柴达木盆地红沟子油砂矿储层特征及成因探讨

以野外露头、录井描述、岩心、地震资料为基础,利用普通薄片、荧光薄片、分析化验等方法,研究了柴达木盆地红沟子油砂矿的储层特征和成矿因素。结果表明:红沟子油砂矿出露于红沟子构造高点,沿着背斜两翼分布,发育层位为新近系上油砂山组(N_2~1)和下油砂山组(N_2~2);红沟子油砂矿的岩性主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,石英、长石、岩屑含量为Q38F32R30,整体成熟度较低;储层物性整体随着深度变大而变差,孔隙度为3.10%~38.90%,平均为22.70%,渗透率为0.1×10~(-3)~10.0×10~(-3)μm~2,综合评价为中孔、低渗储层;油砂的含油率随着孔隙度、渗透率的增加而增加,含油率为0.12%~15.55%,平均为2.51%;充足而持续的烃源供给、优质的储层、有效的盖层封闭、盆地高寒缺氧的古气候环境、良好的运移通道和较晚的构造抬升是红沟子油砂成矿的必要因素;孔隙度大于25.00%、渗透率大于1.0×10~(-3)μm~2、砂泥互层配置良好、泥岩层较厚、靠近背斜核部的区域是今后的勘探优选目标。该研究为柴达木盆地西部油砂资源的下步勘探开发提供了依据。     

准噶尔盆地哈山南缘白垩系清水河组油砂基本地质特征

为了扩大哈山南缘风城油砂山外围的油砂勘探成果,针对白垩系清水河组油砂,以地表地质调查成果为基础,通过对油砂岩露头与岩芯的粒度、岩石薄片、测井、铸体、重量含油率等资料的分析,开展沉积相与储层特征等方面研究.结果表明,清水河组油砂以长石岩屑砂岩、岩屑砂岩为主,砂岩稳定性较差,距离物源较近;清水河组识别出冲积扇、辫状河三角洲...     

黔南坳陷凯里油砂矿地质特征及成矿模式

基于前人的研究资料和对油砂钻孔岩心的详细观察及测试数据,对黔南坳陷凯里油砂矿进行了岩石学特征、储层特征及地球化学特征分析,探讨了油砂矿的成矿模式。研究认为:凯里油砂为多层分布,厚度变化大,砂岩以方解石胶结为主,有效面孔率为1.0%~8.0%,储集空间以原生粒间孔为主,孔隙度为1.0%~7.0%,渗透率为0.01×10-3~1.20×10-3μm2,整体属低孔低渗储层;抽提物组分碳同位素具典型海相原油特征,局部倒转明显;油砂矿的成矿模式为加里东期形成的背斜型古油藏遭受改造,后期再次埋深再成藏,至燕山期强烈抬升剥蚀,储层中的油气遭受降解、氧化,形成"古油藏破坏型"沥青质油砂矿。     

银额盆地路井凹陷下白垩统巴一段储层特征及其影响因素

近年来,银额盆地路井凹陷的油气勘探取得了一些成果,但其勘探程度低且地质条件复杂,储层特征及其影响因素尚不明确。本文从储层岩石学特征着手,运用常规物性分析、岩石薄片及铸体薄片等资料分析了储层特征,从沉积相、压实作用、岩屑组分和粒度等方面探讨了储层的影响因素。巴一段储层岩性主要为岩屑砂岩和长石岩屑砂岩,砂岩多呈粗粒砂状结构,磨圆度差到中等,分选中到差。胶结类型主要为孔隙式胶结,成分成熟度较低。平均孔隙度5.2%,平均渗透率0.58×10^-3μm^2。储层孔隙类型主要有粒间孔和粒间溶孔,次生孔隙构成较主要的储集空间。储集层主要分布在扇三角洲前缘。储层物性随着深度的增加而变差,但局部存在高渗带,可能与酸溶作用有关,随着勘探的进一步深入,需要进一步研究。     

鄂尔多斯盆地吴仓堡区块延长组长6储层特征研究

依据鄂尔多斯盆地吴仓堡区块长6储层岩心、扫描电镜、铸体薄片等分析化验数据,该区块长6储层砂岩长石和石英含量较高,岩石类型以细粒岩屑长石砂岩为主,成分成熟度和结构成熟度低。利用毛管压力曲线、渗透率、孔隙度、中值压力、最大进汞饱和度等参数对研究区块长6储层的压汞曲线进行分类评价,将本区毛管压力曲线分为I类、II类和Ⅲ类。吴仓堡区块长6储层岩石类型为含细粒岩屑长石砂岩,砂岩成分成熟度和结构成熟度低,储层以粒间孔、粒内孔为主,平均孔隙度9.17%,平均渗透率1.21×10-3μm2,属特低孔-特低渗储层,孔隙以原生孔隙为主。     

姬塬地区长9油层组储层成岩作用特征与孔隙演化定量评价

运用铸体薄片、扫描电镜、压汞分析等测试分析方法,对鄂尔多斯盆地姬塬地区三叠系延长组长9油层组储层成岩作用及孔隙演化进行定量研究。研究表明:姬塬地区长9储层主要以岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩和长石砂岩为主,残余粒间孔发育;砂岩储层经历了复杂的成岩作用,其中,压实作用使孔隙度减小10.8%~14%,平均降低13.1%;胶结作用和交代作用使孔隙度损失11.4%~17.2%,平均损失为12.8%;而溶蚀作用使孔隙度增加1.9%~7.2%,平均增加2.87%。现今储层的孔隙度约为15%,具有良好的孔渗能力。     

鄂尔多斯盆地天环地区盒8段致密砂岩岩石矿物特征及其对储层质量的影响

致密砂岩储层低孔、低渗且非均质性强,储层质量是勘探中的主要风险。通过普通铸体薄片、场发射扫描电镜、包裹体温度分析等实验手段,研究鄂尔多斯盆地天环地区盒8段砂岩岩石学组分及胶结物对不同类型致密砂岩储层质量的影响,对预测致密砂岩气藏潜在有利区具有重要意义。结果表明,石英次生加大、高岭石、伊利石是控制盒8段砂岩质量的主要胶结物,塑性岩屑含量对储层质量也有明显控制作用。石英砂岩以次生溶蚀孔隙为主要的孔隙类型,储层质量主要受石英次生加大和高岭石发育情况控制,孔隙度平均为7.6%,渗透率平均为0.78×10~(-3)μm~2;岩屑砂岩以晶间孔为主要孔隙类型,高含量塑性岩屑和伊利石胶结物控制储层早期致密化,孔隙度平均为4.31%,渗透率平均为0.07×10~(-3)μm~2;岩屑石英砂岩岩石矿物组分含量介于石英砂岩和岩屑砂岩之间,早期压实作用和次生孔隙发育共同控制其储层质量,孔隙度平均为6.64%,渗透率平均为0.34×10~(-3)μm~2。     

柯东地区白垩系克孜勒苏群储层特征及控制因素

以野外露头、岩心观察为基础,综合采用普通薄片、铸体薄片、阴极发光薄片、扫描电镜、物性分析、黏土矿物X射线衍射等多种测试手段,对塔西南柯东地区白垩系克孜勒苏群碎屑岩储层基本特征进行了分析,并结合盆地构造活动、沉积特征、成岩特征研究了该套碎屑岩储层发育控制因素。结果表明:塔西南柯东地区白垩系克孜勒苏群砂岩以长石岩屑砂岩为主,次为岩屑长石砂岩;储层发育原生粒间孔、少量溶孔和微孔隙,孔隙结构为微细喉—细喉,储层孔隙度一般在10%左右,渗透率在(0.1~10.0)×10-3μm2,为低孔低渗储层;影响该区储层发育的控制因素有岩相、埋藏方式和成岩作用,其中岩相和碳酸盐胶结作用是主控因素。因此,寻找非致密胶结粗粒岩相发育带是该区下一步油气勘探的方向和突破点。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区长6段致密砂岩中黏土矿物对储层物性的影响

黏土矿物在鄂尔多斯盆地姬塬地区长6段各小层中均有分布,是该区致密砂岩储层中主要的填隙物,对储层物性有重要的影响。利用铸体薄片、压汞、扫描电镜（SEM）、X-射线衍射（XRD）等实验测试技术,分析储层岩石学特征认为,长6段是以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主的低孔低渗的致密储层,其平均孔隙度为7.78%~9.13%,平均渗透率为(0.20~ 0.34)×10-3μm2。重点分析黏土矿物与储层物性之间的关系认为,高岭石和绿泥石是长6储层中主要的黏土矿物,对储层物性的影响较为复杂。少量的高岭石和绿泥石往往预示着储层孔隙度较好,而过量的高岭石（绝对含量＞7%）和绿泥石（绝对含量＞10%）则会大大降低储层的孔隙度。通过计算,长6储层原始孔隙度为41.13%~42.04%,高岭石充填导致砂岩孔隙度降低4.52%~4.78%,其损失率为10.74%~11.38%;绿泥石对长6段砂岩孔隙度的影响仅次于高岭石,导致孔隙度降低4.12%~4.70%,其损失率为9.81%~11.18%。自生高岭石对砂岩渗透率有一定的建设性作用,而绿泥石则导致砂岩渗透率降低。长6储层中伊利石含量较高岭石和绿泥石含量低,但由于其主要以丝缕状呈搭桥式充填孔隙,导致孔隙度和渗透率均有所降低,其孔隙度降低1.33%~2.08%,损失率为3.17%~4.94%。因此,在姬塬地区长6段致密储层中,黏土矿物对孔隙度的影响程度为：高岭石＞绿泥石＞伊利石。     

储层质量钻前预测方法探讨——以松辽盆地汪家屯地区为例

储层质量钻前预测包括储层孔隙度预测和渗透率预测。碎屑岩储层的孔隙度主要与沉积相和成岩作用有关,但在沉积相相同或岩性相近的条件下,储层孔隙度则主要受成岩作用的控制。据此,该文建立了应用成岩指数I_D预测储层孔隙度的模型,预测误差小于2%,并以松辽盆地汪家屯地区登三段为例说明了这一模型的应用。汪家屯地区登三段属于浅水河道沉积,储层岩性主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩。在东北部登三段储层处于晚成岩阶段 B期,孔隙度最高值可达14%~16%;西部地区登三段处于晚成岩阶段C期,储层物性较差,孔隙度最高值为10%~12%。      

应用常规压汞和恒速压汞实验方法研究储层微观孔隙结构——以三塘湖油田牛圈湖区头屯河组为例

吐哈油区三塘湖油田牛圈湖区头屯河组砂岩储层主要为岩屑砂岩,平均孔隙度为19.7%,平均渗透率为77.9×10-3um2;孔隙类型主要以粒间孔为主,粒间溶孔、长石溶孔和岩屑溶孔次之,碳酸盐溶孔和杂基溶孔很少.通过铸体薄片、扫描电镜、常规高压压汞、恒速压汞等实验手段认识到,研究区砂岩储层的微观孔隙结构复杂,非均质性较强,注水开发水驱油效率差;这主要是由储层的微观非均质性较强所致.     

珠江口盆地陆丰凹陷深层砂岩储层特征及主控因素

珠江口盆地陆丰凹陷深层碎屑岩储层埋深普遍大于3 000 m,储层质量较差且非均质性强,制约油气高效勘探。综合运用岩心、薄片鉴定、物性测试、压汞测试以及测录井等分析手段,对陆丰凹陷古近系文昌组和恩平组深埋碎屑岩开展了储层岩石学特征、成岩作用及优质储层主控因素研究。研究表明,古近系文昌组岩石类型为岩屑质石英砂岩,储层孔隙主要由原生孔和次生孔构成,表现为一套特低-低孔隙度（平均孔隙度为9.42%）、超低-低渗透率（平均渗透率为8.38 mD）储层特征;恩平组储层主要由长石岩屑质石英砂岩构成,储层总体属于低-中孔隙度（平均孔隙度14.66%）、低-中渗透率储层（平均渗透率为198.43 mD）,以原生孔为主。在3 600~4 400 m深度段,发育一套高孔隙度的优质储层带,主体为原生孔,可见大量次生溶蚀孔隙,孔隙度可达20%,渗透率可达263.74 mD。这套优质储层形成条件包括：①先天条件好,长距离搬运的辫状河三角洲前缘中厚层砂体,具备岩性较粗、石英含量高、杂基含量低和结构成熟度高的特征,保留了较多的原生孔隙;②与生烃液态窗埋深对应良好,有机酸易对储层中长石和岩屑产生强烈溶蚀,明显改善了储层物性;③油气充注发生在长石和岩屑溶蚀之后、晚期碳酸盐胶结物大量形成之前,是优质储层得以保存的又一重要条件。总体而言,沉积条件、溶蚀作用和油气充注时间三者的良好匹配是深层优质储层形成的根本原因。这些认识对于珠江口盆地深层油气勘探以及相似地质背景的优质储层预测具有一定的启示作用。     

鄂尔多斯盆地蟠龙油田长6致密砂岩储层特征研究

通过铸体薄片、扫描电镜、高压压汞等方法,对鄂尔多斯盆地蟠龙油田长6储层岩石学特征、孔隙类型、孔隙结构进行了研究。长6储层主要以长石砂岩为主,少量为岩屑长石砂岩。主要以残余粒间孔和长石粒内、粒间溶孔为主,孔隙度主要在3%～12%,均值为7.9%,渗透率中值为0.71×10~(-3)μm~2,是典型的致密砂岩储层。长6储层孔隙结构复杂,孔喉细小,根据压汞资料将长6储层细分为3种孔喉类型,并以Ⅲ类储层为主。     

鄂尔多斯盆地镇泾地区长8低渗透储层成因

鄂尔多斯盆地镇泾地区长8储层主要为长石岩屑砂岩,孔隙度平均值11.7%,渗透率平均值0.56×10-3μm2,属于典型的低孔低渗储层。通过对长8储层铸体薄片的观察:明确了该区储层的成岩作用特征,通过定量分析各种成岩作用对储层造成的影响,探讨了该区低渗透储层形成的原因:低渗透储层形成的主要原因是压实作用,但晚期胶结作用,尤其是方解石的大量充填是导致储层低孔渗的直接原因。研究结果表明,在大规模生烃之前储层孔隙度应为15%~25%,属于中高孔储层;而随后大规模的胶结作用导致储层孔隙度迅速下降至现今的8%~18%,形成了低孔低渗储层。     

苏里格气田东区储层分类评价

苏里格气田东区盒8段、山1段储层非均质性强,物性差异大,不同质量储层分布状况认识不清。利用砂岩厚度、砂地比、孔隙度、渗透率等参数,应用模糊聚类方法开展了储层分类评价。将储层划分为三类,各类储层相关参数均质为:Ⅰ类储层砂岩厚度11.4 m、砂地比0.65、孔隙度8.5%、渗透率0.7×10~(-3)μm~2,占16.3%;Ⅱ类储层砂岩厚度9.1 m、砂地比0.55、孔隙度6.9%、渗透率为0.32×10~(-3)μm~2,占27.9%;Ⅲ类储层砂岩厚度5.9 m、砂地比0.39、孔隙度5.2%、渗透率0.14×10~(-3)μm~2,占55.8%。其中,Ⅰ-Ⅱ类储层呈透镜状或条带状分布,对油气富集有利,可作为后续开发重点。     

松辽盆地双城地区登娄库组储层特征及控制因素

为深化松辽盆地登娄库组储层特征及发育主控因素认识,以沉积相带研究为基础,利用双城地区登娄库组的岩心、薄片鉴定、电镜扫描、粒度分析及流体包裹体分析等方法,深入分析储层的沉积学、岩石学特征,并结合地史分析,探讨双城地区登娄库组储层的储集空间类型及演化规律。研究结果表明:储层孔隙度为15%～20%,渗透率一般为(10～500)×10~(-3)μm~2,储层岩性以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主,分选中等,储集条件较好;登娄库组经历了冲积扇到三角洲的沉积充填序列,储集层主要发育在三角洲河道砂体内,渗透率与体积分数具有明显的负相关性;储层空间主要以原生孔隙为主,随着青山口组末期区内烃类的大量注入,形成大量的次生溶孔,有效改造了储层空间。研究成果可为下步双城地区的井位部署及松辽盆地深层勘探提供理论依据。     

川西坳陷蓬莱镇组储层特征

以蓬莱镇组储层为研究对象,通过薄片偏光显微鉴定、孔隙结构特征(图像法)、常规物性分析等手段,研究了新场、马井、什邡地区储层的岩石学、物性和孔隙结构等特征。岩石类型主要有岩屑砂岩、长石岩屑砂岩和岩屑石英砂岩。储层孔隙度平均9.70%,渗透率主要分布在0.1~10m D之间。储集空间主要有粒间孔隙、粒间溶孔和粒内溶孔、铸模孔、微裂缝等。     

东胜气田盒2+3段储层特征及中高产气层识别

通过对东胜气田上古生界下石盒子组盒2+3段砂岩储层岩心、薄片鉴定、物性测试分析,揭示了东胜气田盒2+3段储层的特征。研究表明:东胜气田盒3段岩性主要为粗粒、中粒岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩,盒2段岩性主要为粗、中粒长石岩屑砂岩和岩屑砂岩;盒3段属于低孔隙度、低渗透率储层,盒2段属于特低孔隙度、特低渗透率储层;石英含量、岩屑含量、颗粒大小与储层物性有一定相关性。进而对东胜气田锦66井区盒2+3段储层含气性进行分析,通过电性交汇图可知,深感应电阻率、声波时差、补偿密度、补偿中子能够有效识别中高产气层,从而确定中高产气层电性特征。     

川西坳陷中段须家河组须四段砂岩储集特征

在大量岩石薄片、铸体薄片微观观察和研究的基础上,结合常规物性,研究了川西坳陷须家河组四段储集性特征。研究结果表明,须四段储层主要岩石类型有浅灰色岩屑砂岩、浅灰色岩屑石英砂岩和浅灰色长石岩屑砂岩;孔隙类型主要为粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔、高岭石晶间孔、剩余粒间孔;储集岩平均孔隙度为5.52%,基质平均渗透率为0.101×10-3μm2;影响储层的主要因素有机械压实作用、胶结作用、溶解作用和破裂作用。溶蚀作用是研究区最有利的、最具建设性的成岩作用。     

川南须家河组储层成岩作用及其对储层物性的影响

根据扫描电镜（SEM）、铸体薄片、X衍射资料分析结果,对川南地区须家河组储集砂体的岩石学特征及成岩作用的主要类型进行深入研究。储集砂体成分以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主,成岩作用及其特征研究表明：研究区须家河组储层正处于中成岩A期,早期的压实作用是使物性变差的首要因素,酸性介质条件下的溶蚀作用形成的次生孔隙对于砂岩的储集性能具有明显的改善作用。溶蚀作用使深部储层出现孔隙度、渗透率高异常发育带。