北堡油田中区东营组储层非均质性研究

储层非均质性包括微观和宏观非均质性。通过对岩心薄片、铸体薄片、电镜、Ｘ－衍射等试验数据以及测井储层评价数据分析,揭示冀东北堡油田中区东营组储层非均质特征为：储层岩石成分复杂,不稳定组分含量高,分选差,含泥沙质结构;压实作用、溶蚀作用及粘土矿物转化现象普遍,成岩变化大;中小孔细喉结构,连通性差,微观非均质性强。宏观非均质性较强,层内纵向上渗透率差异明显,渗透率非均质参数值较大;层间非均质程度与层内的相近;平面非均质性强,砂体连通性差,有效砂层系数较小,非均质参数在平面上变化大。采用压裂措施,降低储层非均质性,改善储层连通性,可提高开发效果。     

鄂尔多斯盆地长6~长7储层非均质性研究

研究区周湾南部长6~长7油层组属于三角洲前缘沉积,通过对长6~长7储层的层内渗透率韵律性分析,层间的分层系数和砂岩密度进行统计、对比,储层物性在平面上的变化以及砂体的横向连通性进行研究,从而得出长6各小层非均质均较强,而长73非均质性强,长72非均质性弱。     

河西务构造带J11断块储层非均质性

针对渤海湾盆地廊固凹陷河西务构造带J11断块沙四上亚段Ⅰ～Ⅲ砂组储层的非均质性进行了分析,从微观和宏观两个方面入手,分析了其主控因素。结果表明:研究区储层非均质性表现为层内非均质性、层间非均质性、平面非均质性和岩石微观非均质性。层内非均质性主要受渗透率韵律类型、夹层分布特征差异影响;层间非均质性主要受隔层分布特征、分层系数、砂岩密度特征影响;平面非均质性主要受砂体连续性影响;微观非均质性主要受岩石结构及孔隙结构影响。沉积环境和成岩作用是储层非均质性的主控因素。通过对上述影响因素的分析,对研究区主力小层进行了储层评价,预测有利储层分布在研究区的东南部和西南部地区,为下一步勘探开发提供了一定的依据。     

惠民凹陷临盘油田储层非均质性及影响因素分析

根据对大量取心井样品的压汞曲线、薄片、扫描电镜等资料,分析了临盘油田储层岩矿特征及微观非均质性,将本研究区储层孔隙结构划分为五种类型。通过对本区河流一三角洲沉积体系内各微相砂体的平面及空间展布、砂体的几何形态和储层岩性、物性及含油性特征等研究,揭示了临盘油田古近系沙河街组储层的宏观非均质特征。总体采看,储层在平面上及垂向上、层间及层内的非均质性均较强。其非均质程度受沉积微相和成岩作用控制,注水开发也改变了储层参数的分布格局。研究结果有利于合理划分开发层系,选择注采系统,为改善临盘油田的开发效果提供可靠的地质依据。     

大庆宋芳屯油田肇35区块葡萄花油层非均质性研究

从储层宏观与微观非均质性入手,分别研究了肇35区块葡萄花油层的层内、层间、平面和微观非均质性特征及主控因素,研究区层内非均质性主要受到沉积构造、渗透率韵律以及夹层分布等的影响;从物性和隔层分布特征方面分析了层间非均质性特征,自下而上葡萄花油层非均质性呈现弱→强→弱的变化趋势;平面非均质性特征受砂体及沉积微相展布影响较大,沿河道延伸方向非均质性较好。研究区主要发育正常粒间孔、缩小粒间孔和粒内溶蚀孔,整体上储层微观孔隙结构发育良好。从不同方面分析了研究区非均质性对剩余油分布的影响,沉积微相类型和成岩作用是控制储层非均质性的主因素。最终对葡萄花油层主力小层进行储层评价,预测了有利储层的发育面积和分布范围,为下一步的勘探开发提供一定的依据。     

陕北R区长4+5油层组储层宏观非均质性研究

结合陕北R区地质构造特征与长4+5油层组测井解释信息及岩心分析测试资料,对长4+5各小层进行了层内非均质性、层间非均质性和平面非均质性等宏观非均质性研究。结果显示长4+522储层层内、层间非均质性很强,但砂体最发育,平面上沿河道方向砂体连通性最好。较长4+51和长4+522,长4+521砂岩百分含量较低,储层非均质性较弱。     

鄂尔多斯盆地油坊庄油田长2油层组储层宏观非均质性研究

油坊庄油田长2油层组发育水上分流河道、天然堤、决口扇、沼泽等沉积微相类型,储集砂体以水上分流河道砂体为主,天然堤等次之。顺着物源方向,砂体连通性较好,物性较好,非均质性弱;垂直于物源方向砂体连通性、物性较差,非均质性强。储层层内非均质性较强,储集砂体垂向韵律以正韵律为主,不利于水驱油。长2油层组单砂层数越多,层间非均质性越强。综合研究表明,储层非均质性受沉积环境控制。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田西南部致密储层非均质性特征及对成藏的制约

致密砂岩气藏是我国非常规油气资源的重要组成,其储层非均质性严重影响了致密气成藏和甜点区优选,进而制约了气田高效开发。为进一步揭示储层非均质性成因及对致密气成藏的影响,选取鄂尔多斯盆地苏里格气田西南部山1段和盒8段致密储层为例,通过岩芯观察、扫描电镜、薄片鉴定、生产和测井分析等技术手段,研究储层非均质特征,探讨沉积作用和微观孔隙演化对非均质性和成藏的影响。结果表明,储层非均质性多表现为层内粒度的垂向韵律性、夹层的不均匀分布、渗透率的平面分布差异等;储层非均质性受沉积作用和成岩作用共同影响,沉积作用控制了水动力条件、砂体展布、厚度和砂体构型,储层微观非均质性受岩矿组构和孔隙演化影响;不同厚度和构型的复合砂体,多样的矿物组分、孔隙结构,致密气的选择性充注,共同造成了苏里格地区致密储层的非均质性及含气性差异。复合砂体的高孔渗部位是致密气开采的甜点区,但是在优选有利区时不应只关注这些厚层的高孔渗砂体,也应关注规模小、非均质性稍强的透镜状砂体,需要充分考虑到储层非均质性对致密气成藏的影响。     

鄂尔多斯盆地东坑大阳湾地区延9储层非均质性研究

通过岩心、铸体薄片、扫描电镜资料分析,结合测井数据统计以及压汞试验等方法,综合考虑孔隙度、砂岩密度、渗透率突进系数、渗透率变异系数、渗透率级差等多种储层非均质性影响因素,对东坑大阳湾地区延9储层的层内、层间、平面以及微观非均质性进行研究。研究结果：认为该地区延9储层为较强-强非均质性程度。     

基于精细三维地质模型的储层非均质表征方法探讨

储层非均质性研究是油藏描述的重要内容,传统的表征参数是基于少量离散观测值(井点)的统计。文章根据地质建模成果并结合地质规律,对曙光油田杜229区块兴隆台油组储层非均质性进行的研究表明:兴隆台油组层间非均质性严重,属不均匀型。兴I—兴V组储层为近源扇三角洲沉积,平面上由于河道摆动频繁,相变快,层与层之间渗透率差异性大;其中分流河口坝砂体非均质性最弱,分流间薄层砂微相最强。兴VI组为水下重力流沉积,岩性变化大,层间渗透率差异明显,非均质性更强。兴VI组辫状水道相非均质性最弱,水道间薄层砂微相非均质性最严重。隔夹层分布受沉积相带控制,在冲积扇分流河道内、边滩及心滩内等部位较发育,纵向上,隔夹层分布不均一,上部各油层组之间夹层分布相对稳定。     

层序地层学技术对三角洲储层的识别与应用

东营三角洲储层具层薄、侧向叠置特点,常规地层对比、储层预测方法,难以有效预测薄砂层分布规律,致使砂层注采连通关系认识不清.本文以唐家河长期注水开发、水淹严重的东三段储层为例,应用层序地层学OpendTect 储层识别软件,对东三段6 m以上砂层进行横向追踪预测.该软件做出比地震解释界面更精细的微层序,准确描述出砂体空间展布,刻画出高产层砂体边界.在此基础上,部署了区块调整方案,实施效果显著,该项技术对薄砂层识别与追踪具辅助作用.     

准噶尔盆地车排子凸起西翼侏罗系骨架砂体连通性研究

骨架砂体作为油气输导体系的重要组成要素,控制着油气在空间上侧向的运移以及分布,其有效连通常受到砂体内部断层发育以及砂体微观非均质性的影响.通过对准噶尔盆地车排子凸起西翼地区主要井位进行单井分析,在明确区域地层格架与沉积相的基础上,划分侏罗系头屯河组及八道湾组各段的骨架砂体;并在此基础上绘制骨架砂体连井剖面图以及平面分布等值线图,对研究区骨架砂体的宏观连通性进行研究;再进一步通过对各层位的砂体系统取样,进行孔渗性分析,定性描述其微观连通情况;运用地质统计学方法,对骨架砂体微观连通性进行定量评价.结果表明,从剖面、平面、微观3个方面针对侏罗系头屯河组和八道湾组骨架砂体进行综合评价,研究区骨架砂体连通性相对较好的组段为侏罗系头屯河组三段及八道湾组三段.     

准噶尔盆地深层致密油储层特征及致密化成因——以莫索湾—莫北地区侏罗系八道湾组为例

综合利用岩心、岩石薄片、扫描电镜及测井等资料,对准噶尔盆地莫索湾—莫北地区侏罗系八道湾组致密油储层特征及其致密化成因进行研究。结果表明:八道湾组储层为低—特低孔、低—特低渗储层,属典型的深层致密砂岩储层;储层砂体主要为三角洲前缘水下分流河道细砂岩、中—细砂岩,成分成熟度低,具有岩屑和塑性岩屑含量高及胶结物含量低的"两高一低"特征;垂向上以4 100和4 500m为界,可划分为减小原生孔、稳定混合孔及增加次生孔3个孔隙演化带;孔隙主要为中—小孔,孔喉类型以分选较差的中-细孔—细喉型为主,连通性和渗流能力相对较差,结构相对较差。储层致密化主要受控于沉积环境相对稳定性、岩石主要成分、储层埋藏深度及胶结物赋存状态4个因素,构成了致密化的背景、内因和外因;相对稳定的沉积环境、低成分成熟度、高岩屑和塑性岩屑含量、储层埋深大、压溶作用大量减孔,以及不同类型胶结物以4种状态充填孔喉,形成了八道湾组致密储层。     

柴西地区扎哈泉致密油储层特征及评价

柴西地区致密油储层内部结构复杂、非均质性强,为了更高效地进行致密油勘探开发,利用岩芯薄片、X衍射、场发射扫描电镜、CT扫描和物性分析等方法,对扎哈泉地区上干柴沟组开展致密储层特征及储层物性控制因素研究。研究表明,上干柴沟组为典型的致密储层,以细砂岩和粉砂岩为主,填隙物含量较高,以原生孔隙为主,微米级孔隙是主要的储集空间,有效储层平均孔隙度为5. 9%,平均渗透率为0. 43 m D。储层内部孔隙分布较均匀,总体呈现微米级孔隙加纳米级喉道的特征,其中微米级孔隙基本呈片状分布,连通性好,纳米级孔隙则呈点孤立状分布。储层物性受原始沉积条件和后期成岩作用控制,坝砂泥质含量低,纯度高,物性较好。压实作用和碳酸盐胶结使储层变差,硬石膏胶结对孔隙的影响具有两面性,晚成岩期的溶蚀作用对储层改善作用明显。研究区致密油有效储层可分为三类,其中Ⅰ类有效储层为本区的"甜点"区,是下一步优先勘探开发的重点区块,Ⅱ-Ⅲ类有效储层则是重要的挖潜区,通过工程技术攻关可切实实现柴西地区的增产扩能。     

大港枣园油田枣北孔店组砂岩储层微观非均质性与改善开发效果分析

砂岩储层的微观非均质性主要由砂岩孔隙特征、粘土矿物和孔喉分布等表征。通过岩心样品的常规薄片,铸体薄片、扫描电镜观察和粘土矿物X—衍射分析以及孔隙结构图象分析,揭示了大港枣园油田孔一段砂岩微观非均质性为中到强非均质储层,孔二段砂岩为强非均质储层,并建立了各层段的非均质模式,提供了相应的增产改造措施,使开发效果得到改善。     

升平油田升132井区储层流动单元研究

升平油田具有典型的陆相多油层储层特征,其开发目的层为葡萄花油层的葡一组,地层平均厚度约50 m,分为11个含油小层.储油层具有砂体薄、连通性差、开发效果较差等特点,可能存在有剩余油.为进一步确定剩余油的分布规律,提高原油采收率,开展了储层流动单元的研究工作.岩性、测井等资料的综合分析确定,本区主要发育有三角洲前缘亚相的水下分流河道、主体席状砂、非主体席状砂和河道间4种沉积微相.在此基础上应用聚类分析方法建立了本区的储层流动单元划分标准,并在本区划分出A、B、C、D、E 5类储层流动单元,其中A类是最好的储层流动单元,B类是次好的储层流动单元,E类是无效储层.沉积微相和流动单元空间分布的对比说明,前者好于后者,且有利于发现剩余油.     

松南气田火山岩致密储层分类及有利目标潜力评价

松南气田属于致密火山岩气藏。根据松南气田大量火山岩气井产能测试数据,以气井产能为依据进行分类,并分别统计它们的岩性、密度、声波时差、孔隙度、渗透率、阻抗范围,建立松南气田致密火山岩储层的分类标准。在此基础上,利用岩心、铸体薄片和扫描电镜,识别不同类型储层的宏观、微观孔隙-裂缝组合特征,研究不同类型火山岩储层的孔隙-裂缝发育模式。并进一步根据储层类型、地震反演孔渗参数,探讨了大型火山岩气藏潜力目标区优选方法。松南气田火山岩储层可分为I类未措施高产、II类措施后高产、Ⅲ类未措施不出气、Ⅳ类致密层四类。四类储层对应四种储层发育模式:I类储层为原生孔+微裂缝型,II类储层为次生孔+微裂缝型,Ⅲ类储层为原生孔+构造裂缝型,Ⅳ类储层为次生孔+构造裂缝型。潜力优选研究表明,YS1断块2号、3号目标体具有一定的开发潜力。储层分类更适合于本区致密储层的实际生产情况。     

砂砾岩储集层的成岩作用及孔隙演化——以准噶尔盆地红车拐地区三叠系百口泉组为例

准噶尔盆地三叠系百口泉组油气勘探潜力巨大,但储集砂体物性较差,非均质性较强,优质储层形成原因尚未明确,成岩相关特征认识模糊,限制了该区油气的勘探开发。基于三叠系百口泉组岩芯观察,结合薄片分析、扫描电镜以及物性分析等资料,分段分岩性对储层成岩作用以及孔隙演化进行了详细分析。结果表明,研究区百口泉组岩石类型以砂砾岩为主,储层按岩性可划分为砂砾共同支撑储层和砂质颗粒支撑储层,储集空间整体以原生粒间孔为主,储层物性较差,属于低孔低渗型。储集层的成岩阶段为中成岩B期。基于定量分析,发现压实作用和胶结作用对储集层物性破坏较大,溶蚀作用增孔能力受控于岩石支撑类型,对砂砾共同支撑的储集层岩石增孔影响较大,对砂质颗粒支撑的储集层岩石增孔影响较差。     

四川安岳气田龙王庙组颗粒滩岩溶储层发育特征及主控因素

安岳气田磨溪区块下寒武统龙王庙组气藏是迄今为止我国已发现的最大的整装碳酸盐岩气藏.该气藏发育于川中古隆起东端,已探明含气面积805 km2,提交探明天然气地质储量4 403.8×108 m3,其高效开发对保障川渝地区的天然气供应具有重要战略意义.龙王庙组储层发育表现出较强的非均质性,不同部位气井产能差异较大.深入开展储...