南海北部湾盆地迈陈凹陷中南部古近系储层特征与控制因素——以区域探井Y井为例

北部湾盆地迈陈凹陷中南部Y井井壁取心分析、岩屑样品的薄片鉴定结果及地球物理测井综合评价表明,其钻遇的不同层位层段的储层类型主要以含泥质较高的砂岩、粉砂岩及泥质粉砂岩为主,少量砾岩,多属于近—中物源快速沉积充填、储集物性偏差的储集层类型,且成岩程度偏低(处在早成岩A或B期或中成岩A期),总体上属于岩性较细、泥质含量偏高、孔渗参数偏低的中孔中渗和低孔低渗及低孔特低渗型砂岩储层类型。其中,钻遇的渐新统涠洲组砂岩储层总体上偏细且泥质含量较高,砂岩有效孔隙度和渗透率偏低,属于储集物性较差储层;始新统流沙港组二段砂岩属于差—较好储层,储层孔隙类型以粒间孔为主,其次为粒间溶孔,还发育有少量或微量长石溶孔和粒内溶孔,具有一定的孔渗性;古新统长流组砂岩孔隙类型以粒间孔、粒间溶孔为主,发育少量长石溶孔及粒内溶孔,储层致密储集物性偏差。总之,本区储层发育主要受控于碎屑物物源供给远近与沉积相及成岩作用,但总体上储层成岩程度较低,加之溶蚀作用及胶结作用普遍,故严重影响了储层储集物性。     

琼东南盆地深水区松南低凸起花岗岩风化壳储层底界面识别技术

琼东南盆地深水区松南低凸起花岗岩古潜山风化壳储层油气勘探获重大突破,展示其具有较好勘探前景.针对花岗岩风化壳储集层地震勘探中储集层底界面确定难的问题,以琼东南盆地深水区前古近系花岗岩风化壳为研究对象,应用钻井、测井及地震资料,总结了花岗岩风化壳储层底界面标定的模式.该模式以井资料为依据构建岩石物理模型,采用地震正演模拟...     

琼东南盆地花岗岩潜山发育演化及控藏作用

以琼东南盆地地震、钻井及测年资料为基础，结合南海北部陆缘构造演化特征，分析了琼东南盆地花岗岩侵入期次和分布规律，论述了花岗岩潜山发育演化及控藏作用。研究表明，琼东南盆地发育印支期和燕山期两期花岗岩侵入，印支期花岗岩主要分布于NW向(低)凸起带，燕山期花岗岩分布于NE向(低)凸起带，琼东南盆地花岗岩潜山构造类型为残丘山，印支期花岗岩和燕山期花岗岩潜山演化都可划分为岩浆侵入期、暴露剥蚀期和定型埋藏期等阶段。盆地花岗岩潜山暴露剥蚀时间长，经历了多期次构造运动，发育网格状断裂，可形成风化壳型和断裂-裂缝型储层，松南低凸起花岗岩潜山被多凹环绕，发育断裂+砂体复合输导体系，是油气有利汇聚区。     

琼东南盆地深水区中央峡谷黄流组储层特征及主控因素

在利用钻井和岩心资料基础上,结合铸体薄片、常规物性、压汞实验等分析测试手段,对琼东南盆地深水区中央峡谷黄流组储层特征及其影响因素进行了分析。研究表明,中央峡谷黄流组砂岩以岩屑石英砂岩为主,砂岩粒级较细且分选好,成熟度较高。原生粒间孔为主要孔隙类型,孔隙结构普遍为中孔细喉型。储层物性总体表现为中孔-特高孔、中渗-特高渗的特征。沉积微相和成岩作用是影响黄流组储层物性的主要因素,深水浊流沉积的水道砂岩是发育优质储层的前提,同时中央峡谷特殊的水深和温压条件是影响储层成岩作用的重要因素。海水深度大,而实际地层埋深浅,储层总体处于低温常压环境中,以致成岩作用程度普遍不强,但中央峡谷黄流组储层物性的内在差异仍主要受控于压实作用,中央峡谷自西向东,水深增加,实际地层埋深变浅,压实作用减弱,储层孔隙度和渗透率较好,总体上峡谷东部气层含气饱和度也较西部高。     

琼东南盆地深水区陵南低凸起古潜山油气成藏条件

基于琼东南盆地深水区砂岩储层整体欠发育这一地质背景,综合评价了陵南低凸起古潜山领域油气成藏地质条件,并对该区的成藏模式与特征进行了预测和讨论。研究表明,陵南低凸起古潜山由邻近的乐东-陵水富生烃凹陷供烃,被成熟烃源岩包围,具有中生界花岗岩潜山储层与新近系厚层海相泥岩构成的储盖组合,发育大型沟源断裂及与之配置较好的大型继承性构造脊等构成畅通的运聚系统,具有源储压差大、近源直接充注的优势。相较已获勘探成功的松南低凸起古潜山油气藏,其成藏条件更为优越,成藏模式与越南白虎大型古潜山油田和渤海渤中19-6大型古潜山凝析气田具有一定的可类比性。陵南低凸起的石油地质条件切合琼东南盆地深水区“富泥贫砂”的地质背景,可形成大规模、连片性古潜山油气藏,是琼东南盆地中央峡谷水道领域之外又一有利的深水油气勘探新领域。     

珠江口盆地陆丰凹陷古近系储层特征及优质储层主控因素

随着珠江口盆地勘探层系由浅层转向深层,古近系已成为陆丰凹陷油气“增储上产”的重要层系,但储层尚存在非均质性较强、产能释放难度大等问题,严重制约油气勘探进程。综合运用陆丰凹陷36口古近系钻井的铸体薄片、扫描电镜、物性分析、X衍射等分析化验数据,对文昌组和恩平组开展储层特征、成岩作用和优质储层主控因素研究。结果表明,陆丰凹陷古近系储层具有高石英、低长石和低岩屑含量的特征,文昌组主要发育岩屑石英砂岩,为特低-低孔隙度、超低-低渗透率储层,平均孔隙度为11.15%,平均渗透率10.93×10^-3μm²;恩平组主要发育长石石英砂岩,为低-中孔隙度、特低-中渗透率储层,平均孔隙度为15.23%,平均渗透率为139.53×10^-3μm²;储层孔隙类型以原生粒间孔为主,其次为粒间溶孔和粒内溶孔,但文昌组溶蚀孔占比高。古近系储层主要处于中成岩阶段A期,压实作用对减孔起决定性作用,胶结作用降低储层物性,溶蚀作用进一步改善储层物性。陆丰凹陷古近系优质储层形成条件包括：(1)母岩区石英含量高,搬运距离较远,高成分和结构成熟...     

鄂尔多斯盆地陕北地区延长组长7段致密油储层特征及其主控因素

鄂尔多斯盆地延长组石油资源丰富,储层致密,为了查明湖盆致密砂岩储层发育机理,综合利用岩心观察、铸体薄片鉴定、X射线衍射分析、扫描电镜观察、高压压汞测试等方法,对鄂尔多斯盆地陕北地区长7段致密油储层特征及其发育主控因素进行了分析。研究结果显示,研究区长7段长石含量高,主要发育长石砂岩和岩屑长石砂岩。致密砂岩储层孔隙类型以长石粒内溶蚀孔隙和粒间溶蚀孔隙为主,同时晶间微孔和微裂缝较为发育。研究区长7段时期主要为三角洲前缘与滨浅湖沉积环境,水动力较弱,发育砂岩中泥质含量较高。中等强度压实作用及早期的方解石胶结作用使原生孔隙消失殆尽,胶结作用进一步使孔隙减小。由于长石及黏土含量较高,其受溶蚀作用形成溶蚀孔隙,改善储层质量,同时也是研究区长7段致密砂岩储层发育的主要控制因素。     

渤中凹陷A2—1构造东营组储层物性控制因素分析

根据岩石薄片、扫描电镜、物性和测井等资料,分析了渤中凹陷A2—1构造东营组砂岩储层品质控制因素,探讨了测试段产能差异的原因。通过分析认为：渤中凹陷古近系东营组储层物性主要受压实作用、沉积条件、碳酸盐胶结、溶蚀作用和黏土转化阶段控制。在负胶结物投点图上,犬部分砂岩都落在压实作用区间,显示了压实作用是减少孔隙的主要因素;沉积条件对储层物性的影响突出体现在粒度和泥质含量方面的影响,随着粒度变细、泥质含量增加,渗透率明显降低。储层中普遍含碳酸盐胶结物且含量较高,是DST2测试段渗透率低、产能差的重要原因之一。两测试段储层中溶蚀作用普遍存在,主要体现在对长石的溶蚀,DST2测试段是强超压的半封闭系统,溶出物不能有效带出系统而沉淀在孔隙和喉道中,对储层物性破坏较大。黏土转化阶段与渗透率的快速降低段有较好的对应关系,渗透率变差段主要出现在伊蒙混层有序混层带以下。     

石臼坨凸起西段东三段储层差异成岩演化及孔隙定量表征

为了定量评价成岩作用对石臼坨凸起西段X-1井区东三段不同粒级储层孔隙发育的影响,利用铸体薄片、扫描电镜、常规物性、X射线衍射等资料,分析了不同粒级储层孔隙演化的差异及原因。结果表明,中-粗砂岩以较高含量的自生高岭石和次生溶蚀孔发育为特征,砂砾岩胶结物含量中等,但次生溶蚀孔较发育,细砂岩胶结物和次生溶蚀孔欠发育。中-粗砂岩经历的成岩作用类型较完整,砂砾岩整体具有较弱压实、弱溶蚀、弱胶结的成岩特征,而细砂岩以压实作用为主,中成岩A期溶蚀、胶结作用基本不发育。东三段同生期-早成岩B期以机械压实为主,对细砂岩孔隙演化影响最大;中成岩A期早期以溶蚀作用为主,对中-粗砂岩溶蚀增孔效应最明显;中成岩A期晚期以含铁碳酸盐胶结为特色,对中-粗砂岩孔隙演化的影响较大,但其总体孔隙度仍然最高。东三段不同粒级储层中的中-粗砂岩平均孔隙度为15.1%,砂砾岩为13.4%,细砂岩为8.9%。由于中-粗砂岩受压实影响较弱,溶蚀作用最强,故孔隙最为发育;砂砾岩虽然受压实作用较弱,但由于孔隙结构复杂,非均质性强,限制了成岩流体的活动性,影响了储层的溶蚀作用强度;细砂岩泥质含量较高,受压实作用影响最大,孔隙发育相对最差。...     

东海陆架盆地西部坳陷带中生界储层类型及成因北大核心CSCD

利用现有钻井、测井、地震等多种实际资料,分析了东海陆架盆地西部坳陷带中生界的地层和沉积特征,对比了陆域邻区储层类型,在此基础上探讨了研究区中生界的储层类型及其形成的原因,以期为进一步油气地质条件的综合分析及勘探方向的优选提供依据。分析认为,东海陆架盆地西部坳陷带中生界储层类型多,主要包括砂岩储层、风化壳储层和火山岩储层,其中以砂岩储层为主;中生界储层储集条件好,白垩系总体上优于侏罗系,但非均质性非常强。砂岩储层的发育受控于沉积环境,主要分布在河流、扇三角洲、滨岸等相带;风化壳储层、火山碎屑岩储层受构造运动的影响,构造高部位凸起区是其重要的潜在发育区。     

珠江口盆地低阻低渗储层测井渗透率预测方法及应用

为了解决南海西部海域珠江口盆地低阻低渗油藏渗透率评价的难题,详实调研了国内外低阻低渗储层的成因,在此基础上深入分析了珠江口盆地低阻低渗储层渗透率的影响因素。研究表明,孔喉半径是导致渗透率差异大的主要原因。基于岩心资料,采用FZI法将研究区储层划分为6类流动单元,通过建立每一类流动单元的精细渗透率模型求取低阻低渗储层渗透率参数。结果表明,使用流动单元渗透率模型能够有效提高渗透率计算的精度,目前该方法已在南海西部海域各区域推广应用。     

利用交会面积法预测百色盆地致密碎屑岩储层初始产量

百色盆地东部坳陷中央凹陷带那读组为陆相碎屑岩沉积地层,其储集层具有岩石结构复杂、物性条件差、低孔低渗、非均质性极强等特点,使用传统方法预测其初始产量比较困难。因此从基础资料入手,分析储层特征,并通过研究储层流体性质的响应特征,提出了运用含油指示参数OID与反映孔隙结构的参数m的交会面积方法来预测初始产量。该方法由于综合了影响该地区储层产量的孔隙度、泥质含量、厚度、含油饱和度、渗透率等关键参数,预测精度和直观性有很大的提高,较好实现对那读组致密储层产量的快速预测,实际应用效果十分显著。     

琼东南盆地深水区古潜山裂缝性储层展布特征及有利区含油气性预测

琼东南盆地深水区松南低凸起花岗岩古潜山是南海西部重点油气勘探领域.受该区复杂地质条件与地震资料品质影响,其前古近系潜山优质储层预测与含油气性检测研究难度较大.从已钻井资料出发,结合地质地球物理资料综合分析,精细划分并评价了古潜山储层纵向有利相带,并应用蚂蚁体融合曲率体技术刻画了古潜山有利储层空间展布,有效提高了潜山裂缝...     

缅甸Shwebo盆地储层研究及勘探方向

Shwebo盆地勘探多年来,储层是影响勘探成效的关键因素。研究结果表明,Shwebo盆地白垩系—古近系储层主要岩石类型为长石砂岩、石英砂岩及凝灰质砂岩;孔隙类型主要为残余粒间原生孔隙和微裂隙溶蚀孔隙。孔隙结构复杂、非均质性强以及低孔、低渗是储层的主要特征。沉积环境和成岩作用是影响储层质量的主要因素,其中,影响盆地西部岛弧带储层质量的关键因素是火山活动及成岩作用;影响Shwebo盆地内储层质量的关键因素是胶结作用及压实作用,并指出了盆地有利储层勘探区。     

东海陆架盆地N气田花港组储层特征及分类评价

东海陆架盆地西湖凹陷古近系花港组储层为典型的低孔、低渗储层.基于大量岩心物性、粒度、薄片、压汞等资料,对N气田目的层储层岩性、物性和孔隙结构特征进行精细评价.结果表明:N气田花港组储层岩性以细砂岩为主,矿物成分构成稳定,以石英为主,黏土含量低,岩性较纯;随着埋藏变深,孔隙变差,粒间孔减少,溶蚀孔增加,孔喉半径减小,连通...     

卫城油田卫22块储层非均质性评价

通过对卫城油田卫22块铸体薄片、扫描电镜以及孔隙度渗透率资料的分析,对研究区储层微观非均质性,储层层内、层间、平面非均质性做了详细的研究。认为研究区储层砂岩以细砂岩粉砂岩为主,孔喉结构为中孔细喉;储层非均质性主要受控于沉积作用和成岩作用,层内渗透率大部分为反韵律序列,各小层内部渗透率的差异性很大,表现为严重非均质型;纵向上各小层砂岩密度相差很大,但各井垂向上渗透率差异不大,以非均质型居多;平面上储层非均质性主要受沉积相带平面分布的影响,水下分流河道和河口砂坝沉积非均质性较弱,前缘沙席表现为较强的平面非均质性。     

鄂尔多斯盆地环江油田延长组长8段致密储层特征及主控因素分析

为揭示鄂尔多斯盆地环江油田延长组长8段致密砂岩储层特征及控制因素,通过岩心、薄片鉴定、扫描电镜、X衍射等资料研究了储层的岩石学特征、成岩作用、孔隙和物性特征,并讨论了致密砂岩的成因机理。结果表明:长8段岩石类型主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩,储集空间主要为粒间孔(包括残余粒间孔与粒间溶孔)、溶孔(长石溶孔与岩屑溶孔),储层孔隙度平均为9.6%;渗透率平均为0.67×10~(-3)μm~2。为典型的低孔——超低孔、超低渗的致密储层。储层物性受控于多种因素,其中沉积条件是不同砂岩物性差异的基础,沉积后持续快速的埋藏和较多的塑形颗粒共同导致强烈的压实和孔隙的大量损失,硅质和钙质胶结则充填压实剩余孔隙,加之伊利石对孔吼的堵塞,最终形成致密砂岩。     

平湖油气田低渗透储层测井评价研究

平湖油气田P11储层开发是平湖油气田增储提产的重要目标,也是当前平湖油气田开发面临的难题之一。由于埋藏深,储层物性条件差,试油自然产能低下,储层流体性质复杂,气油比低,凝析油含量高,密度大,储层温度高,压力系数高,给测井解释和评价带来很大困难,对开发方案的实施提出了挑战。根据岩心分析资料,从成岩作用、沉积作用等方面对平湖组放鹤亭P11储层低渗原因进行了分析;对P11储层的测井响应特征进行了总结,对P11储层＂四性＂关系、孔隙度结构进行剖析,对储层孔隙度、渗透率、饱和度等参数进行了研究,得到一套适合P11储层测井解释评价的方法,为P11储层的开发提供参数依据和测井解释服务。     

东海陆架盆地西部坳陷带中生界储层类型及成因

利用现有钻井、测井、地震等多种实际资料,分析了东海陆架盆地西部坳陷带中生界的地层和沉积特征,对比了陆域邻区储层类型,在此基础上探讨了研究区中生界的储层类型及其形成的原因,以期为进一步油气地质条件的综合分析及勘探方向的优选提供依据。分析认为,东海陆架盆地西部坳陷带中生界储层类型多,主要包括砂岩储层、风化壳储层和火山岩储层,其中以砂岩储层为主;中生界储层储集条件好,白垩系总体上优于侏罗系,但非均质性非常强。砂岩储层的发育受控于沉积环境,主要分布在河流、扇三角洲、滨岸等相带;风化壳储层、火山碎屑岩储层受构造运动的影响,构造高部位凸起区是其重要的潜在发育区。     

辽河滩海海南1块储层测井评价研究及应用

受研究区块地层沉积特征、钻井泥浆侵入、测井资料录取等诸因素影响,在辽河滩海海南1块测井评价过程中,利用电阻率测井识别油水层、准确计算含油饱和度等重要储层参数难度大。以海南1块油藏地质特征综合研究为基础,对录井、取心、分析化验、试油等资料进行深入分析,开展油层四性关系研究,建立有效储层测井解释标准及与地质模型相适应的储层参数测井解释模型。对储层进行测井精细解释评价,为储量参数确定及油藏评价奠定基础,取得了很好应用效果。