鄂尔多斯盆地合水地区长7段沉积特征

鄂尔多斯盆地作为中国重要的含油气盆地,合水地区位于鄂尔多斯盆地陇东地区。其中长7段广泛发育重力流沉积,富含丰富的石油储量,有着十分巨大的勘探潜力。通过岩心观察、测井解释成果等资料对该区深水重力流沉积进行研究,结果表明：(1)长7段发育砂质碎屑流沉积、滑塌沉积、浊流沉积3种主要沉积类型。(2)共识别出细砂岩相、水平层理深湖泥岩相、粉细砂岩相、变形构造粉砂岩相、块状层理粉砂岩相、油页岩相6种岩相类型。(3)该区发育近源水道、前缘朵体、远源水道3中沉积微相。     

鄂尔多斯盆地南部长8段砂质碎屑流储层特征及主控因素

利用铸体薄片、扫描电镜、X线衍射和CT扫描等方法,分析长8段砂质碎屑流储层岩石学特征、物性特征、孔隙类型及其主控因素.结果表明:鄂尔多斯盆地长8段砂质碎屑流具有单层厚度小、累计厚度大、横向连续性差的特点,既可单独产出,也可与浊流相互叠置;岩屑长石砂岩的储集空间主要是粒间孔,其次是粒内溶孔和微孔,覆压条件下渗透率较高,长石岩屑砂岩的主要储集空间是微孔,其次是粒内溶孔和粒间孔,覆压条件下喉道闭合,渗透率急剧下降;砂质碎屑流具有塑性岩屑和杂基含量差别大的特点,压实过程中塑性岩屑形变是砂岩致密的最主要原因.沉积环境是控制这类储层形成的关键,压实作用和胶结作用导致储层致密化,改善储层物性的主要作用是溶蚀和构造作用.     

致密储层源储结构对储层含油性的控制作用——以鄂尔多斯盆地合水地区长6～长8段为例

鄂尔多斯盆地长6～长8段致密油是中国典型的致密油分布区。源储紧密接触是致密油的典型特征与成藏条件。致密油层非均质性强,石油运移多以垂向短距离为主。已有研究表明,储层非均质性是影响鄂尔多斯盆地合水地区剩余油分布的重要因素,但是目前对合水地区储层含油性影响因素的研究很少。通过分析合水地区长6～长8段源储结构及其与含油性的关系,研究其对储层含油性的控制作用。结果表明:合水地区长6～长8段源储结构复杂,长7段为源储一体型岩性组合,可细分为源夹储型、源储互层型与储夹源型3种类型,长6与长8段为研究区主要储层,与烃源岩形成邻源型岩性组合,细分为源储接触型、源储过渡型与源储间隔型3种类型;长7段源夹储型岩性组合的含油性最好,长6与长8段源储接触型岩性组合的含油性最好,最有利于致密油聚集;长6～长8段形成干酪根网络→孔隙+微裂缝型、干酪根网络+构造裂缝→孔隙+微裂缝型两种石油运移通道组合,为致密油充注提供有利的通道网络。     

基于原子力显微镜表征的含油储层微观孔隙结构分析及应用

为研究岩心微观孔隙结构在强碱三元复合驱替过程中的变化特征,以大庆油田南5-4-检725井855.0m处岩心为对象,通过原子力显微镜观察岩心形貌特征,定量分析孔喉宽度和深度;分析驱替过程中岩心样品的面孔率、孔喉宽度和深度、分形维数等参数变化反映的微观孔隙结构变化规律.结果表明:原子力显微镜获得的图像可以真实反映储层岩石微观形貌特征,储层微观孔隙结构具有二段式分形特点.微观孔隙结构变化特征在驱替初期,主要表现为岩石粒间颗粒运移;在驱替中后期,主要表现为强碱三元驱替剂与岩石相互作用,生成驱替剂残留或其他产物.该研究结果对分析强碱三元复合驱替后剩余油分布规律、制定后续开发方案具有指导意义.     

镇泾油田长8与长6油层组产能影响因素分析

通过岩芯观察描述、铸体薄片鉴定、毛细管压力分析以及扫描电镜等分析测试手段,结合测井解释成果,分析了镇泾油田长6与长8油层组油井产能的差异及其影响因素。结果表明:沉积相带、储层微观特征、裂缝发育程度、封盖条件以及储层伤害等是决定镇泾油田油井产量的关键因素。因此,在镇泾油田长8和长6油层组开发过程中,应根据不同沉积相带及其储层特征的差异,从改进油井施工工艺等方面入手,调整开发方案,改善储层的渗流能力,从而提高油井的产能。     

镇北-环县地区长4+5油层储层特征及其控制因素

对陇东镇北-环县地区延长组长4+5油层的储集砂体进行了储层岩石学、储层物性、孔隙结构及储层控制因素的研究,结果表明:该区砂岩以长石岩屑砂岩和岩屑砂岩组成;储层孔隙类型以粒间孔和溶蚀孔为主;孔喉组合以小孔隙-微细喉道为主,压汞实验表明孔隙结构较好,主流喉道半径较大。长4+5储层物性整体相对较好,孔隙度平均11.5%,渗透率平均1.47×10-3μm2。造成储层相对高渗的原因主要是沉积作用和成岩作用,沉积作用控制了砂体的展布,在河道主体部位发育相对高渗储层,砂岩粒径及砂体成分影响储集性能;有利的成岩作用控制了相对高渗储层的分布,中-弱压实、弱胶结的成岩强度,伴随强烈溶蚀的发生,是造成镇北-环县地区储层相对高渗的重要原因。      

鄂尔多斯盆地南部旬邑-宜君地区中生界储层特征

对鄂尔多斯盆地南部旬邑 -宜君地区中生界主要储集层——直罗组、延安组、延长组储层特征从沉积相、砂体纵向展布、岩性和物性等几方面进行了简要论述。通过研究指出本区储层具有低孔、低渗的特点。在纵向上以直罗组储层相对最好 ,延安组次之 ,之后才是三叠系延长组。储集层普遍具有岩性细、成岩后生变化强烈的特点。由于储层低孔、低渗 ,因此 ,油层的压裂改造措施必不可少     

川南地区中二叠统茅口组碳酸盐岩储层孔隙特征与储层成因

川南地区中二叠统茅口组碳酸盐岩储层孔隙结构复杂、非均质性强,孔隙类型的差异影响储层渗流能力.基于岩心观察、薄片鉴定和扫描电镜成像等资料,采用FIB—SEM三维成像技术,分析川南地区中二叠统茅口组碳酸盐岩储层特征.结果表明:川南地区中二叠统茅口组碳酸盐岩储层受白云石化和溶蚀作用等影响,形成晶间溶蚀孔、粒间孔和粒内孔等次生...     

致密砂岩储层微观孔喉结构及可动流体分布特征：以鄂尔多斯盆地东部神木地区盒8段储层为例

致密砂岩复杂的孔喉结构导致多变的可动流体分布,而微观孔隙结构和可动流体分布又是研究致密砂岩储层的重点。基于核磁共振可动流体测试原理,采用离心试验、高压压汞、扫描电镜、X射线衍射及铸体薄片等方法,建立了神木地区盒8段储层孔隙结构分类标准,明确了3类岩石孔隙结构参数及孔隙、喉道类型,提出了适用于目标储层转换系数的新方法,并定量评价了3类岩石可动流体分布特征。研究结果表明,目标储层中Ⅰ、Ⅱ类岩石孔隙以孔径大于10μm的残余粒间孔和孔径大于1μm的溶蚀孔为主,喉道以缩小型和弯片状喉道为主,孔隙结构参数较好,大孔隙发育程度高、孔喉间连通性好、可动流体赋存量大,大部分可动流体赋存于T₂谱右峰对应的大孔隙中,而左峰对应的小孔隙中可动流体含量低。Ⅲ类岩石孔隙结构参数差、可动流体百分比低、孔喉以晶间孔和管束状喉道为主。目标储层平均转换系数为0.029μm/ms,但Ⅰ、Ⅱ类岩石转换系数小于Ⅲ类,转换后的Ⅰ、Ⅱ类岩石T₂谱的右峰与压汞孔隙半径分布的主峰相对应,而Ⅲ类岩石T₂谱的左峰与压汞孔隙半径分布的主峰相对应。Ⅰ、Ⅱ类岩石孔径大于1μm的孔...     

致密砂岩储层孔隙结构特征对可动流体赋存的影响：以鄂尔多斯盆地庆城地区长7段为例

分析孔隙结构和可动流体分布特征是储层研究的关键要素,也是当前研究的重点与热点,对致密砂岩油气勘探及提高油气采收率具有重要意义。以鄂尔多斯盆地庆城地区长7段致密砂岩储层为例,通过物性测试、铸体薄片、扫描电镜、高压压汞和核磁共振实验,结合分形理论,分析了致密砂岩储层孔隙结构、非均质性和可动流体分布特征,讨论了孔喉结构和非均质性对可动流体赋存的影响。结果表明：研究区长7段储层储集空间主要由微纳米级孔隙贡献,孔隙连通性较差,孔喉半径主要分布在0.050～0.500μm;孔喉结构非均质性较强,分形维数分布在2.65～2.90;流体可动性较差,可动流体饱和度分布在16.68%～51.74%,可动流体多分布在中孔和小孔内。研究区长7段储层可分为3类：从Ⅰ类到Ⅲ类储层,剩余粒间孔和粒间溶蚀孔发育变少,孔隙连通性变差,孔喉尺寸变小,较大孔喉变少,非均质性变强,流体可动性变差,中孔和大孔内可动流体含量趋于降低,可动流体倾向于在小孔内赋存。研究成果为致密砂岩油气勘探及油气采收率提高提供了理论依据。     

海拉尔盆地贝尔凹陷火山碎屑岩自生碳酸盐矿物分布及对储层物性的影响

为了查明火山碎屑岩中自生碳酸盐矿物的分布特征及对储层物性的影响,以海拉尔盆地贝尔凹陷火山碎屑岩为研究对象,调查火山碎屑岩中自生碳酸盐矿物的类型,并通过统计50余口探井的碳酸盐含量及储层物性数据,探讨其分布特征及对储层物性的影响。结果表明:海拉尔盆地贝尔凹陷火山碎屑岩中自生碳酸盐矿物主要为方解石和白云石,其次为菱铁矿、片钠铝石和铁白云石;纵向上随着埋藏深度增加出现两个碳酸盐含量高值带,分别出现在1 500～1 900m和2 200～2 700m深度,前者主要为以胶结作用为主的连生方解石和显晶方解石及菱铁矿,后者主要为以交代作用为主的晚期方解石、白云石、铁白云石和片钠铝石;湖底扇等分选较差的沉积相为碳酸盐矿物发育的有利相带,扇-辫状河三角洲相为次有利相带;靠近德尔布干深大断裂的井碳酸盐含量要高于远离该断裂的井,且在该断裂附近的德2、德6和德8等井中见片钠铝石自生矿物,这主要因为断层是CO2逸散的通道,断层处的富CO2流体能够与围岩反应生成碳酸盐矿物;熔结凝灰岩和凝灰岩中的碳酸盐矿物含量要高于沉凝灰岩、凝灰质砂岩及普通砂岩,这主要因为火山岩及火山碎屑物质中金属离子含量高,易于释放,从而结合CO23-形成碳酸盐矿物;贝尔凹陷内储层孔隙度和渗透率等参数与碳酸盐含量呈负相关关系,说明碳酸盐含量对储层物性主要起破坏作用。     

鄂尔多斯盆地子北地区长6段油藏成藏条件及主控因素

分析了鄂尔多斯盆地子北地区延长组长6段油层构造特征、沉积相分布及砂体展布特征,从烃源岩、储层、盖层等方面对长6段油藏成藏条件进行了探讨,并就油藏类型、主控因素及成藏期次进行了讨论。结果表明:子北地区长6段油藏具有较好的生、储、盖配置关系,主要受沉积微相及储层物性控制;长6段油气主要储存在长61、62、63段河道砂体内,油藏类型主要为岩性圈闭;长6段油藏主控因素有主分流河道、储层物性及其非均质性、原油分布;长6段油层中,油气包裹体均一温度分布呈双峰状,主要在100℃~110℃和130℃~140℃;利用热演化史与流体包裹体均一温度法对油气成藏期次进行判断,长7段烃源岩生成的油气在早白垩世运移并大量聚集至长6段油层组,形成长6段油藏。     

陇东地区延长组长3、长4+5储层物源及其对储层物性的影响

在沉积微相研究工作基础上,针对陇东地区延长组长3、长4 5油层小层对比复杂砂层厚度、岩性横向变化大的特点,对陇东地区延长组长3、长4 5油层碎屑岩稀土元素、碳酸盐岩岩屑以及轻重矿物组合分布进行了综合分析研究,认为区内三叠系延长组沉积物源主要来自北东向和西南向,在陇东地区北东物源的沉积边界大约在南梁-华池地区,西南物源的沉积边界大约在悦乐地区,两者间为砂岩层厚度、岩性、物性变化大的混源区.通过对不同物源区的储层特征分析对比,认为在陇东地区延长组沉积物物源分布范围、组合特征是影响储层发育的主要因素之一.     

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区盒1段致密砂岩孔隙结构分形特征及其与储层物性的关系

基于物性、铸体薄片、电镜扫描和高压压汞等测试分析资料，利用汞饱和度法和含水饱和度法对杭锦旗地区盒1段致密储层孔隙结构分形维数进行了计算，并分析其与储层物性的关系。结果表明:盒1段储层平均孔隙度、渗透率分别为9.83%、1.03×10-3 μm2，储集空间以粒间溶孔、粒内溶孔和残余粒间孔为主。汞饱和度法计算的整体分形维数分布在2.138 4~2.829 2，平均值为2.396 5，含水饱和度法计算的整体分形维数分布在2.529 4~2.879 7，平均值为2.679 1。相比于含水饱和度法，汞饱和度法计算的分形维数与孔隙度、渗透率及各孔隙结构参数之间具有更好的相关性，是因为含水饱和度法易对孔喉较小的样品产生偏差。基于汞饱和度法分形维数，将盒1段储层孔隙结构分为四类:Ⅰ类（D_f≤2.31），Ⅱ类（2.31 < D_f < 2.4），Ⅲ类（2.4≤D_f < 2.52），Ⅳ类（D_f≥2.52），研究区主要孔隙结构类型为Ⅱ、Ⅲ类。选取分形维数（D_f）、平均孔喉半径（R_m）和孔隙度（φ）等参数，对渗透率进行多元回归计算，计算值与实测值相关系数在0.9以上，表明计算模型在本区较为适用。      

珠江口盆地恩平凹陷新近系储层菱铁矿胶结物成因及对物性的影响

为了厘清菱铁矿胶结物的成因,研究菱铁矿胶结物对储层的影响及其储层地质模式,探讨含菱铁矿的储层对于油田开发生产的影响,开展菱铁矿胶结物成因及对物性的影响研究。基于常规岩心、薄片鉴定、X衍射等资料,对珠江口盆地恩平油区中浅储层胶结物类型及特征统计发现,该区菱铁矿胶结物富集。通过古海洋氧化还原状态和沉积环境研究了其成因机制,并定量研究了菱铁矿对储集层质量的影响。结果表明:研究区储层中菱铁矿是成岩作用过程中由有机质降解产生的CO₂与孔隙水中富集的Fe2+结合的产物,形成于砂岩原生孔隙发育的早成岩期,对储层整体孔隙的保存具有积极意义;但菱铁矿胶结的局部（多发育于薄层泥质条带中）,由于其占据了较大比例的原生孔隙空间,对储层具有较大破坏性。菱铁矿胶结物的"控渗"作用使泥质条带处纵向渗透率远远低于其他方向渗透率,从而大大增加了泥质薄层对底水的遮挡效果。研究成果在B油田进行应用时发现,富菱铁矿胶结物含水平条带状夹层导致高部位出现能量供给不足,通过"自源闭式助流注热水"用以增能,促使油田产量翻番,大幅提高油藏采出程度。      

鄂尔多斯盆地东部山西组山2段胶结物特征及其对储层物性的影响

鄂尔多斯盆地东部山西组山2段是天然气勘探的重点层位,山西组山2段具有较强的非均质性,胶结物是影响非均质性的主要因素,因此开展山2段胶结物特征及其对储层物性影响的研究具有重要意义。通过铸体薄片、扫描电镜、荧光薄片、阴极发光和X衍射黏土矿物分析等测试手段对山西组山2段胶结物特征及其对储层物性的影响进行了研究。结果表明:研究区山2段储层胶结物主要为伊利石、碳酸盐胶结物、硅质胶结物、高岭石;通过对胶结物特征和与储层物性的关系研究,发现高岭石和少量的硅质胶结物是储层物性的有利因素,伊利石、碳酸盐胶结物及较多含量的硅质胶结物使储层致密化,对储层孔隙发育不利。      

鄂尔多斯盆地吴堡地区长6段浊积特征及其石油地质意义

在介绍鄂尔多斯盆地吴堡地区延长组长6段沉积特征的基础上,探讨了该储层物性特征、浊积岩特征、浊积岩分布规律及其对油藏的影响,明确了浊流沉积的石油地质意义.结果表明:鄂尔多斯盆地吴堡地区长6段以发育长石砂岩为主,填隙物成分有方解石、绿泥石、白云母以及少量的石英加大、长石加大等,砂岩储集层孔隙结构具有很强的非均质性;吴堡地区长6期湖盆沉降趋于稳定,是三角洲的高建设时期;多水系、多物源的三角洲前缘沉积为深湖浊积扇沉积提供了充足的物质基础;在吴堡地区东北部三角洲前缘水下分流河道前端发育深湖浊积扇沉积,可区分出中心微相和边缘微相两个沉积微相带,其中浊积扇中心微相以细砂岩、粉砂岩与暗色泥岩呈砂泥互层;从平面上看,浊积岩砂体非均质性在侧向上逐渐变弱,砂体底部发育厚度较大、成熟度较高的暗色湖相沉积的烃源岩,深湖相的暗色泥岩含有丰富的烃源岩,而浊积岩砂体是由深湖相的暗色泥岩构成,孔渗物性好的区域易于形成良好的上倾尖灭的透镜状岩性油藏.     

不同物源体系致密储层微观结构特征及成因分析:以陇东地区樊家川和南梁长6段为例

鄂尔多斯盆地致密油气资源丰富,其中陇东地区长6储层的发育受多物源体系的控制,成为当前研究热点,但目前对不同物源控制的砂体微观结构特征差异等缺乏深入了解,制约了该地长6储层的勘探与评价。通过铸体薄片鉴定、镜下观察、X衍射及恒速压汞分析等实验手段,开展了不同物源体系控制下的储层微观结构特征研究,对比分析了沉积微相对储层发育的影响,建立了对应的孔隙演化模型,并探讨了主要成岩作用对储层致密化的控制。结果表明：(1)喉道是控制储层渗透率的主要因素,北东部物源沉积区较西部物源沉积区的喉道发育状况更好,渗透率更高;(2)随着渗透率升高,受北东部物源控制的南梁地区半径大于0.50μm的较大喉道对渗透率的贡献明显增加;(3)沉积微相是控制不同物源体系砂体物性的重要因素,受北东部物源控制的南梁地区的砂质碎屑流和浊流砂体物性均好于受西部物源控制的樊家川地区;压实作用是造成储层致密化的主要原因,受不同物源体系储层伊利石和绿泥石含量差异的影响,北东部物源沉积区压实减孔量(19.29%)小于西部物源沉积区(22.32%)。该研究成果对不同物源体系致密油的后期评价具有指导意义。     

青山口组三段沉积微相特征及其对储层非均质性影响

松辽盆地青山口组在盆地内广泛分布,自下而上可细分为青山口组一段、青山口组二段和青山口组三段。岩性主要为一套黑色、绿色泥岩和砂岩,下部以泥岩为主,上部以粉砂岩为主。厚度一般为300m～500m。     

川西坳陷中段西部雷四段气藏沉积层序及其对储层的控制

为确定川西坳陷中段西部气藏的有利储层发育层段,利用薄片、岩心、测井、地震等资料,研究雷口坡组四段(简称雷四段)沉积层序,分析它对储层发育的控制。结果表明,雷四段可划分为一个完整的三级层序和三个四级层序,其中雷四上亚段对应上部四级层序,进一步划分为四个五级和多个六级高频层序,由向上变浅的高频沉积旋回组成;井间高频层序类型相似,横向一致性对比好,表明形成环境近似。雷四上亚段主要发育潮坪相的潮间带和潮下带亚相沉积,纵向上岩性变化频繁,横向上分布较为稳定;潮间带是储层发育的有利亚相,以Ⅱ、Ⅲ类储层为主,发育于上、下两个储层段中上部,对应五级和六级高频层序的中上部;高频层序反映的相对海平面变化控制潮间带有利岩相分布,影响后期成岩作用,是储层发育与空间展布的关键。