依合2A井志留系柯下段致密含油砂岩储层特征

致密砂岩油藏是塔里木盆地石油增储上产的重要资源基础之一。台盆区志留系柯下段是近几年新发现的一套海相碎屑岩含油气储盖组合,储层为典型致密砂岩。依合2A井是新钻探的一口重要的区域探井,该井在志留系柯下段获良好油气显示,通过该井系统取心、取样分析,使深入研究这套致密储层特征成为可能。通过对岩心样品进行岩石薄片、物性、铸体薄片、扫描电镜、高压压汞和黏土矿物等系统测试分析,详细研究了柯下段致密含油砂岩储层特征及其主控因素。研究表明,柯下段致密砂岩储层主要为细粒、细—中粒岩屑砂岩,岩屑含量高,成分成熟度低,结构成熟度中等;为特低—超低孔、特低—超低渗储层;孔隙类型主要为晶间孔、粒内孔等微孔隙,次为粒间孔;孔喉结构为细孔 —微孔微细喉型,根据毛细管压力曲线的特点可分为4类。造成储层致密的主要控制因素是强烈的压实作用和胶结作用以及较弱的溶解作用,使得孔隙不发育,同时黏土矿物含量较高,孔隙空间和结构进一步变差,储层渗透性进一步降低,并具较强敏感性。     

裂缝对致密砂岩储层应力敏感性及渗流特征影响研究

裂缝的存在对致密砂岩油藏渗流特征和开发效果有较大影响。选取松辽盆地北部致密砂岩岩样,采用恒定驱替压差、恒定净围压2种试验方法评价了人工裂缝对致密砂岩岩心应力敏感性影响,通过建立考虑启动压力梯度的油水相对渗透率计算模型,利用非稳态恒压法测定得到了致密砂岩储层岩心造缝前后的油水相对渗透率曲线,分析评价了裂缝对致密砂岩油藏渗流特征的影响规律。结果表明,带裂缝致密砂岩岩心具有强应力敏感性,增大孔隙内压可以促进裂缝开启,降低应力敏感性损害程度;裂缝的存在,使致密储层岩心油水相对渗透率曲线的共渗区范围增大,驱油效率增加,残余油饱和度下水相相对渗透率显著增大,改善了致密砂岩储层的整体开发效果。     

基于恒速压汞技术的特低-超低渗砂岩储层微观孔喉特征研究

应用恒速压汞技术对苏里格气田西区盒8段特低、超低渗砂岩储层的微观孔喉特征进行了研究。该类储层孔嚏半径分布范围变化不大。对储层渗透率影响不明显,储层渗透率主要受控于喉道半径的大小以及孔隙与喉道的配置关系;毛细管压力曲线揭示出在不同的开发阶段,孔隙和喉道对开发效果的影响程度不同．处于开发中后期的特低、超低渗砂岩储层,注重对于喉道的开发至关重要。     

盐定地区长81砂层储层特征研究

盐定地区长81砂层油气丰富,但由于储层物性较差,开发效果不理想。因此,对盐定地区长81砂层储层特征进行研究,具有重要的实际意义。在区域沉积背景分析的基础上,查明了储层的岩性、物性、储层孔隙结构特征,认为影响储层物性的因素有沉积因素、砂岩厚度因素、岩性因素、胶结物因素,首次分析了砂岩厚度对储层物性的影响,发现砂岩厚度与储层物性呈正相关关系。     

洛带气田蓬莱镇组储层特征及其影响因素研究

从岩石学特征、孔隙特征、喉道类型、孔喉关系4个方面对洛带气田蓬莱镇组储层特征进行了研究,并分析了其储层特征的影响因素。研究表明,研究区主要为岩屑石英砂岩,成分成熟度和结构成熟度较高,粒度以细粒为主,分选中等;以粒间溶孔、原生粒间孔为主;储层孔隙度主要集中在3％～15％,渗透率大部分大于0．2mD;储层为孔隙型储层;研究区分布面积最广的为水下分流河道沉积微相;成岩作用主要有压实作用、胶结作用和溶蚀作用。     

川西北地区须二段储层成岩作用及其对气水分布的影响

川西北部地区须二段为致密砂岩，成岩作用对有效储层的发育具有控制作用。根据薄片、扫描电镜、X-衍射以及包裹体特征分析，对川西北部地区须二段砂岩储层的成岩作用及其对气水分布的影响进行了研究。结果表明，该区主要成岩作用类型有压实作用、胶结作用和压溶作用，成岩演化已达到晚成岩阶段；储层成岩致密带的形成是导致气藏复杂气水分布关系的主要因素。     

准噶尔盆地沙湾凹陷百口泉组致密砂砾岩储层特征及主控因素分析

利用岩心、测井、铸体薄片和扫描电镜等资料,对沙湾凹陷三叠系百口泉组(Tb)的储层特征及其主控因素进行研究。认为研究区储集岩类主要为砂砾岩、砂质砾岩,其次为细砂岩;岩石的成分成熟度、结构成熟度均较低;储层总体属于中低孔-低渗储层;Tb成岩作用较强,处于早成岩阶段B期-晚成岩阶段A期,储集空间以残余粒间孔隙与次生溶蚀孔隙为主;影响Tb储层的关键因素为沉积作用,而成岩作用则是控制储层的主要因素。通过对该储层物性特征和主控因素的分析,可为致密砂砾岩优质储层的评价与开发提供借鉴。     

利用声波全波列测井资料识别致密砂岩储层裂缝

在致密砂岩储层中裂缝的发育对产能影响至关重要,怎样进行储层裂缝识别是产能预测的重要部分。运用声波测井资料,研究声波时差、衰减系数、快慢横波能量差值、斯通利波渗透率和各向异性对致密砂岩储层裂缝的响应特征,并进行裂缝识别。利用该方法处理了大北克深地区的26口井,并与电成像裂缝发育成果图进行对比,符合度较高,说明声法测井识别致密砂岩储层裂缝效果较好。     

VES压裂液配方及其应用研究

通过室内试验确定了一种粘弹性表面活性剂（VES）压裂液配方，对其性能进行了相关评价，并对其在建南气田须家河组气藏、志留系深层致密砂岩的应用进行了研究。研究表明，该压裂液具有流变性好、携砂能力强、低残渣低伤害、摩阻低等重要优点，适合用于建南致密砂岩储层改造；应继续改进VES压裂液配方，提高井温适用范围，形成一套适合建南致密砂岩储层的粘弹性表面活性荆（VES）压裂液体系，挖掘致密砂岩气藏的开发潜力。     

塔北隆起西部库姆格列木群底砂岩段储层特征及其控制因素

结合岩心、薄片、测井以及孔渗试验数据,分析了塔北隆起西部库姆格列木群底砂岩段储层特征,探讨了储层物性的控制因素。研究表明,底砂岩段储层岩石成分成熟度较低,孔隙类型以原生粒间孔、次生溶孔为主;依据储层物性及孔隙结构特征可将其划分为3类,其中Ⅰ类储层物性最好,Ⅲ类储层物性最差。底砂岩段4个砂组储层物性差别较大,3砂组物性最好,以发育Ⅰ类储层为主,1砂组储层物性最差,以发育Ⅲ类储层为主。储层物性主要受沉积微相和成岩作用的共同控制,水下分流河道和河口坝砂岩储层物性明显优于滩坝砂岩;压实作用对储层破坏较小,硬石膏胶结是储层致密的关键因素,溶蚀作用对储层物性的控制与原生孔隙发育程度相关。     

马19块沙一下亚段储层特征研究

以薄片鉴定、铸体薄片分析、压汞资料分析为基础，研究了辽河断陷盆地西部凹陷马19块沙一下亚段储层物性特征，探讨了影响控制储层的主要因素。研究区储集条件较好．孔隙及喉道较粗，可划分为4种类型，以I类孔隙结构储层物性最好；而影响储层发育的主要因素是沉积相带、岩性和碳酸盐胶结物的影响；弱胶结的扇三角洲前缘分流河道不等砾砂岩和含砾不等砾砂岩储层物性最好。     

南华北盆地太康-蚌埠隆起山西组致密砂岩储层孔隙特征及演化

综合利用扫描电镜、高压压汞和核磁共振等技术方法,对南华北盆地太康-蚌埠隆起山西组致密砂岩储层进行孔隙结构的定量研究,储层主要发育细-小孔(≥5μm)和微孔(＜5μm)2类孔隙.利用分形理论研究了岩样的分形维数,获得不同孔径范围分形维数,发现孔隙结构具有多重分形特征.其中,细-小孔结构更复杂,表面更粗糙,大小分布更不均匀.以孔隙结构特征为基础,定量计算机械压实、胶结作用和溶蚀作用等各个关键成岩作用对储层孔隙的影响.对蔚参1井山西组砂岩储层孔隙演化史定量分析得到初始孔隙度为38.53％.早成岩阶段A-B期以快速压实、胶结减孔为主,经压实后损失孔隙度26.17％,损失率68.10％,保留下来的孔隙度为12.36％.中成岩阶段AB期以压实、胶结减孔和溶蚀增孔为主,该阶段胶结作用减孔7.21％,溶蚀作用增孔2.87％,孔隙度降为8.02 ％,此时砂岩储层已经致密化.随后山西组地层再次经历燕山期的抬升剥蚀和喜山期的构造沉降,孔隙演化基本进入定型期,最终稳定在2.85％.     

定边地区长82储层微观非均质性试验分析

油气储层的微观非均质性特征是储层地质学研究的重要内容之一。通过真实砂岩微观孔隙模型试验，并结合薄片鉴定、物性分析、扫描电镜等分析测试对孔隙结构进行深入分析，对鄂尔多斯盆地定边地区长82储层的微观非均质性进行研究。研究表明，研究区长82储层的微观非均质性很强；沉积微相和成岩作用是影响微观非均质性的根本原因；微观非均质性所导致的绕流是影响水驱油效果和剩余油分布的主要原因；研究区主要发育剩余粒间孔隙、溶蚀孔一剩余粒间孔隙和致密孔隙，建议相应地针对上述孔隙类型制定不同的注水开发方案。     

致密砂岩气藏压裂液体系对储层基质伤害性能评价

致密砂岩气藏由于其低孔低渗的储层特性,必须通过压裂增产措施才能实现其经济产能。以延安气田山西组致密砂岩气藏为研究对象,探讨了致密砂岩气藏压裂液评价方法,并进行了压裂液滤液对储层岩石基质渗透率伤害率和压裂液伤害后核磁共振测试试验;研究中基于压裂液与地层流体及工作液的配伍性研究,对压裂液的乳化率和残渣进行了测定,筛选出了3种适用于延安气田致密气高效开发的压裂液体系。基于岩心伤害测试评价和核磁共振测试评价表明,羟丙基胍胶(一级)弱碱性压裂液体系、羟甲基羟丙基胍胶酸性压裂液体系、黏弹性表面活性剂VES体系虽均能满足延安气田压裂液作业要求,但是对比其他2种压裂液体系,羟丙基胍胶(一级)弱碱性压裂液体系具有低伤害、低残渣和高返排的优势,建议采用羟丙基胍胶(一级)弱碱性压裂液体系作为延长致密砂岩气藏储层改造的工作液体系,为该油田储层保护和有效开发提供支持。     

川西地区浅中层储层特征研究

通过观察分析川西地区浅中层储层岩心及铸体薄片,对该研究区岩石学特征:沉积相、储层物性、储集空间类型及其主控因素进行了研究。结果表明,该研究区储层岩石类型以岩屑砂岩、岩屑长石砂岩和岩屑石英砂岩为主,分选较好;储集空间类型包括原生孔隙、次生孔隙和裂缝;该区浅中层气藏主要发育在三角洲沉积相带中,其次分布于湖泊-三角洲、河流三角洲、冲积扇相和滨浅湖沉积体系中;储层具有低孔低渗的特征,物性主要受到沉积相、岩相和成岩作用3个方面的影响。研究成果对于川西地区勘探开发前景的预测具有一定的现实意义。     

致密油储层测井有效性评价方法

华北油田束鹿凹陷泥灰岩致密油是一类岩性复杂、孔隙结构复杂的特殊致密油储层,岩性根据来源、支撑方式、颗粒大小、矿物含量可以分为4大类十几小类,复杂的岩性造成复杂的储层孔隙结构,既有基质孔隙发育,也有裂缝、孔洞发育。常规测井解释评价方法受岩性和孔隙结构双重影响,储层类别难以划分,储层有效性难以评价。通过深入挖掘成像测井系列参数,依据阵列声波渗透性指数,核磁孔隙结构指数,微电成像孔隙度谱主峰右侧宽度、面积等参数创建了储层分类图版和标准,实现了储层的有效性评价。     

松辽盆地北部G地区葡萄花油层储层特征及主控因素分析

以层序地层学、储层地质学、沉积岩石学理论为指导,结合岩心观察、薄片鉴定、物性分析、X-衍射等测试方法,对松辽盆地北部G地区葡萄花油层储层特征及其主控因素进行了深入的剖析。研究表明,区内葡萄花油层岩性主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩,结构以细砂岩、粉砂岩为主;孔隙类型主要为残余原生孔隙;依据岩石结构、孔隙类型及埋藏深度将储层划分为4类;碎屑粒度、填隙物、压实作用及沉积相带为区内储层的主要控制因素。     

笔架岭油田东三段和沙一段储层物性特征及影响因素分析

通过岩心观察、薄片鉴定、物性分析和沉积相研究,阐述了笔架岭油田东三段和沙一段岩石学特征、孔喉特征和物性特征,分析了影响储层物性的主要因素。研究表明,该研究区储层岩石类型以长石岩屑砂岩为主;沙河街组沙一段储层孔隙类型主要以原生粒间孔为主,东营组东三段孔隙类型以次生粒间溶孔为主;该研究区的储层属于中孔隙度、中渗透率储层;储层物性控制因素中,断裂是控制沉积微相及储层性能分布的主要因素,沉积微相控制砂体储层性质,成岩作用影响砂体储层性质。     

基于叠前同时反演的致密砂岩储层预测方法——以宋站-汪家屯地区为例

现有勘探成果表明,徐家围子断陷深层下白垩统沙河子组(K_1sh)不仅是烃源岩层,且其中的致密砂岩也可作为储层,是松辽盆地天然气勘探的又一个新领域。K_1sh致密砂岩储层具有物性差,非均质性强,砂泥薄互层、多层叠置的特点,常规叠后地震反演方法预测难度大。在精细构造解释的基础上,通过分析宋站-汪家屯地区K_1sh岩性、储层的岩石物理特征,基于叠前同时反演方法预测了扇三角洲、辫状河三角洲、湖相沉积的泥岩和砂岩的分布以及储层的分布,建立了一套K1sh致密砂岩储层预测的技术流程,并在新井钻探中取得了较好的应用效果。     

基于体曲率属性的缝洞型碳酸盐岩储层预测

冀中坳陷霸县凹陷文安斜坡发现和探明的古潜山油气藏储层为中上元古界和古生界碳酸盐岩,其储集空间以孔洞、裂缝为主,潜山内幕有效储层与致密层并存,非均质性强,物性横向变化较大,裂缝是影响储集性能的主导因素,因此裂缝预测对该区潜山油气藏的成藏条件分析起着至关重要的作用。探讨了应用体曲率属性对碳酸盐岩缝洞型储层进行研究的思路与方法,预测和刻画了储层缝洞体系的空间分布规律,划分了储层发育有利区带。研究结果为研究区油田生产提供了地质依据,同时也为类似地区的储层预测提供了重要的参考和借鉴。