海陆过渡相煤系致密砂岩储层特征及影响因素

海陆过渡相煤系砂岩中赋存丰富的天然气资源,为了进行煤系致密砂岩有利区块的优选,通过铸体薄片、扫描电镜、X衍射和孔渗测试等测试手段,研究了临县地区太原组致密砂岩的储层特征、成岩作用特征及其对储层的影响。研究结果表明:储层岩性以岩屑石英砂岩为主,处于中成岩作用B阶段;孔隙类型以残余粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔和黏土矿物晶间孔为主;压实作用是造成储层低孔低渗的主要因素;储层中黏土矿物含量较高,发育高岭石、伊利石、绿泥石和伊/蒙混层,其中高岭石多由长石和岩屑蚀变生成,与储层物性具有一定的正相关性;煤系有机质丰富,有机酸的生成一方面会增加孔隙溶蚀,但也为石英等矿物的自生长提供了空间和物质来源。     

松辽盆地徐家围子断陷沙河子组储层特征研究

储层特征不明确是目前制约研究区沙河子组油气突破的关键难题,通过综合运用薄片观察、扫描电镜、物性测试等多种手段,系统开展了研究区沙河子组储层特征研究。结果表明,岩石类型以长石质岩屑砂岩、岩屑质长石砂岩为主,不同区块存在差异;主要发育粒间溶孔、粒内溶孔和铸膜孔等孔隙类型。其中,徐东、徐西以粒间溶孔、微裂缝为主,安达地区以粒内溶孔、铸膜孔为主;物性差,属于特低孔、特低渗储层。储层发育受埋深、沉积相类型、岩性、成岩作用控制。不同因素控制作用存在差异,埋深、沉积相控制作用更强,扇三角洲前缘席状砂、扇三角洲前缘水下分流河道、辫状河三角洲前缘河口坝砂物性最好;凝灰质含砾砂岩、凝灰质砂岩、凝灰质含砾砂岩岩性孔隙度最高。建立研究区储层评价标准,优选Ⅰ类储层,该研究成果为徐家围子断陷沙河子组下部勘探指明方向。     

大牛地气田大47—大70井区太二段致密砂岩储层特征及主控因素研究

为分析太二段致密砂岩储层特征及主控因素,以岩心观察和分析化验资料为基础,对太二段砂岩的岩石学特征、物性特征、孔隙类型、孔隙结构、成岩作用等进行分析。结果表明:该区太二段储层岩石类型主要为石英砂岩及岩屑质石英砂岩,颗粒分选性较好,但磨圆度较差;储层物性表现为特低孔—超低孔、特低渗—超低渗的特征,孔、渗相关性较好;孔隙类型以粒间溶蚀孔隙为主,次生粒内溶孔为辅,发育Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ四类孔隙结构类型;沉积作用是该区储层物性的主控因素之一,其中障壁砂坝物性最好,其次为砂坪和潮汐三角洲砂体;太二段经历了4种成岩作用类型,溶解作用使储层物性变好,压实作用、胶结作用和交代作用为破坏性成岩作用,使储层物性变差。     

涠西南凹陷涠洲10-A油田及围区流三段储层特征及控制因素

本文通过薄片鉴定、扫描电镜、物性和孔隙结构分析,对涠西南凹陷涠洲10-A油田及围区流三段储层特征和控制因素展开研究。结果表明:研究区流三段储层岩石类型主要为长石石英砂岩,由含砾砂岩和细砂岩组成。储集空间以粒间孔、粒间溶孔为主,次为粒内溶孔,还见少量裂缝。砂砾岩储层主要为特低孔和中孔特低渗储层;储层物性受到岩性、沉积环境和成岩作用的共同控制。综合分析认为研究区流三段中以中粗砂岩为主,发育滨浅湖滩坝、分流河道、水下分流河道和河道沉积微相的储集砂体物性相对较好,可作为后续勘探开发研究目标。     

龙虎泡地区扶余油层致密油成藏特征

龙虎泡地区扶余油层储层物性以孔隙度小于12%、渗透率小于1×10-3μm2为主,且孔隙结构较差,属于致密油储层。通过对研究区烃原岩、储层、构造、断裂等成藏条件分析认为,青一段优质源岩是龙虎泡地区扶余油层致密油成藏的物质基础,河道砂体是其有利的储集空间,断层是致密油运移的通道,构造高部位是致密油富集的场所,储层物性控制其分布范围;构造、断裂、砂体展布与油气运聚在时间、空间上的有机配合形成了大面积岩性油藏背景下的断层—岩性油藏。综合致密油成藏条件,以物性为界限,将研究区划分为Ⅰ、Ⅱ类致密油勘探有利区,Ⅰ类区是龙虎泡地区扶余油层目前勘探的重点区域。     

辽河油田曙三区扇三角洲前缘储层特征及分类评价

利用丰富的岩芯分析和测井资料,对辽河油田曙三区杜家台油层扇三角洲前缘储层岩石学特征、物性特征和孔隙结构特征进行了研究,并在此基础上,结合动态资料进行了储层质量分类评价。结果表明,研究区储层以长石砂岩和岩屑质长石砂岩为主,成岩作用弱,以原生粒间孔为主,为中—高孔、中—高渗储层;采用"截断法",以渗透率100×10-3μm2、600×10-3μm2和1500×10-3μm2为截断值将储层分为4类,其中Ⅰ类和Ⅱ类储层物性较好,为有利储层,主要分布在水下分流河道与坝主体,Ⅲ类和Ⅳ类储层主要分布在坝缘和溢岸砂。     

沁水盆地煤系地层页岩储层评价及其影响因素

以沁水盆地中部及南部的煤系地层的泥页岩取芯为研究对象,重点剖析了石炭系太原组及二叠系山西组两套主力产气层位,分别从烃源岩、岩石学性质、储层物性及其影响因素等方面进行分析。研究表明,沁水盆地泥页岩样品生烃潜力较好,样品总有机碳含量在厚层泥岩发育段具有较高值,有机质成熟度指标Ro在1.33%~2.17%,已达到生气窗,有机质显微组分以腐泥组为主,有机质类型均为I型干酪根;全岩分析表明,泥页岩样品脆性矿物含量较高,多数在40%以上;黏土矿物主要以伊/蒙混层矿物及高岭石为主,绿泥石及伊利石含量次之;经扫描电镜观察,泥页岩中矿物溶孔、粒间孔及微裂隙较为发育;孔隙度分布于0.7%~3.8%,略低于北美页岩,渗透率在0.002 8×10-15~0.127 3×10-15 m2,与北美页岩无太大差异;黏土矿物中高岭石及伊利石对储层物性影响较大,其中前者对孔渗发育具有建设作用,而后者含量越多对储层物性影响越不利。各项有机地球化学参数表明沁水盆地泥页岩具有较高的生烃潜力,储层孔隙度及渗透率适中,较高的脆性矿物含量有利于页岩气的后期储层压裂改造。     

鄂尔多斯盆地姬塬西北部长91储层特征及主控因素研究

本文以姬塬油田西北部长91储集岩为研究对象,基于岩心及镜下薄片观察,测井资料分析等手段,通过岩石学特征,孔隙类型,物性特征等方面对储层进行研究,分析其储集特征、主控因素并对其评价。结果表明:姬塬西北部长91储集岩主要孔隙类型为剩余原生粒间孔、粒间及粒内溶孔和黏土矿物微孔;其平均孔隙度为9.95%,平均渗透率为1.05mD,属低孔、低-特低渗储层。储层展布及物性主要受沉积环境及成岩作用的影响,分流河道是储层发育最有利相带;压实和胶结作用降低了储层物性,但绿泥石环边胶结对原生粒间孔隙起到保护作用,而长石和浊沸石的溶蚀改善了储层的储集性能。根据沉积特征、物性特征、储集空间等要素划分出五类储层,沿分流河道中心分布的I类和Ⅱ类储层为有利区,分布于分流河道边部的Ⅲ、Ⅳ类储层为较有利区。     

川东地区龙会场长兴组储层特征及分类评价

通过对川东地区龙会场长兴组储层的岩芯、孔渗、孔隙结构资料分析表明,优质储集岩主要为粉—细晶云岩、残余生屑云岩,次为礁云(灰)岩等,分为晶间溶孔、粒间溶孔、粒内溶孔、生物体腔孔、铸模孔等空间类型。储层呈现低孔低渗性,储层整体渗滤能力稍差,局部存在中孔高渗层。按照经验标准将储层类型分为Ⅰ-Ⅳ类,本区长兴组储层以Ⅲ类细粉晶云岩和生物礁灰云岩储层为主,依据本分类结果可有效指导对储层的精细描述和产层开发。     

龙凤山次凹营Ⅳ段储层特征研究

龙凤山气田是目前中石化在东北地区勘探发现的首个凝析油气藏。以龙凤山次凹营城组储层地质资料为基础,结合大量的分析化验数据,对该区储层的岩性、物性、孔隙结构、空间分布特征进行了分析研究。研究表明:龙凤山次凹凝析气藏营Ⅳ段储层属于特低孔、特低渗致密砂岩储层,成分成熟度偏低。岩石类型主要是岩屑砂岩和长石岩屑砂岩,储集空间主要发育次生溶孔和微裂缝,是目前增储上产的主要层段。     

湘中地区涟源凹陷煤系砂岩储层物性特征

采用地质调查及实验测试等手段,应用煤系气地质学理论,以湘中地区涟源凹陷煤系砂岩为对象,对其储层物性特征进行了系统研究,结果显示:研究区煤系砂岩储层类型较为相似,以岩屑石英砂岩和长石石英砂岩为主;煤系砂岩储层孔隙度均较低,具有低孔低渗物性特点;煤系砂岩储层分选性相对较好,喉道分布较为均匀,主要为小孔-微喉组合的孔隙型储层,储集层发育较为致密,属于致密砂岩储层.     

虎林盆地HDF4井E2-3h^1层位储层岩矿学分析

根据大量样品分析测试的结果,从普通薄片、铸体薄片、粘土矿物及重矿物分析的数据中,对虎林盆地HDF4井E2-3h^1层位储层岩矿学进行简要分析。分析结果显示HDF4井E2-3h^1层位储层岩性以碎屑岩为主,局部混杂菱铁矿,自上而下总体显示粒度逐渐变粗再变细的过程;岩石孔隙发育较好,主要为原生粒间孔、次生的长石粒内溶孔和岩屑粒内溶孔,但是菱铁矿及方解石胶结作用破坏了储层储集空间的发育;粘土含量较高,但对储层孔隙发育影响较小;根据重矿物ZTR指数显示重矿物成熟度在650~700m处最低,表明砂岩离母岩源区距离由远及近,再由近变远的变化过程。     

准噶尔盆地西北缘黑油山油砂露头区克拉玛依组储层特征

黑油山油砂露头区克拉玛依组可分为克上组与克下组,克下组岩性为以砾岩、砂砾岩为主的粗颗粒碎屑的洪积、泥石流充填沉积,反映为冲积扇相沉积;克上组下—中部是以砂岩、含砾砂岩夹泥岩、粉砂岩沉积为主,上部以厚层泥岩沉积为主,发育多种交错层理、平行层理及水平纹层,为辫状河三角洲—滨浅湖相沉积。薄片鉴定资料表明,储层岩石类型主要为长石岩屑砂岩和岩屑砂岩,反映砂岩稳定性差、距物源较近。物性资料反映露头区克拉玛依组油砂岩总体为中孔、低渗储层;储层以原生孔隙为主,次生孔隙较少,原生孔隙中主要为原生粒间孔,而次生孔隙主要为粒内溶蚀孔、晶间孔;储层粘土矿物以高岭石为主;储层物性条件较好,有利于油砂的富集与储存。重量含油率数据分析表明,冲积扇辫流水道、辫流沙岛的砂岩与辫状河三角洲平原分流河道、前缘水下分流河道砂岩含油性较好,可作为下一步勘探的主要方向。     

松辽盆地三肇凹陷白垩系致密油成藏特征及主控因素

松辽盆地北部扶余油层是典型的上生下储的源外致密油分布层位。通过致密油成藏地质条件分析认清,上覆青山口组泥岩作为成熟烃源岩广泛分布,丰度高、厚度大,为扶余油层致密油成藏提供了成藏物质基础;松辽盆地北部整体具有向斜构造特征,密集发育的向上仅断穿T2断裂为致密成藏提供了良好的输导通道;广泛发育的三角洲沉积体系为扶余油层提供了平面大面积发育的致密储层,但储层的物性差、连通性弱,非均质性强,根据微观特征可以分为Ⅰ类和Ⅱ类储层,Ⅰ类储层物性条件较好,孔隙度和渗透率分别大于10%和0.25mD,孔喉半径大于150nm,是最容易形成油气富集的致密储层类型;Ⅱ类储层孔隙度在10%～8%,渗透率在0.1～0.25mD,孔喉半径大于75nm。构造诱导、相带控砂、河道控储、断砂成藏四者共同作用决定致密油富集区带及甜点发育位置。     

鄂尔多斯盆地白豹地区长6砂岩储层特征及影响因素分析

根据铸体薄片、扫描电镜、物性、孔隙结构等分析资料,对白豹地区长6砂岩储层特征进行研究表明,该套储层储集空间类型以溶孔-粒间孔组合为主,储层物性较差,排驱压力和中值压力较高,喉道半径小且分选性较差,孔隙结构总体较差。储层发育程度受沉积作用和成岩作用综合影响,认为岩石类型,云母等组分含量,粒径是决定储层发育的基础,北部物源影响的砂岩物性较好。早期环边绿泥石胶结作用和后期较弱的溶蚀作用促进储层的进一步发育。硅质次生加大和碳酸盐矿物、粘土矿物的胶结作用使储层储集性能大大降低。     

塔里木盆地东部地区寒武系——奥陶系碳酸盐岩储层特征研究

塔里木盆地东部地区石油地质条件优越,区域内寒武系-奥陶系地层碳酸盐岩中蕴含丰富的油气资源,为了进一步梳理塔东碳酸盐岩储层特征,研究了塔东地区已钻井资料及分析实物样品,得出以下认识:白云岩和灰岩是主要的储层岩石类型,其中白云岩以结晶白云岩为主,灰岩以亮晶生屑灰岩、亮晶藻砂屑灰岩、泥—粉晶灰岩为主。碳酸盐岩孔隙类型多样,主要有粒内溶孔、粒间溶孔、晶间溶孔、晶间孔及晶间孔叠加晶间溶孔等。灰岩储层储集空间主要为粒内溶孔和粒间溶孔,白云岩储层储集空间主要为晶间孔。地层大量发育构造裂缝、压溶缝及溶蚀缝等,后期多被方解石、沥青等物质充填或半充填,裂缝的渗透性大大降低。总体上储层孔隙度较低,后期成岩作用对孔隙造成较大的破坏,渗透率多分布在(0.01～1.0)×10~(-3)μm~2之间,多为Ⅲ类储层。     

塔河地区泥盆系东河塘组储层特征研究

塔河地区泥盆系地层分布在托浦台工区,研究区砂体总体上近南北向展布,北西厚南东薄。储层的储集空间以原生粒间孔隙、粒间溶蚀孔隙、粒内溶蚀孔隙等次生孔隙为主,其他类型孔隙较少。储层喉道分选中等偏差,喉道多为细喉型。本区东河砂岩储层主要发育压实作用、胶结作用、溶蚀作用等成岩作用类型。根据储层物性以及储层评价标准,我们将该区储层划分为3类,并对其进行了分类评价。     

地质统计学反演在淮南地区致密砂岩气储层的地质建模研究

针对致密砂岩气储层较薄、砂泥互层地质现象普遍,常规的地震反演方法无法精细分辨薄储层空间展布情况,利用基于马尔科夫链-蒙特卡洛算法的地质统计学反演方法在薄储层预测上的优势,预测了淮南地区煤田的煤系地层致密砂岩气储层岩性,并建立三维地质模型。研究结果发现,研究区煤系地层内砂岩储层大多较薄,且具有砂泥互层的特点,通过与实际测井资料对比,利用地质统计学反演方法预测致密砂岩储层厚度的相对误差小于17%,对于5 m以上的砂岩储层,相对误差控制在5%以内。反演结果可为预测致密砂岩气藏提供精细的岩层分布信息,为致密砂岩气储层"甜点"提供参考。     

海陆过渡相煤系页岩气成藏条件及储层特征——以四川盆地南部龙潭组为例

结合扬子地区海陆过渡相煤系页岩分布与地质特征,以四川盆地南部二叠系龙潭组为例,采用有机碳、Rock-eval热解、显微组分定量、X射线衍射（XRD）、扫描电镜（SEM）、高压压汞、低温气体吸附等多种实验分析方法,对海陆过渡相煤系页岩气成藏条件及储层特征进行了研究。结果表明：海陆过渡相煤系页岩,累计厚度较大,多在100 m以上,而单层厚度较小,一般小于40 m,通常与煤层和致密砂岩甚至与灰岩互层。四川盆地南部海陆过渡相龙潭组煤系页岩有机碳含量较高（TOC含量为0.85%～35.70%,平均6.73%）,有机质类型以腐殖型为主（干酪根碳同位素δ13C为-28.0‰～-23.5‰）,有机质成熟度达高-过成熟阶段（Ro为1.95%～2.40%,平均2.22%）;页岩中黏土矿物较为发育（20.3%～92.3%,平均61.9%）,脆性矿物含量较低（6.3%～65.7%,平均27.7%）,页岩储层可压裂性较海相页岩差。龙潭组煤系页岩孔隙度多大于3%,孔隙类型多样,常见粒间孔（含量占29.08%）和溶蚀孔（占30.18%）,其次是有机质孔（占16.74%）和粒内孔（占10.56%）,还有晶间孔（占4.94%）和微裂缝（占8.5%）,为页岩气赋存提供了储集空间;页岩含气性较好,含气量主要介于1.0～3.0 m3/t。     

淮北煤田煤成气低渗砂岩储层综合评价研究

煤成气是天然气资源的重要补充,淮北煤田煤成气资源丰富,勘探潜力较大,但缺乏对低渗砂岩储层研究,进行储层评价更少,为了有效评价淮北煤田二叠系山西组、下石盒子组和上石盒子组砂岩低孔低渗储层,利用孔渗测试、岩石薄片分析、扫描电镜等方法,以沉积相、孔渗特征、孔隙结构、孔隙类型及成岩作用等为评价参数,对其进行了综合评价。结果表明:从孔渗性和孔隙结构看,上石盒子组最好,其次为山西组,下石盒子组较差;从孔隙发育程度和类型看,上石盒子组孔隙最发育,主要为原生孔隙和次生溶孔,其次是山西组,主要为次生溶孔,而下石盒子组孔隙发育较差;综合评价看,上石盒子组砂岩储层发育最好,Ⅰ类储层占22.65%,Ⅱ类储层占50.32%,Ⅲ类储层占27.03%;其次为山西组砂岩储层,Ⅰ类储层占21.7%,Ⅱ类储层占42.05%,Ⅲ类储层占36.25%;而下石盒子组砂岩储层较差,Ⅰ类储层占2.91%,Ⅱ类储层占38.85%,Ⅲ类储层占58.24%。