中国致密油储层储集性能主控因素分析

致密储层储集性是形成致密油"地质甜点"的关键控制因素之一,是致密油勘探寻找"甜点"的重要参考依据。中国致密油储层岩性复杂、类型多样、分布广、总体致密。储层岩性主要为陆相湖盆砂岩和碳酸盐岩,按沉积成因与岩性,可划分为深水重力流砂岩、三角洲水下分支河道砂岩、湖相滩坝与浅滩云质岩,以及湖相泥灰岩4种储层类型,不同类型致密储层在中国晚古生代至新生代陆相盆地广泛分布。受沉积环境与成岩作用影响,储层储集性差,一般孔隙度<10%、渗透率<1×10-3μm2。中国致密油储层的物性好坏与裂缝发育程度决定了储层的储集性能,主要受沉积相、成岩相与裂缝3种因素控制。不同成因储层储集性能主控因素不同,其中,深水重力流砂岩型储层受成岩相与构造缝控制,三角洲水下分支河道砂岩型储层受沉积-成岩相与构造缝控制,湖相滩坝、浅滩云质岩型储层受岩性与溶蚀作用控制,湖相泥灰岩型储层主要受构造缝控制。上述不同致密油储层储集性能主控因素及其差异性是勘探中寻找不同类型致密油"甜点"与目标优选的重要依据。     

致密砂岩储层物性的主控因素分析

以鄂尔多斯盆地上古生界下石盒子组盒二段储层为例,综合利用岩心、测井以及各种分析化验资料,通过储层沉积学、岩石学和成岩作用的研究,详细探讨了该区致密砂岩储层物性的主控因素.研究结果表明,盒二段储层属于辫状河流相沉积体系,沉积微相在宏观上控制了储层物性的空间分布,其中辫状河主河道微相物性最好;在砂岩的岩矿组成中,随石英含量的增加,长石、岩屑等含量的减少,储层物性变好;研究区经历了较强的成岩作用,其中压实作用、胶结作用对储层原始孔隙起到破坏作用,导致储层致密,低孔低渗,但溶蚀作用可以在一定程度上改善储层的储集性能,次生孔隙发育带的识别将是致密砂岩气藏勘探的一个重要方向.     

不同岩性的成岩演化对致密砂岩储层储集性能的影响——以鄂尔多斯盆地东部上古生界盒8段天然气储层为例

通过各类薄片显微镜下的定量统计与研究,利用图像孔喉、毛细管压力、扫描电镜、阴极发光、荧光分析等分析测试手段,对鄂尔多斯盆地东部盒8段致密砂岩的类型、岩石学特征、成岩作用、成岩-烃类充注演化历史及孔隙结构特征进行深入研究,分析各砂岩的成岩演化过程及其对砂岩孔隙结构与储集性能的影响。研究表明,盒8段不同砂岩类型的岩石学特征、孔隙发育状况及其成岩演化过程存在一定的差异。石英砂岩与岩屑石英砂岩经历了3期明显的烃类充注过程和多期复杂的成岩作用,应是边充注边致密,二者各类孔隙均较发育,含气性和储集性能均较好。高塑性岩屑砂岩与钙质胶结砂岩的成岩-烃类充注演化过程相对简单,前者经历早成岩阶段压实作用后部分成为致密储层,含气性和储集性能较差;后者在中成岩阶段A期后成为致密储层,各类孔隙均不发育,基本为非储层。该研究成果对深入理解砂岩类型,岩石学组分的成岩-烃类充注演化过程及其对储层储集性能的影响,预测有利储集地带均具有重要意义。     

隆昌北须二段致密砂岩储层特征及主控因素

隆昌北须二段储层以中—细粒岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩为主,分选中—好,磨圆度中等,多为次圆—次棱角状,以次棱角状为主。颗粒间以点—线接触为主,局部呈线接触、点接触、凹凸接触;以孔隙—接触式、加大—孔隙式胶结为主。粒间孔和长石溶孔是主要的储集空间,渗透率平均为1.2733mD,属特低渗致密储层。沉积相带、矿物成分、砂岩粒度是影响该区储层性质的关键因素。压实作用和胶结作用是孔、渗降低的主要原因,溶蚀作用和构造作用形成裂缝,是储集物性改善的主要因素。     

北羌塘拗陷巴贡组致密砂岩储层特征及控制因素

北羌塘拗陷的上三叠统巴贡组碎屑岩是羌塘盆地的储层重点层系,分析沉积、成岩作用对巴贡组碎屑岩储层物性的影响机制,可以为下步勘探工作提供地质依据.研究表明,巴贡组砂岩总体的成分成熟度和结构成熟度中等偏低,溶蚀孔隙是主要的孔隙类型,孔隙结构表现为分选差、喉道细和连通差.沉积因素是控制优质储层的主要因素,形成于分流河道微相的砂...     

鄂尔多斯盆地北部致密砂岩储层特征及测井识别

鄂尔多斯盆地北部十里加汗地区上古生界广泛发育致密砂岩气藏,不同类型砂岩储层天然气富集程度不同,有效识别不同类型砂岩储层对于进一步研究气层的富集规律至关重要。利用岩心观察及薄片鉴定、扫描电镜、压汞等实验资料综合分析,主要含气层位下石盒子组盒1段、山西组山2段储层以岩屑砂岩为主,山西组山段储层主要为石英砂岩,石英砂岩储层孔隙度和渗透率数值均大于岩屑砂岩储层。通过不同类型砂岩储层测井响应评价,补偿中子(CNL)、光电吸收截面指数(Pe)、自然伽马(GR)、声波时差(AC)4条测井曲线特征差异明显,岩屑砂岩储层总体具有相对高CNL值、高Pe值、高GR值、高AC“四高”特征,石英砂岩储层总体具有相对低CNL值、低Pe值、低GR值、低AC“四低”特征。交汇图分析表明,岩屑砂岩储层CNL值、Pe值分别大于11%、2.10b/e,石英砂岩储层CNL值、Pe值分别小于12%、2.30b/e,结合GR值、AC值响应特征,能够有效识别岩屑砂岩储层和石英砂岩储层。     

鄂尔多斯盆地东部盒8段、太原组致密砂岩储层特征及低产因素

鄂尔多斯盆地致密气资源丰富,主要赋存于上古生界致密砂岩储层中。以岩心观察、分析试验等资料为基础,对鄂尔多斯盆地东部二叠系太原组、盒8段致密砂岩储层岩石学特征、孔隙特征、物性特征和成岩特征等进行研究,探讨其低产因素,为气藏开发提供依据。结果表明:盒8、太原组致密砂岩均以岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主,但其储层特征及低产原因有较大差别。盒8砂岩杂基含量少,原生粒间孔发育,但均被后期成岩矿物完全充填,以高岭石晶间孔为主;太原组砂岩杂基含量高,原生粒间孔不发育,储集空间以溶孔为主,形成于早成岩晚期-晚成岩早期阶段。太原组喷发岩岩屑、长石、火山灰的溶解为储层提供了较为丰富的储集空间;但晚成岩高温阶段形成的丝状、网状伊利石矿物充填孔隙,堵塞喉道,影响储层的渗流能力,是造成储集性能较差的主要原因之一。片状喉道为主、有效上覆压力大、软组分含量高、应力敏感性强,加之较低的原始含水饱和度、气藏压力低(压力系数为0.6~0.8),致使储层在钻井、压裂、酸化等过程中容易吸水,造成的水锁效应,是研究区低产的又一主要原因。     

鄂尔多斯盆地致密砂岩储层伊利石膜特征

利用铸体薄片和带有能谱仪的扫描电镜对鄂尔多斯盆地延长组致密砂岩储层伊利石膜的赋存状态和化学组分进行了细致观察与测试分析,进而讨论了其成因和生长过程及对储层物性的影响。研究认为,伊利石膜生长于压实作用之后,起因于假杂基化的蒙皂石蚀变提供的物质来源和生长空间,形成Ⅱ型伊利石膜;随着骨架颗粒溶蚀产物的参与,Ⅱ型伊利石膜发展为Ⅰ型伊利石膜。伊利石膜具有内、外2层结构,单体特征标示出外层膜的形成时间早于内层膜,在内层膜的片状或长条状单体形成时,外层膜原有的片状或长条状单体丝状化。在伊利石膜的生长和伊利石单体丝化过程中,产生大量次生孔隙,有效地改善了致密砂岩油储层的物性。     

鄂尔多斯盆地湖盆中部长7致密砂岩储层特征

以岩心观察、测井、分析试验等资料为基础,系统研究了鄂尔多斯湖盆中部长7致密油储层岩石学特征、成岩演化、储层微观特征,结果表明:1研究区致密砂岩储层以(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;2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0.3×10-3μm2,介于(0.16~0.25)×10-3μm2,研究区裂缝发育。建立了适于鄂尔多斯盆地致密油储层孔喉分类及定量评价体系,将孔喉分为微米、亚微米、纳米级三类,研究区致密储层以亚微米、纳米级孔喉体系为主,二者占总喉道的70%以上。依据砂体结构、沉积相、岩性、物性、水驱油、启动压力梯度等参数建立了致密油储层分类评价方法,将研究区储层分为3类,其中Ⅰ类是研究区的好储层,主要分布于华庆、合水地区。     

吐哈盆地巴喀油田下侏罗统致密砂岩储层特征及主控因素分析

运用层序地层手段,结合主要探井、地震资料,确定对比标志层;通过钻井,测井资料,划分基准面旋回,建立地层格架。通过关键井单井相、岩心观察和描述,编制综合井柱状图。经薄片鉴定、扫描电镜及X－衍射粘土矿物分析,认为储层颗粒整体较粗,胶结物含量低、成分成熟度和结构成熟度高,普遍含塑性岩屑、发育亩电利石等多因素共同导致了储层的致密化。储集空间主要为粒闽孔和粒内溶蚀孔。     

吐哈盆地水西沟群“近生近储”型致密砂岩气藏特征及其成藏机制

通过对多种地化指标的分析、对气藏与煤层关系的统计对比以及储层物性的测定,在野外露头观测、精细岩心观察和区域沉积剖面对比的基础上,总结吐哈盆地水西沟群的沉积模式,并结合气藏剖面实例对水西沟群致密砂岩气藏进行研究。结果表明:研究区致密气与其煤系源岩密切相关;成藏的有利因素主要来自于砂岩与煤层的大面积直接接触,以及决口扇体及构造裂缝这种"烟囱"状通道对源储的有效连通,其在本质上是一种源、储皆在水西沟群内的煤系源岩和致密砂岩储层间产生、运移和聚集的"近生近储"型气藏。     

鄂尔多斯盆地致密砂岩气储层饱和度测井评价方法

 以鄂尔多斯盆地某区域石盒子组致密砂岩气储层为例,研究了其饱和度测井评价方法。宏观上基于岩屑石英砂岩及岩屑砂岩,微观上基于残余粒间孔及溶蚀-粒间孔,结合岩样薄片显微分析资料、岩电试验资料以及网络模型数值模拟结果,分析获得致密气储层的导电规律:地层因素F、孔隙度φ与电阻率指数I、含水饱和度S_w的关系由于岩性及孔隙类型的不同而存在差异,岩屑砂岩因其岩屑成分及孔隙类型的复杂性,增加了岩石的导电难度,在同等条件下,地层因素及电阻率指数均高于岩屑石英砂岩;电阻率指数与含水饱和度呈现指数关系,而非Archie模型的乘幂关系。在此基础上,分类型建立了可变胶结指数(m)的改进Archie模型,并应用于石盒子组致密气储层饱和度测井评价,结果显示饱和度计算值的绝对误差小于5%,验证了该测井评价方法的实用性。     

四川盆地新场气田致密砂岩裂缝预测技术研究

四川盆地新场气田三叠系须家河组砂岩气藏是一个致密砂岩裂缝型气藏。储集层的基质孔隙度很低,平均只有3.8％,基质渗透率低于0.3mD,以裂缝贡献渗透率为主。通过采用新一代三维空间全局寻优离散扫描技术,精确扫描地震轴的产状,分析井上裂缝密度与精细扫描后各种地震几何属性关系,指出利用像素成像属性预测大尺度裂缝、利用曲率属性预测小尺度裂缝是有效的。在裂缝分析基础上找到研究区裂缝发育特点,利用岩性和曲率属性做约束,由井出发预测地震级别的大尺度裂缝和小尺度网状缝的密度。结合构造部位和生产井生产状况,指出在有利储集层圈定前提下,构造高部位的裂缝发育区是有利的勘探开发区。     

致密砂岩气藏渗流模式及其影响效果分析

低渗致密砂岩气藏储层物性差,狭小的孔隙空间易产生启动压力,但压裂后投产的生产方式导致气藏原本的渗流模式发生改变。本文以川西致密砂岩气藏为研究对象,利用室内岩心实验及数值模拟技术,对比气藏实际生产指标,模拟储层渗流模式及其对开发效果的影响。结果表明,大规模压裂后投产的致密砂岩气藏原本单一的孔隙内渗流转变为孔隙内,孔隙到裂缝,裂缝到裂缝的多级渗流,基质与基质、基质与裂缝间的启动压力大幅度影响开发效果,渗流模式如模型4所示。气藏物性越差,启动压力梯度对开发效果影响越大,其中渗透率小于0.2×10-3μm2、含水饱和度大于45%是启动压力梯度对开发效果大幅度影响的临界点。基质-压裂区间启动压力梯度对开发效果影响甚微,而基质间启动压力对开发效果影响大,启动压力梯度越小,影响幅度越大,启动压力梯度小于4MPa/100m时,采收率及地层压力下降率降低幅度高达40%。     

大牛地气田致密砂岩气藏水锁伤害特征分析

大牛地气田致密砂岩气藏具有非均性强、开发难度大的特点,储集层沉积环境变化快,沉积微相类型多,岩石胶结成分种类多、含量差异大、致密化成岩作用强;孔隙小、喉道窄,储集层渗透率低;气、水两相流动的通道小,渗流阻力大,水、气界面的表面张力大,水锁效应明显。特别是水平井压裂液规模大,一般是3 000~5 000 m~3。大量的压裂液在较高的工作压力下进入地层中,进一步加大了水锁伤害程度。通过对致密砂岩储层的伤害实验、理论计算及实际压后特征的统计分析,明确了致密砂岩气藏的孔隙度、渗透率及压裂液侵入时间对压裂水平井水锁伤害的影响,分析了3种不同的水锁伤害类型特征,并提出了降低水锁伤害的建议。     

塔里木盆地东河塘组砂岩储层发育的影响因素

东河塘组为塔里木盆地重要的勘探层位之一.东河塘组是在海侵的背景下沉积的一套滨岸砂体,岩性特征表现为石英砂岩、岩屑石英砂岩和长石石英砂岩,储集空间类型主要为粒间孔隙,次生孔隙仅占次要部分.通过对东河砂岩储层的受控因素分析,认为东河砂岩储层的发育主要受控因素为沉积环境.     

元坝地区须家河组致密砂岩气藏富集主控因素

四川盆地元坝地区须家河组具有良好的成藏基本条件,成藏要素时空匹配关系优越,具备多层段立体勘探的良好前景.本文充分利用钻井资料及包裹体分析结果,重建元坝地区须家河组气藏的成藏过程.其成藏经历了3个阶段:①晚三叠世-中侏罗世岩性气藏成藏阶段;②晚侏罗世-早白垩世构造-岩性气藏成藏阶段;③晚白垩世-现今的调整改造阶段.通过与川中广安须家河组大气田进行类比,认为该区须家河组天然气成藏主要受3方面控制:①源储共生、优质烃源岩“近源、短距、强充注”为须家河组气藏的大面积分布奠定物质基础;②多期砂体垂向叠置、侧向复合大面积展布为须家河组气藏的大面积分布提供足够的赋存空间;③相对优质储层和伴生裂缝网络共同控制了天然气的富集高产.     

鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气成藏特征

鄂尔多斯盆地上古生界气藏为致密砂岩气藏。通过对盆地上古生界烃源岩、储集层、储层致密和成藏时间以及天然气运聚的分析,详细研究盆地上古生界致密砂岩气藏的成藏特征。本溪组-山西组煤层是主要的烃源岩,烃源岩有机质丰度高,干烙根为Ⅲ型干烙根,有机质成熟度高,以高-过成熟为主,为盆地天然气成藏提供充足的物质基础。储层岩性以岩屑石英砂岩、石英砂岩和岩屑砂岩为主,孔隙度主要分布在4%~8%,渗透率在0.1×10~(-3)~0.5×10~(-3)μm~2,为低孔低渗致密砂岩储层。储层具有"小孔隙、细喉道、微裂缝不发育、孔喉连通性差"的特点。致密气藏是先致密后成藏,储层在早-中侏罗世储层演化为致密砂岩储层;而后在晚侏罗世-早白垩世天然气大量充注形成气藏。天然气在气体膨胀力的作用下沿着微裂缝近距离运移聚集形成大面积连片分布的致密砂岩气藏。     

鄂尔多斯盆地延长组超低渗透砂岩储层油井产能影响因素分析

为了准确预测超低渗透油藏的油井产能,必须认识清楚油井产能的影响因素.根据鄂尔多斯盆地延长组超低渗透砂岩储层的油井产能与地层单因素参数间的相关性统计分析,影响这类储层油井产能的因素不仅包含油层厚度和地层渗透率,还包括储层孔隙性、电性等多个因素.由多参数确定的油井产能预测模型将存在更加复杂的结构表达式,实际产能预测问题应是一个非线性系统问题.