鄂尔多斯盆地延长组长6储层成岩作用差异性研究

通过岩心观察、粒度分析、铸体薄片、扫描电镜、X—衍射、高压压汞等实验方法对鄂尔多斯盆地西缘姬塬地区与盆地东缘安塞地区延长组长6储层成岩作用进行研究对比。研究表明盆地东西缘长6储层来自于不同的物源区,主要发育了机械压实作用、溶蚀作用、胶结作用。其中压实作用是造成延长组长6储层砂岩孔隙度丧失的主要原因。胶结作用同样降低了储层物性,其中碳酸岩胶结物是研究区胶结作用中的主要胶结物。姬塬研究区以方解石为主,其次为硅质胶结;安塞研究区早期胶结的方解石大部分被溶蚀,含量不多,以晚期胶结未被大量溶蚀的铁方解石为主,硅质胶结物含量较少。     

鄂尔多斯盆地南梁西区三叠系延长组长8储层特征及主控因素

探究南梁西区长8储层的特征及主控因素,为区内石油勘探及开发提供参考。通过对铸体薄片、扫描电镜、岩样压汞等测试结果以及区内测井、录井、试油等资料的收集、整理及分析,展开对鄂尔多斯盆地南梁西区长8储层特征及影响因素的研究。研究区长8储层主要含有岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩。储集空间以粒间孔为主,其次为溶孔及微孔。储层类型为中排驱压力-中喉型,从孔渗特征判断为低孔低渗,呈现强非均质性。三角洲前缘水下分流河道是形成储层的主要相带,储层特征受控于沉积成岩作用。研究区强烈的压实压溶作用及胶结作用是储层孔隙度与渗透率低的主要原因;早成岩期A阶段形成的绿泥石膜对储层孔隙发育有利;研究区长8经历的两期溶蚀,是改善储层的重要建设作用。     

鄂尔多斯盆地陇东地区三叠系延长组长8储层特征

鄂尔多斯盆地陇东地区延长组长8油层段是重要的储集层之一,包括长81和长82两个砂岩组。通过储层岩石学、储层物性、孔隙结构及储层控制因素等方面对储层特征进行分析,总结并评价储层储集性能。研究结果表明,储层岩石类型主要为中细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩,成分成熟度低,结构成熟度中—高;岩石物性总体较差,属低孔、低渗储层,发育粒间孔隙、溶蚀孔隙、晶间孔等孔隙类型,喉道以中细喉—细喉为主。储集性变化受沉积作用和成岩作用控制,沉积作用控制了储层砂体展布,进而影响其岩石学特征的表现,压实作用、胶结作用和溶蚀作用控制了储层孔隙结构特征及储层物性,根据岩性和物性分析特征可将储集岩分为4类,优质储层的勘探应以沉积作用控制的多套砂体相互叠置的水下分流河道沉积为重点。     

鄂尔多斯盆地川口油田小李渠区长6储层特征研究

根据铸体薄片、扫描电镜、压汞分析,对鄂尔多斯盆地川口油田小李渠区长6砂岩储层特征进行研究.结果表明,研究区岩性主要为长石砂岩和岩屑质长石砂岩,具有典型的低成分成熟度、高结构成熟度特征。孔隙类型多样,主要为粒间孔、长石溶孔和浊沸石溶孔。储层物性较差,受沉积相带和成岩作用的双重影响,其中分流河道微相最有利于储层发育;压实作用和胶结作用使孔喉缩小,而成岩早期的绿泥石有利于原生粒间孔的保存,溶蚀作用产生了一定的的长石和浊沸石溶蚀孔隙,是主要的增孔因素。     

鄂尔多斯盆地正宁地区延长组长6、长8砂岩储层成岩作用特征

鄂尔多斯盆地正宁地区主要储集岩——三叠系延长组长6、长8砂岩,是典型的低孔低渗储集岩,具有粒径细、成分成熟度低、磨圆度较差、分选性差的特点。运用铸体薄片、X衍射、电镜扫描、镜质体反射率测定及物性分析等资料,研究了延长组长6、长8段的成岩作用特征,分析了它们对储层物性的影响状况,确定了储层砂岩的成岩作用阶段．成岩阶段普遍达到晚成岩A期;成岩作用对本区砂岩储层孔隙演化起着重要的控制作用,成岩早期浅埋藏阶段的机械压实作用和成岩晚期的铁方解石和铁白云石胶结作用是储层孔隙度降低和物性变差的主要原因。     

鄂尔多斯盆地西峰油田三叠系延长组长6-8段储层砂岩成岩作用研究

鄂尔多斯盆地西峰油田的储集岩-三叠系延长组长 6- 8段砂岩是典型的低孔低渗储集岩,具有粒径细、成分成熟度低、磨圆度较差、分选性较好的特点。运用薄片鉴定、粘土矿物、稳定同位素分析及物性分析等资料,研究了延长组长 6- 8段的成岩作用特征,分析了它们对储层物性的影响状况,确定了储层砂岩的成岩作用阶段,指出西峰油田优质储层的发育取决于储集砂岩中粘土膜形成作用、烃类侵位作用和溶蚀作用的发育状况.     

鄂尔多斯盆地姬源-陇东地区三叠系延长组长7段致密储层成岩作用

鄂尔多斯盆地姬源-陇东地区三叠系延长组长7段致密储层主要为发育在深湖亚相中的浊积岩,部分为三角洲前缘亚相中的水下分流河道砂体。前人对致密储层成岩作用的研究较少,需弄清成岩作用对致密储层孔隙发育的影响。通过铸体薄片与扫描电镜对大量钻井取心样品进行观察与分析,认为影响研究区长7段致密储层孔隙类型与规模的成岩作用主要包括压实压溶作用、胶结作用与溶解作用3种类型,压实作用是储层致密的主要因素,特别是发育在三角洲前缘分流间湾和浊积扇边缘的薄层砂体,在压力作用下更易受到泥岩排出孔隙水的影响,形成方解石胶结。伊利石胶结与方解石胶结进一步使得储层致密。少量的绿泥石薄膜成为残余粒间孔保留与包裹岩屑颗粒后期溶蚀的基础,溶蚀作用是研究区储层孔隙形成的主要作用。成岩作用的研究为储层物性的研究提供了进一步依据。     

鄂尔多斯盆地吴起地区延长组长8储层成岩作用研究

探究吴起地区储层成岩特征,为研究区科学有效的开采提供依据,在储层沉积相研究的基础上,运用岩心观察、铸体薄片、扫描电镜及测井等资料对储层进行综合分析。结果认为,研究区碎屑岩储层成岩作用主要有机械压实作用、胶结作用、溶蚀作用,对储层影响较大。     

鄂尔多斯盆地旬邑地区三叠系延长组长9储层成岩作用及成岩相

通过铸体薄片、扫描电镜、高压压汞等方法对鄂尔多斯盆地旬邑地区三叠系延长组孔隙演化,并对储层成岩相进行划分。结果表明：旬邑地区长9 储层主要以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主。压实作用及胶结作用是造成储层物性变差的主要原因,压实作用造成孔隙度降低约15.5%,胶结作用造成孔隙降低约13.6%。溶蚀作用对储层孔隙改善不明显,仅增加孔隙度约为1.98%。通过分析影响储层物性的主要成岩作用,综合实验测试数据将长9储层划分为4种成岩相：绿泥石膜-粒间孔相、长石溶孔-粒间孔相、碳酸盐致密胶结微孔相及塑性岩屑压实致密相等。其中绿泥石膜-粒间孔相、长石溶孔-粒间孔相为有利的成岩相带,主要分布在砂体中部区域。     

鄂尔多斯盆地佳县-子洲地区上古生界储层特征

位于鄂尔多斯盆地的佳县-子洲地区是近期天然气勘探的重点区带之一，面积约9 000 km2 。区内上古生界石炭系至二叠系的太原组、山西组和下石盒子组是本区碎屑岩的主要勘探目的层系。对佳县-子洲地区碎屑岩储层特征综合研究表明，上古生界储层成因类型、岩石类型、储集空间类型多样，具有低孔低渗的特征。影响和控制储层发育的主要因素包括沉积作用、成岩作用和构造作用。沉积作用控制储集岩体的发育和分布，影响着储层的基本形态和所经历的成岩作用类型和强度，是控制储层发育的主导因素。成岩作用决定了储层内部储集空间特征和储集性能。沉积作用对储层的控制一方面表现在粒度和岩性的变化上，另一方面反映在沉积微相上。成岩作用对储层产生的不利因素主要为压实作用和胶结作用，有利因素主要为溶解作用和蚀变重结晶作用。模糊数学综合评判方法研究表明，太原组潮道砂体、山西组和下石盒子组三角洲河道砂体储集性能较好，区内镇川堡、大佛寺、佳县、子洲等区块是较好的勘探目标区。     

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.     

鄂尔多斯盆地靖边油田马宁区长2油层组储层特征研究

目前针对靖边油田马宁区长2油层组储层特征研究不足,导致马宁区进一步的勘探开发受到局限.本次研究根据岩心观察、薄片鉴定、孔渗分析、扫描电镜及压汞实验等资料,在研究区长2油层组储层特征研究的基础上,对储层质量进行了有效的分类评价.研究表明,靖边长2油层组储层以中细粒长石砂岩为主;杂基主要由水云母、绿泥石膜组成,胶结物主要为方解石、硅质、白云石;主要储集空间为次生粒间孔.储层砂岩孔喉连通性较好,且分选性较好.总体上马宁地区长2油层组储层由于受岩性、成岩等作用影响,表现中低孔、中低渗储层特征.     

鄂尔多斯盆地东南缘延长组砂岩储集层裂缝特征研究

宜川-旬邑地区位于鄂尔多斯盆地东南缘渭北隆起带上, 岩性观察、成像测井资料、薄片资料研究表明, 该区发育近EW向高角度区域性裂缝; 裂缝充填物中流体包裹体均一温度及沉积—构造埋藏史的分析表明, 该区主要裂缝形成于侏罗纪末期—早白垩世之前, 是构造挤压和深埋藏作用引起的联合应力作用下的产物。经尝试性研究, 基于声波时差和自然伽马资料的R/S裂缝识别方法对该地区裂缝识别具有较好的适用性, 可以用来进行该区的储集层裂缝识别研究, 并且指出了正15井、旺9井区等不同程度发育裂缝系统, 对指导该区油气勘探研究具有重要作用。      

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.     

鄂尔多斯盆地白豹地区长6油层组的高分辨率层序地层学研究

利用高分辨率层序地层学理论和技术方法、综合测井、地震和岩芯资料对鄂尔多斯盆地白豹地区长6油层组地层进行高分辨率层序地层学分析,从中识别出超短期、短期、中期、长期4个级别的基准面旋回层序,依据等时地层对比法则并利用地震资料约束进行不同级次基准面旋回层序的联井对比,建立了长6油层组等时地层格架,在等时地层格架内讨论沉积充填演化序列和储、隔层发育特征。     

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.     

鄂尔多斯盆地北部塔巴庙地区下古生界奥陶系天然气的气源追踪研究

鄂尔多斯盆地北部塔巴庙地区奥陶系天然气的赋存分布以风化壳最具工业价值，另一类尚待进一步勘探研究的天然所则分布于奥陶系内部或盐下，对这两种分布形式的天然气，在通过天然气组分，同位素以及相伴生的凝析 化学特征研究对比的基础上，与其可能来源的烃源岩层即上覆石炭系煤系烃源岩和奥陶系碳酸盐岩烃源岩的生源地化特征相对比，结果表明塔巴庙区块北部以鄂5－鄂8井为代表的奥陶系风化壳工业性天然气具有双重母质的混合型天然气特征，即来源于上古生煤成气和下古生界油型气，该区南部以伊24井为代表风化壳非工业性天然气则来源于奥陶系典型腐泥型面因的有机质；对于奥陶系内部或盐下天然气显示而言，均属单一海相碳酸盐岩来源的油型天然气，因此，奥陶系风化壳相对发育与生烃气强度中心相叠合的区域是当前在勘探上古生界时兼顾下古生界天然气的最佳地区。     

鄂尔多斯盆地双龙地区延长组长6致密油成藏主控因素

双龙地区为延长油田长6致密油勘探的重要区域,目前对区块致密油富集主控因素的认识仍存不足。基于此依据19口井的岩心资料、128口井的测井资料及26口井的试油试采资料,结合19口井的实验测试结果在成藏地质条件和致密油聚集特征进行精细分析的基础上对致密油成藏主控因素进行研究。结果表明:研究区致密油成藏地质条件良好,油水分布复杂。沉积微相及储层物性为控制致密油成藏的首要条件,单层为4 m以上的浊积水道砂体,储层孔隙度大于5.4%,渗透率大于0.16×10^-3μm²,致密油易富集;过剩压力影响油藏的平面分布,致密油多聚集在过剩压力系数相对低值区(过剩压力系数约为0.24~0.32);泥岩盖层能够形成良好的遮挡,有利于致密油就近聚集,也是造成油水关系复杂的重要原因。因此在满足砂体发育、储层物性条件的前提下,遵循过剩压力系数局部低值、泥岩盖层有效遮挡的原则,划定长6段有利勘探区域11个,以指导双龙地区致密油勘探开发工作。