用户名: 密码: 验证码:
华庆地区长6储层微观孔隙结构及渗流特征研究
详细信息    本馆镜像全文|  推荐本文 |  |   获取CNKI官网全文
摘要
低渗透储层微观孔隙结构非均质性强,油水渗流规律复杂。本文应用铸体薄片鉴定、扫描电镜、高压压汞、恒速压汞、真实砂岩微观模型水驱油实验、油水相渗和核磁共振等实验,从成岩相的角度出发,深入分析不同类型成岩相的微观孔隙结构及渗流特征,最后结合动态资料分析总结不同类型成岩相生产动态规律。通过深入研究,主要取得以下认识:
     1.重矿物组合、轻矿物组合及石英阴极发光特征研究结果表明:研究区在平面分布上主要存在东北、西南两大物源区。
     2.研究区长63储层发育的成岩相主要有:水云母胶结-残余粒间孔+长石溶蚀相;长石溶蚀+水云母胶结-残余粒间孔相;长石溶蚀+绿泥石膜胶结-残余粒间孔相;水云母胶结+长石溶蚀相;水云母胶结相;碳酸盐胶结相。
     3.不同类型成岩相微观孔隙结构特征不同:水云母胶结-残余粒间孔+长石溶孔相以长石溶孔为主,孔喉比最小且配位数最高;其次是长石溶孔+绿泥石膜胶结-残余粒间孔相以残余粒间孔为主且孔喉半径大,孔喉比最高且配位数最低;长石溶孔+水云母胶结-残余粒间孔相以残余粒间孔为主且孔喉半径较大,孔喉比较高,配位数较低。
     4.恒速压汞实验结果表明:Ⅱ类样品喉道半径最大,孔喉比最小;Ⅲ类样品喉道半径较小,孔喉比较大;Ⅳ类样品喉道半径最小,孔喉比最大。
     5.油水相渗、核磁共振及水驱油实验结果表明:水云母胶结-残余粒间孔+长石溶孔相孔喉比较小,孔隙结构相对较好,驱油效率较高。长石溶孔+绿泥石膜胶结-残余粒间孔相孔喉比较大,孔隙结构相对较差,驱油效率较低。
     6.通过对比恒速压汞孔隙半径、喉道半径分布图与核磁共振实验结果T2谱表明,可动流体由孔隙和大喉道中流体共同组成,与所处空间位置无关,只同孔隙和喉道半径有关。核磁共振可动流体的有效孔隙体积和有效喉道体积的共同下限半径也就是T2弛豫时间所对应的半径。
     7.不同类型成岩相生产动态特征不同。水云母胶结-残余粒间孔+长石溶孔相孔喉比小且配位数高,试采初期日产液低,含水率低且稳定,稳产周期长;长石溶孔+绿泥石膜胶结-残余粒间孔相孔喉比高且配位数低,试采初期日产液高,含水率高且上升较快。稳产周期较短。
The micro-pore structure of the Low permeability reservoir was heterogeneity, the law of the oil-water percolation was complicated. In this paper, testing methods of casting thin sections, SEM, X-ray diffraction, high pressure Hg injection, contant-speed mercury injection, oil-water relative permeability, experimental results of oil-water displacement in microscopic model of real sandstone and nuclear magnetic resonance and so on were used to study the paper. It was started from the point of diagenetic phase, deeply analyze the micro-pore structure and its permeability characteristics of the different types of diagenetic phases. Finally, combined with the data of performance to analyze and summarize the law of the different types of diagenetic phases. By studying deeply, the following results were got:
     1. The results of the heavy mineral assemblages, light mineral assemblages and quartz cathodoluminescence characteristics showed, there existed two source that were northeast and southwest
     2. The diagenetic phase of chang6reservior of the study area, the hydromica cementation-integranular pore and feldspar dissolution diagenetic phase, feldspar dissolution and hydromica cementation-integranular pore phase, feldspar dissolution and chlorite cementation-integranular pore phase, the hydromica cementation and feldspar dissolution diagenetic phase, he hydromica cementation phase and the carbonate cementation phase.
     3. The features of microscopic pore structures of various types of diagenetic phases were different. And the relation between the pore-throat ratio and coordination number with mercury injection saturation and mercury withdrawal efficiency had a good correspondence. That is, the smaller the pore-throat ratio was, the greater the coordination number was, and the greater the mercury injection saturation and mercury withdrawal efficiency were, such as the hydromica cementation-integranular pore and feldspar dissolution diagenetic facies; otherwise, the greater the pore-throat ratio was, the smaller the coordination number was, and the smaller the mercury injection saturation and mercury withdrawal efficiency were, such as the feldspar dissolution and chlorite cementation-integranular pore.
     4. The results of the contant-speed mercury injection showed that:the throat radius of Class Two was the largest and the pore-throat ratio was the smallest, the throat radius of Class Three was smaller and the pore-throat ratio was bigger, the throat radius of Class Four was the smallest and the pore-throat ratio was biggest.
     5. The results of the oil-water relative permeability, nuclear magnetic resonance and water flooding experiment showed that:the pore-throat ratio of the he hydromica cementation-integranular pore and feldspar dissolution diagenetic phase was smaller, its pore structure was better, and the oil displacement efficiency was higher; the pore-throat ratio of the feldspar dissolution and chlorite cementation-integranular pore phase was bigger, the pore structure was woser, and the oil displacement efficiency was lower.
     6. By comparing the distribution map of the pore radius and throat radius and the T2spectra distribution map of the NMR experiment, the results showed that The fluid in the pore and the throat composite the movable fluid, which had nothing to do with the spatial location, only has relation with the radius. The common radius of the effective volume of the pore and throat of the NMR movable fluid was that corresponding to the T2relaxation in NMR.
     7. The features of microscopic pore structures and production performance of various types of diagenetic phases were different. Hydromica cementation-integranular pore and feldspar dissolution diagenetic facies's pore-throat ratio was low and coordination number was also big, so the daily fluid production of initial pilot development was low, the moisture content was low and stable, the period of stable yield was the longest, the feldspar dissolution and chlorite cementation-integranular pore diagenetic facies's pore-throat ratio was hign and coordination number was small, so the daily fluid production of initial pilot development was hign, the moisture content was high and unstable, the period of stable yield was shorter.
引文
[1]何自新.鄂尔多斯盆地演化与油气[M].北京:石油工业出版社,2003
    [2]胡文瑞.低渗透将成勘探主流[J].中国石油石化,2009,21(8):28
    [3]胡文瑞.低渗透油气田概论:迅速崛起的鄂尔多斯盆地上[M].北京:石油工业出版社,2009,5-16
    [4]蒋凌志,顾家裕,郭彬程.中国含油气盆地碎屑岩低渗透储层的特征及形成机理[J].沉积学报,2004,22(1):13-18
    [5]李道品.低渗透砂岩油田开发[M].北京:石油工业出版社,1997,45-50
    [6]李道品.低渗透油田高校开发决策论[M].北京:石油工业出版社,2003
    [7]李德生.重新认识鄂尔多斯盆地油气地质学[J].石油勘探与开发,2004,31(6):1-7
    [8]李会军,吴泰然,吴波,等.中国优质碎屑岩深层储层控制因素综述[J].地质科技情报,2004,23(4):76-82
    [9]裘亦楠,薛叔浩.油气储层评价技术[M].北京:石油工业出版社,1994:59-64
    [10]曾大乾,李淑贞.中国低渗透砂岩储层类型及地质特征[J].石油学报,1994.15(1)38-45
    [11]武富礼,李文厚.鄂尔多斯盆地上三叠统延长组三角洲沉积及演化[J].古地理学报,2004,6(3):307-315
    [12]薛叔浩等.湖盆沉积地质与油气勘探[M].北京:石油工业出版社,2002
    [13]吴胜和,熊琦华编著.油气储层地质学[M].北京:石油工业出版社,1998
    [14]杨正明,张英芝,郝明强,等.低渗透油田储层综合评价方法[J].石油学报,2006,27(2):64-67
    [15]SY/T6285-1997,油气储层评价方法[S].北京:石油工业出版社,1998
    [16]杨俊杰.鄂尔多斯盆地构造与演化[M].北京:石油工业出版社,2000
    [17]杨俊杰.鄂尔多斯盆地构造演化与油气分布规律[M].北京:石油工业出版社,2002
    [18]张厚福,方朝亮,高先志,等.石油地质学[M].北京:石油工业出版社,1999
    [19]赵澄林,朱筱敏.沉积岩石学[M].北京:石油工业出版社.2001
    [20]杨俊杰,李克勤,张东生,等.中国石油地质志(卷十二)-长庆油田[M].北京:石油工业出版社,1992:62-78
    [21]代金友,张一伟,熊琦华,等.成岩作用对储集层物性贡献比率研究[J].石油勘探与开发,2003,30(4):54-55
    [22]费琪等编著.成油体系分析与模拟[M].北京:中国地质大学出版社,1997.163
    [23]傅强.成岩作用对储层孔隙的影响[J].沉积学报,1998,16(3):92-96
    [24]郭成贤,胡明毅著.中扬子台地边缘上震旦统沉积成岩作用研究[M].北京:地质出版社,1999
    [25]王英华.阴极发光技术在地质学中的应用[M].北京:地质出版社,1990
    [26]田景春.箕状断陷湖盆陡坡带层序地层格架内成岩演化研究-以东营箕状断陷湖盆北部陡坡带沙河街组为例[M].北京:地质出版社,2009
    [27]罗静兰,刘小洪,林潼,等.成岩作用与油气侵位对鄂尔多斯盆地延长组砂岩储层物性的影响[J].地质学报,2006,80(5):664-673
    [28]柳益群,李文厚.陕甘宁盆地东部上三叠统含油长石砂岩的成岩特点及孔隙演化[J].沉积学报,1996,14(3):88-96
    [29]刘林玉,曹青,柳益群,等.白马南地区长82砂岩成岩作用及其对储层的影响[J].地质学报,2006,80(5):712-717
    [30]刘建清,赖兴运,于炳松,等.成岩作用的研究现状及展望[J].石油实验地质,2006,28(1):65-72,77
    [31]史基安.王金鹏,毛明陆,等.鄂尔多斯盆地西峰油田三益系延长组长6段储层砂岩成岩作用研究[J].沉积学报,2003,21(3):373-379
    [32]沈平平.油水在多孔介质中的运动理论和实践[M].北京:石油工业出版社,2000,50-61.
    [33]李斌,孟自芳,李相博,等.靖安油田三叠统长6储层成岩作用研究[J].沉积学报,2005,23(4):574-583
    [34]王华,柳益群,陈魏巍,等.鄂尔多斯盆地郑庄油区长6储层成岩作用及其对储层的影响[J].西安石油大学学报,2010,25(1):12-18
    [35]王琪,史基安,肖立新,等.石油侵位对碎屑储集岩成岩序列的影响及其与孔隙演化的关系-以塔西南坳陷石炭系石英砂岩为例[J].沉积学报,1998,16(3):97-101
    [36]赵澄林,刘孟慧.东濮凹陷下第三系碎屑岩沉积体系与成岩作用[M].北京:石油工业出版社,199260-63
    [37]郑浚茂,庞明.碎屑储集岩的成岩作用研究[M].北京:中国地质大学出版社.1989
    [38]朱国华,裘亦楠.成岩作用对砂岩储层孔隙结构的影响[J].沉积学报,1984,2(1):1-14
    [39]朱国华.成岩作用与砂层(岩)孔隙的演化[J].石油与天然气地质,1982,3(3):195-203.
    [40]何更生.油层物理[M].北京:石油工业出版社,1998,229
    [41]钟广法,邬宁芬.成岩岩相分析:一种全新的成岩非均质性研究方法[J].石油勘探与开发,1997,24(5):62-66
    [42]陈彦华,刘莺.成岩相——储集体预测的新途径[J].石油实验地质,1994,16(3):274--280
    [43]刘晓英,李廷艳,张居增,等.鄂尔多斯盆地华庆地区长6。亚段储集层与成岩相研究[J].岩性油气藏,2011,23(4):53-57
    [44]Yakov V. Win L S. A practical approach to obtain primary drainage capillary pressure curves from NMR core and log data[J]. Petrophysics,2001,42 (4): 334-343
    [45]刘小洪,罗静兰,郭彦如,等.鄂尔多斯盆地陕北地区上三叠统延长组长6油层组的成岩相与储层分布[J].地质通报,2008,27(5):626-632
    [46]代金友,张一伟,熊琦华,等.成岩作用对储集层物性贡献比率研究[J].石油勘探与开发,2003,30(4):54-55、71
    [47]刘莺,陈彦华.扬子区上震旦统-寒武系成岩相与有利储集区预测[A].孙肇才,郭正吾.中国南方古、中生界海相油气勘察研究[C].北京:科学出版社,1993:134-139
    [48]陈德岭,邸世祥.碎屑岩储集层孔隙分类的探讨[J].西安矿业学院学报,1990,11(3):37-47
    [49]邸世祥.中国碎屑岩储集层的孔隙结构[M].西安:西北大学出版社,1981:1-7
    [50]崔浩哲,姚光庆,周锋德.低渗透砂砾岩油层相对渗透率曲线的形态及其变化特征[J].地质科技情报,2003,22(1):88-91
    [51]付晓燕.特低渗储层低渗成因及影响物性的因素分析[D].西北大学,2006
    [52]高树生,边晨旭,何书梅.运用压汞法研究低渗岩心的启动压力[J].石油勘探与开发,2004,31(3):140-142
    [53]高辉,宋广寿,高静乐.西峰油田微观孔隙结构对注水开发效果的影响[J].西北大学学报,2008,38(1):121-125
    [54]高辉,孙卫.特低渗砂岩储层微观孔喉特征的定量表征[J].地质科技情报,2010,29(4):67-72
    [55]高辉.特低渗透砂岩储层微观孔隙结构与渗流机理研究[D].西安:西北大学博士论文,2009
    [56]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[J].地质科技情报,2011,30(4):73-76
    [57]何顺利,焦春燕,王建国,等.恒速压汞与常规压汞的异同[J].断块油气田,2011,18(2):235-237
    [58]贺承祖,华明琪.储层孔隙结构的分形几何描述[J].石油与天然气地质,1998,19(1):15-21
    [59]洪秀娥,戴胜群,郭建宇,等.应用毛细管压力曲线研究储层孔隙结构-以卫城油田Es4储层为例[J].江汉石油学报,2002,24(1):53-54
    [60]蒋凌志,顾家裕,郭彬程.中国含油气盆地碎屑岩低渗透储层的特征及形成机理[J].沉积学报,2004,22(1):13-18
    [61]金成志,杨双玲,舒萍,等.升平开发区火山岩储层孔隙结构特征与产能关系综合研究[J].大庆石油地质与开发,2007,26(2):38-41
    [62]魏虎.低渗致密砂岩气藏储层微观结构及对产能影响分析[D].西安:西北大学博士论文,2011
    [63]李传亮.用单井测压资料预测油气水界面方法的研究[J].新疆石油地质,1993,14(3):255-261
    [64]李传亮.孔喉比对地层渗透率的影响[J].油气地质与采收率,2007,14(5):78-87
    [65]林景晔,童英王,新江.大庆长垣砂岩储层构造油藏油水界面控制因素研究[J].中国石油勘探,2007,13(3):13-17
    [66]廖明光,李士伦,谈德辉.砂岩储层渗透率与压汞曲线特征参数间的关系[J].西南石油学院学报,2001,23(4):5-10
    [67]廖明光,李士伦,谈德辉.根据压汞曲线估算储集层渗透率的模型[J].新疆石油地质,2001,22(6):503-507
    [68]罗蛰潭,王允诚.油气储集层的孔隙结构[M].北京:石油工业出版社,1986
    [69]鲁国明,朱家俊.利用毛细管压力预测油水界面位置的一种回归分析方法[J].石油勘探与开发,1995,22(4):70-74
    [70]吕鸣岗,毕海滨.用毛管压力曲线确定原始含油饱和度[J].石油勘探与开发,1996,23(5):63-67
    [71]马新仿,张士诚,郎兆新.孔隙结构特征参数的分形表征[J].油气地质与采收率.2005,12(6):34-36
    [72]毛志强,高楚桥.孔隙结构与含油岩石电阻率性质理论模拟研究[J].石油勘探与开发,2000,27(2):87-93
    [73]彭彩珍,李治平,贾闽惠.低渗透油藏毛管压力曲线特征分析及应用[J].西南石油学院学报,2002,24(2):22-24
    [74]时佃海.油水界面倾角与储集层物性变化关系分析[J].新疆石油地质,2006,27(3):322-323
    [75]时宇,齐亚东,杨正明,等.基于恒速压汞法的低渗透储层分形研究[J].油气地质与采收率,2009,16(2):88-90
    [76]孙卫,杨希濮,高辉.溶孔-粒间孔组合对超低渗透储层物性的影响--以西峰油田庆阳区长8油层为例[J].西北大学学报(自然科学版),2009,(3):507-509
    [77]孙黎娟.砂岩孔隙空间结构特征研究的新方法[J].大庆石油地质与开发,2002,21(1):29-31
    [78]万文胜,杜军社,佟国彰,等.用毛细管压力曲线确定储集层孔隙喉道半径下限[J].新疆石油地质,2006,27(1):104-106
    [79]王瑞飞,陈明强,孙卫.特低渗透砂岩储层微观孔隙结构分类评价[J].地球学报,2008,29(2):213-220
    [80]王允诚.油田开发与储集岩的孔隙结构[J].成都地质学院学报,1982,(3):97-113
    [81]王允诚.油气储层地质学[M].北京:地质出版社,2008
    [82]王新民,郭彦如,付金华,等.鄂尔多斯盆地延长组长8段相对高孔渗砂岩储集层的控制因素分析[J].石油勘探与开发,2005,32(2):35-38
    [83]王金勋,杨普华,刘庆杰,等.应用恒速压汞实验数据计算相对渗透率曲线[J].石油大学学报(自然科学版),2003,27(4):66-69
    [84]王尤富,凌建军.低渗透砂岩储层岩石孔隙结构特征参数研究[J].特种油气藏,1999,6(4):25-28
    [85]肖忠祥,肖亮,张伟.利用毛管压力曲线计算砂岩渗透率的新方法[J].石油物探,2008,47(2):204-208
    [86]解伟.西峰庆阳区长8储层微观孔隙结构及渗流特征研究[D].西安:西北大学博士学位论文,2008
    [87]徐守余,李红南.储集层孔喉网络场演化规律和剩余油分布[J].石油学报,2003,24(4):48-53
    [88]于俊波,郭殿军,王新强.基于恒速压汞技术的低渗透储层物性特征[J].大庆石油学院学报,2006,30(2):22-25
    [89]原海涵,赵玉萍,原野.压汞曲线“双峰态”性质的分析[J].石油学报,1999,20(4):61-68
    [90]赵晓明,罗明高.储层岩性不同油藏孔隙度下限确定方法研究[J].大庆石油地质与开发,2008,27(1):90-93
    [91]钟大康,张崇军,文应初.砂岩储集层物性影响因素定量分析方法[J].石油与天然气地质,2000,21(2):130-132
    [92]钟大康,朱筱敏,张琴.不同埋深条件下砂泥岩互层中砂岩储层物性变化规律[J].地质学报,2004,78(6):863-870
    [93]朱永贤,孙卫,于锋.应用常规压汞和恒速压汞试验方法研究储层微观孔隙结构——以三塘湖牛圈湖区头屯河组为例[J].天然气地球科学,2008,19(4):553-556
    [94]周涌沂,李阳,孙焕泉.用毛管压力曲线确定流体界面[J].油气地质与采收率,2002,9(5):37-40
    [95]SY-T6312-1997,砂岩粒度和孔隙特征的测定图象分析方法[S].北京:石油工业出版社,1998
    [96]SY/T5368-2000,岩石薄片鉴定[S].北京:石油工业出版社,2000
    [97]蔡忠.储集层孔隙结构与驱油效率关系研究[J].石油勘探与开发,2000,27(6):45-46
    [98]陈冬霞,庞雄奇,姜振学,等.利用核磁共振物理模拟实验研究岩性油气藏成藏机理[J].地质学报,2006,80(3):432-438
    [99]Cohen M H, Mendelson K S. Nuclear magnetic relaxation and the internal geometry of sedimentary rocks. App. Phys.,1982,53 (2):1127-1135
    [100]董凤娟,孙卫,陈文武,等.低渗透砂岩储层微观孔隙结构对注水开发的影响—以丘陵油田三间房组储层为例[J].西北大学学报(自然科学版),2010,40(6):1041-1045
    [101]高辉,宋广寿,高静乐.西峰油田微观孔隙结构对注水开发效果的影响[J].西北大学学报(自然科学版),2008,38(1):121-125
    [102]高辉,孙卫.特低渗透砂岩储层可动流体变化特征与差异性成因—以鄂尔多斯盆地 延长组为例[J].地质学报,2010,84(8):1223-1230
    [103]高辉.特低渗透砂岩储层微观孔隙结构与渗流机理研究[D].西安:西北大学博士论文,2009
    [104]郝明强,李树铁,杨正明,等.可动流体相对体积对低渗透油藏开发效果的影响[J].新疆石油地质,2006,27(3):335-337
    [105]何勇明,樊中海,孙尚如.低渗透储层渗流机理研究现状及展望[J].石油地质与工程,2008,22(3):5-7
    [106]何雨丹,毛志强,肖立志,等.核磁共振几分布评价岩石孔径分布的改进方法[J].地球物理学报,2005,48(2):373-378
    [107]黄延章.低渗透油层渗流机理[M].北京:石油工业出版社,1998
    [108]姜鹏,郭和坤,李海波,等.低渗透率砂岩可动流体T2截止值实验研究[J].测井技术,2010,34(4):327-330
    [109]李晓辉.复杂泥质砂岩储层束缚水饱和度计算方法研究[D].吉林大学硕士学位论文,2006.
    [110]刘堂宴,王绍民,傅容珊,等.核磁共振谱的岩石孔喉结构分析[J].石油地球物理勘探,2003,38(3):328-333
    [112]刘堂宴,马在田,傅容珊.核磁共振的岩石孔喉结果分析[J].地球物理学进展,2003,18(4):737-742
    [113]刘爱武,李学文.低渗油藏的两相渗流特征及其影响因素[J].石油天然气学报(江汉石油学院学报),2006,28(3):325-237
    [114]M.霍纳波.油藏相对渗透率[M].北京:石油工业出版社,1989,80-81
    [115]苗盛,张发强,李铁军,等.核磁共振成像技术在油气运移路径观察与分析中的应用[J].石油学报,2004,25(3):44-47
    [116]曲志浩,孔令荣.低渗透油层微观水驱油特征[J].西北大学学报(自然科学版),2002,32(4):329-334.
    [117]沈平平.油水在多孔介质中的运动理论和实践[M].北京:石油工业出版社,2000,50-61
    [118]孙卫,史成恩,赵惊蛰,等.X-CT扫描成像技术在特低渗透储层微观孔隙结构及渗流机理研究中的应用--以西峰油田庄19井区长82储层为例[J].地质学报,2006,80(5):775-781
    [119]孙卫,曲志浩,李劲峰.安塞特低渗透油田见水后的水驱油机理及开发效果分析[J].石油实验地质,1999,21(3)256-230
    [120]孙卫,王洪建,吴诗平,等.三间房组油藏沉积微相及其对注水开发效果影响研究[J].沉积学报,1999,17(3)443-448
    [121]孙卫.安塞油田长6油层微观模型化学堵水实验[J].石油与天然气地质,1997,18(3)199-203
    [122]孙卫,何娟.姬塬延安组储层水驱油效率及影响因素[J].石油与天然气地质.1999,20(1)26-29
    [123]孙卫,曲志浩,刘林玉,等.三间房组油藏沉积旋回及对注水开发的影响[J].西北大学学报(自然科学版),1998,28(4)321-323
    [124]孙卫,曲志浩,岳乐平,等.鄯善油田东区油藏注水开发的油水运动规律[J].石油与天然气地质.1998,19(3):190-194
    [125]孙军昌,郭和坤,刘卫,等.低渗火山岩气藏可动流体T2截止值实验研究[J].西南石油大学学报(自然科学版),2010,32(4):109-114
    [126]王瑞飞,陈明强.特低渗透砂岩储层可动流体赋存特征及影响因素[J].石油学报,2008,29(4):558-567
    [127]王为民,郭和坤,孙佃庆,等.用核磁共振成像技术研究聚合物驱油过程[J].石油学报,1997,18(4):54-60
    [128]王为民,赵刚,谷长春,等.核磁共振岩屑分析技术的实验及应用研究[J].石油勘探与开发,2005,32(1):56-59
    [129]王为民,郭和坤,叶朝辉.利用核磁共振可动流体评价低渗透油田开发潜力[J].石油学报,2001,22(6):40-44
    [130]王为民,叶朝辉,郭和坤.陆相储层岩石核磁共振物理特征的实验研究[J].波谱学杂志,2001,18(2):113-121
    [131]王忠东,肖立志,刘宴堂.核磁共振弛豫信号多指数反演新方法及其应用[J].中国科学(D辑),2003,33(4):323-332
    [132]王子敏.微观孔隙结构及剩余油仿真研究[D].东营:中国石油大学,2010
    [133]王凤琴,曲志浩,孔令荣.利用微观模型研究乳状液驱油机理[J].石油勘探与开发,2006,33(2):221-224
    [134]肖立志,刘堂宴.傅容珊,等.利用核磁共振测井评价储层的捕集能力[J].石油学 报,2004,25(4):38-41
    [135]谢然红,肖立志储层流体及其在岩石孔隙中的核磁共振弛豫温度特性[J].地质学报,2007,81(2):280-284
    [136]徐守余,李红南.储集层孔喉网络场演化规律和剩余油分布[J].石油学报,2003,24(4):48-53
    [137]徐运亭.低渗透油藏渗流机理研究及应用[M].北京:石油工业出版社,2006
    [138]杨正明,张英芝,郝明强,等.低渗透油田储层综合评价方法[J].石油学报,2006,27(2):64-67
    [139]运华云.利用T2分布进行岩石孔隙结构研究[J].测井技术,2002,26(1):18-25
    [140]赵杰,姜亦忠,王伟男,等.用核磁共振技术确定岩石孔隙结构的实验研究[J].测井技术,2003,27(3):185-188
    [141]赵文杰.利用核磁共振测井资料计算平均孔喉半径[J].油气地质与采收率,2009,16(2):43-45
    [142]周波,侯平,王为民,等.核磁共振成像技术分析油运移过程中含油饱和度[J].石油勘探与开发,2005,32(6):78-81
    [143]朱维耀,鞠岩,赵明,等.低渗透裂缝性砂岩油藏多孔介质渗吸机理研究[J].石油学报,2002,23(6):56-60
    [144]王瑞飞,孙卫.鄂尔多斯盆地姬塬油田上三叠统延长组超低渗透砂岩储层微裂缝研究[J].地质论评,2009,(3):444-448
    [145]徐波,孙卫,韩宗元,等.姬塬油田长4+5砂岩储层微裂缝与水驱油特征[J].西北大学学报(自然科学版),2008,(6):971-975
    [146]李元昊.鄂尔多斯盆地西部中区延长组下部石油成藏机理及主控因素[D].西安:西北大学博士论文,2008
    [147]曹红霞.鄂尔多斯盆地晚三叠世沉积中心迁移演化规律研究[D].西安:西北大学博士论文,2008
    [148]刘贤.鄂尔多斯盆地延长地区上古生界物源分析及意义[D].西安:西北大学硕士论文,2008
    [149]张三.坪桥地区塞5、塞431区长2沉积相与储层非均质性研究[D].西安:西北大学硕士论文,2007
    [150]焦创赞.华池-白豹地区长6成藏规律研究[D].西安:西安石油大学硕士论文,2007
    [151]李克永.陕北镰刀湾地区三叠系延长组长2油层组沉积相研究[D].西安:西北大学硕士论文,2008
    [152]李迎辉.东营凹陷粘土矿物成岩演化与异常高压带成因关系研究[D].南京:南京大学硕士论文,2003
    [153]杨希濮.延安地区盒8和山2段低渗透气藏储层特征及主控因素研究[D].西安:西北大学硕士论文,2010
    [154]朱伟鸿.城壕地区西259井区长3段储层特征研究[D].西安:西北大学硕士论文,2010
    [155]郭庆.三塘湖盆地牛圈湖区微观孔隙结构及渗流特征研究-以齐古组、头屯组为例[D].西安:西北大学硕士论文,2008
    [156]张创.高邮凹陷沙埝南-花庄地区阜三段低渗储层孔隙结构研究[D].西安:西北大学硕士论文,2009
    [157]邓秀琴.鄂尔多斯盆地三叠系延长组超低渗透大型油藏成藏机理研究[D].西北大学,2011.
    [158]宋凯,吕剑文.鄂尔多斯盆地中部上三叠统延长组物源方向分析与三角洲沉积体系[J].古地理学报,2002,4(3):59-60
    [159]魏斌,魏红红.鄂尔多斯盆地上三叠统延长组物源分析[J].西北大学学报(自然科学版)2003(8),33(4):447-450
    [160]Sun Wei, Qu Zhihao, Li Jinfeng, He Juan. Research on Formation Mechanisms of Microscopic Residual Oil. Scientia Geolgoica Sinica. Volume9, Number1. 2000,117-121.
    [161]Purcell W R. Capillary pressure-their measurement using mercury and the calculation of permeability there-from[J]. Trans ALME,1949,186:39-46
    [162]N.C. Wardlaw, R. P. Taylor. Mercury capillary pressure curves and the Interpretation of pore structure and capillary behaviour in reservoir rocks[J]. Bull, C.P.G.,1976, V24 (2)
    [163]R. Nikijuluw, Z. A. Suwito, and M. A. Arianto. Integrated Reservoir Assessment:A Way to Identify "Overlooked" Multi-Layered Reservoirs [J]. SPE93198-MS,2005
    [164]A. Sharm, J.Leung, S. Srinivasan, Y.Kim and Baker Hughes. An Integrated Approach to Reservoir Uncertainty Assessment:Case Study of a Gulf Mexico Reservoir [J]. SPE116351,2008
    [165]Houseknecht D W. Assessing the relative importance of compaction process sand cementation to reduction of porosity in sandstones [J]. AAPG Bulletin, 1987,71 (6):633-642
    [166]Dutton S P, Diggs T N. Evolution of porosity and permeability in the Lower Cretaceous Travis Peak Formation, East Texas [J]. AAPG Bulletin,1992,76 (2): 252-269
    [167]Spain D R. Petrophysical evaluation of a slope fan/basin-floor fan complex; Cherry Canyon Formation, Ward County, Texas [J]. AAPG Bulletin,1992,76 (6): 805-827
    [168]Jian F X, Chork C Y, Taggart I J. A Genetic Approach to the Prediction of Petrophysical Properties [J]. Journal of Petroleum Geology,1994,17 (1):71-88
    [169]F Jerry Lucia. Characterization of Petrophysical Flow Units in Carbonate Reservoirs; Discussion[J]. AAPG Bulletin, July 1999,83:1161-1163
    [170]Guangming Ti, Walt Munly, D. G. Hatzignatiou. Use of Flow Units as a Tool for Reservoir Description:A Case Study, SPE26919-PA,1995
    [171]Sun W, Qu Z, Tang G Q. Characterization of Water injection in Low-Permeability Rock Using Sandstone Micromodels[J]. Journal of Petroleum Technology,2004,56 (5):71-72
    [172]Sun W, Tang G Q. Visual Study of Water Injection in low Permeable Sandstone. [J]. Journal of Canadian Petroleum Technology,2006,45 (11):21-26
    [173]Morrow N R. Physics and thermodynamics of capillary action in porous media[J]. Industrial and Engineering Chemistry Research,1970,63:32-56
    [174]Masalmeh S K. The effect of wettability heterogeneity on capillary pressure and relative permeability[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2003,39:399-408

© 2004-2018 中国地质图书馆版权所有 京ICP备05064691号 京公网安备11010802017129号

地址:北京市海淀区学院路29号 邮编:100083

电话:办公室:(+86 10)66554848;文献借阅、咨询服务、科技查新:66554700