鄂尔多斯盆地苏里格气田苏6区块盒8段致密砂岩储层微观孔隙结构特征及其意义

应用铸体薄片、扫描电镜、三维CT扫描、高压压汞和恒速压汞等方法,对苏里格气田苏6区块盒8段致密砂岩储层的微观孔隙结构特征进行定量表征,探讨孔隙结构差异性成因,进而优选出反映致密砂岩微观孔隙结构特征的储层评价参数。结果表明:储层孔隙类型主要为(颗粒、胶结物)溶孔、黏土矿物晶间孔及少量残余粒间孔;不同渗透率的储层孔隙半径差别不明显,但喉道半径分布差异较大,储层越致密,喉道半径分布范围越小、小喉道所占比例越高,喉道占有效储集空间的比例也越高;中粗粒岩屑石英砂岩和中粗粒岩屑砂岩结构成熟度高、原始孔隙度高、溶蚀作用强烈,溶蚀孔隙所占比高,形成的半径大于1μm的孔喉含量显著增加;细粒(长石)岩屑砂岩分选差、原始孔隙度低,溶蚀作用弱,孔隙类型主要为黏土矿物晶间孔,形成的孔喉主要为半径小于1μm的孔喉;主流喉道半径对储层渗流能力起主要控制作用,并且可以很好地反映储层的孔喉分布、有效储集空间及非均质性等微观孔隙结构特征,应当作为致密砂岩储层重要的储层评价参数。     

子洲地区北部下二叠统山2段储层特征及其形成机理

通过对鄂尔多斯盆地子洲地区北部下二叠统山2段铸体薄片、扫描电镜、压汞及测井等资料的分析,研究了其储层特征及形成机理。结果表明:研究区山2段储层主要发育石英砂岩和岩屑砂岩;山23亚段储集空间主要为粒间孔-溶孔,山22和山21亚段储集空间主要为微孔;研究区储层属于低孔、低渗型;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作用、成岩作用、孔隙结构类型及其组合形式;研究区强烈的压实-压溶作用及胶结作用是导致储层孔隙度与渗透率低的主要原因。     

川西新场须四段致密砂岩储层微观孔喉与可动流体变化特征

为了评价川西新场须四段致密砂岩储层,应用恒速压汞及核磁共振实验方法对储层微观孔喉与可动流体变化特征进行定量分析。结果表明,须四段致密砂岩储层可动流体参数、喉道特征参数及孔隙参数变化幅度大。微裂隙发育的致密砂岩储层孔隙对可动流体参数的影响较喉道要更大一些,在微观上可动流体参数主要受孔隙控制。孔喉半径比较大、分布范围宽是致密砂岩储层可动流体含量低、可动用程度差的主要原因之一。微裂隙发育的致密砂岩储层具有喉道进汞饱和度较孔隙进汞饱和度高的特点,说明新场须四段致密砂岩储层的储集空间类型主要为孔隙—裂缝型。     

张韩地区长8_2特低渗透储层微观孔隙结构研究

运用岩心薄片、铸体薄片、常规压汞等资料,结合恒速压汞实验,对鄂尔多斯盆地张韩地区长8_2特低渗透砂岩储层微观孔隙结构进行了综合分析研究。结果表明,长8_2储层储集空间多样,以原生粒间孔为主,孔隙结构可划分为三种类型:低排驱压力-中喉型、中排驱压力-细喉型、高排驱压力-微细喉型;储层孔隙结构复杂多样,压汞排驱压力和中值压力偏高,孔喉连通性较差,依孔隙结构特征将储层划分为Ⅰ类储层、Ⅱ类储层、Ⅲ类储层。综合分析表明,长8_2储层由于流动孔喉半径偏小,渗流能力较差,油藏启动压力较高,通常对储层进行压裂改造后才可获得较高产能。在张韩地区8_2低渗透油层开发过程中要注重对储层喉道的保护,以便取得更好的开发效果。     

鄂尔多斯盆地镇北地区长 81成岩作用特征研究简

运用常规偏光显微镜、电镜扫描、阴极发光、常规物性、粒度分析、压汞分析等方法对鄂尔多斯镇北地区长81储层的成岩作用和成岩序列的研究结果表明,储集岩主要以中一细粒岩屑长石砂岩为主,其次为长石岩屑砂岩;储集空间主要以粒间孔、长石溶孔、岩屑溶蚀孔、胶结物溶蚀孔、微孔隙为主,具有低孔低渗的储集特征;压实作用和胶结作用对砂岩储层具有一定的破坏性,溶蚀作用和裂缝则有效的改善了储层的孔隙结构;长81储层砂岩处于晚成岩阶段A期,部分以进入晚成岩B期。图6表3参13     

致密凝灰质砂岩储层孔隙结构特征与储层分类评价——以松辽盆地南部营城组致密凝灰质砂岩为例

致密凝灰质砂岩作为一种特殊的致密砂岩类型,其孔隙结构、孔隙度—渗透率配置关系与普通致密砂岩相比有较大差异,沿用常规传统致密砂岩储层分类方法难以满足该类储层分类评价的需要。以松辽盆地南部德惠断陷营城组致密凝灰质砂岩为研究对象,以核磁共振和压汞实验为主要手段,探究了致密凝灰质砂岩储层孔隙结构特征,分析对比了其与常规致密砂岩孔隙结构的区别。运用相关性分析法,综合考虑储层的渗流能力和有效储集能力,优选出R₅₀(进汞饱和度为50%时所对应的喉道半径)和可动流体饱和度,建立针对致密凝灰质砂岩的储层分类标准。结果表明：该区优质储层主要发育粒间、粒内溶蚀孔等较大尺度有效孔隙,具有明显偏右的T₂谱峰值,可动流体饱和度较高;储层主要发育凝灰质溶蚀孔、晶间孔等小尺度孔隙,具有明显偏左的T₂谱峰值。以高压压汞和恒速压汞为手段分析孔隙结构特征,识别出大孔—细喉、中孔—细喉、中孔—微喉和小孔—微喉4类典型压汞曲线,对应的凝灰质含量逐渐升高,分析认为凝灰质堵塞关键喉道进而降低渗透率是造成孔渗相关性差的主要原因。结合微观评价参数对致密凝灰质储层和常规致...     

特低渗透砂岩油藏储层微观孔喉特征

通过岩心样品的恒速压汞测试,对特低渗透砂岩油藏储层微观孔喉特征进行的研究结果表明,储层有效喉道半径、有效喉道体积、有效孔隙半径、有效孔隙体积及孔喉比等特征参数与孔隙度、渗透率之间具有较好的相关性;对于孔隙度、渗透率较高的岩样,有效喉道、有效孔隙发育程度较高,孔喉比较低;特低渗透砂岩油藏储层孔隙结构具有中等孔隙和小喉道发育、孔喉连通性差及孔喉性质差异大的特点,开发过程中可能存在潜在的贾敏效应伤害。特低渗透砂岩油藏储层性质主要由喉道控制,喉道半径分类明显。渗透率越低,喉道半径与渗透率的相关性越好。喉道控制储层渗透性,进而决定开发难度和开发效果。     

鄂尔多斯盆地华庆地区长63储层特征评价与研究

依靠薄片鉴定压汞资料、薄片鉴定和测井资料、岩心观察等方法,对鄂尔多斯盆地华庆地区的长63储层特征,建立了储层分类标准,结果表明:华庆地区岩石类型主要是岩屑长石砂岩,长石溶孔、微孔为主要的储集空间,孔隙结构比较复杂,长6₃储集砂体在分类上属于低孔-特低孔、特低渗-超低渗储层。华庆地区长6₃储层根据储层分类评价的标准可以分为3类,以Ⅰ类、Ⅱ类为主。     

准噶尔盆地南缘东段侏罗系头屯河组储层特征及物性控制因素

准噶尔盆地南缘（准南）下组合（侏罗—白垩系）油气资源丰富，其中准南东段侏罗系头屯河组是下组合重要的储层发育层位之一，但目前有关其储层特征及物性控制因素尚未有系统研究。综合利用取心井的钻测井、镜下薄片、扫描电镜、物性、压汞测试、镜质体反射率等资料，并结合区域地质背景及地层条件，对头屯河组储层基本特征、成岩演化及物性控制因素等进行了系统研究。准南东段头屯河组储层沉积水动力条件较强，储层内部杂基含量较低，整体具有低成分成熟度、高塑性岩屑含量及中等结构成熟度的岩石学特征；储层储集空间以粒间孔为主，平均孔隙度为11.6%，平均渗透率为5.7×10-3 μm2，整体属低孔低渗—中孔中渗储层，孔喉结构以中孔—大孔、粗喉道为特征，且孔喉分选相对较好；储层成岩作用以压实、胶结和溶蚀作用为主，但胶结物含量较低，溶蚀作用表现为酸性溶蚀，且储层整体成岩程度较低，主体处于早成岩A-B期，仅部分达到中成岩A期。头屯河组储层以压实减孔最为显著，并包含构造压实和埋藏压实两方面，此外碳酸盐及黏土矿物胶结使得储层物性进一步损失。尽管溶蚀增孔作用相对有限，但目前由于储层已开始进入中成岩阶段，地层酸性流体在深层将增强，使得溶蚀孔隙增加；早期缓慢埋藏—后期快速深埋和快速抬升的埋藏方式，加之地层超压的出现和地温梯度的持续降低，使得头屯河组储层物性得到有效保存。      

低渗透砂岩储层可动流体赋存特征及影响因素研究——以姬塬油田长6储层为例

为了评价姬塬地区长6致密砂岩储层,综合应用恒速压汞及核磁共振等实验对储层样品进行了测试,探讨了储层微观孔喉与可动流体的赋存特征及影响因素。研究结果表明,孔喉半径比大、分布范围宽、主流喉道半径小是导致低渗透储层物性差、孔隙结构复杂、可动流体含量低的关键因素,从而使低渗透储层表现出排驱压力高、小喉道发育、可动流体动用程度低等特点;可动流体的充注以及驱替受到孔喉特征与配置关系的影响,流体可动用程度低是致密砂岩储层开发效果较差的重要因素;储层的开发效果可以通过可动流体的赋存特征来预测。     

高邮凹陷阜一段低渗透储层特征及成因分析

利用岩心、薄片和压汞等资料,通过统计、对比等方法得到苏北盆地高邮凹陷阜一段低渗透储层沉积相、岩石学和物性等特征以及储层低渗透的成因。 结果表明：阜一段储层主要为水下分流河道、河口坝砂岩储层,岩石类型以长石砂岩和长石岩屑砂岩为主,储层颗粒细、分选差、胶结物含量高,成分成熟度和结构成熟度低,整体上属于低孔、低渗储层;孔隙类型以粒间溶孔为主,其次为粒内溶孔、铸模孔,次生孔隙为阜一段储层的主要储集空间;沉积作用是导致储层低渗透的最基本因素,机械压实作用和胶结作用是导致储层低渗透的主要原因。 储层早期压实作用强,后期溶蚀作用相对较弱,晚期碳酸盐胶结较为发育,使得储层低渗透特征明显。     

鄂尔多斯盆地中东部山2段储集层岩性微观特征差异性的地质意义

通过大量薄片观察、扫描电镜、阴极发光等分析，并结合储集层物性、压汞等分析资料，研究鄂尔多斯盆地中东部山2段石英砂岩与岩屑砂岩微观储集特征的差异。石英砂岩石英含量高，杂基和软岩屑含量低，几乎不含长石；岩屑砂岩则石英含量低，杂基和软岩屑含量高，普遍含少量长石。根据石英砂岩与岩屑砂岩的石英颗粒表面特征的显著差异分析，石英砂岩是清水高能化学环境的沉积，沉积速率缓慢，具有以粒间孔为主的复合型孔隙组合，储集性好，勘探前景广阔；岩屑砂岩是混水低能、地表化学作用较弱环境的沉积，沉积埋藏作用迅速，孔隙发育差，仅见少量粒内溶孔，储集性差，勘探效益不明显。     

鄂尔多斯盆地白豹—华池地区长6砂岩储层特征

根据铸体薄片、扫描电镜、碳氧同位素、物性、孔隙结构和声发射、岩心和测井分析和化验资料,对鄂尔多斯盆地白豹—华池地区长6砂岩储层特征进行的研究结果表明,该套储层储集空间以剩余原生粒间孔和次生粒间孔组合为主;储层物性较差,微裂缝对改善储层孔隙渗透性贡献不大;排驱压力和饱和度中值压力较高,孔喉半径小且分选性较差,歪度细,溶蚀作用对改善喉道连通性的效果不佳,孔隙结构参数总体较差。储层质量受沉积微相和成岩作用的综合影响,其中,由三角洲前缘滑塌形成的内-中扇较粗粒水道砂体为最有利储层发育的微相,成岩早期碳酸盐矿物和环边绿泥石胶结作用有利于部分原生孔隙和喉道的保存。利用储层物性和孔隙结构参数,将长6砂岩评价为4类储层,其中Ⅰ、Ⅱ类储层在目前的工艺技术条件下为可动用储层,是增储上产的首选储层。     

鄂尔多斯盆地定边—安塞地区延长组下组合储层特征

根据普通薄片、铸体薄片、扫描电镜和岩心分析等资料,对定边—安塞地区（包括定边、吴起、志丹、安塞4个地区）储层岩石学特征、物性特征及影响因素进行了分析.结果表明：吴起与安塞地区为单物源沉积,岩石类型主要为长石砂岩,定边与志丹地区为多物源沉积,岩石类型多样,主要为长石砂岩和岩屑长石砂岩;储层以原生粒间孔和次生溶孔为主,具有低—特低孔隙度和低—超低渗透率特征;受沉积微相和成岩作用的影响,在平面上吴起与定边地区物性最好,志丹地区物性次之,安塞地区物性较差,纵向上长10物性最好,长9物性次之,长7和长8物性均较差.     

西湖凹陷平湖构造带平湖组砂岩储层特征及其主控因素

以岩心和铸体薄片观察为基础,结合扫描电镜、储层物性、压汞及试采等综合资料分析,对西湖凹陷平湖构造带平湖组砂岩储层发育特征进行了研究。结果表明,该区平湖组储层岩石类型以长石质石英砂岩为主,颗粒分选和磨圆度较好,成分成熟度中等,结构成熟度高;储层物性表现为低孔、低渗和中孔、中渗的特征,孔、渗相关性好;孔隙类型主要发育有粒间溶孔和剩余原生粒间孔,喉道类型以缩颈型喉道、片状喉道、弯片状喉道为主,孔、喉组合以中孔、粗喉为主。在此基础上,从沉积相、成岩作用和异常超压等方面对该区储层发育主控因素进行了分析。综合研究表明,沉积相是该区储层发育的主控因素之一,其中三角洲平原分支河道砂体物性最好,其次为三角洲前缘水下分流河道砂体;压实作用和胶结作用导致该区储层物性变差,溶蚀作用则有助于形成次生孔隙空间,并大大改善储层物性;异常超压对研究区储层有建设性影响,可以在一定程度上使原生孔隙得以保存,并促进早期碳酸盐胶结物的溶解,形成粒间溶孔,改善储层物性。     

塔北地区柯坪塔格组下段储层特征

在顺托果勒地区顺9 井的志留系柯坪塔格组下段首次发现了致密砂岩油藏,其孔隙类型及储层致 密的原因成为认识该新油藏的重要方面。通过钻井剖面、岩心、铸体薄片、扫描电镜等资料的综合分析,对 塔北地区柯坪塔格组下段储层特征进行了研究。结果表明：重点层段柯坪塔格组下段为潮坪-潮控三角 洲微相砂岩储层,岩石类型为细粒岩屑砂岩,结构成熟度为中等-较高;整体上属于低孔、特低渗储层,孔 隙类型以残余粒间孔为主,其次为粒缘和粒内溶孔,主要为硅质矿物的2 次溶蚀作用所形成。强烈压实 和胶结作用是孔隙性变差的主要原因;平面上由于北部的托甫台地区未遭受二叠纪热液对原油的沥青化 及高岭石向伊/蒙混层转化的作用,所以砂岩物性较好。     

鄂尔多斯盆地下寺湾地区延长组储层特征研究

为了探明鄂尔多斯盆地下寺湾地区延长组储层储集性能,针对研究区储层非均质强,纵向上岩性、含油性变化快,自然产能低等问题,基于铸体薄片、孔渗、压汞等实验分析,开展岩石学、物性、孔隙类型及结构、成岩作用等方面研究.结果表明:研究区延长组岩石类型以长石岩屑砂岩和长石砂岩为主,长石含量占30％以上,平均孔隙度为7.03％,平均渗...     

鄂尔多斯盆地神木地区上古生界主力气层碎屑岩储层特征

应用偏光显微镜、环境扫描电镜、恒压压汞以及近年来发展起来的恒速压汞技术对鄂尔多斯盆地神木地区上古生界太原组和下石盒子组天然气储集层进行了研究.研究区该储层岩性以粗粒、巨-粗粒岩屑石英砂岩为主,石英砂岩、岩屑砂岩为次,由于成岩作用强烈,残余原生粒间孔基本全部丧失,而煤系地层提供的大量有机酸以及丰富的可溶性组分,使太原组形成了以溶孔为主的储集层,下石盒子组则主要以高岭石晶间微孔为主.恒速压汞的测试表明,太原组、下石盒子组储集层孔隙结构差别明显,太原组储集层孔径大、孔喉比大,而下石盒子组孔径小,孔喉比接近于1∶1,属于较差的孔喉配置.     

七里村油田长 6 油层组储层特征及孔隙演化

通过孔渗、压汞、薄片鉴定和扫描电镜等分析资料,以鄂尔多斯盆地七里村油田三叠系延长组长 6油层组储层为研究对象,系统开展了储层特征及孔隙演化等研究。 结果表明：研究区长 6 油层组储层砂岩以细粒长石砂岩为主,矿物成分成熟度低,结构成熟度高;储层呈现出低孔、低渗-特低渗特征。 长 6 储层砂岩总体处于晚成岩 A 期,其经历了强烈的成岩作用改造,孔隙度与渗透率相关性较差。 影响储层物性及孔隙演化的主要因素是机械压实作用、溶蚀作用及胶结作用。 机械压实作用在早成岩期对储层物性影响最大,可使粒间孔隙急剧减小,物性变差。 主要的胶结类型为碳酸盐胶结、石英次生加大及黏土矿物胶结,它们均使得物性进一步变差,而长石、岩屑颗粒及浊沸石胶结物的溶蚀作用改善了碎屑的孔喉结构,加大了次生孔隙空间,是物性得以改善的根本原因。