南翼山油田下油砂山组Ⅴ油组储层非均质性及对油气分布的影响

通过综合分析测井和岩心资料,在南翼山油田下油砂山组Ⅴ油组优选出22个主要含油小层,根据储层非均质性参数在层内、层间和平面上的变化,并结合隔夹层分布规律等方面表征Ⅴ油组储层的非均质性特征,从而分析储层非均质性对油气分布的影响。结果表明,Ⅴ油组储层层内非均质性整体较强,但对油气分布的影响较小;层间隔层发育稳定,平均厚度约为3 m;平面上物性特征主要受沉积相和储集岩层展布特征的影响,颗粒滩微相物性最好,储层连续、含油连片。总体上来看,层间和平面非均质性对Ⅴ油组油气分布起着主要控制作用。     

莫北油田三工河组储层非均质性研究

莫北油田三工河组为本区的主要目的层段.通过铸体薄片、储层物性及扫描电镜等资料对储层特征进行分析,研究结果表明：储集砂岩主要为不等粒岩屑砂岩和细-中粒岩屑砂岩,其中岩屑以凝灰岩为主;研究层段砂岩总体物性属中-低孔、低-特低渗储集层;储层喉道的典型特征是大喉道发育,且不同渗透率级别的岩样喉道半径大小及分布规律差异大.并对宏观的层内非均质性、层间非均质性及平面非均质性这些方面进行研究发现,三工河组三角洲沉积的储层中夹层主要有3类：泥岩夹层、泥质夹层,致密夹层.研究目标区的夹层较为发育,非均质较为严重.物性的平面展布亦反映出水下分流河道沉积的长条带状,水下分流河道中心微相物性要明显好于河道边缘及道间沉积,总体来看储层物性参数平面非均质较强.     

塔河油田石炭系卡拉沙依组储层特征及其控制因素

石炭系卡拉沙依组是塔河油田的重要储油层系。储层发育程度是油气富集的关键因素之一。控制储层物性的主要因素是沉积相,沉积微相不同,成岩作用不同,储层物性不同。辫状河三角洲分流河道及厚层潮道砂体的岩性为中—粗砂岩,粒间孔及残余粒间孔发育,砂体物性好。辫状河三角洲前缘河口坝、河道间砂体、潮间带砂坪、砂坝及薄层潮道砂体的岩性以粉—细砂岩为主,储层物性差。本区砂岩总体上属低—中孔、低—高渗型储层,且以中低孔、中低渗为主。纵向上卡拉沙依组可分为5个砂层组,Ⅰ、Ⅱ砂层组及Ⅲ砂层组下部物性较好;横向上3区、4区、6区为有利及较有利储层发育区。      

南翼山Ⅰ+Ⅱ油组油水层测井解释图版建立

利用岩心物性分析、岩电等实验数据,结合CMR测井资料,基于岩心刻度测井的思路建立了南翼山Ⅰ+Ⅱ油组储层孔隙度、渗透率、含油饱和度等参数的解释模型。选取试油试采层段数据,结合Rt-POR两参数Pickett交会图技术,建立了Ⅰ+Ⅱ油组油水层测井精细解释图版。由此对南翼山新钻的多口井进行了储层参数计算和油水层识别。经生产测试资料检验,该法对南翼山Ⅰ+Ⅱ油组储层流体性质的识别有较高的分辨率,值得推广应用。     

神木气田太原-山_2段致密砂岩储层宏观非均质性研究

鄂尔多斯盆地神木气田上古生界是典型的致密砂岩气藏,主力储集层太原组和山西组山2段具有低孔、低渗且非均质性强的特征。非均质性是储集体的基本属性,其严重影响和制约着油气储集层的渗透性能和开发效果。利用钻井岩心资料、测井资料和测试分析资料,对神木气田太原-山2段储层宏观非均质性从层内、层间和平面3个层面进行了深入分析。结果显示,太原-山2段层内非均质性总体比较严重,除过太22相对较弱之外,其它小层均属于强非均质性;山22及太21、太22段砂体最为发育,有效厚度系数高,层间非均质相对较弱;储层参数平面非均质性受砂体发育程度及沉积微相的控制,以分流河道为主的砂体厚度大,物性好;河口坝砂体厚度最大,物性也最好,但发育规模较小;分流间湾砂体厚度小,物性差。此外,低渗透储层非均质性较强的区域存在相对高渗段,储层性能较好。     

稠油蒸汽吞吐前后储层参数变化规律及机理研究

为了探索稠油油藏蒸汽吞吐前后储层微观变化规律,指导油田注蒸汽开发,以探井、检查井的岩心分析数据为基础,研究了红浅1井区稠油蒸汽吞吐前后储层参数变化规律。总体表明:蒸汽吞吐水淹后经改造的次生孔隙发育,出现大孔隙或超大孔隙;孔隙直径与喉道在不同的岩性下变化不同,加剧了储层微观非均质性;近井筒附近,岩石骨架、矿物溶解量最大,微粒迁移活跃,孔喉半径增加,储层物性明显变好;远离井筒地带,矿物溶解作用减弱,蒙脱石的膨胀性能剧增、碳酸盐沉淀结垢堵塞孔喉,储层物性变差;储层润湿性由亲油向亲水性方向转变。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区长6成藏主控因素分析

鄂尔多斯盆地姬塬地区长6油藏总体大规模发育,但油藏特征复杂、区块差异大、单个油藏内部变化大,为此重点研究了砂体结构、储层物性及其非均质性对油藏的影响:姬塬地区长6成藏受多因素控制,烃源岩分布范围、输导体系的配置和成藏动力控制了油藏平面上区域性的宏观分布,而砂体结构、储层物性及非均质性则控制了大型复合岩性油藏内油藏分布的不均匀性。姬塬地区延长组长6油层组油气成藏以近源充注、隐形输导、快速聚集的成藏模式为主。与优质储集空间等时发育的生烃高强度区、异常高压带及微裂缝发育带的叠置区域,应该是姬塬地区延长组长6油层组岩性油藏富集和勘探部署的有利区带,而在有利区带,储层物性、平面及垂向的非均质性又在微观上控制了油藏的分布范围。     

长岭气田登娄库组低渗砂岩储层控制因素分析

根据大量的岩性、物性、孔隙结构分析数据和岩石薄片等资料,在沉积因素分析的基础上,结合成岩作用分析了储层发育的控制因素。研究认为长岭气田登娄库组储层为辫状河三角洲平原沉积,以长石岩屑砂岩为主,储集空间主要为粒间溶孔,储层具有低孔、低渗的物性特征。母岩是储层砂体形成的物质基础,石英砂岩储层物性明显好于岩屑石英砂岩和岩屑砂岩;沉积演化特征和次生孔隙发育段控制有效储层发育层段;沉积微相和成岩相控制平面非均质性;强烈的压实作用、胶结作用是形成低渗储层的主要原因,但溶蚀作用产生的次生孔隙形成了相对高渗带,使原本低渗的储层物性得到一定程度的改善。     

姬塬油田长4＋5油藏耿60区储层非均质性研究

姬塬油田长4＋5油藏为本区的主要目的层段。通过岩心铸体薄片储层物性等资料对储层特征进行分析,研究结果表明：储层岩性以细砂岩、粉砂岩、泥岩为主;储层为低孔一特低孔、特低渗储层。并对宏观的层内分均值性、层间非均质性及平面非均质性等方面进行研究发现,长4＋5油藏耿60区储层中夹层主要有泥质、钙质和物性夹层,其中以泥质夹层为主。砂层组之间的隔层岩性为深灰色泥岩,隔层发育不稳定,整体上来看,长4＋5储层层间非均质性较强。     

柴达木盆地西北部南翼山地区古近系下干柴沟组上段储层特征及主控因素

通过岩心观察、薄片鉴定和电子探针分析等多种实验手段,对柴达木盆地西北部南翼山地区古近系下干柴沟组上段储层特征及其主控因素进行了研究。研究结果表明：(1)南翼山地区下干柴沟组上段储层具有混积特征,以碳酸盐岩为主,平均质量分数为42.6%,含陆源碎屑、硬石膏和黏土矿物,平均质量分数分别为24.9%、9.0%和12.8%;储层的主要岩性为灰云岩、白云岩和藻灰岩,平均体积分数分别为49.0%,12.0%和6.0%。(2)研究区储层为低孔、特低渗储层,孔隙度为1.0%～13.3%,平均为4.9%,92%的样品渗透率小于0.02 mD;孔隙类型以溶蚀孔、晶间孔为主,发育微裂缝,但常被胶结物充填,连通性较差;按孔喉半径可分为中等喉道、细—中和细—微喉道3类,平均孔喉半径分别为0.350μm,0.110μm和0.030μm,占比分别为15%,40%和45%。(3)研究区主要为浅湖—半深湖亚相,可细分为灰云坪、藻席、砂坪及泥坪4种微相,储层的发育在宏观上受控于沉积微相,其中灰云坪储层占比最多,占储层总厚度的67%,藻席发育优质储层,藻灰岩厚度越大,储层的物性越好,而泥坪几乎不发育储层。(4)研究区储层在...     

鄂尔多斯盆地张韩地区长8_2特低渗砂岩储层孔喉结构特征

鄂尔多斯盆地张韩地区长82储层以细粒岩屑长石砂岩为主,为低孔、特低渗储层。孔隙类型多样,以原生粒间孔为主,但孔隙大小分布离散、孔喉半径较小、非均质性强,储层产油能力较差,驱油效率较低。储层物性差是平均喉道半径、中值压力、排驱压力、歪度、最大进汞饱和度、孔隙体积等多种因素共同作用的结果。根据储层岩性、物性、微观孔喉结构参数及产能等资料,将长82岩储层划分为3类,其中Ⅰ类、Ⅱ类是后期开发的优选储层。     

坪北油田延长组长4+5-长6油层组基准面旋回格架内储层宏观非均质性

对坪北油田延长组长4 5-长6油层组进行高分辨率层序地层对比研究,识别出2个长期旋回、4个中期旋回及若干个短期旋回,并建立等时地层对比格架.在基准面旋回格架内,通过分析物性非均质性参数、层内夹层、分层系数、砂岩密度、砂岩钻遇率、分布系数、连通系数和厚度变异系数等参数,定量研究储层宏观非均质性.研究表明,储层层内非均质性强,层内物性非均质性可分为3类,层内夹层分布多且分布不稳定;层间非均质性不明显,MSC2、MSC3旋回主要发育局部连通性好的砂体, MSC4旋回主要发育孤立型砂体;平面非均质性中-强,平面上砂岩厚度分布变化较大.此外基准面变化与储层非均质性关系分析表明,基准面变化对储层宏观非均质性有明显控制作用.     

文昌HDB油田ZH1-2L油组储层非均质性综合研究

文昌HDB油田ZH1-2L油组能量不足,采油速度及采出程度低,需要进行储层非均质性分析。ZH1-2L油组以粉、细砂岩和泥质粉、细砂岩为主,砂岩与泥岩多呈薄互层,为中-高孔中低渗储层,储层非均质性严重,储层内部泥质夹层发育,从平面、层内、微观三方面对ZH1-2L油组储层非均质性进行分析,得出该油组砂体厚度稳定分布,平面较均质,储层层内为非均质—较均质型,运用岩心实验分析中铸体薄片分析法和毛管压力曲线法,得出ZH1-2L油组储层微观非均质性强,微观孔喉结构发育差。     

子北油田赵家台地区长61和长4+52储层非均质性研究

通过铸体薄片、扫描电镜、压汞分析、岩心分析及测井解释等,对子北油田赵家台地区延长组长61和长4+52储层非均质性进行了研究.研究结果表明,赵家台地区长61和长4+52储层宏观层内、层间、平面及微观非均质性均较强,其变化规律主要受控于沉积相带和成岩作用.层内非均质性主要受沉积韵律和层内夹层影响,层间非均质性取决于层间隔层展布和储层物性变化,平面非均质性与砂体在平面上的几何形态及其连通方式和连通程度密切相关,孔喉结构的复杂性直接影响储层微观非均质性,中孔细喉型、小孔细喉型为有效孔喉类型,微孔微细喉型为差孔喉类型.     

溱潼西斜坡阜三段储层特征及主控因素研究

溱潼西斜坡阜三段发育三角洲前缘薄层砂,储集空间以粒间孔及次生晶间微孔为主,局部发育溶蚀孔。胶结作用主要为黏土矿物胶结,储层综合评价为中低孔、低渗特低渗、细喉道型储层。沉积微相类型和成岩作用是储层物性的控制因素,水下分流河道微相发育区储层物性较好,远砂坝发育区储层物性较差,压实作用和胶结作用对储层具有破坏性,溶蚀作用有利于储层物性的改善。溱潼西斜坡阜三段储层可划分为Ⅰ, Ⅱ、Ⅲ三类。     

鄂尔多斯盆地旬邑地区长6油层组储层特征及分类评价

鄂尔多斯盆地旬邑地区上三叠统延长组长6油层组是典型的低孔低渗储层,岩性主要是长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩,孔隙类型主要是残余粒间孔及长石溶蚀孔隙,孔喉组合主要是细孔细喉型与细孔微细喉型,储层非均质性强。储层物性主要受岩石成分、沉积相带、孔隙结构及成岩作用共同影响。长6油层组储层分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类、Ⅳ类,综合评价其储层主要属于Ⅰ、Ⅱ类储层。     

莺歌海盆地东方区高温高压带黄流组储层特征及高孔低渗成因

莺歌海盆地中央底辟区中深层高温高压带获得了重大油气突破,为传统油气勘探开辟了新领域。在对东方区高温、高压带黄流组储层岩性、成岩作用、物性和微观孔喉结构等储层特征研究的基础上,划分了黄流组储层的类型,并明确了黄流组储层高孔、低渗的成因。研究表明,中央底辟带东方区黄流组储层岩性主要为粉砂岩,压实和胶结等成岩作用较弱;储层物性以中孔、中-低渗为主,储层物性差异较大;储层孔喉分布具有较强的非均质性,不同物性储层的孔隙半径差异不大,但平均喉道半径差异较大;根据泥质含量、渗透率、平均喉道半径和排替压力,将黄流组储层划分为中孔-中渗微含泥细喉储层、低渗含泥细喉Ⅰ类储层、低渗含泥细喉Ⅱ类储层及低孔-特低渗泥质微细喉储层;高温、高压带储层的形成与超压和高温热流体活动关系密切,但渗透率主要受沉积作用的控制,岩性细、泥质含量高是低渗储层形成的主要原因。     

直罗油田黄家岭区延长组长2低孔渗砂岩储层特征

通过岩心观察,铸体薄片、扫描电镜和实验分析资料等的研究表明,直罗油田长2层以细粒长石砂岩为主,成分成熟度较低、结构成熟度较高、成岩作用较强的特征,与整个陕北地区三叠系延长组储层的特征一致。根据12口井200个岩心样品的分析资料统计,长2孔隙度与渗透率之间存在一定的正相关性,且相关性较好。主要发育粒间孔、溶蚀孔、晶间孔、裂隙孔,喉道以中细喉-细喉为主。压实作用、胶结作用和溶蚀作用控制了储层孔隙结构特征及储层物性。长2_2砂层组砂体的连通性好于长2_1砂层组。长2油层组砂岩储层的层内非均质性强,砂体的平面展布变化很大。     

松辽盆地北部西斜坡区萨尔图(S)油层段储层特征研究

根据大量岩石薄片、X衍射、扫描电镜、物性、重矿物等资料,结合储层物性测井参数解释结果,对西斜坡区萨尔图油层(S)储层的岩性组成、成岩作用、物性特征、孔隙类型等进行了综合研究,拟合并建立了砂体孔渗预测的物理模型。指出西斜坡区储层为一套中-高孔、中渗储层,其岩性组成及成岩程度有利于次生孔隙发育,同时,粘土矿物之间、长石等原生矿物与粘土矿物之间的次生演化作用也是决定该储层物性条件的主控因素之一;自生伊利石富集带可作为寻找次生孔隙带的发育标志。综合储层的岩性、物性、成岩后生作用和孔渗条件等特征,将萨尔图(S)油层段储层划分为Ⅰ(好)、Ⅱ(一般)、Ⅲ(差)、Ⅳ(极差)4大类,指出研究区内主要发育Ⅰ、Ⅱ类储层,富拉尔基至齐齐哈尔一线以北及西部超覆带应是西斜坡区萨尔图油层组油气勘探的有利地区,油气运移路径上的各种圈闭及次生孔隙发育带均应是油气下一步勘探的有利目标。     

伊朗Zagros盆地西南部白垩系Sarvak组碳酸盐岩储层特征

为了阐明伊朗Zagros盆地西南部白垩系Sarvak组碳酸盐岩储层特征,利用岩心、薄片、录井、试油及测井资料,通过储层岩性类型、储集空间、物性、电性特征及孔隙发育的影响因素分析,指出Zagros盆地西南部白垩系Sarvak组碳酸盐岩储层岩性类型有白垩质灰岩、云质灰岩、颗粒灰岩,储集空间类型多,主要为次生溶孔、铸模孔,其中颗粒灰岩的物性最好,白垩质灰岩中白垩质主要为浮游有孔虫,孔隙较发育,一般随物性增加,含油性级别升高。成岩作用对储层物性影响也较大,起建设性的成岩作用有溶蚀作用、白云化作用、生物扰动及压溶产生缝合线、缝合面。泥粒灰岩、粒泥灰岩在这些成岩作用的影响下,物性有较大改善。储层孔隙发育微观上主要受控于岩相、成岩作用,平面上还和构造位置及沉积环境有关,位于构造高部位的台地浅滩微相往往物性较好。利用垂向上测井响应及平面上小层物性分布特征,明确了物性较好、含油丰度较高的层段,为寻找高产有利储层提供了依据。