低渗透砂岩油藏沉积物粒度分布特征研究
低渗透砂岩储层特点研究
低渗透砂岩储层特点研究低渗透砂岩储层是指孔隙度低、渗透率小的砂岩储层，通常是难以开发的非常规油气储层之一。
随着国内外对传统储层的逐渐开发利用，对低渗透砂岩储层的研究也日益深入。
本文旨在系统地研究低渗透砂岩储层的特点，为其有效开发和利用提供理论支持。
一、低渗透砂岩储层的形成特点低渗透砂岩储层一般形成于地层深部，受到高温、高压的影响，砂粒之间的胶结作用明显，孔隙度低，而且由于构造变形作用、溶蚀作用、压实作用等多种因素的综合影响，砂体抗压性能较高，使得渗透率大幅度降低。
低渗透砂岩储层形成于特定的地质构造环境下，在砂体成岩史、受力史等方面具有特殊的形成特点。
二、低渗透砂岩储层的孔隙结构特点低渗透砂岩储层的孔隙结构特点主要表现在孔隙类型单一、尺度小、分布不均匀等方面。
由于压实作用和胶结作用的影响，储层孔隙度普遍较低，而且多为非连通孔隙或微孔隙，使得储层渗透率明显下降。
低渗透砂岩储层孔隙尺度小、分布不均匀的特点，也给储层的有效开发带来了一定的困难。
四、低渗透砂岩储层的流体特性低渗透砂岩储层的渗透率低、孔隙度小，导致其中的流体在储层内部存在着较大的渗流阻力。
储层中的岩石颗粒对流体的吸附作用也较为显著，使得流体在储层中不易流动。
低渗透砂岩储层中的流体特性表现为流动性差、产能低等特点，这也是储层开发难度较大的原因之一。
五、低渗透砂岩储层的开发技术针对低渗透砂岩储层的困难特点，需要采用一系列的特殊开发技术来解决。
可以通过水平井、多段压裂、酸化增渗等手段来提高储层的渗透率，改善储层的产能。
还可以通过地质评价、物理模拟等技术手段来对储层进行详细的评价，为开发方案的制定提供科学依据。
低渗透砂岩储层具有形成特点明显、孔隙结构封闭、渗透率低、流体特性差等特点，这些特点决定了这类储层的开发难度较大。
但通过科学研究和合理开发，相信低渗透砂岩储层的潜力将得到充分释放，为国内油气资源的增储增产作出重要贡献。
低渗透砂岩储层特征研究
低渗透砂岩储层特征研究【摘要】随着我国能源需求不断增长，低渗透砂岩储层的开发已成为石油工业的重要课题。
本文通过分析低渗透砂岩储层的形成机理、岩石特征、孔隙结构、渗流特性以及改造技术，揭示了该类型储层的内在特征和开发难点。
研究发现，低渗透砂岩储层具有较弱的渗透性和储集性，孔隙结构复杂且渗流特性较差。
针对这些问题，本文提出了相应的改造技术措施，并总结了研究的启示和局限性。
未来的研究方向包括优化改造技术、深入探究储层特征、提高储层开发效率等。
该研究对指导我国低渗透砂岩储层的开发及提高石油工业的可持续发展具有一定的参考价值。
【关键词】低渗透砂岩储层、形成机理、岩石特征、孔隙结构、渗流特性、改造技术、启示、局限性、未来研究方向1. 引言1.1 研究背景低渗透砂岩储层是指储层孔隙度低、渗透率小的砂岩层，具有储层难开发、开发成本高的特点。
随着石油勘探开发技术的进步和市场需求的增加，低渗透砂岩储层的开发已成为当前油气勘探与开发的重要课题。
为了更好地了解低渗透砂岩储层的形成机制、岩石特征、孔隙结构、渗流特性以及改造技术，本次研究将重点关注以上方面，以期为低渗透砂岩储层的勘探开发提供参考和指导。
通过深入研究低渗透砂岩储层特征，可以更好地挖掘潜在资源，提高勘探开发效率，推动石油工业的可持续发展。
1.2 研究目的研究目的是为了深入了解低渗透砂岩储层的特征及其影响因素，探讨其形成机理，分析岩石特征、孔隙结构以及渗流特性，以期能够为有效开发和改造低渗透储层提供科学依据和技术支持。
通过对低渗透砂岩储层的综合研究，可以揭示其内在规律，为勘探开发提供理论指导和技术支持，促进资源的可持续开发利用，实现对储层的有效评价和优化利用。
通过研究低渗透砂岩储层的特征，可以为相关领域的学术研究提供新的研究思路和方法，推动研究领域的不断深入和拓展，促进相关技术的进步和创新。
本研究旨在探讨低渗透砂岩储层的特征及其影响因素，为相关领域的研究和应用提供科学依据和技术支持。
低渗透砂岩储层特点研究
低渗透砂岩储层特点研究低渗透砂岩储层是指渗透率低于0.1md的砂岩储层，由于其储层孔隙度低、渗透率小的特点，导致储层对裕量评价、开发方式设计、地质工程设计等方面的影响深远。
对低渗透砂岩储层的特点进行深入研究，对于提高油气田的开发效率和资源利用率具有重要意义。
下面我们将对低渗透砂岩储层的特点进行详细研究。
一、孔隙结构特点低渗透砂岩储层的孔隙结构特点主要表现为孔隙度低、孔隙分布不均匀、孔隙连通性差。
它的孔隙度一般在5%以下，部分地区甚至低于3%。
孔隙度低的原因主要有矿物成分的封闭作用以及成岩作用使矿物颗粒间的结合更加紧密。
低渗透砂岩储层中的孔隙分布不均匀，主要表现为孔隙度和孔隙大小的差异较大。
孔隙连通性差，使得储层的渗透率非常低。
低渗透砂岩储层通常需要通过压裂等增产技术手段来进行改造。
二、渗透率特点低渗透砂岩储层的渗透率一般在0.1md以下，甚至能达到0.01md以下。
渗透率低主要是由于孔隙度小、孔隙连通性差所造成。
低渗透砂岩储层的渗透率低，直接影响着储层的有效性，增加了开发难度，降低了油气储层的开发价值。
对低渗透砂岩储层的渗透率进行研究和评价，对于确定储层的开发潜力和制定合理的开发方案至关重要。
三、油气饱和度特点低渗透砂岩储层的油气饱和度一般较低，而且油气饱和度分布不均匀。
由于孔隙度低、孔隙连通性差等因素影响，使得储层的油气饱和度较低。
在不同深度和不同地质条件下，油气饱和度分布不均匀，出现油气聚集不足的情况。
对低渗透砂岩储层的油气饱和度进行研究，对于合理评价储层的油气资源量具有重要意义。
四、岩石力学特点低渗透砂岩储层的岩石力学特点表现为岩石脆性强、岩石稳定性差、岩石孔隙结构复杂。
由于储层孔隙度低、岩石组分均匀性差等因素影响，使得储层的岩石力学特点较为突出。
岩石脆性强使得储层在钻井、抽采等作业过程中容易产生裂缝、破碎等现象；岩石稳定性差则会影响储层的注水、注气、压裂等改造作业；岩石孔隙结构复杂使得储层的物性参数难以确定，增加了储层参数评价难度。
《华北特低渗透砂砾岩油藏储层特征及渗流规律实验研究》
《华北特低渗透砂砾岩油藏储层特征及渗流规律实验研究》篇一一、引言华北地区是我国重要的石油资源区之一，其特低渗透砂砾岩油藏具有丰富的储量和重要的开采价值。
为了更有效地开发和利用这些资源，需要对储层的特征及渗流规律进行深入的研究。
本文通过实验手段，对华北特低渗透砂砾岩油藏的储层特征及渗流规律进行了系统的研究和分析。
二、储层特征研究1. 岩心观察与描述通过对华北地区特低渗透砂砾岩油藏的岩心进行观察和描述，我们发现该类油藏的岩石类型主要为砂砾岩，其结构复杂，含有大量的粘土矿物和微裂缝。
储层具有明显的非均质性，不同部位的岩性、物性存在较大差异。
2. 岩心物性分析通过对岩心进行物性分析，我们发现该类油藏的孔隙度较低，渗透率也较低，属于特低渗透储层。
此外，储层的含油饱和度较高，表明该类油藏具有较高的油气潜力。
3. 岩石微观特征分析利用扫描电镜等手段对岩石微观特征进行分析，发现该类油藏的孔喉结构复杂，以微孔、微裂缝为主。
此外，粘土矿物的存在对储层的渗流性能具有重要影响。
三、渗流规律实验研究1. 实验方法与步骤采用自主设计的渗流实验装置，对华北特低渗透砂砾岩油藏的渗流规律进行实验研究。
实验过程中，通过改变流体性质、压力等因素，观察并记录储层的渗流行为。
2. 渗流规律分析实验结果表明，华北特低渗透砂砾岩油藏在渗流过程中表现出明显的非线性特征。
随着压力的增加，渗流速度逐渐增大，但增速逐渐减缓。
此外，粘土矿物的存在对渗流性能具有显著影响，其能够通过改变孔喉结构、调节流体流动路径等方式影响储层的渗流性能。
四、结论与建议通过对华北特低渗透砂砾岩油藏的储层特征及渗流规律进行实验研究，我们得出以下结论：1. 华北特低渗透砂砾岩油藏的储层具有明显的非均质性和复杂性，以微孔、微裂缝为主，含有大量的粘土矿物。
2. 该类油藏在渗流过程中表现出明显的非线性特征，随着压力的增加，渗流速度逐渐增大但增速逐渐减缓。
3. 粘土矿物的存在对储层的渗流性能具有重要影响，能够通过改变孔喉结构、调节流体流动路径等方式影响储层的渗流性能。
低渗透砂岩储层特点研究
低渗透砂岩储层特点研究低渗透砂岩储层是指储层孔隙度低，渗透率较小的砂岩储层。
这类储层一直以来都备受石油行业的关注，因为其开发难度大，开发成本高。
随着油气资源的逐渐枯竭，对于低渗透砂岩储层的研究和开发变得更为重要。
本文将从储层特点的角度来深入探讨低渗透砂岩储层的特点及其研究现状。
1. 孔隙度低：低渗透砂岩储层的孔隙度通常在5%以下，远低于常规砂岩储层的10%~20%。
这意味着储层中有效的储集空间较小，储层中所含的油气资源相对较少。
2. 渗透率小：低渗透砂岩储层的渗透率通常在0.1md以下，远低于常规砂岩储层的几个甚至几十个数量级。
这意味着储层对流体的渗透性较差，导致开发难度增加。
3. 储层致密：由于低渗透砂岩储层的孔隙度和渗透率都较低，因此储层通常较为致密，流体难以通过孔隙和裂缝来移动。
4. 生产难度大：由于上述特点，低渗透砂岩储层的生产难度较大，需采用先进的增产技术和工艺来提高开采效率。
5. 地质构造复杂：低渗透砂岩储层的地质构造通常较为复杂，包括多种成岩作用、构造变形、岩石改造等地质现象，增加了油气勘探和开发的难度。
二、低渗透砂岩储层的研究现状1. 地质调查与储层描述：利用地质调查和储层描述技术，对低渗透砂岩储层进行详细的地质剖面分析，了解其储层特征和分布规律。
2. 物性评价与试验研究：通过物性评价和实验研究，对低渗透砂岩储层的孔隙度、渗透率、孔隙结构等进行深入分析，为后续的勘探和开发提供数据支持。
3. 成岩作用与裂缝特征研究：通过对低渗透砂岩储层的成岩作用和裂缝特征进行研究，了解储层的形成机制和储集空间，为开发技术和工艺提供依据。
4. 潜力评价与资源储量估算：通过对低渗透砂岩储层的勘探评价和资源储量估算，确定其油气资源的潜力和开发价值，为后续的勘探和开发工作提供决策支持。
5. 储层改造与增产技术研究：通过对低渗透砂岩储层的改造和增产技术进行研究和应用，提高储层的渗透性和产能，实现可持续开发。
《华北特低渗透砂砾岩油藏储层特征及渗流规律实验研究》范文
《华北特低渗透砂砾岩油藏储层特征及渗流规律实验研究》篇一一、引言华北地区是我国重要的石油资源区之一，其特低渗透砂砾岩油藏的开采与开发一直是石油工业研究的热点。
本文针对华北地区特低渗透砂砾岩油藏的储层特征及渗流规律进行实验研究，旨在为该地区的石油开采与开发提供理论依据和指导。
二、储层特征1. 地质背景华北地区特低渗透砂砾岩油藏主要分布于某盆地内，该盆地地质构造复杂，储层主要为砂砾岩体，且其分布受构造、沉积、成岩等多种因素影响。
2. 储层类型及分布该地区储层类型多样，包括河口坝、滩坝、坝缘等多种沉积相类型。
各类型储层在空间分布上呈现出一定的规律性，同时，特低渗透性是该区储层的普遍特征。
3. 储层物性特征储层物性特征是决定油藏开采难易程度的关键因素。
通过实验分析发现，该地区特低渗透砂砾岩储层的孔隙度、渗透率等参数均较低，导致原油流动困难。
此外，储层中的黏土矿物含量较高，对原油的渗流产生一定影响。
三、渗流规律实验研究1. 实验方法与材料为研究特低渗透砂砾岩油藏的渗流规律，本文采用岩心驱替实验方法，选用该地区典型砂砾岩岩心作为实验样品。
实验过程中，通过改变驱替流体的压力、流量等参数，观察并记录岩心内原油的渗流过程。
2. 实验结果与分析实验结果表明，特低渗透砂砾岩油藏在不同驱替压力下，其渗流规律呈现出一定的非线性特征。
随着驱替压力的增大，原油的渗流速度逐渐增大，但渗流过程中出现的局部阻力也随之增大。
此外，在特定条件下，如较低的驱替压力下，可能会出现异常的渗流现象。
这些结果对特低渗透砂砾岩油藏的开采与开发具有重要的指导意义。
四、结论与建议通过对华北地区特低渗透砂砾岩油藏的储层特征及渗流规律进行实验研究，得出以下结论：1. 华北地区特低渗透砂砾岩油藏的储层类型多样，空间分布具有一定的规律性。
储层物性特征表现为孔隙度、渗透率较低，黏土矿物含量较高。
2. 特低渗透砂砾岩油藏在不同驱替压力下，其渗流规律呈现出非线性特征。
低渗透砂岩储层特征研究
低渗透砂岩储层特征研究
低渗透砂岩储层是指孔隙度较低、渗透率较小的砂岩储层，其特征主要体现在以下几个方面。
低渗透砂岩储层的孔隙度相对较低。
孔隙度是指储层中的孔隙空间与储层总体积之间的比例。
对于低渗透砂岩储层来说，由于成岩作用和压实作用的影响，导致岩石的颗粒之间的孔隙相对较小，因此孔隙度较低。
低渗透砂岩储层的渗透率较小。
渗透率是指单位压力下单位面积的流体通过储层的能力。
低渗透砂岩储层由于孔隙度较低，岩石中存在许多窄小的细孔和裂缝，这些细孔和裂缝之间的连接较差，使得岩石的渗透率较小。
低渗透砂岩储层的储层含油饱和度较低。
储层含油饱和度是指储层中含有的原油或天然气所占的比例。
由于低渗透砂岩储层孔隙度较低、渗透率较小，储层中的石油流动性较差，导致原油或天然气饱和度较低。
低渗透砂岩储层的非均质性较高。
非均质性是指储层中各种物性参数（如孔隙度、渗透率、储层厚度等）的空间分布不均匀程度。
对于低渗透砂岩储层来说，由于成岩作用和压实作用的影响，岩石中非均质性较高，不同地区、不同深度的砂岩储层性质存在差异。
低渗透砂岩储层的特征主要包括孔隙度较低、渗透率较小、储层含油饱和度较低和非均质性较高。
深入研究这些特征对于低渗透砂岩储层的勘探和开发具有重要意义。
低渗透砂岩储层特点研究
低渗透砂岩储层特点研究首先，低渗透砂岩储层的渗透率较低，导致砂岩中的孔隙连通性差。
孔隙连通性是储层储集和流体流动的基本条件，低渗透砂岩储层中孔隙连通性差会导致流体流动困难，降低储层的有效渗透率，影响油气的产出。
因此，如何提高低渗透砂岩储层的孔隙连通性是该领域研究的重点之一其次，低渗透砂岩储层的储集砂体结构多样复杂，有颗粒堆积、碎屑胶结、成岩胶结等多种复杂结构。
这些复杂结构对储集岩石的物性参数有很大影响，进而影响岩石的渗透性和物性表现。
因此，研究低渗透砂岩储层的结构特点有助于深入理解其渗透性差的原因，为储层开发提供技术支持。
第三，低渗透砂岩储层中岩石孔隙发育复杂，多为微观孔缝。
低渗透砂岩储层中的岩石孔隙主要由粒间孔隙和粒内孔隙组成，其中粒内孔隙数量有限。
粒间孔隙的大小和连通性对于流体渗透的影响较大，而粒内孔隙的数量和分布对于流体的储集和流动具有一定的限制作用。
因此，研究低渗透砂岩储层的孔隙结构特点，可以帮助理解储层中孔隙组织的特点，为储层改造和增产提供参考。
最后，低渗透砂岩储层的剩余油饱和度较高。
由于低渗透储层的孔隙连通性差，使得流体在砂岩储层中难以流动，导致剩余油的约束较大。
低渗透储层中的剩余油主要分布在孔隙空间较小或孔隙连通性较差的区域，对于传统开发方法的有效开采构成了难题。
因此，研究低渗透砂岩储层的剩余油分布规律和改造方法，对于提高储层的开发效果具有重要意义。
综上所述，低渗透砂岩储层具有孔隙连通性差、储集砂体结构复杂、岩石孔隙发育微观等特点，同时剩余油饱和度较高。
在研究低渗透砂岩储层时，我们需要关注孔隙连通性改善、结构特点分析、孔隙结构研究以及剩余油分布与改造方法等问题，以提高低渗透砂岩储层的开发效果。
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文章编号:100020550(2006)0320414205收稿日期:2005204211;收修改稿日期:2005207219低渗透砂岩油藏沉积物粒度分布特征研究薛清太(中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司地质科学研究院 山东东营 257015)摘 要 利用M S 22000激光粒度仪,对胜利油区砂岩油藏中112口井的3000多块样品进行测试分析。
实验发现低渗透砂岩油藏与中高渗透油藏不同,其沉积物粒度分布主要存在三种方式,每种方式都有其特定的粒度分布特征,并且与一定的沉积作用相联系。
研究表明,沉积岩粒度中值分布、泥质含量、分选性等是影响油藏岩石渗透能力的重要因素,正态分布和混合<正态分布能较好地描述低渗透砂岩油藏中沉积物的粒度分布特征。
关键词 低渗透砂岩油藏 沉积物粒度分布 粒度特征参数 正态分布 混合<正态分布作者简介 薛清太 男 1971年出生 工程师 油层物理实验及研究中图分类号 TE122.2 文献标识码 A 低渗透油藏岩石粒度分布与中高渗透油藏不同,集中表现为粒度组成频率分布曲线整体移向高<值区、主峰右侧区域不规则形状加大以及分布形态的多样性等。
沉积岩粒度分布的这些特点正是导致油藏岩石低渗透性的重要因素之一,因此,正确地认识低渗储层的粒度分布特征,能够更好地指导油田的开发与调整措施。
1 样品及实验选用胜利油区砂岩油藏中具有代表性的岩心,其空气渗透率为(0.01～10000)×10-3μm 2,岩性分别为泥质粉砂岩、粉砂岩、细砂岩、中砂岩、粗砂岩及含砾砂岩等。
采用英国马尔文公司生产的MS 22000激光粒度仪,并参照标准测定方法[1]进行样品的粒度测定。
2 实验结果分析2.1 砂岩粒度分布特征对样品的粒度分析资料进行统计分析,并按照粒度组成频率分布曲线的不同类型进行分类,在每种类型中各选出一到两条具有代表性的曲线,作图1。
从统计规律及图1可以看出大多数砂岩粒度组图1 砂岩粒度组成频率分布曲线Fig .1 Frequency distributi on curve of granularity compositi on of sandst one第24卷 第3期2006年6月沉积学报ACT A SE D I M E NT OLOGI CA SI N I C A Vol .24 No 13June 2006成频率分布曲线基本相似,都有一个主峰结构,有时在主峰两侧区域出现不规则形态,随着<值的增大,粒度主峰值的位置基本上是按照高、中、低三个渗透率级别依次排列,对粒度中值而言也基本遵循这一原则。
但对部分样品,特别在低渗及中高渗之间的过渡带附近,粒度中值分布与渗透率的关系往往有较大的交叉,这除了与粒度分布方式不同外,主要还与沉积岩在形成过程中所经历的不同作用有关[2～8],由于沉积作用、成岩作用和构造作用等的不同,即使沉积物粒度中值分布基本相同,颗粒的排列方式及胶结方式也会有较大的差异,从而产生粒度中值与渗透率之间关系不匹配的现象,因此,研究粒度分布对渗透率的影响时应尽量选择沉积作用、成岩作用和构造作用相同或相似的地层。
中高渗透样品的粒度组成频率分布曲线基本相同(图1中4号、5号样品),其主峰值一般都在200μm 以上,左侧很少出现不规则波动,右侧即使出现波动,其幅度也相对较小。
在中高渗样品的粒度中值分布范围内,若沉积作用、成岩作用和构造作用基本相同,则粒度中值与渗透率有较好的对应关系,若不同,则粒度中值分布与渗透率的大小可能有部分的交叉。
与中高渗透样品不同,低渗透样品的粒度组成频率分布曲线却有较大的差异(图1中1号、2号、3号样品)。
1号样品虽然粒度分选性好,但粒度中值相对4号和5号样品要小的多,因而粒度组成频率分布曲线整体移向了高<值区;2号样品的粒度中值和1号样品相差不多,但主峰右侧区域不规则形状加大,其幅度也相对较大,这是中高渗样品所不具有的;3号样品的粒度中值和1号样品基本相当,但3号样品粒度组成频率分布曲线的左右两侧都产生了不规则波动,而且波动幅度较大,反映在粒度特征参数上就是粒度分选性差,此类样品粒度分布具有多样性,也是中高渗透样品所不具有的。
3个样品中渗透率最大的1号为43.601×10-3μm,而最小的2号只有0.293×10-3μm,因此沉积岩粒度分布的这些特点导致了油藏岩石渗透率的急剧降低。
2.2 低渗透砂岩的粒度分布特征根据低渗透砂岩的粒度组成频率分布曲线特征[9,10],基本上可以把其分为低渗透均质砂岩、低渗透泥质砂岩、低渗透非均质砂岩等三种类型。
2.2.1 低渗透均质砂岩的粒度分布特征此类砂岩粒度组成频率分布曲线的典型特征是曲线较规则,并整体移向高<值区域(图1中1号样品),主峰值在几十至100、200μm之间,有时超过300至400μm,同时不存在粗砂级以上的颗粒。
粒度特征参数表现为分选性好、粒度中值低。
研究此类砂岩粒度组成对渗透率的影响时,为增大样品的代表性,我们除了选择粒度组成频率分布曲线相似的样品外,还尽量保持油藏的沉积类型及成岩类型相同或相似,具体做法是选择同一取心井中同一小层的样品来进行比较,为增强数据的可说明性我们同时选择部分同一地层中的中高渗样品。
由于此类样品分选性较好,泥质含量较低,所以我们只考虑此类砂岩粒度分布的关键特征参数———粒度中值对渗透率的影响。
随着粒度中值的增大,渗透率也相应增大(表1),当油藏岩石粒度中值达到一定级别时,油藏表现出中高渗透能力,而当油藏岩石粒度中值下降到100μm以下时,油藏岩石渗透率就会急剧下降,一般为低渗或特低渗油藏。
因此,沉积岩粒度中值分布对油藏岩石渗透率的影响是巨大的,是导致油藏岩石低渗透性的重要因素之一。
但也有一些个别情况,即使沉积物粒度分布方式基本相同,其粒度中值与渗透率之间的关系也并非完全对应,如表1中的26号样品,其粒度中值已达200μm以上,而渗透率只有2.793×10-3μm2,这可能是由于沉积环境中沉积作用的瞬间改变而导致颗粒大小或排列方式改变的原因[2,11]。
此类油藏由于岩石颗粒相对较小,在沉积过程中容易形成致密排列,从而减小了孔隙及喉道的空间体积,降低了岩石的渗透能力;同时,由于比表面的加大,增加了岩石骨架表面对流体的吸附能力,也导致表1 渗透率与粒度中值的关系Table1 Rel a ti on sh i p between per m eab ility and granul ar ity m ed i a n样品号336633261916粒度中值/μm49.23284.668102.924110.480229.457391.232573.914渗透率/(×10-3μm2)0.3640.734 3.65343.657 2.793798.751903.325514 第3期 薛清太:低渗透砂岩油藏沉积物粒度分布特征研究岩石渗透率的降低。
2.2.2 低渗透泥质砂岩的粒度分布特征此类砂岩粒度组成频率分布方式是沉积岩粒度分布中较为广泛的一种,其典型特征是曲线有一个主峰结构(图1中2号样品),同时主峰右侧出现不规则波动,波动区域的大小与不同样品的粒度组成有关。
主峰值在几十至100、200μm之间,一般不超过300到400μm,几乎不存在粗砂或砾石级以上的颗粒。
粒度特征参数表现为泥质含量高、粒度分选性中等或较差、粒度中值低。
为研究此类砂岩粒度组成对渗透率的影响,我们采用和研究低渗透均质砂岩相似的做法。
由于此类样品分选性相差不大,同时粒度中值相对较小,因此我们只考虑此类砂岩粒度分布的关键特征参数———泥质含量对渗透率的影响。
颗粒粒径小于10μm的部分为泥质[2]。
根据泥质的这一界限我们可以做出渗透率与泥质含量的关系(表2)。
表2 渗透率与泥质含量的关系Table2 Rel a ti on sh i p between perm eab ility and cl ay con ten t泥质含量/%样品数渗透率/(×10-3μm2)范围平均≥2060.067～1.0640.38915～2050.309～9.911 3.72810～15170.578～23.751 6.2375～1023 4.378～63.42823.344≤5610.381～178.02172.818 结果表明,泥质含量的增加严重影响了砂岩的渗透能力,当泥质含量达到10%以上时,相对于粒度主峰值相近的均质砂岩而言,其渗透率就会下降十几甚至几十倍;当泥质含量大于20%时,一般为特低渗或超低渗油藏。
泥质含量增加,充填了一部分孔隙空间,特别是使其连通喉道变细,渗透性明显降低。
同时由于此类砂岩与均质砂岩有相似特征,即粒度中值较低,并且粒度分选性较差,因此在沉积过程中颗粒也容易形成致密排列,降低了岩石的渗透率。
2.2.3 低渗透非均质砂岩的粒度分布特征此类砂岩粒度组成频率分布曲线的典型特征是曲线分布形态多变,存在双峰或多峰,出现粘土、粉砂、细砂、中砂、粗砂和砾石以特定质量组成同时共存或者其中几种集中共存的情况(图1中3号样品)。
粒度特征参数表现为粒度分选性差,粒度中值随各粒级含量的不同而有较大的变化。
该类砂岩以不等粒砂岩或混合碎屑岩居多。
表3是取自同一口井的8个不同样品,其中标准偏差是采用<值表示的福克、沃德参数。
可以看出当标准偏差在2.00～4.00之间,即分选级别为差时[2],岩石渗透率基本都降到1.000×10-3μm2以下,因此,分选性也是影响岩石渗透能力的重要因素之一,是此类砂岩粒度分布的关键特征参数。
由于该类砂岩粒度分选性差,存在组成砂岩的不同粒级成分同时共存或者其中几种集中共存的情况,因此在多种沉积因素的共同作用下,不同粒级的颗粒容易相互充填,细小的颗粒容易在岩石骨架之间及吼道表面形成堆积,从而减小了岩石的孔隙体积及吼道半径,降低了油藏岩石的存储空间及渗透能力。
表3 渗透率与分选性的关系Table3 Rel a ti on sh i p between per m eab ility and sorti n g 样品号分选级别标准偏差(<单位)渗透率/(×10-3μm2) 49较差 1.3241414.99273较差 1.453344.73856较差 1.629292.40653较差 1.80747.78346较差 1.940 1.12723差 2.2200.03129差 2.4570.03936差 3.2320.0113 数学模型研究 针对低渗透砂岩油藏沉积物粒度分布特征曲线的不同特点,可以把其分为均质砂岩的粒度分布模型和泥质砂岩及非均质砂岩的粒度分布模型。