马坊地区长8油层组有利储层发育的控制因素分析

通过铸体薄片、扫描电镜和物性分析,认为鄂尔多斯盆地马坊地区延长组长8油层组的储层为低孔低渗砂体。储层岩石类型以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主,填隙物以伊利石和绿泥石粘土矿物和铁方解石胶结物为主,胶结作用对储层的破坏严重。储层孔隙类型以环边绿泥石膜形成的原生粒间孔和溶蚀孔。马坊地区长8油层组优质储层的分布主要受沉积作用和成岩相的影响。分流河道和水下分流河道主河道的位置是有利储层发育区。优质储层主要受高岭石弱溶蚀相、长石溶孔相、环边绿泥石薄膜相发育带的控制。马坊地区长8油层组优质储层分布于水下分流河道砂体和分流河道砂体有关的绿泥石薄膜相和长石溶孔相。     

海拉尔盆地苏德尔特油田兴安岭群Ⅰ油层组沉积微相及其含油气性

砂岩油藏沉积相带分布及其引发的储层非均质性已经成为制约油藏滚动勘探和开发生产的瓶颈。在系统观察岩心的基础上并结合钻井、测井资料研究了海拉尔盆地苏德尔特油田兴安岭群Ⅰ油层组的沉积微相特征和分布。结果表明，苏德尔特油田兴安岭群Ⅰ油层组主要发育辫状河三角洲前缘水下分流河道、河口坝、远砂坝以及湖底扇主沟道、主沟堤等沉积微相，其中水下分流河道为最主要的沉积微相。在此基础上，剖析了沉积微相与储层物性、油气分布的关系，指出水下分流河道和河口坝微相砂体为该区有利的油气聚集区。     

储层致密化影响因素分析与有利成岩相带预测——以马岭油田长8油层组砂岩储层为例

马岭油田延长组长8油层组属典型的低孔、低渗致密砂岩储层,分析成岩因素对储层致密化的影响,并预测有利成岩相带发育区对寻找有利储层勘探区具有指导意义。通过岩心、铸体薄片、高压压汞、扫描电镜、X射线衍射等分析,研究了长8油层组储层岩石学、孔隙结构、物性特征,探讨了不同成岩作用因素对储层物性的影响,进而建立了成岩相划分标准,预测了有利成岩相带展布。结果表明:长8油层组为低孔、低渗储层,孔喉结构微观非均质性强;砂岩经历了中—强压实、中—强胶结和弱溶蚀成岩改造,压实、硅质胶结及碳酸盐胶结等作用共同促使了储层致密化,伊利石的存在造成了渗透率降低,绿泥石环边胶结、烃类侵位、长石及岩屑的溶蚀作用对储层发育均具有建设性作用,高岭石指示了次生孔隙的形成,但会对渗透率造成破坏;划分出6种成岩相,其中绿泥石-自生石英胶结相与溶蚀相等有利成岩相纵向上发育于长81、长82小层上部与中部,平面上呈透镜状、条带状,与水下分流河道、河口坝砂体具有较好的匹配关系,长81小层有利成岩相发育区规模远大于长82小层。     

鄂尔多斯盆地马岭油田延长组长8储层特征及影响因素分析

通过岩心、测井、铸体薄片、扫描电镜等相关资料,对马岭油田延长组长8储层特征及影响因素进行研究结果表明：马岭油田长8储集岩主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,成分成熟度低;储层孔隙类型多样,以粒间孔、长石溶孔为最主要的储集空间;物性特征为典型的低孔低渗储层;储层性质明显受沉积相和成岩作用的综合影响,其中,沉积厚度大、粒度较粗的水下分流河道砂体的储集物性最优,其次为河口坝,三角洲内前缘席状砂最差;成岩作用对储层物性有明显的控制作用,压实作用、胶结作用导致储层物性变差,溶蚀作用使储层物性得到较好的改善。     

鄂尔多斯盆地富县地区延长组长6储层特征

鄂尔多斯盆地富县地区长6油层组主要发育三角洲沉积,其中分流河道和水下分流河道是主要的油气储集层。长6油层组储集层岩石类型以岩屑长石细砂岩和长石细砂岩为主,颗粒间多为线、点—线接触,孔隙和薄膜式胶结,总体具有成分成熟度低、结构成熟度高的特征。粒间孔和长石溶孔是主要的储集空间,其中以小孔和微孔为主,渗透率小于3×10-3μm2,为特低渗储层和接近致密储层。研究区较强的压实作用、胶结作用是形成低孔低渗的主要因素,而溶蚀作用是储层物性改善的主要因素。     

陇东地区长8油层组储层特征及成岩作用研究

陇东地区长8油层组作为鄂尔多斯盆地延长组的主要产层之一,为典型致密砂岩储层,通过岩心观察、常规物性、高压压汞、铸体薄片等资料对研究区储层特征及成岩作用进行了研究。研究发现:陇东地区岩石类型主要为中-细粒砂岩;物性较差,大小受孔隙发育程度影响,为典型的孔隙型储层;在储层形成过程中,沉积和成岩作用导致了低渗-特低渗储层的形成,沉积作用控制了储层砂体的分布及发育程度,成岩作用则改变了储层的物性。研究区有利储层的寻找应着眼于受沉积作用控制的辫状河三角洲前缘砂体中的水下分流河道。     

鄂尔多斯盆地郑庄油区延长组长6油层组储层特征

通过岩心分析及镜下观察等研究,认为郑庄油区长6油层组储层岩石成分以长石砂岩为主,岩石成分成熟度低,结构成熟度中等,储层物性以低孔、低一特低渗为主,储层展布主要受沉积相控制,沉积类型为三角洲前缘亚相沉积。水下分流河道微相是该区的主要储集岩相。长6油层组浊沸石溶蚀作用比较发育,对改善储层物性起到关键性作用。     

鄂尔多斯盆地镇北油田长8油层组储层影响因素分析

结合岩性观察、薄片鉴定、电镜扫描、阴极发光和物性分析等资料,研究了鄂尔多斯盆地镇北油田长8油层组储层特征及影响因素。研究表明,镇北油田长8油层组储层处于三角洲沉积交汇处,主要发育三角洲前缘亚相砂体。岩性以岩屑质长石砂岩为主,平均孔隙度9.64%,渗透率0.68mD,属低孔-特低孔、低渗-特低渗储层。储集性能主要受沉积环境和成岩作用的影响,水下分流河道、河口坝和远砂坝砂体是有利的储集空间。压实-压溶作用、胶结作用是导致孔隙度减小的主要原因,使储集层物性变差;溶解作用形成大量次生孔隙,极大程度上改善了储层的储集性能。     

鄂尔多斯盆地白豹—华池地区延长组长6油层组沉积环境及成岩相分析

根据测井、岩心等资料综合分析恢复鄂尔多斯盆地白豹—华池地区的沉积环境,利用薄片资料分析储层物性特征及成岩相类型和分布。并在此基础上讨论沉积环境与成岩相的关系。研究认为研究区长6期发育河道型浅水三角洲前缘和与之伴生的深水滑塌成因重力流沉积,其中水下分流河道微相及深水砂质碎屑流沉积是砂体主要成因单元。储集砂体主要为长石砂岩和岩屑长石砂岩,物性较差,属于中低孔特低渗储层。储集空间是原生粒间孔、次生溶蚀孔和少量裂缝的组合。压实作用、溶解作用及胶结作用是影响储层物性的主要成岩作用。不同沉积单元砂体的成岩作用和物性不尽相同,其中三角洲前缘水下分流河道主要以弱压实—绿泥石胶结相为主,深水砂岩主要以长石溶蚀相为主,两者结合部位发育绿泥石胶结—长石溶蚀相,均为有利成岩相带。成岩相研究与沉积环境分析相结合能够更好地预测有利储层的分布。     

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。     

鄂尔多斯盆地延长组长9油层组成藏地质条件

通过对鄂尔多斯盆地长9油层组成藏地质条件的分析,认为长9油藏的油源主要来自于上覆长7油层组和其本身两套烃源岩,但志丹地区长9油藏原油来源于长9烃源岩,无长7烃源岩的混入。长9油层组含油段主要集中在长9¹亚段,储集体主要发育于辫状河三角洲平原相分流河道砂体及三角洲前缘水下分流河道砂体,部分为半深湖亚相浊积岩砂体。长9储层的岩石类型主要为岩屑长石砂岩,以粒间孔为主,孔隙度、渗透率总体较低。平面上储层物性分布差异性较大,姬塬地区砂岩粒度粗,粒间孔发育,物性最好;而发育碳酸盐胶结物的洛川地区孔隙不发育,物性最差。根据源-储关系,长9油层组主要发育上生下储、自生自储两种成藏组合类型。据综合分析,姬塬地区成藏条件较好,为下一步勘探的最有利区。     

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。     

正宁-宜君地区长8储层特征及物性影响因素

通过岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜、图像粒度、图像孔隙及高压压汞等分析测试手段,研究了鄂尔多斯盆地南部正宁-宜君地区长8储层特征及物性影响因素。研究表明,长8储层岩石类型主要是细-极细粒长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩,以碳酸盐胶结物为主,孔隙类型主要是粒间孔和长石溶孔;长8储层属于浅水湖泊三角洲型致密油砂岩储层;长8储层物性受沉积、成岩和孔隙结构等方面因素影响,长石颗粒含量高、碳酸盐胶结物含量高及孔隙结构较差是造成研究区长8储层低渗的主要原因。     

川西北地区三叠系须家河组深层储层特征及主控因素

川西北地区三叠系须家河组深层碎屑岩是重要的天然气勘探领域,储层质量对气藏发育规模至关重要。应用岩心、露头、地震和测井等资料,对川西北地区三叠系须家河组储层特征及其主控因素进行了分析,并对有利储层发育区进行了评价。研究结果表明：①川西北地区三叠系须家河组深层有效储层属低孔低渗储层,主要发育于三角洲水下分流河道、河口砂坝等微相,岩性以粗砂岩和含砾细砂岩为主,储集空间主要为原生孔、粒内和粒间溶蚀孔及裂缝。②研究区有效储层的发育主要受沉积微相、成岩作用和构造破裂作用等因素控制。水下分流河道砂体最为有利;溶蚀作用形成溶蚀孔隙,并对原生孔隙进行改造,有效提高了砂体物性;构造破裂作用产生的构造裂缝对有效储层的形成具有重要影响。③研究区须家河组三角洲前缘水下分流河道发育大面积砂体,较多的原生孔隙在早期快速埋藏过程中得以保存;在后期埋藏成岩过程中,烃类生成过程中产生的有机酸使得岩石产生了大量溶蚀孔隙;喜山期构造运动形成的大量裂缝优化了储层物性。④川西北地区三叠系须家河组相对优质储层主要分布于老关庙—文兴场—柘坝场、中台山、黎雅庙及剑门关等4个区域。     

西湖凹陷平湖构造带平湖组砂岩储层特征及其主控因素

以岩心和铸体薄片观察为基础,结合扫描电镜、储层物性、压汞及试采等综合资料分析,对西湖凹陷平湖构造带平湖组砂岩储层发育特征进行了研究。结果表明,该区平湖组储层岩石类型以长石质石英砂岩为主,颗粒分选和磨圆度较好,成分成熟度中等,结构成熟度高;储层物性表现为低孔、低渗和中孔、中渗的特征,孔、渗相关性好;孔隙类型主要发育有粒间溶孔和剩余原生粒间孔,喉道类型以缩颈型喉道、片状喉道、弯片状喉道为主,孔、喉组合以中孔、粗喉为主。在此基础上,从沉积相、成岩作用和异常超压等方面对该区储层发育主控因素进行了分析。综合研究表明,沉积相是该区储层发育的主控因素之一,其中三角洲平原分支河道砂体物性最好,其次为三角洲前缘水下分流河道砂体;压实作用和胶结作用导致该区储层物性变差,溶蚀作用则有助于形成次生孔隙空间,并大大改善储层物性;异常超压对研究区储层有建设性影响,可以在一定程度上使原生孔隙得以保存,并促进早期碳酸盐胶结物的溶解,形成粒间溶孔,改善储层物性。     

准噶尔盆地SN31井区白垩系清一段一砂组沉积相及储层主控因素分析

准噶尔盆地SN31井区白垩系清水河组地层厚度大多在300 m以上,储集体横向和纵向变化较大,不同砂层组的储集性能、物性主控因素及其空间展布规律的研究不够精细,难以满足油气勘探开发特别是滚动评价的需求。综合岩心观察、薄片鉴定、测井和录井资料分析、扫描电镜分析等多种技术方法,研究了清一段一砂组的岩石学特征、物性特征、各目的小层的沉积微相分布特征及储层物性主控因素。结果表明:清一段一砂组储层以细砂岩、砂砾岩、粗砂岩和中砂岩为主,成分成熟度较低,结构成熟度中等,储层物性较好,属于中孔中渗储层;研究区主要发育辫状河三角洲前缘水下分流河道、河口坝、席状砂沉积,并以水下分流河道微相的砂砾岩、粗砂岩和中砂岩储层物性最好;该区储层物性主要受到沉积作用的控制,成岩作用的影响较小,优质储层主要发育于辫状河三角洲前缘水下分流河道沉积微相中。     

顺宁油田低渗透砂岩储层沉积特征与控油因素

延长组长 2油层组为顺宁油田的主要产层,含油部分主要位于长 2¹油层,为典型的低渗透砂岩油层,由分流河道及分流间湾沉积组成,分流河道由北东向东南再向西南弯转,由主体、侧体及边部三部分组成,主体部分物性好,为油气主要聚集场所.长2^1-1油层分布广泛,含油厚度大,长2^1-2油层则分布局限,油层薄,二者同处一个油水系统,由主体向两侧由均匀-不均匀含油过渡到不均匀-斑状含油直至微含油.油水分布主要受相带、构造和砂体厚度等因素控制.     

鄂尔多斯盆地安边地区长8段致密砂岩储层特征及分类评价

阐明鄂尔多斯盆地安边地区长8段储层特征及分类,可为安边地区勘探开发提供基础地质依据。综合运用粒度分析、真空浸渍铸体薄片、扫描电子显微镜、压汞法、黏土矿物X?射线衍射法和常规物性分析,并结合岩心观察和测井资料进行宏观印证,结果表明：安边地区长8段储层砂岩类型主要为成熟度较低的细粒长石砂岩和岩屑砂岩;碳酸盐胶结物主要为铁方解石;黏土矿物填隙物中,长8₁亚段储层伊利石含量最高,而长8₂亚段储层主要为绿泥石;储集空间主要为残余粒间孔和长石溶孔;影响储层质量的破坏性成岩作用主要为压实及胶结作用,建设性成岩作用为溶蚀作用;物性统计结果表明长8段储层属于低孔低渗—特低渗储层。根据分类评价标准,将安边地区长8段储层分为4类,有利勘探开发区主要为I类及Ⅱ类储层,均呈北东—南西向长条带状展布,属于水下分流河道主体部位;其中长8₂亚段最优储层主要位于安边地区中部,长8₁亚段储层最优储层主要位于安边地区东部。     

陕北丰富川油田低渗透油藏整体开发配套技术

丰富川油田长2油层属低渗透砂岩油藏,平均渗透率为8.4×10-3μm2,孔隙度13.5%。储层为三角洲平原分流河道砂体,岩性主要为细粒长石砂岩,胶结致密。油层平均厚度12 m,埋深400600 m。油水分布具有明显的分带性,自下而上可分为纯水带、油水过渡带和纯油带。针对该油田油藏地质特征,实施了整体开发配套技术,从2000年发现到2003年,建成年产原油30×104t,实现了该油田快速高效开发。     

大庆长垣及以西地区泉三、四段扶杨油层储层特征

大庆长垣及以西地区下白垩统泉头组三、四段扶杨油层油气资源潜力较大,是大庆油田近年来后备储量的主要来源.但是,单井石油产能低,储量丰度低,直接影响了探明储量的升级及开发.为此,迫切需要开展直接影响产能的储层特征研究,以寻找高丰度储量区块.该文就是针对大庆长垣及以西地区下白垩统泉头组三、四段扶杨油层,在层序地层和沉积相研究的基础上,系统地研究了储层特征.研究区储层主要为三角洲平原分流河道及三角洲前缘水下分流河道砂体;河道砂体单层厚度小,岩石颗粒细;砂岩总体上为低渗透储层;砂体的埋深和沉积类型是储层物性的主控因素,溶蚀孔隙可以改善砂岩物性;齐家-古龙凹陷周边为较有利、有利储层发育区,是下一步勘探及发现高丰度储量的重点目标区.