大庆某致密油藏储层物性及渗流特征的研究

发布时间：2020-03-24 04:45

【摘要】：致密油藏是指渗透率上限为1mD或3mD,岩性主要为砂岩、页岩及碳酸盐岩油藏。我国地广物博,致密油资源潜力巨大,主要分布于松辽盆地北部白垩系砂岩、准格尔盆地二叠系云质岩、渤海湾盆地沙河街胡相碳酸盐岩、鄂尔多斯盆地延长组致密砂岩、酒泉盆地白垩系泥灰岩、四川盆地侏罗系等。2011年,大庆油田开始探索致密油的有效勘探开发途径。与一般油藏相比,致密油藏除了储层物性差、层间非均质性强、油水关系复杂等特点外,它的特点还在于无自然产能。论文选取大庆G区块储层的天然岩心,通过孔渗实验、粘土矿物分析、核磁共振、扫描电镜及单相水驱实验、油水渗流实验,系统分析了该区块的储层物性及渗流特征,得到以下结论与认识:(1)大庆G区块储层孔隙度集中在7%~13%,平均孔隙度为11.55%,岩心的最小渗透率为0.016mD,最大渗透率为0.277mD,平均渗透率为0.09mD,渗透率偏低,属于致密油藏。(2)该区块孔隙发育差,连通性差。粘土矿物总量平均值为13%,主要为绿泥石、伊利石及伊利石/蒙皂石间层。储层以亚微米级孔隙为主,岩心孔隙半径都集中在0.01-1?m之间,占89.16%,大于1?m的孔隙占10.7%,亚微米级孔隙是G区块油气主要的储集空间和流动通道。(3)G区块储层内流体束缚程度高,可动用性差。以边界层理论为基础,提出的新的非线性渗流模型能够很好的描述G区块储层岩心的单相水渗流特征,所以在渗流过程中不存在启动压力。(4)由于区块渗透率极低,油水两相渗流基本都是渗吸;较高驱替压力下,裂缝扩张,渗流能力提高。(5)油水渗流过程中,含水饱和度超过33%以后,岩心开始见水;含水饱和度大于61%时,油相渗透率为0,此后岩心仅产水。
【图文】：

油分,盆地

图 1-2 中国主要盆地致密油分布[39]Fig.1.2 Distribution of tight oil in major basins in China[39]致密油区的成藏环境多为陆相湖盆，导致形成条件与常规油成藏有着先，常规油藏形成主要包含六个要素：生、储、盖、圈、运、保，而过程中，只需要油源岩、低渗透储层、短距离运移和保存。由于储层密油的驱动力主要以超压驱动为主；致密油主要分布在油源岩附近，聚集的，所以它是没有明显油气水边界的[40]。连续的油气聚集，绝大留在烃源岩内，经过短距离运移，在盆地或背斜大面积连续分布。束段Ⅲ油组有着高丰度的泥灰岩作为烃源岩，干酪根热解生成石油及天温度高，压力越来越大，而泥质灰岩渗透率小，所以压力不能释放，缝，与溶蚀孔洞形成了储集空间及渗流通道，它是连续的成藏过程，式致密油藏[41]。“动力圈闭”[42]是致密油藏形成的重要成藏作用，通方式，使得油气在低渗透储层内运移，超压梯度越大，油气运移的距圈闭滞留的范围也就越大。由此可以看出致密油藏的成藏方式是在三过超压充注，最终将油气滞留，并聚集成藏。鄂尔多斯盆地延长组表

流程图,实验流程

第二章致密油藏孔隙结构特征分析Kg——气体渗透率，mPa s；A——岩心截面积，cm2；L——岩心长度，cm；Q0——大气压力下气体的流量，cm3/s；μg——气体的粘度，mPa·s；P1——入口断面绝对压力，MPa；P2——出口端面绝对压力，MPa；P0——大气压，，MPa。2）实验材料及设备测渗透率所用到的实验仪器有：氮气源、气体增压系统、环压泵、膜流量计和压力表。流程图如图 2-3所示。验样品为大庆 G区块岩心。皂
【学位授予单位】：浙江海洋大学
【学位级别】：硕士
【学位授予年份】：2018
【分类号】：TE311

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