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本论文在大量调研国内外非常规油气地质研究成果的基础上,以新安边地区长7致密砂岩为研究对象,利用物性、铸体薄片、场发射扫描电镜、QEMSCAN、微米CT、高压压汞、核磁共振等技术,实现了对致密油储层微米—纳米级孔隙、喉道的精细识别和定量表征,评价了孔喉内可动流体饱和度,结合研究区地质背景、砂体展布、砂泥配置样式提出了长7致密油储层分级评价方案,预测新安边地区主力产油层的储层有利区平面分布。论文主要观点如下:1.明确研究区长7储层孔喉结构:长7储层岩性主要为浅灰-深灰色细粒岩屑长石砂岩,孔隙度主体介于4~10%,渗透率主体介于0.01~0.3mD。储层致密,总面孔率为2.05%。储层孔隙类型以粒间溶孔与长石粒内溶孔为主,分别占总孔隙的55%与35%,其次是黏土矿物晶间孔,占总孔隙的5%,偶见铸模孔与微裂缝,占总孔隙的5%。CT数据显示大于2微米孔隙对总孔隙贡献不超过20%,压汞资料表明储层主流喉道直径分布在0.08~0.8微米的区间。2.明确研究区储层可动流体特征:储层的可动流体饱和度整体中等~较高,介于7.23~57.82%,平均为34.86%,可动流体主要受控的孔喉半径区间为0.1~1μm。随着储层物性的增加,可动流体饱和度也相应增大,且较大的孔喉控制的可动流体比例相应的增加。3.建立了致密油储集层分级评价方案:I类储层:孔隙度大于8%,渗透率大于0.08mD,长石粒内溶孔与粒间溶孔发育,主流孔喉半径主体大于0.2μm。单砂体厚度通常大于15m,砂泥配置样式以均一砂体型为主;II类储层:孔隙度介于5~8%,渗透率介于0.03~0.08m D,以长石粒内溶孔与黏土矿物晶间孔为主,主流喉道半径介于0.1~0.2μm。单砂体厚度介于5~15m,砂泥配置样式以砂泥间互型和砂泥渐变型为主;III类储层:孔隙度小于5%,渗透率小于0.03mD,溶蚀孔偶见,以黏土矿物晶间孔为主,主流喉道半径小于0.1μm,中值半径小于0.05μm。单砂体厚度一般小于10m,砂泥配置样式以砂泥渐变型为主。