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。     

砂致密岩气藏含气饱和度影响因素分析

对库车前陆盆地深层致密砂岩岩芯孔渗参数测定， 分析致密砂岩储层孔渗性与含气饱和度的关系， 结果表明：储层渗透率与岩石颗粒粒级存在正相关性， 即粒级越小， 渗透率越低； 储层渗透率与上覆压力存在负相关性， 即上覆压力越大， 渗透率越小， 但上覆压力增大到一定程度后， 对渗透率的影响很小； 储层含气饱和度与岩石颗粒粒级、 储层渗透率之间存在负相关性， 即粒级越小、 渗透率越低， 含气饱和度越高。根据物理模拟实验的结果， 初步提出了致密砂岩的渗透率级变和渗透率级变系数的概念。综合分析认为， 致密砂岩的非均质性和渗透率级变系数是决定其成藏规模与含气饱和度的主要控制因素， 均质性较好的致密砂岩， 含气饱和度较高， 且局部孔隙度和渗透率相对较好的砂体更容易富集成藏； 渗透率级变系数越小含气饱和度会越高， 渗透率级变系数越大含气饱和度会越低。     

乐安油田草4块Es4稠油油藏测井解释模型研究

研究区目的层段沙四段（Es₄）位处盆地边缘,地层埋藏浅（1000m左右）,储层疏松,油稠,岩石结构复杂,非均质性强、层间差异明显,测井资料解释难度较大。以取芯井分析化验、试油、试采和生产动态资料为基础,分别研究含砾砂岩、粗砂岩、细砂岩、粉砂岩、含砾泥质砂岩、泥质粉砂岩储层岩石的岩性、物性、电性及含油性之间的关系,分层段建立储层孔隙度、渗透率、含油饱和度测井解释模型。应用解释模型对研究区51口井进行了二次解释,结果表明,该解释模型具有较高的精度,为地质建模和剩余油挖潜研究提供了可靠的储层参数。     

玛北油田三叠系百口泉组储层四性关系研究

利用岩芯、测井、试油、分析化验等资料，对准噶尔盆地玛北油田三叠系百口泉组的岩性、岩石学特征、物性及含油性等关系进行分析，总结岩性与电性、物性及含油气性之间的关系及影响因素，得出孔隙度、渗透率及含油饱和度等油层参数的解释模型。研究表明，岩石类型、粒度、分选、泥质含量，以及胶结物类型等是控制百口泉组储层物性的关键因素；各种岩性的含油产状普遍较高，砾岩、砂砾岩和含砾砂岩含油产状较好；储层具有物性变好，含油显示级别升高的特点；储层物性，含油饱和度，以及地层电阻率呈正相关。通过对百口泉组储层四性关系的研究，并根据试油资料与储层物性、电性参数交会，制定了油、水、干层的定量解释标准，为下一步的油气勘探与开发工作提供了科学依据。     

陆西地区清水河组一段储层特征及差异性分析

为了厘清陆梁隆起西部清水河组一段砂（砂砾）岩储层特征及控制因素,指导甜点储层的勘探,通过大量岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、X衍射分析,并结合岩芯观察、物性及压汞分析,对清水河组一段砂岩和砂砾岩储层进行了对比研究。研究认为,两种储层宏、微观特征差异明显。（1）砂岩储层主要为中细粒长石岩屑砂岩,主要分布于研究区的北西侧;砂砾岩储层主要为细砾岩和砂质细砾岩,主要分布于研究区的北东侧。（2）砂岩储集空间以原生孔隙为主,斜长石溶蚀孔隙为辅;砂砾岩储集空间主要是粒间方解石溶孔。（3）砂岩储层平均孔隙度14%,砂砾岩为11%,砂岩储层物性好于砂砾岩储层,但孔喉结构砂砾岩储层较好,以大孔偏粗歪度为主。（4）砂岩受压实作用影响较强,北部构造高部位的河道砂岩（如夏盐8井区）因埋深较浅,压实较弱、物性较好;砂砾岩储层早期受强烈的碳酸盐胶结作用而致密化,储层物性受控于断层发育处的溶蚀作用。     

玛南地区乌尔禾组成岩作用对储层物性的影响

利用岩芯观察、铸体薄片鉴定、扫描电镜、X 衍射分析方法并结合测录井等资料,对准噶尔盆地玛南地区二 叠系乌尔禾组储层的岩石学特征、成岩作用及其对储层物性的影响作用进行了研究。结果表明：研究区储集岩以砾岩 为主,发育少量砂岩,成分成熟度和结构成熟度均较低。目前研究区储层成已处于中成岩阶段B 期,成岩作用复杂, 对储层物性影响较大的成岩作用主要有压实作用、胶结作用和溶蚀作用,其中压实作用对研究区储层的孔隙破坏性最 大,是导致储层低孔低渗的根本原因;胶结作用对储层物性影响具有双面性,胶结物的发育一方面减少了储层孔隙度, 但亦在一定程度上抵御了压实应力,并为后期溶蚀作用的发生提供了物质基础;研究区储层埋藏较深,经历了较强的 压实和胶结作用,储层物性差,而溶蚀作用形成的次生孔隙有效地改善了储层物性,是研究区在低孔低渗背景下形成 局部相对优质储层的重要途径。     

永进地区西山窑组成岩作用及储层影响因素

通过砂岩薄片、铸体薄片、扫描电镜、X-衍射分析，认为永进地区西山窑组砂岩储层主要经历过压实、胶结和溶蚀等成岩作用。由于岩石类型主要为岩屑砂岩，含较多的塑性岩屑，因此强烈的压实作用极大地降低了储层的孔隙度，是储层物性的主要破坏因素。溶蚀作用对储集层性质有一定的改善，产生的次生孔隙可达7%。分析表明，沉积相一方面控制了储层的分布；同时控制了压实以及溶蚀作用。另外，生烃导致的异常高压及早期油气充注对成岩作用具有抑制作用，在一定程度上改善了储层物性，为油气聚集提供了有利空间。     

华庆地区长6深水沉积低渗透砂岩储层特征

通过大量岩芯、铸体薄片、扫面电镜及物性资料分析，对鄂尔多斯盆地华庆地区长6段砂岩的沉积特征、岩石学特征、孔渗特征、成岩作用类型、孔隙结构及孔隙类型等进行了深入研究。研究表明，以深水浊积砂体为主的长6储层具有沉积物粒度偏细、成分成熟度较低、结构成熟度中等的岩石学特点；储集空间主要是原生粒间孔隙和次生溶蚀孔隙，孔隙结构以中、小孔细喉型为主。研究区孔隙度与渗透率具有较好的正相关性，为一套典型的低孔、低渗到特低孔、特低渗的储层。     

阿尔及利亚D 区块储层特征及影响因素分析

下泥盆Siegenian 组砂岩储层是阿尔及利亚D 区块的主要勘探目的层。研究其储层特征及控制因素对勘探潜力的评价及后期开发有着重要的指导意义。经过研究，块内砂岩类型主要为石英砂岩，岩屑石英砂岩，储层储集空间主要为各种类型的次生孔隙和少量的裂缝，原生粒间孔不发育，多为粒间溶孔、粒内溶孔及微裂隙。孔隙结构主要为中小孔微细喉，储层物性较差，为中低孔、特低渗储层类储层；储层性质主要受到沉积条件和成岩作用的控制，成岩作用中以压实作用和溶蚀作用对储层物性影响最大，其次是胶结作用和交代作用。     

储层流动孔喉下限研究

针对传统方法中储层流动孔喉下限值的确定是以经验为主，缺乏足够的理论和实验支持的问题，根据核磁共振与常规压汞实验的相关性，将核磁共振分布转化为孔喉分布图谱，在此基础上结合离心实验建立了确定储层流动孔喉下限的理论方法。通过对大庆油田某区块砂岩、砂砾岩油藏储层流动孔喉下限计算可知，储层流动孔喉下限与渗透率之间存在良好的线性正相关性，但与孔隙度相关性较差。并在毛管模型基础上利用泊谡叶方程计算了两类岩性流动孔喉下限半径的渗透率累积贡献率值，结果表明该渗透率累积贡献率值达到99.90％，从而实现了储层流动孔喉下限的快速确定，为油田的储层评价工作提供了新的参考。     

永北地区砂砾岩体成岩作用及次生孔隙成因

通过对岩芯、岩石薄片的观察,运用扫描电镜、X衍射等分析方法,对永北地区沙三、四段砂砾岩储层进行了成岩作用研究,揭示了成岩作用对永北地区砂砾岩体储层物性的影响。认为胶结作用是储层物性变差的主要因素,胶结损孔率平均值高达43.95％;压实作用一方面导致储层原生孔隙减小,储层物性变差,另一方面强烈压实产生的大量粒内压裂缝,对砂砾岩储层物性具有一定的优化作用,但以损失原生孔隙为主,压实损孔率平均值为25.29％;溶蚀作用形成的次生孔隙为该储层主要的储集空间。有机质热演化、淋滤作用和异常高压所导致的溶蚀作用是该区次生孔隙形成的主要原因。     

泌阳凹陷泌301 井区不同流动单元产能分析

在沉积微相、储层物性特征分析的基础上，选取孔隙度、渗透率、流动带指数等参数，对泌阳凹陷赵凹油田泌301 井区核三段油层组进行流动单元划分。依据流动带指数的大小，将研究区目的层段划分为A、B、C、D 和E 等5 类流动单元。通过研究发现，各类流动单元与物性、岩性、沉积微相之间具有较好的对应关系，同时对不同流动单元产能进行了分析。研究结果表明，流动单元的划分能够真实客观地反映储层物性差、非均质性强的地质特点，单井产能与流动带指数有较好的乘幂关系，不同流动单元产能差异较为明显，物性最好的A 类流动单元产能最高，物性最差的E类流动单元产能最低。     

大牛地气田低渗储层成因及评价

综合利用岩芯、测井以及各种分析化验资料,运用储层沉积学、岩石学和成岩作用等相关理论,详细总结了大牛地气田致密砂岩储层的成因。研究结果表明,沉积微相在宏观上控制了储层物性的空间分布,成岩作用决定了砂岩内部储集空间特征和储集性能,主要表现在较强的压实作用和胶结作用使砂岩的原生孔隙很少得以保存,而溶蚀作用有条件地改善了储层的储集性能,微裂缝只是在一定程度上改善了砂岩的渗透性,但也加剧了储层的非均质性。在此研究基础上,从沉积相、岩石学特征、成岩作用、孔渗特征等方面优选地质评价参数,在目的层划分出4类储层,其中Ⅰ类高产层主要是河道砂体复合带,其具有自然伽马曲线低值、自然电位曲线显著负异常等测井响应特征,碎屑颗粒粗,储层岩石表现为石英含量高,以残余粒间孔或粒间溶孔为主的特征。     

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。     

轮南地区三叠系辫状河三角洲沉积储层特征

轮南地区三叠系储层分布广泛，对砂体展布及储层特征的详细研究对该区的精细勘探具有指导意义。在层序格架基础上，应用露头、测井、录井资料，分析三叠系的岩性、结构、构造特征及储层物性特征，总结该区三叠系的沉积特征及储层特征。该区三叠系为冲积扇—辫状河三角洲-湖泊沉积体系，自北向南依次展布，沉积主体为辫状河三角洲平原、辫状河三角洲前缘亚相沉积及滨浅湖沉积。储集砂体主要为分流河道及水下分流河道沉积，储集空间为粒间孔、粒间溶孔，储层孔渗性好。平面上物性自北向南逐渐变好；垂向上向上物性变差。轮南地区三叠系储层发育，油气藏形成的主控因素为圈闭及油源条件。     

文留异常高压油藏注天然气驱室内实验研究

文88 区块的储层物性为低孔低渗,平均孔隙度为13.9%,平均渗透率为7.4 mD,储层温度为145 ℃,原始地层压力64.98 MPa,压力系数1.7∼1.8,属异常高温高压油藏,衰竭采收率较低,且注水效果差。为了研究该油藏注气提高采收率可行性,在室内进行了注气膨胀和长岩芯驱替实验,得到了注天然气改善原油物性的效果以及不同注气方案下的驱油效率,研究结果表明：注天然气能明显改善原油的物性,对原油的降黏效果和膨胀效果较明显;两种注气方案中,原始地层条件下注气的驱油效率较好,达到82.97%,目前地层条件下注气在一定程度上提高了驱油效率。