鄂尔多斯盆地张韩地区长8_2特低渗砂岩储层孔喉结构特征

鄂尔多斯盆地张韩地区长82储层以细粒岩屑长石砂岩为主,为低孔、特低渗储层。孔隙类型多样,以原生粒间孔为主,但孔隙大小分布离散、孔喉半径较小、非均质性强,储层产油能力较差,驱油效率较低。储层物性差是平均喉道半径、中值压力、排驱压力、歪度、最大进汞饱和度、孔隙体积等多种因素共同作用的结果。根据储层岩性、物性、微观孔喉结构参数及产能等资料,将长82岩储层划分为3类,其中Ⅰ类、Ⅱ类是后期开发的优选储层。     

特低渗透砂岩油藏储层微观孔喉特征

通过岩心样品的恒速压汞测试,对特低渗透砂岩油藏储层微观孔喉特征进行的研究结果表明,储层有效喉道半径、有效喉道体积、有效孔隙半径、有效孔隙体积及孔喉比等特征参数与孔隙度、渗透率之间具有较好的相关性;对于孔隙度、渗透率较高的岩样,有效喉道、有效孔隙发育程度较高,孔喉比较低;特低渗透砂岩油藏储层孔隙结构具有中等孔隙和小喉道发育、孔喉连通性差及孔喉性质差异大的特点,开发过程中可能存在潜在的贾敏效应伤害。特低渗透砂岩油藏储层性质主要由喉道控制,喉道半径分类明显。渗透率越低,喉道半径与渗透率的相关性越好。喉道控制储层渗透性,进而决定开发难度和开发效果。     

长8储层微观孔隙结构特征对可动流体的影响

鄂尔多斯盆地板桥-合水地区储层物性差、渗流机理复杂,制约了对该区块的勘探开发。通过对铸体薄片、高压压汞、SEM、恒速压汞和核磁共振等数据的研究归纳,总结了该地区主力油层长8储层的微观孔隙结构特征和储层流体微观赋存状态及其可流动性的影响。结果表明:长8储层砂岩类型为岩屑长石砂岩,孔隙类型为粒间孔和溶蚀孔,主要孔喉组合类型为粒间孔-溶孔,黏土含量高。孔隙类型、黏土矿物、喉道半径和孔喉比影响可动流体,其中喉道半径和孔喉比对储层可动流体饱和度起主要影响作用。     

鄂尔多斯盆地姬塬油田长8储层微观孔隙结构特征

采用铸体薄片、扫描电镜和压汞分析技术,对姬塬油田长8油层组储层微观孔隙结构特征进行了分析和研究。结果表明,姬塬油田长8储层属于低孔、超低渗储层,孔喉分选性较差、连通性一般。根据孔隙结构特征相关参数将毛管压力曲线分为4类,研究区主要以Ⅰ类和Ⅱ类为主。从Ⅰ类到Ⅳ类,排驱压力和中值压力逐渐增大,中值半径和平均喉道半径逐渐减小,反映出储层的孔隙结构和渗流能力由好变差。     

西湖凹陷HY构造带低渗储层微观孔隙结构特征

在恒速压汞实验的基础上,对西湖凹陷HY构造带低渗砂岩气藏储层孔隙结构特征进行了研究,明确了储层微观孔隙和喉道半径大小及分布情况,对不同渗透率级别的低渗储层微观孔隙结构进行了分析。研究结果表明:喉道分布特征是HY构造带低渗储层渗流能力的主控因素,主流喉道半径对渗透率起主要控制作用,二者存在较好的相关关系;HY构造带A区、B区和C区低渗储层主流喉道半径差异明显,其中C区储层喉道分布范围窄,渗流能力弱,开发难度大;A区喉道分布范围宽,渗流能力强,开发难度较小;B区次之。     

鄂尔多斯盆地镇北地区延长组长8_1储层微观孔隙结构研究

通过铸体薄片、扫描电镜、高压压汞等分析化验手段,对鄂尔多斯盆地镇北地区长81储层孔隙结构特征进行综合研究,结果表明,镇北地区长81储层砂岩主要以中-细粒岩屑长石砂岩为主,其次为长石岩屑砂岩;研究区孔隙类型主要以剩余粒间孔和次生孔隙为主,长石、岩屑和碳酸盐胶结物的溶蚀是产生次生孔隙的重要原因;小孔和中孔是油气主要的储集空间,细喉道、中喉道和微细喉道是镇北地区长81储层主要的渗流通道。依据毛细管压力曲线的形态以及孔隙结构特征参数把研究区的毛管压力曲线分为三类。     

东风港油田特低渗透油藏微观孔隙结构及渗流特征试验研究

为了经济有效地开发东风港油田特低渗透油藏,对其储层的微观孔隙结构及渗流特征进行了试验研究。以沙四段上段为例,选取具有代表性的4块岩心,利用恒速压汞仪器,分别获得了其喉道半径、孔隙半径、孔喉半径比和毛管压力的分布特征;在70 ℃条件下,采用非稳态法分别对4块岩心进行水驱油相渗试验,获得了特低渗透储层的渗流特征。试验得出,喉道半径分布范围越宽峰值越大,孔隙半径分布差别不明显,孔隙半径比因渗透率不同而不同,特低渗透岩心排驱压力大,最大连通喉道半径比较小,储层开采难度相对较大;该储层平均束缚水饱和度相对较高,随着渗透率的升高,两相共渗区跨度逐渐减小。研究结果表明,驱油效率和渗透率高低相关性差;正常型相对渗透率曲线对应的多是孔喉半径比较大、连通性较差的储层,而直线型相对渗透率曲线对应的则是孔喉半径比相对较小、孔隙连通性较好的储层。因此,厘清微观孔隙结构对于合理制定开发方案具有指导意义。      

特低渗透储层可动流体饱和度影响因素分析——以安塞油田长6储层为例

利用核磁共振技术,对鄂尔多斯盆地延长组特低渗透砂岩储层样品进行了测试;对可动流体饱和度参数进行了定义,分析了可动流体的赋存特征及影响因素。研究结果表明,特低渗透砂岩储层核磁共振T2谱截止值低,可动流体含量差异性较大。可动流体参数分布范围宽且具有较强的非均质性,孔隙半径整体差别不大,不是影响可动流体饱和度大小的主要控制因素。喉道的大小及连通性控制着可动流体的饱和程度。喉道半径大且喉道连通的有效孔隙个数多时,有效孔隙体积随喉道半径增大而增大,可动流体高。     

特低渗透储层压裂液微观伤害评价

正确评价压裂液性能,分析其对特低渗透储层的潜在损害原因及程度,对于压裂液的优选和提高压裂增产效果具有重要意义.选用两种压裂液体系(植物胶、聚合物),3类不同渗透率(0.5×10-3 μm2左右、1.0×10-3 μm2左右、5.0×10-3 μm2左右)岩心,借助扫描电镜、X衍射、恒速压汞、核磁共振等先进实验技术手段,结合常规流动样比对实验,从总体伤害、黏土吸水膨胀与分散运移伤害、水锁伤害以及高分子物质吸附与固相颗粒堵塞伤害等几个方面,对特低渗透储层岩心压裂液伤害机理进行了定量分析评价实验,并对不同压裂液体系不同渗透率岩心进行了对比分析;给出了每种压裂液体系、每类渗透率岩心压裂液伤害的主要机理及其伤害差异;对伤害机理、引起伤害差异的主要原因进行了分析.最后对两种压裂液体系进行了总体评价,从而为压裂液配方优选与改进提供了参考和指导.     

特低渗透储层微观孔隙结构参数对渗流行为的影响——以鄂尔多斯盆地长6储层为例

通过压汞和渗流实验对鄂尔多斯盆地长6特低渗透储层岩心进行了孔喉结构和渗流实验研究。压汞实验表明,研究区曲线类型总体上属于B类和C类;曲线偏向图的右上方分布,中间过渡段相对较陡,进汞曲线和退汞曲线夹角较小;门槛压力和中值压力高,分选性一般;孔喉半径对渗透率的贡献由单一区域向多区域均有分布;门槛压力、中值压力等与渗透率具有良好的相关关系,但退汞效率和退汞饱和度与渗透率相关性较差。单相渗流实验表明,部分样品在低压力梯度时具有非达西渗流特征,并过渡为达西渗流;两相渗流实验结果表明,储层具有高束缚水饱和度、高残余油饱和度,两相共渗区较窄的特征。     

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。     

合水地区长8超低渗透储层成因分析

合水地区长8超低渗透油藏是长庆油田一个重要勘探开发潜力区,不断有新的油气富集区发现,因此,需要对储层进行不断地追踪研究。在前人研究基础上,根据新的钻井岩心、砂岩薄片、铸体薄片、扫描电镜和X-衍射等资料,从沉积、成岩等方面对长8储层成因主控因素进行了分析,认为合水地区长8超低渗透储层的形成,主要受沉积微相、碎屑成分、碎屑粒度、压实作用、胶结作用和溶蚀作用等因素控制;压实及胶结作用是储层致密化的最主要控制因素,溶蚀作用是局部储层物性改善的关键因素。     

安塞油田H 区长6 油层组储层微观孔隙结构特征

孔隙结构是影响储层物性的重要因素。采用铸体薄片、扫描电镜、压汞分析等技术手段,对安塞油 田H 区长6 油层组储层微观孔隙结构特征进行了深入的研究。结果表明,安塞油田H 区长6 储层属于 低孔、特低渗储层,孔隙以溶蚀粒间孔、残余粒间孔和粒内溶孔为主,属中孔、微细喉道类型,孔喉分选性 好,连通性一般。根据孔隙结构特征相关参数将毛管压力曲线分为4 类,研究区主要以Ⅱ 类和Ⅲ 类为 主。从Ⅰ类到Ⅳ 类,排驱压力和中值压力逐渐增大,中值半径和平均喉道半径逐渐减小,反映出储层的孔 隙结构和渗流能力由好变差。孔隙结构特征参数与物性的相关性研究表明,物性是排驱压力、中值压力、 结构系数等多种因素综合作用的结果。     

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。     

红河油田长9特低渗油藏局部高孔渗优质储层特征

通过分析红河油田延长组长9段储层的岩石薄片、孔喉测试、油水相渗、启动压力梯度测试等岩心实验以及录井、测井等资料,研究了高孔渗储层特征。结果表明,高孔渗储层岩屑含量略高,云母及黏土含量低,压汞分析的孔喉结构明显优于低孔渗段,相渗曲线等渗点相对渗透率值明显高于低孔渗储层,相同含水饱和度条件下油相渗透率均较高,产水率则低10%以上;微观喉道半径大于1.2μm,启动压力梯度小于0.06 MPa/m。高孔渗储层主要成因是成岩中后期发生了较大规模的溶蚀作用,改善了长9段局部储集空间和渗流通道;高孔渗储层分布在长912储层的中下部,含油性明显要好于低孔渗段。     

华庆地区长81储层微观孔隙结构特征研究

通过铸体薄片、高压压汞、核磁共振以及恒速压汞等测试化验手段,深入研究了鄂尔多斯盆地华庆地区长81储层的微观孔隙结构特征,并分析了微观孔隙结构对流体微观赋存状态及其可流动性的影响。结果表明:华庆地区长81储层微观孔隙结构类型复杂,其中粒间孔-溶蚀孔孔隙组合类型连通性较好,孔喉半径较大,可动流体饱和度高,是有利于孔隙流体渗流的优势通道。孔喉类型、孔喉连通性、孔喉半径以及黏土矿物含量综合影响着孔隙流体的赋存状态及其可流动性,其中喉道大小对储层流体的渗流能力起主要控制作用,尤其是大喉道对储层渗流能力的改善具有明显优势。     

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。     

致密特低渗油藏扩孔增喉药剂体系研究与评价

为改善致密特低渗裂缝性油藏常规注水开发效果,从改善储层本身物性着手,研发评价了一套能有效溶蚀储层黏土矿物但不会破坏岩石骨架结构的扩孔增喉体系。以溶蚀率及稳定离子能力为指标,将扩孔增喉药剂体系配方确定为:ZYF7%+NFS2.4%+YFS0.6%。体系能有效溶蚀岩石中的方解石、黏土矿物中的高岭石及绿泥石,有效增大储层孔喉半径;残液体系对Ca2+、Mg2+、Si4+、Al3+、Fe3+具有良好稳定作用,在地层环境中不会产生二次伤害;对岩心的增渗率超过34%,能有效改善红河长9储层物性。