巴喀油田八道湾组低渗透砂岩储层特征研究

油田储层物性变化

油田开发过程中储层性质变化的机理和进本规律 班级：石工10-9班姓名：林鑫学号：2010022116 对于大多数油田来说，随着开发的进行，注水量的增加，油田储层的性质也随着变化，大多数情况是储层物性变差，以下，主要从储层孔隙度、渗透率，储层岩性、原油性质和润湿性变化这几个角度进行分析。 1.孔隙度和渗透率变化 孔隙度在油田开发中不是一成不变的，在注入水的冲刷下，中高渗储层水洗后，孔道内的衬边粘土矿物多被冲刷掉，孔道增大，且连通性能变好，发生了增渗速敏，尤其是“大孔道”在注水开发中变得越来越大, 相应地储层( 尤其是高渗储层)的渗透率增高,从而加剧了注入水的“水窜”,影响油藏的开发效果。另一方面, 一些泥质含量较高的砂体,孔隙大小一般未发生变化, 甚至有缩小趋势。 在实际条件下，注水井与产出井之间由于地层的非均质性、流体的流动速度不同及岩性的差异，不同岩石中的微粒对注入速度增加的反应不同，有的反应甚微，则岩石对流动速度不敏感；有的岩石当流体流速增大时, 表现出渗透率明显下降。因此，地层的渗透率变化是受岩性、注入速度等条件限制的，可能增大也可能减小。这种孔隙度和渗透率的变化，导致了储层非均质性的加重，加大了储层开发的难度。 例如：胜坨油田二区沙二段3层为砂岩储层，泥质胶结为主，在注水开发过程中，随着注水倍数的增加，砂岩中的胶结物不断被冲刷带出，胶结物含量逐渐减少。开发初期颗粒表面及孔隙间充填较多的粘土矿物，到特高含水期，样品颗粒表面较干净，粒间的粘土矿物减少。从不同含水期相同能量带的毛管压力曲线对比也可看出，由开发初期到特高含水期, 毛管压力曲线的门限压力减小，说明最大孔喉半径增大，随着最大孔喉半径增大，流体的流动能力增强，渗透率有较大幅度提高。而沙二8层粒度细、孔喉细小、泥质含量高，随着油田注水开发，蒙脱石膨胀、高岭石被打碎等原因部分堵塞喉道，使得孔喉半径变得更小，导致了储层的渗透率降低。 储层岩性的变化 对于储层岩性的变化主要从粘土矿物和岩石骨架两个方面进行研究。 注入水对粘土矿物的作用主要有两种：水化作用和机械搬运与聚积作用。注水过程中储层内水敏性强的粘土矿物吸水膨胀，原来的矿物结构遭到破坏。因此，水驱后储层中孔道中心的粘土矿物被冲散、冲走，在微孔隙处富集。由于注入水总是沿着物性好、渗透性好的部位流动，这样就使原来粘土矿物少的部位水驱后粘土矿物变得更少，而原来物性差、分选差的部位粘土矿物含量变得更多，结果是粗孔道更加通畅，细孔道更容易被堵塞，从而使两者的差距加大。 注入水对岩石骨架的作用为溶蚀作用。虽然储层中矿物的溶解度很低，但是长期积累的效果对整个储层而言也不可忽视，溶蚀作用的结果是水淹层的孔隙结构发生变化、孔隙度增大。尤其是高渗透条带，注入介质所造成的冲刷、溶解现

致密砂岩储层构造裂缝形成机制及定量预测研究进展_徐会永

第19卷第4期 2013年12月地质力学学报JOUＲNAL OF GEOMECHANICS Vol.19No.4 Dec．2013 文章编号：1006- 6616（2013）04-0377-08致密砂岩储层构造裂缝形成机制及 定量预测研究进展 徐会永1，冯建伟2，葛玉荣 3（1.中国石油大学期刊社，山东青岛266580； 2.中国石油大学地球科学与技术学院，山东青岛266580； 3.中国石油测井有限公司，新疆哈密735200） 收稿日期：2013- 03-02基金项目：山东省博士后基金项目“基于应力场模拟的低渗透砂岩储层裂缝多参数定量建模”（201003104） 作者简介：徐会永（1977- ），男，汉族，山东庆云人，副编审，博士，主要从事沉积学及石油地质学等方面的研究及科技论文编辑工作。E- mail ：xhy7714@https://www.360docs.net/doc/d813167167.html, 摘 要：致密砂岩裂缝性储层已逐渐成为非常规油气资源勘探开发的重点，构造裂 缝形成机制研究及定量预测也相应成为热点问题。从构造地质学和地质力学角度对目前的裂缝研究方法进行系统分析，并对含微裂隙的岩石损伤力学实验分析、复合 地层本构关系及破裂准则的建立以及不同应力场作用下裂缝参数的定量表征方法进 行详细对比后认为，裂缝的产生、裂缝的位置和方向以及裂缝参数的量化是实现裂 缝准确预测的关键。今后裂缝研究的发展方向主要有3个，即基于构造地质学和岩 石损伤力学的宏观野外观察和微观室内试验相结合研究裂缝形成机制，考虑多重影 响因素并基于能量转换理论的复合岩石破裂准则建立，基于精细构造地质模型的有 限元数值模拟实现各期应力场作用下裂缝参数的三维定量表征。 关键词：致密砂岩储层；构造裂缝；形成机制；定量预测；非常规油气 中图分类号：P542；P553文献标识码：A 0引言 随着中国油气资源勘探开发逐渐由东部向西部、由常规储层向非常规储层转变，致密 气、页岩气和煤层气成为国家“十二五”规划后的开发重点［1］。很多学者认为在致密气、 页岩气和煤层气3种非常规天然气中，应该优先发展致密气［2 3］。致密气资源量数据相当可靠、开发致密气技术较成熟、致密气的分布与常规气在很多地方重叠、基础设施建设成本较低［3］，因此致密气的开发前景比页岩气更明朗。中国石化已启动鄂尔多斯致密油气增储上产会战［3］。此外，来自国土资源部的数据显示，2011年全国天然气产量为1011.15?108m 3［4］，致密气产量约为350?108m 3［3］，约占全国天然气总产量的三分之一。 非常规气藏开发有很多相似之处，如都需要打水平井和丛式井、都需要压裂工艺等。国内已基本掌握了致密砂岩油气的开发配套技术，有些技术已达国际先进水平。但大规模开发不能照搬国外模式，还需要通过有的放矢的基础研究和工程技术的先导性试验，提出适合中

渤南一区浊流储层特征-断块油气田

渤南一区浊流储层特征 许金慧1,2　史桂生2　彭海军3 (11长江大学地球科学学院　21中原油田分公司采油一厂　31新疆石油公司试油处) 摘　要　渤南一区储层砂体发育典型的低密度浊积序列,形成完整和不完整的鲍玛序列。该区砂体中辨识出砂体和泥质十种岩石相、九种岩相组合的基础上确定出浊流沟道、沟道间、席状浊积体和滑塌体等4种浊积砂体类型,总结了各砂体和测井响应特征。依据砂体类型和展布特征可将砂层分为3种类型:沟道型、席状浊积体型和滑溻体型。夹层的分布具有明显的层次性,层间夹层具有厚度大、展布广的特征,而层内夹层则进取度小,展布相对局限。 关键词　沉积微相　浊积砂体　非均质性　渤南油田 浊积岩早已为沉积学者所认识,并一度受到重视,成为地学研究的热点,现已形成了较为成熟的海底扇相模式、湖底扇相模式等相模式[1～4]。还应用储层建筑结构分析和层序地层学的观点对浊积地层进行了讨论[5]。然而对于低密度浊流所形成的浊积岩的储层非均质特征在国内的研究还较少,对渤南一区沙三段储层进行了研究,认为其发育为典型的浊积层序,应为低密度浊流。Ξ渤南油田构造上属于济阳坳陷沾化凹陷东北部的渤南洼陷,东为孤岛凸起,南与罗家油田相邻,西部与四扣向斜相连,北面以呈南断层为界与埕东凸起相接,范围600km2。该区南北两面被两条近东西向的断层切割,断层北倾,倾角40～60°,断距80～100m,地层西高东低,区块南北部分别有一个局部高点,中间为一向东倾伏的低槽;该区含油层系为沙二段、沙三段两套含油层系9个砂层组,主力油层沙三2、沙三3。 1　岩石学特征 7口取心井的观察表明,渤南油田岩心有以下特征:①总体上是大套深灰色厚层湖相泥岩夹相对较薄的砂岩沉积。②砂岩粒度细,主要为细砂岩,其次为粉砂岩和中砂岩,砾石一般为同生未完全固结的泥砾,其它成分砾石较少见,泥砾常见撕裂状,显为冲蚀而成。源于三角洲前缘的再滑塌沉积于前缘斜坡及深湖平原。③沉积构造类型十分丰富,常见块状层理、递变层理、平行层理、波状斜波状层理、重荷、砂球、砂枕构造、包卷层理、泄水构造和砂岩脉及滑塌变形构造。其特点是:浊积岩构造齐全,且滑塌变形构造丰富。④岩石颗粒分选大都较差,个别中等;概率曲线上为一段式或两段式,CM图上,分布区与C=M大致平行,具有明显的浊流特征。⑤岩石组合为典型的鲍玛层序,完整单一韵律构成依次为:底面的侵蚀冲刷面,向上变为递变层理的中细砂岩,然后是平行层理粉细砂岩,再上是薄的粉砂与泥互层的水平层理段,最上则是厚度不一的深湖相泥岩。 这些现象说明该区储层属沉积速率较低的深湖相沉积背景下的浊流沉积砂体。 2　测井响应特征 该区地层测井响应研究进行了两方面的工作,一是依据测井响应判定沉积相,二是依据测井响应进行地层对比。研究发现仅有自然伽马和自然电位能反映砂体微相特征,而感应电导率旋回特征明显,可用来确定地层旋回,进行储层对比。 沟道微相自然电位曲线显明显的高负异常,自然伽马显示低值,表明其泥质含量较低。微电位曲线一般都有明显且稳定的幅度差,显示出具有良好的渗流特性。测井曲线形态上以箱形、钟 2004年11月 断块油气田 FAUL T2BLOCK OIL&GAS FIELD 第11卷第6期 Ξ收稿日期　2004-04-19 第一作者简介　许金慧,女,1970年生,长江大学2002 级在读硕士研究生,现从事培训教学工作,地址(457172): 河南省濮阳市,电话:(0393)4851249。

苏里格气田苏59井区盒8段储层特征

苏里格气田苏59井区盒8段储层特征 摘要 苏里格气田是我国最大的致密砂岩气田，其非均质性较强。天然气的富集受控于储层质量。作者通过对该层段的储层特征包括岩石学特征，物性特征和成岩作用进行研究分析。主要得到以下认识： （1）苏59井区盒8段的岩石类型以岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主，且石英的含量与岩石粒度大致成正比。各种胶结物的含量与粒度成正相关，与石英的含量成正相关。各类型的孔隙含量与粒度成正相关，与石英的含量正相关。 （2）该层段的物性较差，孔渗交会关系显示为孔隙型储层。储层的物性与岩石粒度成正相关，与石英的含量成正相关。岩石成分对物性的影响大于岩石粒度的影响。 （3）研究区建设性的成岩作用为溶蚀作用，破坏性的成岩作用为压实作用，胶结作用。岩屑石英砂岩的胶结作用和溶蚀作用强于岩屑砂岩。 （4）根据以上的结论，得出该层段的最佳储层为粗粒岩屑石英砂岩，中粒岩屑石英砂岩次之。 关键词：致密砂岩；储层特征；盒8段；苏里格气田

Reservoir Characteristics of He 8 Interval in Su 59 Wellblock , sulige gas-field Abstract: Suligegas-fieldisthebiggesttightsandstonegasfield，whose heterogeneity isstrong. In order to offer more reliable referencesto reservoirevaluation and prediction, this paper will research its reservoir characteristic. Writeruses core and casting thin sections data, with the help of microscope, porosity and permeabilitytest instrument ,X-ray diffractometer and so on, combined withthe results of previous studies ,to analyze the reservoir characteristic which include petrology features ,physical properties and diagenesis .What achievementsgottenare followings: (1) Thetype of rock is mainly composed oflitharenite and sublitharenite dominatedin He 8 interval, Su 59 well-block, whose quantity of quartz in proportion to rock grain size roughly. The content of various kinds of cement and porosity is positively correlated with the granularity and is positively correlated withthe content of quartz. (2) The physical properties of this layer are poor.Therelation between porosity and permeability is shown as a pore reservoir.The physical properties of the reservoir are positively correlated with the granularity of rock and are positively correlated with the content of quartz. (3) Constructive diagenesis in study area is dissolution whereas destructive diagenesis are compaction and cementation. The cementation and dissolution of sublitharenite are stronger than litharenite. (4) Basedon the conclusion above, the best reservoir in this layer is coarse sublithareniteand medium sublithareniteis the second. Keywords: tight sandstone; reservoir characteristic; He 8 interval;Sulige gas-field

致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发的地质主控因素差异

致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发的地质主控因素差异 随着世界油气工业勘探开发领域从常规油气向非常规油气延伸，非常规油气的勘探和研究日益受到重视。20 世纪90 年代以来，中国出现深盆气、根源气、深盆油、向斜油、非稳态成藏、致密油、致密气、页岩气、页岩油、源岩油气等概念。油气地质基础研究呈现出由常规油气向非常规油气发展的新趋向（图1）。 图1 中国陆上主要非常规油气有利区分布图（据邹才能等，2013C）致密油是一种重要的非常规资源，是指夹在或紧邻优质生油系的致密储层中，未经过大规模长距离运移而形成的石油聚集，是与生油岩系共生或紧邻的石油资源。储层致密、油气在运移、聚集、成藏等方面与常规砂岩油藏存在较大差异，导致致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发上地质主控因素存在较大差异，本文主要从储层特征、流体性质、边界条件进行简要分析。 一、储层特征 非常规油气储层以纳米、微米孔喉为主，微观孔喉结构复杂，决定了其低孔低渗的储集特征，控制了油气聚集机制、富集规律等基本地质特征。

（一）储层质量 1.宏观 致密砂岩储层以纳米级孔喉系统为主，导致其储层致密物性较差，一般孔隙度小于10%，渗透率小于0.1mD，而常规砂岩储层物性相对较好，如表1-1。 致密砂岩油藏储层总体致密是其与常规油气储层的最大区别。 表1-1 致密砂岩储层与常规砂岩储层宏观储层质量对比 2.微观 （1）孔隙结构 孔隙结构：岩石中所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通的关系。微米与纳米尺度是通过扫描电镜与微-纳米CT扫描可以识别的微观孔隙形态与空间特征，如图1-1。 图1-1微观孔隙形态与空间特征（据于清艳，2015）

致密砂岩储层评价研究现状

致密砂岩储层评价研究现状 致密砂岩油气藏作为一种特殊非常规油气藏，已受到石油工业界的高度关注。目前致密砂岩储层的评价主要是在地层层组划分的基础上，依据测井解释、岩心物性分析、X-衍射分析、显微薄片鉴定等分析和实验资料，结合产能情况，对储层岩性、储层的物性下限、脆性、厚度和分布范围等多个方面进行评价。 标签：致密砂岩储层储层评价研究现状 0引言 致密砂岩油气藏作为一种特殊非常规油气藏，已受到石油工业界的高度关注。自20世纪80年代以来多位石油地质专家提出了深盆气（Masters，1979）、盆地中心气（Rose，1986）和连续型油气藏（Schmoker，1995）等新概念，就是针对非常规储层用新的思维以及创新的技术方法[1～3]。中国致密储层天然气的分布十分广泛勘探潜力巨大，形成了以四川盆地须家河组、鄂尔多斯盆地苏里格地区二叠系为代表的致密砂岩大气区[4]。 目前致密砂岩储层的评价主要是在地层层组划分的基础上，依据测井解释、岩心物性分析、X-衍射分析、显微薄片鉴定等分析和实验资料，结合产能情况，对储层岩性、储层的物性下限、脆性、厚度和分布范围等多个方面进行评价。 1岩性评价 岩性评价是致密砂岩储层评价的重要组成部分之一，且较常规储层评价的要求更高。致密砂岩储层储集空间小，测井信息中所包含的孔隙部分贡献相对较低，因此，为了求准测井孔隙度，要求更加精细的岩性组分以保障骨架参数的准确性。此外，岩性评价能够十分有助于致密砂岩储层的压裂设计，如可根据岩性类别及其组分确定出的脆性指数以及黏土矿物类型及其各种黏土相对含量，均是压裂设计着重考虑的因素。 常规测井评价岩性的方法主要为：以自然伽马测井计算泥质含量，以密度、中子和声波孔隙度测井确定岩性骨架类别及其比例大小。如果有自然伽马能谱测井资料，可进一步确定出黏土类型。最后以岩性实验分析（如X衍射）刻度测井计算结果。近年来，斯伦贝谢公司研发的新一代地球化学元素测井技术-元素俘获谱测井（ECS）已在我国推广应用，丰富了测井岩性评价的内容，提升了岩性组分的计算精度[5～7] [14]（如图1）。 2有效储层物性下限评价 有效储层物性下限是指储集层能够成为有效储层应具有的最低物性。有效储层是指在现有工艺技术及经济条件下能够产出具有商业价值油气流的储层。有效储层的物性下限值主要包括储层孔隙度、渗透率和含油饱和度下限值。有效储层

大庆油田区域储层特征认识

盆地沉积盖层自侏罗系开始，至中，新生代均有不同程度的发育，但是以白垩系，尤其是下白垩统为主，新生界厚度不大。地表均被第四系所覆盖。盆地内发现三套含油组合，起上部含油组合为黑地庙油层，分布在嫩江祖的三四中；中部含油组合为萨尔图，葡萄花和高台子油层，分布在青山口组二三段及姚家组和嫩江祖一段中；下部含油组合为扶余和扬大城子油层，分布在泉头组三四段中，油田集中在中部含油组合内。盆地沉积盖层被划分为七个一级构造单元，31个二级构造和130多个局部构造，目前所发现的油田大部分都集中在中央坳陷区内。 松辽盆地基底分别由大兴安岭华里西晚期褶皱带和吉黑华里西晚期褶皱带汇合而成。在经历了三叠纪和侏罗纪早期的抬升剥蚀后，在侏罗纪晚期由于以断裂为主的构造运动的作用，在这里产生了众多的断陷、地垒和断阶带。进入早白垩世松辽盆地沉降作用不断增强，使早期出现的分割性的小断陷扩大沟通，形成统一的松辽盆地大型沉积坳陷，至晚白垩世和第三纪，由于淤积充填而使盆地沉降速度明显减缓，坳陷渐趋萎缩。 松辽盆地是我国东北地区的大型中新生代陆相沉积盆地，面积约26×104km2，沉积地层厚度5000～6000m，全盆地分为7 个一级构造单元：中央坳陷区、西部斜坡区、东南隆起区、东北隆起区、北部倾没区、西南隆起区、开鲁坳陷区，大庆长垣是松辽盆地北部的一个二级构造单元，由喇嘛甸、萨尔图、杏树岗、太平屯、高台子、葡萄花、敖包塔7个背斜构造组成 大庆松辽盆地属于我国著名地质学家李四光同志划分的中国东部新华夏系第二沉降带，即呈北北东走向的中新生代沉降带中的一个大型沉积盆地。盆地内部总的轮廓是北部、东北部、东南部和西南部为隆起区，西部是平缓斜坡，中间是大面积的拗陷区 大庆长垣北部，基岩以上沉积了上侏罗统、白垩系、第三系和第四系的巨厚地层。各沉积岩层的层序、岩性及含油状况见图1—3。厚度最大、分布最广的是白垩系地层。根据岩性、沉积环境和生、储、盖的组合关系可划分四个沉积旋回：即登娄库组、泉头组—青山口组、姚家组—嫩江组、四方台组—明水组。各个沉积旋回之间是以不整合或沉积间断的方式相互接触的，每一个沉积旋回从下至上岩性为粗→细→粗的演变，岩石颜色（尤其是泥质岩颜色）呈浅色→暗色→浅色的变化，反映了从湖退到湖进再到湖退的完整过程。 一萨尔图油田

鄂尔多斯盆地致密砂岩气层测井评价新技术

作者简介:杨双定,1966年生,高级工程师;1991年毕业于西南石油学院测井专业,1999年获西南石油学院地球探测与信息专业硕士学位;现从事测井资料综合解释及方法研究工作。地址:(710201)陕西省西安市长庆路方元大厦。电话:(029) 86029722。E 2mail :cjc_ysd @https://www.360docs.net/doc/d813167167.html, 鄂尔多斯盆地致密砂岩气层测井评价新技术 杨双定 (中国石油集团测井有限公司长庆事业部) 杨双定.鄂尔多斯盆地致密砂岩气层测井评价新技术.天然气工业,2005;25(9):45～47 摘　要　鄂尔多斯盆地上古生界以陆相、海陆交互相碎屑岩为主,属于低孔、低渗的致密砂岩储集层。由于其低孔、低渗、非均质性强等原因,使利用常规测井资料正确识别气层的难度增大。文章分析认为,上古生界气田测井特征受岩性物性作用比较明显,石英砂岩和岩屑砂岩的测井特征与含气特征不同,电性上高低电阻率气层共存。在综合利用成象测井新技术提供的新方法及多信息、高精度参数,在分析储层特征的基础上,结合实验数据确定了核磁共振变等待时间的测井参数,提出了对致密气层识别有效的气层识别新方法,主要为基于核磁共振测井的差谱法、移谱法,基于交叉偶极声波测井纵波差值法。通过实例分析,证明了方法的有效性,较好地解决了低孔、低渗致密气层和低阻砂岩储层的气层识别问题,提高了测井识别的准确率,解释符合率达85%以上。 主题词　鄂尔多斯盆地　核磁测井　声波测井　致密砂岩　储集层　流体 一、储层特征 鄂尔多斯盆地上古生界以陆相、海陆交互相碎屑岩为主。自下而上发育着石炭系本溪组、太原组、 二叠系山西组、石盒子组和石千峰组。其中太原组、山西组、石盒子组是主要储集层,储集层岩性为浅灰色含砾粗砂岩,灰—灰白色中粒石英砂岩,灰绿色岩屑质石英砂岩,岩屑砂岩等。 上古生界主要储集层砂岩经历了漫长而复杂的成岩后生作用的改造,储集岩中的原生孔隙大部分遭受破坏,仅存残余粒间孔、自生溶孔以及高岭石晶间孔,从而构成了上古生界低孔、低渗砂岩的储集体系。通过12口井的岩心分析样品统计,其物性特征如表1所示。 表1　储层物性统计表 地　层孔隙度(%)平均孔隙度(%) 渗透率(10-3μm 2) 平均渗透率 (10-3μm 2) 石盒子组3～169.60.05～6.79 1.09山西组 4～10 6.1 0.01～5.63 0.69 该类储层一般必须经压裂改造才有产能,是否产气的影响因素多,即使采用成像测井,也存在多解 性,测井解释难度大。 二、电性特征 在鄂尔多斯盆地上古生界气田,测井特征受岩 性物性作用比较明显,随岩石中岩屑含量增加,或粒度变细,孔隙度减小,渗透率降低,密度增大,电阻率增大,双测向曲线趋于重合。相反,随岩石中岩屑含量减小,或粒度变粗,孔隙度增大,渗透率升高,密度变小,双测向曲线幅度差异变大。一般纯石英砂岩的自然伽马值小于35A PI ,Pe 值小于2b/e ,骨架密度值为2.65g/cm 3,井径正常或缩径;岩屑砂岩自然伽马值大于40A PI ,Pe 介于2.2～3.2b/e ,骨架密度值为2.7g/cm 3,常扩径。高低阻气层并存,山2 段储层电阻率在100Ω?m 可能出水,而盒8段电阻率20Ω?m 可出纯气。 三、气层测井识别新方法 常规测井识别气层主要是通过气层与水层的电阻率差异来识别,对于低孔、低渗、低阻气层识别难度较大。测井新技术的应用,为气层识别提供了新的依据。利用核磁共振测井、交叉偶极声波测井等成象测井资料提取气层识别方法,提高气层识别精度。 ? 54?第25卷第9期 天　然　气　工　业 地质与勘探

史家畔油田储层地质分析

史家畔油田储层地质分析 史家畔油田位于鄂尔多斯盆地东部属于致密砂岩油藏，开发有很大的难度。本文对史家畔油田的储层地质概况进行了叙述与分析，并通过分析史家畔油田岩石学特征，对史家畔油田储层地质情况进行了全面的叙述，以求在油田地质研究方面起到抛砖引玉之效果。 标签：低渗透裂缝鄂尔多斯史家畔 0前言 史家畔油区位于子长县城北东15Km，属史家畔乡境内。勘探范围北到子洲县边界，南达昌家沟—何家石畔，西起散家坪—郝家沟，东至吴家崖—沙井沟，面积54Km2。研究其油田储层地质情况及岩石学特征将会对储层压裂改造及注水开发具有积极的指导意义。 1史家畔油田区域地质概况 瓦窑堡史家畔油区属黄土塬地貌，沟谷纵横、塬峁林立，地面海拔1050～1300m，属大陆季风性气候，气候干燥缺水，植被不发育，年降水量300～600mm，主要集中在6～9 月份。年平均气温8～12℃，无霜期170 天。沿沟顺梁有树枝状沙石路相通，其南有子（长）—清（涧）二级公路穿越，交通较为方便，石油工业是该区的龙头产业。 1.1油田地质特征 瓦窑堡油田史家畔油区构造位置处于鄂尔多斯盆地陕北斜坡的东部，主要含油层系为上三叠统延长组长4+5、长 6 油层组，其中长4+5 油层组划分为长4+51和长4+52两个油层亚组，长6 油层组划分为长61、长62、长63、长64四个油层亚组（以下简称亚组），本区大多数井的长64油层亚组未被打穿，油层厚度小于2m，研究意义不大。其中长 6 油层组中长61、长62油层组为主要含油层位。 1.2区域地层特征 根据三叠系上统延长组油气层纵向分布规律，将延长组自上而下将其划分为10 个油层组，即长1～长10。延长组的沉积格局和沉积体系的分布，毫无例外受着长期继承性整体升降运动下形成的广阔斜坡构造背景的控制。 1.3地层划分整体思路 地层的划分与对比是研究储层特征、沉积相识别等一系列工作的基础。本次在研究区地质沉积背景分析的基础上，根据生产需要及前人的研究成果，选定本

致密储层的研究

1.2 致密储层研究 1.2.1 致密储层的基本特征 致密砂岩储层具有岩性致密、低孔低渗、气藏压力系数低、圈闭幅度低、自然产能低等典型特征。由于不同学者所研究的对象和角度不同，对致密的理解也不相同。低渗透储层本身就是一个相对概念，随着资源状况和技术条件的变化，致密储层的标准和界限也会随之变化，因此长期以来致密砂岩储层一直没有一个完整的、明确的定义和界限。美国联邦能源管理委员会(FERC)把低渗透(致密)天然气储层定义为估算的原始地层渗透率为0．1 X10-3 um2或者小于0．1×10-3 u m2(B．E．Law等，1986)的储层。关德师( 1995) 等在《中国非常规油气地质》 中,把致密砂岩气藏的储层描述为孔隙度低(小于12%)、渗透率比较低( 1 ×10- 3 um2) 、含气饱和度低( 小于60%)、含水饱和度高( 大于40% )。杨晓宁( 2005) 认为致密砂岩一般是指具有7% ~ 12%的孔隙度和小于1. 0× 10- 3 um2的空气渗透率,砂岩孔喉半径一般小于0. 5 um。按照我国的标准, 致密储层有效渗透率 ≤0. 1 ×10- 3 um2(绝对渗透率≤1 ×10- 3 um2)、孔隙度≤10%。另外一般具有较高的毛细管压力，束缚水饱和度变化也比较大，一般储层中的束缚水饱和度都比较高。张哨楠根据对鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩储层束缚水饱和度的分析，束缚水饱和度都在40％以上；在孔隙度为4％～11％的范围内，束缚水饱和度在42％～56％之间变化。他根据对四川盆地上三叠统致密砂岩储层孔隙度和束缚水饱和度的统计(表1)，用两种方法测试的结果表明束缚水饱和度和孔隙度之间存在负相关关系。鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩储层的孔隙度、渗透率和束缚水饱和度之间的关系同样说明致密砂岩储层的束缚水饱和度随着孔隙度和渗透率的降低而增高(图1)。

致密砂岩气国内外现状

致密砂岩气研究现状 根据中国近年来发现的大型致密砂岩气藏的开发地质特征，可将致密砂岩气划分为 3 种主要类型。透镜体多层叠置致密砂岩气，以鄂尔多斯盆地苏里格气田为代表。发育众多的小型辫状河透镜状砂体，交互叠置形成了广泛分布的砂体群，整体上叠置连片分布，但气藏内部多期次河道的岩性界面约束了单个储渗单元的规模，导致储集层井间连通性差，单井控制储量低。苏里格气田砂岩厚度一般为30?50 m辫状河心滩形成的主力气层厚度平均10 m左右，砂岩孔隙度一般4%- 10% 常压渗透率为（0.001?1.000 ）X 10-3卩m2含气饱和度55%?65% 埋藏深度3 300?3 500 m异常低压，平均压力系数0.87，气藏主体不含水。鄂尔多斯盆地上古生界天然气藏，鄂尔多斯盆地构造简单稳定。成熟源岩面积13X104平 方千米，烃源岩成熟度0.6%~3%，砂岩平均孔隙度8.3% , 平均渗透率小于1*103 2 卩m; 四川盆地上三叠统须家河组平均孔隙度 4. 77% ,平均渗透率小于1*103卩m；为致密-超致密砂岩储层，储层总体表现为低孔低渗高含水，强非均质性的特征。 孔喉直径均值0.313卩m；成熟度1.0%~3.6%源岩分布面积（1.4~1.7 ）X104如2 （大于100m，连片砂体面积超过1X 104如2,砂体普遍含气，以川中地区须家河组气藏、松辽盆地长岭气田登娄库组气藏为代表的多层状致密砂岩气，砂层横向分布稳定。川中地区须家河组气藏发育 3 套近100 m 厚的砂岩层，横向分布稳定，但由于天然气充注程度较低，构造较高部位含气饱和度较高，而构造平缓区表现为大面积气水过渡带的气水同层特征。须家河组砂岩孔隙度一般为4%?12%，常压渗透率一般为（0.001?2.000 ）X 10-3卩m2埋藏深度为2 000?3 500 m，构造高部位含气饱和度55%?60%，平缓区含气饱和度一般为40%?50%，常压—异常高压，压力系数1.1 ?1.5。长岭气田登娄库组气藏砂层横向稳定，为砂泥岩互层结构，孔隙度4%?6%常压渗透率一般小于0.1 X 10-3卩m2天然气充注程度较高，含气饱和度55%?60%，埋藏深度 3 200 ? 3 500 m ，为常压气藏。 块状致密砂岩气，以塔里木盆地库车坳陷迪西1井区为代表，侏罗系阿合组厚层块状砂岩厚度达200?300 m,内部泥岩隔夹层不发育，孔隙度4%?9%常压渗透率一般小于0.5 X 10-3卩m2,埋藏深度4 000?7 000 m，为异常高压气藏，压力系

国外致密砂岩气藏储层研究现状和发展趋势

国外致密砂岩气藏储层研究现状和发展趋势 谷江锐 刘岩(中国石油勘探开发研究院) 摘要 致密砂岩气藏具有低孔渗、连通性差的特点,储层评价研究水平是有效开发该类气藏的关键因素。美国和加拿大致密砂岩气藏勘探和开发程度最高,在致密储层评价研究方面积累了大量的经验。致密砂岩气藏主要指发现于盆地中心或者是连续分布的大面积天然气藏,也有观点认为大多数的致密气藏是位于常规构造、地层或复合圈闭中的低渗储层中,通常被称为 甜点 。国外致密气藏描述、评价和评估主要依赖于岩石学、测井和试井三种手段。未来致密砂岩气藏储层评价描述水平的提高主要基于两个方面:一是为了准确地评估和开发致密气藏,需要从岩心、测井和钻(录)井以及试井分析中获取更多的基础数据;二是使致密储层描述向高精度发展,进一步研究气藏砂体展布和含气富集带,包括透镜体砂岩大小、形状、方向和分布的确定,储层物性在空间分布的定量描述,低渗、特低渗岩心物性测定技术。 关键词 致密砂岩气藏 砂岩储层 气藏类型 储层评价 发展趋势 DOI:10 3969/j.issn.1002 641X 2009 07 001 1 引言 在世界石油资源供需矛盾加剧、原油价格居高不下、天然气储采比持续下降的形势下,随着人类对清洁、环保、高效能源需求的持续高涨,人们对非常规能源特别是非常规天然气的关注日益增加。非常规天然气又称分散天然气,是指储藏在地质条件复杂的非常规储层中的天然气,主要包括致密砂岩气、页岩气、煤层甲烷气、地下水中(水溶性)的天然气以及天然气水合物等。 与常规天然气相比,非常规天然气的类型和赋存形式更为多样,分布范围更为广泛,潜在资源量远远大于常规天然气资源。M asters [1]提出的天然气资源金字塔充分说明了致密气资源在世界天然气资源分布中的重要地位(图1)。从图上可以看出, 在金字塔的底部,致密气资源(储层渗透率 0 1) 的体积非常巨大。另据世界石油委员会报告(Raymond 等,2007),在全球,致密砂岩气藏中的天然气资源量大约为114 108m 3,煤层甲烷气资源量大约为233 108 m 3[2] 。 图1 天然气资源金字塔示意图(Masters,1980) 本文关注致密砂岩气藏,致密砂岩气的开发主 要局限在拥有巨大储量的美国和加拿大。美国已有近70年勘探开发低渗透致密砂岩气藏的历史,在非常规天然气优惠政策促进下,致密储层气开采的天然气量逐年增加,随之形成了一套较为成熟的勘探开发技术、方法系列,积累了大量的经验,也发表了许多这方面的成果。致密砂岩气藏本身具有的低孔渗、连通性差的复杂地质条件的特点,开采难度相对较大,给地质工程师和油藏工程师带来了很大的挑战,以致于当前低渗致密气田的有效开发,特别是储层评价研究,已是国内低渗透致密气田面临的一个普遍问题。为了对国外低渗致密气田的储层研究现状和做法有所了解,本文通过查阅大量文献资料,从致密砂岩气藏的类型、储层评价手段等角度入手,总结了国外特别是北美的致密砂岩气藏的储层研究成果,并就其发展趋势进行了分析,力求对国内致密气砂岩储层的评价研究起到一定的参考借鉴作用。 2 致密砂岩气藏的定义及其一般特征 致密砂岩储层通常是指储层渗透率低的砂岩储层,根据储层所含流体的不同,对孔隙度和渗透率的要求也不同,所以低渗透储层是一个相对的概念。不同的组织对致密砂岩气藏有不同的定义,最原始的定义可以追溯到1978年美国天然气政策法案,其中规定只有砂岩储层对天然气的渗透率等于或小于0 1 10 -3 m 2 时的气藏才可以被定义为致

镇北油田长81储层特征及控制因素

镇北油田长81储层特征及控制因素 综合利用岩心、薄片、扫描电镜、压汞测试等资料，对镇北地区长81储层特征及控制因素进行研究。储层岩性主要为细粒长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩，沉积相和成岩作用对储层物性有较好的控制作用。 标签：储层特征；控制因素；成岩作用；沉积相；镇北油田 镇北油田位于鄂尔多斯盆地西南部，镇原以北、木钵以南、东到驿马、西至殷家城。构造位置属位于鄂尔多斯盆地天环坳陷南部，西接西缘冲断带，东邻陕北斜坡边缘。该区中生界延安组、延长组均具丰富的油气资源，尤其是三叠系延长组长81储层因砂体厚度大、近邻长7湖相生油岩，而为该区主力产油层，开展储层特征及控制因素研究，对该区油气的勘探开发具有重大作用。 1 储层特征 1.1 储层岩石学特征 根据镇57、镇110、镇118等井80块薄片鉴定结果，储层岩性为灰绿色、褐灰色中-细粒岩屑质长石砂岩；主要碎屑成份石英含量29.88%，长石含量29.98%，岩屑含量23.52%；颗粒分选中等，粒径一般0.1-0.5mm，最大0.60mm，颗粒呈次棱状，颗粒间呈线状接触，薄膜-孔隙型胶结为主。粘土矿物主要有绿泥石（61.12%）、伊利石（24.83%）、伊/蒙混层、高岭石等。 1.2 储层孔隙类型及特征 镇北油田长81储集空间由粒间孔、溶孔和少量的微裂隙组成。溶孔主要发育长石溶孔和岩屑溶孔。粒间孔：由于强烈的压实及自生矿物的充填作用使原生孔隙缩小、变形，成为残余粒间孔，是最主要的孔隙类型，平均含量2.56%，占总孔隙的65%。长石溶孔：由于长81储层长石含量较高，长石沿解理缝选择性溶蚀形成，电镜下呈空蜂窝状。部分长石完全溶蚀，形成铸模孔，部分长石的溶孔和粒间孔相连，形成超大孔隙，孔径大小相差悬殊，是该区较主要的储集空间之一。岩屑溶孔：喷出岩岩屑中含有一些容易蚀变的矿物，如角闪石、辉石及部分长石，在成岩过程中会发生溶蚀形成岩屑溶孔。岩屑溶孔在一定程度上改善了岩石的孔隙性，相反却影响了砂岩的连通性，使得渗透率变差。微裂隙：由沉积、成岩或构造作用形成的裂缝。沉积作用形成的裂缝一般平行层面分布，充填有有机质等；构造作用一般形成高角度裂缝，延伸较远，裂缝壁上生长有自生方解石晶体；成岩缝是由于上覆地层的压力使颗粒破碎形成裂缝，此种成岩缝对孔隙的连通性起到了极其重要的作用。 1.3 储层物性特征 研究区储层的孔隙度为0.2%-16.2%，通过对大于6%的孔隙度计算平均值，

M地区储层特征分析

180 1　岩石特征 研究区长6储层主要岩石成分是长石细砂岩，其次是粉一细岩，每个油层的亚组都有类似的特点。 砂岩的含量组成：石英20%~39%，平均含量是20.1%；长石40%~50%，平均含量是44.5%；碎屑颗粒为80%~91%，云母7%~20%，平均含量是9.3%；岩屑一般为3%~5%，平均含量一般是4%。岩屑的很多成分是由已经变质的软岩屑组成，其中有板岩和石英片岩等，其次是石英岩、粉砂岩以及花岗岩等（图1）。 图1 研究区砂岩分类三角图 碎屑岩的形状为次棱角，大部分是点一线接触，少部分的接触时凹凸，一般的胶结是孔隙式。胶结物以及杂基是填隙物的组成，自生矿物是填隙物的主要组成部分，成分有：浊沸石平均含量为4.5%以及绿泥石平均含量为3.3%。 岩石的构成形状大部分为次圆状，粒度的平均值一般是0.1~0.19mm，属于细砂岩[3-6]。 2　层内非均质性 层内的非均质性渗透率的不同，主要由层内的非渗透薄层的分布引起，其是关键的地质影响因素。非渗透薄 层的存在使得储层具有较强的非均质性。 3　平面的非均质性 平面的非均质性指的是砂体的连通性、连续程度和渗透率的变化等。储层的这个特性与开发过程中开发井网的分布有着直接的关系，根据砂体的孔隙度、厚度的平面分布图可以发现：沉积主要控制渗透率和储层的孔隙度。在分流河道的中心位置，砂体较粗，碎屑含量低；由于水下的沉积粒度细，因此它的碎屑含量相对较高，但物性较差。在平面上，水下分流河道和分流河道的砂体是油层主要发育的中心部位。 4　总结 （1）研究区长6储层主要岩石成分是长石细砂岩，其次是粉一细岩。 （2）研究区的非均质主要为层内非均质性、层间非均质性以及平面非均质性。 （3）研究区裂缝较为发育。 参考文献 [1]陈文玲,周文,罗平,邓虎成,李沁,单蕊,戚明辉. 四川盆地长芯1井下志留统龙马溪组页岩气储层特征研究[J]. 岩石学报,2013,03:1073-1086. [2]姚泾利,陈世加,路俊刚,张焕旭,刘超威,唐海评,王刚,张博为. 鄂尔多斯盆地胡尖山地区长7储层特征及影响因素[J]. 石油实验地质,2013,02:162-166+173. [3]郑磊,金之钧,张哨楠. 中东鲁卜哈利盆地古生界致密砂岩储层特征及评价[J]. 石油与天然气地质,2013,04:475-482. [4]耳闯,赵靖舟,白玉彬,樊豪,沈武显. 鄂尔多斯盆地三叠系延长组富有机质泥页岩储层特征[J]. 石油与天然气地质,2013,05:708-716. [5]顾忠安,郑荣才,王亮,梁西文. 渝东涪陵地区大安寨段页岩储层特征研究[J]. 岩性油气藏 ,2014,02:67-73. M地区储层特征分析 许华1，2　张鹏2　时保宏1 1.西安石油大学　陕西　西安　710065 2.延长油田股份有限公司甘谷驿采油厂　陕西　延安　716005 摘要：储层即是油气聚集的场所，也是油气渗流的通道，作为油气勘探的对象。储层的性质直接控制着油气资源在储层中的分布。通过开展对储层的研究是保障油气开发措施制定的重要的工作[1,2]。本文对M地区储层特征进行了分析，结果表明，研究区长6储层主要岩石成分是长石细砂岩，其次是粉一细岩；研究区的非均质主要为层内非均质性、层间非均质性以及平面非均质性；研究区裂缝较为发育。 关键词：储层特征　非均质性　裂缝　岩石特征 Reservoir characteristics of M area Xu Hua 1,2，Zhang Peng 2，Shi Baohong 1 1. Xi ’an Petroleum University, Xi ’an 710065, China Abstract：Oil and gas reservoirs is the gathering place and oil and gas flow channel, as oil and gas exploration objects. The nature of the reservoir directly controls the distribution of oil and gas resources in the reservoirs. Research on the reservoir is the measures to protect the important work of developing oil and gas. In this paper, reservoir characteristics M region were analyzed, the results showed that study CHANG6 main rock component is feldspar fine sandstone, followed by a fine rock powder; heterogeneity within the study area is mainly non-uniform layer qualitative interlayer heterogeneity and plane heterogeneity; more developed cracks in the study area. Keywords：reservoir characteristics；heterogeneity；crack；rock features