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川中地区须家河组是四川盆地致密砂岩气藏储量的主要集中区,而气水分布规律复杂则是造成该区各致密砂岩气藏气井出水严重、产量递减迅速的重要原因。该区致密砂岩气藏的气水分布在剖面上和平面上总体表现为气水过渡带特征,气、水层交互分布。综合气水分布特征、地质背景及生产动态,总结出3种符合该区致密砂岩气藏气水分布的模式:构造带气水分布模式、低渗带气水分布模式及裂缝带气水分布模式,并从气源岩、局部构造、致密砂岩储层及储层裂缝4个方面分析了控制该区致密砂岩气藏气水分布的因素:气源岩充注不足形成了该区气水过渡带的整体特征;局部构造的闭合度控制了气水的分异程度;致密砂岩储层提高了气水的排替难度;储层裂缝提供了气水的渗流通道。 相似文献
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《地下水》2016,(4)
盒8段为苏里格气田主力产气层之一,搞清储层特征对勘探开发有着重要指导意义。通过薄片鉴定、恒速压汞、核磁共振等多种实验手段对苏里格致密砂岩储层岩石学特征、孔隙类型、物性特征和主流喉道半径进行研究。研究结果表明:(1)研究区盒8储层岩石骨架颗粒组成主要为石英,次为岩屑,仅局部分布少量长石。成分成熟度一般较高,结构成熟度中等,以中粒砂岩和粗粒砂岩为主,填隙物有伊利石、伊蒙混层、高岭石及绿泥石、铁方解石、硅质和凝灰质;(2)主力储层储集空间以次生溶孔为主,原生粒间孔次之,裂缝极少;(3)储层孔隙度基本小于12%、渗透率基本小于1.0 m D,并且在覆压条件下,储层渗透率小于0.1 m D的样品占92%,属于典型的致密砂岩气储层;(4)主流喉道半径主体介于1~2 um。 相似文献
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致密砂岩储层流体可动性对油气开发、预测和评价具有重要意义。查阅国内近十年相关成果，对致密储层流体可动性的相关参数、测试方法、分布特征及其影响因素进行了分析。发现致密砂岩储层的弛豫时间T2谱截止值为0.540~41.600 ms，可动流体孔隙度为0.12%~14.35%，可动流体饱和度为2.16%~90.30%，Ⅲ—Ⅳ类储层是致密砂岩储层的主要类型，致密储层可动流体的孔喉半径下限为0.013~0.110 μm，高压压汞、核磁共振、恒速压汞识别的孔喉半径下限分别为0.037 5、0.070 0~0.200 0、0.120 0 μm，水膜厚度为0.05~1.00 μm。统计分析显示，核磁共振、恒速压汞测得致密储层可动流体饱和度偏低；水膜厚度是影响致密砂岩储层流体渗流的主要因素；低煤阶煤层可动流体饱和度最高，致密砂岩储层次之，页岩储层最低；致密砂岩储层约是页岩储层、低煤阶煤层可动流体孔隙度的10倍；砂岩储层可动流体赋存于孔隙和喉道中，受孔隙和喉道共同控制；致密砂岩具有喉道分布集中，有效孔隙发育差，孔隙大部分为喉道半径小于1.000 μm的微细孔；喉道半径越集中、孔喉半径比越小、有效喉道半径越大，越有利于储层流体的渗流；砂岩渗透率（<2×10-3 μm2）越低，可动流体参数衰减越快；渗透率（>2×10-3 μm2）越高，可动流体参数升高越缓慢；喉道半径是控制致密砂岩储层流体可动性的主要因素。 相似文献
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针对ZJ气田沙溪庙组气藏36口取芯井478块岩样,基于450样次的孔渗分析以及160样次的薄片观测结果,结合CT扫描(37块)、高压压汞(110块)、恒速压汞(28块)、核磁共振(30块)、应力敏感性分析(8块)以及气水两相渗流(41块)实验,对储层岩石孔隙结构及渗流特征进行了综合研究。根据岩性、物性及孔隙结构建立了储层岩石分类标准,将其划分为3类型。Ⅰ类储层以中细粒岩屑长石砂岩为主,孔隙度11%、渗透率0.5×10~(-3)μm~2,最大连通喉道半径1μm,束缚水饱和度46.53%,有效应力升-降过程中渗透率损失比25.16%。该类储层物性好,孔喉发育,连通性好,束缚水饱和度低、应力敏感性弱,气相渗流能力较强,属优质储层,约占气藏的12%,开发效果好。Ⅱ类储层孔隙度9%~11%、渗透率0.14×10~(-3)μm~2~0.50×10~(-3)μm~2,最大连通喉道半径0.4μm~1μm,平均核磁共振束缚水饱和度55.05%,平均渗透率损失比40.79%,主渗喉道较为狭窄、连通性变差、微观非均质性增强,束缚水饱和度占据孔隙空间更大,气相渗流能力减弱,属中等储层,占气藏的14%左右,开发效果一般。Ⅲ类储层孔隙度7%~9%、渗透率0.04×10~(-3)μm~2~0.14×10~(-3)μm~2,最大连通喉道半径0.02μm~0.4μm,孔喉更加狭小,气相流动受高束缚水饱和度(62.87%)和储层应力敏感性(渗透率损失比49.92%)影响显著,造成流动困难,属差储层,占已评价河道的74%左右,难以建产。 相似文献
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《地下水》2017,(3)
为科学评价鄂尔多斯盆地集义地区山西组砂岩储层微观孔隙结构特征及其对物性的影响,对定量表征储层孔隙结构的主要参数进行了分析,并探讨其与物性的关系。研究表明:研究区山西组主要发育石英砂岩,次为岩屑石英砂岩,平均孔隙度为6.79%,平均渗透率为0.71 m D,总体上物性较差。储层孔隙类型有残余粒间孔、粒间溶蚀孔、格架颗粒内溶孔、微孔隙、微裂缝等。根据砂岩毛细管压力曲线形态和参数特征,将其划分为低排驱压力—粗喉型、较低排驱压力—较粗喉道型、中排驱压力—中喉道型、高排驱压力—细喉道型等4种类型。砂岩孔隙度、渗透率均与排驱压力呈负相关关系,与孔喉半径均值呈正相关关系,与孔喉的分选系数呈正相关关系。低渗、特低渗储层中以偏细喉道为主,发育的较粗喉道能有效提高孔隙度和渗透率。 相似文献
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致密砂岩储层评价方案是识别储层"甜点"的基础,也是致密油勘探的重点和难点,但目前国内对此尚无统一认识。为此,以松南中央坳陷区泉四段致密砂岩为例,综合常规压汞、恒速压汞、高压压汞等多种资料对致密储层微观孔喉结构进行了精细表征,并以此为基础建立了致密砂岩储层评价方案。结果表明:研究区致密砂岩孔喉小、物性差,储集空间以次生溶孔为主;储层渗透性主要由占小部分体积的最大孔喉半径所控制,喉道半径越大、大喉道所占比例越高,致密储层的渗透率(K)就越高、品质就越好。在此基础上,由孔喉结构的差异性出发,将松南中央坳陷区泉四段致密砂岩储层分类4类,其中,石油能够充注至Ⅰ—Ⅲ类致密储层,且Ⅰ类致密储层(K为(0.1~1.0)×10~(-3)μm~2)品质最高,可视为储层"甜点"。 相似文献
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特低渗砂岩储层微观孔喉特征的定量表征 总被引：2，自引：0，他引：2
以鄂尔多斯盆地延长组特低渗砂岩储层样品的恒速压汞实验结果为基础,对该类储层的微观孔喉特征进行了定量表征。结果表明,样品喉道差异较大,当渗透率小于1×10-3μm2时,喉道峰值半径、平均喉道半径均小于1μm,主流喉道半径变化幅度较小;当渗透率大于1×10-3μm2时,平均喉道半径大于1μm,喉道峰值半径、主流喉道半径变化幅度明显增大,大喉道所占比例及其对渗透率的贡献增大。样品的孔隙差别不大,主要分布于100~200μm范围内;孔喉半径比分布范围大,介于10~1 000之间。样品渗透率越大,有效孔隙、喉道发育程度越好。渗透率不同,孔隙、喉道毛细管曲线对总体毛细管压力曲线的影响程度也不同。 相似文献
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柴西地区致密油储层内部结构复杂、非均质性强,为了更高效地进行致密油勘探开发,利用岩芯薄片、X衍射、场发射扫描电镜、CT扫描和物性分析等方法,对扎哈泉地区上干柴沟组开展致密储层特征及储层物性控制因素研究。研究表明,上干柴沟组为典型的致密储层,以细砂岩和粉砂岩为主,填隙物含量较高,以原生孔隙为主,微米级孔隙是主要的储集空间,有效储层平均孔隙度为5. 9%,平均渗透率为0. 43 m D。储层内部孔隙分布较均匀,总体呈现微米级孔隙加纳米级喉道的特征,其中微米级孔隙基本呈片状分布,连通性好,纳米级孔隙则呈点孤立状分布。储层物性受原始沉积条件和后期成岩作用控制,坝砂泥质含量低,纯度高,物性较好。压实作用和碳酸盐胶结使储层变差,硬石膏胶结对孔隙的影响具有两面性,晚成岩期的溶蚀作用对储层改善作用明显。研究区致密油有效储层可分为三类,其中Ⅰ类有效储层为本区的"甜点"区,是下一步优先勘探开发的重点区块,Ⅱ-Ⅲ类有效储层则是重要的挖潜区,通过工程技术攻关可切实实现柴西地区的增产扩能。 相似文献
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《地质科技情报》2016,(6)
通过物性分析、薄片分析、扫描电镜、压汞、核磁共振等多种方法相结合,对鄂尔多斯盆地延安地区致密砂岩气藏的孔隙结构进行了微观、定量分析。结果表明:山二段储层孔隙结构明显优于盒八段,山二段以粒间孔和溶孔为主,占总孔隙的77%,喉道较大,平均喉道半径为0.6μm,孔喉连通性较好;盒八段晶间孔相对较多,占总孔隙的32%,喉道较小,平均喉道半径为0.3μm,连通性较差。在此基础上对"甜点"储层主控因素进行了分析,研究表明:沉积与成岩作用的耦合是"甜点"储层的主控因素,主导储层空间展布和孔隙演化;沉积优势相带中,石英等刚性矿物含量高、填隙物含量少,导致储层在成岩过程中压实、胶结、杂质蚀变等破坏性作用减弱,溶蚀等建设性作用增强,促使孔隙结构向有利方向演化。 相似文献
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针对低孔、低渗的致密砂岩气藏高效持续开发急需解决的气水分布及产水控制因素问题，通过苏里格气田东二区气藏地质和生产动态资料的综合分析，得出以下主要认识：地质构造和生烃强度控制本区气水分布的宏观格局，高产气井绝大多数发育在近烃源岩的低洼部位或微幅构造上；储层物性参数对气水分布起着关键的控制作用，物性好的砂体毛细管阻力小，天然气更易于驱替储集条件好的砂岩储层中的地层水形成气层，研究区气层孔隙度介于7%~14%之间，渗透率为（0.50~2.00）×10-3 μm2；泥岩隔层等因素造成气水分布的复杂化，随着下伏山1段泥岩隔层厚度的增大，对应区域盒8段日产气量减小，日产水量增加；致密砂岩气藏产能受开发方式的影响很大，在气藏合理配产过程中，需要考虑压敏及速敏效应的影响：投产时间越长、配产及生产压差越大，气井出水速率越快，出水量越大。采用水平井开发，可增加气井的泄流面积、减小生产压差、提高产能、降低水气比，可以实现延长无水或低水采气期，从而提高采收率。 相似文献
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川西坳陷中段上三叠统须二段气水分布特征及成因机理 总被引：1，自引：1，他引：0
川西坳陷深层上三叠统须家河组储层致密化严重,气水分布十分复杂,已经成为制约天然气勘探和开发的关键问题。在对须二段致密气藏地质特征、流体特征和气水分布特征研究的基础上,结合研究区实际地质条件,综合物理模拟实验的结果,揭示了该区复杂的气水分布成因机理。研究结果表明,川西坳陷须二段天然气主要为煤型裂解气,地层水型主要表现为CaCl2型,属于高封闭环境下的地层水。试气资料和测井解释结果表明,川西坳陷深层须二段主要以气层和含气层为主,局部井为气水同层和纯水层,地层水无成层性,水的分布表现出串珠状残留地层水的特点。孤立的地层水不受构造的控制,水的产出并不表现出上水下气或上气下水的特点,由于储层非均质性强,在深盆气形成过程中,气驱替水首先通过相对疏松的高孔高渗的储集空间,而对超致密砂体内已封存完好的水体则无力驱替,形成“残留地层水”,物理模拟实验结果也证实了这一点。 相似文献
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致密砂岩气藏是我国非常规油气资源的重要组成,其储层非均质性严重影响了致密气成藏和甜点区优选,进而制约了气田高效开发。为进一步揭示储层非均质性成因及对致密气成藏的影响,选取鄂尔多斯盆地苏里格气田西南部山1段和盒8段致密储层为例,通过岩芯观察、扫描电镜、薄片鉴定、生产和测井分析等技术手段,研究储层非均质特征,探讨沉积作用和微观孔隙演化对非均质性和成藏的影响。结果表明,储层非均质性多表现为层内粒度的垂向韵律性、夹层的不均匀分布、渗透率的平面分布差异等;储层非均质性受沉积作用和成岩作用共同影响,沉积作用控制了水动力条件、砂体展布、厚度和砂体构型,储层微观非均质性受岩矿组构和孔隙演化影响;不同厚度和构型的复合砂体,多样的矿物组分、孔隙结构,致密气的选择性充注,共同造成了苏里格地区致密储层的非均质性及含气性差异。复合砂体的高孔渗部位是致密气开采的甜点区,但是在优选有利区时不应只关注这些厚层的高孔渗砂体,也应关注规模小、非均质性稍强的透镜状砂体,需要充分考虑到储层非均质性对致密气成藏的影响。 相似文献
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计玮 《吉林大学学报(地球科学版)》2019,49(6):1540-1551
中国鄂尔多斯盆地苏里格气田广覆性含气,但含气量差异较大。为了探讨影响气水相互作用背景下的流体运移特征,选取了陕234-235井区盒8段和山1段的13块样品,基于气水相渗实验进行研究和分析。结果表明：研究区目的层位储层渗流能力较差,几乎不含Ⅰ型气水相渗曲线,具有Ⅱ型气水相渗曲线的储层是勘探开发的首选层段;可动流体孔隙度、孔隙度、可动流体饱和度、渗透率、有效孔隙体积、有效喉道体积、石英体积分数和碳酸盐岩体积分数对可开采气体的储集空间大小,即可动气体孔隙度大小,具有积极的影响,同时,上述前7种因素对气体的渗流能力,即最大有效气相渗透率,也起着积极的作用;而黏土矿物体积分数对可开采气体的储集空间和渗流能力均起着消极的作用。 相似文献
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鄂尔多斯盆地延长组致密油成藏控制因素 总被引：2，自引：0，他引：2
鄂尔多斯盆地延长组发育我国典型的低渗透和特低渗透油气资源,其油藏呈现出储层致密、储集砂体预测难度大、成藏机理复杂等特征.目前,根据勘探开发实践,长庆油田成功实现对渗透率大于0.3×10-3μm2油藏的开发,目前正在开展渗透率为(0.1~0.3)×10-3 μm2致密砂岩储层的技术攻关.笔者结合国外最新致密油气资源研究成果和鄂尔多斯盆地延长组低渗透油藏的特征,从延长组致密油分布、致密油流体特征、赋存状态、储集体和致密油形成的控制因素入手,对鄂尔多斯盆地延长组致密油形成与分布规律进行了探讨.确定了延长组致密油形成的控制因素:①长7优质烃源岩分布范围广,生烃强度大,为致密油形成提供了充足的油源供给和资源基础;②大面积广泛展布的复合叠加的碎屑岩储集体,为致密油藏形成提供了储集空间;③油页岩与致密砂岩互层共生,形成了近源成藏的有利配置关系;④成藏期生烃增压,致密储层石油充注程度高,为致密油形成提供了运移动力. 相似文献
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储层孔隙分形可以有效表征储层孔渗性能,综合反映储层孔隙结构特征及评价储层开发效果。为确定开发区块动用次序,对于东营凹陷西部区块沙四上纯下次亚段的致密滩坝砂储层,首先,利用薄片、物性及压汞等相关测试数据,计算致密滩坝砂孔喉分形维数（D）;其次,探讨分形维数与储层物性、孔隙结构参数相关性;然后,优选测井数据,建立孔喉分形维数的测井预测模型,并对东营凹陷西部区块滩坝砂分形维数平面分布进行了预测;最后,根据分形维数和油井产能相关性分析,建立了基于分形维数的储层评价标准,对研究区的致密滩坝砂储层进行了分类与评价。结果表明:当2相似文献
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为了更清晰地理解优质烃源岩和优质储层的耦合关系在致密油气成藏过程中的控制作用,本文应用地化测试、恒速压汞、常规压汞、含烃流体包裹体等多种资料,对比了松辽盆地南部致密油和松辽盆地北部致密气的成藏条件。研究表明：1）优质源岩生、排烃中心基本吻合超压高值区,超压到达的边界就是致密油气富集边界。2）孔喉结构约束下的松南泉四段优质储层渗透率下限为0.10×10-3 μm2,松北沙河子组优质储层的渗透率下限为0.05×10-3 μm2。3）时间上,形成致密油气藏的前提条件是源储之间应具备"先致密后成藏"的匹配关系,这是决定其成藏机理的根本;空间上,2个研究区的"甜点区"均发育在近源、强压、高渗的优质源储叠合部位,其展布特征受控于优质源储的空间耦合关系。 相似文献
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杭州地铁储气砂土的渗气性试验研究 总被引：3，自引：1，他引：2
浅层气地质灾害对工程的影响日益受到重视,认清储气土层的气渗透特性是采取积极有效工程措施防治灾害影响的基础。以杭州地铁所遇的储气砂为研究对象,利用自制的渗气性量测装置对其进行了系统的试验研究。结果表明：地铁工程所遇的浅层气储气砂层属渗透性极好储层,渗透率达2 960×10-3 ?m2;砂土中气渗透规律符合达西定律;饱和度较低时,含水率的增加对砂土的渗气性影响很小;随着饱和度的增加,气渗透性逐渐减弱,在饱和度大于80 %后,渗气系数急剧减小直至完全不透气;饱和度的变化相对于干密度对储气砂土的渗气性影响更为显著。 相似文献
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LG地区雷口坡组风化壳储层气水关系复杂,常规测井识别气、水层可靠性差,一定程度上影响了该区的勘探开发工作。为此,对气水组分特征、气水分布规律与气水测井识别方法等进行了系统研究。结果表明:天然气以甲烷为主,不含或微含H2S,气源来自上覆须家河组;地层水矿化度较高、变化范围较大,为封闭条件下与外界隔绝的残余水;气水关系复杂,无统一的气水界面;纵向上气水关系与所处地腹构造部位有关;气水分布规律受储层残余厚度与地腹构造的双重影响;常规电阻率绝对值法、三孔隙度交会法识别流体性质存在局限性,采用纵横波速度比值法、判别分析方法能有效识别气、水层,新的气、水层识别技术基本可以满足生产需要。 相似文献