鄂尔多斯盆地吴起地区上三叠统长2油层组有利储层分布及控制因素分析

鄂尔多斯盆地吴起地区上三叠统延长组长2油层组为典型的低孔低渗储集层,研究该区优质储集层的分布规律及形成条件,对于该层位油气勘探具有重要意义.本文通过研究岩芯、铸体薄片、储层物性等资料,探讨了储集层的沉积微相特征、岩石类型、孔隙类型、毛管压力特征、成岩作用特点及其对优质储集层的控制作用,表明吴起地区长2油层组主要发育长石岩屑砂岩,粘土质杂基等填隙物普遍发育,长2{的储集层物性最好,非均质性弱,主要孔隙类型为残余粒间孔和粒内溶孔,毛管排驱压力总体较低;沉积微相和后期成岩作用共同控制了优质储集层的分布.     

鄂尔多斯盆地东南部长6油层组储层特征研究

通过大量岩芯、铸体薄片、扫面电镜及物性资料分析,对鄂尔多斯盆地东南部长6油层组砂岩的沉积特征、岩石学特征、孔隙类型、孔渗特征及储层物性影响因素进行深入研究.研究表明:研究区东北部发育三角洲前缘亚相、西南部发育深湖浊流亚相.砂岩储层主要由长石砂岩以及岩屑长石砂岩组成.岩石中胶结类型有碳酸盐胶结、自生粘土胶结、硅质胶结.通过对储层孔渗参数的研究,得出长6油层组主要为特低孔、特低渗储层.根据毛细管压力曲线形态,研究区目的层孔喉结构主要为Ⅱ类,孔喉分选差-中.成岩作用是影响其储集性能的主要因素.     

鄂尔多斯盆地吴定地区长6储层特征研究

吴起-定边地区位于鄂尔多斯盆地中部,长6是该区近年来发现的重点含油层系之一,综合利用扫描电镜、阴极发光、稀土元素、退汞曲线等研究方法得出,长6油层组的孔隙度与渗透率的关系,相关性较好。研究表明,吴起-定边地区物性差的原因是区内的塑性碎屑颗粒含量较高,受到压实作用后,极易发生变形,或以假杂基的形式填充于孔隙之间引起的。     

鄂尔多斯盆地华庆地区延长组长6油层组储层特征

通过对华庆地区长6段岩心铸体薄片及物性资料分析,研究了其岩石学特征、孔隙类型、微观孔隙结构特征、孔渗特征及成岩作用。认为研究区长6储层发育三角洲前缘及深水浊积扇沉积,三角洲前缘水下分流河道和上扇主沟道是储层分布的主要相带,主要发育细粒岩屑长石砂岩及长石砂岩、长石岩屑砂岩;粒间孔及长石溶孔是主要储集空间。孔喉分布表现为小孔微细喉,非均质性强;孔隙度平均为9.5%,渗透率平均为0.38×10-3μm2,为一套低孔低渗-特低渗储层。研究区砂岩埋藏后经历的成岩作用主要有压实作用、胶结作用及溶蚀作用。强烈的压实作用、胶结作用是使孔隙大量消失、物性变差的主要原因;而溶蚀作用,特别是长石、岩屑及浊沸石溶孔在很大程度上改善了储层的储集性能。     

鄂尔多斯盆地劳山地区长6油层组沉积相特征分析

劳山地区勘探程度较低,对长6沉积体系、沉积相和储层的展布、油气富集规律等问题有待进一步的认识。通过岩心、测井曲线等资料,对研究区内岩性特征、测井曲线形态及沉积微相特征进行分析得出,劳山地区延长组长6油层组主要由三角洲沉积体系和湖泊沉积体系构成。进一步分为2种亚相和4种微相。     

鄂尔多斯盆地吴旗地区长6储层孔隙结构特征

孔隙结构研究是油藏精细描述、储层综合评价的重要内容,采用铸体薄片、扫描电镜、铸体图像分析、高压压汞和恒速压汞等多种技术手段,对鄂尔多斯盆地吴旗地区长6储层的孔隙结构进行了深入分析和研究.鄂尔多斯盆地吴旗地区长6储层具有高孔低渗的特征,储层以原生剩余粒间孔为主,长石、岩屑及早期碳酸盐胶结物的溶解是形成次生孔隙的主要原因.中孔和小孔是油气的主要储集空间,细喉和中喉则是长6的基本渗流通道.铸体薄片、孔喉图像分析表明,吴旗长6储层具有复杂的孔喉分布特征,不同微相孔喉分布及孔隙结构特征是造成油井产能差异的重要因素.     

鄂尔多斯盆地七里村油田长6油层储层物性影响因素

为明确鄂尔多斯盆地七里村油田长6油层储层物性的影响因素,利用物性测试、岩性分析、高压压汞、核磁共振和电子显微镜以及扫描电镜等技术,分析了研究区长6油层的岩石类型、孔隙类型、孔喉结构特征等。结果表明:研究区长6储层岩石类型以细粒长石砂岩为主,孔隙类型以残余粒间孔和长石溶蚀孔为主,平均孔隙度为7.30%,平均渗透率为0.21 mD。通过储层微观结构特征将研究区孔喉分成Ⅲ类,Ⅰ类孔喉半径一般大于3μm,主要分布在中-细砂岩中,Ⅱ类孔喉半径一般处于0.1～3μm之间,主要分布在细砂岩中,Ⅲ类孔喉半径一般小于0.1μm,研究区以Ⅱ类孔喉代表的储层为主。石英含量与储层物性具有正相关趋势,长石和岩屑的含量与储层的物性有负相关趋势,孔喉大小和连通性与储层物性相关性较好,孔喉越大、连通性越好,储层物性越好,孔喉的分选性对储层物性具有两面性,较差的分选性有利于后期溶蚀作用的发生。     

吴起薛岔地区长8油层组储层岩石学特征研究

吴起薛岔地区是近年来延长油田的潜力目标开发区,其长8油层组油藏分布面积和储量潜力大。因此,本文通过钻井岩心、铸体薄片、扫描电镜观察和粒度、X衍射全岩分析、黏土矿物定量分析,对研究区长8油层组储层岩石学特征进行了研究。结果显示,研究区长8油层组岩性主要由灰褐色细粒岩屑长石砂岩组成,长石砂岩次之,具有"低石,高长石"特点;碎屑颗粒多为次棱角状,分选性中等,胶结类型以孔隙及加大孔隙型为主;填隙物含量均大于15%,主要以绿泥石膜、水云母、方解石以及铁方解石等自生矿物为主,以及少量高岭石和网状粘土等。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区长6油层组沉积微相特征

利用岩心测井、粒度分析和薄片鉴定等资料综合分析,揭示出研究区长6油层组以三角洲前缘亚相沉积为主,可细分为水下分流河道、河口坝、水下分流间湾、水下决口扇和水下天然堤5个沉积微相,并分析了各小层沉积微相的平面展布规律和沉积微相对储层的控制作用。结果表明,长6油层组的优质储集体主要赋存于水下分流河道砂体及水下分流河道与河口坝组合砂体中,总体上长612、长621和长622期优质储层展布范围较广,平面上连片分布,垂向上相互叠置,是下一步工作的主要目标层位。     

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。     

鄂尔多斯盆地华庆地区长6油层组砂岩成岩相及储层质量评价

本文借助于薄片分析、扫描电镜分析、阴极发光分析和物性分析等研究手段,以鄂尔多斯盆地华庆地区长6油层组低渗透砂岩的形成机制为解剖对象,通过对砂岩埋藏前组成、化学成岩作用和物理成岩作用的相对重要性、自生矿物组成、孔隙构成、物性与孔隙结构等研究,明确了主要成岩作用对储层的影响。在此基础上,结合沉积相的研究,选择骨架颗粒构成、自生矿物组成、物性、孔隙构成以及粒间体积等有关的15个成岩相定量评价参数,对华庆地区长6油层组低渗透砂岩进行成岩相的定量评价。结果表明：① 华庆地区长6油层组砂岩经历了较强的物理成岩作用和较弱的化学成岩作用,原生孔隙是主要储集空间,压实作用是孔隙度降低的最主要因素,其次为方解石的胶结作用;② 成岩相定量评价表明,弱胶结、强压实成岩相以及强方解石胶结、中-强压实成岩相的储层质量均较差,受北部物源区控制的绿泥石胶结、弱-中等压实成岩相具有较好的储层质量,建议作为今后的优选勘探开发区。     

鄂尔多斯盆地南梁西区长6油层组砂岩低孔 超低渗储层特征及主控因素

南梁西区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡的西南部.长6油层组作为其主要的勘探目标层位,在研究区东北部发育三角洲前缘亚相、南部发育深湖浊流亚相.砂岩储层主要由长石砂岩及岩屑长石砂岩组成.研究区砂岩中胶结物类型有方解石、伊利石、绿泥石和硅质胶结物,使得砂岩孔隙物性降低.通过对储层孔渗参数的研究,得出长6油层组主要为低孔超低渗储层.根据毛细管压力曲线的形态认为,研究区目的层的孔喉结构为Ⅱ类,孔喉分选中等偏差,并提出成岩作用是影响其储集性能的主要因素.     

鄂尔多斯盆地直罗油田长8油层组储层特征研究

本文应用岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、压汞实验等测试分析资料,对直罗油田延长组长8油层组储层的岩石学特征、物性特征、孔喉结构及孔喉类型等进行深入研究,试图探明该储层储集性能,为该区的勘探工作打好基础。结果表明,以水下分支河道沉积为主体的长8油层组储集砂体主要为长石砂岩、岩屑长石砂岩,成分成熟度较低,结构成熟度中等;储集空间为粒间孔、粒内溶孔和晶间孔;储层物性较差,为典型的低孔低渗储层。物源方向、沉积相的展布控制了储层平面上的物性;垂向上压实作用和胶结作用对储层物性起破坏作用,溶蚀作用则对储层物性的改善有建设作用。     

鄂尔多斯盆地华庆地区长6油层组砂岩成岩相及储层质量评价

本文借助于薄片分析、扫描电镜分析、阴极发光分析和物性分析等研究手段,以鄂尔多斯盆地华庆地区长6油层组低渗透砂岩的形成机制为解剖对象,通过对砂岩埋藏前组成、化学成岩作用和物理成岩作用的相对重要性、自生矿物组成、孔隙构成、物性与孔隙结构等研究,明确了主要成岩作用对储层的影响。在此基础上,结合沉积相的研究,选择骨架颗粒构成、自生矿物组成、物性、孔隙构成以及粒间体积等有关的15个成岩相定量评价参数,对华庆地区长6油层组低渗透砂岩进行成岩相的定量评价。结果表明:①华庆地区长6油层组砂岩经历了较强的物理成岩作用和较弱的化学成岩作用,原生孔隙是主要储集空间,压实作用是孔隙度降低的最主要因素,其次为方解石的胶结作用;②成岩相定量评价表明,弱胶结、强压实成岩相以及强方解石胶结、中-强压实成岩相的储层质量均较差,受北部物源区控制的绿泥石胶结、弱-中等压实成岩相具有较好的储层质量,建议作为今后的优选勘探开发区。     

鄂尔多斯盆地陇东地区长9油层组油源分析

鄂尔多斯盆地陇东地区长9油层组油源问题是制约该地区勘探进程的因素之一。为了解决这一问题,首先依据长9原油地球化学资料对原油成因进行了研究;针对长7烃源岩和长9烃源岩地球化学特征相似性导致难以评价两种烃源岩对长9油层组成藏贡献的问题,本文基于聚类分析理论,利用灵敏的生物标志化合物参数计算、分析了长9原油与长7烃源岩和长9烃源岩间的相关性和类属关系,同时结合陇东地区地质特征探讨了长9原油成藏可能的运移路径。研究结果表明:长9原油形成于弱氧化-弱还原的淡水湖泊环境,原油母质主要由水生生物和高等植物构成,原油已经成熟;长9原油主要来自长7烃源岩,部分来自长9烃源岩;长7烃源岩和长9烃源岩生成的原油沿北东-南西向运移。烃源岩较强的生排烃能力、良好的疏导体系和有利的砂体展布对长9石油成藏起着至关重要的作用。     

薛岔地区长6油层组油水分布特征研究

目的通过分析研究,厘清研究区长6储层油水分布特征。方法顺延砂体走向和垂直砂体走向分别制作两条油藏剖面图,通过对剖面图详细分析,得出目的层油水分布规律。结果研究区砂体呈条带状展布,纵向上层间非均质性较强,油层厚度较薄,厚度变化较快。结论研究区长6储层油水接触关系正常,但油水分异程度差,油水同层现象普遍,纯油层较少,差油层、油水同层较为发育,并且油水相变迅速,以连片层状或透镜体状为主。     

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.     

鄂尔多斯盆地华庆地区长8油层组成藏特征及控制因素

通过对储层荧光、储层包裹体及原油和储层抽提物地球化学特征分析,结合储层、源岩分布特征及其接触关系,深入系统地研究了鄂尔多斯盆地华庆地区长8油层组成藏特征及其控制因素。长8段储层镜下存在两种不同颜色荧光,包裹体均一化温度频率分布存在两个峰值,流动原油的成熟度高于储层抽提物,且储层抽提物存在较严重的生物降解,说明长8油层组存在两期成藏。根据源岩演化史和储层包裹体均一化温度推断,第一期成藏发生在晚侏罗世,此时长7段源岩进入生烃门限,形成的低演化阶段产物遭生物降解形成沥青,目前油藏中的油主要是早白垩世聚集的成熟油。指出长8段油藏的分布受沉积相带、储层特征、烃源岩、储层与源岩接触关系、沥青堵塞孔隙等多种因素控制。华庆地区虽靠近长7期湖盆沉积中心,但源岩厚度及纯度存在差异,烃源岩厚度以及源岩与储层之间的输导层共同控制着该区长8段储层的含油性,烃源岩与储层之间的致密岩性段可阻碍油往下运移到长8段成藏。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区长6油层组物源区分析

物源分析是我们研究沉积体系和岩相古地理格局的前提和基础,在一定程度也是描述微相和砂体展布的总体格局,以及对砂体进行预测和评价的依据。晚三叠世延长期鄂尔多斯盆地周缘存在多个古陆,包括北部的阴山古陆、西北缘的阿拉善古陆、南部的祁连—秦岭古陆及西南的陇西古陆等,它们都是盆地碎屑沉积物的主要供给源。长6沉积期,姬塬地区处于鄂尔多斯盆地偏西部地区,进行物源分析尤其是指出主要物源方向对沉积相及砂体展布规律研究都有重要意义。通过碎屑组分分析、重矿物分析、岩屑组分分析、阴极发光分析、稀土元素分析,以及古盐度恢复等研究方法,发现研究区存在北东方向主要物源区和北西方向次要物源区,同时也存在西南方向的物源供给。     

鄂尔多斯盆地韩渠-张天渠地区长2油层沉积相及储层特征

利用区域地质、测井、砂岩薄片、铸体薄片、扫描电镜、X衍射分析等多种方法对鄂尔多斯盆地韩渠-张天渠地区长2油层沉积相和储层特征进行了综合分析研究。结果表明：该区长2时期发育三角洲平原沉积体系,广泛发育的分流河道砂体储集层为油气的聚集提供了有利场所,分流河道储层空间以原生粒间孔为主,孔隙度一般为15 %左右,渗透率一般为5×10^-3μm² 左右,属低孔低渗型储层。本区构造运动微弱,长2为构造-岩性油藏,分流河道砂体与长1沉积的泥岩盖层配置以及上倾方向分流间洼地的岩性遮挡是油气在长2 砂体中富集的主要控制因素。