鄂尔多斯盆地姬塬地区长2油层组储层孔隙结构特征

孔隙结构特征是油气储层综合评价和精细描述的核心研究内容之一,也是油气勘探与开发中必不可少的重要基础资料。根据岩石薄片、常规物性及高压压汞等资料的分析结果,文中系统研究了鄂尔多斯盆地姬塬地区长2油层组储层砂岩的孔隙结构特征及综合分类。结果表明：姬塬地区长2油层组砂岩主要以富含长石的砂岩类型为主,储层总体属于中孔特低渗孔隙型储层,多数孔喉半径集中在微细孔喉的范围,孔喉分布均质性和均匀程度较差,总体孔隙结构较差、产油能力较低;同时这些砂岩孔隙结构可分为好、较好、中等、较差、差等5类,中等孔隙结构最为典型。     

鄂尔多斯盆地姬塬油田长8储层敏感性研究

利用X衍射、全岩定量分析、薄片鉴定、水驱敏感性流动试验等方法,研究鄂尔多斯盆地姬塬油田长8超低渗透砂岩油藏储层敏感性,主要分析了敏感性类型、伤害程度及影响因素。研究结果表明,储层具有弱水敏、酸敏性变化范围大、弱—中等碱敏、弱—中等盐敏、弱—无速敏特征;储层流动敏感性综合评价结果为弱敏感。影响储层敏感性最直接的因素是敏感性矿物的分布,即储层所处的成岩相带决定其敏感性类型及敏感性程度。另外,储层水敏性受物性及孔隙结构的影响,储层物性越差,孔隙结构非均质性越强,储层水敏性越弱。储层所处成岩相带及敏感性的不均一性,使得研究区超低渗透砂岩油藏储层具有大规模开发的可能性。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区长8油层组砂岩中长石的溶解作用对储层物性的影响

利用岩石铸体薄片鉴定、阴极发光分析和扫描电镜分析等多种测试手段,对鄂尔多斯盆地姬塬地区长8油层组储层砂岩的岩石学特征、物性特征和成岩作用进行了分析。结果表明,该储集岩以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主,成分成熟度和结构成熟度都较低,Q1/(F1+R1)平均值均小于0.8;储层岩石中的长石在成岩流体和大气淡水的共同作用下发生了较强的溶蚀作用,在被溶蚀的长石边缘和孔隙中存在大量粘土矿物、自生石英和方解石,并且孔隙比较发育。这些长石溶解物质对储层物性有着不同程度的影响,其中自生高岭石和自生石英显示了对孔隙生成和保护方面的积极作用,而自生碳酸盐和自生伊利石主要表现为对孔隙生成和保护方面的消极作用。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区长8油层组地层水特征研究

依托地层水物理、化学性质分析等技术,对姬塬地区延长组长8油层组地层水分布规律与油藏关系进行了详细研究。结果表明,姬塬地区长8油层组地层水属常规油田水,水型主要为CaCl2型,矿化度在平面上呈现两边低中间高、南北向带状分布的特点;钠氯系数整体呈现西高东低的分布特征,该格局分布主要受盆地西缘冲断带及天环坳陷构造背景控制。同时根据油气包裹体氢、氧同位素测试结果分析认为,研究区内沉积水具有混合流体的特点,说明姬塬地区油气流体运移时有地表水渗入,早期油藏封闭性较差。     

致密砂岩储层孔隙度定量预测——以鄂尔多斯盆地姬塬地区长8油层组为例

鄂尔多斯盆地姬塬地区长8油层组为典型的低孔、低渗致密砂岩储层。由于其孔隙结构复杂、非均质性强,应用传统的孔隙度计算方法误差较大,结合姬塬地区长8油层组的具体地质特征,运用广义回归神经网络模型对致密砂岩储层孔隙度进行了预测。结果表明,利用该方法预测的孔隙度与利用岩心分析的孔隙度符合率较高。该方法对于未取心井区致密砂岩储层孔隙度的研究具有很好的应用前景。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区长2油藏低含油饱和度成因

在储层含油饱和度测试资料的基础上,结合油源、油气成藏动力、储层物性及含油性分析,明确了鄂尔多斯盆地姬塬地区长2油藏低含油饱和度的成因机理。研究表明:研究区长2储层远离下部长7烃源岩生烃中心,油源不足是姬塬地区长2油藏含油饱和度低的根本原因;由于长2油藏构造幅度低,油气运移的动力较小,而且长2储层中束缚水饱和度较高,油气难以驱替,从而使得长2油藏含油饱和度低;此外,长2储层较强的非均质性,也是长2油藏低含油饱和度的原因。     

低渗透致密砂岩储层孔隙结构对渗吸特征的影响

为深入研究低渗透致密储层中不同孔隙结构的渗吸机理及对渗吸过程的影响,以邦德系数、无因次时间下的自吸驱油效率为评价指标,通过压汞、扫描电镜和核磁共振等多种实验手段,在对鄂尔多斯盆地东部X区长6段低渗透致密砂岩储层孔隙结构分类的基础上,研究不同孔隙结构对渗吸特征和自吸驱油效率的影响。结果表明:低渗透致密砂岩储层可以分为中大孔型和微孔缝型2种孔隙组合。不同孔隙结构组合的岩心中,中大孔喉的比例决定自吸驱油效果,残余油主要滞留在微孔喉中。中大孔型岩心中大孔喉比例高,地层水和表面活性剂中自吸驱油效率高,自吸过程受到毛管力作用较弱,表面活性剂改善驱油效果和渗吸方式明显;微孔缝型岩心中大孔喉比例小,毛管阻力影响大,地层水和表面活性剂中自吸驱油效率低。表面活性剂可以明显改变渗吸方式,提高自吸驱油效率,但仍有一部分残余油滞留束缚在微小孔喉中。     

鄂尔多斯盆地镇原地区长8油层组低渗透储层特征

据岩心、铸体薄片、扫描电镜和常规物性等资料,结合测井解释成果,对鄂尔多斯盆地镇原地区长8油层组砂岩储层特征进行了研究。结果表明：长8油层组砂岩储层曾遭受酸性介质的改造,次生孔隙发育：储集空间以剩余原生粒间孔、粒问溶孔和微裂缝为主,黏土矿物晶间微孔对储层物性也有贡献;储层发育受沉积相、碎屑组分、成岩和构造作用共同影响,其中沉积微相影响储层的空间展布;碎屑组分和粒度与储层物性具有直接关系：成岩作用对储层物性的影响有利有弊,压实和胶结作用可使原生孔隙大部分丧失．而溶蚀作用形成的次生孔隙可大幅度提高储层的孔、渗性,为形成优质储层的关键。     

致密砂岩储层孔隙结构及其对渗流的影响——以鄂尔多斯盆地马岭油田长8储层为例

致密砂岩油藏岩性致密、孔喉细小,贾敏效应及应力敏感性强,导致油气渗流规律不同于常规储层。为研究致密储层孔隙结构对渗流的影响,首先通过岩心观察、铸体薄片、扫描电镜及高压压汞等实验方法,研究了鄂尔多斯盆地马岭长8致密砂岩储层微观孔隙结构特征。结果表明,该储层平均面孔率较低,孔隙类型复杂,非均质性较强;渗透率小于1×10^-3 μm²的岩心纳米级与亚微米级孔喉占总孔喉的比例均较高（30％～55％）,渗透率大于1×10^-3 μm²的岩心微米级孔喉占总孔喉的比例增大。应用毛细管渗流模型分析了不同尺度喉道对渗透率的贡献,指出研究储层中亚微米级孔喉对渗流起主导作用。通过岩心驱替实验发现,油相（S_wc）最小启动压力梯度与岩心最大喉道半径之间呈幂函数负相关,最大喉道半径小于1.0 μm时,油相（S_wc）最小启动压力梯度随喉道半径的降低迅速增加;随岩心渗透率的降低,喉道分布曲线左移,喉道半径减小,对应岩心的流速-压差曲线非线性段增长。     

成岩相在低渗透砂岩储层评价中的应用——以鄂尔多斯盆地环江地区长81油藏为例

从成岩作用形成的效应出发,分析主要成岩矿物及孔隙类型对物性的影响。根据其对物性的贡献划分了铁方解石胶结相、水云母/高岭石胶结相、绿泥石薄膜胶结相和长石溶蚀相4种成岩相。利用该方法对环江地区长₈¹油藏进行了研究,可以很好的预测有利储层发育区域,指示有利成藏区域。该研究方法对预测低渗透砂岩储层分布及指导油田生产有重要意义。     

鄂尔多斯盆地姬塬与黄陵地区长8段储层主控因素研究

鄂尔多斯盆地西北部姬塬地区与东南部黄陵地区延长组长8段储层物性存在较大的差异,利用粒度、铸体薄片、扫描电镜等储层岩石学分析手段和对比的研究方法,围绕面孔率,通过分析粒间孔、次生溶孔的影响因素,明确储层主控因素,揭示储层致密机理。结果表明,沉积体系控制了储层的岩石学组成及不同物理、化学稳定性碎屑的含量,控制了引起次生溶孔发育的长石等易溶组分含量,控制了刚性、半塑性、塑性等不同力学性质的碎屑含量;沉积环境控制了储层碎屑颗粒的粒度和分选;泥级碎屑组分含量制约和影响着部分黏土类自生矿物的含量;沉积体系和沉积环境的差异是两区粒间孔和次生溶孔发育存在差异的决定因素,也是导致储层物性较大差异的主要原因。     

粘土矿物对低渗透储层性质的影响——以鄂尔多斯盆地三叠系低渗透储层为例

粘土矿物是低渗砂岩储层的主要胶结物，对储层物性及开发过程中储层物性变化趋势有着重要的影响和控制作用。另外，粘土矿物也蕴含着大量沉积环境介质的物理化学信息，认识其自然规律，可以有效地指导预测有利储层，认识和改造油层。以鄂尔多斯盆地砂岩储层中的粘土矿物为研究对象，探讨分析粘土矿物对低渗储层性质的影响，该研究对含油气盆地低渗储层有效开发具有一定的参考价值。     

鄂尔多斯盆地低渗透储层粘土矿物分析

鄂尔多斯盆地砂岩储层为典型低孔、低渗,储层粘土矿物较为发育.粘土矿物对储层储集条件和渗流能力有较大影响,是开展储层评价和油层伤害研究的重要因素之一.同时,由于粘土矿物包含了大量沉积环境介质的物理化学信息,对其规律进行认识可以有效指导储层精细评价、有利区预测和开发技术政策制订等工作.     

低渗透砂岩储层成岩相测井识别方法及其地质意义——以鄂尔多斯盆地姬塬地区长8段储层为例

在对鄂尔多斯盆地姬塬地区长8段储层绿泥石衬边弱溶蚀成岩相、不稳定组分溶蚀成岩相、压实致密成岩相、高岭石充填成岩相和碳酸盐胶结成岩相常规测井响应特征进行分析的基础上,提出利用中子测井、密度测井以及中子-密度视石灰岩孔隙度差,辅助以自然伽马和电阻率测井曲线,连续定量识别储层成岩相的方法,并建立了相应的储层成岩相测井识别图版。利用该图版对黄36井测井资料进行了处理,通过与薄片鉴定结果的对比,验证了图版的准确性。利用成岩相识别结果,划分储集层的类型和产能级别：绿泥石衬边弱溶蚀成岩相储层是姬塬地区最有利储层,对应的含油级别划定为A级;不稳定组分溶蚀成岩相储层是第二类储层,对应含油级别划定为B级;含碳酸盐胶结成岩相夹层的储层产油能力最弱,是第三类储层,对应的含油级别划定为C级。     

鄂尔多斯盆地镇原地区长8油层组超低渗储层孔隙结构特征

孔隙结构特征作为油气勘探与开发中必不可少的重要基础资料。日益成为油气储层综合评价和油气藏精细描述中不可或缺的组成部分。根据岩石薄片、常规物性及高压压汞等分析结果,系统地研究了鄂尔多斯盆地镇原地区长8油层组超低渗储层的孔隙结构特征,并对其进行了分类评价。结果表明：镇原地区长8油层组岩石类型主要为富含长石和岩屑砂岩,总体属于低孔、超低渗储层,其喉道半径较小,产油能力较低,驱油效率不高,喉道分布的集中程度和均匀程度较差,粗细喉道分异性较强：砂岩孔隙结构可分为好、较好、中等、较差和差5类,其中中等和较差孔隙结构是镇原地区长8油层组中最为典型的孔隙结构类型。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区长8致密储层溶蚀作用及其对储层孔隙的定量影响

鄂尔多斯盆地姬塬地区长8储层中长石含量较高,且普遍存在长石溶蚀现象,对致密储层物性的改善具有重要意义。在对长8致密储层特征的研究基础上,利用高温高压流体—岩石相互作用模拟实验,并结合偏光显微镜、扫描电镜（SEM）和X-射线衍射（XRD）等分析技术,模拟研究区长8储层岩石样品与有机酸的相互作用,分析了溶蚀作用类型及其特征,并解释了相关溶蚀作用机理,定量计算了溶蚀作用对储层孔隙度的影响。为使模拟实验更接近实际地质情况,流体采用0.15mol/L、pH=2.65的乙酸溶液,模拟温度为87~103℃,模拟压力为24.70~30.18MPa。研究表明：长8储层主要岩石孔隙类型为原生粒间孔和长石溶蚀孔,其中长石溶蚀孔较发育,占总孔隙的39%左右,计算得其视溶蚀率为37.8%~50.0%,呈中等溶蚀程度;长石类和碳酸盐类矿物在酸性条件下均能发生不同程度的溶蚀,碳酸盐类矿物的相对溶蚀率整体大于长石类矿物的相对溶蚀率;在95℃左右时矿物的溶蚀作用最为明显,依据地温梯度计算其对应的埋藏深度约为2 370~2 710m,该深度可能是长8储层中有利储层的主要分布区域;溶蚀作用导致长8致密储层的孔隙度增加约3.57%~3.69%,其平均孔隙度增加3.63%,溶蚀作用是研究区长8储层孔隙度增加的关键成岩作用类型,是储层“甜点”发育的主要控制因素。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区长6段致密砂岩中黏土矿物对储层物性的影响

黏土矿物在鄂尔多斯盆地姬塬地区长6段各小层中均有分布,是该区致密砂岩储层中主要的填隙物,对储层物性有重要的影响。利用铸体薄片、压汞、扫描电镜（SEM）、X-射线衍射（XRD）等实验测试技术,分析储层岩石学特征认为,长6段是以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主的低孔低渗的致密储层,其平均孔隙度为7.78%~9.13%,平均渗透率为(0.20~ 0.34)×10-3μm2。重点分析黏土矿物与储层物性之间的关系认为,高岭石和绿泥石是长6储层中主要的黏土矿物,对储层物性的影响较为复杂。少量的高岭石和绿泥石往往预示着储层孔隙度较好,而过量的高岭石（绝对含量＞7%）和绿泥石（绝对含量＞10%）则会大大降低储层的孔隙度。通过计算,长6储层原始孔隙度为41.13%~42.04%,高岭石充填导致砂岩孔隙度降低4.52%~4.78%,其损失率为10.74%~11.38%;绿泥石对长6段砂岩孔隙度的影响仅次于高岭石,导致孔隙度降低4.12%~4.70%,其损失率为9.81%~11.18%。自生高岭石对砂岩渗透率有一定的建设性作用,而绿泥石则导致砂岩渗透率降低。长6储层中伊利石含量较高岭石和绿泥石含量低,但由于其主要以丝缕状呈搭桥式充填孔隙,导致孔隙度和渗透率均有所降低,其孔隙度降低1.33%~2.08%,损失率为3.17%~4.94%。因此,在姬塬地区长6段致密储层中,黏土矿物对孔隙度的影响程度为：高岭石＞绿泥石＞伊利石。     

成岩相对低渗透储层砂岩岩石力学性质的控制——以鄂尔多斯盆地东部上古生界天然气储层为例

砂岩岩石力学性质对储层压裂设计具有重要影响,通过岩相学观察以及岩石力学试验,研究了鄂尔多斯盆地东部上古生界低渗透储层砂岩成岩相类型、岩石力学参数以及可压裂性,分析了影响岩石力学性质的岩相学因素。研究区上古生界低渗透储层砂岩可分出6种成岩相：蚀变杂基充填强压实致密成岩相、石英加大硅质胶结粒间孔成岩相、碳酸盐胶结交代致密成岩相、钙质溶蚀孔成岩相、杂基溶蚀孔成岩相和岩屑溶蚀孔成岩相。不同成岩相砂岩的抗压强度、弹性模量和泊松比均有所差异,脆性矿物含量、硅质胶结物含量以及压实重结晶程度越高的成岩相,则其抗压强度越大,反之则越小;孔隙度越大的成岩相,弹性模量越小;石英等脆性矿物含量越高、压实程度越弱、孔隙度越高的成岩相,则其泊松比越小,反之则越大。脆性系数较大的石英加大硅质胶结成岩相、钙质胶结溶蚀孔成岩相和杂基溶蚀孔成岩相可压裂性好,其他几类成岩相砂岩可压裂性相对较差。     

低渗透致密砂岩储层中石油微观赋存状态与油源关系——以鄂尔多斯盆地三叠系延长组为例

明确低渗透储层孔隙分布及不同尺度孔隙中石油微观赋存状态是认识致密油特征的关键。应用核磁共振测试技术对鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密砂岩储层进行研究,发现了鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密砂岩储层普遍发育纳米孔隙,具大孔、中孔、小孔、微孔及纳米孔多尺度孔隙发育特征。通过对近源与远源油藏储层多尺度孔隙中石油的微观赋存状态分析,明确了近源油藏储层具从大孔到纳米孔隙连续性赋存石油特征,且微孔至纳米孔隙含油饱满;远源油藏储层石油有选择性地赋存在大至中孔隙中,纳米孔隙不含油。延长组7段(长7)生烃增压产生的异常压力,控制石油在具多尺度孔隙的低渗透致密砂岩储层中差异性赋存,这为认识盆地致密油分布规律提供了理论依据。由此指出长7烃源岩分布区的长8油层组上部、长7油层组和长6油层组下部致密砂岩是今后致密油研究和勘探开发的主要目标。     

鄂尔多斯盆地姬塬油田长7致密油储层微观孔喉结构分类特征

致密油储层微观孔喉结构特征是致密油储层研究的重点和难点,也是制约致密油开发的关键。以鄂尔多斯盆地姬塬油田安83区长7致密油储层为例,通过镜下观察和压汞实验对储层微观孔喉结构进行了分析。镜下观察该区孔隙类型主要为长石溶孔和粒间孔,喉道类型以弯片状、片状以及管束状喉道为主;压汞曲线显示排驱压力和中值压力偏高,中间过渡段相对较陡,喉道中值半径偏小,分选较好。孔喉结构的非均质性是决定致密储层渗流特征及其差异的主要因素,通过对孔喉分布、孔喉大小、连通性三方面参数与物性之间的相关性分析,表明孔喉分布特征参数中的分选系数、大小特征参数中的孔喉体积比、连通特征参数中的退汞效率与物性相关性最好,据此建立了适合致密油储层的分类评价标准,以指导致密油储层产能评价及相关措施优化。