鄂尔多斯盆地吴堡地区长6致密砂岩微观孔喉特征及含油性研究

以鄂尔多斯盆地吴堡地区长6致密砂岩为研究对象,采用铸体薄片、扫描电镜、高速压汞等技术,研究了长6致密砂岩储层岩石学、物性、孔隙结构及储层含油性特征。结果表明:长6储层为细粒长石砂岩、储层物性差、孔隙结构复杂,含油性与储层物性及孔隙结构关系密切。     

鄂尔多斯盆地延长组致密砂岩不同尺度孔喉分形特征及其控制因素

微观孔喉结构是影响致密砂岩油藏特征的重要因素。致密砂岩孔喉结构复杂,非均质性强,需结合分形理论对其进行研究。选取鄂尔多斯盆地延长组致密砂岩进行铸体薄片、扫描电镜、恒速压汞实验,分析致密砂岩孔隙和喉道的分布特征。在此基础上,结合分形原理和方法,对致密砂岩孔隙和喉道分形维数及影响因素进行研究。结果表明,鄂尔多斯盆地延长组致密砂岩分形曲线存在明显的转折点,根据其对应的进汞压力,可以将致密砂岩孔隙和喉道分成大尺度和小尺度2种类型。利用线性拟合斜率计算孔隙和喉道分形维数（D）,不同尺度孔隙和喉道该值差异较大。小尺度孔喉压实作用和胶结作用强烈,以晶间孔、剩余粒间孔和缩颈状喉道为主。该尺度孔喉非均质性弱,孔喉空间变形较少,分形维数较小（2 < D < 4）。大尺度孔喉溶蚀作用强烈,以弯片状喉道、溶蚀孔隙和复合孔隙为主。该尺度孔喉储集空间大,孔喉变形明显。因此大尺度孔喉非均质性强,分形维数较大（D > 7）。压实作用、胶结作用和溶蚀作用严重影响着致密砂岩孔喉储集空间的大小和形状,决定着不同尺度孔喉的分形特征。     

致密砂岩孔喉大小表征及对储层物性的控制——以鄂尔多斯盆地陇东地区延长组为例

孔喉大小是评价储层质量的重要因素,而致密砂岩储层孔喉分布较强的非均质性使其表征难度较大。在分析目前孔喉表征方法的基础上,通过场发射扫描电镜、高压压汞和恒速压汞等实验,研究了鄂尔多斯盆地陇东地区延长组7段致密砂岩储层孔喉大小分布特征及其对储层物性的控制作用。结果表明:储层孔隙类型主要为剩余粒间孔、溶蚀孔、微孔和少量微裂缝;高压压汞表征孔喉的大小分布在0.014 8~40μm,大于1μm的孔喉分布较少;恒速压汞测试表明对于不同物性的样品其孔隙半径分布相对集中,主要分布在80~350μm;喉道半径则表现出较强的非均质性,分布在0.12~30μm;高压压汞和恒速压汞结合有效地表征了致密砂岩储层整个孔喉分布特征,孔径分布在0.0148~350μm。储层渗透率主要由比例较小的大孔喉(大于R_(50))所控制,对于渗透率大于0.1 mD的致密砂岩,其渗透率主要由微孔和中孔所控制,而小于0.1 mD的致密砂岩则主要由纳米孔和微孔所控制;此外,小孔喉的比例随着渗透率的减小而增加,虽然其对渗透率影响较小,但对储层储集性的影响却十分重要。     

鄂尔多斯盆地延长组长7油层组页岩-致密砂岩储层孔缝特征

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7油层组是富有机质页岩和致密砂岩共生发育的富油层位,富有机质页岩既是生油层又是储层,并为致密砂岩提供油源。揭示页岩储层和致密砂岩储层之间的孔缝特征,对认识页岩油和致密油赋存空间和运移机理具有重要意义。综合岩心描述、场发射扫描电镜、激光共聚焦显微镜、核磁共振实验、高压压汞和低温吸附实验等手段,定性描述和定量表征相结合,刻画了富有机质泥页岩和致密砂岩储层中的孔隙类型和孔径大小。富有机质泥页岩孔隙类型包括粒间孔、粒内孔、有机质孔,页岩中孔隙的孔径范围总体分布在50 nm以下。页岩中的裂缝包括水平缝、低角度缝、高角度缝和近直立缝。致密砂岩储层孔隙类型包括剩余原生粒间孔、晶间孔和次生孔,且次生孔是主要的孔隙类型。致密砂岩孔隙直径多在2 μm以上,孔喉半径多集中在73.5 nm以下,但对渗透率起贡献作用的孔喉半径区间为73.5~735 nm,致密砂岩中同样发育微裂缝和高角度裂缝。页岩和致密砂岩孔隙的形成和演化均受沉积作用和成岩作用的影响,成岩作用流体和烃类流体的运移和充注将页岩和致密砂岩构成了有机整体。延长组长7油层组页岩-致密砂岩系统中存在3类孔缝网络和石油运移路径：①页岩内纳米-微米级孔隙-裂缝网络,形成页岩油的存储空间和石油源内运移的路径;②致密砂岩内纳米级喉道和微米级孔隙的孔隙网络系统,形成致密油的存储空间;③页岩和致密砂岩间差异孔喉结构-微裂缝-裂缝孔喉网络系统,构成源内石油向源外运移的路径。     

黏土矿物和孔喉特征对致密砂岩可动流体分布的影响——以鄂尔多斯盆地东部山西组储层为例

开展致密砂岩可动流体分布的影响因素研究可有效提高储层开发潜力评价的准确性。选取鄂尔多斯盆地东部山西组典型致密砂岩样品,联合铸体薄片观察、扫描电镜观测、X射线衍射分析、恒速压汞及核磁共振测试,分析了黏土矿物及孔喉特征对可动流体分布的影响。根据致密砂岩的孔隙类型,将其划分为“粒间孔—溶孔—晶间孔型”、“溶孔—晶间孔型”及“晶间孔型”储层。砂岩样品的可动流体百分数介于9.39%～78.79%之间,平均为41.63%,且与渗透率呈中等正相关性。研究发现,黏土矿物的存在不利于流体的可动性,半径>200μm区间的孔隙与半径>1μm区间的喉道有利于流体的可动性。伊利石含量较高,呈搭桥式分割孔隙,对流体的可动性具有较强的抑制作用。“粒间孔—溶孔—晶间孔型”砂岩中半径>200μm区间的孔隙占比较高,同时半径>1μm区间的喉道占比大于50%,可动流体百分数较高。“溶孔—晶间孔型”砂岩的可动流体百分数变化较大,但随着溶孔的增多、晶间孔的减少,孔喉对流体的束缚性减弱,可动流体百分数增高。“晶间孔型”砂岩以半径<200μm区间的孔隙为主,同时半径<0.5μm区间的喉道占比大于...     

鄂尔多斯盆地致密砂岩储层孔喉分布特征及其差异化成因

致密砂岩中广泛发育的微纳米级孔喉体系是致密砂岩储层与常规砂岩储层的本质区别,也是影响致密油藏渗流特征及开发效果的主要因素。利用铸体薄片、扫描电镜、恒速压汞等方法,对鄂尔多斯盆地姬塬地区长6段、长7段储层的孔喉类型及分布特征进行了分析对比,并对其差异性成因进行了探讨。结果表明：长6段储层孔隙类型以剩余粒间孔为主,喉道多为压实成因,孔隙较喉道发育。长7段储层孔隙类型以长石溶孔为主,喉道多为溶蚀成因,喉道较孔隙发育。2个层位孔隙半径分布范围及平均值相近,长6段储层喉道半径分布范围及平均值明显大于长7段储层,其物性好于长7段储层。长6段储层为三角洲沉积,埋深较浅,较高的绿泥石膜含量和较低的压实强度使其较好地保持了原始沉积孔隙空间,而溶蚀作用又进一步扩大了孔隙空间。长7段储层为湖泊沉积,埋深较大,压实作用和胶结作用强烈,原始沉积孔隙空间被大量挤压,后期虽发生强烈的溶蚀作用,但溶蚀成因喉道连通性和渗流能力明显低于压实成因喉道,溶蚀作用虽能增大储集空间,但无法显著提高渗流能力。因此,连续沉积的长6段、长7段储层渗透率存在显著差异。     

应用恒速压汞技术研究致密油储层微观孔喉特征——以鄂尔多斯盆地上三叠统延长组为例

针对常规压汞获得的孔喉数值偏低,影响对储层的正确认识及后期开发技术政策的制定等问题,应用消除毛管压力影响的恒速压汞数据对鄂尔多斯盆地延长组致密油储层微观孔喉特征进行了直观、定量的分析。结果表明:致密油储层平均孔隙半径为153μm,与渗透率无相关性;平均喉道半径为0.34μm,是影响渗透率的主要因素,与渗透率具有很强的正相关性;孔喉半径比大,平均为556,与渗透率有较强的负相关性;汞进入阻力较小的大喉道所控制的孔隙时,总毛管压力曲线与孔隙毛管压力曲线几乎重合,喉道的影响不明显,随着进汞量的不断增加,毛管压力逐渐升高,喉道逐渐主导着进汞总量。因此,致密油的规模开发需应用先进的储层改造工艺,充分扩大、增加喉道,降低孔喉半径比,提高储层渗流能力,才能取得更好的开发效果。     

致密砂岩储层微观孔隙结构特征——以鄂尔多斯盆地延长组长7储层为例

运用物性分析、扫描电镜、铸体薄片及恒速压汞等技术,对致密砂岩储层进行了微观孔隙结构定量分析。研究结果表明：鄂尔多斯盆地长7油层组为典型的致密砂岩储层,渗透率小于0.3mD,孔隙类型以次生溶孔为主,平均孔隙半径为162μm,与渗透率无相关性;平均喉道半径为0.33μm,与渗透率具有很好的正相关性,是影响渗透率的主要因素;孔喉半径比大,平均为602,大孔隙被小喉道所控制,从而造成储层非均质性强、渗流能力差。致密砂岩储层的规模开发需采用先进的储层改造工艺,充分扩大喉道半径,降低孔喉比,提高储层渗流能力,这样才能取得更好的开发效果。     

鄂尔多斯盆地红河油田延长组致密砂岩储层反演预测

鄂尔多斯盆地红河油田延长组属于岩性油藏,主力储层具有低孔低渗、非均质性强的特点,整体勘探开发难度较大,有利砂体展布是制约红河油田勘探开发的关键。由于砂岩储层与周围泥岩盖层波阻抗差别小,常规波阻抗反演很难预测储层分布。以红河油田主力油层长81为例,利用自然伽马曲线和中子孔隙度曲线重构了一条可以有效区分砂岩和泥岩的岩性指示曲线,通过多井约束稀疏脉冲反演和地质统计学反演对长81砂体进行了预测,获得了良好的效果,为水平井的部署提供了有力依据。     

鄂尔多斯盆地北部上古生界致密砂岩储层特征及其成因探讨

鄂尔多斯盆地北部上古生界致密砂岩储层具有:1)低孔、低渗、小孔隙、细喉道和渗透率对压力敏感;2)束缚水饱和度高、气水关系复杂;3)储集空间以溶孔和微孔为主、裂缝相对发育的特点。分析认为,上古生界砂岩储层致密的主要原因为古埋藏深度大、热演化程度高、晚成岩阶段的破坏性成岩作用强,热液活动进一步使储层致密化。     

致密砂岩储层流体差异性赋存特征——以鄂尔多斯盆地三叠系延长组为例

为探讨致密砂岩油藏储层流体差异性赋存特征,以鄂尔多斯盆地HQ地区三叠系延长组长6、长8油层组及HS地区长6、长8油层组为研究对象,利用核磁共振技术、高速离心实验,按渗透率区间、地区、目的层层位定量分析储层岩石可动流体含量、不同级别喉道控制的可流动孔隙空间等储层流体差异性赋存特征。不同渗透性级别的储层中,不仅总可动流体饱和度差异较大,而且可动流体赋存的喉道区间也存在较大差异。渗透性好,可动流体由较大喉道控制;渗透性差,可动流体主要由较小喉道控制。在较小喉道半径区间（小于临界喉道半径）,随喉道半径增大,可动流体饱和度增加;在较大喉道半径区间（大于临界喉道半径）,随喉道半径增加,可动流体饱和度降低。渗透性越好的样品,其临界喉道半径越大。不同地区、不同层位,总可动流体饱和度值由高到低的顺序依次为HQ长8、HS长8、HQ长6、HS长6。     

长7致密砂岩微观孔喉结构测试及特征

以岩心观察、测井、分析试验等资料为基础,探讨了鄂尔多斯盆地湖盆中部长7致密砂岩储层微观孔隙结构测试方法及特征.研究区致密储层以（岩屑）长石砂岩为主,沉积物粒度细,软组分含量高,可见孔面孔率低,多物源沉积造成孔隙结构及成岩作用具有明显差异;储层物性差,孔隙度介于4 ％～10％,平均约为9.12％,90％以上样品渗透率小于0.3× 1 0^-3μm^2介于0.16～0.25× 1 0^-3μm^2研究区裂缝发育;采用高精度扫描电镜、纳米CT等方法结合常规测试,实现致密砂岩储层微米-亚微米-纳米级多尺度孔喉精细识别,采用图像分析法-恒速压汞-高压压汞相结合的方法,建立起了致密砂岩储层孔喉定量化评价方法;测试结果表明：研究区致密砂岩储层微米级孔隙占比约为25％,亚微米级孔隙约为35.9％,纳米级约为30％.储层喉道半径小,孔喉比大,盆地致密储层发育纳米级喉道,主要分布在20～300 nm、配位数较低,孔喉系统复杂,孔喉网络系统由多个独立连通孔喉体构成.孔喉特征参数中最大连通喉道半径、孔喉均值、孔喉分选系数等与物性具有一定相关性,其中最大连通喉道半径与渗透率相关性密切,相关系数为0.918.     

鄂尔多斯盆地延长组成岩流体滞留效应与致密砂岩储层成因

鄂尔多斯盆地上三叠统延长组砂岩储层主要是致密低渗透储层。平缓的构造背景、储层胶结物含量及类型的差异、包裹体均一温度、碳酸盐胶结物碳氧同位素分析及地层水特征均证明,鄂尔多斯盆地上三叠统延长组砂岩储层中成岩流体存在滞留效应。尽管碎屑矿物颗粒被烃源岩生烃过程中排出的有机酸溶蚀,但由于地层平缓、成岩流体难以迁移而滞留在原来的孔隙中,形成了大量自生胶结物沉淀。孔隙度演化计算表明,除成岩压实减孔作用是导致延长组砂岩储层致密的主要因素外,成岩流体滞留效应造成延长组砂岩储层中自生黏土矿物和碳酸盐等胶结物发育,由此导致的强胶结效应是储层致密、强含油非均质性的主要原因,且其减孔作用与成岩压实作用几乎相同。     

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。