鄂尔多斯盆地低渗透储层粘土矿物分析

鄂尔多斯盆地砂岩储层为典型低孔、低渗,储层粘土矿物较为发育.粘土矿物对储层储集条件和渗流能力有较大影响,是开展储层评价和油层伤害研究的重要因素之一.同时,由于粘土矿物包含了大量沉积环境介质的物理化学信息,对其规律进行认识可以有效指导储层精细评价、有利区预测和开发技术政策制订等工作.     

准噶尔盆地中部低渗透砂岩储层成因

通过露头观察、镜下薄片鉴定、扫描电镜、x-衍射等分析测试手段,研究了准噶尔盆地中部侏罗系特低孔、特低渗砂岩储层的主控因素与形成机理.结果表明,储层砂岩岩屑含量高,成熟度低,煤系储层.粒径偏细导致砂岩储层对压实作用敏感,压实作用是导致储层孔隙度降低的主要因素;胶结作用是导致砂岩物性降低的次要成岩作用;流体溶蚀作用产生的离子不能有效迁移,高岭石等粘土矿物原地沉淀,堵塞孔隙.这些因素的耦合作用是低渗透储层发育的诱因.     

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。     

WN区长6储层特征及影响因素分析

低渗储层已成为近年来开采开发的重点,本文对WN区长6储层进行了研究,主要得出以下结论:1长6储层作为主力油层,其岩石成分以砂岩和粉砂岩为主,还有部分泥岩,填隙物以胶结物为主,并含有少量的杂基,粘土矿物以绿泥石为主;2影响储层特征的主要因素分别为机械压实作用、胶结作用和溶蚀作用以及压溶作用。机械压实作用、胶结作用和压溶作用对储层的物性起破坏性的作用,溶蚀作用对储层的物性起建设性的作用。     

准噶尔盆地侏罗系低渗透油气储层特征及成因探讨

通过对准噶尔盆地侏罗系低渗储层岩石学特征、成岩作用特征及物性特征、孔隙结构特征等因素分析，研究了侏罗系低渗储层的成因，分析了影响低渗储层性质的重要因素，认为成岩压实作用是决定准噶尔盆地侏罗系低渗储层性质的关键因素，相对优质储层主要分布于低热成熟度、低塑性岩屑含量和粗粒级的砂体中。砂岩粒径、塑性岩屑含量和煤系发育程度影响成岩压实减孔量，从而影响剩余原生粒间孔隙发育程度。三工河组受沉积环境、组分和结构控制的相对优质储层分布广泛，是侏罗系中的最佳储层。煤系地层发育程度对储层物性有重要控制作用。     

准噶尔盆地南缘西部第三系储层特征及影响因素

准噶尔盆地南缘西部第三系储层以砂岩、砂砾岩为主.沙湾组属辫状河道砂体,储集物性较差,具有中孔、低渗的特点.塔西河组属沿岸砂坝,储集物性好至差,具高孔高渗至低孔低渗的特点,两极分化严重.独山子油田沙湾组、塔西河组,是目前盆地南缘发现最好的含油气储层.影响储层主要因素是胶结物含量.大量蒙脱石、伊/蒙混层粘土矿物的存在,造成微粒运移堵塞了粒间孔隙.晚期方解石的胶结,致使岩性致密,孔隙度变小,渗透性变差.方解石含量的多少,决定着储层物性的好坏;蒙脱石含量的高低,决定着油层的损害程度.     

鲁克沁北一区二叠系梧桐沟组储层特征及其对注水开发的影响

通过常规薄片、铸体薄片、扫描电镜、压汞、岩心常规分析等资料,对北一区梧桐沟组储层岩石学、储层孔隙类型、孔隙结构、粘土矿物及物性特征进行研究,并简要分析了其对注水开发的影响。研究表明,梧桐沟组三个砂组岩性均为岩屑砂岩,储集空间以剩余粒间孔为主,孔隙结构分为三类,从物性来看,1砂组属于中低孔低渗储层,3砂组属于低孔特低渗储层。1砂组的储集性能和物性均好于3砂组,且1砂组砂体延伸更远,向北扩展潜力很大。此外,研究区注水试验存在欠注问题,分析认为这与储层物性、孔隙结构以及粘土矿物类型和含量有关,这将为该区注水开发对策提供依据。     

电镜扫描在碎屑岩储层粘土矿物研究中的应用

以电镜扫描为主要手段，通过对南充构造上三叠统须家河组砂岩储层中粘土矿物的显微分析，直观地展示了储层中粘土矿物在电镜扫描下的形态、产状等方面的特征。研究了储集层中粘土矿物的类型、含量及其在电镜扫描下的空间分布特征。探讨了粘土矿物的含量、类型及其在储层孔隙中的产状对储层物性的影响，以及粘土矿物对储层损害的影响。初步展示了电镜扫描在碎屑岩油气储层粘土矿物分析研究中的意义及其应用前景。     

耿43井区储层微观结构特征及其与物性的关系

为了研究储层微观结构特征对物性的影响,利用电镜扫描、X衍射以及压汞等实验对鄂尔多斯盆地耿43井区长4+5储层岩心进行了研究.研究结果表明,储层为长石砂岩,粒度以细砂为主;粘土矿物多为伊利石、高岭石和绿泥石,伊蒙混层含量较少;砂岩结构成熟度和成分成熟度较高;储层物性为低孔特低渗透率储层,门槛压力、中值压力等微观孔隙结构参...     

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。     

高邮凹陷高含水砂岩油藏储层物性变化特征及影响因素分析

高含水砂岩油藏经过长期注水后,其物性会发生变化,对油藏开发产生明显的影响。为此,通过利用不同渗透率的岩心开展了水冲刷实验研究,并在实验基础上分析了黏土矿物、孔喉特征及岩石润湿性等对储层物性变化的影响。实验结果表明,渗透率较大的样品随着注水倍数的增加,渗透率逐渐增大;渗透率较小的样品随着注入倍数的增加,渗透率逐渐减小;且不同注入速度会影响物性的最后变化程度;黏土矿物含量、孔喉特征和岩石润湿性三者对储层物性变化有影响,其中黏土矿物含量对物性变化影响最大,孔喉特征和岩石润湿性影响较小。     

ɰ�Ҵ�����ճ��������β����������۷���

随着油气田的二次、三次开采,人们愈来愈认识到了砂岩储层中粘土矿物的重要作用,如,高岭石的速流性、蒙脱石的水敏性、伊利石的丝缕化隙积性、绿泥石的酸镀性等,具有这些特性的粘土矿物以不同的方式堵塞和填积在储层孔隙喉道中,影响油气开采的效益和开采所选的工艺。基本地上述粘土矿物的特性,它人在储层中矿物组成和含量的不同将会影响储层物性孔隙的渗透力的大小,也会影响油气资源的评价。因此,本文提出用粘土矿物的组成、     

特低渗透砂岩储层敏感性评价与酸化增产液研制

酸化是特低渗透砂岩油藏的重要增产措施,若酸液体系使用不当,会对储层造成敏感性伤害。为此,以吐哈盆地鄯善油田三间房组砂岩储层为例,通过XRD衍射分析、扫描电镜、储层敏感性评价实验及现场资料整理等方法,研究储层敏感性特征及损害机理,并研发一种酸化增产液,该酸化增产液可与土酸组合使用,提高酸化效果。研究表明：三间房组储层岩石类型以长石岩屑砂岩为主,黏土矿物以高岭石和蒙脱石为主,属于高黏土矿物储层;储层物性整体表现为低孔特低渗特征,原油为轻质原油,油藏为正常地层压力的未饱和油藏;储层具有中等偏弱速敏、碱敏、水敏、盐敏以及弱酸敏特性;增产液与土酸组合酸液体系可溶蚀大孔隙、微孔隙等多种尺度孔隙后形成孔隙网络系统,可使目标储层岩心渗透率最大提高至原有渗透率的2.68倍。现场应用效果显著,与酸化前相比,平均单井日产油量增加1.29 t/d。研究成果可为特低渗砂岩油藏酸化增产提供技术支持。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区长6段致密砂岩中黏土矿物对储层物性的影响

黏土矿物在鄂尔多斯盆地姬塬地区长6段各小层中均有分布,是该区致密砂岩储层中主要的填隙物,对储层物性有重要的影响。利用铸体薄片、压汞、扫描电镜（SEM）、X-射线衍射（XRD）等实验测试技术,分析储层岩石学特征认为,长6段是以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主的低孔低渗的致密储层,其平均孔隙度为7.78%~9.13%,平均渗透率为(0.20~ 0.34)×10-3μm2。重点分析黏土矿物与储层物性之间的关系认为,高岭石和绿泥石是长6储层中主要的黏土矿物,对储层物性的影响较为复杂。少量的高岭石和绿泥石往往预示着储层孔隙度较好,而过量的高岭石（绝对含量＞7%）和绿泥石（绝对含量＞10%）则会大大降低储层的孔隙度。通过计算,长6储层原始孔隙度为41.13%~42.04%,高岭石充填导致砂岩孔隙度降低4.52%~4.78%,其损失率为10.74%~11.38%;绿泥石对长6段砂岩孔隙度的影响仅次于高岭石,导致孔隙度降低4.12%~4.70%,其损失率为9.81%~11.18%。自生高岭石对砂岩渗透率有一定的建设性作用,而绿泥石则导致砂岩渗透率降低。长6储层中伊利石含量较高岭石和绿泥石含量低,但由于其主要以丝缕状呈搭桥式充填孔隙,导致孔隙度和渗透率均有所降低,其孔隙度降低1.33%~2.08%,损失率为3.17%~4.94%。因此,在姬塬地区长6段致密储层中,黏土矿物对孔隙度的影响程度为：高岭石＞绿泥石＞伊利石。     

中西部地区中小盆地碎屑岩储层特征及含油气性分析

中西部地区中小盆地油气显示丰富,但勘探程度总体较低,油气发现较少。 以碎屑岩储层为研究对象,依据岩心观察、野外地质调查与实验分析,对中小盆地碎屑岩储层特征及含油气性影响因素进行了深入研究。结果表明：①中西部地区中小盆地共发育 5 套碎屑岩储层,分别为处于海陆过渡相沉积环境的石炭系-二叠系和三叠系、处于陆相沉积环境的侏罗系含煤层系和白垩系非含煤层系及处于冲积扇沉积环境的古近系-新近系;②砂岩储层较为发育,但其物性较差,属于低孔、低渗型储层,且含油气饱和度较低;③砂岩储层的矿物成分以石英、长石、黏土矿物、方解石和白云石为主,不同构造背景与沉积环境形成的储层,其矿物成分存在差异;④砂岩储层储集空间类型丰富,主要有粒内孔、粒间孔、微裂缝和有机质孔等 4 种类型;⑤砂岩储层的含油气性主要受沉积相带、岩石矿物组成、储层物性和储集空间类型等因素影响。     

致密砂岩储层微观孔隙特征评价——以中国吐哈盆地为例

致密砂岩微观孔隙特征评价是致密油气地质评价的核心研究工作。基于恒速压汞、铸体薄片、X-射线衍射等测试分析,对吐哈盆地水西沟群致密砂岩开展微观孔隙特征评价工作。研究表明：靶区致密储层岩石类型以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主,不稳定矿物含量高是导致微观孔隙结构复杂的主要原因;致密储层的物性与矿物组成有密切关系,石英由于其脆性而易形成微裂缝,对储层的渗透率贡献明显,对孔隙度影响不大;黏土矿物由于其可塑性及遇水膨胀的特性,对孔隙度和渗透率影响明显,均呈负相关;长石由于其不稳定性,在溶蚀作用下形成高岭石,但在致密储层复杂孔喉体系的背景下,流体的迂回程度高,造成高岭石多在原地沉淀,堵塞孔隙和喉道,与孔渗存在明显的负相关;基于毛管压力曲线,可把致密储层的孔喉结构划为3类,分别为粗喉道所控制的高孔区、中喉道控制的中孔区和细喉道控制的低孔区;同常规储层相比,致密储层具有排替压力高、进汞饱和度低、喉道半径小、孔喉比高、结构系数高等特点。该评价方法和思路,为吐哈盆地,乃至我国其他盆地的致密油气勘探提供科学依据。     

长期注水开发砂岩油田储层渗透率变化规律及微观机理

大庆喇萨杏油田为典型的陆相非均质砂岩油田,其储层非均质性强,由于不同渗透率储层孔喉结构特征、黏土矿物构成等存在差异,水驱前后表现出各不相同的变化特征,进入特高含水开发阶段后,“三大矛盾”更加凸显。综合利用扫描电镜、铸体薄片、核磁共振、检查井分析、驱油实验和生产动态等资料,系统研究了不同渗透率储层水驱前后渗透率的变化规律,量化了不同渗透率储层水驱前后渗透率变化幅度,从储层黏土矿物、粒度中值、孔隙分布和孔喉特征等方面分析了导致渗透率变化差异的机理,阐述了不同渗透率储层参数变化对注水开发的影响,从而对特高含水期不同类型储层控水挖潜有一定的指导作用。     

珠江口盆地恩平凹陷海相高泥质砂岩储层特征及主控因素

随着珠江口盆地恩平凹陷油田群的发现并投入开发,发现大量高含泥质的海相砂坝储层,储层特征及开发特征与常规海相砂岩差异较大。为研究其储层特征及主控因素,以恩平凹陷A油田高泥质储层为例,对比其储层特征、开发特征和B油田常规海相砂岩储层的差异,研究表明:与常规海相砂岩储层相比,高泥质储层黏土矿物含量更高、孔喉更小、粒度更细、物性更差,开发过程中具有低阻产水、易出泥砂、能量不足的特点,明确了高泥质储层宏观上受控于弱水动力的沉积环境,细粒沉积物及黏土矿物的胶结作用是储层渗透率降低的主要因素,并对油田开发造成不利的影响。     

辽河西部凹陷南段沙三段致密砂岩储层物性特征及主控因素分析

致密砂岩优质储层预测与评价研究的难度较大。通过对大量岩心、铸体薄片及普通薄片的观察鉴 定,结合录、测井资料,扫描电镜,黏土矿物X 射线衍射分析,对辽河西部凹陷南段沙三段致密砂岩储层 的岩石学特征和物性特征进行了研究,并分析了影响该储层物性的主要因素。结果表明：该储层岩石为 低孔-低渗和特低孔-特低渗致密砂岩;碎屑颗粒以岩屑和长石为主,具有较低的成分成熟度;颗粒接触 关系主要为线接触和点-线接触;孔隙度与渗透率在储层内部纵向和横向上的变化较大,储层的非均质 性强;控制储层物性的因素主要为物源、沉积作用、成岩作用、沉积体系、构造条件和异常压力。通过对 该储层物性特征的主控因素的分析,可为致密砂岩优质储层的预测与评价及致密砂岩气藏的勘探开发 提供依据。