盐定地区长8～长9储层特征研究与评价

盐定地区长8～长9岩屑组分主要以岩屑长石砂岩为主,粒度总体呈从上至下变粗,储层胶结物类型较多。储层物性主要以中孔低渗-特低渗为主。沉积微相、岩性特征、胶结物及孔隙类型是影响储层物性的主要因素。通过对盐定地区长8～长9储层孔隙度、渗透率、砂岩厚度、成岩作用等参数的分析,建立了盐定地区长8～长9储层评价标准,在此基础上,对盐定地区长8～长9储层开展了储层评价工作。     

鄂尔多斯盆地延长组不同类型砂岩储层物性及其孔隙成因——以天环凹陷盐池地区长9油层组为例

在鄂尔多斯盆地延长组致密背景下,深入探究不同类型砂岩物性特征及其孔隙成因对于油气高效勘探开发具有重要意义。利用铸体薄片和扫描电镜等资料对不同砂岩储层进行系统分类,结果表明：研究区发育中-粗粒岩屑长石砂岩、细-中粒岩屑长石砂岩、细-中粒长石岩屑、不等粒岩屑长石砂岩和不等粒长石岩屑砂岩5种类型砂岩。其中前3种类型砂岩占90%以上。中-粗粒岩屑长砂岩、细-中粒岩屑长石砂岩石英和长石刚性碎屑含量高,结构成熟度高,储层物性最好,以中孔低渗、低孔低渗、低孔特低渗和特低孔超低渗为主,含一定中孔中渗储层,其他3类砂岩岩屑和填隙物塑性组分含量高,为低孔特低渗、特低孔超低渗和特低孔特低渗储层。研究区储层孔隙以原生粒间孔为主,其次为长石溶孔、少量岩屑和浊沸石溶孔,绿泥石胶结作用对成岩过程中原生孔隙的保存起到重要保护作用,长石、浊沸石溶蚀对物性起到一定改善作用。刚性矿物含量高、填隙物含量低、碎屑颗粒大以及磨圆度高是孔隙发育的主因,反之孔隙变差。     

七里村油田长 6 油层组储层特征及孔隙演化

通过孔渗、压汞、薄片鉴定和扫描电镜等分析资料,以鄂尔多斯盆地七里村油田三叠系延长组长 6油层组储层为研究对象,系统开展了储层特征及孔隙演化等研究。 结果表明：研究区长 6 油层组储层砂岩以细粒长石砂岩为主,矿物成分成熟度低,结构成熟度高;储层呈现出低孔、低渗-特低渗特征。 长 6 储层砂岩总体处于晚成岩 A 期,其经历了强烈的成岩作用改造,孔隙度与渗透率相关性较差。 影响储层物性及孔隙演化的主要因素是机械压实作用、溶蚀作用及胶结作用。 机械压实作用在早成岩期对储层物性影响最大,可使粒间孔隙急剧减小,物性变差。 主要的胶结类型为碳酸盐胶结、石英次生加大及黏土矿物胶结,它们均使得物性进一步变差,而长石、岩屑颗粒及浊沸石胶结物的溶蚀作用改善了碎屑的孔喉结构,加大了次生孔隙空间,是物性得以改善的根本原因。     

海安凹陷南部泰一段成岩作用类型及特征

苏北盆地海安凹陷南部泰一段储层以细砂岩、粉砂岩为主,砂岩类型主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩。K2t13和K2t12时期沉积相类型主要为辫状河三角洲前缘亚相,伴有浊流沉积,K2t11时期发育三角洲前缘和前三角洲亚相。影响该区泰一段储层储集性能的主要成岩作用类型有压实作用、胶结作用和溶蚀作用。泰州组一段储层原生孔隙不太发育,主要以次生孔隙为主,自上而下存在两个次生孔隙发育带,碳酸盐胶结物、长石和岩屑的溶解是形成次生孔隙最主要的因素。储层碳酸盐含量与储层物性呈明显的负相关关系,证明了碳酸盐胶结物的溶蚀对次生孔隙的发育具有至关重要的作用。     

台北凹陷第三系油气储层特征及影响因素

台北凹陷第三系含油储层岩性以细砂岩为主．岩石学类型以岩屑长石砂岩和混合砂岩为主,含气储层岩性以砂砾岩为主,岩石学类型为岩屑砂砾岩。储层微观储集特征发育剩余原生粒间孔、粘土矿物杂基内的微孔隙及微裂缝等储集空间类型。孔隙结构以中孔、细喉道为主。为中高孔、中—低渗型储层。通过对储层物性影响因素的研究认为,岩石组构、沉积微相、成岩作用是影响该区储层物性的主要因素;碳酸盐胶结物及自生粘土矿物导致储层物性变差;粘土矿物在转化过程中释放的酸性水对碎屑颗粒和胶结物的溶蚀作用及烃类的后期注入在一定程度上起到了对储层原生孔隙的改善和保存作用。     

南里海盆地Kursenge油田储层特征

根据钻井、测井及分析鉴定资料，砂岩储层的岩石学特征复杂，岩屑及填隙物较多，矿物及结构成熟度偏低；但储层物性较好，总体属于中孔低渗型储层。孔隙类型以粒间孔隙为主，少量长石、岩屑溶孔及微裂缝。毛管压力特征反映出4种基本储集类型，进汞饱和度普遍较低，喉道半径偏小综合分析认为，砂岩中稳定矿物含量低，抗压抗蚀变能力弱，碳酸盐胶结作用普遍，粘土矿物舍量较高是影响储层物性的主要地质因素。     

鄂尔多斯盆地镇北地区延长组长8_1储层微观孔隙结构研究

通过铸体薄片、扫描电镜、高压压汞等分析化验手段,对鄂尔多斯盆地镇北地区长81储层孔隙结构特征进行综合研究,结果表明,镇北地区长81储层砂岩主要以中-细粒岩屑长石砂岩为主,其次为长石岩屑砂岩;研究区孔隙类型主要以剩余粒间孔和次生孔隙为主,长石、岩屑和碳酸盐胶结物的溶蚀是产生次生孔隙的重要原因;小孔和中孔是油气主要的储集空间,细喉道、中喉道和微细喉道是镇北地区长81储层主要的渗流通道。依据毛细管压力曲线的形态以及孔隙结构特征参数把研究区的毛管压力曲线分为三类。     

查干凹陷下白垩统扇三角洲相储层特征及物性影响因素

为了阐明查干凹陷下白垩统储层特征及其对储层物性影响,应用岩心、薄片及储层分析资料,通过储层岩石学特征、沉积作用和成岩作用分析,表明下白垩统扇三角洲砂体由岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩构成,具有低成分成熟度、低结构成熟度和高胶结物含量的“两低一高”特征,为近源、快速堆积成因。储层物性整体较致密,属于特低孔-特低渗透型（孔隙度平均为6.3%,渗透率平均为7.78×10^-3 μm²）,发育细-微喉,储集空间以残余原生粒间孔和粒间溶孔为主,主要受控于碎屑粒径、压实程度、碳酸盐含量及有机酸来源。有利储层主要分布于扇三角洲前缘水下分流河道砂（砾）岩中,其次是席状砂和河口坝沉积的细砂岩。纵向上,次生孔隙发育带发育在2 100~2 800 m,对应有机质成熟阶段,释放大量的有机酸对砂岩长石颗粒和碳酸盐胶结物发生强烈溶蚀,扩大粒间和粒内孔隙,有效改善储层质量。因此,优势沉积微相、强溶蚀带及次生孔隙发育带是有利储层的主控因素。     

鄂尔多斯盆地代家坪地区延长组8段低孔渗砂岩成岩作用及成岩相

上三叠统延长组长8段砂岩是鄂尔多斯盆地代家坪地区重要的勘探目的层,以长石岩屑细砂岩和岩屑长石细砂岩为主,目前处于中成岩A期,属典型低孔特低渗储层。强烈的成岩作用是储层致密化的主要原因,其中压实作用和碳酸盐岩胶结作用造成储层原生孔隙大量丧失,绿泥石胶结和长石溶蚀对储层物性改善起到了积极作用,碱-酸-碱交替的成岩介质环境变化控制了粘土矿物形成、碳酸盐胶结物沉淀以及长石溶蚀作用。综合多项定性和定量参数,将长8段砂岩划分为5种成岩相类型,定量计算不同成岩相埋藏过程中孔隙演化表明,由沉积作用形成的不同成岩相中砂岩原始组分差异是导致胶结类型和溶蚀程度差异的物质基础,不同成岩相中成岩作用类型及强度是造成砂岩孔隙演化及物性差异的主要原因。优质砂岩储层分布与成岩相密切相关,其中分布于水下分流河道砂体中的弱压实绿泥石胶结相和中压实次生溶蚀相砂岩物性最好,是研究区长8段砂岩储层中最有利的成岩相带。     

柴北缘九龙山地区侏罗系致密砂岩储层成因分析

通过对柴北缘九龙山地区侏罗系致密砂岩储集层的普通薄片、铸体薄片、压汞曲线等化验资料分析研究,明确储集岩类型主要以岩屑砂岩和长石岩屑砂岩为主,其次为岩屑长石砂岩和长石砂岩。孔隙类型主要以粒间溶孔为主,其次为残余粒间孔和粒内溶孔,平均孔隙度为9.07%,平均渗透率为1.71×10-3μm2,属于典型的低孔特低渗储集层。通过镜下鉴定和扫描电镜对致密砂岩储层的胶结物类型及自生黏土矿物进行了分析,主要有方解石、铁方解石、白云石和铁白云石4种碳酸盐胶结物类型,黏土矿物主要以伊利石、绿泥石和伊/蒙混层为主。致密砂岩储层形成的主控因素—是储集岩粒度偏细,分选中等—差,磨圆以次棱角状为主、岩石类型主要为岩屑砂岩和长石岩屑砂岩、岩屑成分主要为抗压实能力较弱的塑性岩类;其次是由于侏罗系地层曾经经历过深埋藏,强烈的压实作用大大降低了储层的物性条件。但后期碳酸盐胶结物和易溶颗粒的溶蚀作用在一定程度上改善了储层的物性条件。     

鄂尔多斯盆地南部延长探区长8油层组储层特征及影响因素分析

综合分析鄂尔多斯盆地南部延长探区的岩心、测井、铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、X衍射、压汞分析等资料,对研究区长8油层组储层特征以及影响因素进行研究。结果表明长8油层组主要为长石砂岩和岩屑长石砂岩,成分成熟度低、结构成熟度中等;储层孔隙类型多样,粒间孔和长石溶孔为主要的储集空间,喉道类型以小孔微喉型为主;物性特点为典型的低孔低渗储层;储层明显受沉积相和成岩作用的综合影响。最有利的沉积微相为沉积厚度大、粒度较粗的水下分流河道微相;同时,建设性及破坏性成岩作用对储层物性改造具有双重作用,建设性成岩作用由于溶蚀作用使得物性变好,而破坏性成岩作用由于胶结及压实致使物性变差。     

鄂尔多斯盆地吴仓堡区块延长组长6储层特征研究

依据鄂尔多斯盆地吴仓堡区块长6储层岩心、扫描电镜、铸体薄片等分析化验数据,该区块长6储层砂岩长石和石英含量较高,岩石类型以细粒岩屑长石砂岩为主,成分成熟度和结构成熟度低。利用毛管压力曲线、渗透率、孔隙度、中值压力、最大进汞饱和度等参数对研究区块长6储层的压汞曲线进行分类评价,将本区毛管压力曲线分为I类、II类和Ⅲ类。吴仓堡区块长6储层岩石类型为含细粒岩屑长石砂岩,砂岩成分成熟度和结构成熟度低,储层以粒间孔、粒内孔为主,平均孔隙度9.17%,平均渗透率1.21×10-3μm2,属特低孔-特低渗储层,孔隙以原生孔隙为主。     

鄂尔多斯盆地富县地区长8油层组储层特征及控制因素研究

鄂尔多斯盆地延长组下组合目前已经成为石油勘探开发的重点区域,富县地区油藏类型主要以构造-岩性油藏为主。基于研究区长8油层组露头、岩心观察、铸体薄片、压汞等资料,同时结合测井资料等,对研究区长8油层组的储层岩石学特征、物性特征及孔隙结构特征等进行分析,结果表明,长8油层组岩石类型以长石砂岩为主,储集孔隙结构类型主要为粒间孔,长石溶孔次之,孔喉结构特征以微孔喉类型为主,储集层物性较差,属于特低孔、超低渗致密储层;储层物性特征主要受沉积及成岩作用双重因素控制。     

华庆地区长6储层孔隙结构研究

应用岩矿分析技术、高压压汞技术,对华庆地区长6储层孔隙结构特征进行了研究。结果表明,研究区储层砂岩类型以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主;储层岩石成分成熟度低,岩屑成分、填隙物成分都很复杂;孔隙类型以粒间孔、长石溶孔和岩屑溶孔为主,面孔率较大;储层为典型的低孔、低渗、超低渗储层,分选中等-较差;储层孔隙结构总体具有细微孔喉的特点,孔隙形状较规则。     

西峰油田N区长23储集层特征及敏感性评价

针对西峰油田N区长23低渗透砂岩储集层,通过物性测试、铸体薄片、扫描电镜、高压压汞等分析,描述其储集层特征,基于岩石学特征、物性特征和孔喉结构特征进行储集层分类,同时对不同类型储集层进行敏感性评价,并分析了储集层敏感性的影响因素。研究结果表明:西峰油田N区长23储集层为细粒长石岩屑砂岩储集层,孔隙类型主要为粒间孔和长石溶孔,平均孔隙度为16.4%,平均渗透率为13.5 mD,属于中—低孔、低渗储集层;储集层可划分为3类,Ⅰ类储集层孔喉结构与物性最好,Ⅱ类和Ⅲ类储集层依次变差;研究区储集层具有中等—弱速敏、弱水敏、中等偏弱盐敏、中等酸敏、强碱敏和中等—强压敏;研究区储集层敏感性受黏土矿物、部分碎屑颗粒以及孔喉结构的影响,储集层速敏性主要与高岭石含量有关,水敏、盐敏性与伊利石含量及产状密切相关,酸敏性受绿泥石和铁白云石含量共同影响,强碱敏性是由于长石和石英含量较高导致,压敏性是孔喉结构在有效压力下发生变形,使该类储集层渗透率明显降低的结果;3类储集层的黏土矿物含量、孔喉结构以及物性不同,储集层敏感性有所差异,储集层物性由好到差,敏感性依次增强。在开发过程中应根据敏感性主控因素和不同储集层敏感性的差别,针对性地进行储集层保护,减小对储集层的伤害。     

致密油气藏储层应力敏感各向异性及其微观机制——以鄂尔多斯盆地安塞油田长6油层为例

中国陆相致密储层应力敏感各向异性研究对低渗透油气藏开发过程中储层伤害评价具有重要作用。鉴于注水开发过程中的实际问题,选取鄂尔多斯盆地安塞油田长6油层3块典型岩样,分别从水平X,Y及垂直Z方向钻取小岩心柱,并依次恢复至地层条件下变化围压测定渗透率,并结合铸体薄片、扫描电镜及XRD等实验,对致密油气藏储层渗透率应力敏感各向异性及其微观机制进行分析。研究结果表明：不同岩样的应力敏感性存在差异,且同一岩样不同方向的应力敏感性也存在差异,应力敏感性指数由强到弱分别为细粒岩屑长石砂岩、长石岩屑质石英粉砂岩和中细粒岩屑长石砂岩,各向异性系数由强到弱分别为长石岩屑质石英粉砂岩、中细粒岩屑长石砂岩和细粒岩屑长石砂岩。通过微观实验可知,不同类型储层的矿物成分、排列方式及孔隙结构特征差异大,是造成储层应力敏感各向异性的关键因素。因此认为,致密油气藏不同类型储层应力敏感及各向异性存在较大差异,而储层微观非均质性特征是应力敏感及各向异性的主要影响因素。这一结论对鄂尔多斯盆地陆相致密非均质性储层的高效开发具有重要意义。     

塔西南阿克莫木气田白垩系克孜勒苏群砂岩储层特征及其控制因素

根据常规薄片、铸体薄片、常规物性和粒度分析,研究了塔西南阿克莫木气田克孜勒苏群砂岩储层的地质特征及其主控因素。结果表明,该套储层岩石类型以长石岩屑砂岩及岩屑砂岩为主;储层物性较差,为低孔、低渗储层;孔隙类型以次生孔隙为主,主要有粒内溶孔、粒间溶孔及微孔隙等;压汞曲线排驱压力较高,一般孔喉分选较差,总体具有小孔-细喉的孔隙结构特征。阿克莫木气田克孜勒苏群砂岩储层发育程度与碎屑颗粒的粒度粗细、岩屑含量以及成岩阶段的压实、胶结和溶蚀作用具有较强的相关性。辫状水道控制下的碎屑颗粒越粗,岩屑含量相对越高,溶蚀作用越强,储层就越发育;压实作用及成岩后期的碳酸盐岩、粘土类、硅质矿物的胶结作用不利于储层发育。     

横山油田魏家楼区三叠系延长组长6~1储层特征研究

针对横山油田魏家楼区长61油层段,对其储层岩石学、储层物性、孔隙结构及储层控制因素等进行了研究。该层段储层岩石类型主要为细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩,成分成熟度低,结构成熟度高;岩石物性总体较差,属低孔、低渗储层,发育有粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔、晶间微孔和微裂缝等几种孔隙,其中又以次生粒间溶孔为主。喉道以细喉-微喉为主;沉积作用发生后,成岩作用控制着储层孔隙结构特征及储层物性。根据岩性和物性特征,该区储集岩分为3类:Ⅰ类为好储集层,Ⅱ类为较好储集层,Ⅲ类为差储集层。     

靖边地区长6段致密砂岩储层孔隙结构及影响因素

文中综合恒速压汞与高压压汞技术,并结合常规物性分析、铸体薄片、扫描电镜等实验结果,对鄂尔多斯盆地靖边地区长6段储层孔隙结构进行了定量表征。依据压汞参数将孔隙结构分为3类,并分析了各类孔隙结构的影响因素。在恒速压汞基础上,引入分形理论探讨各类储层分形特征。结果表明:长6段储层岩石类型为长石砂岩和岩屑长石砂岩;孔隙类型以残余粒间孔为主;喉道类型主要为缩颈型喉道以及片状或弯片状喉道,孔喉半径分布在0.003~600.000μm,其中以半径小于2μm的孔喉为主;3类孔隙结构在孔隙类型、沉积环境及成岩作用方面各有差异,Ⅰ类孔隙结构储层质量最好;分流河道中砂岩具有较好的喉道分形特征,分流河道细砂岩次之,堤岸粉砂岩最差。     

鄂尔多斯盆地樊家川地区三叠系长63储层特征及主控因素

鄂尔多斯盆地樊家川长6储层为新的开发区域,其中长63为主力油层.为研究其致密储层特征及主控因素,开展了岩石薄片鉴定、常规物性及高压压汞分析等,对储层的岩石学、物性及孔隙结构特征进行了详细研究,建立了不同孔隙结构与成岩参数的识别函数,分析了不同孔隙结构储层储集性能主控因素.结果表明:①樊家川地区长63主要岩石类型为岩屑长...