陕西子北油田储层特征及对油水分布的控制

以延长组长。油层组为重点，从储层沉积环境、岩石学特征、孔隙类型、孔隙结构条件等方面入手，对于北油田中生界延长组储层特征进行了分析，进而探讨了子北油田储层岩石性质、储层物性、孔隙结构等因素对储层油水分布的影响作用。     

三角洲前缘厚层砂岩孔隙结构及微观渗流特征——以吴仓堡地区长6储层为例

依据薄片、压汞、扫描电镜、物性分析及油水驱替实验资料,对吴仓堡地区三角洲前缘亚相长6厚层砂岩储层的岩石学特征、孔渗特征、孔隙结构特征、成岩作用、微观渗流特征等进行深入研究,分析影响储层储集性能的主控因素。结果表明,受东北物源控制的长6厚层砂岩储层具有成分成熟度中等、结构成熟度较好的特点,储集空间主要为残余粒间孔和粒间溶孔、粒内溶孔,为典型中低孔、特低渗储集层;储层储集性能主要受沉积微相和成岩作用控制。对储层发育影响最大的成岩期位于中成岩A期,中等压实-粘土膜胶结残余粒间孔发育成岩相和弱压实-残余粒间孔+溶蚀孔隙发育成岩相是最有利储层发育的成岩相带。根据微观渗流特征,可划分出4种驱油类型,微观孔隙结构比宏观物性更能反映储层的本质特征。     

三角洲前缘厚层砂岩孔隙结构及微观渗流特征——以吴仓堡地区长6储层为例

依据薄片、压汞、扫描电镜、物性分析及油水驱替实验资料,对吴仓堡地区三角洲前缘亚相长6厚层砂岩储层的岩石学特征、孔渗特征、孔隙结构特征、成岩作用、微观渗流特征等进行深入研究,分析影响储层储集性能的主控因素。结果表明,受东北物源控制的长6厚层砂岩储层具有成分成熟度中等、结构成熟度较好的特点,储集空间主要为残余粒间孔和粒间溶孔、粒内溶孔,为典型中低孔、特低渗储集层;储层储集性能主要受沉积微相和成岩作用控制。对储层发育影响最大的成岩期位于中成岩A期,中等压实－粘土膜胶结残余粒间孔发育成岩相和弱压实-残余粒间孔+溶蚀孔隙发育成岩相是最有利储层发育的成岩相带。根据微观渗流特征,可划分出4种驱油类型,微观孔隙结构比宏观物性更能反映储层的本质特征。     

非均质储层夹层控油作用初论——非均质储层油气分布规律及测井响应特征

根据毛细管压力理论, 分析了具有复杂孔隙结构的非均质储层油气聚集和分布规律.提出了非均质储层夹层对油气聚集和分布有重要控制作用的观点.分析表明, 物性较差的非均质储层一般具有较长的油-水或气-水过渡段, 形成油气藏的必要条件是要具备较大的圈闭高度.圈闭高度有限的非均质储层中夹层对油气流体有遮挡作用, 储层纵向上容易形成大段的不饱和含油(气) 水层或油水同层、气水同层.根据相对渗透率数据, 这类储层的有效产液能力受两相渗流的影响和本身渗透能力差的限制, 往往表现为低产甚至偏干的事实.导致气测录井、测井和试油测试之间存在矛盾.对非均质储层测井响应规律和特点进行了分析, 复杂孔隙结构非均质储层中含油性与储层物性的相关关系变得模糊.储层纵向上含油性及物性的复杂变化导致其油气层和水层的测井特征不易区分, 测井油气识别与评价面临很多困难和挑战.结合我国西部M盆地一个非均质油气藏的典型实例, 实际分析了非均质储层油气聚集和分布规律及测井响应特征.      

克拉玛依油田530井区下乌尔禾组储层物性及油水分布控制因素

克拉玛依油田530井区上二叠统下乌尔禾组为一厚层状的砂质砾状结构火山碎屑冲积扇沉积。油藏的储层物性变化大，油水分布关系复杂。通过岩石薄片、铸体、扫描电镜、物性等资料，分析了储层的成岩演化特征和孔隙成因类型，定量分析原生孔隙、次生孔隙与储层孔隙度、沉积相带之间的关系。在此基础上，根据试油和测井解释成果，综合分析油水分布控制因素。     

莫索湾地区清水河组储层特征及优质储层控制因素分析

莫索湾地区清水河组油气资源丰富,但埋深较大,储层非均质性较强,优质储层分布规律较复杂。本次研究以岩心、镜下薄片、压汞、物性及地层测试资料为基础,结合储集砂体沉积条件,深入分析储层特征及优质储层发育的控制因素,结果表明,储层整体储集条件较为优越,孔隙类型以原生孔隙为主,且孔隙结构多为中孔粗喉型;储层平均孔隙度为15.26%,平均渗透率为35.99×10~(-3)μm~2,属中孔中渗型。其中优质储层发育主要受控于沉积微相、成岩作用和异常高压3方面。沉积微相控制砂体的宏观分布、成分成熟度和结构成熟度,决定储层原始物性的好坏。沟槽带的水下分流河道砂体和低凸带的滩坝砂体物性最优越。成岩作用决定着对储层物性的后期改造及次生孔隙的发育程度。普遍存在的地层超压对于深部储层物性的保存具关键作用。     

鄂尔多斯盆地富县大东沟区长8储层微观孔隙结构特征研究

储层的微观孔隙结构不仅决定着油气的运移、聚集,而且影响着油水分布、油气采收率。通过物性分析、扫描电镜、铸体薄片、高压压汞等技术对长8储层微观孔隙结构特征进行分析研究,结果表明孔隙类型主要有剩余粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、晶间孔,其中以前2种为主要有效孔隙。孔喉组合以小孔微喉为主,小孔微细喉型次之。根据毛细管压力曲线形态特征,结合排驱压力、孔喉分选性、进汞饱和度、中值压力等参数,将研究区储层分为三类。     

鄂尔多斯盆地白豹地区长6储层油水识别及影响因素分析

延长组长6段是鄂尔多斯盆地白豹地区的主要含油层位,储层岩性为近深湖相带薄而致密的泥质粉砂岩,其中大量发育的滑塌沉积进一步增加了储层非均质性和评价难度;为建立适合长6储层的油水识别标准及方法,从粘土成分、成岩作用、孔隙结构、地层水矿化度4方面分析其测井特征的影响因素,在143口井长6段试油资料标定下,分析含油性与测井参数或测井组合参数的响应关系。结果表明选用综合反映储层物性特征的组合参数(△t×(USP/SSP)×(1-△GR))与深感应曲线LID(地层真电阻率Rt)制作交会图,能较好的区分出油层与非油层;在此基础上编制AC-Rt交会图可进一步将水层、干层和个别油水同层逐次区分,达到有效定性区分油、水层为油田射孔选层提供依据。     

鄂尔多斯盆地盐池与姬塬地区长61储层特征差异性研究

利用铸体薄片、压汞曲线和测井等资料,对鄂尔多斯盆地盐池和姬塬地区长61油层组的储层孔隙类型、孔隙结构及物性特征进行对比分析,并对2个地区的储层特征差异性原因进行探讨。研究表明,盐池和姬塬地区储层主要为岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩,储集空间以粒间孔和长石溶孔为主,孔隙结构较差。盐池地区储层物性整体低于姬塬地区,前者孔隙度和渗透率分别为7. 8%和0. 22×10~(-3)μm~2,后者为10. 9%和0. 56×10~(-3)μm~2,面孔率分别为2. 10%和2. 97%,属于典型的低孔、低渗储层。两者储层特征差异主要受3个方面的因素影响:沉积作用决定了储层分布范围;局部高渗带砂体受成岩作用控制;构造作用对后期储层变化有一定的改造作用,盐池地区埋深较大,不利于原生孔隙保存。因此,在今后的石油勘探开发中,三角洲水下分流河道的绿泥石膜胶结带、次生溶孔发育区是姬塬地区勘探的有利目标;而局部构造高点、裂缝相对发育区、地层水低矿化度区是盐池地区寻找"甜点区"的另一方向。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区长6储层渗流特征

对鄂尔多斯盆地姬塬地区长6储层特征、微观渗流特征及影响因素进行综合研究,为开发前期评价提供科学依据。以铸体薄片、扫描电镜等分析化验资料为基础,应用恒速压汞、核磁共振等储层评价新方法对岩石类型、孔隙结构进行分析。研究表明,该区长6储层物性较好,粒间孔发育,储层孔隙结构好,以小孔、微细喉为主,可动流体饱和度高,渗流能力强,有利于高效开发。储层孔隙结构、成岩相及储层润湿性是影响相渗特征的重要因素。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区长6储层渗流特征

对鄂尔多斯盆地姬塬地区长6储层特征、微观渗流特征及影响因素进行综合研究,为开发前期评价提供科学依据。以铸体薄片、扫描电镜等分析化验资料为基础,应用恒速压汞、核磁共振等储层评价新方法对岩石类型、孔隙结构进行分析。研究表明,该区长6储层物性较好,粒间孔发育,储层孔隙结构好,以小孔、微细喉为主,可动流体饱和度高,渗流能力强,有利于高效开发。储层孔隙结构、成岩相及储层润湿性是影响相渗特征的重要因素。     

南堡地区碳酸盐岩储层孔隙结构特征及对物性的影响

利用数字图像分析法对南堡地区碳酸盐岩储层的孔隙结构参数进行定量求取,明确了不同类型孔隙的孔隙结构参数特征,分析了孔隙结构特征对储层物性的影响,并应用优选出的孔隙结构参数建立碳酸盐岩储层物性预测模型。结果表明:研究区内碳酸盐岩储层的储集空间以次生孔隙为主,为一套典型的孔隙型储层。应用孔隙结构参数可以较好的区分铸模孔、粒间孔、粒内孔和晶间孔等孔隙类型,其中铸模孔呈较低的平均等效直径与高的宽纵比,粒间孔以高等效直径25%为特征,粒内孔对应最低的比表面、最高的等效直径标准差,晶间孔比表面较高且宽纵比分布范围局限。等效直径、形状因子、球度和宽纵比等参数对储层物性的影响显著。分别针对孔隙度和渗透率,在提取的28项孔隙结构参数中优选出6种相关性高的参数,并应用多元线性回归方法分别进行拟合。验证结果显示拟合公式具有较高的可信度,且渗透率(R^2=0.916)优于孔隙度(R^2=0.778)。该方法可为研究区及其他地区的孔隙型碳酸盐岩储层评价研究提供参考。     

油气运移动力及输导体系对海塔盆地油气分布的控制作用

海塔盆地属于陆相断陷盆地,受断裂控制,生烃面积小,油气运移范围局限,运移距离和方向受到运移动力和输导体系的影响。二次运移的动力包括浮力和构造活动力,其主要影响因素是地层倾角和断裂活动强度。输导体系包括砂体、断层、不整合及其空间组合。通过解剖海塔盆地典型油气藏,分析了源岩生排烃特征、储层沉积相、物性条件以及断层分布特征,落实了运移动力条件和输导条件,结果显示,海塔盆地油气运移通道首先是砂岩孔隙,局部地区在构造活动时期沿断裂运移。运移动力较强地区,油气运移距离长,油水分异明显,油水界面清晰,砂体对油气分布影响较弱; 运移动力较弱地区,油气运移距离短,油水分异差,多有油水同层出现,砂体对油气分布有较大的影响。     

超低渗储层微观孔隙结构及剩余油分布特征——以吴起油田白豹地区长4+5为例

储层的微观孔隙结构定性定量表征可以为油藏后期高效开发奠定地质基础。本次研究利用铸体薄片、扫描电镜、高压压汞等实验手段,对吴起油田白豹地区长4+5超低渗储层的微观孔隙结构进行表征,并建立起研究区孔隙结构划分标准。在此基础上,制作真实砂岩模型,通过油水两相渗流实验反映孔隙结构好坏,通过微观可视化油水驱替实验对不同孔隙结构水驱后微观剩余油存在类型及成因进行分析。结果表明：Ⅰ类孔隙结构组合类型为粒间孔-溶孔,油水两相渗流特征最好,水驱后微观剩余油主要以小面积连片簇状形式存在,驱油效率为35%;Ⅱ类孔隙结构组合类型为溶孔-残余粒间孔,油水两相渗流特征接近Ⅰ类,储渗能力及水驱效果最好,驱油效率为43%,水驱后微观剩余油主要以簇状、环状形式存在;Ⅲ类孔隙结构组合类型为晶间孔-溶孔,其物性最差,油水两相渗流特征最差,驱油效率仅为21%,水驱后微观剩余油以连片簇状形式存在。研究区成岩作用及孔隙中的填隙物含量主要影响孔隙结构发育,从而影响不同孔隙结构在水驱过后的微观剩余油分布。     

吴起胜利山油区储层地质及开发特征

吴起地区是鄂尔多斯盆地中生界侏罗系延安组、三叠系延长组多油层复合区之一,油藏类型多。受沉积后受印支运动的影响而抬升并遭受剥蚀,形成沟壑纵横的丘陵地貌。胜利山油区为本区的主力开发区,通过对胜利山油区的地质构造特征的分析研究,参照前人的地层对比成果,采用综合的划分方法将该区地层进行了详细的划分对比;通过对该区进行沉积相的展布分析,给出该区的主要砂体分布区;通过对该区的储层孔隙结构及物性的分析,认为该区主力油层组长61以及长63储层分布范围大,长4+51、长4+52储层分布范围较小,储层岩性以细粒长石砂岩为主。从沉积、物性、岩石组分、填隙物含量、孔隙类型、孔隙结构等方面综合研究认为,长4+52以及长61储层条件较好。     

陕北华庆地区长8油藏复杂水体成因与分布

陕北华庆地区长8油藏复杂的油水关系及其水体成因与分布规律是目前制约该区开发部署的关键因素之一。在综合分析复杂水体控制因素基础上,对复杂水体成因进行剖析,建立水体成因模型。研究表明：陕北华庆地区长8油藏水体分布受储层结构差异、孔隙沥青充填、绿泥石膜-有机质复合体赋存及储层润湿性等因素共同控制;将水体划分为高渗带残余沥青充填包水带、局部边底水、高渗带砂体致密透镜体滞留水体、顶部泥岩段隔档未置换带水体、致密砂岩透镜体水体、河道边部层间夹层隔档水体等成因类型;高产油井与高产油低产水的油水同层井储层物性好,沥青等充填少,且长7主泥岩段与长8储层直接接触或相距较近,无夹层或很少;在勘探开发部署中,依据不同水体成因分析,因地制宜规避水体,调整部署。     

鄂尔多斯盆地八连沟-金庄地区长6储层特征及影响因素分析

通过岩性数据、铸体薄片、扫描电镜、压汞曲线及物性等资料的统计分析,对鄂尔多斯盆地八连沟-金庄地区长6储层的岩石学特征、孔隙结构和物性特征进行了研究.结果表明,该区块长6油层组总体物性属于低孔、特低渗储层,孔隙类型主要包括溶蚀粒间孔、残余粒间孔、溶蚀粒内孔、溶蚀填隙物内孔和溶蚀微裂缝5种类型.该区孔隙结构以中排驱压力-中喉道型及高排驱压力-细喉道型为主,具有较强的多变性、复杂性及非均质性.储层物性受沉积作用和成岩作用的综合影响,水下分流河道是形成有利储层的主要相带,胶结作用和压实压溶作用是导致储层物性变差的最主要原因,溶蚀作用产生的溶蚀孔隙是重要的储集空间,裂缝的存在大大改善了储层的物性条件.     

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.     

贵州赤水气田三叠系储层物性及孔隙结构特征

贵州赤水天然气藏的储层物性及孔隙结构参数是体育场支评价的重要条件,它决定了油气储量及产能的大小。储层物性又受岩性及成岩作用的影响,单从常规岩芯分析数据统计其平均值,不足以代表储层物性特征,文中着重探讨三叠系雷口坡组、嘉陵江组的物性特征岩性的关系,分析储层横向变化和影响储层物性变化的因素。     

马岭油田北三区延1021储层特征及其控制因素

利用薄片鉴定、扫描电镜、压汞实验及物性分析等资料,系统研究了马岭油田北三区延1021储层特征及其控制因素.结果表明,研究区延1021储集层以成分成熟度、结构成熟度中等或偏低的岩屑长石砂岩及长石石英砂岩为主,为典型的低孔、低渗储层;储层内部构型以泥质夹层为主.储集空间以粒间孔为主,孔隙结构微观非均质性强,较大喉道控制储层渗流能力.沉积相带的差异导致储层物性的差异,并影响成岩作用的类型和强度.压实、胶结作用是储层致密的主导因素,溶蚀作用在改善储集空间的同时,还增强了孔喉连通性.微观孔隙结构可有效反映储层品质特征.