鄂尔多斯盆地A油田低渗透储层物性特征及其主控因素

鄂尔多斯盆地A油田长2储层岩性主要为细粒长石砂岩。储层类型为低孔低渗型,平均孔隙度为12.6%,平均渗透率为10.7×10-3μm2。长2储层物性主要受沉积微相、成岩作用、裂缝发育程度与规模控制:辫状河河道砂坝中-细砂岩具有较高的孔隙度和渗透率,天然堤粉细砂岩和细砂岩的孔隙度和渗透率较低;压实作用是导致长2储层砂岩孔隙度降低的主要原因;胶结作用进一步破坏孔隙度,碳酸盐岩是砂岩孔隙度降低的主要胶结物;溶解作用一定程度上改善了长2储层物性,裂缝对砂岩渗透率的提高有重要贡献。     

运用扫描电镜和压汞法研究江汉盆地古新统—白垩系砂岩储层孔喉结构及定量参数特征

通过储集层的孔喉结构来评价储层已广泛运用于油气开发,但目前尚未运用于钾盐储层的评价。本文利用扫描电镜和压汞法获得的大量储层孔隙、孔喉实验数据,研究了江汉盆地古新统—白垩系富钾卤水砂岩储层的孔喉类型和结构、毛细管压力曲线,以及孔喉定量特征参数。研究表明,古新统沙市组砂岩储层以Ⅱ类孔隙结构为主,排驱压力平均值为2.72 MPa,孔隙度平均值为6.32%。而白垩系红花套组砂岩储层以Ⅰ、Ⅱ类孔隙结构为主,Ⅰ类排驱压力平均值为0.28 MPa,孔隙度平均值为16.99%,渗透率为87.79×10~(-3)μm~2;Ⅱ类排驱压力平均值为1.103 MPa,孔隙度平均值为10.02%,渗透率为18.83×10~(-3)μm~2。通过综合分析孔喉定量特征参数(如最大汞饱和度、最大孔喉半径、中值半径、退汞效率等)来评价储层质量,认为古新统沙市组砂岩类型以粉砂岩为主,储层质量较差,属于特低孔低渗储层;白垩系红花套组砂岩类型以细砂岩为主,储层质量较好,属于低孔低渗储层。本研究为该区富钾卤水储层评价以及进一步勘探开发提供了可靠的地质依据。     

珠江口盆地白云凹陷深层储层特征与有效储层控制因素

珠江口盆地白云凹陷珠海组和恩平组是该区深层油气勘探的主要层系,查明深层储层基本特征和有效储层控制因素对于白云凹陷深层油气勘探具有重要意义. 基于岩石学和矿物学、成岩作用、孔隙特征及沉积相分析,明确了白云凹陷深层储层基本特征. 白云凹陷深层以低孔低渗和致密储层为主;压实作用是造成深层储层变差的主要原因,碳酸盐胶结和石英次生加大是主要的自生矿物;孔隙类型以粒间溶孔和粒内溶孔为主;有效储层以低孔低渗及以上储层为主,孔隙度总体保持在10%左右,渗透率变化范围大. 中粗粒沉积相带、溶蚀作用和超压是深层有效储层的主要控制因素. 中粗粒砂岩具有较好的原生孔和次生孔发育条件,渗透率较高,胶结减孔作用弱,溶蚀增孔作用强;溶蚀作用是深层关键的建设性成岩作用,溶蚀孔隙是深层主要的孔隙类型;超压传导作用有利于酸性流体活动和溶蚀物质的迁移,对形成溶蚀孔隙具有积极意义;分流河道和水下分流河道砂体是中粗粒砂岩的主要载体,应作为深层油气勘探的优选对象.      

川中蓬莱地区须二段致密砂岩储层物性下限研究北大核心CSCD

储层物性下限研究对评价储层的储集产出性能及估算油气资源储量具有至关重要的意义。由于致密砂岩的孔隙微观结构和孔喉配置的特殊性,相同孔隙度的储层对应渗透率相差较大,常规储层的以孔隙度下限代表储层下限的指标体系不适用于致密砂岩储层下限的表征。基于此,本次研究以川中蓬莱地区上三叠统须家河组二段砂岩储层为用例,提供了一套适用于特低孔特低渗的致密砂岩储层下限求取的方法步骤。对于非均质性较强,孔隙结构复杂的储层,选取与气藏产能相关性较高的渗透率作为储层下限研究的关键参数来提高低孔渗储层的评价精度。以蓬莱107井区为例,根据不同的储集空间类型,将储集层分为孔隙型储层和裂缝-孔隙型储层。通过岩芯物性、试井、压汞分析成果等资料,运用经验统计法、最小孔喉半径法、气藏工程法、KH法、KH-产量相关法等多种方法对储层下限进行分析,确定研究区须二段储层储集渗透率下限为0.04×10^(-3)μm^(2)。研究区达到储量规范标准下工业产能的储层孔隙度下限:孔隙型储层为7.2%,裂缝—孔隙型储层为4.5%;达到中产产能的储层孔隙度下限:孔隙型储层为11.3%,裂缝—孔隙型储层为8.1%。     

致密砂岩储层物性测试合理平衡时间探讨

正致密砂岩是指低孔低渗(岩石孔隙度小于或等于10%,基质覆压渗透率小于或等于0.1 mD)(1m D=1×10~(-3)μm~2)的砂岩。致密砂岩储层与常规储层相比,其沉积背景和沉积环境、成岩演化、孔隙类型、孔喉结构、孔隙连通性、储集性等方面均有较大差异,从而造成低孔低渗、小孔喉,渗流阻力大,流体进入比较缓慢。所以储层物性测试结果往往误差会比较大(2010,蔡希源;2009,谷江锐)。     

鄂尔多斯盆地小河-青阳地区下马家沟组储层特征研究

通过碎屑岩普通薄片鉴定、铸体薄片鉴定及扫描电镜观察等手段,结合分析实验,对鄂尔多斯盆地小河—青阳地区本溪组盒8储层进行分析。研究结果表明,研究区本溪组盒8砂岩主要有3种岩性类型:石英砂岩、岩屑砂岩、岩屑石英砂岩。碎屑颗粒粒径集中分布在0.2～0.8 mm之间;各层填隙物平均含量为12.8%～16.6%,平均为14.8%,组分有杂基、凝灰质、水云母、硅质、高岭石、铁方解石等;储层孔隙度主要在3%～13%之间,渗透率在0.02～15.0×10~(-3)μm~2之间;渗透率变化主要受孔隙发育程度的控制,渗透率与孔隙度为正相关,属低孔、低渗特低渗致密型储集层。     

鄂尔多斯盆地长北气田山西组二段低孔低渗储层特征及形成机理

长北气田山西组二段主要为三角洲平原分支河道沉积的石英砂岩和岩屑砂岩,其埋藏深度中等（2 700～2 950 m）,但物性较差（孔隙度和渗透率平均分别为5.2%,0.7×10-3μm2）,属于低孔低渗的致密储层。造成低孔低渗的主要原因是：该套砂岩形成于三角洲平原含煤酸性环境,砂岩中原始孔隙水介质呈酸性,碳酸钙处于不饱和状...     

梨树断陷十屋油田营城组砂岩成岩作用特征及孔隙演化

应用偏光显微镜、扫描电镜和X--射线衍射等方法,对梨树断陷十屋油田营城组储层砂岩的储层特征、成岩作用及孔隙演化进行了详细描述和分析。结果表明:十屋油田营城组储层砂岩的岩石类型主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,其次为长石砂岩;经历的主要成岩作用有压实作用、胶结作用、溶蚀作用和交代作用;成岩阶段已达到中成岩阶段A--B期。砂岩的喉道属于中-低喉级别,孔隙度平均为8%~10%,渗透率平均为15×10-3~26×10-3μm2,属于低孔--特低孔—特低渗--中渗型储层。     

福山油田保护油气层钻井完井液技术研究

福山油田为典型凝析油气藏,储层孔隙度10%～20%,平均渗透率35?10-3 μm2,属于中孔低渗储层,部分为低孔特低渗储层,且水敏、易塌。通过试验选用了以XZD-Ⅱ为暂堵剂的屏蔽暂堵钻井完井液实施油气层保护,取得了较好的保护效果。     

鄂尔多斯盆地集义地区山西组砂岩储层孔隙结构特征及其与物性的关系

为科学评价鄂尔多斯盆地集义地区山西组砂岩储层微观孔隙结构特征及其对物性的影响,对定量表征储层孔隙结构的主要参数进行了分析,并探讨其与物性的关系。研究表明:研究区山西组主要发育石英砂岩,次为岩屑石英砂岩,平均孔隙度为6.79%,平均渗透率为0.71 m D,总体上物性较差。储层孔隙类型有残余粒间孔、粒间溶蚀孔、格架颗粒内溶孔、微孔隙、微裂缝等。根据砂岩毛细管压力曲线形态和参数特征,将其划分为低排驱压力—粗喉型、较低排驱压力—较粗喉道型、中排驱压力—中喉道型、高排驱压力—细喉道型等4种类型。砂岩孔隙度、渗透率均与排驱压力呈负相关关系,与孔喉半径均值呈正相关关系,与孔喉的分选系数呈正相关关系。低渗、特低渗储层中以偏细喉道为主,发育的较粗喉道能有效提高孔隙度和渗透率。     

鄂尔多斯盆地姬塬西部长8_1致密储层特征及孔隙度演化分析

<正>目前,世界油气资源勘探开发对象逐渐转向非常规油气,致密砂岩油气成为研究热点。在我国,一般认为孔隙度小于10%,覆压渗透率小于0.1×10-3μm2的储层即为致密砂岩储层,其油气资源丰富,广泛分布于鄂尔多斯、四川、松辽等盆地[1]。鄂尔多斯盆地三叠系延长组为低渗透—特低渗透储层。姬塬西部长81油层组,由于致密砂岩油气藏的致密过程复杂,关于储层致密与油气成藏的先后顺序存在以下3种观点:[2][3][4]     

沙南凹陷古近系中深层砂岩储层特征与岩性油气藏勘探

渤海湾盆地沙南凹陷陡坡带古近系沙河街组二段发育辫状河三角洲相砂岩储集层,该储层受构造位置、埋藏速率、古地温变化、断裂作用的影响,在不同构造区特别是中深层,其物性具有明显的差异性。笔者等利用钻井、测井、地震及分析化验等资料,对中深层砂岩储层沉积相、成岩作用及孔隙演化特征进行研究,提出优质储层的主控因素及演化规律。结果表明,研究区中深层砂岩以岩屑长石砂岩为主,孔隙以粒间溶孔、粒内溶孔为主,储层存在中孔中渗型、中孔低渗型、低孔低渗型和低孔特低渗型4类,且以中孔低渗型为主。储层孔隙总体比较发育,储层整体表现为中等孔隙度、中等渗透率,储层物性较好。对区内优质储层发育的控制因素进行研究表明,富含石英、长石的物源区母岩是区内优质储层发育的物质基础,三角洲分流河道沉积相是优质储层发育的主要沉积相类型,成岩晚期方解石胶结物经过强溶蚀作用是优质储层发育的关键因素。对中深层优质储层时空演化规律分析表明,沙南凹陷南次洼曹妃甸14- e构造区发育辫状河三角洲相砂体,且这些砂体都位于有效烃源岩内,油气运聚条件优越,所以岩性油气藏勘潜力较大。已钻井也证明了区内厚油层的存在,说明该区是沙南凹陷岩性油气藏勘探最有利场所。     

川西新场气田下沙溪庙组致密储层特征及储集性影响因素

川西新场气田下沙溪庙组主要为三角洲、湖泊沉积,砂岩通常呈南北向条带状分布在新场地区的东西两个区域,分布范围较上沙溪庙组砂岩小,但在东部地区仍具有较大厚度(20 m~35 m)。下沙溪庙组储层平均孔隙度10.7%,平均渗透率0.15×10-3μm2,属于低-中孔、特低渗非均质储层。与目前构成沙溪庙组气藏主体的上沙溪庙组砂岩比较(平均孔隙度9.4%,平均渗透率0.145×10-3μm2),下沙溪庙组(特别是Js31储层)具有较高孔隙度、较好孔隙结构和近似的渗透率,裂缝相对不发育。储层主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,孔隙类型以粒间溶蚀扩大孔、剩余粒间孔和粒内溶孔为主。沉积微相是影响新场地区下沙溪庙组储层储集性的最主要因素,优质储层主要分布在分流河道(特别是河道主体部位)砂岩中。同时,储层储集性也明显受到岩石组构、成岩作用的影响。位于东、西分流河道主体部位的中粒高长石、低岩屑、低碳酸盐胶结物、低粘土矿物的砂岩具有最佳的储渗性。     

鄂尔多斯盆地姬塬油区铁边城区块长8储层成岩致密化及其与油气成藏关系

通过铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、X衍射、高压压汞和流体包裹体等多种测试分析,系统研究了鄂尔多斯盆地姬塬油区东南部铁边城区块延长组长8油层组致密砂岩储层的岩石物性、成岩作用和致密化过程及其与油气充注成藏的时序关系。结果表明,研究区长8储层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,储集性能较差,平均孔隙度为7.34%、平均渗透率为0.11×10~(-3)μm~2,属于较为典型的(特)低孔-超低渗致密储层,成岩作用类型以压实、胶结和溶蚀作用为主,成岩演化阶段主体已进入中成岩A期;储层成岩-致密化过程先后经历了早成岩A-B期压实+胶结减孔、中成岩A_1期溶蚀增孔+胶结减孔、中成岩A_2期胶结减孔3个主要阶段。早白垩世末(100 Ma)最大埋深之前的压实和胶结作用是储层致密化的根本原因,造成孔隙度分别降低了21.14%和14.0%,溶蚀增加的孔隙度仅为1.76%;早白垩世中期2个主要幕次(123 Ma和105 Ma)的大规模烃类充注-成藏事件开始发生时,储层孔隙度已在晚期胶结作用影响下降至7.82%,成为典型的(特)低孔-超低渗致密砂岩储层,因而具有"先致密、后成藏"的特征。     

海拉尔盆地贝西斜坡北部地区储层特征及影响因素分析

通过测井曲线的标准化处理及信息提取、岩心及录井岩屑观察、铸体薄片、物性分析、扫描电镜、压汞分析等技术手段,研究了海拉尔盆地贝西斜坡北部地区南屯组储层的主要岩性特征、物性特征、储集空间类型和影响因素.研究结果表明.海拉尔盆地南屯组以内陆湖相碎屑岩为主,主要包括角砾岩、砾岩、砂砾岩、粗砂岩、细砂岩、粉砂岩、泥质砂岩及泥岩等.南一段储层孔隙度平均值为6.15%,渗透率平均值为0.31 × 10-3μm2,为低孔特低渗型孔隙特征;南二段储层孔隙度平均值为12.18%,渗透率平均值为2.79× 10-3μm2,属于中孔低渗型孔隙特征.储集空间类型以粒间孔隙为主,发育一定的次生孔隙.喉道分为4种类型(Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类、Ⅳ类).扇三角洲前缘分支水道砂体、扇三角洲平原辫状河道砂体和滨浅湖砂坝微相砂体为该区有利的储层砂体类型.储层性质主要受沉积相和成岩作用影响.     

应用恒速压汞技术定量评价低渗—特低渗砂岩储层微观孔喉特征:以石臼坨凸起陡坡带东三段为例

砂砾岩储层中的低渗—特低渗砂岩对储层整体油气运聚、成藏起到了重要影响。利用恒速压汞技术探讨石臼坨凸起陡坡带东三段扇三角洲砂砾岩储层中不同渗透率级别的低渗—特低渗砂岩储层微观孔喉分布特征及不同尺度孔喉的物性贡献。研究表明:(1)低渗—特低渗砂岩和常规砂岩相比具有孔隙大小中等,喉道半径偏小,孔喉比异常大的特点。渗透率受孔喉半径变化影响更明显,大半径喉道数量和分布是影响储层渗流能力的关键因素;(2)低渗—特低渗砂岩孔隙主控进汞区是控制流体流动最有效最主要的空间,渗透率越高,孔隙主控区的喉道半径范围越大。孔喉过渡进汞区进汞贡献主要来自孔隙和喉道联合进汞,随着喉道半径减小,细喉道逐渐成为流体储集和流动的主要空间;喉道主控区渗透率贡献也很低,微细喉道及微喉道是进汞主体空间,孔隙贡献基本为0,该阶段流体流动能力受喉道半径变化影响较大。随着渗透率增加,低渗—特低渗砂岩渗流能力的决定性喉道半径值从1~2μm增大到3~4μm。基于恒速压汞技术的低渗—特低渗砂岩微观孔喉定量表征填补了渤海海域相关研究的空白,从而有助于实现该类储层全面准确的储层评价。     

鄂尔多斯盆地镇泾地区长8段致密砂岩油藏成藏孔隙度下限研究

鄂尔多斯盆地镇泾地区长8段现今含油储层孔隙度和渗透率下限分别为4%和0.03×10-3μm2,属于特低孔低渗油藏。主成藏期、成岩作用、埋藏史及模拟实验研究结果表明,高致密油藏缘于成藏后储层致密化。传统方法是通过统计现今含油物性下限作为成藏物性下限,这种方法不适用于成藏后再致密油藏的研究。以现今储层含油物性下限为切入点,利用砂岩孔隙度演化规律,对现今储层含油物性下限进行成藏后孔隙度损失量补偿,从而求取油气成藏孔隙度下限,利用该方法得出镇泾地区长8段石油成藏孔隙度下限为10.5%。研究表明成藏物性下限是镇泾地区长8段成藏的主控因素之一,只有成藏期孔隙度大于成藏孔隙度下限时油气才可能进入圈闭成藏。     

苏德尔特油田低渗透凝灰质砂岩成岩作用及储层质量差异性演化

海拉尔盆地贝尔凹陷苏德尔特油田兴安岭油层为典型的富火山物质的低渗致密砂岩储层。利用岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜分析、压汞测试分析等方法,对兴安岭油层储层成岩作用及其控制下的储层质量演化过程进行了系统研究。结果表明,储层目前主要处于中成岩A期,整体经历了压实作用-早期方解石胶结作用/方沸石胶结作用-方沸石溶解/长石溶解作用/高岭石胶结作用/硅质胶结作用-晚期方解石胶结作用。兴安岭油层储层可以划分出强压实成岩相（I）、弱压实-方解石中强胶结成岩相（II）、中等压实-方沸石/长石强溶解成岩相（III）、中等压实-方沸石/长石中强溶解-高岭石强烈充填成岩相（IV）4种类型的成岩相。压实作用和早期方解石胶结作用导致储层孔隙度和渗透率降低,方沸石和长石的溶解作用有效提高储层孔隙度和渗透率,高岭石的沉淀作用导致储层渗透率大大降低。成岩相I和成岩相II储层质量最差,孔隙度和渗透率均较低,为典型的特低孔特低渗致密储层;成岩相III储层质量最好,具有较高的孔隙度和渗透率,为中孔-中低渗储层;成岩相IV储层质量中等,具有较高的孔隙度,但渗透率较低,为中孔（特）低渗储层。     

鄂尔多斯盆地韩渠-张天渠地区长2油层沉积相及储层特征

利用区域地质、测井、砂岩薄片、铸体薄片、扫描电镜、X衍射分析等多种方法对鄂尔多斯盆地韩渠-张天渠地区长2油层沉积相和储层特征进行了综合分析研究。结果表明：该区长2时期发育三角洲平原沉积体系,广泛发育的分流河道砂体储集层为油气的聚集提供了有利场所,分流河道储层空间以原生粒间孔为主,孔隙度一般为15 %左右,渗透率一般为5×10^-3μm² 左右,属低孔低渗型储层。本区构造运动微弱,长2为构造-岩性油藏,分流河道砂体与长1沉积的泥岩盖层配置以及上倾方向分流间洼地的岩性遮挡是油气在长2 砂体中富集的主要控制因素。     

伊通盆地岔路河断陷粘土矿物特征及其对储层物性的影响

粘土矿物的类型和含量对储层的物性有着较大的影响。伊通盆地岔路河断陷储层属于中低孔、低渗储层。据粘土矿物X射线衍射分析,结合电镜扫描等资料分析研究,得出了储层的孔隙度、渗透率随粘土矿物的含量、成分、产状的变化关系。研究表明,粘土矿物的绝对含量与孔隙度和渗透率呈现负相关性,且其对渗透率的影响明显要比对孔隙度的影响大。随着伊利石含量的增加,砂岩的渗透率有减小的趋势;而随着高岭石含量的增加,砂岩的渗透率有增大的趋势,孔隙度随粘土矿物相对含量的变化不显著。