2. 西南石油大学 地球科学与技术学院, 成都 610500;
3. 中国石油长庆油田分公司 勘探开发研究院, 西安 710018
2. School of Geoscience and Technology, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China;
3. Research Institute of Exploration & Development, PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi'an 710018, China
低渗透储层由于受沉积、成岩、构造等复杂地质因素的综合影响表现出独特的微观孔喉结构[1]。其微观孔喉结构直接影响着储层的渗流能力,控制着油气运移和油藏分布规律,因此微观孔喉结构研究是低渗透储层高效开发的关键[2]。恒速压汞技术作为目前用于储层微观孔喉结构特征分析最先进的技术,在低渗透储层孔喉结构研究中得到了广泛应用[3-5]。
鄂尔多斯盆地是中国第二大含油气盆地,油气资源丰富,开发潜力巨大,是油气探勘与开发的重要战略地之一。陇东地区储层受独特的微观孔喉结构特征影响,油气的开发效果受到了制约,其中华池—合水地区低渗透储层由于物性差、非均质性严重,油气开发效果受到的影响格外明显[6-7]。国内许多学者应用恒速压汞技术对鄂尔多斯盆地上三叠统的微观孔喉结构特征进行了研究,研究层位主要为上三叠统长6—长8油层组[8-10],研究内容主要为孔隙特征、喉道特征、孔喉比特征等3个方面[11-13],然而对长3油层组研究较少[14],且未对微观孔喉结构的成因进行进一步探讨。基于此,笔者综合运用镜下薄片鉴定、扫描电镜分析、高压压汞技术及恒速压汞技术对鄂尔多斯盆地华池—合水地区长31低渗透砂岩储层孔隙、喉道特征进行研究,并进一步分析储层微观孔喉结构差异的成因,以期从本质上了解制约低渗砂岩储层物性的主要因素,并指导制定合理开发方案。
1 研究区储层特征华池—合水地区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西南部(图 1)。其延长组是一套内陆坳陷湖盆碎屑沉积,生储盖条件良好,油气资源潜力巨大[15],长3油层组是近年来该区油藏评价的重要新层系,其中长31是长3油层组内的重点砂组。
华池—合水地区长31储层为三角洲前缘沉积、半深湖—深湖沉积[16-17],水下分流河道微相发育,整体以北东向物源为主[18],具有近物源和快速沉积的特征,岩石类型主要为长石质岩屑砂岩和岩屑质长石砂岩,分选和磨圆度均较差,成分成熟度和结构成熟度均较低,孔隙以粒间孔、溶孔为主。储层孔隙度为10%~18%,平均为13.35%;渗透率为0.1~10.0 mD,主峰为0.3~1.0 mD,部分较高渗透率样品可能由于裂缝发育所致,平均为6 mD,为典型的低渗砂岩储层[19]。
2 孔喉结构分类及特征对鄂尔多斯盆地华池—合水地区长31储层44块样品进行高压压汞实验,根据实验结果,发现研究区存在3类典型毛管压力曲线(以样品a,b与c为例):A类呈明显的双阶梯形,排驱压力最低,孔喉发育程度好、孔喉半径较大;B类具有平缓的斜坡段,排驱压力适中,孔喉发育程度适中,孔喉半径适中;C类与B类曲线形态相近,但C类其排驱压力最高,孔喉发育程度最差,孔喉半径较小(图 2)。对3个代表性样品的实验数据(表 1)进行分析,从图 3可以看出,样品a与b的孔喉半径分布曲线均呈现单峰特征且分布范围广,其中样品a的孔喉半径峰值最大,样品c的孔喉半径分布曲线呈现双峰特征且分布范围窄,说明样品a的孔喉半径最大,样品c的孔喉半径小、分布集中,从而导致了样品a,b与c的孔隙度依次减小。3个样品渗透率贡献曲线都呈现单峰特征且样品a,b与c的峰值孔喉半径依次减小,其中样品c渗透率贡献峰值与较大孔喉进汞量分布峰值更为接近,说明小孔喉基本没有贡献,对渗透率起主要作用的是相对较大的孔喉,可见渗透率受大孔喉发育程度的控制,由于样品a中大孔喉更为发育,因此样品a的渗透率最大,样品b的渗透率次之,样品c的渗透率最小,然而由于高压压汞实验方法的局限性,并不能准确地区分孔隙、喉道,因此笔者为进一步探究研究区储层孔喉结构特征开展了恒速压汞实验研究。
在铸体薄片、扫描电镜及高压压汞研究的基础上,选取华池—合水地区延长组长31储层的5个样品进行恒速压汞实验。本次研究采用美国ASPE- 730型恒速压汞实验仪,实验温度恒定为21 ℃。依据物性、曲线形态、孔喉半径、进汞饱和度和排驱压力等特征,将其孔喉结构分为:Ⅰ类大孔中细喉、Ⅱ类大孔细喉和Ⅲ类大孔微细喉(图 4),其中孔隙、喉道半径研究采用王道富[20]的分级标准(表 2)。
(1)Ⅰ类大孔中细喉储层。该类储层平均孔隙度为15.35%,平均渗透率为2.40 mD,孔隙半径平均值为129.73 μm,喉道半径平均值为1.67 μm,孔喉半径比平均值为116.89(表 3)。该类储层排驱压力最低,平均总进汞饱和度为79.28%,平均孔隙进汞饱和度为46.59%,平均喉道进汞饱和度为32.69%,喉道贡献值为41.23%。该类储层孔喉发育程度好,储渗能力强。
(2)Ⅱ类大孔细喉储层。该类储层平均孔隙度为12.30%,平均渗透率为1.36 mD,孔隙半径平均值为130.18 μm,喉道半径平均值为0.76 μm,孔喉半径比平均值为200.08(表 3)。该类储层排驱压力中等,平均总进汞饱和度为70.24%,平均孔隙进汞饱和度为39.11%,平均喉道进汞饱和度为31.13%,喉道贡献值约为44.32%,该类储层孔喉发育程度较好,储渗能力较强。
(3)Ⅲ类大孔微细喉储层。该类储层平均孔隙度为10.65%,平均渗透率为0.70 mD,孔隙半径平均值为123.95 μm,喉道半径平均值为0.42 μm,孔喉半径比平均值为317.28(表 3)。该类储层毛管压力曲线靠右上方,排驱压力高,进汞饱和度低,平均总进汞饱和度为51.01%,平均孔隙进汞饱和度为25.42%,平均喉道进汞饱和度为25.59%,喉道贡献值为50.16%,该类储层孔喉发育程度较低,储渗能力弱。
3类储层中,Ⅰ类大孔中细喉储层物性最好,孔喉发育程度最好,其次是Ⅱ类大孔细喉储层,Ⅲ类大孔微细喉储层物性最差。3类储层的孔隙半径相差不大,差别主要体现在喉道的发育程度上。Ⅲ类大孔微细喉储层的喉道半径最小,小喉道控制了较大的孔隙导致总进汞饱和度低,且喉道贡献值高。Ⅰ类大孔中细喉储层的喉道半径最大,喉道的发育程度最好,改善了孔喉配置关系,使得进汞饱和度明显增加。
3 孔隙特征分析根据恒速压汞实验结果,鄂尔多斯盆地华池—合水地区样品的孔隙半径主要为80~270 μm,峰值频率为18.44%~19.30%,对应的峰值半径为100~110 μm。可见,不同孔喉结构的储层,孔隙半径都具有接近正态分布的特征且峰值基本接近,样品孔隙半径累积频率分布曲线形态无明显的差异,孔隙分选差异极小(图 5)。因此,孔隙与储层孔喉结构差异无关。
对研究区孔隙参数(平均孔隙半径、单位体积有效孔隙个数和单位体积有效孔隙体积)与储层物性的相关关系进行分析(图 6),发现平均孔隙半径、单位体积有效孔隙个数、单位体积有效孔隙体积与孔隙度和渗透率的相关系数依次增大,其中单位体积有效孔隙体积与渗透率和孔隙度的相关性最好。因此,单位体积有效孔隙体积对储层物性具有较大影响。
根据恒速压汞实验结果,Ⅰ类大孔中细喉储层样品的喉道半径分布范围最宽,2个样品分别主要分布于0.5~2.9 m和0.5~3.6 μm,喉道含量峰值低,分别为7.78%和3.83%,小喉道所占比例小,半径小于0.5 μm的喉道平均为3.60%,大喉道所占比例大,半径大于1.0 μm的喉道平均为81.69%;Ⅱ类大孔细喉储层样品的喉道半径分布范围中等,主要分布于0.5~1 μm,喉道含量峰值中等,约为14.58%,小喉道所占比例明显增加,半径小于0.5 μm的喉道平均为22.06%,大喉道所占比例明显减少,半径大于1.0 μm的喉道为25.90%;Ⅲ类大孔微细喉储层样品的喉道半径分布范围最窄,主要分布于0.3~0.6 μm,喉道含量峰值最高,分别为46.56%和33.98%,小喉道所占比例大,半径小于0.5 μm的喉道平均为84.44%,无半径大于1.0 μm的喉道。可见,不同孔喉结构的储层,喉道半径的分布有明显的差异,总体上随储层孔喉结构变好(即由Ⅲ类大孔微细喉储层至Ⅰ类大孔中细喉储层),喉道半径分布范围变宽,喉道含量峰值逐渐减小且含量峰值对应的喉道半径依次增大,大喉道所占的比例增加,小喉道所占比例相对减少,喉道的分选变差(图 7)。因此,喉道是导致储层孔喉结构差异的主要因素。
对研究区喉道参数(平均喉道半径、主流喉道半径、单位体积有效喉道个数和单位体积有效喉道体积)与储层物性的相关关系进行分析(图 8),发现孔隙度受单位体积有效喉道体积和单位体积有效喉道个数的控制,其中与单位体积有效喉道体积相关性更强,与主流喉道半径、平均喉道半径基本无关;单位体积有效喉道个数、单位体积有效喉道体积、主流喉道半径、平均喉道半径对渗透率的影响程度依次增强,喉道半径参数均对渗透率有一定控制作用。结合前文分析,认为相比于孔隙参数,喉道参数与储层物性的相关性更强,且单位体积有效孔隙体积、单位体积有效喉道个数和单位体积有效喉道体积共同决定储层孔隙度,单位体积有效孔隙体积和喉道半径参数共同决定储层渗透率。
储层孔喉半径比反映了孔喉配置关系,其值越小,孔隙、喉道的差异程度越小,孔喉配置关系也越好[23],孔喉配置关系好的储层微观渗流能力强[24]。根据恒速压汞实验结果,鄂尔多斯盆地华池—合水地区长31储层Ⅰ类大孔中细喉储层孔喉比小,主要为60~180,平均孔喉比为116.89;Ⅱ类大孔细喉储层孔喉比主要为80~340,平均孔喉比为200.08;Ⅲ类大孔微细喉储层孔喉比大,主要为150~520,平均孔喉比为317.28。可见,不同孔喉结构的储层孔喉比差异大,随着样品孔喉结构变好,孔喉半径比分布于大值区的占比逐渐减小,分布于小值区的占比增大,且增加的幅度也随之加大,孔喉半径比峰值逐渐向小值区移动(图 9)。结合前文对孔隙、喉道特征的研究认识,喉道的差异导致孔喉半径比差异明显。Ⅰ类大孔中细喉储层喉道最为发育,喉道半径大,孔喉比小,孔喉配置关系最好,Ⅱ类大孔细喉储层次之,Ⅲ类大孔微细喉储层孔喉配置最差。
平均孔喉比与渗透率、孔隙度均呈负相关关系,与渗透率负相关性更强(图 10)。单位体积有效孔隙体积与喉道参数均是决定储层物性的关键,孔喉半径比小时,大喉道相对发育,单位体积有效喉道个数多、体积大,喉道对油气的束缚能力较小,油气容易通过喉道被采出,开发效果好;反之开发效果差[21-22]。因此,在开发过程中可采取压裂酸化措施降低孔喉比,增加单位体积有效喉道个数,扩大单位体积有效喉道体积,以实现更好的开发效果。
在前文对3类储层微观孔喉结构特征分析的基础上,为进一步分析3类储层孔喉微观结构的成因,取3块代表性样品相对应深度的样品进行镜下铸体薄片和扫描电镜对比研究。
Ⅰ类大孔中细喉储层样品岩性主要为长石质岩屑砂岩,石英相对体积分数为49%,长石相对体积分数为24%,岩屑相对体积分数为27%,主要粒径为0.20~0.32 mm,颗粒以次棱角状为主,分选中等,压实作用中等,颗粒间以点—线接触,胶结作用中等,以铁方解石和石英加大为主,长石和岩屑发生强烈的溶蚀作用形成次生溶蚀孔隙,孔隙部分被铁方解石充填,面孔率为15%。孔隙类型有原生粒间孔和次生溶孔,以缩颈状喉道为主,孔喉连通性好[图 11(a)~(b)]。
Ⅱ类大孔细喉储层样品岩性主要为岩屑质长石砂岩,石英相对体积分数为51%,长石相对体积分数为25%,岩屑相对体积分数为24%,主要粒径为0.08~0.13 mm,颗粒主要为次棱角状,分选中等。压实作用中等,颗粒间以点—线接触,可见云母弯曲变形,胶结作用较强,以铁方解石为主,溶蚀作用较强但大部分次生溶孔被胶结物充填,面孔率低,约为8%。孔隙类型有原生粒间孔和次生溶孔,以弯片状喉道为主,孔喉连通性较差[图 11(c)~(d)]。
Ⅲ类大孔微细喉储层样品岩性为长石质岩屑砂岩,石英相对体积分数为48%,长石相对体积分数为24%,岩屑相对体积分数为28%,主要粒径为0.10~0.15 mm,颗粒主要为次棱角状,分选中等。压实作用中等—较强,颗粒间以点—线接触为主,局部可见凹凸接触,云母弯曲变形明显,胶结作用强烈,可见石英加大,有铁方解石、白云石、高岭石、伊利石和绿泥石等胶结物,以碳酸盐岩胶结物为主,溶蚀弱,长石发生次生溶蚀作用形成的次生溶蚀孔隙被胶结物充填,孔隙发育差,面孔率极低,约为2%。孔隙主要为原生粒间孔,以弯片状喉道为主,孔喉连通性差[图 11(e)~(f)]。
总的来说,研究区长31储层为典型浅水辫状河三角洲沉积,近源沉积特征明显,3类储层样品都具有较低的成分成熟度和结构成熟度,原生孔隙发育,这奠定了研究区形成典型低渗储层的物质基础。在成岩作用阶段,压实作用导致颗粒间以点—线接触甚至凹凸接触,是造成本区孔喉结构变差的主要因素;溶蚀作用使得长石和岩屑发生溶蚀从而改善了孔隙结构;早期的绿泥石薄膜式胶结加强了岩石内部的支撑性,在一定程度上削弱了压实作用对储层的破环,使得部分原生孔隙得以保存,但胶结作用下产生的石英次生加大和方解石胶结物等堵塞了原生、次生孔隙。Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类储层样品压实、胶结作用依次增强,而长石、岩屑溶蚀作用依次减弱,粒间孔和溶蚀孔隙发育程度依次变差,因此,成岩作用是导致研究区形成3类不同孔喉结构储层的主要原因。
7 结论(1)根据高压压汞实验结果,鄂尔多斯盆地华池—合水地区长31储层存在3类典型毛管压力曲线,根据孔喉发育程度分为孔喉发育较好、适中和较差等3类储层。根据恒速压汞实验结果,将储层进一步分为Ⅰ类大孔中细喉储层、Ⅱ类大孔细喉储层和Ⅲ类大孔微细喉储层等3类,其孔喉发育程度依次变差,储渗能力依次减弱。
(2)不同孔喉结构储层的孔隙半径分布具有相似特征,不同孔喉结构储层的喉道特征差异明显。随着孔喉结构变好,喉道半径分布范围变宽,且大喉道相对增加,小喉道相对减少。单位体积有效孔隙体积与喉道参数(平均喉道半径、主流喉道半径、单位体积有效喉道个数、单位体积有效喉道体积)共同决定储层物性,其中孔隙度由单位体积有效孔隙体积、单位体积有效喉道个数和单位体积有效喉道体积决定,渗透率由单位体积有效孔隙体积和喉道半径决定。
(3)Ⅰ类大孔中细喉储层、Ⅱ类大孔细喉储层、Ⅲ类大孔微细喉储层孔喉配置关系依次变差。孔喉比与孔隙度相关性较差,与渗透率呈较强负相关关系。孔喉配置好的储层开发效果好。
(4)长31储层孔喉结构成因受沉积作用和成岩作用共同影响,近源快速沉积的特征使得储层岩石结构及成分成熟度均低,原生孔隙发育,而成岩作用是导致孔喉结构差异的主要原因。压实作用导致研究区普遍形成低渗储层,胶结作用和溶蚀作用均对储层孔喉结构差异化起重要作用,Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类储层中胶结作用依次增强,溶蚀作用依次减弱。
[1] |
冉新权, 吴胜和, 付晶, 等. 鄂尔多斯盆地陇东地区延长组低渗透储层孔隙结构分类研究. 地学前缘, 2013, 20(2): 77-85. RAN X Q, WU S H, FU J, et al. Research on the pore structure classification of low permeability reservoir of the Yanchang Formation in Longdong area, Ordos Basin. Earth Science Frontiers, 2013, 20(2): 77-85. |
[2] |
高永利, 张志国. 恒速压汞技术定量评价低渗透砂岩孔喉结构差异性. 地质科技情报, 2011, 30(4): 73-76. GAO Y L, ZHANG Z G. Quantitative evaluation of pore-throat structure difference in low permeability sandstone by constantrate pressure mercury technique. Geological Science and Technology Information, 2011, 30(4): 73-76. |
[3] |
高辉, 解伟, 杨建鹏, 等. 基于恒速压汞技术的特低-超低渗砂岩储层微观孔喉特征. 石油实验地质, 2011, 33(2): 206-211. GAO H, XIE H, YANG J P, et al. Micro-pore throat characteristics of ultra-low permeability sandstone reservoir based on constant speed mercury intrusion technique. Petroleum Experimental Geology, 2011, 33(2): 206-211. DOI:10.11781/sysydz201102206 |
[4] |
RANGEL-GERMAN E, AKIN S, CASTANIER L. Multiphaseflow properties of fractured porous media. Journal of Petroleum Science & Engineering, 2005, 51(3): 197-213. |
[5] |
李珊, 孙卫, 王力, 等. 恒速压汞技术在储层孔隙结构研究中的应用. 断块油气田, 2013, 20(4): 485-487. LI S, SUN W, WANG L, et al. Application of constant velocity mercury injection technique in reservoir pore structure study. Fault-Block Oil and Gas Field, 2013, 20(4): 485-487. |
[6] |
李涛. 渭北长3低渗储层注水损害机理与储层保护技术研究. 成都: 西南石油大学, 2015.
|
[7] |
李忠兴, 杨克文, 史成恩, 等. 鄂尔多斯盆地低渗透油田注水开发的调整与优化. 西安石油大学学报自然科学版, 2003, 18(6): 43-46. LI Z X, YANG K W, SHI C E, et al. Adjustment and optimization of waterflooding development in low permeability oil field of Ordos Basin. Journal of Xi'an Shiyou University(Natural Science Edition), 2003, 18(6): 43-46. |
[8] |
徐黎明, 牛小兵, 梁晓伟, 等. 华庆地区长6致密油储层微观孔喉结构特征. 西南石油大学学报(自然科学版), 2017, 39(4): 36-46. XU L M, NIU X B, LIANG X W, et al. Microstructure characteristics of the micropore throat of Chang 6 tight oil reservoir in Huaqing area. Journal of Southwest Petroleum University(Natural Science Edition), 2017, 39(4): 36-46. |
[9] |
喻建, 马捷, 路俊刚, 等. 压汞-恒速压汞在致密储层微观孔喉结构定量表征中的应用——以鄂尔多斯盆地华池-合水地区长7储层为例. 石油实验地质, 2015, 37(6): 789-795. YU J, MA J, LU J G, et al. Application of mercury injection and rate-controlled mercury penetration in quantitative characterization of microscopic pore structure of tight reservoirs:an example from Chang 7 reservoir of Huachi-Heshui area in Ordos Basin. Petroleum Geology and Experiment, 2015, 37(6): 789-795. DOI:10.11781/sysydz201506789 |
[10] |
高辉, 王美强, 尚水龙. 应用恒速压汞定量评价特低渗透砂岩的微观孔喉非均质性——以鄂尔多斯盆地西峰油田长8储层为例. 地球物理学进展, 2013, 28(4): 1900-1907. GAO H, WANG M Q, SHANG S L. Quantitative evaluation of micro-pore-throat heterogeneity of extra-low permeability sandstone by constant pressure mercury:an example from Chang 8 reservoir of Xifeng Oilfield in Ordos Basin. Progress in Geophysics, 2013, 28(4): 1900-1907. DOI:10.6038/pg20130432 |
[11] |
李卫成, 张艳梅, 王芳, 等. 应用恒速压汞技术研究致密油储层微观孔喉特征——以鄂尔多斯盆地上三叠统延长组为例. 岩性油气藏, 2012, 24(6): 60-65. LI W C, ZHANG Y M, WANG F, et al. Study on micro-pore-throat characteristics of tight oil reservoir by constant velocity mercury injection technique:a case study of the Upper Triassic Yanchang Formation in Ordos Basin. Lithologic Reservoirs, 2012, 24(6): 60-65. |
[12] |
陈转转, 高永利, 高辉. 陇东地区长7致密油储层微观孔喉结构特征. 西安石油大学学报(自然科学版), 2014, 29(2): 29-33. CHEN Z Z, GAO Y L, GAO H. Pore throat structure characteristics of Chang 7 tight oil reservoir in Longdong area. Journal of Xi'an Shiyou University(Natural Science Edition), 2014, 29(2): 29-33. |
[13] |
郑忠文, 张汉生. 鄂尔多斯盆地富县探区延长组长6-长8段超低渗砂岩储集层孔喉特征. 新疆石油地质, 2016, 37(1): 13-17. ZHENG Z W, ZHANG H S. Pore and throat characteristics of Chang 6-Chang 8 ultra-low permeability sandstone reservoir Yan-chang Formation in Fuxian exploration area of Ordos Basin. Xinjiang Petroleum Geology, 2016, 37(1): 13-17. |
[14] |
蔡玥, 赵乐, 肖淑萍, 等. 基于恒速压汞的特低-超低渗透储层孔隙结构特征——以鄂尔多斯盆地富县探区长3油层组为例. 油气地质与采收率, 2013, 20(1): 32-35. CAI Y, ZHAO L, XIAO S P, et al. Study on pore structure characteristics of super-low permeability and ultra-low permeability reservoirs by means of constant-speed mercury intrusion technique-case of oil layers of Chang 3 of the Yanchang Formation in Fuxian area of the Ordos Basin. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2013, 20(1): 32-35. |
[15] |
谢渊. 鄂尔多斯盆地东南部延长组湖盆致密砂岩储层层序地层与油气勘探. 北京: 地质出版社, 2004, 12-19. XIE Y. Sequence stratigraphy and oil and gas exploration of tight sandstone reservoirs in Yanchang Formation of Southeastern Ordos Basin. Beijing: Geological Publishing House, 2004, 12-19. |
[16] |
李文厚, 庞军刚, 曹红霞, 等. 鄂尔多斯盆地晚三叠世延长期沉积体系及岩相古地理演化. 西北大学学报:自然科学版, 2009, 39(3): 501-506. LI W H, PANG J G, CAO H X, et al. Sedimentary system and lithofacies palaeogeography evolution of Late Triassic Yanchang Formation in Ordos Basin. Journal of Northwest University (Natural Science Edition), 2009, 39(3): 501-506. |
[17] |
蔺宏斌, 侯明才, 陈洪德, 等. 鄂尔多斯盆地上三叠统延长组沉积体系特征及演化. 成都理工大学学报(自科版), 2008, 35(6): 674-680. LIN H B, HOU M C, CHEN H D, et al. Characteristics and evolution of sedimentary system of the Upper Triassic Yanchang Formation in Ordos Basin. Journal of Chengdu University of Technology(Science & Technology Edition), 2008, 35(6): 674-680. |
[18] |
冷先刚, 张志国, 陈建文, 等. 鄂尔多斯盆地合水地区长31油藏油气富集规律. 大庆石油地质与开发, 2016, 35(4): 38-42. LENG X G, ZHANG Z G, CHEN J W, et al. Hydrocarbon accumulation in Chang-31 reservoir of Heshui area in Ordos Basin. Petroleum Geology and Oilfield Development in Daqing, 2016, 35(4): 38-42. |
[19] |
李道品. 低渗透油田高效开发决策论. 北京: 石油工业出版社, 2003, 3-4. LI D P. Effective development decision in low permeability oilfield. Beijing: Petroleum Industry Press, 2003, 3-4. |
[20] |
王道富. 鄂尔多斯盆地特低渗透油田开发. 北京: 石油工业出版社, 2007, 32-41. WANG D F. Development of extra low permeability oilfield in Ordos Basin. Beijing: Petroleum Industry Press, 2007, 32-41. |
[21] |
DENNEY D. Characterization of water injection in low-permeability rock using sandstone micromodels. Journal of Petroleum Technology, 2004, 56(5): 71-72. DOI:10.2118/0504-0071-JPT |
[22] |
朱玉双, 柳益群, 赵继勇, 等. 不同流动单元微观渗流特征研究——以华池油田长3油藏华152块为例. 石油实验地质, 2008, 30(1): 103-108. ZHU Y S, LIU Y Q, ZHAO J Y, et al. Micro seepage characteristics of different flow units:an example from Hua 152 of Chang 3 oil reservoir in Huachi Oilfield. Petroleum Geology and Experiment, 2008, 30(1): 103-108. |
[23] |
庞振宇, 李艳, 段伟, 等. 低渗、特低渗储集层微观孔隙结构分类表征——以延长油田延长组长2段和长6段储集层为例. 新疆石油地质, 2017, 38(2): 193-197. PANG Z Y, LI Y, DUAN W, et al. Classification and characterization of microscopic pore structures in low and extra-low permeability reservoirs:a case study of reservoirs Chang 2 and Chang 6 in Yangchang Formation of Yanchang Oilfield. Xinjiang Petroleum Geology, 2017, 38(2): 193-197. |
[24] |
朱永贤, 孙卫, 于峰, 等. 应用常规压汞和恒速压汞实验方法研究储层微观孔隙结构——以三塘湖油田牛圈湖区头屯河组为例. 天然气地球科学, 2008, 19(4): 553-556. ZHU Y X, SUN W, YU F, et al. Application of high pressure Hg injection and rate-controlled Hg penetration experimental technique to studying reservoir microscope pore structure:Taking Toutunhe Formation in Niuquanhu area of Santanghu Oilfield as an example. Natural Gas Geoscience, 2008, 19(4): 553-556. |