致密储层数字岩心重构及核磁共振响应模拟

基于物理过程法模拟沉积岩的沉积、压实和胶结过程,构建致密岩石的三维数字岩心。利用随机行走法模拟不同成岩过程岩石的核磁共振响应以及不同润湿性岩石孔隙中流体的核磁共振响应。模拟结果表明,岩石胶结成岩后孔隙半径减小导致核磁共振横向弛豫(T_2)分布的峰值向短弛豫方向移动,流体视扩散系数略小于自由扩散系数;致密岩石中随润湿相流体饱和度减小,润湿相T_2分布向短弛豫方向偏移,受限扩散越来越明显。     

致密砂岩储层微观孔喉表征及渗流模拟

为全面表征致密油储层的微观孔隙结构,对松辽盆地下白垩统青山口组致密砂岩储集层样品进行微米、亚微米尺度CT三维成像研究.在微米尺度下,样品1的孔喉结构表现一定的非均质性;样品2的孔吼结构整体均质性较强.在亚微米尺度下,样品1的孔喉直径主要为2.0~3.9μm,其中存在一些较小的短管状、孤立球状微米级孔隙;样品2的孔喉直径主要为2.2~4.2μm,颗粒周围存在一些具有一定连通性的短管状微孔,兼具喉道与孔隙的双重功能.利用格子Boltzmann方法进行单相微观渗流模拟分析,在0.7μm分辨率下,样品1、2的提取孔隙度分别为6.25%、9.3%,模拟渗透率分别为0.042、0.13 m D;在1.46μm分辨率下,样品2的提取孔隙度为9.14%,模拟渗透率为0.071 m D.两块样品的渗透率都具有一定的各向异性.基于上述结果,总结出该地区超低渗的五个决定性因素.     

致密油储层渗流新模型研究

研究致密油储层的渗流规律对致密油的有效开发具有基础指导意义。针对致密油储层,从固液相互作用机理出发对微纳孔隙中的流体进行黏性修正;在此基础上运用微元体法分析了微纳毛细管中考虑壁面固液相互作用的流体流动规律,并进一步提出了考虑固液相互作用的微纳孔隙储层渗流模型。研究结果表明:考虑微纳孔隙中固液相互作用时,微纳毛细管中的速度分布明显低于泊肃叶流,且管径越小,固液相互作用越大;与泊肃叶流的速度差越大。对于微纳孔隙储层,岩石的渗透能力较泊肃叶流流推导的渗流方程而言要小得多。     

鄂尔多斯盆地长7段致密储层微观特征研究

针对鄂尔多斯盆地致密油储层特征复杂,缺乏系统研究的问题,通过大量岩芯观察,分析化验数据统计,同时采用恒速压汞实验、场发射及CT扫描等高分辨率测试手段和方法,对长7致密油储集层形成和特征进行了研究,认为延长组长7段致密油储集体由牵引流和重力流沉积的致密砂岩形成,具有粒度细,储层厚度大,脆性指数高,储层物性差等特征。孔隙类型以粒间孔和长石溶孔为主,可见孔隙含量低,主要发育微米-纳米级孔隙,喉道以片状和管状为主,受黏土矿物和有机质充填,有效孔隙体积小,但微裂缝发育,连通性好,储层含油层物性下限低,可动流体饱和度高。     

安棚深层系致密储层渗流特征及产能预测

安棚深层系为典型的致密储层。结合储层实际按渗透率大小划分为四类岩心,通过核磁共振和室内试验分别测定了不同渗透率岩心孔隙大小分布,启动压力梯度大小和不同宽度下人工裂缝的应力敏感系数;并在此基础上建立地层中考虑启动压力梯度和人工裂缝应力敏感性的三线性流压裂井产能计算方法。分析了启动压力梯度和应力敏感性对产能的影响时机和规律;并编制相应程序对安棚深层系B252、B185井产能进行拟合验证了该方法的正确性和可行性,为安棚深层系产能预测提供了理论方法和依据。     

乳状液在多孔介质中的微观渗流特征

通过自制的微观孔隙模型做乳状液渗流实验,观察、分析了乳状液在多孔介质中的渗流特性。结果表明：乳状液在多孔介质中的流动特性非常复杂,堵塞十分明显,堵塞的机理主要有单个乳状液分散相液滴引起的堵塞、分散液滴无序拥挤引起的堵塞和细小液滴在管壁吸附引起的堵塞3种;流速较高时,乳状液在孔隙介质中的流变性表现为剪切变稀非牛顿型,与进入模型前乳状液的流变性一致。该研究对乳状液堵水方案设计、三元复合驱技术及乳状液驱油技术具有指导意义。     

西峰油田长8低渗致密储层微观特征

油田开发的重心在储层,储层认识的核心在微观特征。利用铸体薄片、粒度分析、X衍射、压汞和物性测试等化验资料,系统研究了西峰油田长8低渗致密储层微观特征,分析了储层低渗致密原因。结果表明:(1)长8储层由中-细粒岩屑长石砂岩(占62%)和长石岩屑砂岩(占38%)构成,三端元组分中石英平均含量31. 5%、长石含量29. 7%、岩屑含量27. 6%;(2)岩石填隙物平均含量11. 2%,其中绿泥石及铁方解石最为发育,占填隙物总量66%;(3)孔隙以粒间孔(占62. 6%)和溶孔(占34. 2%)为主、喉道呈片状和弯片状,平均孔径51μm、中值喉道半径0. 17μm,孔喉组合为细孔-小喉型;(4)长8储层成分成熟度低、填隙物含量高、孔喉细小以及较为强烈的成岩作用是导致储层低渗致密的主要原因。研究成果深化了低渗致密储层地质认识,为西峰油田深入开发提供参考,并对类似油田储层微观特征研究提供借鉴。     

东胜气田致密砂岩储层渗流机理

致密砂岩气藏渗流阻力大,废弃压力高,采收率低,含水饱和度影响显著,明确致密砂岩储层气体的渗流机理对于气藏的有效开发具有重要意义。选取东胜气田致密砂岩储层样品100余块,开展了孔渗测试及其相互关系与分布特征分析;进行了致密砂岩储层在不同含水饱和度下的气体渗流特征实验,计算了单相气体及不同含水饱和度下气体渗流的滑脱因子;测试了样品在不同驱替压力下的气水两相相对渗透率曲线。实验研究结果表明：东胜气田致密砂岩储层覆压渗透率约为常压下测得的标准渗透率的1/10,且普遍低于0.1 mD,孔隙度偏低;滑脱效应受渗透率、孔隙压力、含水饱和度影响明显;干岩心气体临界流态特征明显,小于0.1 mD岩样渗流特征曲线为线性,大于0.1 mD岩样非线性特征明显;含水饱和度对于渗流特征曲线影响显著,随着含水饱和度增加,气体渗流由气态渗流过渡到液态渗流,气相渗流滑脱效应逐渐变弱;驱替压差对残余水饱和度影响大,控制气藏生产压差,防止大压差驱动储层水,导致气井大量产水。渗流机理研究对于东胜致密砂岩含水气藏的合理、有效开发具有重要的基础理论支撑作用。     

鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩储层微观孔隙特征

鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩储层聚集了丰富的天然气资源,其作为一种重要的接替资源逐渐成为勘探开发的热点。通过储层岩心分析,结合压汞实验研究其孔喉结构特征,得到储层孔隙空间展布及地下微观特征,进而对比分析3种成岩作用对于储层孔隙特征的影响,结果表明:鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩储层主要发育粒间孔隙、粒内溶孔、晶间孔和微裂缝4类孔隙;盒8和山1的主要孔隙类型是粒内溶孔和晶间孔;山2则是粒间孔,其次是晶间孔和粒内溶孔,其所占比例相当。3种成岩作用对储层孔隙特征都有很强的改造作用。其中压实作用对于孔隙度影响最大,溶蚀作用影响最小。强烈的压实作用也导致储层的微孔率很高。     

鄂尔多斯盆地延长组长7致密油储层微观孔隙特征研究

利用场发射扫描电镜、微米CT、自动矿物识别系统(QEMSCAN)、微图像拼接(MAPS)等测试新技术结合常规分析方法对鄂尔多斯盆地延长组长7致密油储层孔隙特征进行综合研究。结果表明:致密油储层具有微米—纳米级多尺度孔隙连续分布的特征,大于2μm的微米级孔隙构成主要的储集空间;颗粒间充填胶结物质剩余的各尺度残余粒间孔及溶蚀形成的各尺度溶蚀孔隙是最重要的孔隙类型;致密油储层各尺度孔隙连通性较好,可以作为有效的储集空间及渗流通道;深湖细粒沉积及后期强压实、强胶结及强溶蚀为主的成岩作用是现今长7致密油储层微孔隙发育的主要控制因素;由于具备源储近邻或互层配置及异常高压驱动优势条件,致密油储层微孔隙中形成了富集石油的特征。     

复杂致密储层裂缝特征研究

塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩储层是一类典型的复杂致密油藏,奥陶系地层经过多期构造运动和古岩溶共同作用形成的岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏,其中的一间房组和鹰山组储层以灰岩和白云岩为主,属于超低孔超低渗复杂致密储层。根据岩芯资料分析,一间房组岩芯分析孔隙度低于2% 的占90%,鹰山组岩芯孔隙度低于2% 的占67.3%,平均基质孔隙度约1.69%。露头、岩芯以及镜下薄片观察发现,在此类储层中,基质基本不具有储渗意义,绝大部分油气是储存在成岩后期产生的溶洞和裂缝中。储集空间是以构造变形产生的构造裂缝与岩溶作用形成的孔、洞、缝为主,其中洞穴是本区储层最主要的储集空间。裂缝具有双重作用,既是重要的储集空间,又是洞穴和裂缝连通的关键通道。裂缝和溶洞也是这类储层储集空间形态多样、大小悬殊、分布不均、具有很强的非均质性的根本原因。本文重点对一间房和鹰山组裂缝性进行了研究,分析裂缝测井响应特征,裂缝发育和分布规律,采用序贯高斯随机建模方法建立裂缝孔隙度、张开度和渗透率的三维分布模型,模拟结果表明,裂缝对渗透率的改造作用特别大,说明裂缝在储层储渗方面起着重要作用。     

延长气田山西组致密砂岩储层及微观孔喉特征研究

为探讨微观孔喉结构与致密砂岩物性的关系物性,进一步为延长气田致密气勘探部署方案调整提供依据。应用铸体薄片、扫描电镜、物性分析及压汞分析等技术手段,对鄂尔多斯盆地延长气田山西组砂岩储层及其微观孔喉结构特征进行了研究。结果表明,山西组以岩屑石英砂岩、石英砂岩、岩屑砂岩为主,颗粒以细-中粒为主,成分成熟度较高,孔喉类型多样,非均质性很强,属于致密砂岩储层。综合研究认为:山西组砂岩呈现出高粘土、高硅质、较高的火山灰充填胶结特点以及较差的孔喉组合类型是储层渗透性差的主要原因。致密砂岩储层孔、渗与平均孔喉半径、分选系数具正相关关系,而与排驱压力呈负相关关系。     

致密砂岩储层微观孔隙结构的分形研究

针对鄂尔多斯盆地陇东地区长7致密储层孔隙结构复杂、储层有效性评价困难的问题,基于分形理论,分别利用压汞曲线及CT图像对分形维数求解。通过计算的分形维数求解分形孔隙度,并与实验孔隙度对比。结果表明,两类分形维数的计算结果能反映其与孔隙结构间的关系,均表明该样品为中等非均质性。研究后认为,分形维数可以用于孔隙结构类型的表征。     

鄂尔多斯盆地致密油储层微观孔隙结构研究

运用压汞、扫描电镜和低温氮吸附技术,研究鄂尔多斯盆地长7段致密油储层微观孔隙结构特征,获得储层毛细管压力曲线和低温氮吸附曲线,进而得到储层喉道类型、不同类型孔隙分布、孔隙特征与物性的相关关系等。研究结果表明:研究区储层孔隙度平均值为7.94%,克氏渗透率均值为0.033 m D,属于低孔、致密储层;研究区储层的毛管压力曲线从形态差异分为三类,Ⅰ类曲线储层宏孔最为发育,占全部空隙的80%,喉道以微细喉类型为主,微喉控制孔隙的退汞量占总退汞量13%;Ⅱ类曲线储层孔隙发育较差,喉道以细喉发育为主,微喉控制孔隙的退汞量占总退汞量25%;Ⅲ类曲线储层介孔最为发育,约占全部空隙的50%,喉道类型较为复杂,细喉、微细喉道和微喉均有发育,微喉控制孔隙的退汞量占总退汞量的46%;储层渗透性与储层比表面和孔喉比等特征参数呈负相关,且该储层微裂缝发育较差。     

致密油储层孔喉微观结构表征技术研究进展

 致密油储层中孔隙是储集油气的空间与渗流发生的主要场所,且其孔隙分布呈现多种尺度,储层微观孔隙结构精确表征是非常规油气研究的重点与难点。对目前致密油储层孔隙结构表征技术进行了分类,总结了实验数据分析技术、图像分析技术与数字岩心技术的内涵及发展,并指出了其测试孔隙大小范围和优缺点;展望了致密油储层微观孔隙结构表征技术的发展趋势。     

西湖凹陷某构造花港组致密砂岩储层的渗流特征

研究西湖凹陷某构造渐新统花港组致密砂岩储层的渗流特征,旨在为该气藏的高效开发提供指导性意见.利用铸体薄片、扫描电镜资料,综合分析物性测试、压汞、核磁共振、水驱气等实验数据,研究西湖凹陷某构造花港组致密砂岩储层的孔隙结构、气水渗流特征及其影响因素.该区致密砂岩储层孔隙类型以粒间溶孔为主,孔喉半径细小,且孔喉分选性差,排驱压力高;致密砂岩储层束缚水饱和度高,两相渗流区窄,气相相对渗透率较低,且见水后急剧下降,残余气饱和度较高,最终采收率低,且无水期采收率占最终采收率的比例很大,应充分重视储层见水前的天然气开采.储层渗流特征受物性、孔隙结构、原始含水饱和度以及润湿性等多种因素的影响,其中孔隙结构影响     

低频脉冲波对储层岩心渗流特性影响规律研究

低频脉冲波增产技术是一种新的提高采收率的方法.采用自行设计的振动采油装置,通过室内试验,研究了不同频率的低频脉冲波对多孔介质中单相、两相液体流动的影响.研究表明,适当的低频脉冲波动可以改善水驱油效果,提高水驱采收率,并降低含水率,而且振动增产效果与振动参数有关.低频脉冲波频率在岩心固有频率附近时岩心渗透率提高最多;振动增产效果还与岩心的渗透率有关,对低渗透率岩心的增产效果要好于中、高渗岩心.对于低渗透率岩心,残余油饱和度降幅可达10%,采收率提高幅度可达15%.     

恒速压汞技术在定边长7致密砂岩储层微观孔喉空间表征中的应用

为了对定边油区长7致密砂岩储层微观孔喉空间进行深入的表征,并分析其孔喉空间与储集层物性的关系,应用铸体薄片、扫描电镜、恒速压汞等技术对其进行分析研究。结果表明,研究区长7致密砂岩储集层孔隙类型主要为残余粒间孔隙、溶蚀粒间孔隙、粒内溶孔、微孔隙、微裂隙。储集层孔隙半径分布范围65~240μm,差异不明显,峰值在115μm左右;孔隙半径和储集层物性的相关性不显著;单位体积岩样有效孔隙体积较大时,储集层物性较好,储集能力较强。随着渗透率的不同而储集层喉道半径分布差异较大,当渗透率小于0.50×10~(-3)μm~2时,喉道半径分布范围更窄,喉道半径小于0.9μm的居多,小喉道占主导地位,变化更敏感;当储集层渗透率增加时,喉道半径分布范围逐步增宽,大喉道的占比逐渐增加,对渗透率的贡献增强,小喉道的占比逐渐减小,对渗透率的贡献减弱;喉道半径与物性的相关性较好,是储集层物性的关键因素。储集层孔喉半径比为10~1250,分布范围较宽,对储层的开采产生不利的影响。     

低渗透储层渗流特征及配套调整技术研究

根据某开发区低渗透储层的开发现状,通过理论研究、室内实验、现场试验等手段,搞清了低渗透储层的地质特征、渗流特征、开发潜力,初步形成了开发低渗透储层的精细储层描述、井网优化、完井优化、综合调整等配套调整技术。从研究结果看,该开发区的低渗透储层属于裂缝不发育储层,其地质储量较大,动用程度较低,具有较大的开发潜力。     

鄂尔多斯东南部延长组致密油储层微观特征及主控因素

通过岩心观察、薄片鉴定、测井、扫描电镜和恒速压汞实验等资料分析,利用储层地质学等理论技术和知识,对鄂尔多斯盆地东南部延长组致密油储层的岩石结构和组分、孔喉结构和类型、孔渗分布等微观特征及其相关性和主控因素进行研究。延长组致密油储层以细粒长石砂岩为主,岩石结构和成分成熟度较低;平均孔隙半径为10μm且孔隙连通性差,孔隙以粒间孔、长石溶孔和裂缝为主,平均喉道半径为0.41μm,喉道以微细-微喉道为主。孔喉结构的非均质性决定了致密油储层的储集和渗流能力,压汞曲线表现出高排驱压力、中值半径偏小、细歪度、分选中等、退汞效率低的特征显示研究区致密油储层储集能力较强,而渗流能力较差;孔隙度均值为8.5%,渗透率均值为0.69 m D,孔隙度和渗透率表现为线性正相关(R2=0.389),微裂缝的存在使部分样品表现出低孔高渗的特征,储层总体表现为特低孔、超低渗、非均质性强的致密性特点。通过相关性分析,岩石组分主要影响储层的孔隙度,岩石组分中(铁)方解石与孔隙度相关性最好;喉道主要影响储层的渗透率,压汞实验分析表明孔喉大小、分布和连通性特征参数中的孔隙体积、分选系数、排驱压力与渗透率的相关性最好,相关系数均大于0.9,沉积作用(埋深、沉积微相)、成岩作用(压实、胶结和溶蚀)、构造作用等是研究区储层特征的主要控制因素,其中水下分流河道的储层物性最好,是研究区"甜点"储层的指向区;压实作用对储层致密性的贡献大于胶结作用,酸性流体大量生成时储层已在压实和胶结作用下接近致密,因此无法与长石等易溶组分充分接触而发生大规模的次生溶蚀;此外,后期构造运动生成的裂缝由于缺乏酸性流体而无次生溶蚀孔隙生成,储层的致密性无法得到根本性的改善。