伊拉克中部A油田上白垩统Khasib组储层流动单元研究

根据伊拉克中部A油田主力开发层上白垩统Khasib组碳酸盐岩油藏当前注水开发现状及需要对其进行流动单元的研究,针对该储层岩石及孔隙类型多样,孔喉结构及孔渗关系复杂特征,运用岩心、薄片、扫描电镜、物性分析和压汞资料,在岩相、沉积相、物性及孔喉结构研究基础上,运用微观孔隙结构法对流动单元进行了划分。对多级喉道半径与渗透率关系的分析表明,对本区储层渗透率表征最为敏感的为拐点喉道半径而非传统R₃₅参数。采用该参数并结合岩相、物性、孔隙结构划分出Ⅰ~Ⅲ类流动单元:Ⅰ类流动单元岩相主要为砂屑颗粒灰岩,粒间孔、溶孔配合孔隙缩小型喉道对储层渗流起主要作用,拐点喉道半径大于0.8μm,渗流能力好,孔隙度为22%,渗透率为180×10-3μm2,发育在高能砂屑滩中;钻遇该类流动单元井初期产量高,但注水开发中易形成早期注水突破,应采取温和注水开采。Ⅱ类流动单元岩相主要为砂屑泥粒灰岩和绿藻泥粒灰岩,砂屑泥粒灰岩以粒间孔配合缩颈喉道,绿藻泥粒灰岩以绿藻铸模孔、溶孔配合网络状、孔隙缩小型喉道对储层渗流起主要作用,但主渗流孔喉组合所占比例较Ⅰ类流动单元小,拐点喉道半径介于0.35~0.8 μm之间,渗流能力较好,非均质性强,孔隙度为25%,渗透率为10×10-3 μm2,发育在中-高能的砂屑滩和中-低能的藻屑滩中;该类流动单元井初期产量较高,非均质性强导致剩余油分布差异大,是进一步开采和挖潜的主要区域。Ⅲ类流动单元岩相为抱球虫粒泥灰岩,体腔孔、微孔配合管束状喉道对渗流起主要作用,拐点喉道半径小于0.35 μm,渗流能力差,孔隙度平均值仍高达24%,但渗透率平均值仅为1.5×10-3 μm2,发育在较低能的缓斜坡中,含油饱和度低,储量低,较难开采。      

渤中19-6孔店组砂砾岩孔隙结构和渗透率估算模型

渤中19-6砂砾岩孔隙结构复杂,为提高渗透率的估算精度,需要从孔隙结构入手,找到与渗透率相关性最好的孔隙结构因素。以43块孔店组砂砾岩的孔隙结构和渗透率为研究对象,利用岩石铸体薄片确定发育的孔隙类型,通过高压压汞获取孔喉分布特征和孔隙结构参数。结合孔隙类型和孔隙结构参数分析孔隙结构和渗透率的关系,建立了基于孔隙结构参数的渗透率评价模型。研究表明,不同类型溶蚀孔隙的孔隙结构存在差异,粒内溶孔的孔隙结构最好,胶结物溶孔的孔隙结构最差。溶蚀孔隙类型发育不同,物性差异较大,以粒内溶孔为主且不发育胶结物溶孔的岩样物性最好。不同孔隙结构因素对渗透率控制程度不一致,其中基于孔喉大小、连通、配比和几何形状这4种因素建立的渗透率模型精度最高。渤中19-6气田孔店组砂砾岩粒内溶孔具有较大的孔喉半径和较好的连通性是促使该类岩石储集和渗流能力均较好的主要原因。平均孔喉半径、退汞效率、平均孔喉体积比和分形维数适用于估算孔隙结构复杂且(特)低孔渗的砂砾岩储层渗透率,以期为渤海湾盆地渤中凹陷砂砾岩储层的渗透率评价提供技术支持。      

基于CT扫描技术的低渗油藏水敏效应后微观孔隙结构特征

为了研究水敏效应对低渗油藏微观孔隙结构特征的影响,将CT在线扫描技术和岩心驱替实验相结合,开展了低渗油藏不同渗透率岩心水敏性评价实验,对水敏过程中孔、喉半径分布特征、配位数、孔隙变化特征、物性参数变化及对储层渗流能力的影响进行了实验研究,并绘制了水敏前后极限注采井距对比图版。结果表明,随着渗透率降低,水敏效应对孔隙、喉道伤害程度越大、平均孔喉配位数减少越多。两者共同作用是造成储层启动压力梯度增加的主要原因;水敏效应对储层喉道伤害程度远大于对孔隙伤害程度;水敏效应造成黏土膨胀、颗粒运移几乎发生在所有孔隙中,但对岩心整体孔隙结构和分布特征影响不大。通过极限注采井距可知,水敏效应造成新沟嘴组低渗油藏极限注采井距减少了153 m,需要通过加密井来调整注采井距,改善注水波及范围。该研究结果对长期注水的水敏性低渗储层开发调整具有现场指导意义。     

板桥－合水地区长８１ 储层不同类型成岩相孔隙结构特征及生产动态分析

通过铸体薄片、扫描电镜和 X衍射等方法将板桥－合水地区长８１ 储层成岩相划分为６类,并应用压汞及油水相渗等实验系统地分析了不同类型成岩相孔隙结构及渗流机理,在此基础上,结合实际生产资料,对各类成岩相的生产动态特征进行了分析.结果表明:长石溶蚀－残余粒间孔相为优势成岩相,其储集空间发育,孔喉比小且连通性好,油水之间流动干扰弱,初期日产油量较高,低含水期稳产周期长,注水开发效果好;而劣势成岩相,如水云母胶结相,尽管孔隙也发育,但孔喉比大且连通性差,导致储层渗流能力差,含水率上升快且稳产期短,注水开发效果差,建议对其采取适当措施降低储层非均质性或者调整开发方案,从而提高最终采收率.      

辽河坳陷雷家地区沙四段致密储层孔隙结构及物性下限

为研究辽河坳陷雷家地区沙四段致密储层储集性能,采用矿物成分分析、铸体薄片、扫描电镜分析、微米CT扫描和高压压汞实验等方法,利用孔喉值确定致密储层的孔隙结构和优势岩性,并估算物性下限。结果表明:杜家台致密储层可分为白云岩、细粒混积岩和方沸石岩三类,其连通孔隙体积分别占总孔喉体积的37%、35%和28%。储层普遍发育纳米孔、微米孔和裂缝,各岩性类致密储层渗透率与最大孔喉半径、主要流动孔喉半径相关性较好,呈指数正相关关系,渗透性主要由较大孔喉提供。白云岩、细粒混积岩和方沸石岩类有利储层孔隙度下限分别为5.8%、6.2%和7.1%,有效储层孔隙度下限分别为2.8%、3.3%和4.6%。该结论为认识雷家地区致密油资源潜力并指导勘探提供依据。     

浅层高渗砂岩油藏分级相控地质建模

由于裂谷盆地浅层疏松砂岩储层非均质性强,渗透率级差变化范围巨大,常规相控建模无法表征储层内部非均质性,导致渗透率模拟结果与测井及试井解释难以匹配。为了解决这一难题,在沉积微相研究的基础上,利用流动分层指标(FZI)、孔隙喉道半径(R₃₅)2个参数,将储层细分为4类流动单元,依据各流动单元的孔渗对应关系重新计算测井渗透率。采用分级相控建模的思路,首先建立沉积微相模型,在微相模型的控制下,建立流动单元模型。在此基础上,根据各流动单元的孔渗分布特征,建立各流动单元的孔隙度和渗透率场。该方法建立的三维地质模型,既精细刻画了储层内部非均质性,又能定量表征储层物性空间分布特征,保证渗透率模拟结果与测井及试井结果一致,为油藏数值模拟提供了准确的数据基础。      

方正断陷白垩系含砂砾岩储层孔喉特征

利用岩心、铸体薄片、扫描电镜、高压压汞和恒速压汞等分析方法,研究方正断陷白垩系致密含砂砾岩储层储集空间类型、物性特征,对孔喉特征进行定量表征,探讨不同尺度孔喉分布规律及其对储层物性的控制作用。结果表明:方正断陷白垩系含砂砾岩储层主要发育残余粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、晶间孔和微裂缝。孔喉半径分布区间为18 nm～10μm,孔喉半径基本小于1.0μm;孔隙半径分布在100～300μm之间,峰值分布在140～160μm之间,喉道半径集中在0.2～0.6μm之间。孔隙半径发育集中,喉道半径和孔喉比非均质性较强,随渗透率增大,喉道半径分布范围变宽,单峰值喉道半径变大,具有右偏的特征。含砂砾岩储层的大喉道对渗透率的控制作用明显,对孔隙度的影响较小。纳米级孔喉对渗透率贡献率影响较小,为1.07%～30.72%;对孔隙度贡献率影响较大,为47.71%～92.05%。孔喉结构分布特征对研究区致密储层物性有重要影响。     

川南地区中二叠统茅口组碳酸盐岩储层孔隙特征与储层成因

川南地区中二叠统茅口组碳酸盐岩储层孔隙结构复杂、非均质性强,孔隙类型的差异影响储层渗流能力.基于岩心观察、薄片鉴定和扫描电镜成像等资料,采用FIB—SEM三维成像技术,分析川南地区中二叠统茅口组碳酸盐岩储层特征.结果表明:川南地区中二叠统茅口组碳酸盐岩储层受白云石化和溶蚀作用等影响,形成晶间溶蚀孔、粒间孔和粒内孔等次生...     

渤中凹陷深层特低孔特低渗砂砾岩储层储集空间精细表征

利用自动矿物定量识别系统（QEMSCAN）、二维大尺寸背散射图像拼接技术（MAPS）、多尺度微米CT、铸体薄片、恒速压汞等实验技术,对渤中凹陷深层孔店组特低孔特低渗砂砾岩储层的储集空间进行了二维、三维多尺度精细表征,并系统研究了砂砾岩储层渗流能力影响因素。实验结果显示,研究区砂砾岩孔隙毫米-微米-纳米级多尺度连续分布,孔隙度相对大的储层,孔径分布范围较宽,储层粒间原生孔、粒间溶蚀孔等大孔隙占比较高,粒内溶蚀孔、晶间孔占比较低。基于三维孔喉网络模型,孔隙主要半径分布区间为1.5~60 μm,喉道半径分布在0.5~8.0 μm之间,孔喉连通性的分布形态有条带状、连片状、孤立状,储集性较好的储层孔喉在三维空间多为连片状,渗透率相对较差的储层孤立状的大孔较多。孔隙型储层的渗透率与孔喉形态、喉道半径、配位数等参数密切相关。裂缝明显改善了砂砾岩的物性,也为酸性流体对储层的溶蚀提供了有效通道,导致溶蚀孔隙相对发育。综合研究认为,渤中凹陷深层砂砾岩储层的渗流能力受裂缝发育程度、孔喉连通性双重控制,储层中黏土矿物和碳酸盐矿物胶结对孔隙结构、储层渗流能力有重要影响。      

低渗－特低渗油藏渗流特征及影响因素:以鄂尔多斯盆地安塞油田侯市－杏河地区长６油藏为例

安塞油田侯氏－杏河地区长６油藏属于低渗－特低渗油藏,针对导致该油藏注水开发过程中一系列问题的复杂多变的渗流特征,利用油水相渗实验与核磁共振实验,通过分析曲线特征与重要渗流参数分布将研究区油藏储层分为３类,并结合物性测试、恒速压汞、X衍射等实验结果,分析物性、孔喉结构、黏土矿物以及注水方式对渗流特征的影响.结果表明:３类油藏的渗流参数依次变差,渗流能力减弱;束缚水饱和度受黏土矿物含量的影响程度较大;驱油效率与渗透率和喉道半径呈正相关,与孔喉半径比呈负相关,且受微观均质程度以及注入压力以及注入水体积影响;可动流体饱和度随渗透率的增大而增大,主要受控于孔隙与喉道分布及二者的空间配置关系.从好到差的３类油藏对应的初期产量、稳产周期依次降低.储层因素通过影响渗流特征,进而对开发特征产生影响.      

朝阳沟阶地扶杨油层微观孔隙结构及渗流机理分析

基于扶余油层和杨大城子油层典型河道砂岩岩心样品,利用CT扫描物理实验和数字岩心重建技术,开展低渗透砂岩微观孔隙结构表征及渗流机理分析。通过矿物组分定量分析和扫描电镜拼图成像技术,识别出岩心矿物种类及其含量,划分出粒间孔、粒内孔和填隙物内孔共3种孔隙类型。针对总孔隙空间进行等效半径分布曲线计算,呈现明显的双峰结构,峰值主要集中在约50 μm和约1μm。利用重构的数字岩心模型模拟油水两相渗流,模拟结果显示,扶余油层油水共渗区较宽,残余油饱和度为30%~45%;杨大城子油层油水共渗区较窄,残余油饱和度为40%~55%。在毛管力和亲水性的作用下,水相优先进入小孔道,小孔道先于大孔道形成水锁,相较于扶余油层,杨大城子油层的喉道半径小,数量多,更易形成水锁,残余油饱和度较高。      

超低界面张力体系对低渗岩心非线性渗流规律的影响

低渗储层中启动压力梯度导致流体渗流规律呈现非线性特征,使得低渗储层的开发方式与中高渗储层不同。为了研究新立油田低渗储层中的非线性渗流现象,以新立油田天然低渗岩心为研究对象,通过精密压力测试多孔介质渗流实验分析超低界面张力体系对新立油田低渗岩心中单相及两相流体启动压力梯度的影响。研究结果表明:对于任何流体,新立油田低渗岩心均表现出非线性渗流特征,存在着一定启动压力梯度;低渗岩心拟启动压力梯度的值高于启动压力梯度,且两者均随着渗透率的提高而降低且与渗透率之间均为幂关系;超低界面张力体系可以明显地降低低渗岩心最小启动压力梯度与拟启动压力梯度;对于不同渗透率的岩心,两相临界启动压力梯度与含水饱和度的关系均表现出相似的变化规律,即两相临界启动压力梯度随着平均含水饱和度的上升先上升后降低;在不同渗透率下,对比水驱和超低界面张力体系驱的临界压力梯度最高点,超低界面张力体系下的临界压力梯度最高点明显小于水驱,这表明界面张力的减小可以明显地降低驱油时产生的两相临界压力梯度,超低界面张力体系改善了油藏的注入性。本研究对新立低渗储层水驱后开发方式的选择提供了参考。      

低渗透储层的微观特征对其宏观性质的影响规律——以榆树林油田扶杨油层为例

利用岩心物性分析、压汞曲线和镜下分析等资料,研究榆树林油田东16区块扶杨油层的宏、微观特征及二者关系.结果表明:研究区扶杨油层岩性为岩屑长石砂岩,普遍具有碎裂特征,主要孔隙成因类型包括微裂缝、粒间孔、粒内孔和晶间孔,微裂缝对孔隙度的贡献不大,但对渗透率的影响不容忽视.孔隙度主要受孔喉发育程度影响,孔喉半径越大,孔隙度越高.渗透率受反映连通程度的特征结构参数影响较大,二者呈正相关关系,且孔隙度越大,特征结构系数对渗透率的影响越大.退汞效率受特征结构参数影响较大,储层为中孔时,退汞效率随特征结构参数的增大而增大;储层为低孔或特低孔时,退汞效率随特征结构参数的增大而减小.该研究结果对改造低渗储层、提高采收率具有指导意义.     

鸡西盆地主力煤层水可动性及其孔渗控制

水可动性是影响煤层气产出的重要因素,分析孔渗对水可动性的作用对鸡西盆地煤层气开发具有重要意义。以鸡西盆地不同矿区主力煤层为研究对象,开展了低场核磁共振（NMR）及渗透率实验,同时,结合称重测定煤样含水饱和度的方法,分析了煤层孔渗特征对煤中水可动性的影响。结果表明:①研究区煤样中吸附孔较为发育,平均占比为58.36%;渗流孔和裂隙发育程度相当,平均占比分别为21.23%和20.41%,且两者之间连通性较好;②确定了煤样达到束缚水状态的离心力为1.38 MPa,此压力下煤中可排出半径约0.1 μm半开放或开放孔隙中的可动水。煤样可动水饱和度为27.84%~60.87%,平均值37.86%;束缚水饱和度为39.13%~72.16%,平均值62.14%,可动水含量相对束缚水含量较低。随着离心压力的增加,可动水首先沿着大裂隙流动,随后经过渗流孔流出,束缚水主要存在于吸附孔中,需要克服较大的毛细管阻力,难以流动;③尽管煤样变质程度相近,但其内部水的可动性及赋存状态存在明显差异,这可能是造成同一区块不同煤层气井气水产出差异的原因之一;④研究区煤中半径>1 000 nm段孔喉越发育、煤岩渗透率越大,煤的可动水饱和度越高,水在其中越容易流出;煤中半径0~100 nm段孔喉越发育,煤的可动水饱和度越低,水在其中被束缚而难以流动。      

镇北-环县地区长4+5油层储层特征及其控制因素

对陇东镇北-环县地区延长组长4+5油层的储集砂体进行了储层岩石学、储层物性、孔隙结构及储层控制因素的研究,结果表明:该区砂岩以长石岩屑砂岩和岩屑砂岩组成;储层孔隙类型以粒间孔和溶蚀孔为主;孔喉组合以小孔隙-微细喉道为主,压汞实验表明孔隙结构较好,主流喉道半径较大。长4+5储层物性整体相对较好,孔隙度平均11.5%,渗透率平均1.47×10-3μm2。造成储层相对高渗的原因主要是沉积作用和成岩作用,沉积作用控制了砂体的展布,在河道主体部位发育相对高渗储层,砂岩粒径及砂体成分影响储集性能;有利的成岩作用控制了相对高渗储层的分布,中-弱压实、弱胶结的成岩强度,伴随强烈溶蚀的发生,是造成镇北-环县地区储层相对高渗的重要原因。      

靖边气田西北部下奥陶统马五段白云岩储层特征及其分类评价

鄂尔多斯盆地靖边气田西北部下奥陶统马家沟组经历了约130 Ma的风化剥蚀淋滤作用,孔隙类型复杂多样,其中的马五₁₊₂和马五1₄亚段白云岩是该区主要的天然气储产层段,研究其储层特征并对其进行评价具有重要的理论和生产意义。通过钻井岩心、铸体薄片、扫描电镜及压汞测试等方法,对该区的白云岩储层进行了深入研究,结果表明,储层的储集空间主要为孔隙和裂缝,可细分为晶间孔、晶间溶孔、溶蚀孔洞、膏模孔、构造缝、压溶缝和溶蚀缝;孔隙结构包括大孔中喉型、中孔中-细喉型、小孔细-微喉型和微孔微喉型4种类型。针对该区储层特征的复杂性,综合选取孔隙度、渗透率、孔隙结构参数、排驱压力、中值半径和最大进汞饱和度参数,采用聚类分析法,将储层分为4种类型,从而更客观地反映储层的储-渗能力。      

Evolution of pore fluid of low porosity and permeability reservoir in Qinnan Sag:a case study of 29-2 structure in Qinhuangdao area

The southeast depression of Qinnan Sag is a potential oil-gas exploration region in the Bohai Sea area.With the analysis of large quantity of rock thin sections, scanning electron microscope and the physical property data of reservoir, the authors studied the petrological characteristics and the evolution of pore and fluid of sandstone in the deeper strata in 29-2 structure in Qinhuangdao area.The results show that the evolutionary tendency of Paleogene sandstone reservoir porous fluid in research area is changed from alkaline porous fluid to acidic porous fluid, and back to alkaline porous fluid.There are three stages of reservoir porous evolution in Qinhuangdao area, namely sharp decrease in porosity due to mechanical compaction, increase in porosity because of corrosion and dissolution, and remarkable reduction owing to carbonate cementation.