基于孔隙演化的特低渗透储层成岩储集相定量评价——以GGY油田长4+5、长6储层为例

针对鄂尔多斯盆地陕北斜坡东部特低渗透非均质储层储渗特征受成岩作用控制的特点,基于GGY油田长4+5、长6成岩作用特征、孔隙度演化及成岩储集相有利因素和不利条件分析,将该区特低渗透储层分为Ⅰ类弱胶结强溶蚀的粒间孔-溶孔型、Ⅱ类中胶结中溶蚀的溶孔-粒间孔型、Ⅲ类较高胶结弱溶蚀的剩余粒间孔型、Ⅳ类高胶结弱溶蚀微孔型共四类成岩储集相,并阐明了该四类成岩储集相在岩性、物性、沉积微相、孔隙类型、结构、压汞图像等方面的分类特征。通过不同类别成岩储集相在压实、胶结、溶蚀等主要成岩阶段孔隙度演化模式的差异,建立了该区特低渗透储层成岩储集相评价划分的指标体系。评价出的Ⅰ类、Ⅱ类成岩储集相广泛分布在水下分流河道及河道叠置型河口坝微相带,且具有相对较好的孔隙结构和渗流、储集特性,是筛选相对高产高渗储集单元的有利层位和井区。     

苏里格东区致密气藏成岩储集相分类及其测井响应特征研究

针对苏里格东区致密气藏储层受多期不同类型沉积、成岩作用及构造等因素影响,成岩过程压实和胶结强烈,成岩阶段和作用复杂的特点,分析了该区盒8上、盒8下、山1、山2致密砂岩储层成岩过程孔隙演化的基本规律、岩性结构演变、参数变化及其孔隙组合、孔隙结构特征,在研究区划分出Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类成岩储集相储层.Ⅰ、Ⅱ类成岩储集相成岩过程参数演化给出了相对较低压实、胶结和强溶蚀作用特征,反映储层处于有利的沉积、成岩相带,具有相对较好的岩性、物性和孔隙结构特征,成为该区致密气藏筛选相对优质储层的甜点.通过该区24口井目的层段致密气藏岩心鉴定分类成岩储集相测井响应统计分析,确定出不同系列测井曲线评价划分成岩储集相的响应特征及其分布范围,提出致密气藏评价划分十分有效及其相互匹配的含气信息.实例分析致密气藏不同成岩储集相测井曲线异常差异,利用Ⅰ、Ⅱ类成岩储集相在致密气藏储层测井评价中提供的含气信息,划分出不同类别致密气藏含气层段,有效提升了致密气藏成岩储集相分类测井定量评价能力.     

利用岩石物理相分类研究特低渗透储层参数建模

陕北斜坡中部特低渗透储层受沉积环境、成岩作用、构造等多种因素影响,储层储集性能和渗流结构差异大,储层具有非均质、非线性分布和测井响应复杂的特点,利用岩石物理相分类研究特低渗透储层参数建模,确定评价储层岩石物理相的多种信息、划分方法及其分类建模技术。通过安塞油田沿河湾地区长6储层各类测井、岩心和试油资料,建立不同类别岩石物理相测井储层参数解释模型。在分类岩心刻度测井解释模型的数据点拟合中,分类模型明显改善和提高了对渗透率等特别复杂关系拟合的均匀程度及其线性关系,在一定程度上克服了特低渗透储层低信噪比、低分辨力的评价特征,为准确建立特低渗透储层参数建模提供了有效方法。     

岩石物理相分类与油层有效厚度研究——以HQ地区长6特低渗透储层评价为例

针对长庆油田HQ地区长6储层受多期沉积、成岩作用及构造等因素影响,油层处于低孔、特低渗、复杂岩性、复杂孔隙结构储层中,储层储集性能和渗流结构差异大,测井响应复杂的特点,利用岩石物理相分类确定特低渗透油层有效厚度。通过油区各类测井、岩心和试油资料,研究评价岩石物理相的多种信息、划分方法及其分类评价。特别是开展了储层含油性、物性和电性关系分析,基于岩石物理相分类建立起特低渗透油层有效厚度下限标准,阐明了分类确定的参数下限变化表达出不同类别岩石物理相油层有效厚度下限差异及特征,避免了测井评价中有效储能和产能丢失。并以实例分析提取特低渗储层岩石物理相分类测井表征参数,实现了将非均质、非线性问题转化为相对均质、线性问题解决,提高了测井精细评价解释油层有效厚度的精度和效果。     

特低渗透油气藏成岩储集相的定量评价方法

针对陕北斜坡东部特低渗透储层受沉积作用和成岩作用两大因素控制的特点，利用灰色系统理论对成岩储集相进行了研究。分析了成岩作用综合效应及其相应的视压实率、视肢结率、视微孔率、成岩综合系数等定量指标和岩心分析数据，建立了成岩储集相综合评价参数、指标和分析方法。通过在安塞油田低孔隙度特低渗透长6。油藏储层的实际应用，对目的层段开展了Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ和Ⅳ类成岩储集相的定量评价和油气富集描述，有机地集成和综合了多种信息，实现了成岩储集相对沉积学、岩石学和成岩作用等特征的综合表征，并划分出有利成岩储集相区域，为指导油田有利含油区块的筛选和开发决策提供了重要依据。     

城壕油田西259井区长3特低渗透储层特征及综合评价

利用测井资料、铸体薄片、扫描电镜、X-衍射、粒度分析和压汞等化验分析资料,综合分析了城壕油田西259区块长3特低渗透储层的岩石学特征、微观孔隙结构特征及它们的影响因素,评价了该储层的储集性能。长3油藏的储层物性总体较差,粒间孔、溶蚀孔、晶间孔等孔隙发育,孔隙结构属小孔隙、微细喉道类型。长3油藏的特低渗透特征受沉积作用和成岩作用的共同影响,沉积微相控制着储层特征,水下分流河道和河口坝明显好于水下分流间湾,而且成分成熟度低和粒度偏细也是造成特低渗的主要因素之一;同时成岩压实、胶结作用使储层的孔隙度、渗透性进一步减小、变差,而溶蚀作用和成岩缝的产生又在很大程度上改善了储层的特低渗透特征。将长3油藏储集岩分为3类进行了综合评价,认为水下分流河道与河口坝砂体是主要储层分布相带。      

鄂尔多斯盆地东南缘长3油层组成岩储集相

鄂尔多斯盆地东南缘长3油层组为低孔、特低渗透储层,为明确其成岩储集相类型和优质储层的控制因素,根据铸体薄片、扫描电镜、电子探针、X衍射等资料分析,对其成岩作用特征和成岩储集相类型进行了系统研究。结果表明,鄂尔多斯盆地西南缘长3油层组成岩后生作用复杂多变,破坏性成岩作用主要为机械压实、压溶作用及各类自生矿物胶结作用,溶解作用和破裂作用是储层物性改善的主要途径;长3油层组发育4种类型的成岩储集相,其中浊沸石溶蚀次生—原生孔储集相是最有利的成岩储集相,其分布受沉积相带控制,发育在三角洲平原及前缘截削式分流河道中;浊沸石次生孔隙的发育和沉积砂体的分布特征及是优质储层形成的主控因素。     

西峰油田长8油层组成岩储集相研究

以沉积相为基础,利用岩心系统观察及各类薄片鉴定、X-衍射、阴极发光、扫描电镜、图像分析、有机质成熟度等实验分析测试资料,系统研究了西峰油田长8油层储层岩矿特征、成岩作用、储集空间及其演化特征,并对主要成岩作用进行了定量评价。综合以上研究,确定研究区主要发育3类成岩储集相类型：不稳定组分溶蚀次生孔隙成岩储集相、中等压实弱-中胶结混合孔隙成岩储集相、强压实强胶结残余粒间孔成岩储集相,其中不稳定组分溶蚀次生孔隙成岩储集相是最有利于油气储集的成岩储集相类型。     

川中地区上三叠统须家河组储层成岩相

利用铸体薄片、阴极发光、扫描电镜等资料,对川中地区上三叠统须家河组储层成岩作用类型及特征进行了综合研究,在此基础上划分成岩相类型,建立了不同类型成岩相测井曲线特征,进行了研究区须家河组成岩相纵向及平面分布研究。结果表明,研究区须家河组碎屑岩储层经历了机械压实、硅质胶结、碳酸盐胶结破坏性成岩作用及溶蚀、绿泥石胶结建设性成岩作用。将储层划分为低孔特低渗溶蚀相、特低孔超低渗压实 溶蚀相、致密强压实相、致密硅质胶结相、致密方解石胶结相5种成岩相类型。低孔特低渗溶蚀相及特低孔超低渗压实 溶蚀相主要分布在须二段、须四段与须六段下部,致密强压实相、致密硅质胶结相、致密方解石胶结相在纵向及横向上封隔有利成岩相,形成岩性圈闭。平面上将川中地区须家河组储集层划分为低孔特低渗溶蚀相、特低孔超低渗压实 溶蚀相及致密强压实相分布区。     

利用测井资料精细评价特低渗透储层的方法

鄂尔多斯盆地BB油田长3、长4+5特低渗透储层测井中泥浆滤液对地层侵入作用弱,直观指示油气层和水层的微电极及深、中、浅电阻率的有序排列基本消失,储层中发育的微裂缝还造成井眼的不规则扩径等,导致测井响应中来自油气的成分少,有生产能力的低孔隙度储层与无效层段之间差异很小。通过确定特低渗透储层有效厚度下限,将地层电阻率作为地质背景条件,分析岩性和电性特征及其相应的统计标准,充分利用测井资料分析、识别影响特低渗透储层参数变化特征及有效油气成分。并采用测井与地质及试油等资料综合对比研究,分析储层中不同岩性的钙质、泥质夹层的定量统计、扣除方法及其对测井曲线造成的背景值影响,特别是利用微电极电阻率测井曲线的幅度、差异及其性质,精细评价和划分了特低渗透储层,有效提高了该区目的层段特低渗透储层测井解释和有利区预测精度,为该区特低渗透油田增储上产提供了可靠依据。      

鄂尔多斯盆地姬塬地区长8储层成岩作用与有利成岩相研究

利用铸体薄片、扫描电镜等测试技术和储层综合评价方法对姬塬地区长₈砂岩成岩作用及有利成岩相带进行了系统分析,结果表明,长₈砂岩处于晚成岩阶段A期,压实作用造成砂岩中原生孔隙丧失;受酸性成岩环境影响,长石类不稳定矿物发生溶蚀,产生的溶蚀孔隙有效地改善了孔隙的连通性和渗透性,成岩早期形成的绿泥石粘土膜保留了大量原生粒间孔,保持了较好的储层物性。结合成岩作用和沉积特征,研究区可划分出4种主要成岩相带。长石溶蚀成岩相和绿泥石膜—粒间孔成岩相是最为有利的成岩相带,分布在刘卯塬—堡子湾一带的三角洲前缘水下分流河道砂体发育区,以及小涧子一带三角洲分流河道交汇处的砂体发育区。      

安塞油田长 10_1储层成岩作用及岩相研究

安塞油田G52井区长10_1储层属低孔、中低渗-低渗储层,孔喉以中、细喉为主,具有粒度较粗,成分成熟度低,结构成熟度较高的特点。运用铸体薄片、X衍射、电镜扫描、镜质体反射率测定及物性分析等资料,研究了其成岩作用特征,确定成岩阶段主要处于中成岩的A期中亚期-B期。依据成岩作用类型及储层物性特征,划分出7种成岩相,其中强溶蚀成岩相和溶蚀成岩相孔隙度高、渗透率好、含油性好,是研究区最有利的油气储集相带;长石溶蚀一绿泥石膜胶结成岩相物性次之．含油性较差;压实固结成岩相、粘土矿物胶结成岩相、致密胶结成岩相和胶结成岩相物性最差,不利于油气储集。     

陕北斜坡延长统低渗储集层成岩相研究

鄂尔多斯盆地三叠系延长统储集层具有低渗、特低渗性质 ,强烈的成岩胶结作用是形成低渗的主要原因。不同的沉积微相其胶结类型不同 ,从而导致酸性水溶蚀次生孔隙所发育的程度迥异。通过沉积微相分析、以及大量岩石显微薄片的观察 ,对盆地东北部志靖三角洲长 6储集层的成岩相总结为 8种类型 ,并分析了 3种沉积充填类型 (序列 )与成岩相的关系。第Ⅰ种充填类型为叠置水下分流河道 ,主要发育绿泥石 浊沸石胶结相 ,在叠置水下分流河道靠近湖盆一侧 ,主要发育浊沸石 长石溶蚀相 ;第Ⅱ种充填类型为孤立水下分流河道 ,主要发育绿泥石 方解石胶结相 ;第Ⅲ种充填类型为水下分流河道间洼地微相 ,主要发育钙质 泥质胶结相。在上述分析的基础上 ,对长 6 1 2和长6 2 1两个重点含油层位储集层进行了成岩相的平面预测 ,指出志靖、安塞三角洲有利沉积相带及有利成岩相应向湖区延伸。图 4参 4     

致密油储层成岩相类型及其对产能的影响——以鄂尔多斯盆地姜家川地区长8储层为例

鄂尔多斯盆地姜家川地区长8油藏属于近源富集成藏,是特低孔、超低渗的典型致密油藏,分析储层成岩相类型并寻找受成岩相控制的优质储集体,可为有利储层预测和致密油藏高效开发提供依据。利用铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射、阴极发光等手段,对目的层岩石学特征、成岩作用类型和成岩期次进行了研究,结合油田生产动态资料,分析了不同成岩相的特征、差异及其对产能的影响,预测了有利成岩相带分布。结果表明：长8储层主要为岩屑长石砂岩,压实作用和胶结作用使砂岩的原生孔隙结构遭到严重破坏,铁方解石、铁白云石等含铁碳酸盐的胶结作用是导致储层致密的决定性因素,成岩阶段中的溶蚀作用有利于改善储层的孔渗性能;主要成岩阶段处于中成岩阶段A期的晚期,同时部分区域进入中成岩阶段B期的早期,主要发育绿泥石膜胶结形成的残余粒间孔+长石溶孔相、绿泥石膜和伊利石胶结形成的残余粒间孔+长石溶孔相、伊利石胶结形成的长石溶孔相、碳酸盐胶结相等4类成岩相,其中绿泥石膜胶结形成的残余粒间孔+长石溶孔相物性最好、产油量最高,该成岩相分布区储集层具有良好的储渗能力。研究结果可为该区有利勘探区预测提供参考。     

低渗透砂岩中的低对比度油气层类型及成因分析

通过对四川盆地包-界地区须家河组和鄂尔多斯盆地姬塬地区长8段低渗透砂岩油气层测井响应特征的深入分析,结合试油、分析测试和岩心薄片鉴定资料,提出了广义的低对比度油气层的概念。在低渗透砂岩储层中,低对比度油气层包括4种类型:油气层和水层电阻率差异小的低对比度油气层;有自然产能的油气层和干层的孔隙度及电阻率差异小的低对比度油气层;压裂后具工业产能的油气层和干层孔、渗差异小的低对比度油气层;高产油气层和低产油气层的孔隙度和电阻率差异小的低对比度油气层。通过对低对比度油气层岩心NMR和薄片鉴定结果的深入分析表明,导致低渗透砂岩储层中产生上述4种低对比度油气层的主要原因在于其复杂的孔隙结构引起的高束缚水饱和度和成岩相差异。     

鄂尔多斯盆地延长组长7油层组石油成藏条件分析

鄂尔多斯盆地长7油层组沉积期是湖盆发育的鼎盛期,不但沉积了大面积分布的优质烃源岩,而且还发育一定规模的储层。对储层所处沉积环境、储层特征、成岩相及生、储、盖组合等综合地质条件进行分析研究,结果表明,长7储层烃源条件优越,有利储集体主要为三角洲前缘的水下分流河道及半深湖—深湖相浊积岩,岩石类型以低成分成熟度的岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主,储层物性差,孔隙度平均8.45%,渗透率平均0.12×10-3μm2,属超低孔低渗储层;发育5种成岩相类型。最有利成岩相为胶结作用—微孔粒间孔和溶蚀作用—溶孔微孔成岩相,分布面积有限;储层物性最差的为压实胶结—微孔成岩相,分布面积较广。半深湖—深湖沉积环境导致长7储层横向连通性差,纵向隔夹层多,油气只能通过垂向和短距离的侧向运移,在遇到泥岩遮挡层或致密砂岩遮挡时在相对物性较好的储层中聚集成藏。     

鄂尔多斯盆地马岭地区长8储层成岩作用与有利成岩相带

运用常规薄片、铸体薄片、X射线衍射、阴极发光及扫描电镜等实验手段,研究鄂尔多斯盆地马岭地区延长组长8砂岩储集层成岩作用类型及其对储层的影响,划分成岩相并预测有利成岩相带。研究结果表明,研究区长8储层经历了压实、胶结、溶解及交代等多种成岩作用,压实作用和晚期含铁碳酸盐胶结作用使砂岩孔隙大量减少,显著降低储层物性,而溶解作用产生了较多次生孔隙,使储层物性得到明显改善。根据储层物性的主控成岩作用,结合孔隙类型,该区砂岩储集层划分为强溶蚀剩余粒间孔+溶蚀孔相、弱胶结剩余粒间孔相、黏土矿物胶结相、碳酸盐胶结相和强压实相5种成岩相,其中强溶蚀剩余粒间孔+溶蚀孔相和弱胶结剩余粒间孔相储层物性较好,是储层发育的有利成岩相带。     

鄂尔多斯盆地陇东地区长4+5油层组致密砂岩储层成岩作用及成岩相

运用铸体薄片鉴定、扫描电镜、X-衍射及高压压汞等测试方法,系统分析了鄂尔多斯盆地陇东地区长4+5油层组砂岩储层的成岩作用特征及其对储层物性的影响,进而对储层成岩相特征及有利成岩相的分布进行了研究。结果表明：研究区长4+5储层成岩阶段总体处于中成岩阶段A-B期,压实作用与碳酸盐胶结作用造成原始孔隙的大量损失,使储集层物性变差;早期绿泥石薄膜的发育有利于原生孔隙的保存;溶蚀作用使物性得到明显改善。根据成岩作用对物性的影响,划分出绿泥石薄膜-粒间孔相、高岭石胶结-长石溶蚀相、伊利石胶结-长石溶蚀相、碳酸盐胶结相、硅质-伊利石胶结相等5种成岩相带,优质储集层与成岩相密切相关,绿泥石薄膜-粒间孔成岩相的砂体物性、含油性最好,是研究区长4+5储集层石油最富集的成岩相带。     

鄂尔多斯盆地胡尖山地区长61致密砂岩储层成岩特征与孔隙度定量恢复

在对大量岩心和薄片分析的基础上,运用扫描电镜、阴极发光、高压压汞等实验手段,系统分析了鄂尔多斯盆地胡尖山地区长6₁储层的成岩作用特征及其对储层物性的影响,并进一步对孔隙演化进行了定量恢复。结果表明：胡尖山地区长6₁储层整体处于中成岩阶段A期,主要经历了压实—压溶、胶结、溶蚀等成岩作用,且不同成岩作用对储层的孔隙发育造成了不同程度的影响。压实作用破坏了大量原生粒间孔,是导致研究区储层致密最主要的因素,孔隙度平均减少了18.41%,孔隙空间损失率达56.62%;胶结作用次之,在堵塞了孔隙空间的同时也一定程度地增强了颗粒的抗压实强度,孔隙度平均降低了10.38%,孔隙空间损失率达19.78%;溶蚀作用使碎屑颗粒及填隙物等不稳定组分溶解而产生大量的次生孔隙,从而改善了储层物性,增加的孔隙度平均为2.26%。根据成岩作用对物性的影响,结合测井响应特征,将该区长6₁致密砂岩储层划分出绿泥石膜剩余粒间孔相、剩余粒间孔相、长石溶蚀相、黏土矿物胶结相、碳酸盐胶结相及压实相等6种成岩相带,绿泥石膜剩余粒间孔相是研究区最有利的油气储集相带,剩余粒间孔相次之。