松辽盆地古龙南地区储层特征及成岩作用

<正>经对研究区8口井365.56m岩心的肉眼观察和78口井990片岩石薄片镜下鉴定统计可知,研究区储集岩属细碎屑岩,碎屑组分粒级以细砂及粗粉砂为主,即为细砂岩、粉砂岩及其过渡岩类。研究区三个区块储集岩中的陆源碎屑组分岩屑与长石的绝对含量均较高,反映该区储集岩普遍具低成分成熟度特点。三个区块的共同特点是岩屑多于碎屑长石。按油田现场执行的石油天然气行业砂岩成分分类方案(SY/T 5368-2000),研究区目的层储层砂岩以长石岩屑砂岩为主,次为岩屑长石砂岩,岩屑砂岩少量。工区方解石胶     

鄂尔多斯盆地上古生界两大气田不同石英砂岩储层 特征对比研究

通过对鄂尔多斯盆地上古生界榆林气田和苏里格气田石英砂岩储层特征的对比,指出榆林气田山2段石英砂岩储层属于相对低孔高渗型储层,苏里格气田盒8段石英砂岩储层属于相对高孔低渗型储层;通过分析两类石英砂岩的物源、沉积条件和成岩作用等因素,认为沉积期海水改造及后期成岩作用形成了榆林气田山2段储层的低孔高渗,而沉积时的高杂基含量与后期成岩共同作用形成了苏里格气田盒8段储层的高孔低渗。     

齐家地区北部高台子油层储层特征研究

<正>通过对齐家地区北部高台子油层多口井岩心的宏观分析和对薄片、黏土矿物、常规物性和压汞等微观资料分析,以及对高台子油层储层的岩石学特征、孔隙类型及特征、储层物性特征及影响储层的主控因素的分析,明确了储层在平面上的分布特征。通过对高台子多口井的岩石薄片进行扫描电镜分析,对研究区高台子致密砂岩储层进行了储层岩石学特征研究。齐家地区高台子油层碎屑岩薄片资料统计表明:碎屑颗粒主要是长石、岩屑、石英,其中长石和石英的含量较高,岩石分类三角图表明该区岩石类型主要是岩屑长石砂岩、石岩屑砂岩。碎屑颗粒是母     

鄂西渝东区建南气田及周缘志留系致密砂岩储层评价

鄂西渝东区建南气田及周缘志留系为一套海相致密碎屑岩沉积.沉积厚度1 000～1 450m,为南方海相地层的重要油气勘探层系之一.据对该区志留系砂岩储层野外露头剖面和岩心的观察以及薄片分析,志留系砂岩主要岩石类型为富石英的长石石英砂岩和岩屑石英砂岩,粒度以极细粒为主,少部分为细粒,成分成熟度和结构成熟度较高.储层类型主要...     

渤海湾盆地南堡凹陷深层低渗透砂岩优质储层发育特征与主控因素

通过岩石常规薄片、铸体薄片与扫描电镜分析,结合X衍射、常规孔渗与压汞测试资料对渤海湾盆地南堡凹陷深层砂岩储层岩石学特征、成岩作用、微观孔隙结构以及储集物性等方面开展了综合研究,对比分析了不同含油构造、不同层系的储层共性与差异性,总结了深层砂岩优质储层的控制因素与分布规律。结果表明：南堡凹陷深层砂岩储层主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩,有效孔隙以剩余粒间孔和粒间溶孔为主,Ⅰ类储层主要分布在3号构造沙一段以及4号构造东三段,Ⅱ类储层主要发育在1号构造东三上亚段与高尚堡构造沙一段。压实作用和晚期碳酸盐岩胶结作用是导致储层低孔低渗的主要原因;相对较高的变质岩岩屑和石英碎屑含量有利于原生孔隙保存;早期碳酸盐胶结、长石碎屑和中基性火山岩岩屑溶蚀以及长石受挤压应力破裂成缝,构成深层砂岩储层次生孔隙发育的3方面有利因素。     

苏里格庙地区二叠系储层特征及影响因素分析

以河流三角洲沉积体系为主的苏里格庙地区二叠系盒8，盒9，山1和山2储层岩石类型主要由石英砂岩，岩屑砂岩及岩屑石英砂岩组成，成分成熟度和结构成熟度中等，经历了压实作用，胶结作用和溶解作用，以次生溶蚀孔，残余粒间孔和晶间孔为主，纵向上以盒8气层组物性为最好，平面上北部储层物性明显好于南部，优质储层多出现在辫状河，辫状河三角洲平原以及曲流河河道砂体中，碎屑组成，粒级，填隙物含量和成岩作用均对储层性能有重要影响。其中北部盒8气层组为储集性能最好的Ⅰ类储层，盒8和盒9气层发育Ⅱ类储层，Ⅲ类储层在全区均有分布，渗滤能力最差或基本无储集能力的Ⅳ类储层主要分布在山2气层。     

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。     

苏里格气田东二区砂岩成岩作用与致密储层成因

鄂尔多斯盆地苏里格气田东二区主力气层储层岩性致密,成为制约该区天然气勘探开发的主要因素。为了查明储层物性变差的主要原因,利用砂岩薄片、铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射分析等实验手段,深入研究了对苏里格气田东二区主力气层二叠系山西组山1段、石盒子组盒8段储层砂体的岩石学特征与成岩作用。研究发现,储层砂体以岩屑砂岩、岩屑石英砂岩为主,砂岩成熟度较低;研究区砂岩成岩作用主要有压实作用、胶结作用、溶蚀作用和交代作用。结论认为:成岩作用达到中成岩阶段B期;早成岩的压实作用是孔隙度降低的主要原因之一;中成岩期A期在酸性介质条件下由溶蚀作用形成的次生孔隙对砂岩的储集性能具有明显的改善作用;中成岩B期的胶结作用是储层物性变差的最主要原因。     

鄂尔多斯盆地靖边西部油区延安组延9油层组储层特征分析

延9油层组的发现,极大拓宽了勘探开发面积,为靖边油田增储上产的主力层系。在勘探开发过程中发现,应用同样的技改措施(压裂、注水等),延9油层组在南北地区呈现出不同的储层改造响应。延9油层组以河湖过渡相沉积为主,受物源、搬运距离与水动力等因素的影响,在研究区南北区块呈现出不同的岩性特征。研究发现,北区延9储层以次长石砂岩和长石砂岩为主,碎屑含量较高(82.0%~89.5%),以石英、长石为主,杂基主要由高岭石、云母和粉砂岩组成,胶结物主要由铁白云石、硅质等组成;南区以岩屑长石砂岩和长石砂岩为主,碎屑含量较高(83.0%~91.0%),以石英为主,其次为长石、岩屑、云母和少量的重矿物,杂基主要为高岭石,胶结物为硅质和碳酸盐岩。整体上,研究区内延9储层孔渗性较好,是较好的储层。由于碎屑与胶结物类型及其含量的不同,在后期开发过程中要区分对待,避免储层受到污染与损坏。     

苏里格东区召51-统41井区储层特征及影响因素

苏里格东区召51-统41井区气藏为典型的岩性气藏,主要勘探层位是盒8段、山1段。通过对岩心、铸体薄片、扫描电镜及物性资料的分析,对该区储层岩石学特征、孔隙类型、储层物性及其影响因素进行了研究。结果表明：该区储层岩石类型主要为岩屑砂岩、岩屑石英砂岩;储层为孔隙型储层,孔隙以残余粒间孔、溶蚀孔、晶间孔为主;孔隙结构具有中一小孔喉、分选中等、排驱压力高和主贡献喉道小的特点;同时储层具有低孔、低渗的特点。沉积环境和成岩作用是影响储层物性的主要因素。     

苏里格东区召51-统41井区储层特征及影响因素

苏里格东区召51-统41井区气藏为典型的岩性气藏,主要勘探层位是盒8段、山1段。通过对岩心、铸体薄片、扫描电镜及物性资料的分析,对该区储层岩石学特征、孔隙类型、储层物性及其影响因素进行了研究。结果表明:该区储层岩石类型主要为岩屑砂岩、岩屑石英砂岩;储层为孔隙型储层,孔隙以残余粒间孔、溶蚀孔、晶间孔为主;孔隙结构具有中-小孔喉、分选中等、排驱压力高和主贡献喉道小的特点;同时储层具有低孔、低渗的特点。沉积环境和成岩作用是影响储层物性的主要因素。     

鄂尔多斯盆地苏里格地区盒8段致密砂岩储层特征研究

盒8段为苏里格气田主力产气层之一,搞清储层特征对勘探开发有着重要指导意义。通过薄片鉴定、恒速压汞、核磁共振等多种实验手段对苏里格致密砂岩储层岩石学特征、孔隙类型、物性特征和主流喉道半径进行研究。研究结果表明:(1)研究区盒8储层岩石骨架颗粒组成主要为石英,次为岩屑,仅局部分布少量长石。成分成熟度一般较高,结构成熟度中等,以中粒砂岩和粗粒砂岩为主,填隙物有伊利石、伊蒙混层、高岭石及绿泥石、铁方解石、硅质和凝灰质;(2)主力储层储集空间以次生溶孔为主,原生粒间孔次之,裂缝极少;(3)储层孔隙度基本小于12%、渗透率基本小于1.0 m D,并且在覆压条件下,储层渗透率小于0.1 m D的样品占92%,属于典型的致密砂岩气储层;(4)主流喉道半径主体介于1~2 um。     

太原西山煤田骆驼脖子砂岩特征及物源区分析

为了判断太原西山煤田物源区,并探讨物源区构造背景,运用砂岩单碎屑组分法、多碎屑组分法和重矿物组合法,综合分析了七里沟剖面二叠系下石盒子组底部骆驼脖子砂岩的特征。结果表明:骆驼脖子砂岩主要组分为石英和岩屑,石英占80%以上,岩屑占10%左右,长石极少见,体积分数小于1%,且石英和岩屑成因类型以岩浆岩型和变质岩型为主,沉积岩型含量较少;重矿物主要由锆石、磷灰石和金红石组成,揭示出物源区母岩类型为酸性岩浆岩,物源区为北面阴山古陆,砂岩组分的Dickinson三角图解表明,物源区构造背景为再旋回造山带。      

三角洲前缘亚相致密砂岩储层的成岩作用与有利成岩相带:以鄂尔多斯盆地子洲气田山_2~3段砂岩为例

致密砂岩储层成岩作用复杂,成岩相分布表现出明显的差异性。以物性、铸体薄片、扫描电镜、X衍射、高压压汞等测试数据为基础,对鄂尔多斯盆地东部子洲气田山32段砂岩的成岩作用和成岩相进行了研究。结果表明:岩性以石英砂岩为主,岩屑含量自西向东表现出增加趋势;残余粒间孔、溶蚀孔和晶间孔为主要孔隙类型;压实压溶作用使原生粒间孔大量损失;胶结作用对储集空间具有双重影响,但整体使物性变差;溶解作用对石英砂岩和岩屑石英砂岩的影响不同,对石英砂岩的溶蚀程度更高;综合多项成岩阶段划分指标,子洲气田山32段砂岩已进入晚成岩B期,部分指标进入C期;参考多项定性和定量参数,划分出6种成岩相,分布于水下分流河道厚砂体中的石英加大粒间孔-溶蚀孔相是最有利的成岩相带,石英加大粒间孔-晶间孔相和粘土杂基充填晶间孔-溶蚀孔相次之,成岩相的平面分布受沉积微相和碎屑组分变化影响明显。     

鄂尔多斯盆地东南部上古生界储层岩石学特征

为弄清鄂尔多斯盆地东南部上古生界砂岩储层岩石学特征的差异性,通过大量岩石薄片、扫描电镜、阴极发光和X衍射等分析化验资料,对研究区上古生界主要产气层段砂岩储层的岩石类型、成分特征、平面分布等进行了详细研究。结果表明,盒8段和山1段是以岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主,少量石英砂岩,岩屑主要为千枚岩,其次为石英岩、燧石和变质砂岩;山2段和本溪组则以石英砂岩为主,其次为岩屑石英砂岩,少量岩屑砂岩,其岩屑主要为石英岩,其次为燧石和千枚岩;从盒8段—本溪组的砂岩中碳酸盐和硅质胶结物含量均有逐渐增加的趋势,而高岭石和绿泥石含量逐渐减少。受物源分异的影响,从东部→西部→南部砂岩成分成熟度依次降低。     

苏里格气田苏54区块储层孔隙结构特征研究

鄂尔多斯盆地苏里格气田是我国最大的气田,但是储层岩性较为致密,已成为制约天然气勘探开发的主要因素,因此,开展储层孔隙结构特征研究对于该区天然气生产具有重要意义。通过扫描电镜、薄片鉴定、压汞、铸体薄片等分析测试方法对苏里格气田苏54区块储层微观孔隙结构进行了深入分析。结果表明：该区储层由北到南主要发育岩屑砂岩、岩屑质石英砂岩和石英砂岩;喉道半径普遍较小,孔喉分选较差,且以细孔径为主,孔喉连通性中等;孔渗普遍偏低,属低孔低渗,孔渗明显受沉积相带的控制,高孔渗区呈贯穿南北的条带状分布,与河道展布特征近似。研究表明物性高值区连片分布,东部好于西部,盒8下物性最好。     

志丹—甘泉地区上古生界气藏储层特征研究

利用铸体薄片、扫描电镜等实验,分析志丹—甘泉上古生界气藏储层岩石学特征、物性特征。实验结果表明:研究区石英含量较高,其中,本溪组石英含量最高,平均高达91.8%,主要以岩屑石英砂岩和石英砂岩为主,填隙物含量较低,属低孔、低渗、特低渗致密储集层,渗透率变化主要受孔隙结构发育程度及其空间配置关系的控制。利用经验统计法确定了上古生界储层物性下限,并结合高压压汞技术将研究区储层分为四类:Ⅰ类、Ⅱ类储层微观孔隙结构好,孔隙类型主要以岩屑溶孔和残余粒间孔为主,储集、渗流能力强,为该区有利储层;Ⅲ类储层,主要以晶间孔为主,当伴有裂缝或面孔率较小的溶蚀孔,且达到储层物性下限时,同样具备一定产能;Ⅳ类储层无产能。     

鄂尔多斯盆地临兴区块盒8段致密砂岩物性影响因素

通过分析铸体薄片、物性、扫描电镜及压汞等资料,探讨了鄂尔多斯盆地东北缘临兴区块盒8段致密砂岩的储层特征及物性影响因素。结果表明：盒8段储层岩性以岩屑砂岩和长石岩屑砂岩为主,平均孔隙度为7.1%,平均渗透率为0.38 mD;主要孔隙类型为次生溶孔,孔喉半径的分布以双峰状为主,主峰值偏向于相对小的半径,砂岩以相对小孔隙为主;成岩作用主要包括压实作用、溶蚀作用、胶结作用及交代作用等,具有压实强而普遍、溶蚀普遍但不充分、胶结和交代作用强等特征;受贫石英、富岩屑和长石的碎屑组分特征影响,各组分含量对物性有影响但无明显控制作用;粒度是物性的主控因素,粒度越粗物性越好;此外,溶蚀作用对砂岩物性也有一定的积极作用,而封闭成岩体系下的强胶结作用是导致储层致密的主要因素。     

琼东南盆地崖城13-1气田渐新统陵三段沉积物源综合分析

物源体系分析是确定储层沉积的成因类型、空间展布与演化规律的关键问题之一,本文通过古地貌、重矿物、岩屑成分和结构与地层倾角测井等多种方法的综合分析,对琼东南盆地崖城13-1气田渐新统陵三段物源进行系统研究,确定了研究区陵三段沉积时期的物源体系主要来自北西方,碎屑沉积物以石英含量高的岩屑长石质石英砂岩与长石质石英砂岩为主,并根据重矿物组合特征分析,认为物源区母岩类型主要有酸性岩浆岩、变质岩以及再改造的沉积岩等。由于物源区距研究区距离适中,地形有一定的坡度,容易产生机械破碎的大块碎屑,故此种母岩特征是研究区陵三段辫状河三角洲砂体成因及沉积特征的内在因素。     

安塞油田砖窑湾区块长8储层特征研究

通过岩心标本、铸体薄片、扫描电镜、图像孔隙、压汞等实验分析手段,对安塞油田砖窑湾区块长8储层特征进行了分析,从结果来看:砖窑湾地区延长组长8储层岩石类型以深灰色、灰色、中细砂岩为主,碎屑组成主要以长石、石英及岩屑为主,整体上细粒成分含量高,粒度小。孔隙度、渗透率较小,属于低孔低渗储层。孔隙类型以粒间孔最为发育,吼道类型属于小-微孔隙、微细-微喉道类型。