鄂尔多斯盆地红河油田延长组长81小层致密砂岩成岩作用与储层特征

近年来,致密砂岩储层成为中外学者研究的热点,延长组长8_1小层致密砂岩储层是红河油田最重要的产油层,岩性以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主,是典型的特低孔特低渗透储层,勘探开发难度较大。通过铸体薄片、阴极发光、岩石热解、粘土矿物X衍射分析、砂岩毛管压力曲线测试和储层敏感性测试等方法,明确红河油田长8_1小层致密砂岩的成岩作用,构建其成岩演化序列及孔隙度演化史,并对其储层特征进行研究。结果表明:长8_1小层致密砂岩处于中成岩阶段A期,成岩作用主要包括压实作用、胶结作用和溶蚀作用;压实作用破坏约50%的原生孔隙,方解石和高岭石胶结物充填约30%的原生孔隙,溶蚀作用在一定程度上改善了储层物性。储集空间类型主要以粒间溶孔、残余原生孔隙和微裂缝为主;孔喉结构包括细喉、微细喉和微喉3种类型,以细喉为主的储层发育区是下步勘探开发的目标区;储层速敏性中等—偏弱,水敏性弱,盐敏性中等,无酸敏性,碱敏性弱,应力敏感性弱,储层敏感性实验为储层改造和注水开发等提供了重要依据。     

致密砂岩双重介质储层可动流体影响因素分析——以鄂尔多斯盆地泾河长8段为例

致密砂岩双重介质储层的孔喉细小,裂缝发育,流体赋存状态不同于常规储层,可动流体参数是评价该类储层开发潜力的重要参数。利用核磁共振技术,结合恒速压汞分析等手段,对鄂尔多斯盆地南缘泾河油田长8段致密砂岩双重介质储层的可动流体特征及主要影响因素进行了分析,结果表明,泾河油田长8段储层存在5种典型的T2谱曲线形态,储层可动流体平均饱和度为44.8%,可动流体平均孔隙度为2.9%;储层孔道半径为90~180μm,喉道半径为0.1~0.8μm;水平层理缝密度为5.01~64.80条/米,平均21.10条/米。泾河油田长8段储层具有低可动流体饱和度和低可动流体孔隙度的特征;储层宏观物性与可动流体参数相关性越强,物性越好,可动流体饱和度越高;主流喉道半径和层理缝密度是控制致密砂岩双重介质储层可动流体饱和度的主要因素。     

鄂尔多斯盆地红河油田长8致密砂岩储层成岩特征

综合利用铸体薄片、扫描电镜和电子探针等分析化验资料,对鄂尔多斯盆地红河油田三叠系延长组长8致密砂岩储层的成岩作用类型、分布特征及主控因素进行了系统研究。研究区长8储层目前处于中成岩A阶段,主要成岩类型为压实作用、溶解作用及2期方解石、2期高岭石、3期绿泥石胶结作用。独立型薄层砂体分布在河道边部和河道上游,其塑性矿物含量高,以强压实作用为特征,溶解作用和胶结作用较弱,发育强压实成岩相。复合型厚层砂体分布在河道中心,其中顶部和底部砂体以强方解石胶结为特征;中部砂体根据砂体岩相类型存在多个成岩序列和成岩相,其中富含刚性矿物中-细砂岩岩相主要发育绿泥石胶结中溶解成岩相,过渡型细砂岩岩相由于早期方解石胶结程度差异,可发育方解石中胶结成岩相或高岭石中胶结成岩相。     

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。     

鄂尔多斯盆地西南部致密砂岩储层微观裂缝特征及控制因素——以红河油田长8储层为例

以鄂尔多斯盆地西南部红河油田长8致密砂岩储层为例,根据铸体薄片、扫描电镜分析,结合岩心和测井资料,采用地质学统计的方法,对微观裂缝的发育特征及控制因素进行系统分析,在此基础上,分析典型区块Q1井区的微观裂缝分布特征。结果表明:从地质成因上,该区致密砂岩储层的微观裂缝可以分为构造、成岩、构造-成岩和异常高压成因4种类型,其中以构造成因的微裂缝和构造-成岩成因的微裂缝为主,该区微观裂缝大部分为有效裂缝,少量无效裂缝被方解石、石英及炭质等充填。该区微观裂缝的发育程度受沉积作用、成岩作用、构造作用及异常高压作用控制。云母、岩屑等塑性成分含量越高,杂基含量越多,岩石颗粒越细,微裂缝发育程度越差;压实作用越强,越有利于构造-成岩成因的粒内缝、粒缘缝发育;随着胶结强度增强,粒内缝和粒缘缝发育程度降低,利于发育构造成因的微裂缝。典型区块Q1井区,在细砂岩强压实方解石强胶结相中,微观裂缝发育程度最强;其次为细砂岩强压实相和中-细砂岩方解石中胶结相;在细砂岩高岭石胶结相和绿泥石胶结中溶解相中,微观裂缝发育程度较弱;在泥岩中微观裂缝发育程度最弱。     

鄂尔多斯盆地南缘红河油田长8致密油藏非均质性表征方法

鄂尔多斯盆地南缘红河油田长8致密油成藏条件异常复杂,地质“甜点”小而分散,油藏非均质性极强。以红河36井区为例,从影响油藏富集高产的主控因素出发,重点开展“储层质量、裂缝、含油性”三大强非均质性表征,再结合产能评价建立油藏非均质性综合表征模型,更客观地呈现油藏地质特征。从微观和宏观角度建立基质储层分类标准,探索沉积成岩共控储层发育机理,形成“沉积要素控制成岩相,成岩相控制储层质量”的储层非均质性表征方法,从而明确分类储层平面分布;基于不同级别断缝带对油气富集的控制作用,建立多尺度裂缝带分级方案,井震结合开展分级预测,定量表征米级到千米级裂缝带分布;以井点含油性分析为基础,结合油水分布模式,建立含油饱和度场,定量表征含油非均质性;在此基础上,叠加三大强非均质性表征结果,建立致密油藏非均质性综合评价模型,明确分类储量及开发目标分布。     

鄂尔多斯盆地致密砂岩气层测井评价新技术

鄂尔多斯盆地上古生界以陆相、海陆交互相碎屑岩为主，属于低孔、低渗的致密砂岩储集层。由于其低孔、低渗、非均质性强等原因，使利用常规测井资料正确识别气层的难度增大。文章分析认为，上古生界气田测井特征受岩性物性作用比较明显，石英砂岩和岩屑砂岩的测井特征与含气特征不同，电性上高低电阻率气层共存。在综合利用成象测井新技术提供的新方法及多信息、高精度参数，在分析储层特征的基础上，结合实验数据确定了核磁共振变等待时间的测井参数，提出了对致密气层识别有效的气层识别新方法，主要为基于核磁共振测井的差谱法、移谱法，基于交叉偶极声波测井纵波差值法。通过实例分析，证明了方法的有效性，较好地解决了低孔、低渗致密气层和低阻砂岩储层的气层识别问题，提高了测井识别的准确率，解释符合率达85%以上。     

致密砂岩脆性指数测井评价方法 ——以鄂尔多斯盆地陇东地区长7段致密砂岩储集层为例

岩石的脆性指数是致密砂岩油气体积压裂设计中应考虑的重要因素之一。通过对岩石弹性参数法和矿物成分法两种脆性指数测井评价方法的分析,并应用岩石力学实验和全岩X衍射分析实验标定,建立了应用常规测井的多矿物模型确定致密砂岩脆性指数的方法。对鄂尔多斯盆地陇东地区长7段致密砂岩储集层实际资料处理结果表明,应用常规测井资料对岩石脆性指数进行评价,可以弥补由于阵列声波（或声波扫描）测井采集井数较少难以开展岩石脆性指数平面分布研究的不足,为致密砂岩油气“甜点”优选提供技术支持。     

低渗油田可动油储集层流体性质评价方法——以鄂尔多斯盆地红河油田为例

鄂尔多斯盆地红河油田含油饱和度高的储集层测试往往为干层或水层,这是因为含油饱和度仅反映岩石空间中含油饱满程度,并不反映其可动流体的含油量。为提高储集层流体性质解释符合率,应用大量岩心核磁共振分析数据,开展了核磁共振谱图含油特征分析和可动油饱和度流体性质评价方法研究。首先,借鉴低渗储集层可动流体储集层物性评价方法,以可动流体中含油量为主要依据开展流体性质评价;其次,在物性评价基础上,开展有效储集层(Ⅲ类以上)含油饱和度和可动油饱和度与试油结论对比分析,建立可动油饱和度流体性质评价图板。结合物性评价将储集层流体划分为4类,解决了低渗储集层流体性质解释评价问题。研究认为,可动流体中的可动油对低渗储集层流体性质起关键性作用,如果原油在储集层内以束缚油形式存在,即使含油饱和度高也不产油,从而有效解决了红河油田含油饱和度高试油不出油问题。这种方法对类似低渗储集层流体性质评价亦有效。     

鄂尔多斯盆地西南部致密砂岩气成藏主控因素

鄂尔多斯盆地西南部上古生界砂岩储层整体较为致密,已获得工业气流,成为鄂尔多斯盆地致密砂岩气储量接替区。为了明确该盆地西南部致密砂岩天然气成藏的主控因素及规律,运用气源条件、源储空间配置和储层质量等单因素叠合分析方法进行综合研究。研究表明：盆地西南部上古生界气源强度满足形成致密砂岩气藏的成藏下限要求,与烃源岩空间配套的致密砂体宏观上控制气藏的位置和规模,致密砂岩内石英含量及其孔喉连通程度微观上控制致密砂岩气藏的富集程度,而气源条件、源储配置和储层质量三元补偿的最佳配置区为天然气的高产区。研究结果为盆地西南部致密砂岩气藏的勘探开发提供了科学依据。     

鄂尔多斯盆地红河油田长8储层致密砂岩油藏注CO2提高采收率

鄂尔多斯盆地红河油田地层压力系数低,天然能量开发递减较快、采收率低,难以实现有效开发。而长8储层裂缝较发育,注水补充能量开发存在油井水窜严重、见效低等问题。为了解决补充能量的问题,进行红河油田长8储层注CO₂提高采收率的可行性实验研究,室内开展了PVT实验、最小混相压力实验和裂缝岩心CO₂驱油实验,并评价了CO₂吞吐的开发效果。实验结果表明：红河油田原油注入CO₂后体积增大,具有较强的膨胀能力。而且随着混合体系压力逐渐增大,原油与CO₂能产生明显的相互扩散传质作用。长细管混相仪法测得红河油田原油与CO₂的混相压力为17.34 MPa,低于红河油田原始地层压力,注CO₂驱油能达到混相条件。通过多轮次CO₂吞吐实验,在弹性开发采收率4.04%的基础上可提高采收率3.14%。综合室内可行性评价实验结果看,红河油田长8储层注CO₂补充能量开发具有可行性。     

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。     

鄂尔多斯盆地定边油田长2低渗砂岩储层特征及评价

鄂尔多斯盆地定边油田长2储层为三角洲平原分流河道沉积的中—细粒长石砂岩,平均孔隙度为16.36%,平均渗透率为9.58×10-3μm2,属中孔、中—低渗储层。根据压汞曲线、铸体薄片等分析资料及试采、录井等测试结果,对长2储层特征进行研究和综合评价认为:长2储层孔隙类型主要有原生孔隙和次生孔隙,后者发育的长石溶孔对储层物性改善起到了积极作用;成岩作用类型主要为压实作用、胶结作用和溶蚀作用,前两者对储层物性破坏严重,而溶蚀作用扩大了储集空间,改善储层物性;长2储层可以划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ4种类型;综合评价长2储层是以Ⅰ、Ⅱ2种类型为主要构成的中—低渗透储层,优质储层多分布在分流河道沉积旋回的中下部。     

鄂尔多斯盆地延长组长 7 致密油储层微观特征

针对鄂尔多斯盆地致密油储层特征,利用纳米级 CT 扫描、场发射扫描电镜、恒速压汞以及核磁共振等技术,对该储层孔隙、喉道以及孔喉配置关系等微观特征进行了系统研究。 结果表明：孔隙大小决定了致密油储层的储集能力,鄂尔多斯盆地延长组长 7 致密油储层的平均孔隙半径为 15～20 μm,平均单位孔隙体积为 0.05;喉道大小是储层开发下限的主要制约因素,长 7 致密油储层的喉道半径主要为 0.3～0.5 μm,储层中 60%的可动流体由半径为 0.1～0.5 μm 的喉道所控制;在物性较好的储层中,连通性较好的大喉道占 30%～40%,而且喉道半径≥0.5 μm,而在物性较差的储层中,喉道细小,连通性差的喉道约占 60%,而且喉道半径 <0.1 μm。     

鄂尔多斯盆地长6油层组准连续型致密砂岩油藏形成机理

鄂尔多斯盆地陕北斜坡延长组长6油藏为典型的准连续型致密砂岩非常规油藏,主要具有以下7个特点:(1)长6油藏形成和分布对圈闭无严格要求,石油大面积连片分布,油藏分布范围不受圈闭限制;(2)区域相对稳定的大地构造背景条件,以及大面积复合连片分布的致密储集体是长6准连续型致密砂岩油藏形成的外部因素;(3)长7油层组成熟烃源岩大面积连续分布,高强度生、排烃是长6准连续型致密砂岩油藏形成的前提;(4)长6油藏的形成主要是初次运移和短距离二次运移的结果,垂向裂缝和侧向连通砂体有效组合为石油优势运移通道,石油就近运移聚集成藏;(5)石油运移的动力主要是生烃作用产生的异常压力,浮力作用弱,对油藏的形成和分布不起主要作用;(6)长6油藏油水分布规律复杂,无纯油层,油水层、水层、干层共存,无统一的油水界面和压力系统,油藏非均质性强,含油饱和度不均一,储量丰度较低,存在甜点富集区;(7)在石油大规模生成运移时,长6储层已经致密化或同步致密,为形成长6准连续型致密砂岩油藏创造了条件。     

致密砂岩气藏黏土矿物特征及其对储层性质的影响——以鄂尔多斯盆地苏里格气田为例

为了研究致密砂岩气藏的储层性质,以X射线衍射定量评价黏土矿物赋存特征为基础,结合铸体薄片、扫描电镜、高压压汞及核磁共振等资料,对鄂尔多斯盆地苏里格气田二叠系盒8段致密砂岩气藏15块黏土矿物样品进行了物性特征、孔隙结构及可动流体的影响因素等研究。结果表明：伊利石（体积分数为3.07%）及高岭石（体积分数为1.86%）是研究区主要的黏土矿物;黏土矿物本身发育丰富的微-纳米级孔隙,并贡献部分储集空间,同时也是论证次生溶蚀孔隙形成的间接证据;绿泥石主要起到晚期充填破坏孔隙的作用,伊利石及伊/蒙混层的大量出现会破坏储层性质;可动流体修正参数将孔隙表面亲水性考虑在内,突出了亲水性黏土与可动流体赋存特征的关系（R²>0.70）。该项研究提供了致密砂岩气藏黏土矿物与储层性质耦合关系的新视角,可为生产实践提供理论指导。     

鄂尔多斯盆地定边油田长7 致密砂岩储层成岩作用及孔隙演化规律

鄂尔多斯盆地定边油田延长组长7储层石油地质储量丰富,但砂体致密、非均质性强等因素严重制约了油气的有效勘探开发。综合运用铸体薄片、扫描电镜等资料,深入分析研究区储层的岩石组分、孔隙类型、物性特征及成岩作用,将成岩演化事件与地质响应有机匹配建立研究区孔隙演化模型,厘清储层成岩演化及孔隙演化规律,同时对比不同深度成岩作用对孔隙演化规律的影响程度。结果表明,研究区长7储层以长石砂岩为主,主要发育黏土、碳酸盐等胶结物,有效孔隙类型以残余粒间孔、次生溶孔及晶间微孔为主,为典型的特低孔、超低渗透致密砂岩储层。成岩演化过程先后经历快速压实—早期胶结、胶结—早期溶蚀、溶蚀增孔、压实—晚期胶结等阶段,目前处于中成岩A期。压实作用是导致孔隙减小、储层致密的主控因素,平均减孔量为20.40%;胶结作用平均减孔量为14.02%,其中晚期胶结是储层致密的关键因素;溶蚀作用平均增孔量为5.87%,可延缓储层致密过程。长7^1油层段底部与长7^2油层段中部储层压实、胶结作用减孔量相对较弱,溶蚀增孔量相对较大,可作为研究区勘探开发的首要目标。