鄂尔多斯盆地葫芦河地区三叠系延长组低渗致密砂岩储层特征研究

在薄片、Ｘ衍射、扫描电镜、压汞、阴极发光等研究基础上，对鄂尔多斯盆地葫芦河地区三叠系延长组长４＋５段低渗致密砂岩储层特征进行了研究。认为原始矿物组成和结构、早成岩期的机械压实作用和化学压溶作用、晚成岩期的铁方解石胶结作用等是形成低渗致密砂岩储层的主要因素。根据１８个压汞分析样品１１个孔隙结构变量的聚类分析结果，对研究区长４＋５段储层进行了分类评价。指出该区砂岩储层大多应归入低孔特低渗的Ⅲ类和不能作为有效储层的Ⅳ类。     

镇北地区延长组长8^1低渗储层的成因机制

以陕甘宁盆地西南缘三叠系延长长８储层为研究对象，在对储层的岩性、孔隙结构、成岩矿物等作了深入研究的基础上，提出了成岩作用是形成低渗储层的主要成因。研究总结的四类储层结构类型对于致密、非常规的低渗透油气田勘探、油田开发工艺的优选具有一定的参考意义。     

鄂尔多斯盆地上古生界低渗透致密砂岩储层研究

鄂尔多斯盆地上古生界天然气储集层包括石炭－二叠系４个层组，以碎屑岩为主，分布广泛，累计厚度逾百米。这些储层具有结构成分变化大、岩类复杂、岩性致密等特点；原生粒间孔贫乏，主要孔隙类型是次生溶孔和微孔隙，喉道细，物性差，属典型的低渗透－致密砂岩，是形成深盆气藏有利的储层。     

鄂尔多斯盆地红河油田延长组长81小层致密砂岩成岩作用与储层特征

近年来,致密砂岩储层成为中外学者研究的热点,延长组长8_1小层致密砂岩储层是红河油田最重要的产油层,岩性以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主,是典型的特低孔特低渗透储层,勘探开发难度较大。通过铸体薄片、阴极发光、岩石热解、粘土矿物X衍射分析、砂岩毛管压力曲线测试和储层敏感性测试等方法,明确红河油田长8_1小层致密砂岩的成岩作用,构建其成岩演化序列及孔隙度演化史,并对其储层特征进行研究。结果表明:长8_1小层致密砂岩处于中成岩阶段A期,成岩作用主要包括压实作用、胶结作用和溶蚀作用;压实作用破坏约50%的原生孔隙,方解石和高岭石胶结物充填约30%的原生孔隙,溶蚀作用在一定程度上改善了储层物性。储集空间类型主要以粒间溶孔、残余原生孔隙和微裂缝为主;孔喉结构包括细喉、微细喉和微喉3种类型,以细喉为主的储层发育区是下步勘探开发的目标区;储层速敏性中等—偏弱,水敏性弱,盐敏性中等,无酸敏性,碱敏性弱,应力敏感性弱,储层敏感性实验为储层改造和注水开发等提供了重要依据。     

鄂尔多斯盆地红河油田长8致密砂岩储层成岩特征

综合利用铸体薄片、扫描电镜和电子探针等分析化验资料,对鄂尔多斯盆地红河油田三叠系延长组长8致密砂岩储层的成岩作用类型、分布特征及主控因素进行了系统研究。研究区长8储层目前处于中成岩A阶段,主要成岩类型为压实作用、溶解作用及2期方解石、2期高岭石、3期绿泥石胶结作用。独立型薄层砂体分布在河道边部和河道上游,其塑性矿物含量高,以强压实作用为特征,溶解作用和胶结作用较弱,发育强压实成岩相。复合型厚层砂体分布在河道中心,其中顶部和底部砂体以强方解石胶结为特征;中部砂体根据砂体岩相类型存在多个成岩序列和成岩相,其中富含刚性矿物中-细砂岩岩相主要发育绿泥石胶结中溶解成岩相,过渡型细砂岩岩相由于早期方解石胶结程度差异,可发育方解石中胶结成岩相或高岭石中胶结成岩相。     

鄂尔多斯盆地北部上古生界致密砂岩储层特征及其成因探讨

鄂尔多斯盆地北部上古生界致密砂岩储层具有:1)低孔、低渗、小孔隙、细喉道和渗透率对压力敏感;2)束缚水饱和度高、气水关系复杂;3)储集空间以溶孔和微孔为主、裂缝相对发育的特点。分析认为,上古生界砂岩储层致密的主要原因为古埋藏深度大、热演化程度高、晚成岩阶段的破坏性成岩作用强,热液活动进一步使储层致密化。     

鄂尔多斯盆地镇泾地区延长组8段致密砂岩储层特征及主控因素

鄂尔多斯盆地西南部镇泾地区延长组长8油层组是典型的致密砂岩储层,具有低孔低渗的特点。通过对其20余口井的岩心观测、测井和录井分析,结合显微镜、铸体薄片及电子显微镜观察等手段,配合储层岩石学、沉积学的分析,认为镇泾地区D工区砂岩以岩屑长石砂岩为主,并且含有少量的长石岩屑砂岩。沉积相以辫状河三角洲亚相为主,其中以水下分流河道微相储层物性最好,可提供最有利的油气聚集空间,河口坝微相物性次之,亦可作为储层的有利区域。通过分析储集物性与砂岩粒度之间的关系,认为中砂岩具有最好的储集物性。通过对研究区成岩机理的研究,认为影响砂岩储层的主要成岩作用为压实作用、胶结作用以及溶蚀作用。压实作用为破坏性的成岩作用,使该区砂岩储层的孔隙度和渗透率减少,埋深2 400 m以上孔隙度小于10%;胶结作用具有正反两个方面的成岩作用,既可通过胶结物的生成减少岩石的孔隙,又可通过抑制压实作用的进一步进行从而保持颗粒间的距离;溶蚀作用为建设性的成岩作用,尤其是深部储层中两期溶蚀作用的发生,使孔隙度得以改善,从而使油气的储集和运移变得更加有利。     

鄂尔多斯盆地东北部太原组砂岩储层特征

根据岩心与铸体薄片观察、扫描电镜观测及岩石矿物学、物性资料分析,研究了鄂尔多斯盆地东北部地区太原组砂岩储层特征及影响因素。研究区储层的岩石类型以粗粒岩屑石英砂岩为主．成分成熟度好,结构成熟度中等一好,储层物性差,属于低孔、低渗储层,储集空间以次生孔隙为主,发育极少的成岩裂隙对改善储层渗透性贡献不大。储层的储集性受沉积相和成岩作用综合控制。沉积作用分析表明潮坪潮道砂体是最有利储层发育的沉积微相;压实作用、胶结作用、溶蚀作用控制了储层孔隙演化,其中压实作用是导致原始孔隙损失的主要原因,硅质胶结与自生伊利石进一步降低了孔隙度与渗透率,碳酸盐的胶结作用持续到了晚成岩A期,早期胶结增强了岩石抗压实能力,晚期胶结充填则损害次生孔隙。     

鄂尔多斯盆地陇东地区延长组长4＋5致密砂岩储层成岩作用特征

基于岩石薄片、铸体薄片以及扫描电镜等资料,对鄂尔多斯盆地陇东地区延长组长4＋5致密砂岩储层的成岩作用特征进行了研究,并明确了镇原、环县、华池和白豹等地区储层致密化的成因机制.结果表明：鄂尔多斯盆地陇东地区延长组长4＋5储层的岩石类型主要为极细—细粒岩屑质长石砂岩、长石质岩屑砂岩以及两者之间的过渡类型,岩屑类型包括塑性易变形岩屑和刚性易溶岩屑,并且塑性易变形的云母碎屑含量高,导致储层抗压实能力差;在华池—白豹地区,颗粒表面绿泥石包膜对石英和长石的次生加大均起到有效抑制作用,含铁碳酸盐胶结强烈,并且长石溶蚀相对较弱;不同地区的成岩作用特征明显不同;储层的致密化受岩石成因类型、沉积物粒度、岩石组分及后期成岩改造等因素综合影响;在镇原—环县地区,延长组长4＋5相对优质储层分布于石英加大不强烈的水下分支河道主砂体中,而在华池—白豹地区,延长组长4＋5相对优质储层分布于适量绿泥石包膜发育的水下分支河道主砂体中.     

鄂尔多斯盆地西峰油田延长组长8

鄂尔多斯盆地西峰油田延长组长8₁砂岩储集层主要由岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩组成,平均孔隙度8.32%,平均渗透率1.33×10^-3μm²,属低孔低渗型储集层。储集层经历了成岩作用及交代作用、溶解作用、破裂作用的改造,目前处于晚成岩A期—B期。其中,早成岩阶段的机械压实作用和晚成岩阶段含铁碳酸盐的胶结作用是造成储集层物性差的主要原因。根据成岩作用特点,在研究区辫状河三角洲前缘砂体中划分出压实压溶成岩相、弱压实-碳酸盐胶结相、弱压实-绿泥石膜胶结相和绿泥石膜胶结-长石溶蚀相4个成岩相带。其中,主砂体核部的弱压实-绿泥石膜胶结相和绿泥石膜胶结-长石溶蚀相的砂岩物性好、含油性好,是油气富集的有利相带。     

鄂尔多斯盆地东北部下石盒子组致密砂岩储层特征及主控因素

为揭示鄂尔多斯盆地东北部下二叠统下石盒子组致密砂岩储层的发育规律及主控因素,采用岩心观察、粒度分析、砂岩薄片鉴定、扫描电镜、毛细管压力分析、X衍射、有机质成熟度和包裹体测温等手段,研究了储层的岩石学特征、孔喉结构和物性特征。结果表明：该区储层主要以中-粗粒岩屑石英砂岩为主,岩屑砂岩和石英砂岩次之;储集空间类型包括剩余原生粒间孔、剩余原生粒间微孔、粒间溶孔、粒内溶孔和微裂缝,次生孔隙是储集空间的主体;喉道类型以片状型、缩颈型、管状喉道型与粒间隙喉道型为主;储层的平均孔隙度为6.07％,主体介于3.0%～10.0%之间,渗透率平均值为0. 093 mＤ,80%的值介于0.001～0.4 mＤ之间,属于以中、小孔-细、微喉组合为特征的致密砂岩储层。在此基础上,综合分析了致密储层与沉积、成岩作用的关系。结论认为：浅水三角洲砂岩是这些致密砂岩储层的物质基础;压实作用和胶结作用导致储层致密化;中成岩阶段有机酸对砂岩中不稳定矿物以及碳酸盐胶结物的溶解作用是储层形成的关键。     

鄂尔多斯盆地红河油田延长组致密砂岩储层反演预测

鄂尔多斯盆地红河油田延长组属于岩性油藏,主力储层具有低孔低渗、非均质性强的特点,整体勘探开发难度较大,有利砂体展布是制约红河油田勘探开发的关键。由于砂岩储层与周围泥岩盖层波阻抗差别小,常规波阻抗反演很难预测储层分布。以红河油田主力油层长81为例,利用自然伽马曲线和中子孔隙度曲线重构了一条可以有效区分砂岩和泥岩的岩性指示曲线,通过多井约束稀疏脉冲反演和地质统计学反演对长81砂体进行了预测,获得了良好的效果,为水平井的部署提供了有力依据。     

宁波盆地方岩组砂岩成岩作用

含膏泥岩在压实过程中排出的富盐流体进入相邻的砂岩孔隙,不仅使砂岩在成岩作用的早期形成广泛的硬石膏胶结,而且也是砂岩次生孔隙不发育的原因,这也是宁波盆地膏盐区砂岩孔隙度和渗透率降低的最重要因素。     

鄂尔多斯盆地南部延长组低渗透储层压裂改造效果分析

鄂尔多斯盆地南部延长组地层是一套油气资源潜力丰富，勘探难度很大的低渗低产含油层系，也是油田重要的接替层系。针对这一特点，对几个区块进行了压裂改造试验，取得了一定成果，并对特低渗油怪的改造技术和影响产能的主要因素进行了初步分析。     

鄂尔多斯盆地上三叠统延长组储层致密史恢复

针对鄂尔多斯盆地延长组储层低渗透—特低渗透特征,通过对延长组砂岩铸体薄片显微镜和扫描电镜观察鉴定,识别出延长组低渗砂岩储层主要经历了压实、胶结、溶蚀、烃类侵位等成岩作用,并明确了各种成岩作用的先后序次,搞清了三角洲砂岩与重力流砂岩的成岩序列的差异,前者绿泥石膜较发育,压实作用相对较弱,后者不发育绿泥石膜,压实作用较强烈。通过对各种成岩作用的定量计算,恢复了孔隙演化史,表明早期压实作用和晚期胶结作用是孔隙度降低的主要原因;经过早期压实作用之后,储层未致密,而晚期胶结作用之后,储层孔隙度降至12%以下、渗透率1×10^-3μm²左右,变为特低—超低渗透储层。这些认识对寻找预测相对高渗储层进而发现油田有重要的指导作用。     

鄂尔多斯盆地延安地区长4＋5油层组致密砂岩储层特征

根据岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、黏土矿物X射线衍射、压汞和物性分析等资料,对延安地区长4＋5油层组致密砂岩储层特征进行了研究.结果表明：延安地区长4＋5油层组储层岩石类型主要为细粒长石砂岩;孔隙度和渗透率分别为6.0％～10.0％和0.2～2.0mD,为典型的致密砂岩储层;储集空间主要为残余粒间孔,其次为长石和浊沸石溶孔;孔隙结构以小孔细喉型为主,其次为小孔中细喉型和细孔微细喉型;压实作用及绿泥石、方解石和浊沸石胶结作用是造成储层物性变差的主要因素,而溶蚀作用在一定程度上改善了储层物性.该研究成果为延安地区长4＋5油层组致密砂岩油藏滚动勘探开发提供了地质依据.     

鄂尔多斯盆地华庆地区长8致密砂岩储层特征及其成因

鄂尔多斯盆地华庆地区长8段砂岩为一套典型的低孔、低渗到特低孔、特低渗的储层,平均孔隙度为8.27%,平均渗透率为0.51×10^-3 μm²,主要孔隙类型为剩余粒间孔隙,孔隙结构以小型小孔喉和微型小孔喉为主。长8致密砂岩储层经历了压实、胶结、溶解等复杂的成岩作用,其中压实和胶结等破坏性成岩作用使储层的原生孔隙大大减少,且长8储层在镜下发现沥青充填孔隙,降低了储层的物性,导致储层致密。成岩作用对储层的致密化起决定性作用,沉积环境是控制致密砂岩储层形成的基本因素,三角洲前缘砂体中的水下分流河道砂体物性最好;主砂体展布带内中心部位物性好,向两边逐渐变差。随着填隙物含量的增加,储层物性逐渐变差。     

鄂尔多斯盆地西部三叠系长2油层组砂岩成岩演化特征

盐池―姬塬地区延长组长2油层组砂岩由三角洲前缘水下分流河道和河口坝砂体组成,以岩屑长石砂岩和长石砂岩为主(其中石英、长石和岩屑平均含量分别为32.6%、38.9%和8.0%,岩屑以变质岩屑和火成岩屑为主,占岩屑总量的87.5%)。指出砂岩目前处于早成岩阶段B期的晚期,RO为0.8%,温度在70～90℃之间,成岩组构特征受酸性成岩环境控制;长石类易溶颗粒普遍发生溶蚀作用,石英次生加大发育;孔隙类型组成中原生粒间孔隙所占比例多在30%～45%之间,粒间和粒内溶孔占40%～55%。在对砂岩各种组分含量统计和定量计算的基础上,认为机械压实作用是造成研究区原生孔隙消亡的最主要原因,其次为胶结作用,而由溶蚀作用增加的孔隙占初始孔隙度比例较小(<10%)。结合沉积相分析成果,在研究区划分出了5种沉积―成岩相带,其中有利的高孔高渗储层(孔隙度>14%,渗透率>5×10-3μm2)分布区主要由三角洲平原分流河道―次生溶孔相前锋带、三角洲平原分流河道―绿泥石粘土膜胶结次生溶孔相前锋带和台型三角洲前缘―绿泥石粘土膜胶结原生孔相主体以及坡型三角洲前缘―次生溶孔相主体组成。     

鄂尔多斯盆地中部地区致密砂岩储层敏感性及损害机理

致密砂岩储层因其具有低孔、低渗、黏土矿物多样以及孔隙结构复杂等特点,在勘探开发过程中比较容易造成严重的储层损害。以鄂尔多斯盆地中部地区M油田致密砂岩储层为研究对象,在岩石学特征、物性特征以及孔隙结构特征研究的基础上,开展了储层敏感性评价,并分析了敏感性损害的机理。结果表明:致密砂岩储层具有中等偏弱速敏、强水敏、强盐敏、弱—中等偏弱碱敏、无酸敏—弱酸敏以及强应力敏,敏感性损害的强弱程度依次为水敏、应力敏、盐敏、速敏、碱敏、酸敏;敏感性损害机理主要与黏土矿物组成和孔隙结构有关,其中伊/蒙混层和蒙脱石的含量较高是形成强水敏和强盐敏的最主要因素,高岭石的存在是引起速敏的主要因素,绿泥石的存在使部分岩样呈弱酸敏性,石英颗粒及铝硅酸盐矿物的溶蚀是造成碱敏的最主要原因,孔隙结构复杂、片状喉道易受力变形、黏土矿物的强度较弱以及有效应力改变是储层具有强应力敏的主要原因。研究结果可为目标区块及同类型致密砂岩储层的高效勘探开发提供参考。