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致密砂岩储层敏感性分析及损害机理作者：朱国政孙锦飞张旭孙连爽来源：《西部论丛》2020年第03期摘要：致密砂岩储层因其具有低孔、低渗、黏土矿物多样以及孔隙结构复杂等特点，在勘探开发过程中比较容易造成严重的储层损害。
利用扫描电镜、铸体薄片、X-衍射黏土矿物等实验方法，分析研究区储层特征，分析储层敏感性及损伤机理。
伊/蒙混层和蒙脱石的含量较高是形成强水敏和强盐敏的最主要因素，高岭石的存在是引起速敏的主要因素，绿泥石的存在使部分岩样呈弱酸敏性，石英颗粒及铝硅酸盐矿物的溶蚀是造成碱敏的最主要原因。
关键词：低渗油藏;致密砂岩;储层特征;储层损害致密砂岩储层孔隙度低、渗透率低、孔隙结构复杂、微裂缝发育以及黏土矿物含量高等特点，在钻井、压裂酸化以及生产作业过程中外来流体与储层相互作用下，极容易引起储层敏感性变化，造成严重的储层损害，进而影响致密砂岩油藏的高效开发[1]。
国内外对致密砂岩储层敏感性评价实验中通常采用行业标准中的岩心流动实验评价方法。
本文以鄂尔多斯盆地某油田致密砂岩储层段为研究对象，通过薄片鉴定、X射线衍射、扫描电镜分析以及压汞测试实验等手段，对目标区块基本储层特征进行了研究[2]。
并在此基础之上，通过大量的天然岩心流动实验评价，开展了储层敏感性的研究工作，分析了储层敏感性损害形成的机理。
一、储层特征1.1岩石学特征通过对研究区块岩石薄片的观察分析数据统计，依据砂岩成分—成因分类方法对研究区岩石类型进行研究。
结果表明，研究区长6储层以长石砂岩、长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主，但不同地区岩石类型有所差异。
岩屑及组合对物源区母岩有良好的反映，同时对成岩作用具有一定的影响和控制，特别是对粘土矿物的生成有很大的作用，本次研究对研究区岩屑成分也进行了统计分析。
统计表明岩屑以是变质岩岩屑为主，相对含量占68.86%，其次为岩浆岩屑，占27.83%，二者和为96.69%，变质岩岩屑中以高变质岩岩屑含量最高，占21.83%，岩浆岩岩屑中以喷发岩岩屑含量最高，占17.74%。
第34卷第6期OIL ＆GAS GEOLOGY 2013年12月收稿日期：2012－06－23；修订日期：2013－07－15。
第一作者简介：郭迎春（1982—），男，博士研究生，石油地质、油气成藏机理与分布规律。
E-mail ：cugcupgych@ 。
基金项目：国家自然科学基金项目（U1262205，41072100，41102085）。
文章编号：0253－9985（2013）06－0717－08doi ：10.11743/ogg20130601致密砂岩气成藏研究进展及值得关注的几个问题郭迎春1，2，庞雄奇1，2，陈冬霞1，2，姜福杰1，2，汤国民1，2（1．中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室，北京100083；2．中国石油大学地球科学学院，北京100083）摘要：连续型致密砂岩气藏是一种非常重要的非常规天然气。
为了解该类气藏成藏地质研究进展，总结了其储层划分标准、分类、地质特征、成藏要素及封闭机制等方面的研究成果。
分析认为，现有致密储层的划分标准不具有成藏内涵，连续型致密砂岩气的临界条件是随成藏条件而变化的。
连续型致密砂岩气的成藏要素包括烃源岩、与源邻接的致密储层以及稳定的构造环境。
需要注意的是，储层致密的本质是储层具有纳微观尺度的孔喉，且喉道与孔隙比例非常接近；异常压力属性不是致密砂岩气藏和常规气藏的区别点。
文中提出了连续型致密砂岩气成藏机理值得深入研究的问题：一是致密砂岩气藏封闭的动力学机理研究，气、水倒置界面处存在动力（气体压力）与阻力（毛细管力、粘滞力及地层水压力）的力平衡关系，如何定量表征和模拟各种力的演化过程显得尤为重要；二是致密砂岩气藏的调整改造机理和过程及原型致密砂岩气藏恢复的研究，原型气藏的恢复可以通过气、水界面处的力平衡关系实现，后期不同的调整改造作用都是通过改变气、水倒置的临界条件而实现的；三是致密砂岩储层中“相对高孔渗体”的控藏作用研究，“相对高孔渗体”的存在改变了连续型致密砂岩气成藏条件，使得其成藏过程更为复杂。
致密天然气砂岩储层成因和讨论随着全球能源需求的不断增长，天然气的地位越来越重要。
而致密天然气砂岩储层作为天然气的主要储藏之一，其成因和特征备受。
本文将致密天然气砂岩储层的成因作为主题，探讨形成该储层的主要因素及特征，旨在为相关领域的研究和应用提供参考。
致密天然气砂岩储层是指以砂岩为主要储集岩石，孔隙度较低，渗透率较低，储层压力较高的天然气储层。
致密天然气砂岩储层的成因类型主要包括沉积环境、成岩作用、构造运动和古气候等因素。
沉积环境是致密天然气砂岩储层形成的重要因素。
在一定的地质历史时期，特定的沉积环境导致砂岩沉积物的沉积方式和沉积厚度会影响砂岩储层的孔隙度和渗透率。
例如，在盆地中心和盆地边缘的砂岩沉积厚度较大，但孔隙度和渗透率较低，而在盆地边缘和斜坡上的砂岩沉积厚度较小，孔隙度和渗透率较高。
成岩作用也是致密天然气砂岩储层形成的重要因素。
在砂岩沉积后，会发生压实、胶结、重结晶等成岩作用，这些作用会改变砂岩的孔隙度和渗透率。
例如，压实作用会导致砂岩孔隙度降低，渗透率显著降低；胶结作用也会降低砂岩孔隙度，但渗透率降低程度较小；重结晶作用会改善砂岩的孔隙度，提高渗透率。
构造运动和古气候也是致密天然气砂岩储层形成的重要因素。
构造运动会影响砂岩的沉积环境和成岩作用，进而影响砂岩储层的孔隙度和渗透率。
古气候则会影响砂岩沉积物的成分和粒度，进而影响砂岩储层的孔隙度和渗透率。
致密天然气砂岩储层的成因是多方面的，主要包括沉积环境、成岩作用、构造运动和古气候等因素。
这些因素相互作用，共同影响着砂岩储层的特征和发育。
因此，在研究和应用致密天然气砂岩储层时，应该综合考虑这些因素，以期更加深入地了解该储层的特征和发育。
也需要注意保护环境，合理利用资源，实现可持续发展。
致密砂岩气藏是一种非常丰富的天然气资源，但由于其储层特征的复杂性和隐蔽性，使得致密砂岩气藏的储层识别和开发难度较大。
因此，研究致密砂岩气藏储层特征及有效储层识别方法对提高天然气开采效率和降低开发成本具有重要意义。
致密砂岩压裂后的储层敏感性特征实验——以四川盆地JQ地区沙溪庙组8号砂体为例汪煜昆;赵丹;刘婷芝;淦文杰;王永强;张清秀;郭静姝【期刊名称】《天然气勘探与开发》【年(卷),期】2024(47)3【摘要】随着油气勘探开发向非常规领域深入,压裂等储层改造措施的应用越来越广泛。
为了深入认识储层特性,了解储层潜力,预测储层改造后敏感性特征变化,从而进行合理的储层保护措施,有必要开展储层岩心模拟改造后的敏感性实验,明确储层改造措施对储层敏感性特征的影响。
基于钻井获取岩心,在薄片鉴定、X射线衍射、扫描电镜分析以及压汞测试实验等手段的基础上,开展不同压力、温度、流体化学性质等条件下的流动实验,以评估储层的敏感性特征。
通过对比改造前后岩心敏感性实验结果的差异,分析储层改造措施对储层敏感性特征的影响。
结果表明:①模拟储层改造后中侏罗统沙溪庙组8号砂体岩心出现网状裂缝,渗透率相比改造前平均提升167%。
②改造之前的JQ地区沙溪庙组岩心具有中等偏弱速敏、强水敏、弱盐敏、弱碱敏、弱酸敏的特征;改造后,速敏、盐敏等敏感性特征没有改变,而水敏由强转弱,强水敏的样品比例由93%下降到17%。
③综合分析改造后敏感性特征,改造后岩心的水敏程度较改造前下降,出现弱水敏和无水敏的结果,因此需要增加储层改造措施的影响范围,以此提升储层流体流动能力。
【总页数】9页(P85-93)【作者】汪煜昆;赵丹;刘婷芝;淦文杰;王永强;张清秀;郭静姝【作者单位】中国石油西南油气田公司川中油气矿;中国石油西南油气田公司勘探开发研究院【正文语种】中文【中图分类】P61【相关文献】1.致密砂岩储层储渗体差异识别技术--以新场气田沙溪庙组气藏为例2.致密砂岩储层孔隙结构分形研究与渗透率计算\r——以川西坳陷蓬莱镇组、沙溪庙组储层为例3.基于核磁测井孔喉分布的致密砂岩储层评价方法——以四川盆地Q地区沙溪庙组二段为例4.四川盆地西南部沙溪庙组致密砂岩低渗储层特征及形成机理5.四川盆地川中地区侏罗系沙溪庙组致密砂岩储层特征及成因因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
优选黏土稳定剂的室内实验研究刘丽;宋考平;刘冰;皮彦夫【期刊名称】《中外能源》【年(卷),期】2011(16)4【摘要】选取大庆油田某A组储层的天然岩心,气测渗透率分别为0.274μm2、0.442μm2和0.766μm2,针对中低渗透储层黏土含量较高的实际情况,为优选适用于该储层注水开发的黏土稳定剂,进行了液体(聚季铵盐黏土稳定剂DNT-014)、固体(QY-138)和复配盐黏稳剂(A储层强水敏型配伍液)3种黏土稳定剂的膨胀率测定实验、岩心伤害率实验和对比驱替实验。
结果表明:A组储层3种不同渗透率的天然岩心,分别加入液体、固体和复配盐3种黏稳剂后,其膨胀率在1.13%～1.22%,但只有液体黏稳剂DNT-014的加入,3种岩心均不产生颗粒。
黏稳剂DNT-014和QY-138的加入,对岩心渗透率伤害较小,最高伤害率分别为13.4%和19.17%;加入复配盐黏稳剂后,对岩心渗透率伤害最大,最高伤害率达32.48%。
DNT-014的加入,对储层黏土矿物的膨胀和运移起到防控作用,与储层配伍性最好,对渗透率伤害最小,且达到一定注入倍数后,伤害率不再增长。
针对A组储层,注水开发中应优选液体黏稳剂DNT-014。
【总页数】3页(P57-59)【关键词】低渗透;黏土稳定剂;天然岩心;膨胀率;伤害率【作者】刘丽;宋考平;刘冰;皮彦夫【作者单位】东北石油大学教育部提高油气采收率重点实验室;大庆油田有限责任公司第一采油厂【正文语种】中文【中图分类】TE357.46【相关文献】1.低渗透储层注水用粘土稳定剂室内实验研究 [J], 尚蕴果;蒋守礼2.室内起泡剂使用浓度优选实验研究 [J], 马扬;闫俊卿3.页岩中未支撑裂缝导流能力实验研究——分析研究了压裂液的pH值、黏土稳定剂、页岩矿物成分和循环应力对未支撑裂缝导流能力的影响 [J], WeiweiWu;Pratik Kakkar;Junhao Zhou;Rodney Russell;Mukul M.Sharma4.压裂用黏土稳定剂的筛选及室内评价研究 [J], 牛梦龙;刘会强;周明明;何鹏;王海洲5.阳离子聚合物黏土稳定剂的研制与室内研究 [J], 范振中;李超因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
延长低渗致密气藏采气工艺初探姚军;霍威;王卫刚;刘通;黄华【摘要】延长气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的东南部,储层为具有典型的低渗、低压、低产、低丰度特征的致密砂岩气田.单井控制储量小、非均质性强、连通性差,气井投产后初期递减快,中后期递减慢,在较低的井底流压下,气井表现出一定的稳产能力.本次研究主要通过对气井的井口装置、管柱优化、完井工艺和排液采气工艺的研究和现场应用分析,初步形成了一体化管柱射孔、压裂投产、储层保护等适应延长气田特点的开采工艺技术.通过对各生产阶段、不同压力及出水量的气井采气工艺的研究和合理选择,满足了开发初期气井的生产需求.【期刊名称】《延安大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2014(033)004【总页数】4页(P61-64)【关键词】延长气田;致密砂岩;排液采气;水合物【作者】姚军;霍威;王卫刚;刘通;黄华【作者单位】陕西延长石油集团有限责任公司研究院,陕西西安710075;陕西延长石油集团有限责任公司研究院,陕西西安710075;陕西延长石油集团有限责任公司研究院,陕西西安710075;陕西延长石油集团有限责任公司研究院,陕西西安710075;陕西延长石油集团有限责任公司研究院,陕西西安710075【正文语种】中文【中图分类】TE375延长气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的西北部，目前试采区块有延a井区和延b井区，主要含气层位有石盒子组、山西组、太原组、本溪组，盒8－本溪组碎屑岩—砂岩、粉砂岩成份分为：碎屑、填隙物、自生矿物，储层以石英砂岩和岩屑石英砂岩为主［1－3］。
本区盒8－本溪组储层经过物理和化学压实、胶结等成岩作用，原生孔隙度大幅度降低，溶蚀作用的次生溶孔在有效孔隙中占主要地位，原生粒间孔在孔隙构成中占次要地位。
储层孔隙度主要在2.0％～12.0％之间，渗透率在0.01～10.0mD之间。
渗透率的变化主要受孔隙发育程度的控制，渗透率与孔隙度呈明显的正相关关系；大部分样品的孔隙度和渗透率均偏向低值的一侧，孔隙度普遍小于15.0％，渗透率普遍小于5.0mD，属低孔、特低渗致密型储集层。
川西致密含气砂岩的粘土矿物与潜在地层损害Ξ康毅力 罗平亚 焦 棣 徐兴华(西南石油学院油井完井技术中心,四川南充637001) (西南石油局)摘要 为了阐明致密含气砂岩储层的损害机理,进而为制订保护气层技术措施提供依据,研究了川西典型气田侏罗系—上三叠统致密砂岩储层中的粘土矿物,采用薄片、XRD、SEM方法分析了粘土矿物含量、类型、产状和微结构,并讨论了纵向演变规律。
研究指出粘土矿物含量随深度增加而降低;粘土类型为高岭石、绿泥石、伊利石、蒙皂石、绿/蒙间层和伊/蒙间层;主要演化路径有蒙皂石→绿/蒙间层→绿泥石、蒙皂石→伊/蒙间层→伊利石、高岭石→伊利石。
常见七种粘土微结构类型,随埋深增加微结构稳定性提高。
研究还表明粘土自身的敏感性及因粘土的存在而形成的储层致密性是储层易被损害的根本原因,防止致密储层损害,首要工作是有效地解决粘土矿物问题。
但仅就防止粘土损害而言,气体类工作流体具有一定程度的优越性。
主题词 致密砂岩;粘土矿物;地层损害;粘土微结构;四川盆地中图分类号 P588.22引 言粘土矿物在含油气储层中无处不在。
虽然大部分碎屑岩储层粘土矿物含量通常为3%～15%,但因其比面高、位于流动系统,并具有异常活跃的化学性质,常常在打开储层后与工作液作用造成储层工程参数的显著变化,如渗透率、润湿性、孔隙结构等。
碎屑岩储层粘土矿物研究起始于40年代末,60～70年代是重要的发展阶段,以砂岩中自生粘土矿物识别标志形成为代表[1]。
之后,许多地质家和工程师致力于粘土矿物应用研究,着重探讨粘土矿物对物性、岩石物理性质(声、电、放射性)、采收率、储层损害的控制作用[2]。
国内粘土矿物研究伴随油气层保护技术和井壁稳定性研究的开展而推向高潮[3,4]。
致密砂岩的极低渗透性(K原地<1.0×10-3μm2)很大程度上可直接归因于粘土的作用。
粘土矿物成因可影响致密砂岩气勘探策略的制订[5]。
数量有限的实验分析指出,粘土对应力敏感性的作用要逊于孔隙结构[6]。
155西湖凹陷是中国近海最大的凹陷，是一个以新生代为主的盆地，其充注成藏机理以及充注物性下限研究在致密砂岩方面研究内容涉及较少，以东海某气田为例针对气藏成藏过程采用了半封闭充注成藏模拟实验，以低速进行充注气体模拟成藏过程，结合压汞孔隙与吼道结构测试，研究气体动力进行充注的成藏过程，分析充注下限，为气田储量分类评价和富集规律研究提供基础依据。
1 实验样品选择及实验流程1.1 实验样品东海某气田为典型的致密砂岩气藏，此气田非均质性强，渗透率以低渗-特低渗为主。
在这个气田的3个层位采集了17块砂岩样品，开展充注模拟以及压汞实验，见表1。
致密砂岩气藏充注成藏以及充注物性下限分析郭雷 张承洲 冷捷 杨龙 丁歌 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司中海油实验中心 上海 200941 摘要：目前东海西湖凹陷的充注成藏机理以及充注物性下限研究在致密砂岩中缺少研究成果及应用，通过气体充注模拟、毛管压力曲线测定以及核磁共振成像驱替等实验，对东海某气田开展致密砂岩气藏充注成藏机理以及充注物性下限分析。
研究表明，在气体充注过程中，存在成藏门限压力，主要为非达西渗流。
其充注成藏的孔隙度的下限值为6.2％，渗透率的下限值为0.05mD。
关键词：致密砂岩气藏 物性下限值 孔隙度 渗透率 充注成藏Ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ａｎｄ ｌｏｗｅｒ ｌｉｍｉｔ ａｎａｌｙｓｉｓ ｏｆ ｔｉｇｈｔ ｓａｎｄｓｔｏｎｅ ｇａｓ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ：Ａ ｃａｓｅ ｓｔｕｄｙ ｏｆ ａ ｇａｓ ｆｉｅｌｄ ｉｎ ｔｈｅ Ｅａｓｔ Ｃｈｉｎａ ＳｅａＧｕｏ Ｌｅｉ，Ｚｈａｎｇ Ｃｈｅｎｇｚｈｏｕ ，Ｌｅｎｇ Ｊｉｅ，Ｙａｎｇ Ｌｏｎｇ，ＤｉｎｇＧｅCnooc Experimental Center , Engineering Technology Branch, CNOOC Energy Development Co., LTD ，Shanghai 200941Abstract ：At present ，there is a lack of research results and applications on the mechanism of filling and reservoir formation and the lower limit of filling physical properties in tight sandstone. Through experiments such as gas filling simulation and microscopic pore roar analysis ，the filling and reservoir formation stage and the lower limit of filling physical properties of tight sandstone gas reservoirs in a gas field in the East China Sea are analyzed. The study shows that there is a threshold pressure for reservoir formation in the process of gas filling ，which is mainly non-Darcy seepage. The lower limit of porosity and permeability of industrial gas flow is 6.2% and 0.05mD respectively. The process of natural gas filling and reservoir formation is divided into three stages ；The first stage ：start the air intake stage ，the second stage ：the rapid growth stage of filling ，and the third stage ：the slow growth stage of filling.Keywords ：Tight sandstone gas reservoir ；Lower limit value of physical properties ；Porosity ；Permeability ；Filling and forming reservoirs表1 部分岩心氮气充注实验参数样品编号岩性层位孔隙度，%渗透率/mD 106-1细砂岩P88.4 0.04106-2细砂岩P8 6.3 0.052106-3细砂岩P18.0 0.304106-4细砂岩P18.8 0.346106-5细砂岩P19.2 0.393106-6细砂岩P110.5 0.413106-7细砂岩P19.3 0.431106-8细砂岩P18.8 0.552106-9细砂岩P19.2 0.636106-10细砂岩P110.3 0.69106-11细砂岩P112.9 0.8781561.2 实验方法思路与步骤（1）将选择的岩心放入烘箱烘干，恒重后测定孔隙度与渗透率。
