鄂尔多斯盆地白豹地区长6砂岩储层特征及影响因素分析

根据铸体薄片、扫描电镜、物性、孔隙结构等分析资料,对白豹地区长6砂岩储层特征进行研究表明,该套储层储集空间类型以溶孔-粒间孔组合为主,储层物性较差,排驱压力和中值压力较高,喉道半径小且分选性较差,孔隙结构总体较差。储层发育程度受沉积作用和成岩作用综合影响,认为岩石类型,云母等组分含量,粒径是决定储层发育的基础,北部物源影响的砂岩物性较好。早期环边绿泥石胶结作用和后期较弱的溶蚀作用促进储层的进一步发育。硅质次生加大和碳酸盐矿物、粘土矿物的胶结作用使储层储集性能大大降低。     

储集空间类型对宏观物性的影响——以鄂东临兴神府地区为例

探讨了临兴-神府地区孔隙类型、吼道类型特征,分析了孔隙类型对宏观物性关系的影响,研究表明研究区上古生界砂岩储层孔隙组合可分为5类:粒间孔、粒间+溶蚀+晶间、粒间+晶间、溶蚀+晶间、晶间孔五类,不同组内孔隙组合发育类型存在差异,孔隙组合类型与孔隙度存在较强的相关性,纵向上粒间孔+溶蚀孔为高孔渗储层最主要的孔隙组合,其次为粒间+溶蚀+晶间孔组合,以晶间孔为主的储层孔渗最差。     

鄂尔多斯盆地姬塬西北部长91储层特征及主控因素研究

本文以姬塬油田西北部长91储集岩为研究对象,基于岩心及镜下薄片观察,测井资料分析等手段,通过岩石学特征,孔隙类型,物性特征等方面对储层进行研究,分析其储集特征、主控因素并对其评价。结果表明:姬塬西北部长91储集岩主要孔隙类型为剩余原生粒间孔、粒间及粒内溶孔和黏土矿物微孔;其平均孔隙度为9.95%,平均渗透率为1.05mD,属低孔、低-特低渗储层。储层展布及物性主要受沉积环境及成岩作用的影响,分流河道是储层发育最有利相带;压实和胶结作用降低了储层物性,但绿泥石环边胶结对原生粒间孔隙起到保护作用,而长石和浊沸石的溶蚀改善了储层的储集性能。根据沉积特征、物性特征、储集空间等要素划分出五类储层,沿分流河道中心分布的I类和Ⅱ类储层为有利区,分布于分流河道边部的Ⅲ、Ⅳ类储层为较有利区。     

大牛地气田大47—大70井区太二段致密砂岩储层特征及主控因素研究

为分析太二段致密砂岩储层特征及主控因素,以岩心观察和分析化验资料为基础,对太二段砂岩的岩石学特征、物性特征、孔隙类型、孔隙结构、成岩作用等进行分析。结果表明:该区太二段储层岩石类型主要为石英砂岩及岩屑质石英砂岩,颗粒分选性较好,但磨圆度较差;储层物性表现为特低孔—超低孔、特低渗—超低渗的特征,孔、渗相关性较好;孔隙类型以粒间溶蚀孔隙为主,次生粒内溶孔为辅,发育Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ四类孔隙结构类型;沉积作用是该区储层物性的主控因素之一,其中障壁砂坝物性最好,其次为砂坪和潮汐三角洲砂体;太二段经历了4种成岩作用类型,溶解作用使储层物性变好,压实作用、胶结作用和交代作用为破坏性成岩作用,使储层物性变差。     

塔河地区泥盆系东河塘组储层特征研究

塔河地区泥盆系地层分布在托浦台工区,研究区砂体总体上近南北向展布,北西厚南东薄。储层的储集空间以原生粒间孔隙、粒间溶蚀孔隙、粒内溶蚀孔隙等次生孔隙为主,其他类型孔隙较少。储层喉道分选中等偏差,喉道多为细喉型。本区东河砂岩储层主要发育压实作用、胶结作用、溶蚀作用等成岩作用类型。根据储层物性以及储层评价标准,我们将该区储层划分为3类,并对其进行了分类评价。     

吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油储层物性特征及主要影响因素

致密油已成为国内外油气勘探的热点领域之一,其储层物性是寻找、评价致密油"甜点"的重要依据。运用岩芯观察、薄片分析、扫描电镜和压汞分析等手段,分析了准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油储层物性特征和储层物性的主要影响因素。结果表明,芦草沟组致密油储层为典型的致密油储层,上甜点段物性略优于下甜点段。储层孔隙类型主要为各类溶蚀孔隙、微裂缝和剩余粒间孔隙,其中又以晶间(粒间)溶蚀孔隙为主,微米级——纳米级微孔隙十分发育。储层具有孔喉细小,形态复杂,分选性和连通性差,且分布不均匀等孔隙结构特征,孔隙结构和微裂缝发育情况对渗透率影响较大,导致孔隙度与渗透率相关性不明显。影响储层物性的主要因素为成岩作用和微裂缝发育情况,压实作用是导致储层致密的根本原因,溶蚀作用是后期形成次生孔隙的主要因素,沉积作用和胶结作用对储层物性影响较小,微裂缝对储层整体物性的改善作用较为有限。     

靖边气田高桥－杏河地区马五1+2段储层发育特征及其主控因素

为查明靖边气田高桥－杏河地区马五1+2段储层的发育特征及主控因素,通过岩心、薄片进行观察及压汞实验分析储层物性,结合沉积、成岩及构造要素分析孔隙空间发育控制因素。结果表明:马五1+2段主要发育形状不规则的膏溶孔和构造缝,吼道宽度较大,原生晶间孔少量发育,孔吼细小,储层主要以低部渗透性为主,裂缝发育段渗透率明显增高。储层主要储集空间为后期膏溶孔和溶缝,储层物性差,马五1亚段储层孔隙度和渗透率之间为简单的线性关系,马五2亚段储层孔隙度和渗透率之间关系不明显。沉积作用是储层发育的物质基础,后期白云化作用及石膏的溶解作用等建设性成岩作用有助于储集空间的形成,石英和方解石充填作用等破坏储层空间的形成,构造作用产生的微裂缝为石膏的溶解提供通道的同时也加大储集空间,沟通孤立孔隙,是后期溶蚀孔隙发育的主要因素。     

龙马溪组下部页岩储层孔隙结构特征与评价方案

运用场发射扫描电镜、高压压汞、低温氮吸附、薄片观察等实验技术手段,以重庆南川泉浅1井为例,探究了龙马溪组下部页岩储层的孔隙特征,结果表明：泉浅1井龙马溪组页岩孔隙度小、喉道细,孔隙较发育,类型多样,结构复杂,小孔和微孔是主要的孔隙,占据了主要的储集空间与比表面积;发育晶间孔、粒间孔、粒内孔、溶蚀孔隙、有机质纳米孔、微裂隙等孔隙,有机质纳米孔是气体吸附的主要场所。以TOC含量-孔径-脆性指数分别作为储层孔隙性、渗透性、脆性的评价指标,建立TOC含量-孔径-脆性指数评价方案,可以实现对储层基础物性经济有效、简便快捷的评价。     

龙马溪组下部页岩储层孔隙结构特征与评价方案——以重庆南川三泉剖面泉浅1井为例

运用场发射扫描电镜、高压压汞、低温氮吸附、薄片观察等实验技术手段,以重庆南川泉浅1井为例,探究了龙马溪组下部页岩储层的孔隙特征,结果表明:泉浅1井龙马溪组页岩孔隙度小、喉道细,孔隙较发育,类型多样,结构复杂,小孔和微孔是主要的孔隙,占据了主要的储集空间与比表面积;发育晶间孔、粒间孔、粒内孔、溶蚀孔隙、有机质纳米孔、微裂隙等孔隙,有机质纳米孔是气体吸附的主要场所。以TOC含量-孔径-脆性指数分别作为储层孔隙性、渗透性、脆性的评价指标,建立TOC含量-孔径-脆性指数评价方案,可以实现对储层基础物性经济有效、简便快捷的评价。     

温西—芭蕉场地区嘉陵江组二段储层特征研究

根据川东北地区下三叠统嘉陵江组二段沉积、构造发育特点,通过对测井、钻井资料及实验室各项分析,对嘉陵江组二段储层特征进行研究。认为储层的储集岩类型为砂屑云岩、砂屑灰岩和少量的细粉晶云岩,主要储集空间为粒间孔和粒内溶孔,主要储层类型为裂缝—孔隙型,为低孔、低渗储层。储层发育的控制因素主要是沉积相、成岩作用和构造作用,其中裂缝的发育对储层的储集性能有较大改善。建议以台内滩亚相作为今后勘探的重点沉积相带。     

松辽盆地徐家围子断陷沙河子组储层特征研究

储层特征不明确是目前制约研究区沙河子组油气突破的关键难题,通过综合运用薄片观察、扫描电镜、物性测试等多种手段,系统开展了研究区沙河子组储层特征研究。结果表明,岩石类型以长石质岩屑砂岩、岩屑质长石砂岩为主,不同区块存在差异;主要发育粒间溶孔、粒内溶孔和铸膜孔等孔隙类型。其中,徐东、徐西以粒间溶孔、微裂缝为主,安达地区以粒内溶孔、铸膜孔为主;物性差,属于特低孔、特低渗储层。储层发育受埋深、沉积相类型、岩性、成岩作用控制。不同因素控制作用存在差异,埋深、沉积相控制作用更强,扇三角洲前缘席状砂、扇三角洲前缘水下分流河道、辫状河三角洲前缘河口坝砂物性最好;凝灰质含砾砂岩、凝灰质砂岩、凝灰质含砾砂岩岩性孔隙度最高。建立研究区储层评价标准,优选Ⅰ类储层,该研究成果为徐家围子断陷沙河子组下部勘探指明方向。     

涠西南凹陷涠洲10-A油田及围区流三段储层特征及控制因素

本文通过薄片鉴定、扫描电镜、物性和孔隙结构分析,对涠西南凹陷涠洲10-A油田及围区流三段储层特征和控制因素展开研究。结果表明:研究区流三段储层岩石类型主要为长石石英砂岩,由含砾砂岩和细砂岩组成。储集空间以粒间孔、粒间溶孔为主,次为粒内溶孔,还见少量裂缝。砂砾岩储层主要为特低孔和中孔特低渗储层;储层物性受到岩性、沉积环境和成岩作用的共同控制。综合分析认为研究区流三段中以中粗砂岩为主,发育滨浅湖滩坝、分流河道、水下分流河道和河道沉积微相的储集砂体物性相对较好,可作为后续勘探开发研究目标。     

鄂尔多斯盆地苏217井区奥陶系中组合白云岩储层特征及成岩作用

鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组顶部非岩溶储层的勘探潜力是现阶段探究的热点。岩石学特征、孔隙类型、物性特征和成岩作用等研究表明,苏217井区奥陶系中组合白云岩的储集岩类型主要有晶粒白云岩和残余砂砾屑白云岩;储集空间类型以晶间孔、剩余粒间孔、溶孔和溶缝为主,属低孔低渗储层;压实压溶作用、胶结作用、充填作用和重结晶作用是储层致密化的主控因素;潮缘滩微相的大气淡水溶蚀作用及选择性白云岩化作用是相对优质储层形成的关键。     

川南龙马溪组页岩气储层纳米孔隙结构特征及其成藏意义

以川南龙马溪组页岩气储层为例,运用氮气吸附法对储层纳米孔隙进行测定,通过等温线和DFT分析,对孔结构特征表征并讨论控制纳米孔隙结构的主因和纳米孔隙对页岩气成藏的意义。结果表明：龙马溪组页岩气储层孔隙结构较复杂,主要由纳米孔组成,具有一定的无规则孔结构,孔隙多呈开放形态,以两端开口的圆筒孔及4边开放的平行板孔等开放性孔为主;垂向上由深到浅,孔隙开放程度减小;纳米主孔位于2~40 nm,占孔隙总体积的88.39%,占比表面积的98.85%;2~50 nm的中孔提供了主要的孔隙体积,小于50 nm的微孔和中孔提供了主要的孔比表面积;TOC是控制该储层中纳米孔隙体积及其比表面积的主要内在因素,也是提供页岩气主要储存空间的重要物质;纳米孔对页岩气的吸附能力极强,在其内部有大量页岩气以结构化方式存在,增加了页岩气的存储量,并使模型表征复杂化;开放状纳米孔可提高页岩气解吸效率和储层渗透率,提高页岩气的产量。     

基于孔隙结构的页岩渗透率研究

页岩渗透率对勘探开发至关重要,微观孔隙结构是影响页岩渗透率的主要因素。测定了龙马溪组与牛蹄塘组页岩的TOC含量与矿物组分,开展了高压压汞试验和低温液氮试验,测定了页岩的孔隙分布特征 及渗透率,研究了地质参数、孔隙结构对页岩渗透率的影响。研究结果表明：①页岩样品TOC含量越大,有机质孔隙的数量及孔隙度越高。黏土矿物含量的增加提高了页岩的渗透率,而脆性矿物中的孔隙发育较差,且 与渗透率和孔隙度呈负相关。②龙马溪组和牛蹄塘组页岩样品内分布着墨水瓶形孔隙结构,这类孔隙孔喉狭窄、孔隙之间连通性差。两组页岩孔径为4~40 nm,中孔在流体的赋存和运移方面承担着主要任务。③龙马溪 组岩样在孔径为4 nm左右呈单峰分布,牛蹄塘组岩样在孔径为4 nm和7 nm左右呈双峰分布。相对于孔隙表面积和孔隙体积,孔隙形态与连通程度对页岩渗透率有着更为重要的影响。     

北部湾盆地涠洲12-2靶区流沙港组低渗透砂岩孔隙结构特征研究

涠西南凹陷流沙港组具有丰富的油气储量,但是其储层存在物性较差、中孔低渗、非均质性强等特点,目前对其储层的孔隙结构特征缺乏深入研究。采用场发射扫描电镜、氮气吸附、高压压汞等实验方法,对北部湾盆地涠西南凹陷低渗透砂岩储层微观孔隙结构开展精细研究。结果表明,涠西南凹陷低渗透砂岩储层非均质性强,孔隙类型多样,孔隙形状以狭缝型孔隙为主;低渗储层孔体积主要由宏孔提供,中孔较为发育,比表面积相对较大。流沙港组储层表现出中孔低渗的特征,这可能与细小孔喉的存在且孔喉分选性较差有关;低渗储层的渗透率与平均孔径大小、孔喉分选程度密切相关,与孔隙度无明显相关性,且渗透率对低渗储层含油气性有明显的控制作用。     

北部湾盆地W油田流一下亚段储层特征及主控因素

北部湾盆地W油田区块主要目的层流沙港组流一下亚段储层横向变化复杂,储层孔、渗差异较大。采用常规储层物性、测井解释、岩石薄片和扫描电镜等方法,对W油田流一段下储层特征进行研究,并根据沉积、成岩作用的影响,分析储层质量的主控因素。研究结果表明,流一段下储层岩石类型以石英砂岩和长石质石英砂岩为主,分选较好,呈次棱角—次圆状,物性表现为中—高孔、高渗特征。沉积微相类型是该区储层质量的主控因素之一,扇三角洲前缘沉积河口坝、辫流坝物性最好,辫状水道次之。成岩作用对研究层段的改造作用较为强烈,研究层段所处的成岩阶段为早成岩B期和中成岩A期,发育3个优势孔隙带,孔隙类型主要有粒间溶蚀孔、粒内溶蚀孔、填隙物内溶蚀孔和铸模孔,造成储层孔渗性差异的主要因素是粘土矿物填充吼道。