鄂尔多斯盆地正宁地区长6致密储层特征及其主控因素

通过铸体薄片、扫描电镜、物性资料以及岩心照片分析,对研究区长6致密储层特征及其主控因素进行深入研究。研究结果表明,正宁地区长6致密储层主要受沉积微相、填隙物含量、压实作用、胶结作用及裂缝发育水平等因素的综合影响。此外,储层物性与含油性具有明显的正相关性,局部发育的优质储层是油井高产的重要原因。     

近源间互式煤系致密砂岩气成藏主控因素——以川中地区须家河组天然气为例

川中地区须家河组具有大面积含气、充注程度低、局部富集高产及气水关系复杂的特征。为探明川中须家河组天然气成藏特征与成藏主控因素,对该区天然气组分、碳同位素、源岩解析气轻烃、烃源岩分布、储层物性、构造幅度以及异常压力进行综合分析。结果表明:川中地区须家河组天然气为煤成气,具有近源—间互式成藏的特征;烃源岩总累计厚度大,但单层厚度薄,源岩与砂岩互层状分布,生气强度低,天然气充注能力弱;异常高压的发育,为研究区天然气运移提供了充注动力;在气源不足的情况下,天然气会优先充注物性好的砂体,储层物性控制了气藏充注程度;平缓的构造背景下,局部的低幅度构造控制了气藏的分布格局,构造幅度越高,气水分异越充分,越容易形成纯气藏。川中地区须家河组源内砂体具有较好的勘探前景,川西北、川西南地区须三段以及川中西部须五段是源内气藏的有利勘探目标。     

鄂尔多斯盆地姬塬—吴起地区三叠系延长组6段成藏控制因素

鄂尔多斯盆地姬塬—吴起地区三叠系延长组6段紧邻长7段优质烃源岩,但油藏分布不均匀、油水分布复杂。通过大量岩心观察和裂缝统计,结合储集层物性、压汞数据、测井资料以及地球化学参数等综合分析,通过东西部含油区和中部出水区砂体发育规模、储集层物性、源储间泥质纹层和裂缝发育对比分析,明确研究区东、中和西部不同区块成藏差异,总结双物源沉积背景下的油气运移特征。研究结果表明:姬塬—吴起地区东、西部区块原油姥植比和甾烷存在差异,油气主要以垂向运移为主。优质的烃源岩和有利的生储盖组合为研究区油藏大面积发育奠定了基础。垂向上,砂体发育规模与储集层物性差异控制了延长组6段不同亚段的油气富集程度;平面上,油气富集程度主要受砂体连通性、源储间泥质纹层、储集层物性以及裂缝等因素的控制。东、西部富含油区单砂体厚度大、泥质含量低、储集层物性好、非均质性弱、泥质纹层少且裂缝发育,有利于油气垂向运聚与成藏。中部物源沉积交汇区单砂体薄而多,岩性、物性变化快,储集层非均质性强,砂体连续性差,源储间泥质纹层发育,裂缝不发育,阻碍了油气垂向运移,导致油气富集程度低。对于陆相多物源复杂致密储集层而言,不应只考虑优质烃源岩和储集层,更应重点考虑源储接触关系以及裂缝对油气运移富集的影响。该认识对研究区以及类似地区油气富集带及甜点预测具有重要的借鉴作用。     

定边——吴起地区长6_1储层特征及其对含油性的控制

鄂尔多斯盆地定边—吴起地区长6_1油藏平面上具有明显的分区性。在岩心观察的基础上,结合大量荧光照片、铸体薄片、扫描电镜、压汞资料以及常规物性分析测试数据,分析了长6_1不同区块储层物性、砂体厚度、泥质含量的差异,明确了储层含油性差异的影响因素。结果表明,长6_1整体属于低孔低渗储层,主要发育粒间孔和长石溶孔;储层特征具有明显的分区性,自东向西,长石含量逐渐降低,石英、岩屑和填隙物含量逐渐增加;东部区块储层物性好,排替压力低,孔隙结构好,其次为西部,中部物源交汇处储层质量最差。含油性差异与储层特征分区性密切相关,东部区块砂体厚度大、泥质含量低、物性好,储层含油性最好,中部物源交汇区因水动力的相互抵消,泥质快速堆积,砂体薄且纹层发育,物性差,储层含油性差,以产水井为主。储层含油性主要受砂体厚度、泥质含量以及储层物性综合控制,该成果为研究区下一步油气勘探提供重要借鉴意义。