高磨地区龙王庙组滩相储层特征及主控因素

通过岩心观察、薄片鉴定及物性测试等手段,认为高磨地区龙王庙组总体为低孔低渗型储层,局部为低孔高渗型储层。储集岩以砂屑云岩、鲕粒云岩、粉－细晶云岩和花斑状粉晶云岩为主。储集空间包括粒间溶孔、晶间（溶）孔、粒内溶孔及铸模孔、残余粒间孔、膏模孔、溶洞和裂缝。储层类型分为密集顺层溶洞型晶粒云岩储层（Ⅰ －１类）、溶洞型颗粒云岩储层（Ⅰ －２类）、针孔和孤立小洞型颗粒云岩储层（Ⅱ－１类）、针孔型晶粒云岩储层（Ⅱ －２类）、溶孔和零星小洞型“花斑状”晶粒云岩储层（Ⅲ类）（储层物性依次变差）。岩性、沉积微相、白云化作用和溶蚀作用是影响龙王庙组储层发育的关键因素。滩核的砂屑云岩及云坪的粉晶云岩最有利于储层发育。第一期准同生白云化作用利于孔隙的保存。准同生期溶蚀作用和表生期岩溶作用是龙王庙组产生大量溶孔溶洞的关键因素。埋藏岩溶作用进一步改善储集性能。     

鄂尔多斯盆地靖边气田统五井区马五13储层特征及控制因素

研究鄂尔多斯盆地靖边气田统五井区主力产层马五1^3的储层特征及主控因素。该区五1^3沉积于潮上带和潮间带上部,岩性为膏核、膏模细粉晶云岩及泥-细粉晶云岩,储集空间为膏模膏核溶蚀孔洞、晶间溶孔、晶间孔、溶蚀缝,主控因素为成岩作用、小幅度构造、古沟槽。靖边气田整体为低孔低渗气田,综合各项物性参数评价该储层为Ⅱ类储层。     

鄂尔多斯盆地靖边气田统五井区马五1^3储层特征及控制因素

研究鄂尔多斯盆地靖边气田统五井区主力产层马五1^3的储层特征及主控因素。该区五1^3沉积于潮上带和潮间带上部,岩性为膏核、膏模细粉晶云岩及泥-细粉晶云岩,储集空间为膏模膏核溶蚀孔洞、晶间溶孔、晶间孔、溶蚀缝,主控因素为成岩作用、小幅度构造、古沟槽。靖边气田整体为低孔低渗气田,综合各项物性参数评价该储层为Ⅱ类储层。     

川东大猫坪构造长兴组生物礁储层特征

根据川东地区大猫坪构造长兴组钻测井资料,对长兴组生物礁储层特征进行了深入研究,探讨控制储层发育的因素.研究认为.大猫坪构造长兴组生物礁储层主要由细-中晶白云岩与礁灰(云)岩构成,储集空间主要以晶间孔、晶间溶孔及蜂窝状溶孔、溶洞为主,储层物性较差,具低孔低渗的特征,但储层段裂缝发育,形成了裂缝-孔隙型储层.这些储层的形成...     

乐山-龙女寺寒武和奥陶系储层类型研究

寒武系和奥陶系是四川盆地乐山-龙女寺古隆起区的重要勘探目的层系.以岩芯观察、薄片鉴定、物性分析和测井、录井资料为基础,对寒武系、奥陶系储层的岩石学类型、储集空间类型及组合形式、物性分布、储层类型等进行了详细的研究和深入探讨.结果表明,白云岩是奥陶系和寒武系的主要储集岩类,灰岩和砂岩类储层在奥陶系中、下统也有少量分布;储集空间类型多,孔、洞、缝发育,识别出晶间孔、晶间溶孔、粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔及非组构选择性溶孔等七种次生孔隙类型,它们在各组、段中的组合形式和分布特征不同;根据孔、洞、缝的组合方式,认为孔洞-裂缝型、孔隙型、孔洞型和裂缝-孔洞型储层是四种主要的储层类型;物性分析显示,寒武系、奥陶系碳酸盐岩储层以特低孔～特低渗储层为主,间夹部分中孔低渗、低孔低渗储层.     

建南气田长兴组生物滩气藏储层特征及评价

通过岩心观察、铸体薄片、物性、压汞等资料的分析,结合测井及地震资料,对研究区长兴组沉积相带展布与生物滩储层发育特征进行了研究。结果表明:长兴组生物滩储层主要发育于建南气田南高点台缘生物滩;储层岩性主要为白云岩、(含)云质灰岩、生屑灰岩;储集空间以晶间孔、晶间溶孔、粒间溶孔为主。储层类型为低孔-低渗、特低孔-低渗储层,综合评价为Ⅲ、IV类储层。     

川东沙河铺—新民构造石炭系沉积特征及储层展布预测

川东沙河铺—新民构造中石炭统黄龙组(C_2h)发育了一套孔洞白云岩。通过对天东26井、月东1—1井、粱8井钻井剖面、岩芯和薄片资料的研究,结合区域地质资料分析,认为该区黄龙组属于典型的局限海—开阔海碳酸盐陆棚沉积。C_2h_1段以蒸发潮间坪和潮上泥坪相的沉积物为特征;C_2h_2段为一套多旋回向上变浅序列,自下而上为粒屑云岩、粉晶云岩、同生于裂角砾云岩,是区域上的储集层;C_2h_3段除天东26井等少数地区外均遭受剥蚀或缺失。储层发育的有利相带以有障壁海岸相中的浅滩亚相、潮坪亚相最为有利,它们围绕沉积高地呈北北东向展布,配合缝洞发育情况,天东26井区—屏井铺一线及西侧的胡家坝——七里9井一带,为上石炭统储层发育较全、较好的区块。     

川东北地区飞仙关组飞三段储集性能研究

川东北地区飞仙关组飞三段主要发育鲕粒滩储层，以白云岩和鲕粒灰岩为主，储集空间包括晶间孔、粒间溶孔、鲕模孔、晶间溶孔、粒间溶孔、裂缝及溶缝等，储集类型有孔隙型、裂缝-孔隙型和裂缝型。鲕滩储层及其物性分布的不均一性不利于鲕滩油气藏的勘探和开采。因此了解飞仙关组鲕滩储层储集性能的影响因素有利于川东北地区鲕粒岩储层的下一步研究。研究表明，沉积相、岩性特征和成岩作用是鲕滩储层分布的主控因素。     

靖边气田榆31井区马五1-4储层控制因素研究

通过对靖边气田榆31井区马五1-4储层沉积作用、成岩作用、小幅度构造和岩溶古地貌特征的研究,认为沉积微相中的潮上带膏质云坪最有利于储层发育,其次是潮间潮上带含膏云坪。对孔隙起建设性的成岩作用主要是近地表和埋藏期白云石化作用、表生岩溶作用和埋藏溶解作用。构造高部位储层物性较好,有利于天然气的聚集。岩溶残丘、岩溶台地是储层发育的有利区域。     

靖边气田榆31井区马五1-4储层控制因素研究

通过对靖边气田榆31井区马五1-4储层沉积作用、成岩作用、小幅度构造和岩溶古地貌特征的研究,认为沉积微相中的潮上带膏质云坪最有利于储层发育,其次是潮间潮上带含膏云坪.对孔隙起建设性的成岩作用主要是近地表和埋藏期白云石化作用、表生岩溶作用和埋藏溶解作用.构造高部位储层物性较好,有利于天然气的聚集.岩溶残丘、岩溶台地是储层发育的有利区域.     

渤海湾盆地车镇凹陷陡坡带沙河街组近岸水下扇低孔低渗储层成岩序列

根据大量岩芯、薄片、扫描电子显微镜(SEM)和镜质体反射率等储层资料,探讨了渤海湾盆地车镇凹陷陡坡带沙河街组近岸水下扇砂体岩石学特征、储层物性特征、成岩作用类型及其特征、成岩阶段与成岩序列、储层孔隙类型与次生孔隙发育特征,分析了低孔低渗储层中次生孔隙(“甜点”)的形成条件及控制因素。结果表明:车镇凹陷陡坡带沙河街组近岸水下扇砂体由岩屑质长石砂岩构成,在埋藏过程中,储层经历了压实、胶结、溶解和交代等成岩作用,现今储层埋深2 000～3 800 m,储层处于中成岩阶段,总体上形成了低孔低渗储层;溶蚀作用对于改善储层质量起到了重要作用;主要在2 300～3 100 m 深度段的有机酸对长石颗粒的溶蚀以及形成的粒间和粒内孔隙不仅增加了储层孔隙度,而且提高了储层渗透率,改善了储层质量,孔隙度可达25%,渗透率达到50×10^-3 μm²,为油气富集高产提供了储集空间。总之,溶蚀作用及其形成的次生孔隙发育带对于预测有利储层是非常重要的。     

鄂尔多斯盆地西南部中侏罗统直罗组储集砂体特征及聚砂成藏模式

鄂尔多斯盆地西南部中侏罗统直罗组是潜在的新勘探层系,勘探研究程度极低。在野外露头观测、岩芯观察、测井数据解释和显微薄片鉴定的基础上,通过古流向分析和古地貌恢复,确定古水系分布; 在古地貌和古水系的约束下,基于500余口钻井的测井解释结果,确定8个亚段的砂体宏观分散体系和沉积相分布。结果表明:鄂尔多斯盆地西南部中侏罗统直罗组物源主要来自西南侧的西秦岭造山带; 早期物源较强,沉积环境为辫状河-辫状河三角洲,形成了灰色厚层砂岩夹泥岩; 晚期物源较弱,沉积环境转变为曲流河三角洲,以发育紫红色泥岩与砂岩互层为特征; 直罗组砂岩储层以原生粒间孔为主,溶蚀孔次之,孔隙度为0.87%～31.20%(平均值为16.34%),渗透率为(0.13～53.70)×10^-3 μm²(平均值为17.83×10^-3 μm²),有效储层的孔隙度下限高于15%; 直罗组沉积初期古地貌既控制了砂体的发育分布,又制约了有利储集砂体发育的优势部位及后来的油气运移的有利指向; 潜在的油藏勘探目标包括古河道上游高地、中游汇水坡咀和下游河间丘等3种古地貌聚砂成藏模式。     

羌塘盆地角木日地区中、下二叠统碳酸盐岩成岩作用及储集物性特征

运用岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、阴极发光和物性测试等手段,详细研究了羌塘盆地角木日地区羌资5井中二叠统龙格组、下二叠统展金组碳酸盐岩的岩石学特征及储层物性。岩石类型主要为泥晶灰岩、砂屑灰岩、细晶白云岩及粉晶白云岩,储集空间主要包括晶间孔、次生溶孔、构造缝和溶蚀缝。灰岩孔隙度平均值为0.40%,渗透率平均值为0.016×10-3μm2;白云岩孔隙度平均值为2.73%,渗透率平均值为0.012×10-3μm2,基本上属于低孔低渗致密储集层。综合评价了成岩作用对储层物性的影响,通过对比分析区内龙格组灰岩与展金组白云岩的成岩作用及孔渗参数,认为白云石化作用能够保持甚至提高原有岩石的孔隙度,而去白云石化作用会导致孔隙堵塞,对储层的形成起破坏作用。     

皖南地区二叠系页岩储层微观孔隙特征及影响因素

皖南地区二叠系发育一定规模的富有机质泥页岩。为了深入研究该套泥页岩储层的微观孔隙特征,选取两口钻井岩芯样品进行了氮气吸附、压汞、氩离子抛光扫描电镜试验,结合泥页岩地球化学、有机岩石学和矿物组成特征探讨了微观孔隙发育的影响因素。结果表明:龙潭组和孤峰组泥页岩总体厚度大,总有机碳高,成熟度适中,矿物成分以石英、伊利石、长石和黄铁矿为主;龙潭组泥页岩有机质以固体沥青和镜质组为主,类型为Ⅱ Ⅲ型,其形态表现为片层状、条带状或块状,优势孔隙类型为晶间孔和微裂缝,有机孔发育较差,页岩比表面积和孔隙度分别介于6.80～41.62 m^2.g^-1和0.68%～4.44%,主要来自中孔;孤峰组泥页岩有机质以腐泥组和固体沥青为主,类型为Ⅱ型,其形态主要为薄膜状或填隙状,优势孔隙类型为有机孔,也发育一定的晶间孔和微裂缝,页岩比表面积介于3.12～49.45 m^2.g-¹,主要来自微孔,孔隙度介于0.86%～21.08%,主要来自中孔和大孔;总有机碳是这两套泥页岩比表面积的主要影响因素,但是对孔隙度起着明显的抑制作用;伊利石含量与比表面积之间存在一定的负相关性,与孔隙度之间无明显相关性。     

陆相页岩油勘探“进源找油”探索与思考——以渤海湾盆地歧口凹陷沙一段为例

基于源岩油气理论和“进源找油”思想,创建提出了陆相页岩油“六定”思路(定背景、定源岩、定储层、定区带、定资源、定甜点)勘探流程,剖析其地质特征及与常规勘探流程的显著差异,并以渤海湾盆地歧口凹陷沙一段为例进行了论述。按“六定”思路地质评价认为,歧口凹陷在古近纪湖盆扩张和咸化环境下,半深湖—深湖、滨浅湖—湖湾相区分布广泛,发育了多个斜坡构造带,页岩油形成和聚集背景有利。沙一下亚段暗色泥岩、油页岩、富有机质页岩发育,厚度大,分布广,主体处于成熟生油阶段,生烃条件好。受内、外物源共同控制,沙一下亚段形成大面积分布的多期重力流沉积粉—细砂岩和泥—微晶白云岩储层,平均厚度为12.7～70.0 m,叠置发育,连片分布,整体呈低孔、特低—超低渗。沙一下亚段源储一体,发育4类源储配置,源储叠合区主要分布在凹陷中心、宽缓斜坡的中—低斜坡区和中斜坡区,纵向上浊积席状砂岩油层与白云岩油层叠置分布,并与高斜坡及裂缝带砂岩常规油藏横向连片。两类页岩油地质资源量合计中值为5.86×10⁸ t,剩余资源占比大于60%,埋深适中,勘探潜力较大。沙一下亚段已有多口探井钻获工业油流,页岩油富集受构造、微相、成岩共同控制,发育致密砂岩、白云岩2类甜点体和4个甜点段,歧北低斜坡、歧南斜坡、板桥斜坡、歧北中斜坡是歧口凹陷近期勘探的有利甜点区。基于“进源找油”思想提出:需高度重视碳酸盐岩烃源岩生烃贡献和分布研究; 应开拓一些“非常规思维”,探源岩(区)挖潜力、究储层找甜点、常规非常规结合立体综合勘探; 要持续探索和重点攻关页岩油甜点区(段)识别和评价方法技术,解决选区评价面临的技术难题。     

鄂尔多斯东部上古生界储层特征及控制因素

鄂尔多斯盆地上古生界主要有太2，山2，山1，盒8，盒7五个气层组，对盆地东部佳具－子洲地区的研究表明：该区储层属于低孔低渗，具有较强非均质性的孔隙型，裂缝－孔隙型碎屑岩储层，储层储集空间类型以孔隙为主，孔隙主要为粒间孔，粒间残余孔，粒内溶孔和高岭石晶间孔，较为发育的微裂缝对储层的储集性影响不大，主要改善储层的渗滤性，影响储层储渗性的主要因素包括沉积作用，成岩作用及构造作用，粗粒度和高成熟度的储层具有相对好的物性，压实作用，硅质胶结和高岭石胶结充填作用是导致储层致密的主要因素，埋藏溶蚀作用使储层得到改善；构造破裂产生的微裂缝亦对储层起到一定的改善。     

基于恒速压汞技术的致密砂砾岩储集空间刻画

利用恒速压汞技术分析松辽盆地徐家围子断陷沙河子组致密砂砾岩的储集空间特征,明确孔隙和喉道的大小、分布、连通性以及与储层物性的关系。结果表明,砂砾岩孔隙半径的分布100~200μm,形态呈单峰状,孔隙半径与孔隙度、渗透率均呈较弱的正相关关系,表明孔隙对物性具有一定控制作用,但不是很显著。喉道半径分布的离散程度较高,随着渗透率的增大,喉道半径的分布区间和峰值呈增大趋势,但不超过5μm。喉道半径与储层孔隙度的关系不显著,与储层渗透率明显呈现正相关关系,即喉道半径对砂砾岩储层的致密和渗流能力具有绝对控制作用。砂砾岩储层孔喉连通性差,孔喉比分布在20~600。有利储层的喉道半径多数大于0.5μm,孔喉比多数小于200。     

双家坝构造碳酸盐岩储层参数评价

归纳了灰岩、白云岩以及白云质灰岩和灰质白云岩储层的曲线特点,研究了储层孔隙度、饱和度参数的分布规律,对储层总孔隙度与裂缝孔隙度之间的关系作了一定阐述,对各层段的储层孔隙度、渗透率、饱和度参数作了概要总结,分析了飞一-飞三段储层的发育展布规律.     

江汉盆地新沟泥质白云岩储集层特征分析——以新沟地区新下段Ⅱ油组为例

江汉盆地新沟嘴组下段Ⅱ油组为泥质白云岩油藏,岩石矿物成分复杂多样,主要为白云石、粘土和长英质,储层以泥质白云岩、泥质粉砂岩为主,属于中-低孔超低渗储层,特小孔喉储集岩,储集空间以白云石晶间孔、粉砂岩粒间孔为主。声波时差240μs/m、密度2.5g/cm3,中值孔喉半径0.04μm,渗透率0.2×10-3μm2,孔隙度14%,定义为储层。江汉盆地勘探开发实践证明,陆相湖盆泥质白云岩具有良好的勘探开发前景,也预示着陆相泥质白云岩必将成为今后我国陆相湖盆油气田勘探开发增储上产的新领域。     

自组装颗粒调驱体系注入方式优选实验研究

针对渤海油田储层渗透率高、水驱窜流严重的问题,采用新型自组装颗粒调驱体系,进行室内封堵以及驱油实验研究,并对颗粒注入方式进行对比。静态实验表明,自组装颗粒具有良好的耐温耐盐性能,耐温100 ℃, 耐盐35 000 mg/L;封堵实验表明,对于渗透率为10 000×10^-3 μm² 左右的砂管模型,采用胍胶或聚合物溶液悬浮颗粒封堵后,砂管渗透率降至3000×10^-3 μm² 左右,砂管有效封堵率达70%;驱油实验表明,对于渗透率为20000× 10^-3 μm2 和4 000×10^-3 μm² 的并联砂管模型,在水驱采出程度为27.34%~28.17%的基础上,注入0.4PV 自组装颗粒调驱体系,其采出程度可提高28.57%~38.76%,最终达55.91%~66.80%,且采用胍胶或聚合物悬浮颗粒的注入方式效果较好。实验揭示了自组装颗粒的封堵机理主要是填充封堵、架桥封堵、黏接封堵。