CN108827847A - 砂岩早期颗粒溶解孔隙在埋藏压实过程中能否保存的分析方法 - Google Patents

砂岩早期颗粒溶解孔隙在埋藏压实过程中能否保存的分析方法 Download PDF

Info

Publication number
CN108827847A
CN108827847A CN201810319484.4A CN201810319484A CN108827847A CN 108827847 A CN108827847 A CN 108827847A CN 201810319484 A CN201810319484 A CN 201810319484A CN 108827847 A CN108827847 A CN 108827847A
Authority
CN
China
Prior art keywords
sample
pressure
formula
experiment
sandstone
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
CN201810319484.4A
Other languages
English (en)
Other versions
CN108827847B (zh
Inventor
王艳忠
董修宇
昝念民
操应长
付永恒
李桥
林敉若
解强旺
远光辉
葸克来
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
China University of Petroleum East China
Original Assignee
China University of Petroleum East China
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by China University of Petroleum East China filed Critical China University of Petroleum East China
Priority to CN201810319484.4A priority Critical patent/CN108827847B/zh
Publication of CN108827847A publication Critical patent/CN108827847A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN108827847B publication Critical patent/CN108827847B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
    • G01N15/08—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials
    • G01N15/088—Investigating volume, surface area, size or distribution of pores; Porosimetry
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
    • G01N33/24—Earth materials

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Immunology (AREA)
  • Pathology (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Biochemistry (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Medicinal Chemistry (AREA)
  • Food Science & Technology (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Investigating Strength Of Materials By Application Of Mechanical Stress (AREA)
  • Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)

Abstract

本发明涉及一种砂岩早期颗粒溶解孔隙在埋藏压实过程中能否保存的分析方法，其具体步骤为：S1、配置与中深层砂岩岩石组构相同的地表现代沉积物样品；S2、获取中深层砂岩实际地层真实的地层水密度、上覆地层密度、地温梯度及地表平均温度，计算出符合真实地质条件的孔隙流体压力、静岩压力和地层温度三个实验参数；S3、对样品进行符合实际地质情况的机械压实模拟实验；S4、对实验后的样品进行处理；S5、分析实验样品及实验数据。本发明能够更真实地反应富含早期颗粒溶解孔隙的现代地表沉积物经过埋藏压实后，早期颗粒溶解孔隙最终的保存情况。

Description

砂岩早期颗粒溶解孔隙在埋藏压实过程中能否保存的分析 方法
技术领域
本发明属于石油天然气勘探与开发技术领域，具体地说，涉及一种砂岩早期颗粒溶解孔隙在埋藏压实过程中能否保存的分析方法，用于砂岩早期颗粒溶解孔隙的分析。
背景技术
随着石油与天然气的勘探程度不断提高以及对油气资源需求的不断增长，碎屑岩中油气勘探重点逐步向埋深大于2500m的中深层储层转移，中深层砂岩已成为重要的油气勘探目标。长石、石英等碎屑颗粒是我国陆相砂岩的重要组成矿物，长石颗粒溶解孔隙是中深层砂岩中重要的油气储集空间。砂岩中长石颗粒溶解孔隙主要包括以下四种类型：(1)地表风化作用形成、经过搬运和沉积过程保留在松散沉积物中的颗粒溶解孔隙，(2)松散沉积物在埋藏固结成岩过程(埋深小于2500m)中溶解形成的颗粒溶解孔隙，(3)松散沉积物固结成岩之后(埋深大于2500m)埋藏过程中溶解形成的颗粒溶解孔隙，(4)固结岩石抬升至地表附近经历表生成岩作用过程中溶解形成的颗粒溶解孔隙。根据颗粒溶解孔隙的形成时间，可将砂岩颗粒溶解孔隙大致划分为早期颗粒溶解孔隙和晚期颗粒溶解孔隙。砂岩早期颗粒溶解孔隙指地表风化作用形成、经过搬运和沉积过程保留在松散沉积物中的颗粒溶解孔隙和松散沉积物在埋藏固结成岩过程(埋深小于2500m)中溶解形成的颗粒溶解孔隙。砂岩晚期颗粒溶解孔隙指松散沉积物固结成岩之后(埋深大于2500m)埋藏过程中溶解形成的颗粒溶解孔隙和固结岩石抬升至地表附近经历表生成岩作用过程中溶解形成的颗粒溶解孔隙。
随着埋藏深度增加，机械压实作用是造成中深层砂岩颗粒破碎、颗粒溶解孔隙破坏的重要原因之一。以往的研究表明：在压实作用初期，埋深小于600m时，碎屑颗粒紧密填集，发生滑动及转动，从而重新排列，达到一个位能最低的紧密堆积状态；当沉积物的埋深超过1000m时，碎屑颗粒由于压实作用的影响普遍发生破碎，早期颗粒溶解孔隙陆续遭受破坏；在埋深超过2500m时，早期颗粒溶解孔隙消失殆尽。
针对砂岩早期颗粒溶解孔隙在埋藏压实过程中能否保存的这一问题，目前国内外学者主要利用地表散沙开展机械压实模拟实验，并研究机械压实过程中散沙孔隙度和渗透率的变化来进行分析，而这种分析方法存在以下三个问题：(1)现有的机械压实模拟实验分析方法只分析了沉积物机械压实模拟实验前后的孔隙度与渗透率变化，但是在经过机械压实之后，无论颗粒是否被压碎，孔隙度与渗透率都是降低的，因此仅对机械压实前后的物性变化进行分析，是无法解决砂岩中颗粒早期溶解孔隙在埋藏压实过程中能否有效保存的这一问题。(2)目前，针对上述早期颗粒溶解孔隙的破坏，仅限于理论分析，缺乏直观的镜下证据，虽然在对于颗粒溶解孔隙的其他研究中磨制了薄片，但只是为了观察颗粒溶解孔隙的形态及含量，并且在取出样品时，采用挤压或者直接扣取的方法；在磨制铸体薄片的过程中，采用常规的高压注胶的方式制作铸体样品。而沙样的取出及高压注胶过程中存在局部不均匀的压力可能会造成样品中颗粒的破碎，从而无法确定沙样中破碎的颗粒是由机械压实造成的还是由后期样品处理不当造成的。因此，针对于解决砂岩中早期颗粒溶解孔隙能否保存的这一问题不能采取同种的方法进行镜下取证。(3)现有的大多数机械压实模拟实验直接利用地表散沙作为实验样品，未经挑选和配制，不能代表发育着早期颗粒溶解孔隙的现代地表沉积物；并且利用干沙样进行实验不能模拟静岩压力、流体压力等真实的地质条件。
砂岩中早期颗粒溶解孔隙在埋藏压实过程中保存与破坏问题是影响中深层砂岩优质油气储层评价和预测的关键因素之一，这决定了砂岩中早期颗粒溶解孔隙能否作为中深层油气储层的油气储集空间。因此，需要发展更全面、更准确的砂岩中早期颗粒溶解孔隙在埋藏过程中能否保存的分析方法。
发明内容
本发明针对现有技术存在的无法有效确定砂岩中早期颗粒溶解孔隙在埋藏过程中能否保存的问题，提供一种砂岩早期颗粒溶解孔隙在埋藏过程中能否保存的分析方法，该方法能够更真实地反应富含早期颗粒溶解孔隙的现代地表沉积物经过埋藏压实后，早期颗粒溶解孔隙最终的保存情况。
为了达到上述目的，本发明提供了一种砂岩早期颗粒溶解孔隙在埋藏过程中能否保存的分析方法，其具体步骤为：
S1、配置与中深层砂岩岩石组构相同的地表现代沉积物样品；
S2、获取中深层砂岩实际地层真实的地层水密度、上覆地层密度、地温梯度及地表平均温度，计算出符合真实地质条件的孔隙流体压力、静岩压力和地层温度三个实验参数；
S3、对样品进行符合实际地质情况的机械压实模拟实验；
S4、对实验后的样品进行处理；
S5、分析实验样品及实验数据。
优选的，步骤S1中，配置与中深层砂岩岩石组构相同的地表现代沉积物样品的具体步骤为：
(一)样品预处理
(1)样品筛选：将采集到的地表现代沉积物样品分别用200目的标准样品筛进行筛选，并用蒸馏水冲洗，直至水体不再浑浊且无植物残体漂浮，再用超声波清洗器清洗样品至水体不再浑浊；
(2)烘干：将洗净的样品置于干燥箱内进行恒定小于40℃低温烘干处理；
(二)对预处理后的样品充注蓝色环氧树脂，制作地表现代沉积物的铸体沙样；(三)将地表现代沉积物的铸体沙样磨制成铸体薄片；
(四)在透射偏光显微镜下分别观察磨制的铸体薄片的颗粒溶解孔隙发育情况和颗粒完整情况，选取颗粒溶解孔隙发育最明显且颗粒保存完整程度组好的一组样品作为地表现代沉积物颗粒样品；
(五)确定中深层砂岩的组构参数，所述组构参数包括：颗粒粒径、颗粒成分及含量，杂基成分及含量，胶结物成分及含量；
(六)根据中深层砂岩组构参数，利用步骤(四)中选取的地表现代沉积物颗粒样品及成分相同的杂基和胶结物配置实验所用地表现代沉积物样品。
优选的，步骤S2中，计算出符合真实地质条件的孔隙流体压力、静岩压力和地层温度三个实验参数的具体步骤为：
(1)确定模拟实验埋藏深度间隔
根据最终要模拟的埋藏深度，综合考虑实验水保持流通的时间和模拟不同深度的机械压实，确定以H为模拟实验埋藏深度间隔；
(2)根据实际地层水的密度、成分配置实验水；
(3)根据公式(1)计算孔隙流体压力，公式(1)表示为：
Pwi＝ρwgHi i＝1,2,3,4......n (1)
式中，ρw为地层水的密度，单位：g/cm3；g为重力加速度，单位：m/s2；Hi为模拟的埋藏深度，单位：m；Pwi为模拟埋藏深度Hi处的孔隙流体压力，单位，MPa；(4)求取上覆地层密度
利用密度测井曲线测出不同深度的地层密度，拟合出深度与地层密度的关系式：
ρsi＝F(Hi) i＝1,2,3,4......n (2)
式中，ρsi为模拟埋藏深度Hi的地层密度，单位：g/cm3；
利用公式(3)
G'(Hi)＝F(Hi),且G(0)＝0 (3)
式中，G'(Hi)为G(Hi)的导数；
求取ρsi＝F(Hi)函数的不定积分
ρi＝G(Hi) i＝1,2,3,4......n (4)
式中，ρi为模拟埋藏深度Hi的上覆地层密度，单位：g/cm3；
将各Hi值带入公式(4)求取不同深度的上覆地层密度ρi；
(5)根据公式(5)计算静岩压力，公式(5)表示为：
PXi＝ρigHi i＝1,2,3,4......n (5)
式中，PXi为模拟埋藏深度Hi处的静岩压力，单位：MPa；
(6)获取实际平均地表温度作为实验起始温度，获取实际地表温度梯度作为实验增温梯度，根据公式(6)计算地层温度，公式(6)表示为：
Ti＝T0+t×(Hi/100) i＝1,2,3,4......n (6)
式中，Ti为模拟埋藏深度Hi的地层温度，单位：℃；T0为实验起始温度，单位：℃；t为实验增温梯度，单位：℃/100m；
根据上述公式(4)、公式(5)、公式(6)获得与不同埋藏深度匹配的孔隙流体压力、静岩压力和地层温度。
优选的，步骤S3中，对样品进行符合实际地质情况的机械压实模拟实验的具体步骤为：将样品放入哈式合金管中，套上岩心夹持器，将岩心夹持器放入机械压实模拟实验装置中；通过恒流恒压泵向样品和哈氏合金管之间的孔隙中充注实验水模拟孔隙流体压力；用0.1MPa/min均匀缓慢加载的流体回压压力模拟孔隙流体压力，用0.1MPa/min均匀缓慢加载的机械轴压压力模拟静岩压力，用1℃/min均匀缓慢升高的实验温度模拟地层温度，进行模拟实验；根据实际地层埋藏史，按照机械压实模拟实验中5小时相当于实际埋藏1百万年的比例对中深层实际的埋藏时间进行等比例缩短，计算出每一个埋藏深度的实验点在孔隙流体压力、静岩压力和地层温度三个实验参数达到设定参数值且采集渗透率稳定后保持稳定状态的时间；由分布在岩心夹持器首尾两端的位移传感器自动记录压实位移量，按照上述步骤模拟所有实验点。
优选的，在实验过程中，计算机全程监控流体回压压力、机械轴压压力、实验温度、压实位移、采集渗透率的变化情况，并进行记录。
优选的，步骤S4中，对实验后的样品进行处理的具体步骤为：模拟实验结束后，用0.1MPa/min均匀缓慢卸载的流体回压压力、机械轴压压力，并用1℃/min均匀缓慢降低的实验温度，待流体回压压力和机械轴压压力都降为0MPa，岩心夹持器温度降到室温后，取出哈式合金管，将哈式合金管置入干燥箱中进行恒定小于40℃低温烘干处理；直接对哈式合金管中的样品进行50℃低温、小于0.1MPa低压渗注的方式充注蓝色环氧树脂，然后再利用切开哈式合金管取出实验样品，最后再将实验后的样品磨制成铸体薄片。
优选的，步骤S5中，分析实验样品及实验数据的具体步骤为：利用透射偏光显微镜对经过机械压实模拟实验得到的样品铸体薄片进行直接的观察与分析；在透射偏光显微镜下，颗粒表面未产生破裂缝并且颗粒溶解孔隙未发生坍塌，说明地表现代沉积物的早期颗粒溶解孔隙在机械压实过程中能够得到完整的保存；在透射偏光显微镜下，颗粒表面产生破裂，发现裂缝并且颗粒溶解孔隙发生坍塌，说明地表沉积物的早期颗粒溶解孔隙在机械压实过程中遭到破坏。
与现有技术相比，本发明的有益效果在于：
(1)本发明与以往的机械压实模拟实验所用的实验样品不同，本发明对采集到的现代地表沉积物进行筛选，选出其中发育颗粒溶解孔隙的沙样来代表早期溶解孔隙的颗粒，并配置与实际中深层砂岩岩石组构相同的实验样品，而非利用现有技术中所采集的地表散沙直接作为实验样品，本发明更能够真实地反应富含早期颗粒溶解孔隙的现代地表沉积物经过埋藏压实后，早期颗粒溶解孔隙最终的保存情况。
(2)本发明利用恒流恒压泵向沙样和哈式合金管之间的空隙中充注实验水，可以模拟孔隙流体压力，使实验条件更接近中深层砂岩地层的实际埋藏环境。本发明严格按照增压增温梯度进行轴压、回压压力的加载及温度的升高，更能够模拟真实的地质条件。
(3)本发明利用耐高压耐高温的哈式合金管盛装实验沙样，保证了压实过程中沙样柱子不变形，防止由于沙样柱子变形而引起沿着垂直于沙样柱子中轴方向发生轴压的卸载。
(4)本发明利用低温低压缓慢渗注注胶的方法处理样品，再切割哈式合金管，原位完整地取出样品，避免了卸载轴压后利用挤压或直接扣取的方法及常规的高压注胶过程对实验样品造成的破坏。这种方式不仅可以排除后期样品处理对实验结果造成的影响，还可以达到原位取出样品并在透射偏光显微镜下原位观察样品的目的。
附图说明
图1a-1b为本发明样品实验后铸体薄片特征示意图。
图2a为本发明实施例青岛某山区地表沉积物铸体薄片在透射偏光镜下的特征图。
图2b为本发明实施例长石砂岩铸体薄片在透射偏光镜下的特征图。
图3为本发明实施例埋藏深度与地层密度的关系式拟合图。
图4为本发明实施例所述机械压实实验装置的结构框图。
图5为本发明实施例采用本发明方法进行将经机械压实验实前后的青岛某山区地表现代沉积物和胜利油田沙四段砂岩的铸体薄片在透射偏光显微镜下的特征及素描图。
图6为本发明实施例青岛某山区地表现代沉积物采用本发明方法和常规方法经机械压实实验后样品铸体薄片在透射偏光显微镜下的特征及素描图。
图中，Q、石英，F、长石，R、岩屑，1、恒流恒压泵，2、哈式合金管，3、岩心夹持器，4、中间容器组，5、轴压控制泵，6、回压增压泵，7、冷凝器，8、回压器，9、接液天平，10、气源。
具体实施方式
下面，通过示例性的实施方式对本发明进行具体描述。然而应当理解，在没有进一步叙述的情况下，一个实施方式中的元件、结构和特征也可以有益地结合到其他实施方式中。
本发明揭示了一种砂岩早期颗粒溶解孔隙在埋藏过程中能否保存的分析方法，其具体步骤为：
S1、配置与中深层砂岩岩石组构相同的地表现代沉积物样品；其具体步骤为：
(一)样品预处理
(1)样品筛选：将采集到的地表现代沉积物样品分别用200目的标准样品筛进行筛选，并用蒸馏水冲洗，直至水体不再浑浊且无植物残体漂浮，再用超声波清洗器清洗样品至水体不再浑浊；
(2)烘干：将洗净的样品置于干燥箱内进行恒定小于40℃低温烘干处理；
(二)对预处理后的样品充注蓝色环氧树脂，制作地表现代沉积物的铸体沙样；
(三)将地表现代沉积物的铸体沙样磨制成铸体薄片；
(四)在透射偏光显微镜下分别观察磨制的铸体薄片的颗粒溶解孔隙发育情况和颗粒完整情况，选取颗粒溶解孔隙发育最明显且颗粒保存完整程度组好的一组样品作为地表现代沉积物颗粒样品；
(五)确定中深层砂岩的组构参数，所述组构参数包括：颗粒粒径、颗粒成分及含量，杂基成分及含量，胶结物成分及含量；
(六)根据中深层砂岩组构参数，利用步骤(四)中选取的地表现代沉积物颗粒样品及成分相同的杂基和胶结物配置实验所用地表现代沉积物样品。
S2、获取中深层砂岩实际地层真实的地层水密度、上覆地层密度、地温梯度及地表平均温度，计算出符合真实地质条件的孔隙流体压力、静岩压力和地层温度三个实验参数；计算出符合真实地质条件的孔隙流体压力、静岩压力和地层温度三个实验参数的具体步骤为：
(1)确定模拟实验埋藏深度间隔
根据最终要模拟的埋藏深度，综合考虑实验水保持流通的时间和模拟不同深度的机械压实，确定以H为模拟实验埋藏深度间隔；
(2)根据实际地层水的密度、成分配置实验水；
(3)根据公式(1)计算孔隙流体压力，公式(1)表示为：
Pwi＝ρwgHi i＝1,2,3,4......n (1)
式中，ρw为地层水的密度，单位：g/cm3；g为重力加速度，单位：m/s2；Hi为模拟的埋藏深度，单位：m；Pwi为模拟埋藏深度Hi处的孔隙流体压力，单位，MPa；
(4)求取上覆地层密度
利用密度测井曲线测出不同深度的地层密度，拟合出深度与地层密度的关系式：
ρsi＝F(Hi) i＝1,2,3,4......n (2)
式中，ρsi为模拟埋藏深度Hi的地层密度，单位：g/cm3；
利用公式(3)
G'(Hi)＝F(Hi),且G(0)＝0 (3)
式中，G'(Hi)为G(Hi)的导数；
求取ρsi＝F(Hi)函数的不定积分
ρi＝G(Hi) i＝1,2,3,4......n (4)
式中，ρi为模拟埋藏深度Hi的上覆地层密度，单位：g/cm3；
将各Hi值带入公式(4)求取不同深度的上覆地层密度ρi；
(5)根据公式(5)计算静岩压力，公式(5)表示为：
PXi＝ρigHi i＝1,2,3,4......n (5)
式中，PXi为模拟埋藏深度Hi处的静岩压力，单位：MPa；
(6)获取实际平均地表温度作为实验起始温度，获取实际地表温度梯度作为实验增温梯度，根据公式(6)计算地层温度，公式(6)表示为：
Ti＝T0+t×(Hi/100) i＝1,2,3,4......n (6)
式中，Ti为模拟埋藏深度Hi的地层温度，单位：℃；T0为实验起始温度，单位：℃；t为实验增温梯度，单位：℃/100m；
根据上述公式(4)、公式(5)、公式(6)获得与不同埋藏深度匹配的孔隙流体压力、静岩压力和地层温度。
S3、对样品进行符合实际地质情况的机械压实模拟实验；其具体步骤为：将样品放入哈式合金管中，套上岩心夹持器，将岩心夹持器放入机械压实模拟实验装置中；通过恒流恒压泵向样品和哈氏合金管之间的孔隙中充注实验水模拟孔隙流体压力；用0.1MPa/min均匀缓慢加载的流体回压压力模拟孔隙流体压力，用0.1MPa/min均匀缓慢加载的机械轴压压力模拟静岩压力，用1℃/min均匀缓慢升高的实验温度模拟地层温度，进行模拟实验；根据实际地层埋藏史，按照机械压实模拟实验中5小时相当于实际埋藏1百万年的比例对中深层实际的埋藏时间进行等比例缩短，计算出每一个埋藏深度的实验点在孔隙流体压力、静岩压力和地层温度三个实验参数达到设定参数值且采集渗透率稳定后保持稳定状态的时间，各埋藏深度实验参数的设定参数值参见表1，各实验点保持稳定状态的时间表参见表2；由分布在岩心夹持器首尾两端的位移传感器自动记录压实位移量，按照上述步骤模拟所有实验点。
表1
注：i＝1,2,3,4......n
表2
注：i＝1,2,3,4......n
在实验过程中，计算机全程监控流体回压压力、机械轴压压力、实验温度、压实位移、采集渗透率的变化情况，并进行记录。
S4、对实验后的样品进行处理；其具体步骤为：模拟实验结束后，用0.1MPa/min均匀缓慢卸载的流体回压压力、机械轴压压力，并用1℃/min均匀缓慢降低的实验温度，待流体回压压力和机械轴压压力都降为0MPa，岩心夹持器温度降到室温后，取出哈式合金管，将哈式合金管置入干燥箱中进行恒定小于40℃低温烘干处理；直接对哈式合金管中的样品进行50℃低温、小于0.1MPa低压渗注的方式充注蓝色环氧树脂，然后再利用切开哈式合金管取出实验样品，最后再将实验后的样品磨制成铸体薄片。
S5、分析实验样品及实验数据。其具体步骤为：利用透射偏光显微镜对经过机械压实模拟实验得到的样品铸体薄片进行直接的观察与分析；参见图1a，在透射偏光显微镜下，颗粒表面未产生破裂缝并且颗粒溶解孔隙未发生坍塌，说明地表现代沉积物的早期颗粒溶解孔隙在机械压实过程中能够得到完整的保存；参见图1b，在透射偏光显微镜下，颗粒表面产生破裂，发现裂缝并且颗粒溶解孔隙发生坍塌，说明地表沉积物的早期颗粒溶解孔隙在机械压实过程中遭到破坏。
以下以胜利油田某地区沙四段2843.56m砂岩中长石溶解孔隙在埋藏压实过程中能否保存的实验为例对本发明作出进一步说明。
S1：配置与东营某地区中深层砂岩岩石组构相似的地表现代沉积物样品。
(一)样品预处理
(1)样品筛选：为了去除所采集的青岛某山区地表现代沉积物样品的植物残体和沉积物中的泥质组分，将采集到的地表现代沉积物样品分别用200目的标准样品筛进行筛选，并用蒸馏水冲洗，直至水体不再浑浊且无植物残体漂浮，再用超声波清洗器清洗样品至水体不再浑浊，除去粘附在颗粒表面的泥质沉积物。本实施例中，所述超声波清洗器采用KH2200DB台式数控超声波清洗器。
(2)烘干：将洗净的样品置于干燥箱内进行恒定小于40℃低温烘干处理。本实施例中，所述烘干箱采用GZX-9140MBE电热鼓风干燥箱。
(二)对预处理后的样品利用铸体仪充注蓝色环氧树脂，制作所采集的青岛某山区地表现代沉积物的铸体沙样。本实施例中，所述铸体仪采用ZT-2高压铸体仪。
(三)利用磨片机将青岛某山区地表现代沉积物的铸体沙样磨制成铸体薄片。本实施例中，所述磨片机采用TX-PG-250调速磨片机。
(四)在透射偏光显微镜下分别观察磨制的铸体薄片的长石颗粒溶解孔隙发育情况和颗粒完整情况，参见图2a。选取长石颗粒溶解孔隙发育最明显且颗粒保存完整程度组好的一组样品作为地表现代沉积物颗粒样品。
(五)参见图2b，根据东营某地区中深层沉积岩的组构特征，确定中深层砂岩的组构参数为：颗粒含量为80％，其中长石相对含量为65％、岩屑相对含量为12％，石英相对含量为23％，颗粒以长石和石英为主，长石颗粒粒径为0.1-2.0mm，颗粒呈次棱角状；杂基主要为泥质杂基，含量为15％；孔隙含量为5％。
(六)根据中深层砂岩组构参数，利用步骤(四)和步骤(五)中选取的地表现代沉积物颗粒样品及成分相同的泥质杂基来配置实验所用地表现代沉积物样品。
S2：获取胜利油田某地区沙四段2843.56m砂岩实际的地层水密度、上覆地层密度、地温梯度及地表平均温度，计算出符合真实地质条件的孔隙流体压力、静岩压力和地层温度三个实验参数。
计算出符合真实地质条件的孔隙流体压力、静岩压力和地层温度三个实验参数的具体步骤为：
(1)确定模拟实验埋藏深度间隔。根据最终要模拟近3000m的埋藏深度，综合考虑实验水保持流通的时间和模拟不同深度的机械压实，确定以200m为模拟实验埋藏深度间隔。
(2)根据实际地层水的密度、成分配置实验水。东营凹陷沙四段地层水水型以CaCl2型为主，平均矿化度为46.86g/L，现用3L的蒸馏水、17.82g的CaCl2、68.76g的KCl与54g的NaCl的混合试剂配制实验水，实验水密度为1.047g/cm3。
(3)根据公式(1)计算孔隙流体压力，公式(1)表示为：
Pwi＝ρwgHi i＝1,2,3,4......n (1)
式中，ρw为地层水的密度，单位：g/cm3；g为重力加速度，单位：m/s2；Hi为模拟的埋藏深度，单位：m；Pwi为模拟埋藏深度Hi处的孔隙流体压力，单位，MPa。
(4)求取上覆地层密度
利用密度测井曲线测出不同深度的地层密度，拟合出深度与地层密度的关系式：
ρsi＝0.00016752Hi+1.92245679 i＝1,2,3,4......n (7)
式中，ρsi为模拟埋藏深度Hi的地层密度，单位：g/cm3；埋藏深度与地层密度的关系式拟合图参见图3。
利用公式(8)
G'(Hi)＝0.00016752Hi+1.92245679,且G(0)＝0 (8)
式中，G'(Hi)为G(Hi)的导数；
求取ρsi＝F(Hi)函数的不定积分ρi＝G(Hi)为：
ρi＝0.00016752Hi2+1.92245679Hi i＝1,2,3,4......n (9)
式中，ρi为模拟埋藏深度Hi的上覆地层密度，单位：g/cm3；
将各Hi值带入公式(9)求取不同深度的上覆地层密度ρi，
上覆地层密度ρi与埋藏深度Hi的关系参见表3。
表3
(5)根据公式(5)计算静岩压力，公式(5)表示为：
PXi＝ρigHi i＝1,2,3,4......n (5)
式中，PXi为模拟埋藏深度Hi处的静岩压力，单位：MPa。
(6)参照胜利油田某地区沙四段2843.56m砂岩实际地址情况，获取实际平均地表温度18℃作为实验起始温度，获取实际地表温度梯度3.5℃/100m作为实验增温梯度，根据公式(6)计算地层温度，公式(6)表示为：
Ti＝T0+t×(Hi/100) i＝1,2,3,4......n (6)
式中，Ti为模拟埋藏深度Hi的地层温度，单位：℃；T0为实验起始温度，单位：℃；t为实验增温梯度，单位：℃/100m；
根据上述公式(9)、公式(5)、公式(6)获得与不同埋藏深度匹配的实验参数孔隙流体压力、静岩压力和地层温度。并分别利用轴压压力(MPa)、回压压力(MPa)、实验温度(℃)等实验参数来进行模拟。各埋藏深度的砂岩参数参见表4。
表4
S3、对样品进行符合实际地质情况的机械压实模拟实验。
参见图4，机械压实模拟实验所涉及的装置主要有：模拟加载静岩压力的轴压控制泵(0-100MPa)、模拟加载孔隙流体压力的回压增压泵(0-60MPa)、模拟地层温度的实验温度控制系统(<200℃)、模拟地层水流动的恒流恒压泵(保证连续通入实验水至少15天)、中间容器组、耐高温高压的哈式合金管与岩心夹持器(耐200℃高温，150MPa高压)、接液天平及实时监控压实位移和采集渗透率的计算机系统等。由于机械压实模拟装置采用现有常用的模拟装置，再次不再多做赘述。
机械压实模拟实验的具体步骤为：将样品放入哈式合金管中，套上岩心夹持器，将岩心夹持器放入机械压实模拟实验装置中；通过恒流恒压泵向样品和哈氏合金管之间的孔隙中充注实验水模拟孔隙流体压力；用0.1MPa/min均匀缓慢加载的流体回压压力模拟孔隙流体压力，用0.1MPa/min均匀缓慢加载的机械轴压压力模拟静岩压力，用1℃/min均匀缓慢升高的实验温度模拟地层温度，进行模拟实验；根据实际地层埋藏史，按照机械压实模拟实验中5小时相当于实际埋藏1百万年的比例对中深层实际的埋藏时间进行等比例缩短，计算出每一个埋藏深度的实验点在孔隙流体压力、静岩压力和地层温度三个实验参数达到表4中设定参数值且采集渗透率稳定后保持稳定状态的时间，各实验点保持稳定状态的时间表参见表5；由分布在岩心夹持器首尾两端的位移传感器自动记录压实位移量，按照上述步骤模拟所有实验点。
表5
埋藏深度Hi/m 真实埋藏时间Txi/Ma 模拟时间Tyi/h
0 0.125 0.625
100 0.25 1.25
200 0.25 1.25
400 0.25 1.25
600 0.25 1.25
800 0.25 1.25
1000 0.58 2.9
1200 0.84 4.2
1400 0.84 4.2
1600 0.84 4.2
1800 0.84 4.5
2000 0.84 4.2
2200 1.1 5.5
2400 5.3 26.5
2600 10.6 53
2800 13 65
3000 9 45
在实验过程中，计算机全程监控流体回压压力、机械轴压压力、实验温度、压实位移、采集渗透率的变化情况，并进行记录。
S4、对实验后的样品进行处理。其具体步骤为：模拟实验结束后，用0.1MPa/min均匀缓慢卸载的流体回压压力、机械轴压压力，并用1℃/min均匀缓慢降低的实验温度，待流体回压压力和机械轴压压力都降为0MPa，岩心夹持器温度降到室温后，取出哈式合金管，将哈式合金管置入干燥箱中进行恒定小于40℃低温烘干处理；直接对哈式合金管中的样品进行50℃低温、小于0.1MPa低压渗注的方式充注蓝色环氧树脂，然后再切开哈式合金管取出实验样品，最后再将实验后的样品磨制成铸体薄片。本实施例中，利用DeZhi-275A手动切割机切开哈式合金管，利用TX-PG-250调速磨片机磨制实验后的样品。
S5、分析实验样品及实验数据。其具体步骤为：利用透射偏光显微镜观察在机械压实实验第一步骤的第(4)各流程中获取的发育着长石颗粒溶解孔隙的散沙沙样铸体薄片的特征(参见图5a)，并做素描图(参见图5b)。由图5a、5b可发现在进行机械压实之前，长石颗粒发育有不规则状的粒内溶孔和港湾状的粒缘溶孔；观察经过机械压实实验后得到的沙样铸体薄片的特征(参见图5c)，并做素描图(参见图5d)，由图5c、5d可发现在进行机械压实之后，长石颗粒仍发育有不规则状的粒内溶孔和港湾状的粒缘溶孔；观察由胜利油田某地区沙四段2843.56m砂岩岩心磨制的铸体薄片的特征(参见图5e)，并做素描图(参见图5f)，由图5e、5f可发现砂岩中长石颗粒发育着相似的不规则状的粒内溶孔和港湾状的粒缘溶孔。经过透射偏光镜下的对比分析，可知经过机械压实实验后，散沙沙样中的长石颗粒表面未产生破裂缝并且长石溶解孔隙未发生坍塌，说明地表现代沉积物中的长石溶解孔隙在机械压实过程中能够较完整的保存至地下3000m。
为了说明本发明的效果，采用本发明方法和常规方法进行两组实验样品和实验过程都完全相同的机械压实模拟实验，在两组实验中，采取本发明先进的后期处理方法的实验后样品所磨制的铸体薄片，在透射偏光显微镜及所做素描图中，可以观察到颗粒表面未产生破裂缝并且颗粒溶解孔隙未发生坍塌(参见图6a、6c)；而通过先利用挤压的方式取出，再利用常规的高压注胶的方法处理的实验后样品所磨制的铸体薄片，在透射偏光显微镜及所做素描图中，可以观察到颗粒表面产生破裂，发现裂缝并且颗粒溶解孔隙发生坍塌(参见图6b、6d)。通过这样的操作改进，让我们认识到前人所做的机械压实模拟实验的实验后样品处理方式存在严重问题，从而得到的实验结论是：砂岩中早期颗粒溶解孔隙在埋藏压实过程中不能够保存至中深层是错误的。
以上所举实施例仅用为方便举例说明本发明，并非对本发明保护范围的限制，在本发明所述技术方案范畴，所属技术领域的技术人员所作各种简单变形与修饰，均应包含在以上申请专利范围中。

Claims (7)

1.一种砂岩早期颗粒溶解孔隙在埋藏过程中能否保存的分析方法，其特征在于，其具体步骤为：
S1、配置与中深层砂岩岩石组构相同的地表现代沉积物样品；
S2、获取中深层砂岩实际地层真实的地层水密度、上覆地层密度、地温梯度及地表平均温度，计算出符合真实地质条件的孔隙流体压力、静岩压力和地层温度三个实验参数；
S3、对样品进行符合实际地质情况的机械压实模拟实验；
S4、对实验后的样品进行处理；
S5、分析实验样品及实验数据。
2.如权利要求1所述的砂岩早期颗粒溶解孔隙在埋藏过程中能否保存的分析方法，其特征在于，步骤S1中，配置与中深层砂岩岩石组构相同的地表现代沉积物样品的具体步骤为：
(一)样品预处理
(1)样品筛选：将采集到的地表现代沉积物样品分别用200目的标准样品筛进行筛选，并用蒸馏水冲洗，直至水体不再浑浊且无植物残体漂浮，再用超声波清洗器清洗样品至水体不再浑浊；
(2)烘干：将洗净的样品置于干燥箱内进行恒定小于40℃低温烘干处理；
(二)对预处理后的样品充注蓝色环氧树脂，制作地表现代沉积物的铸体沙样；
(三)将地表现代沉积物的铸体沙样磨制成铸体薄片；
(四)在透射偏光显微镜下分别观察磨制的铸体薄片的颗粒溶解孔隙发育情况和颗粒完整情况，选取颗粒溶解孔隙发育最明显且颗粒保存完整程度组好的一组样品作为地表现代沉积物颗粒样品；
(五)确定中深层砂岩的组构参数，所述组构参数包括：颗粒粒径、颗粒成分及含量，杂基成分及含量，胶结物成分及含量；
(六)根据中深层砂岩组构参数，利用步骤(四)中选取的地表现代沉积物颗粒样品及成分相同的杂基和胶结物配置实验所用地表现代沉积物样品。
3.如权利要求2所述的砂岩早期颗粒溶解孔隙在埋藏过程中能否保存的分析方法，其特征在于，步骤S2中，计算出符合真实地质条件的孔隙流体压力、静岩压力和地层温度三个实验参数的具体步骤为：
(1)确定模拟实验埋藏深度间隔
根据最终要模拟的埋藏深度，综合考虑实验水保持流通的时间和模拟不同深度的机械压实，确定以H为模拟实验埋藏深度间隔；
(2)根据实际地层水的密度、成分配置实验水；
(3)根据公式(1)计算孔隙流体压力，公式(1)表示为：
Pwi＝ρwgHi i＝1,2,3,4......n (1)
式中，ρw为地层水的密度，单位：g/cm3；g为重力加速度，单位：m/s2；Hi为模拟的埋藏深度，单位：m；Pwi为模拟埋藏深度Hi处的孔隙流体压力，单位，MPa；
(4)求取上覆地层密度
利用密度测井曲线测出不同深度的地层密度，拟合出深度与地层密度的关系式：
ρsi＝F(Hi) i＝1,2,3,4......n (2)
式中，ρsi为模拟埋藏深度Hi的地层密度，单位：g/cm3；
利用公式(3)
G'(Hi)＝F(Hi),且G(0)＝0 (3)
式中，G'(Hi)为G(Hi)的导数；
求取ρsi＝F(Hi)函数的不定积分
ρi＝G(Hi) i＝1,2,3,4......n (4)
式中，ρi为模拟埋藏深度Hi的上覆地层密度，单位：g/cm3；
将各Hi值带入公式(4)求取不同深度的上覆地层密度ρi；
(5)根据公式(5)计算静岩压力，公式(5)表示为：
PXi＝ρigHi i＝1,2,3,4......n (5)
式中，PXi为模拟埋藏深度Hi处的静岩压力，单位：MPa；
(6)获取实际平均地表温度作为实验起始温度，获取实际地表温度梯度作为实验增温梯度，根据公式(6)计算地层温度，公式(6)表示为：
Ti＝T0+t×(Hi/100) i＝1,2,3,4......n (6)
式中，Ti为模拟埋藏深度Hi的地层温度，单位：℃；T0为实验起始温度，单位：℃；t为实验增温梯度，单位：℃/100m；
根据上述公式(4)、公式(5)、公式(6)获得与不同埋藏深度匹配的孔隙流体压力、静岩压力和地层温度。
4.如权利要求3所述的砂岩早期颗粒溶解孔隙在埋藏过程中能否保存的分析方法，其特征在于，步骤S3中，对样品进行符合实际地质情况的机械压实模拟实验的具体步骤为：将样品放入哈式合金管中，套上岩心夹持器，将岩心夹持器放入机械压实模拟实验装置中；通过恒流恒压泵向样品和哈氏合金管之间的孔隙中充注实验水模拟孔隙流体压力；用0.1MPa/min均匀缓慢加载的流体回压压力模拟孔隙流体压力，用0.1MPa/min均匀缓慢加载的机械轴压压力模拟静岩压力，用1℃/min均匀缓慢升高的实验温度模拟地层温度，进行模拟实验；根据实际地层埋藏史，按照机械压实模拟实验中5小时相当于实际埋藏1百万年的比例对中深层实际的埋藏时间进行等比例缩短，计算出每一个埋藏深度的实验点在孔隙流体压力、静岩压力和地层温度三个实验参数达到设定参数值且采集渗透率稳定后保持稳定状态的时间；由分布在岩心夹持器首尾两端的位移传感器自动记录压实位移量，按照上述步骤模拟所有实验点。
5.如权利要求4所述的砂岩早期颗粒溶解孔隙在埋藏过程中能否保存的分析方法，其特征在于，在实验过程中，计算机全程监控流体回压压力、机械轴压压力、实验温度、压实位移、采集渗透率的变化情况，并进行记录。
6.如权利要求4所述的砂岩早期颗粒溶解孔隙在埋藏过程中能否保存的分析方法，其特征在于，步骤S4中，对实验后的样品进行处理的具体步骤为：模拟实验结束后，用0.1MPa/min均匀缓慢卸载的流体回压压力、机械轴压压力，并用1℃/min均匀缓慢降低的实验温度，待流体回压压力和机械轴压压力都降为0MPa，岩心夹持器温度降到室温后，取出哈式合金管，将哈式合金管置入干燥箱中进行恒定小于40℃低温烘干处理；直接对哈式合金管中的样品进行50℃低温、小于0.1MPa低压渗注的方式充注蓝色环氧树脂，然后再利用切开哈式合金管取出实验样品，最后再将实验后的样品磨制成铸体薄片。
7.如权利要求6所述的砂岩早期颗粒溶解孔隙在埋藏过程中能否保存的分析方法，其特征在于，步骤S5中，分析实验样品及实验数据的具体步骤为：利用透射偏光显微镜对经过机械压实模拟实验得到的样品铸体薄片进行直接的观察与分析；在透射偏光显微镜下，颗粒表面未产生破裂缝并且颗粒溶解孔隙未发生坍塌，说明地表现代沉积物的早期颗粒溶解孔隙在机械压实过程中能够得到完整的保存；在透射偏光显微镜下，颗粒表面产生破裂，发现裂缝并且颗粒溶解孔隙发生坍塌，说明地表沉积物的早期颗粒溶解孔隙在机械压实过程中遭到破坏。
CN201810319484.4A 2018-04-11 2018-04-11 砂岩早期颗粒溶解孔隙在埋藏压实过程中能否保存的分析方法 Active CN108827847B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201810319484.4A CN108827847B (zh) 2018-04-11 2018-04-11 砂岩早期颗粒溶解孔隙在埋藏压实过程中能否保存的分析方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201810319484.4A CN108827847B (zh) 2018-04-11 2018-04-11 砂岩早期颗粒溶解孔隙在埋藏压实过程中能否保存的分析方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN108827847A true CN108827847A (zh) 2018-11-16
CN108827847B CN108827847B (zh) 2020-08-14

Family

ID=64155290

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201810319484.4A Active CN108827847B (zh) 2018-04-11 2018-04-11 砂岩早期颗粒溶解孔隙在埋藏压实过程中能否保存的分析方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN108827847B (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN114251085A (zh) * 2021-11-30 2022-03-29 中国石油天然气股份有限公司 一种模拟井筒坍塌沉积物密封能力评价方法及装置

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2000180319A (ja) * 1998-12-15 2000-06-30 Saginomiya Seisakusho Inc 岩石圧縮試験のシミュレーション方法および岩石圧縮試験シミュレータ
CN103196807A (zh) * 2013-03-11 2013-07-10 中国石油天然气股份有限公司 一种砂岩成岩过程与孔隙演化的分析方法
CN204066562U (zh) * 2014-09-28 2014-12-31 东北石油大学 对致密砂岩压实作用进行物理模拟的实验装置
CN205670146U (zh) * 2016-06-14 2016-11-02 西南石油大学 一种模拟地层条件的裂缝性气藏工作液损害评价装置

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2000180319A (ja) * 1998-12-15 2000-06-30 Saginomiya Seisakusho Inc 岩石圧縮試験のシミュレーション方法および岩石圧縮試験シミュレータ
CN103196807A (zh) * 2013-03-11 2013-07-10 中国石油天然气股份有限公司 一种砂岩成岩过程与孔隙演化的分析方法
CN204066562U (zh) * 2014-09-28 2014-12-31 东北石油大学 对致密砂岩压实作用进行物理模拟的实验装置
CN205670146U (zh) * 2016-06-14 2016-11-02 西南石油大学 一种模拟地层条件的裂缝性气藏工作液损害评价装置

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN114251085A (zh) * 2021-11-30 2022-03-29 中国石油天然气股份有限公司 一种模拟井筒坍塌沉积物密封能力评价方法及装置
CN114251085B (zh) * 2021-11-30 2023-01-20 中国石油天然气股份有限公司 一种模拟井筒坍塌沉积物密封能力评价方法及装置

Also Published As

Publication number Publication date
CN108827847B (zh) 2020-08-14

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Cheng et al. New insights into spontaneous imbibition in tight oil sandstones with NMR
Fernø et al. Mobility control during CO2 EOR in fractured carbonates using foam: Laboratory evaluation and numerical simulations
US6453727B1 (en) Method of evaluating physical parameters of an underground reservoir from rock cuttings taken therefrom
Lan et al. Wettability of the Montney tight gas formation
Wang et al. The relationship between synsedimentary fault activity and reservoir quality—A case study of the Ek1 formation in the Wang Guantun area, China
CN104407118A (zh) 一种碳酸盐岩溶蚀作用与溶蚀效应的分析方法
CN108590601B (zh) 一种注水扩容膨胀施工参数优选的实验方法
CN106285664B (zh) 基于逾渗网络模拟的双重介质储层岩石含水饱和度计算法
CN108956224A (zh) 一种用于石油地质勘探的人造岩心制备方法和装置
Yang et al. Main controlling factors of fracturing fluid imbibition in shale fracture network
Sun et al. Characterization of water injection in low permeable rock using sandstone micro-model
Sun et al. Investigation of pore-type heterogeneity and its control on microscopic remaining oil distribution in deeply buried marine clastic reservoirs
CN111610126B (zh) 白云岩储层孔隙抗压实效应的判识与评价的方法及系统
Wang et al. Effect of a pore throat microstructure on miscible CO2 soaking alternating gas flooding of tight sandstone reservoirs
Kumar et al. Effectiveness of low-salinity and CO2 flooding hybrid approaches in low-permeability sandstone reservoirs
CA1087516A (en) Determining residual oil saturation following flooding
McCaleb et al. Geologic reservoir analysis, Mississippian Madison Formation, Elk Basin Field, Wyoming-Montana
Wang et al. Oil charging model and controlling factors revealed by an online nuclear magnetic resonance (NMR) system
Tran et al. Leakoff and flowback experiments on tight carbonate core plugs
CN108827847A (zh) 砂岩早期颗粒溶解孔隙在埋藏压实过程中能否保存的分析方法
Yousefi et al. Surfactant in Fracturing Fluid: Enhancing Imbibition Oil Recovery or Blocking Pore Throats?
Liu et al. Effect of sandstone and mudstone thickness on artificial fracturing for hydrocarbon extraction from low-permeability reservoirs
Bautista et al. Dynamic modelling of injectivity evolution in unconsolidated sands
Jiang et al. The development of cataclastic bands in high-porosity sandstones: Insights from ring shear experiments
Cheng et al. AN EXPERIMENTAL STUDY ON RESISTIVITY AND CONDUCTIVE MECHANISM IN LOW‐PERMEABILITY RESERVOIRS WITH COMPLEX WETTABILITY

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant