩和具有相对较细颗粒尺寸的颗粒灰岩组成，并存在大量沉积硫酸钙。Arab储层沉积在具有更好循环条件的近地台边缘之下，面向深层克拉通内盆地，这样，就具有更粗造的、较多以颗粒为主的结构和较少化学沉积颗粒（硫酸钙和白云石）含量。Khuff沉积可能由稳定性比Arab沉积差的矿物组成，因为晚二叠纪是文石海时期，而晚侏罗纪是方解石海时期。这些因素的综合结果是，Arab储层的特性表现为：更多地保留了一次沉积孔隙类型，具有更多的粗糙结晶白云石结构，很少插有硬石膏。最终，影响平均孔隙度和渗透率值的可能因素是油气的组成，在大部分Khuff储层中是气，在Arab储层中是油。天然气生产的低经济截断值将有利于在Khuff储层中包括低渗透带，这样会降低平均储层值。 这些结果的两个主要方面具有创新性。首先，这是第一次区域性地检验Khuff或Arab储层的孔隙度和渗透率值。第二，热暴露主要控制了这两个单元的平均孔隙度和渗透率的结论与以前来自其它碳酸盐岩的工作一致，但对中东来说是新的。     

中东地区孔隙型碳酸盐岩储层渗透率主控因素分析

碳酸盐岩储层非均质性极强,孔喉结构复杂,且孔隙度与渗透率相关性差。中东地区白垩系Mishrif组发育典型的孔隙型碳酸盐岩储层,相同孔隙度条件下渗透率相差达3个数量级,给准确评价该类储层的渗透能力以及合理的储层分类带来了极大挑战。为深入分析中东地区Mishrif组孔隙型碳酸盐岩储层渗透率的主控因素,基于M油田415个高压压汞实验样品数据统计对比,明确了研究区Mishrif组碳酸盐岩储层具有多种模态并存的孔喉结构特征,其中单模态孔喉结构储层的孔渗相关性明显好于双模态和多模态孔喉结构储层;进而对孔喉结构特征参数进行定量分析,明确多模态孔喉结构碳酸盐岩储层孔隙度和渗透率随孔喉结构参数变化的规律。研究表明,汞饱和度为20%对应的孔喉半径(R20)与渗透率的相关性最好,将R20作为特征孔喉半径与孔隙度和渗透率进行相关性分析发现,随着孔喉半径的增加,孔隙度先线性增加,至一定程度后维持稳定不再增加,与之形成对比的是随着R20的增加,渗透率持续增加。     

渤中28-1油田奥陶系碳酸盐岩储层特征及主控因素

为了高效开发渤中28-1油田,基于现有的钻井、岩心、岩屑、测井及分析化验资料,分析渤中28-1井区奥陶系碳酸盐岩储层的岩石类型、储集空间类型及物性特征,剖析储层发育的主控因素。研究表明:奥陶系碳酸盐岩主要为白云岩、灰岩、灰质白云岩、白云质灰岩及碎屑岩,以白云岩为主;储集空间主要为粒间孔,粒间溶孔、粒内溶孔、晶间孔、溶沟和裂缝,以裂缝为主;储层基质孔隙度和渗透率值均较低,但裂缝极大改善了渗透率;储层在发育过程中经历了海底成岩、大气淡水成岩、埋藏成岩及晚期表生成岩等成岩环境;沉积相带、成岩环境、白云化作用、溶蚀作用、构造作用等因素控制储层发育和空间分布。     

伊拉克Y油田上白垩统Mishrif 组碳酸盐岩储层及其测井响应特征

上白垩统Mishrif组碳酸盐岩是波斯湾盆地重要的储集岩。以伊拉克东南部的Y油田为例,综合岩石薄片观察、物性分析、毛管压力测试以及测井等资料对Mishrif组碳酸盐岩储层及其测井响应特征进行研究。结果表明,Mishrif组碳酸盐岩储层发育生屑灰岩、生物礁灰岩、泥晶生屑灰岩、(含)生屑泥晶灰岩、云质灰岩和泥晶灰岩;储集空间包括粒间(溶)孔、铸模孔、生物体腔孔、粒内(溶)孔、晶间孔和泥晶间微孔隙,局部发育微裂缝;岩心孔隙度主要为8%~28%,气测渗透率主要为1×10~(-3)~100×10~(-3)μm~2,为孔隙型中高孔、中高渗透储层;储层发育粒间(溶)孔-铸模孔、粒间(溶)孔-粒内溶孔-晶间孔、粒间(溶)孔-晶间孔、微孔-铸模孔-晶间孔共4种孔隙结构类型。优质储层在测井曲线上表现为低自然伽马、高声波时差、高中子孔隙度、低密度和高电阻率特征。研究区Mishrif组碳酸盐岩优质储层的发育与下降半旋回关系密切,并受控于原始沉积环境,同生期选择性溶蚀作用、埋藏期暴露溶蚀作用以及埋藏期胶结作用是储层发育的重要控制因素。     

东营凹陷沙河街组近岸水下扇低渗储层成因

为了阐明渤海湾盆地东营凹陷北部陡坡带近岸水下扇低渗储层成因,应用岩心和储层分析资料,通过储层岩石特征、成岩作用、成岩序列和孔隙演化及其控制因素分析,指出东营凹陷北部沙河街组近岸水下扇砂体由长石砂岩、长石质岩屑砂岩等构成,储层经历了较强机械压实作用、碳酸盐胶结作用、碳酸盐和长石溶解作用等成岩作用,现储层埋深1 700~3 500 m,处于中成岩演化阶段,总体形成了中低孔低渗（孔隙度平均为11.3%,渗透率平均为23.12×10^-3 μm²）储层。储层中低孔低渗主要受控于较强的压实作用和较强的碳酸盐胶结作用,但溶蚀成岩作用对于改善储层质量起到了重要作用。主要在2 900~3 200 m深度段,有机酸对砂岩长石颗粒的溶蚀,形成的粒间和粒内孔隙不仅增加了孔隙度,而且提高了储层渗透率,改善了储层质量（孔隙度可达到25%,渗透率达到1 000×10^-3 μm²）。显然,发现溶蚀作用及其形成的次生孔隙发育深度段对于预测有利储层是非常重要的。     

超深油气藏储层岩石孔隙度垂向变化研究

为了预测超深储层物性,采用超深储层孔隙度测井曲线数据,应用地质统计学,即实验变差函数来计算不同深度下孔隙度实验变差函数值,并拟合出孔隙度随油气藏埋藏深度连续变化关系表达式,总结了超深层油气藏储层岩石孔隙度随油藏埋藏深度或有效覆压的变化规律。同时,通过数学计算,对孔隙度进行处理和分析,建立了不同埋藏深度下超深层油气藏孔隙度随深度变化的宏观模型。该研究对深入了解超深层油气藏的产能及预测超深层油气藏的开发动态和采收率具有一定意义。     

深埋藏条件下相对优质储层形成因素分析——以鄂尔多斯盆地高桥地区盒8、山2砂岩储层为例

一般认为,砂岩储层的孔隙度与渗透率将随着深度的增加而降低。然而,随着鄂尔多斯盆地勘探开发的逐步加深,在深埋藏(>3500m)的砂岩储层中也发育较好的储层,尤其在鄂尔多斯盆地高桥地区的盒8和山2段局部就形成了,粒间孔大量残余为主要储集空间的储集体,形成了深埋藏低渗透背景下的相对优质储层。本文通过偏光显微镜、包裹体测温、恒速压汞、成像测井等技术方法,对沉积、成藏、成岩等方面进行讨论,认为岩石成分高成熟度、早期的烃类充注、早期胶结作用、晚期溶蚀作用及高角度构造缝的发育,是形成高桥地区盒8、山2段砂岩深埋藏条件下相对优质储层的主要因素。     

四川盆地宣汉—达州地区下沙溪庙段储层特征研究

通过岩心、普通薄片及铸体薄片的观察、物性分析、X-衍射等分析手段,对四川盆地宣汉—达州地区下沙溪庙段的储层特征进行了研究。结果表明,研究区下沙溪庙段储层孔隙类型以残余原生粒间孔和粒间溶孔为主,次为粒内溶孔,发育少量粒缘缝、微裂缝,储层喉道几何形态主要为缩颈喉道、片状喉道、管束状喉道。平均孔隙度为2.27%,平均渗透率为0.21mD,整体以低孔-低渗为特征;储层的孔隙度与渗透率基本呈指数正相关关系,孔-渗相关性较好。     

水驱砂岩油藏储层参数变化三维网络模拟

疏松砂岩油藏在水驱过程中,储层渗透率和孔隙度会发生变化,这些变化对油藏开发具有重要的影响.基于符合疏松砂岩储层典型特征的网络模型,综合考虑储层孔喉内微粒的脱落、捕集、运移等微观变化机理,建立了储层参数变化三维网络模拟方法,并模拟研究了不同条件下孔隙度和渗透率等物性参数的变化规律.模拟结果表明:在长期注水驱替过程中,由于孔喉内微粒会发生脱落,且部分微粒随注入流体流出储层,导致孔喉半径分布范围发生小幅变化,孔喉半径总体呈增大趋势,储层连通性增强;渗透率和孔隙度逐渐增大,且增大的幅度逐渐减小;注水强度和粘土胶结程度通过影响微粒的脱落速率,进而影响储层渗透率和孔隙度的变化幅度.     

吉林油田浅层高孔高渗油藏保护技术

吉林油田新立、新北地区黑帝庙油层平均埋藏深度300～450m,孔隙度为25％～35％,渗透率一般为(70～500)×10-3μm2,属于典型的浅埋高孔高渗油气藏,固相堵塞损害严重,影响了勘探开发效益.通过对储层岩心分析,运用理想充填理论和敏感性预测方法,优化暂堵技术,形成了理想充填油层保护技术,岩心渗透率恢复值达到85％以上.现场应用测试表皮系数为0.402,很好地解决了浅埋高孔渗黑帝庙油藏保护的技术难题.     

准噶尔盆地二叠系芦草沟组致密油岩心覆压孔渗变化规律研究

油层条件下岩石的孔隙度和渗透率与净上覆压力的关系是储量计算和油气田开发研究的重要内容。 利用 CMS-300 覆压测试系统,根据岩心压汞、铸体薄片、扫描电镜及场发射等多项实验分析资料,研究了致密油在地层条件下的孔隙度和渗透率与净上覆压力的关系,同时为分析致密油与低孔、低渗储层的差异,还对低孔、低渗储层岩心进行了实验。 研究结果表明： ① 随着净上覆压力的增加,覆压孔隙度和覆压渗透率均与净上覆压力呈幂函数递减关系; ② 与低孔、低渗储层相比,压实作用对致密油造成的孔隙度和渗透率的损失率均较小; ③ 恢复压力后,致密油的孔隙度和渗透率基本能恢复到初始值,岩样具有较好的弹性。     

致密油储层岩石孔喉比与渗透率、孔隙度的关系

孔喉比是致密油储层岩石最重要的微观物性之一,对储层的剩余油分布与驱替压力影响很大。利用复合毛细管模型,考虑储层岩石的孔喉比、配位数、孔隙半径和喉道半径等孔隙结构参数,建立了致密油储层岩石的微观物性与宏观物性孔隙度、渗透率之间的理论关系式。并用44组板桥地区长6油层组致密油储层岩心的恒速压汞实验数据进行拟合。结果表明:致密油储层岩石孔隙度φ主要受孔隙半径影响,喉道半径控制岩石的渗透率k,孔喉比与φ0.5/k0.25间具有确定的函数关系。利用2组渗透率接近、孔隙度差异较大的岩心驱油实验,证实φ0.5/k0.25值大的致密砂岩,水驱油阻力大。     

鄂尔多斯盆地山2段砂岩储层的孔隙类型与孔隙结构

在铸体薄片鉴定、粒度分析、压汞曲线及物性分析统计的基础上,对鄂尔多斯盆地山2段砂岩储层的孔隙类型、孔隙结构等微观特征进行了深入分析,结果表明:山2段储集空间主要为粒间溶孔、原生残余粒问孔、岩屑粒内溶孔、杂基溶孔和高岭石晶间孔,局部发育微裂隙;渗透率随孔隙度的增大而增大,而孔隙度和渗透率的大小又与砂岩的孔隙结构有关.根据砂岩的压汞参数及物性特征,划分出4类储层:Ⅰ类--优质储层,主要发育粒间溶孔.具有较好的颗粒支撑.孔隙连通性好;Ⅱ类—较好储层,其储集空间为粒间溶孔—粒内溶孔—高岭石晶间孔组合;Ⅲ类--较差储层.主要发育残余粒问孔—高岭石晶间孔组合;Ⅳ类--差储层,仅发育孤立微孔.指出粗粒结构与含砾支撑结构的石英砂岩储层物性较好;含砾支撑结构储层具有双众数粒度分布特征.有利于孔隙水的流动,促进填隙物溶蚀和粒间溶孔的形成,使得储层的渗透率得到提高.     

DM块储层微观孔隙结构和物性特征研究

基于岩心观察、铸体薄片、压汞分析和常规物性分析资料,对DM块储层微观孔隙结构和物性特征进行分析研究。结果表明:砂砾岩体储集空间类型主要为粒间孔和溶蚀孔,储层孔隙度平均9.8%,渗透率最平均0.5m D,属于低孔-特低渗储层。     

塔里木盆地库车坳陷克深地区白垩系低孔砂岩储层“三重介质特征”

塔里木盆地库车坳陷克深气田巴什基奇克组属于低孔裂缝性砂岩储层,储层埋藏深度大,基质致密,裂缝发育。由于该气田储层孔喉细小、结构复杂,传统孔喉表征技术难以定量系统表征,综合激光共聚焦扫描、场发射扫描电镜、微米CT、氮气吸附和核磁共振等先进孔喉表征技术,首次发现库车坳陷克深气田储层基质微观呈"三重介质"特征,即大孔喉介质、小孔喉介质和裂缝,其中大孔喉介质和小孔喉介质所占储集空间比重相当,但大孔喉介质对基质渗透率贡献率达95%以上;储层孔喉配置关系以大孔隙—粗喉道、小孔隙—细喉道配置为主,其次为小孔隙—粗喉道。研究区裂缝孔隙度仅占储集空间的1.8%~2.8%,但裂缝性砂岩岩心渗透率比基质渗透率高1~2个数量级。基于此建立了研究区砂岩储层"三重介质"概念模型,该模型可以很好解释储层渗流特征。     

库车坳陷克拉2气田油气充注和超压对储层孔隙的影响

为了研究库车坳陷克拉2气田砂岩储层孔隙物性影响因素,在对克拉2气田砂岩储层特征和超压成因研究基础之上,采用颗粒定量荧光和流体包裹体技术确定古油水界面和油气充注史,并分析油气充注和超压与储层孔隙之间的关系。研究结果表明,库车坳陷克拉2气田泥岩和砂岩中超压形成与水平构造挤压作用具有重要关系。克拉2气田盐下砂岩储层经历最大古埋藏深度达6 000 m以上却显示出异常高的原生孔隙度是因为原油充注到储层中在比较好的盐岩盖层封闭条件下,砂岩储层孔隙中的油没有被排出使砂岩储层胶结作用减弱或者形成欠压实。其主要证据有：①高的定量荧光参数QGF指数和QGF-E强度对应的砂岩储层孔隙度和渗透率也比较高,而在古油水界面之下,砂岩孔隙度和渗透率都很低;②库车坳陷克拉2气田晚期油充注发生库车组沉积早期,对应砂岩储层的埋藏深度比较小,孔隙度比较高。研究表明深层砂岩储层油充注和超压发育对储层孔隙具有重要影响。     

柳杨堡气田太2段致密砂岩储层特征及分类标准研究

综合利用薄片鉴定、物性分析和毛管压力实验等手段,对柳杨堡气田太2段致密砂岩储层特征进行了研究。结果表明,太2段储层的岩石类型以石英砂岩为主,其次为岩屑石英砂岩和岩屑砂岩,储层平均孔隙度为6.61%,平均渗透率为0.48×10-3μm2,主要孔隙类型为粒间溶孔和粒间余孔,其次为粒内溶孔和晶间微孔,少量微裂缝,岩石孔隙度、渗透率与孔喉结构密切相关。根据储层岩性、物性、孔隙类型和毛管压力曲线类型及其相互关系,把太2段砂层分为三类,综合评价为好储层、较好储层及非储层。