储层岩石常规物性分析

3. 储层岩石物性及孔隙结构特征

本章将重点分析柴西北区N2 ～N2储层岩石的孔隙度、渗透率、储集空间类型及分布、大小等反映储层孔隙结构特征的性质，区域上仍以南翼山、油泉子、尖顶山和咸水泉作为研究对象。

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3.1 储层岩石物性分析 3.1.1 南翼山储层岩石物性

南翼山构造位于青海省柴达木盆地西部北区，属于西部坳陷区——茫崖凹陷南翼山背斜带上的一个三级构造。该构造为两翼基本对称的大而平缓的箱状背斜构造，两翼倾角20°左右，构造轴线近北西西向，长轴50km，短轴15km，闭合面积620km2，闭合高度820m。构造的基本模式为两断夹一隆，南翼山背斜的形成主要受控于翼北、翼南两组断层，由于该断层的控制作用，使得本区产生了一个宽缓的背斜构造，主体构造两翼基本对称。浅层（N21以上）构造隆起幅度较中深层要略小，表现为轴部地层较薄，两翼地层增厚的特征。

N21～N22时期柴西北区广泛发育较深湖、浅湖和滨湖相。南翼山地区N21时期为较深湖—浅湖沉积，该地区中部受构造古隆起的控制主要为浅湖沉积；N22时期随着湖盆沉积中心的进一步往北东方向迁移，主要沉积浅湖相。

共收集该区N2 ～N2储层岩石Ⅰ～Ⅵ油层组18口井钻井取心样品物性分析资料，其中孔隙度18

油气储层水淹及储层参数变化规律

一、基本概念

1.地层损害:由于油田生产过程中外来流体与储层的不匹配（水－岩作用）从而造成油井产能下降，甚至丧失产能的现象。

2.敏感性矿物:储集层中与流体接触易发生物理、化学或物理化学反应并导致渗透率大幅度下降的一类矿物。

3.速敏:当流体在油气层中流动，引起油气层中微粒运移并堵塞喉道造成油气层渗透率下降的潜在可能性。

4.水敏性:当相对淡水进入地层时，某些粘土矿物发生膨胀、分散、运移，从而减少或堵塞孔隙喉道，造成渗透率降低的潜在可能性。

5.盐敏:由于不同矿化度的工作液进入地层发生矿物析出变化，造成油气层孔喉堵塞，引起渗透率下降的潜在可能性

6.酸敏: 油气层与进入的酸性流体反应后引起渗透率降低的潜在可能性。。

7.碱敏:当高PH值流体进入油层后（大部分钻井液的PH值大于8）油层中粘土矿物和颗粒矿物溶解发生改变，释放大量微粒，从而造成油气层堵塞，渗透率下降的现象。

8.储层敏感性: 储层对各类地层损害的敏感程度。

9.储层保护:防止地层损害(主要指油气层)，稳定油井产量的措施。

10.驱替过程：非湿相驱替湿相称为“驱替过程”，随驱替过程，湿相饱和度降低。

11.吸吮过程

第八章 储层地质建模

油藏描述和模拟是现代油藏管理的两大支柱。油藏描述的最终结果是要建立油藏地质模型。油藏地质建模是近年来兴起的一项对油藏类型、油藏几何形态、规模大小、厚度及储层参数空间分布等特征进行高度概括的新技术。

油藏地质模型的核心是储层地质模型。高精度的三维储层地质模型不仅能深刻揭示储层岩石物理性质、空间分布的非均质性，而且对油田开发中油水运动规律有着十分重要的意义。可以说，一个好的储层地质模型是成功进行油藏开发及部署的关键。

一、地质建模方法及其评述

（一）地质建模方法

在油田不同的勘探开发阶段，由于资料占有程度的不同、勘探目的与任务的不同，因而所建模型的精度及作用亦不同。据此，可将储层地质模型分为三类，即概念模型、静态模型和预测模型（表8-1）。

表8-1 不同阶段的地质模型（据穆龙新，2000）

类型 含义 针对某一种沉积类型或成因类型的储层，把它具代表性的储层特阶段 从油田发现开始到油田评价阶段应用 代表某一地区某一类储层的基本面貌，表征一定的沉积模式和组合特征。 主要为编制开发方油田投入开发之后。 案及油藏管理技术服务，如确定注采井别、射孔方案、作业施工、配产配注及油田开发动态分析。 二次采油之后地下仍存在有大量剩余油需

碳酸盐岩与碎屑岩储集层的储集物性差异及其在开发中的影响

石工11-2 11021075 杨森

世界油气储集层体,在依物质组成划分的三大岩类：陆源碎屑岩、碳酸盐岩、火成岩中均有发育,但以陆源碎屑岩和碳酸盐岩中发育为主。我国新生代含油气盆地储集层体是以陆源碎屑岩为主,而古生代含油气盆地储集层体则以碳酸盐岩为主中生代含油气盆地北方以陆源碎屑岩为主,而南方则以碳酸盐岩为主。所以碳酸盐岩储集层体在我国无论是时代上还是地域分布上都与陆源碎屑岩不同.碎屑岩的储集空间主要是与岩石组构有关,特别是原生孔隙与颗粒的大小、形态、分选性、磨圆度、表面特征等有关,就是次生孔隙也与岩石组构有间接关系。而碳酸盐岩储集层体的储集空间形成较为复杂,颗粒灰岩与岩石组构有关,而其他储集空隙主要是与成岩作用有关. 一．储集层的储集物性差异 以下列举碎屑岩和碳酸盐岩的主要区别：

二．储集物性差异对开发的影响 （1）.碳酸盐储集层

1) 鄂尔多斯盆地马家沟组海相碳酸盐岩储集层主要由 8 类岩石构成: (1) 表生期岩溶成因的岩溶角砾泥晶—粉晶白云岩、(2) 早期淡水溶蚀成因的膏盐溶蚀角砾泥晶—粉晶白云岩、(3)含膏盐或膏盐质白云岩、(4) 回流渗透白云岩化成因的粉晶—细晶白云岩

三、快速预测气层敏感性和水锁损害的方法研究

3.1快速预测储层敏感性方法的研究及软件的研制与开发

储层潜在损害机理预测方法的研究是探井保护油气层和提高产能的一项重要基础工作。只有搞清损害机理，才能有效、及时地为探井提出保护油气层措施，设计出保护油气层的钻井完井液。储层潜在损害机理预测方法的研究主要是指对储层潜在敏感性预测方法的研究，课题组曾在这方面进行了具有创新性的工作，不仅建立了快速预测新方法，还研制和开发出对五种敏感性进行快速预测的系列软件。 3.1.1前期工作的回顾

自“八五”以来，国内先后建立了多种储层潜在敏感性预测方法，下面对最主要

的两种预测方法进行简要的回顾。

（1）多组判别分析方法预测储层潜在敏感性

该方法常采用Bayes或Fisher准则。先把已知敏感性和组成结构参数的样品按

敏感性程度的大小分成几组，然后分别利用各组样品的组成和结构参数，通过判别分析建立各组的判别函数方程，并确定判别样品类别的原则。具体来说，对于具有所需储层组成和结构特征参数，但未知敏感性程度的新样品，就可以将该样品的组成结构等参数代入判别函数方程，求出该样品各组的判别函数值，然后根据判别样品类别的原则判别样品属于哪一组，便可以对这些未知敏感性的新样品进

本文在综合分析大量岩石薄片、扫描电镜、阴极发光、X-射线衍射以及大量测试分析等资料的基础上,详细研究了各种成岩作用对储层物性的影响,建立了该区致密砂岩储层的成岩演化序列及孔隙演化模式。研究认为,大邑构造须二段砂岩主要处于中成岩B期;成岩作用是优质储层发育最直接也是最重要的控制因素之一,其中压实作用、胶结作用是造成该区储层物性降低的主要因素,溶蚀作用形成的次生

12 3

内蒙古石油化工

2 1年第 1期 00 6

大邑构造须家河组二段致密砂岩成岩作用对储层物性的影响周林岚，金库刘(西南石油大学资源与环境学院， 1成都四J I’

600) 1 50

摘

要：本文在综合分析大量岩石薄片、扫描电镜、阴极发光、 X一射线衍射以及大量测试分析等资

料的基础上，细研究了各种成岩作用对储层物性的影响，详建立了该区致密砂岩储层的成岩演化序列及孔隙演化模式。研究认为，邑构造须二段砂岩主要处于中成岩 B期；大成岩作用是优质储层发育最直接

也是最重要的控制因素之一，中压实作用、结作用是造成该区储层物性降低的主要因素，蚀作用其胶溶 形成的次生孔隙使储层物性得到改善，有效微裂缝的发育是优质储层形成的关键因素。关键词：邑构造；家河组二段；大须储层；成岩作用；储层物性

中图分类号：6 810

第22卷第4期2010年12月

文章编号：1673-8926（2010）04-0008-06

岩性油气藏

LITHOLOGICRESERVOIRS

Vol.22No.4Dec.2010

火山岩地震储层学

谭开俊，卫平生，潘建国，张虎权

（中国石油勘探开发研究院西北分院）

摘

要：随着国内外火山岩油气藏的不断发现，有必要建立火山岩地震储层学来满足勘探开发的迫切需

要。火山岩地震储层学是地震储层学的一门分支学科，主要研究盆地构造环境及火山岩储层的岩性和岩相特征、储集空间类型、物性特征、外观形态特征和所含流体特征等在三维空间的变化，实现火山岩的储层建模。地质、地震、测井等多学科协同研究是火山岩地震储层学研究的根本方法。岩矿测试分析技术、测井岩性识别技术、储层地震预测技术、流体预测技术、储层建模技术和三维可视化技术是火山岩地震储层学研究的六大关键技术。火山岩地震储层学适用于油气勘探到开发的各个阶段。由于受现有地震资料分辨率的限制，对火山岩优质薄储层仅能识别到10m左右，对储层物性、储层流体性质等方面的研究还处于半定量化阶段。

关键词：火山岩；地震储层学；测井分析技术；储层地震预测；储层流体预测；储层建模；三维可视化中图分类号：TE122.2+22

文献标识码：A

显示，实际探

高效表活剂评价及活性水注入研究

针对储层孔喉细小、毛管阻力大，注水压力高的问题，优选高效的表面活性剂，并配套活性水注入工艺，降低注入压力。与传统表面活性剂不同，双子表面活性剂中含有至少两个亲水基团（离子头基）和两个疏水基团（碳氢链、碳硅链或碳氟链），并在亲水基团处或靠近亲水基团的疏水基团处由连接基团以化学键相连接。其结构示意图如下：

双子高效表面活性剂具有改善油、水渗流特性，减小渗流阻力，同时配套算化工艺措施，可以实现降压增注的目的。

图10 技术原理

1、高效表面活性剂的优选

为了优选高效表面活性剂，对国内几种常用的双子表面活性剂的表面张力、分散配伍性进行了实验。

实验方法：

将活性剂按不同浓度配制，根据检测标准测定其表界面张力。

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实验仪器：K11表界面张力仪

表9 助排剂评选结果表

序号 名称 浓度（%） 0.1 1 Sz1 0.2 0.3 0.4 0.1 2 Sz2 0.2 0.3 0.4 表面张力（mN/m） 31.45 mN／m 27.51 mN／m 24.23mN／m 22.74 mN／m 24.86 22.31 21.37 20.58 表面张力（mN/m） 2.23 1.86 1.53 1.36 0.83 0.62 0.5

高效表活剂评价及活性水注入研究

针对储层孔喉细小、毛管阻力大，注水压力高的问题，优选高效的表面活性剂，并配套活性水注入工艺，降低注入压力。与传统表面活性剂不同，双子表面活性剂中含有至少两个亲水基团（离子头基）和两个疏水基团（碳氢链、碳硅链或碳氟链），并在亲水基团处或靠近亲水基团的疏水基团处由连接基团以化学键相连接。其结构示意图如下：

双子高效表面活性剂具有改善油、水渗流特性，减小渗流阻力，同时配套算化工艺措施，可以实现降压增注的目的。

图10 技术原理

1、高效表面活性剂的优选

为了优选高效表面活性剂，对国内几种常用的双子表面活性剂的表面张力、分散配伍性进行了实验。

实验方法：

将活性剂按不同浓度配制，根据检测标准测定其表界面张力。

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实验仪器：K11表界面张力仪

表9 助排剂评选结果表

序号 名称 浓度（%） 0.1 1 Sz1 0.2 0.3 0.4 0.1 2 Sz2 0.2 0.3 0.4 表面张力（mN/m） 31.45 mN／m 27.51 mN／m 24.23mN／m 22.74 mN／m 24.86 22.31 21.37 20.58 表面张力（mN/m） 2.23 1.86 1.53 1.36 0.83 0.62 0.5

岩石层帷幕灌浆专项施工方案

本工程采用Φ2.5挤压式钻机成孔，岩石层帷幕灌浆防渗处理为双排梅花型布置，孔距2m，灌浆深度要求深入相对不透水层（q＜10Lu)以下1.0m。总共50个灌浆孔。据灌浆工程量及施工日生产能力要求，采用机械化灌浆施工工艺作业。其具体施工技术措施如下： 一、帷幕灌浆施工技术措施

本工程帷幕灌浆工程采用机械化灌浆施工工艺作业。 1、灌浆孔布设

本工程灌浆孔的布设按设计孔位布置。 2、灌浆施工次序

本工程灌浆施工次序分三序施工，遵循分序加密原则进行，间隔灌浆，并随着各灌浆孔的施工，及时地检查灌浆效果。 3、灌浆施工方法

本工程灌浆施工根据孔深、地质条件、岩石完整性、漏水程度等实际情况，采用自上而下分段循环灌浆法，各灌段在灌浆结束前，浓浆（水灰比不大于0.8）在允许最大灌浆压力下置换孔内稀浆后在该压力下闭浆，实施屏浆；当压力表回零后再松塞、启管，保证已经灌入的浆不会回流到孔内。全孔灌后再进行一次性复灌，防止漏灌。 4、灌浆材料及压力

本工程灌浆材料按设计要求采用42.5#水泥浆灌注，灌浆压力通过现场灌浆试验确定，一般首段采用采用0.3MPa（土盖重），以下按0.02 MPa递增，直至压水试验吸水量小于10 Lu。

5、钻孔冲洗