注汞压力对致密砂岩储层物性下限分析的影响

最小流动孔喉半径法是目前常用的储层物性下限确定方法,它以岩芯压汞资料为基础,对岩石微观孔隙结构 与渗流能力的关系进行定量分析,进而确定储层物性下限。研究表明,过高的注汞压力可能影响岩石孔隙结构状态, 这引发了注汞压力的高低是否会对物性下限分析产生影响的思考,应该如何选取恰当的压汞数据来获取符合实际地 质情况的物性下限值。目前,这些问题还没有得到明确和有针对性的研究。以川中P 地区致密砂岩气藏为例展开了 较为深入的研讨。分析结果表明,当注汞压力从30 MPa 增加到200 MPa 时,最小流动孔喉半径法确定的有效储层物 性下限数值呈下降趋势。当注汞压力接近目的层位地层压力时,分析结果与生产测试等结论吻合较好。     

川西拗陷新场构造上沙溪庙组储层下限分析

川西拗陷新场构造中侏罗统上沙溪庙组为致密砂岩储层,储层物性非均质性强.为提高储层评价精度,选择与油气实际产能关系最为密切的渗透率为主要研究对象,并根据储层微观孔隙结构非均质性特点,对不同孔隙结构的3类储层分别进行评价.综合运用最小含气喉遭半径法、经验统计法、产能系数法和气藏工程法等方法研究渗透率下限特征,确定出储集渗透率和有效渗透率下限分别为0.07× 10-3μm2和0.1×10-3μm2.依据3类储层各自的孔渗关系,进一步确定各类储层的储集孔隙度下限:Ⅱ类为9.4％、Ⅲ类为14.6％;有效孔隙度下限:Ⅰ类为4.6％、Ⅱ类为10.3％、Ⅲ为16.0％.     

玛湖凹陷西斜坡致密油藏有效储层物性下限确定

致密油是非常规油气资源的重要组成部分,资源潜力巨大,是今后较为现实的油气资源接替领域之一。中国致密油藏勘探开发起步较晚,总体研究程度较低,特别是对致密油藏有效储层物性下限的研究相对薄弱。通过分析致密油成藏动力学机制,以生油增压作为油气充注的主要动力,毛细管压力为主要阻力,确定油气充注的临界条件;即生油增压等于毛细管力,建立判别致密油藏有效储层物性下限的方法。应用所建立的有效储层物性下限的判别方法计算出玛湖凹陷西斜坡风城组组致密储层在埋深为2 500~3 000 m、3 000~3 500 m、3 500~4 000 m和4 000~4 500 m时有效储层的临界孔喉半径分别为0.287μm、0.230μm、0.187μm和0.147μm;所对应的临界孔隙度分别为5.70%、4.33%、3.53%和1.95%;所对应的临界渗透率分别为0.148 m D、0.083 m D、0.059 m D和0.030 m D,有效储层物性下限随埋藏深度的增加逐渐减小。     

华庆地区长6致密油储层微观孔喉结构特征

针对鄂尔多斯盆地华庆地区三叠系延长组长6段致密油储层,应用恒速压汞和微、纳米CT扫描分析等技术手段和方法,开展了微观孔喉结构特征研究。研究结果表明,长6致密油储层孔隙以微米级孔隙为主,纳米级孔隙分布频率较低,主流喉道半径为1.07 μm,平均喉道半径为0.84 μm;平均孔隙半径为140.12 μm,平均孔喉比为281.03,微纳米孔喉特征明显。喉道半径、孔喉比与孔渗关系表明,孔喉特征是影响和制约储层物性的关键因素,孔喉特征参数对渗透率的影响和制约要明显高于其对孔隙度的影响。致密油储层微纳米CT实验表明,致密油储层发育孔喉网络复杂的纳米微米级孔喉系统,且具连通性;微纳米孔隙结构三维重构显示,纳米孔隙一般呈椭圆形、长条形和不规则形,微米级孔隙呈现圆形、椭圆形、三角形和不规则形,石油赋存在较大孔隙的团块状、球形斑点状孔隙结构和微裂缝中。     

辽河盆地火成岩储层评价标准与有效储层物性下限

依据辽河盆地东部凹陷40口代表性探井的物性测试、含油产状及试油结果等资料,综合运用经验系数法、最小含油喉道半径法、含油产状法和试油法确定研究区有效储层物性下限,并对适用于研究区火成岩的储层分类标准进行研究。结果表明:当孔隙度小于3%或者渗透率小于0.03×10-3μm2时,通常不会形成工业或低产油气层,据此将这两个物性数值定为火成岩有效储层的孔隙度和渗透率下限;根据孔隙度、渗透率、含油产状和试油结果等参数将火成岩储层标准划分为4类,分别为高孔高渗(I类)、较高孔较高渗(Ⅱ类)、中孔中渗(Ⅲ类)和低孔低渗(Ⅳ类);所确定的储层物性下限和分类指标能够客观反映火成岩储集层的特征,有利于研究区的油气勘探和资源评价。     

结合压汞实验与核磁共振测井预测束缚水饱和度方法研究

针对压汞实验与测井资料计算致密砂岩储层束缚水饱和度精度不高的事实,借助Purcell公式确定岩样流动孔喉下限,提出了基于流动孔喉下限确定束缚水饱和度的方法。由于致密砂岩等复杂储层存在较强微观非均质性导致流动孔喉下限不固定,认为在利用压汞实验确定束缚水饱和度时应分别确定岩样流动孔喉下限。通过对223块岩样压汞实验数据的分析,发现累积渗透率贡献达到99.9%时的非润湿相饱和度大致等于束缚水饱和度,并基于上述发现提出了利用核磁共振测井资料构建伪毛管压力曲线,以渗透率贡献达到99.9%为标准求取储层束缚水饱和度的思路,并与其他核磁共振测井束缚水饱和度模型计算结果对比。压汞实验所确定束缚水饱和度与岩心半渗透隔板实验所得相对误差在35%以下,测井新模型在精度和变化趋势上均与岩心数据较为吻合,两者计算结果均表明,该方法对束缚水饱和度的计算有一定贡献。提出的方法可提高压汞实验与测井资料计算致密砂岩储层束缚水饱和度的精度。     

马岭油田北三区延10_1~2储层微观孔隙结构特征及其生产动态分析

利用铸体薄片、扫描电镜、常规压汞、恒速压汞及核磁共振等资料,对马岭油田北三区延1012低渗透储层开展微观孔隙结构特征及其分类的研究。结果表明,研究区储层孔隙结构非均质性强,粒间孔、溶孔和晶间孔是主要的储集空间,片状或弯片状、点状喉道发育。孔隙结构可划分为大—中孔粗喉型、中孔中喉型及小孔细喉型3类;各类孔隙结构储层的储集空间类型、物性特征及产液能力不同,喉道大小是决定储层渗流能力、影响开发效果的关键因素;核磁共振和压汞实验拟合共同确定出该区储层的流动孔喉下限为0.232μm;孔隙和喉道特征共同决定了孔渗性的大小;较强的孔隙结构非均质性使得每类孔隙结构的相对渗透率曲线形态复杂多样,所建立的孔隙结构分类标准与储层的产油能力有很好的线形因果关系。     

松辽盆地南部泉四段扶余油层致密砂岩储层微观孔喉结构特征

综合运用铸体薄片观察、扫描电镜、高压压汞、恒速压汞及图像分析等技术手段,对松辽盆地南部泉四段扶余油层致密砂岩储层储集空间、储集物性、微观孔喉分布及不同尺度孔喉对储层物性的贡献等特征进行精细表征,并分析不同微观孔喉参数与储层物性的相关关系。结果表明,研究区致密砂岩储层物性差、孔喉半径小;储集空间以粒内和粒间溶孔为主,含部分原生孔和黏土矿物晶间孔。储层孔隙半径分布差异不明显,而喉道半径与孔喉比分布差异较大;储层物性越好,喉道半径分布范围越宽,峰值喉道半径越大,并且右偏特征越明显;储层渗透率越高,对渗透率起主要贡献的孔喉半径越大;孔喉比分布与喉道半径分布呈现相反的特征。渗透率主要由岩石中少量的微米级孔喉贡献;纳米级孔喉所占体积很大,却只有较小的渗流能力,并且渗透率越低,纳米级孔喉所占的相对比例越大。微观孔喉结构参数对储层物性的影响主要体现在渗透率上,而对孔隙度的影响较小。     

白豹油田长6油藏储层岩矿及孔隙结构特征

通过岩心观察、薄片鉴定以及物性与压汞数据分析,对白豹油田长63储层进行了岩矿特征研究,认为目标储层砂岩类型主要为长石砂岩及岩屑长石砂岩。详细分析了储层物性及微观孔隙结构特征,发现主要孔隙类型为长石溶孔和粒间孔,小孔微细喉为最优的孔喉组合。对区内长63储层岩石的成岩期次和类型、渗透率和孔隙度的最低下限进行了研究,结果表明研究区北部、中部区域经历绿泥石胶结等建设性成岩作用,储层物性较东部区域略好。     

大牛地气田下石盒子组盒3段储层地质特征

下石盒子组盒3段是鄂尔多斯盆地北部大牛地气田的主要勘探目的层。从沉积相和岩石学特征入手,结合常规薄片分析、孔渗分析、压汞试验分析成果,利用数理统计方法,对盒3储层特征进行了分析研究,结果表明该套储层为低孔隙、低渗透率储层,具有较高的排驱压力,较小的孔喉半径,且孔喉分选性差。在前人研究的基础上,结合低渗透油田的评价方法,确定了以岩性、物性、孔隙结构、含气性及电性等参数来进行储层分析评价的方法,认为盒3段以Ⅲ类储层为主,其次为Ⅱ类储层和Ⅰ类储层。     

致密砂岩气藏储层物性下限及控制因素分析

长庆油田苏里格气田东区盒8、山1 段致密砂岩储层具有典型的低孔–低渗及多层系含气特征。储层下限标准的研究是划分有效储层的基础,砂岩储层的储集性能受控于沉积环境、岩石组成、沉积埋藏史及在埋藏过程中的成岩作用。采用多种方法对该区储层物性下限进行研究,通过产能模拟法验证了物性下限值,探讨了有效储层的控制因素及各因素间的主次关系。结果表明：盒8 砂岩孔隙度下限为5.0%,渗透率下限为0.100 mD,含气饱和度下限为45%。山1 段孔隙度下限为4.0%,渗透率下限为0.075 mD,含气饱和度下限为45%。岩性、沉积微相起主控作用;机械压实作用是造成砂岩孔隙度下降的重要因素;溶蚀、蚀变作用的强弱决定着砂岩储集性能的好坏;砂体厚度对有效性的控制作用较小。     

基于多评价参数的海上低渗气藏分类方法

中国海上低渗透天然气资源探明储量逐年增加,为了经济高效地动用这部分储量,对低渗透气藏进行合理的分类至关重要。以莺歌海盆地东方区黄流组气田群为例,优选米无阻流量、渗透率、主流喉道半径、可动流体饱和度、含气饱和度、气层厚度6个评价参数,综合应用于海上低渗透气藏分类,建立了海上低渗透气藏的分类评价方法。综合考虑目前海上气藏的开发特点,各分类参数之间的相关性等因素,把低渗透气藏细分为4个亚类,确定了各评价参数的分类界限,并提出了各（亚）类低渗透气藏的开发建议。分类评价方法细化了对海上低渗透气藏的认识,避免了针对不同类型的低渗透气藏采用固定的分类标准带来的分类误差,可以较好地筛选出在目前海上开采技术和经济条件下适合开发的气层,对类似气藏的分类评价也具有一定的借鉴意义。     

毛管力对油藏水驱特征影响分析

注水开发是油田最主要的开发方式之一。注入水波及面积是影响油藏采收率的重要因素。油藏内注入水流动方向及波及面积与其所受合力的方向及大小有关。国内外学者研究表明，尤其对于低渗透油藏，毛管力对油藏内油水渗流规律的影响不容忽视。本文基于渗流力学理论，利用数值模拟和矢量叠加方法，计算了正韵律正方形储层模型中各网格内流体所受注入水压力、重力和毛管力等作用力合力的大小和方向，实现了储层内任意网格油水渗流作用力的定量表征。数值模拟结果表明，对于亲水正韵律油藏，储层上部渗透率变低使毛管力增大，当毛管力增大到一定程度时，注入水会从下部的高渗透层段向上部的低渗透层段渗流，导致上部低渗层段的水驱效果好于下部储层，在油藏开发后期剩余油主要分布在下部的高渗透层段内。如果油藏渗透率较大，油藏内无毛管力影响时，开发后期剩余油主要分布在上部的低渗透层段内，对下部高渗透层段实施封堵措施，有利于提高油藏采收率。     

低渗透油藏两相渗流参数及驱油效率的应力敏感性研究

储层物性参数及渗流参数受作用在岩石上的应力状态的影响。开发过程中由于地层压力的下降而导致应力状态变化,这种变化会带来岩石的不可逆伤害而影响物性参数、渗流参数及开发效果。建立了室内模拟地层压力变化的实验技术。定量研究了地层压力下降过程中油水两相渗流特征以及水驱油效率的变化规律。借助压汞、核磁共振等测试手段,分析地层压力下降过程中岩石孔喉结构特征参数的变化规律,定性研究了低渗透油藏两相渗流参数及水驱油效率的应力敏感性作用机制。研究结果表明,低渗透油藏岩石的油水两相渗流参数及水驱油效率具有应力敏感性,且岩石的渗透率越低,应力敏感性越强。不同渗透率级别岩石孔喉尺寸的差别决定两相渗流参数及水驱油效率的应力敏感程度。研究结果可为低渗透油藏的储层保护和水驱高效开发提供理论指导。     

低渗透油藏油水两相渗流研究

用无因次分析法对低渗透岩心的实验数据进行了分析,得出新的低渗透油藏非达西渗流方程,并建立了油水两相渗流的数学模型。通过实例计算,研究了低渗透油藏中储层参数、流体特性以及开采方式等因素对注水开发效果的影响。结果表明,由于非达西渗流的影响,注水开发时容易发生指进现象,而地层倾角的增大可以削弱指进;地层原油粘度的增大会增强开采难度,而地层渗透性能的改善会使油井产能提高。因此,低渗透油藏应加密井网,强化注水以扩大生产压差,从而改善开发效果。     

川中公山庙油田沙一段油藏储层特征研究

公山庙油田沙一段油藏是在川中侏罗系沙溪庙组低孔低渗储层背景下发现的构造岩性复合油藏,其储层的研究对川中侏罗系砂岩油藏勘探具有重要指导意义.文章通过地层及岩性、物性、储集空间及储集类型等方面的系统研究,认为尽管储层基质孔隙度、渗透率均很低,但孔隙结构好,完全具备储渗能力.并在此基础上结合动态测试资料分析指出其储集类型仍属裂缝-孔隙型,首次明确在此低孔低渗储集条件下裂缝-孔隙型砂岩油藏的存在,拓展了川中侏罗系砂岩油藏的勘探思路.     

英东萨尔图低渗透砂岩油藏单砂体内部相对高渗透段定量识别

通过对岩心分析化验数据分析整理,总结出渗透率极差法、累计渗透率贡献值法、驱动压力梯度法定量求取低渗透储层单砂体内部高渗透段的下限值,3种方法相互验证.强水动力条件是低渗透砂岩油藏单砂体内部高渗透段的沉积成因,后期次生溶蚀孔是其微观成因.高渗透段相渗曲线具有驼背型特点,初期稳定高产,后期水窜.采用贝叶斯判别分析法建立了不同渗透层段的判别函数,进行了非取心井的高渗透段的定量识别,在此基础上,详细描述了高渗透段的空间分布规律,席状砂微相的高渗透段主要发育在单砂体内的中下部,连通性好,分布面积大,长宽比为3∶2;河口坝微相的高渗透段主要分布在中部,长条状分布,长宽比4∶1.结合高渗透段的生产特征,提出封堵高渗透段,扩大波及面积,采用泡沫气驱方式提高采收率.     

歧口凹陷深层储层控制因素与有效储层下限分析

歧口凹陷中深层碎屑岩储集性能总体为中-低孔~中低-特低渗型,深层（大于3500 m）储层中,低孔低渗储层占85%以上,储集空间类型主要为次生孔隙。虽然中深层储集体由于埋藏压实作用的影响,总体储集性能（尤其深层储层）偏差,但在沉积、压力、成岩等多因素的共同影响下,仍发育异常孔隙而成为有效的油气储集空间。有效储层是指在现有工艺条件下能够采出具有工业价值产液量的储集层,其下限具有动态变化的特点。以产液层孔隙度8.0%,产气层孔隙度7%作为当前勘探技术条件下划分深层有效储层的底界限,歧口凹陷勘探深度石油是4550 m,天然气大于5800 m,在渤海湾盆地内勘探深度较大。     

裂缝性低渗透油藏储层物性的主控因素及其对产能的影响——以大情字井油田黑43区块为例

裂缝性低渗透岩性油藏物性复杂,控制因素多样,开采难度大,寻找储层物性的主控因素是该类油藏有效开发的基础。以大情字井油田黑43块为例,在对青山口组青一段储层沉积相、岩性特征、裂缝方向、低幅度构造综合评价基础上,分析了低渗透裂缝性油藏储集特征,探讨了储层性质对单井产能的影响。分析认为,黑43区块低渗透储层物性主要受沉积相和裂缝控制,剩余储量分布与构造幅度、油藏内的油水分异差别、储集层岩性变化密切相关,为裂缝性低渗透油藏有效开发提供参考。     

低渗透油藏井间储量动用状况分析新方法

油藏启动压力梯度对油藏的储层动用有着很大的影响,启动压力梯度越大储层越难动用。从低渗透油藏流体
渗流机理上出发,采用现场早期束缚水条件下单相渗流的生产动态数据及试井解释资料,利用试井方法求得研究区的
启动压力梯度,并建立启动压力梯度与渗透率的关系。分析典型反九点井组内注水井与采油井井间的驱动压力梯度
变化特点,据此确定井间储层物性与储量动用关系。通过对比实际储层的渗透率值与所得到的储层流体启动所需渗
透率值的大小,从而判断储层内流体是否流动。该方法采用定量分析低渗透油藏井间储量动用状况,为同类油藏确定
井间剩余油分布提供了参考。