鄂尔多斯盆地华池-庆阳地区长63油层组储层特征研究

通过对鄂尔多斯盆地华池-庆阳地区的岩石薄片、铸体薄片观察、扫描电镜及物性资料分析,得出研究区长63油层组储层的岩石学特征、物性特征及孔隙结构特征,并分析了影响储层物性的主要因素.结果表明,研究区长63油层组储层碎屑岩以粉-细粒砂岩为主,矿物成熟度很低;储层储集和渗流空间主要依靠砂岩基质中的中、小孔-细、微喉型孔喉组合;孔隙类型以剩余粒间孔为主,为典型低孔隙度、超低渗透储层.长631-2-长632-2与长632-2-长633隔夹层最为发育,且连片分布,可作为分层注水的有利阻隔带.     

定边地区长8油层组储层特征研究

研究定边地区长8油层组储层特征。以常规薄片、铸体薄片、粒度分析、扫描电镜、压汞等室内分析化验资料为基础,对储层岩石学特征、孔隙结构特征、物性分布特征进行研究。确定了定边地区长8油层组储层特征。研究区长8砂岩储层岩石类型为岩屑长石砂岩,以自生粘土矿物和碳酸盐胶结物为主;孔隙类型以溶蚀粒间孔最为发育,储层具有低排驱压力,较高中值压力,储集岩岩性致密,属于特低孔-超低渗储层。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区长2油层组砂岩储层特征的研究

依据相关的钻井资料,结合岩心、薄片分析等研究方法,对鄂尔多斯盆地中西部姬塬地区三叠系延长组长2油层组砂岩的储层特征以及相应的影响因素进行了探讨,研究结果得出:姬塬地区长2油层组砂岩以长石砂岩、岩屑长石砂岩为主,含有少量的长石岩屑砂岩等;研究区储层空间主要为粒间孔、长石溶孔、晶间孔、岩屑溶孔等,属于近中孔-低渗型的储层;成岩作用是该区储层发育最主要的影响因素,其中成岩过程中压实作用、胶结作用和溶解作用对储集空间有较大的影响。     

鄂尔多斯盆地杨旗区延长组长6储层特征研究

根据普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、X-衍射等资料,对鄂尔多斯盆地杨旗区长6油层组砂岩的岩石学特征、成岩作用类型等进行了深入研究。研究表明,鄂尔多斯盆地杨旗区长6油层组储集层岩石类型为细粒长石砂岩,其次中粒及中—细粒,细—中粒长石砂岩。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5×10-3μm2,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。     

靖边油田乔家洼地区长6段储层孔隙结构特征

鄂尔多斯盆靖边油田储层岩性致密,成为制约勘探开发的主要因素,开展储层孔隙结构特征研究有利于该地区油气生产。通过扫描电镜、铸体薄片、压汞等分析测试方法对长6段储层的微观孔隙结构特征进行分析。结果表明:靖边油田田乔家洼地区长6段储层为低孔、低渗储层,且非均质性较弱;储层孔隙类型主要为粒间孔和粒内孔;储层孔喉半径普遍较小,孔喉分选较好,孔隙喉道分布均匀,孔喉连通性较好。据储层物性和孔隙结构参数将研究区储层分为4种类型,但研究区以Ⅱ类储层和Ⅲ类储层为主。研究认为沉积作用和成岩作用是鄂尔多斯盆地靖边油田乔家洼地区长6段储层砂岩低孔、低渗的主要控制因素。     

河流相和三角洲相储层成岩作用及其对储层的影响——以青化砭油田长2油层组和长6油层组砂岩为例

根据砂岩薄片、铸体薄片、扫描电镜、X-衍射等分析,研究了鄂尔多斯盆地青化砭油田长2油层组河流相及长6油层组三角洲相砂岩储层的成岩作用,分析了它们对储层物性的影响状况。研究结果表明,长2油层组河流相和长6油层组三角洲相砂岩储层目前分别处于晚成岩A期和B期。压实作用、胶结作用和溶解作用是控制二者物性演化的主要成岩作用,其中压实作用和胶结作用强烈破坏了它们的原生孔隙,溶解作用则有效地改善了它们的孔隙结构,从而提高了储层的孔渗条件。优质储层多出现在长2油层组河道及长6油层组三角洲平原分流河道砂体中。但在不同强度的成岩作用影响下,长2油层组河流相砂岩储层物性明显好于长6油层组三角洲相砂岩储层,因此优质储层的勘探应以长2油层组河流相河道砂体为重点,兼顾长6油层组三角洲相平原分流河道砂体。     

靖边地区延9储层特征研究

基于对靖边地区延长储层特征研究较少,通过铸体薄片、阴极发光、扫描电镜、X-射线衍射、压汞等多种分析测试手段,对延9储层特征进行了系统地研究。结果表明,靖边地区延9砂岩主要为岩屑长石砂岩,其次为长石砂岩,矿物成熟度和结构成熟度中-高。储层物性较好,属于中孔-中渗常规储层。延9油层组砂岩储层孔隙类型以残余粒间孔和溶蚀孔隙最为发育,占孔隙类型的48.2%,晶间孔和裂隙孔在部分样品中也有发育。     

姬塬地区上三叠统长2油层组高岭石胶结与储层评价

姬塬地区长2油层组次生孔隙在储层砂岩的孔隙构成中比值偏大,成岩作用对储集空间的发育具有明显的控制优势。同时,该区长2油层组高岭石分布是鄂尔多斯盆地中南部较为集中且相对偏高的地区,显示出姬塬地区长2油层组在大气水作用、次生孔隙发育等方面具有特殊性。通过对该区高岭石胶结物含量和分布特征的研究,综合考虑储层物性的平面变化特征、沉积相带、构造高点等影响因素,对有利的储层区块提出了建议。     

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。     

鄂尔多斯盆地姬塬油田上三叠统延长组长6油层组有利储层分布及控制因素

鄂尔多斯盆地姬塬油田上三叠统延长组长6油层组为低孔低渗储层。通过对铸体薄片、砂岩物性及扫描电镜等资料的研究,分析了储层岩石学特征、孔隙类型、物性特征、成岩作用的特点及对储层的控制作用。研究表明,姬塬油田长6油层组主要是岩屑长石砂岩和长石砂岩,通过对长6油层组各个小段的物性统计分析发现,长621油层亚段的储集物性最好,显示出强的非均质性,主要的孔隙类型为残余原生粒间孔和溶蚀粒间孔。沉积作用中的沉积相分布是控制储层物性的基础,好储层一般分布在主水下分流河道和河口坝砂体中,长6油层组既经受了建设性成岩作用的改造(绿泥石薄膜的形成、溶蚀作用及破裂作用等),也经历了破坏性成岩作用的改造(压实作用、胶结作用)。在了解研究区各个时期成岩作用改造程度的基础上确定了姬塬油田有利储层的分布,优选出7个Ⅰ类和7个Ⅱ类有利目标区。     

鄂尔多斯盆地志靖-安塞地区延长组长10储层特征及评价

利用岩心资料、岩石薄片、铸体薄片、压汞资料、扫描电镜、X衍射及核磁共振等资料,对志靖-安塞地区长10储层进行分析,结果显示,志靖-安塞地区长10储层岩性主要为长石砂岩、岩屑质长石砂岩,孔隙类型以粒间孔、长石溶孔以及浊沸石溶孔为主,物性较好,孔隙度、渗透率分别为11.4%、2.35 mD,但非均质性较强.通过对东西部物性差异性形成机理进行研究,认为区内东部地区储层物性优于西部地区,主要是由于东部地区具有良好的物质基础以及来自长9烃源岩更多的酸性物质,促使其溶蚀空隙更为发育造成的.志靖-安塞地区可划分为4类储层,其中Ⅰ、Ⅱ类储层主要发育在东部地区,西部地区少见或不发育,Ⅲ类储层分布面积广,但物性较差,Ⅳ类储层大部分为非有效储层.     

鄂尔多斯盆地志靖—安塞地区延长组长10储层特征及评价

利用岩心资料、岩石薄片、铸体薄片、压汞资料、扫描电镜、X衍射及核磁共振等资料，对志靖-安塞地区长10储层进行分析，结果显示，志靖-安塞地区长10储层岩性主要为长石砂岩、岩屑质长石砂岩，孔隙类型以粒间孔、长石溶孔以及浊沸石溶孔为主，物性较好，孔隙度、渗透率分别为11.4%、2.35 mD，但非均质性较强.通过对东西部物性差异性形成机理进行研究，认为区内东部地区储层物性优于西部地区，主要是由于东部地区具有良好的物质基础以及来自长9烃源岩更多的酸性物质，促使其溶蚀空隙更为发育造成的.志靖-安塞地区可划分为4类储层，其中Ⅰ、Ⅱ类储层主要发育在东部地区，西部地区少见或不发育，Ⅲ类储层分布面积广，但物性较差，Ⅳ类储层大部分为非有效储层.     

松辽盆地南部深层致密砂岩气储层形成机制及成藏主控因素

为了加快松辽盆地南部（简称松南）深层致密砂岩气勘探开发进程,开展致密砂岩储层形成机制及成藏主控因素研究。通过对松南深层致密砂岩的分析,根据致密砂岩岩性组合特征将已发现的深层致密气类型划分为稳定厚层砂型、砂泥互层型、泥包砂型3种类型,储层物性普遍差,孔隙度多小于6%,渗透率主体<0.10×10^-3 μm²,属于特低孔、特低渗储层。通过对松南典型致密储层矿物成分与微观特征的分析发现,致密砂岩有效储层形成主要受3个方面因素控制：一是早成岩期发育绿泥石包壳,有效抑制成岩中后期粒间钙质胶结、硅质胶结的发生,保护原生残余粒间孔隙;二是富火山岩岩屑溶蚀形成次生孔隙;三是生烃增压产生大量微裂缝,改善储层渗流特征。在此基础上总结出松南致密砂岩气成藏控制因素,即充足气源提供物质基础、斜坡古沟谷与断裂控砂、次生溶蚀与微裂缝控储、断裂活动与稳定盖层控富。     

鄂尔多斯盆地陇东地区二叠系盒8下段致密砂岩储层特征

陇东地区是鄂尔多斯盆地上古生界天然气勘探的新区带,二叠系下石盒子组盒8_下段气层组是其主力产气层,该区沉积、储层和成藏等方面具有一定的复杂性,天然气勘探研究程度较低。结合测井资料、岩心观察、铸体薄片、物性等资料,对鄂尔多斯盆地西南地区二叠系下石盒子组盒8_下段储层的岩石学特征、物性特征、孔隙结构特征进行研究,探讨了影响储层储集性能的主要控制因素。研究结果显示:盒8_下段储层砂岩类型以石英砂岩及岩屑石英砂岩为主,长石砂岩含量少,属于距离物源较远的高能环境产物。成岩作用过程中,砂岩储层经历强烈压实和压溶作用,碎屑颗粒和岩屑相互嵌合,伴有不同程度石英再生长,原生粒间孔隙大量消失,孔隙类型以粒内孔和岩屑溶孔为主,孔隙大小以微孔—中孔型为主。储层物性受沉积相和成岩作用共同控制。沉积相在根本上控制着储层物性条件,砂体结构对储层产生重要影响,切割型单砂体储层物性相对较好,拼接式砂体储层物性次之,孤立型单砂体物性较差。压实是造成储层物性致密化的主要原因,胶结作用中水云母是造成储层致密化的首要因素,储层溶蚀程度较低,对改善储层质量效果有限。该研究成果可对陇东地区盒8_下段的进一步勘探、开发提供可靠的地质基础和科学依据。     

塔巴庙地区上古生界砂岩成岩作用特征及其储集性分析

鄂尔多斯盆地北部塔巴庙地区上古生界发育一套低孔低渗致密砂岩储层，储集空间以溶蚀微孔、蜂窝状溶孔和高岭石晶间隙为主，孔喉以细——微细为主。成岩作用决定了砂岩内部储集空间特征和储集性能，主要表现在较强的压实作用和胶结作用使砂岩的原生孔隙很少得到保存；较弱的溶蚀作用和强的蚀变作用使砂岩储集空间以微孔、超微孔为主，具有孔径小喉道细的特征，这是砂岩储集物性特别是渗透率偏低的直接原因。     

超深低孔特低渗砂岩储层的孔隙成因及控制因素——以库车坳陷克深地区巴什基奇克组为例

库车坳陷克深地区白垩系巴什基奇克组砂岩经过了漫长的埋藏过程和复杂的成岩演化,形成了一套超深低孔特低渗储层。本文详细描述了该储层的孔隙成因类型,并分析了其控制因素。通过鉴定大量铸体薄片和荧光薄片,并利用场发射扫描电镜与激光共聚焦显微镜等手段进行分析,综合考虑形态、规模和成因3个依据识别出8类孔隙和2类裂缝,认为该低孔特低渗储层为孔隙型储层,次生成因控制的孔隙占主导地位;并提出早期长时间浅埋藏及所处的碱性环境导致了弱压实及强胶结,后期的构造挤压进一步减孔,而晚期溶蚀虽是次生孔隙形成的主要原因,但其并未大规模有效改善储层的低孔现状。     

塔里木盆地大宛齐油田康村组储层特征及评价

在地层对比的基础上,深入研究了大宛齐油田康村组储层的岩石学特征、储集砂体成因类型及其特征、储层孔隙类型、孔隙结构特征及储层分布规律.大宛齐油田康村组属于低弯度河进入极浅水湖泊形成的三角洲沉积体系,决定了它主要的储集砂体成因类型为三角洲砂体,其中又可细分为三角洲平原分流河道砂体、三角洲前缘水下分流河道砂体和河口砂坝砂体,主要储集空间类型是剩余原生粒间孔隙,其次是粒间溶孔和微孔隙.分流河道砂体以粒度较粗的中粗砂岩、含砾砂岩和细砂岩为主,发育大孔隙,粗喉道,孔隙度大,渗透率高,储集性能好;河口砂坝砂体,粒度相对较细,以细-粉砂岩为主,孔隙度相对较低,孔径也相对较小.纵向上,康村组中下部砂体较发育,上部次之,以砂泥互层形式叠置,但总体上砂岩含量不高,一般在15%~30%之间;康村组储层横向分布受物源等因素影响,呈现出东北部厚、西北部薄的特点.储层物性总的分布规律是由北东往南西方向,孔隙度减小,由南东往北西方向渗透率变差.      

四川盆地中部三叠系香溪群储层特征及成岩孔隙演化

四川盆地中部香溪群储层为典型的低渗透油气藏,有效储层分布规律复杂,油气富集规律不清,勘探难度大,勘探效率低。对其储层特征、成岩孔隙演化和有效储层分布规律的研究,对油气勘探具有重要指导意义。研究表明,香溪群储层现处于晚成岩A期,在早成岩早期阶段由于强烈压实作用和硅质胶结作用使大部分细砂岩、中细砂岩储层物性变差,只有粗砂岩和中粗砂岩仍保留部分原生孔隙;在中成岩早期阶段,有机酸性水进入粗砂岩和中粗砂岩中溶蚀其中的长石和岩屑,形成大量次生溶蚀孔隙而形成优质储层。     

陆相湖盆深水块体搬运体优质储层的主控因素以松辽盆地英台地区青山口组为例

深水储层已成为增储上产的重要领域,传统观点认为此类储层物性差,但近年来的勘探实践表明,陆相湖盆深水块体搬运体可形成优质储层,其储层物性甚至优于三角洲前缘.以岩心观察、铸体薄片、扫描电镜、实测孔隙度、地层水有机酸含量、地层超压等资料为基础,对松辽盆地青山口组深水块体搬运体优质储层的主控因素进行了分析.分析认为青山口组深水块体搬运砂岩为高结构成熟度的岩屑长石砂岩,储集空间主要包括原生粒间孔和次生溶蚀孔,碎屑颗粒以点接触为主,方解石胶结物和石英次生加大现象少见.深水块体搬运优质砂岩储层的发育主要受沉积作用和超压旋回的控制.块体搬运作用是形成优质储层的基础,使其继承了三角洲前缘高能环境砂岩的原始孔渗特征;超压抑制破坏性成岩作用是核心,使原始孔隙得以保存、胶结物含量少;有机酸溶蚀是补充,促进次生孔隙发育.青山口组深水块体搬运砂岩呈透镜状分布于源岩内部且具有良好的物性,是有利的勘探目标.     

Characteristics of Tight Sandstone Reservoirs and Controls of Reservoir Quality: A Case Study of He 8 Sandstones in the Linxing Area,Eastern Ordos Basin,China

Determining the process of densification and tectonic evolution of tight sandstone can help to understand the distribution of reservoirs and find relatively high-permeability areas. Based on integrated approaches of thin section,scanning electron microscopy(SEM), cathode luminescence(CL), nuclear magnetic resonance(NMR), X-ray diffraction(XRD), N_2 porosity and permeability, micro-resistivity imaging log(MIL) and three-dimensional seismic data analysis, this work discussed the reservoir characteristics of the member 8 of the Permian Xiashihezi Formation(He 8 sandstones) in the Linxing area of eastern Ordos Basin, determined the factors affecting reservoir quality, and revealed the formation mechanism of relatively high-permeability areas. The results show that the He 8 sandstones in the Linxing area are mainly composed of feldspathic litharenites, and are typical tight sandstones(with porosity 10% and permeability 1 mD accounting for 80.3% of the total samples). Rapid burial is the main reason for reservoir densification, which resulted in61% loss of the primary porosity. In this process, quartz protected the original porosity by resisting compaction. The cementation(including carbonate, clay mineral and siliceous cementation) further densified the sandstone reservoirs,reducing the primary porosity with an average value of 28%. The calcite formed in the eodiagenesis occupied intergranular pores and affected the formation of the secondary pores by preventing the later fluid intrusion, and the Fe-calcite formed in the mesodiagenetic stage densified the sandstones further by filling the residual intergranular pores. The clay minerals show negative effects on reservoir quality, however, the chlorite coatings protected the original porosity by preventing the overgrowth of quartz. The dissolution of feldspars provides extensive intergranular pores which constitute the main pore type, and improves the reservoir quality. The tectonic movements play an important role in improving the reservoir quality.The current tectonic traces of the study area are mainly controlled by the Himalayan movement, and the high-permeability reservoirs are mainly distributed in the anticline areas. Additionally, the improvement degree(by tectonic movements) of reservoir quality is partly controlled by the original composition of the sandstones. Thus, the selection of potential tight gas well locations in the study area should be focused on the anticline areas with relatively good original reservoir quality. And the phenomena can be referenced for other fluvial tight sandstone basins worldwide.