致密砂岩储层黏土矿物特征及敏感性分析—以鄂尔多斯盆地吴起油田寨子河地区长6油层为例

致密砂岩储层孔喉结构复杂、比表面积大,岩石颗粒表面附着大量的黏土矿物,容易受到外来流体的影响,发生颗粒膨胀、迁移、离子沉淀等反应伤害储层,从而影响生产效率。本文以鄂尔多斯盆地吴起油田寨子河地区延长组6段油层为例,通过岩石薄片观察、扫描电镜、X射线衍射仪(X-RD)实验、压汞实验和储层敏感性实验等方法,对研究区储层物性、孔喉结构、黏土矿物特征和储层敏感性类型、伤害程度及敏感性影响因素进行分析。岩心分析实验表明,储层黏土矿物由绿泥石、高岭石、伊利石和伊蒙混层4种矿物组成,影响储层渗透性的敏感性伤害强弱依次为酸敏、水敏、碱敏、盐敏和速敏。并结合实际生产中存在的问题,提出绿泥石富集区域尽量避免储层酸化等改造措施;对伊利石及伊蒙混层含量高、易水敏的地区,压裂改造过程需要提高压裂液砂比,减小压裂液量,从而降低储层损害。     

用地层元素测井资料确定储层粘土含量

地层元素测井 (ECS)是一种实时测量地层中元素含量的新型测井方法。介绍了ECS的方法和原理 ,根据王庄油田 4口井的ECS资料及氧化物闭合模型和综合处理解释结果 ,确定出该区的地层矿物含量 ,依据矿物含量并结合自然伽马能谱测井方法确定出研究区的粘土含量及类型。结果表明 ,研究区沙三段碎屑岩储层粘土矿物以伊 /蒙混层为主 ,其含量平均为 5 0 % ;其他矿物含量依次为 :高岭石平均为 2 0 % ,伊利石平均为 15 % ,绿泥石平均为 8%。伊 /蒙混层比平均为 76 % ,粘土成分以蒙脱石为主。将测井解释得到的粘土含量及类型与X 衍射分析结果进行了对比 ,验证了测井解释结果的可靠性。根据研究区的粘土含量和类型 ,提出了该区储层改造时应采用的几项措施。     

东营凹陷古近系深部碎屑岩储层中的黏土矿物

通过钻井岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜观察、X射线衍射、岩心物性分析等手段对东营凹陷古近系深部碎屑岩储层中的黏土矿物和储层物性进行研究.结果表明:研究区古近系深部碎屑岩储层黏土矿物以伊利石和伊/蒙混层为主,绿泥石次之,高岭石含量比较低;净砂岩中的黏土矿物主要由长石和岩屑溶解形成,储层物性表现为高孔高渗,杂砂岩中的黏土矿物主要是沉积黏土矿物及其转化产物,易损害储层物性;黏土矿物含量小于15%的储层勘探方向是寻找与油气充注匹配的次生孔隙,黏土矿物含量大于15%的储层勘探方向是寻找裂缝发育带及裂缝发育带附近的淋滤带.     

用地层元素测井资料确定储层粘土含量

地层元素测井(ECS)是一种实时测量地层中元素含量的新型测井方法。介绍了ECS的方法和原理,根据王庄油田4口井的ECS资料及氧化物闭合模型和综合处理解释结果,确定出该区的地层矿物含量,依据矿物含量并结合自然伽马能谱测井方法确定出研究区的粘土含量及类型。结果表明,研究区沙三段碎屑岩储层粘土矿物以伊／蒙混层为主,其含量平均为50％;其他矿物含量依次为：高岭石平均为20％,伊利石平均为15％,绿泥石平均为8％．伊／蒙混层比平均为76％,粘土成分以蒙脱石为主。将测井解释得到的粘土含量及类型与X-衍射分析结果进行了对比,验证了测井解释结果的可靠性。根据研究区的粘土含量和类型,提出了该区储层改造时应采用的几项措施。     

木钵延10油层水敏伤害研究

目的 为保护储层以及提高油层采收率提供依据。方法 利用真实砂岩微观模型对木钵延10油层进行了水敏伤害研究。结果 该油层黏土含量4．4％～11％，黏土组成以伊利石为主，伊／蒙混层和高岭石黏土矿物次之，不含或极少含有绿泥石；黏土矿物具有膨胀、分散、运移的特性，易造成储层的水敏和速敏伤害；目前的注入水将对储层造成中等程度的水敏伤害，采取高矿化度盐水及逐渐降低矿化度的注入方式，对减弱储层水敏伤害有利，最佳注入水盐度为15.6～5．2g／L。结论 水敏伤害是造成木钵延10区块注水压力高、注水量低的不可忽视的原因，应尽量使注入水矿化度高于注入流体的矿化度阈值(5．2～2．18g/L)，以减轻水敏伤害。     

低渗透油藏注水开发储层动态特征变化

为了解低渗透油藏长期注水后储层特征的变化及其机理,以马岭油田南二区延9油藏为例,通过室内物理模拟实验法研究注水开发前后储层物性、孔隙特征和渗流特征的变化。研究结果表明:长期注水后,储层渗透率明显增大,孔隙度增加较小,且储层渗透率越高,水洗程度越大,储层物性的增加幅度越大;储层物性的增加主要与水洗后黏土矿物含量的降低有关,其中伊利石和伊蒙混层的相对含量明显降低,高岭石相对含量明显增大;水洗后储层岩石表面油膜脱落,岩石润湿性由亲油性变为亲水性;注入水与储层岩石的相互作用使油水相流动能力增强,两相区范围变宽,水驱油效率提高。可见马岭油田南二区延9油藏注水开发中储层的变化有利于油田的开发。     

鄂尔多斯盆地致密砂岩储层敏感性特征及其控制因素——以新安边地区延长组长6储层为例

应用室内水驱实验,对鄂尔多斯盆地新安边地区延长组长6致密砂岩油藏储层开展敏感性评价。结果表明,储层具有弱—中等偏弱速敏、弱—中等偏弱水敏、弱—中等偏弱酸敏、弱—中等偏弱盐敏、水敏性波动范围大的特点。储层敏感性特征的主要控制因素为黏土矿物,影响储层速敏性的黏土矿物为高岭石,影响储层水敏性和盐敏性的黏土矿物为伊蒙混层和伊利石,影响储层酸敏性的黏土矿物为绿泥石。储层黏土矿物分析结果与储层敏感性评价结果相吻合。     

新沟咀组下段粘土矿物分布特征与储层敏感性

江陵凹陷新沟咀组下段粘土矿物组合与分布受沉积环境影响明显,高岭石仅分布于三角洲平原相带中,粘土矿物以伊利石、高岭石和有序-无序伊蒙混层及少数绿泥石为特征;三角洲前缘相中粘土矿物组合则为伊利石、绿泥石和有序伊蒙混层;前三角洲及湖盆泥岩相中则以伊利石和绿泥石两种粘土矿物为主。储层的敏感性实验结果表明,本区储层具有中等强度速敏、强—特强水敏、强盐敏和强酸敏性。     

致密砂岩储层黏土矿物晶间孔隙特征及其对物性影响的研究——以鄂尔多斯盆地延长组长6油层组为例

针对致密砂岩储层黏土矿物晶间孔隙定量表征不足的问题, 以扫描电子显微镜图像和EDS能谱分析资料为基础, 研究鄂尔多斯盆地延长组长6油层组黏土矿物及晶间孔隙的发育特征, 将晶间孔参数定量化, 对不同类型黏土矿物晶间孔进行定性与定量结合表征。在此基础上, 根据矿物含量计算不同类型黏土矿物对储层孔隙度的贡献, 探究其对致密砂岩储层物性参数的影响机制。结果表明, 不同黏土矿物的发育特征及晶间孔特征有较大的差异; 黏土矿物的孔喉和面孔率大小趋势为伊蒙混层>绿泥石>伊利石, 类圆状孔隙和孔隙缩小型喉道发育较广泛; 黏土矿物发育特征和孔隙结构是储层物性及剩余油分布的主要影响因素。     

松辽盆地南部红岗阶地和华字井阶地含片钠铝石砂岩中的黏土矿物特征

松辽盆地南部中央坳陷红岗阶地和华字井阶地含片钠铝石砂岩中黏土矿物主要由伊/蒙混层、伊利石和高岭石组成.采用比较岩石学和数值模拟方法,比较红岗阶地青山口组和华字井阶地泉头组含片钠铝石砂岩与对照组砂岩的岩石学特征.研究结果表明:含片钠铝石砂岩中绿泥石缺失,高岭石和伊利石质量分数显著增加；绿泥石溶解和高岭石沉淀作用发生在深大断裂附近,深大断裂是幔源CO2运移的主要通道；CO2充注引起注入点附近砂岩储层中绿泥石溶解和自生高岭石沉淀以及长石的高岭石化；长石等可溶性矿物的溶解,为伊/蒙混层向伊利石转化提供必需的K+,促进伊/蒙混层向伊利石的转化.     

贵州对江南井田煤储层粘土矿物特征及敏感性评价

煤层具有双重孔隙结构,孔喉结构复杂,颗粒表面吸附着黏土矿物,容易受到外来流体的影响,发生膨胀、迁移、沉淀,导致渗透降低,影响生产效率,为实现对江南井田煤层气高效开发。通过对煤岩心进行扫描电镜、X衍射、储层敏感性实验,对研究区储层黏土矿物特征和敏感性类型、伤害程度及敏感性影响因素进行分析。煤岩心分析表明,储层黏土矿物主要由伊蒙混层和绿蒙混层2种矿物类型,M18、M73、M74、M78煤储层具有中等偏强速敏,M18、M74、M78煤储层具有弱水敏,M73煤储层具有中等偏弱水敏,M18、M73、M74、M78煤储层无盐敏,M18、M73、M74、M78煤储层具有弱酸敏,M18、M73、M74、M78煤储层具有中等偏强碱敏,M18、M73、M74、M78煤储层具有强应力敏感性,建议后续煤层气勘探开发中应重点防止速敏、碱敏和应力敏感性,降低储层伤害,提高开采效率。     

贵州对江南井田煤储层黏土矿物特征及敏感性评价

煤层具有双重孔隙结构,孔喉结构复杂,颗粒表面吸附着黏土矿物,容易受到外来流体的影响,发生膨胀、迁移、沉淀,导致渗透降低,影响生产效率,为实现对江南井田煤层气高效开发。通过对煤岩心进行扫描电镜、X衍射、储层敏感性实验,对研究区储层黏土矿物特征和敏感性类型、伤害程度及敏感性影响因素进行分析。煤岩心分析表明,储层黏土矿物主要由伊蒙混层和绿蒙混层2种矿物类型,M18、M73、M74、M78煤储层具有中等偏强速敏,M18、M74、M78煤储层具有弱水敏,M73煤储层具有中等偏弱水敏,M18、M73、M74、M78煤储层无盐敏,M18、M73、M74、M78煤储层具有弱酸敏,M18、M73、M74、M78煤储层具有中等偏强碱敏,M18、M73、M74、M78煤储层具有强应力敏感性,建议后续煤层气勘探开发中应重点防止速敏、碱敏和应力敏感性,降低储层伤害,提高开采效率。     

胜北构造粘土矿物纵向分布及演变规律

为探求吐哈油田胜北构造粘土矿物纵向分布规律与井眼稳定性的关系,以台参２井为例系统分析了本构造泥页岩地层中高岭石、绿泥石、伊利石、蒙脱石和伊蒙混层矿物的分布及演变特征,测定了粘矿物中各种阳离子的可交换容量。     

鄂尔多斯盆地南部延长组7段泥页岩储层特征及其控制因素

厘清鄂尔多斯盆地延长组7段泥页岩储层发育特征及其与不同成岩作用的关系，能够为分析页岩气储层储集性能以及“甜点区”预测评价提供指导。本次研究在大量岩石薄片鉴定、扫描电镜、X射线衍射等分析实验基础上，对鄂尔多斯盆地南部延长组7段泥页岩储层的矿物含量变化、组成类型、纵向分布规律、储集空间分布以及成岩作用类型进行研究。结果显示：研究区泥页岩可划分为富伊利石型、富伊利石和伊蒙混层型、含长石富伊蒙混层型、含长石富伊利石型四种类型；纵向上，随着埋深增加，伊蒙混层的含量变化由高到低，伊利石的含量变化由低到高。泥页岩中微观储集空间相对发育，类型多样，发育有压实作用、黄铁矿形成作用、黏土矿物转化作用、溶蚀作用以及有机质生烃等成岩作用，不同成岩作用对储集空间的影响有一定的差异；分析不同成岩作用对储集空间发育的影响，对认识研究区储层特征和进一步勘探均具有重要意义。     

枣南油田砂岩储层中的粘土矿物特征与油层敏感性试验研究

砂岩储层中粘土矿物的含量、产状及分布特征是研究油层潜在敏感性的基础，本文对枣南油田砂岩储层中的粘土矿物特征进行了研究，并对其进行了流动试验以及敏盛性试验，以此来评价油层的敏感程度。研究表明，枣南油田砂层储层中的粘土矿物主要有四种类型，即伊／蒙混层、伊利石、高岭石和绿泥石，其分布主要受埋深、沉积相带以及储层中流体介质性质等因素的控制，在油层开发过程中，表现为强速敏、弱一中等水敏、中等偏强盐敏、中一强酸敏等特点。最后该区粘土矿物的敏感性问题进行了评价。     

文东油田沙三中油层储层特征研究

为了提高沙三中油层开发水平,并为各种作业措施提供地质依据,通过各种分析测试方法,对沙三中油层储层特性做了详细研究．结果表明：沙三中油层储层砂岩以粉砂岩和粉细砂岩为主,储层矿物成分成熟度较低,不稳定组分含量很高,碎屑矿物成分主要有石英、长石、喷出岩、复 晶石英、硅质、泥质和云质;岩石化学成分中 Ｃａ２＋ 、 Ｍ ｇ２＋ 含量较高,决定了地层水高矿化度和高 Ｃａ２＋ 、 Ｍ ｇ２＋ 含量．铸体薄片观察证明储层砂岩属小孔细喉型,孔隙形态不规则、喉道曲折复杂;粘土矿物主要有伊利石、高岭石、绿泥石和伊 ／ 蒙混层矿物,其产状以薄膜式和分散充填式为主;成岩作用主要有压实作用、胶结及交代作用和溶蚀作用等三种类型．储层有潜在的水敏、速敏、酸敏和无机垢损害存在．     

渤海稠油油藏出砂规律及出砂量室内试验研究

采用渤海疏松油藏储层砂样,利用自行研制的出砂模拟实验装置,进行室内防砂模拟实验。观察和分析控制条件下渤海常规稠油油藏的出砂行为,分析了出砂机理及各类生产工艺与参数对出砂的影响。使用MiniFlexⅡ型X衍射仪对岩样进行了矿物组分测试,分析了黏土矿物含量对出砂的影响。岩石固有的矿物组分是影响其胶结强度的内因,发现黏土矿物含量最高可达17.3%,且伊蒙混层中蒙脱石含量高达36%,黏土矿物吸水膨胀性强。实验表明,压力波动比压力本身对出砂的影响更大;产砂量和产液量互相依赖,出砂增大了地层的渗透率,产液量随之增加。实验结果对本区块的适度出砂生产科学化管理提供了定量依据。     

南海流花油田储层特征及敏感性评价

南海流花油田经过长时间注水开发后出现注水压力上升、注水量下降以及达不到配注要求等问题。为此,通过对该油田注水层段储层特征分析以及储层敏感性实验评价,找出注水过程中潜在的损害因素,并提出合理的储层保护措施建议。储层特征分析结果表明:储层岩石类型以岩屑石英砂岩、长石岩屑石英砂岩为主,黏土矿物以伊/蒙混层和蒙脱石为主;储层物性良好,属于中孔、中渗储层;地层原油性质较好,属于轻质原油,地层水型为Na HCO3水型。敏感性实验结果表明:储层临界流速为5 m L·min-1,具有弱速敏;临界矿化度为4 480 mg·L-1,储层具有强水敏;储层不存在盐酸敏感性,存在弱土酸敏;临界p H为13,储层具有弱碱敏。在油田后续注水过程中应严格控制注水速度、控制入井流体的矿化度和p H,采取合适的酸化处理措施等。     

涪陵页岩气储层含气性测井评价

针对涪陵页岩气泥质含量高、电阻率测井响应识别气层存在偏差的问题,开展了含气性测井定量表征方法及应用研究。涪陵地区页岩储层的黏土矿物主要为伊利石、伊蒙混层和绿泥石;随深度增加,黏土矿物含量减少,但伊蒙混层占的比重增大。利用有机碳-密度测井曲线交会法、有机碳-铀测井曲线交会法以及声波-电阻率曲线法等三种方法计算TOC含量;对比岩心实验结果,密度曲线拟合的相关系数最高。利用测井曲线计算得到的含气饱和度、流体压缩系数、岩石弹性模量、游离气量、吸附气量等参数可以实现对储层含气量的定量表征。涪陵地区页岩气纵向、横向含气量测井评价实践表明,龙马溪组下部——五峰组页岩气储层自下而上可划分为中、高两个含气段,且该区页岩气储层横向含气量稳定,具备应用水平井开采技术等增加单井产量的地质条件。     

渝东南龙马溪组页岩气储层物性特征

 页岩气储层的物性特征是决定页岩气开发方案的重要因素。通过对渝东南下志留统龙马溪组页岩露头岩心的实验测试,研究了渝东南地区页岩气储层的物性特征。结果表明,渝东南龙马溪组页岩地层为层理发育,频散现象明显,但随着层理倾角的逐渐增加,波速整体呈下降趋势;页岩的孔隙度变化范围为1.5%～2.5%,渗透率变化范围为2.5×10^-4～1.3×10^-3mD,孔径分布以中孔隙为主,大孔隙较少,基本上没有微孔隙,毛管力较大;页岩的石英含量高,黏土含量低,为硬脆性页岩,脆性参数为0.49～0.77,平均为0.58;黏土成分以伊利石为主,含少量绿泥石和伊/蒙混层,不含蒙脱石,膨胀性能弱。研究结果为渝东南地区页岩气储层的开采方式选择、失稳机理分析以及压裂液方案设计提供了依据。