七里村油田长 6 油层组储层特征及孔隙演化

通过孔渗、压汞、薄片鉴定和扫描电镜等分析资料,以鄂尔多斯盆地七里村油田三叠系延长组长 6油层组储层为研究对象,系统开展了储层特征及孔隙演化等研究。 结果表明：研究区长 6 油层组储层砂岩以细粒长石砂岩为主,矿物成分成熟度低,结构成熟度高;储层呈现出低孔、低渗-特低渗特征。 长 6 储层砂岩总体处于晚成岩 A 期,其经历了强烈的成岩作用改造,孔隙度与渗透率相关性较差。 影响储层物性及孔隙演化的主要因素是机械压实作用、溶蚀作用及胶结作用。 机械压实作用在早成岩期对储层物性影响最大,可使粒间孔隙急剧减小,物性变差。 主要的胶结类型为碳酸盐胶结、石英次生加大及黏土矿物胶结,它们均使得物性进一步变差,而长石、岩屑颗粒及浊沸石胶结物的溶蚀作用改善了碎屑的孔喉结构,加大了次生孔隙空间,是物性得以改善的根本原因。     

鄂尔多斯盆地定边油田长7 致密砂岩储层成岩作用及孔隙演化规律

鄂尔多斯盆地定边油田延长组长7储层石油地质储量丰富,但砂体致密、非均质性强等因素严重制约了油气的有效勘探开发。综合运用铸体薄片、扫描电镜等资料,深入分析研究区储层的岩石组分、孔隙类型、物性特征及成岩作用,将成岩演化事件与地质响应有机匹配建立研究区孔隙演化模型,厘清储层成岩演化及孔隙演化规律,同时对比不同深度成岩作用对孔隙演化规律的影响程度。结果表明,研究区长7储层以长石砂岩为主,主要发育黏土、碳酸盐等胶结物,有效孔隙类型以残余粒间孔、次生溶孔及晶间微孔为主,为典型的特低孔、超低渗透致密砂岩储层。成岩演化过程先后经历快速压实—早期胶结、胶结—早期溶蚀、溶蚀增孔、压实—晚期胶结等阶段,目前处于中成岩A期。压实作用是导致孔隙减小、储层致密的主控因素,平均减孔量为20.40%;胶结作用平均减孔量为14.02%,其中晚期胶结是储层致密的关键因素;溶蚀作用平均增孔量为5.87%,可延缓储层致密过程。长7^1油层段底部与长7^2油层段中部储层压实、胶结作用减孔量相对较弱,溶蚀增孔量相对较大,可作为研究区勘探开发的首要目标。     

鄂尔多斯盆地红河油田延长组长81小层致密砂岩成岩作用与储层特征

近年来,致密砂岩储层成为中外学者研究的热点,延长组长8_1小层致密砂岩储层是红河油田最重要的产油层,岩性以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主,是典型的特低孔特低渗透储层,勘探开发难度较大。通过铸体薄片、阴极发光、岩石热解、粘土矿物X衍射分析、砂岩毛管压力曲线测试和储层敏感性测试等方法,明确红河油田长8_1小层致密砂岩的成岩作用,构建其成岩演化序列及孔隙度演化史,并对其储层特征进行研究。结果表明:长8_1小层致密砂岩处于中成岩阶段A期,成岩作用主要包括压实作用、胶结作用和溶蚀作用;压实作用破坏约50%的原生孔隙,方解石和高岭石胶结物充填约30%的原生孔隙,溶蚀作用在一定程度上改善了储层物性。储集空间类型主要以粒间溶孔、残余原生孔隙和微裂缝为主;孔喉结构包括细喉、微细喉和微喉3种类型,以细喉为主的储层发育区是下步勘探开发的目标区;储层速敏性中等—偏弱,水敏性弱,盐敏性中等,无酸敏性,碱敏性弱,应力敏感性弱,储层敏感性实验为储层改造和注水开发等提供了重要依据。     

鄂尔多斯盆地神府地区太原组致密砂岩储层特征及成岩演化

为阐明鄂尔多斯盆地神府地区太原组砂岩储层特征及其致密化成因,利用铸体薄片、扫描电镜、阴极发光及高压压汞等资料,分析胶结物及其与碎屑颗粒的胶结、交代作用,并研究了储层成岩序列、各类胶结物与孔隙的含量、孔隙度的演化过程等。结果表明:神府地区太原组储层以中—粗岩屑砂岩和长石岩屑砂岩为主,孔隙度为0.20%~12.00%,平均为6.95%,渗透率为0.10~5.00 m D,平均为0.91 m D,属于典型的低孔—特低孔、特低渗的致密砂岩储层;孔隙结构主要为小孔细喉和小孔微喉型;在孔隙演化中压实作用使孔隙度减少约15.5%,胶结作用减少孔隙约10.4%,溶蚀作用增加孔隙约4.41%,计算现今平均孔隙度为7.17%,与实测平均孔隙度6.95%相当。早期压实作用与晚期碳酸盐胶结作用是研究区储层致密的主要原因,而溶蚀作用有利于各类次生孔隙的发育,是改善储层孔渗性的关键因素。     

黄陵地区三叠系延长组长6储层特征研究

弄清黄陵地区延长组长6储层特征,进一步加快对黄陵油田的开发和认识,为后期油田开发提供依据和保障。通过对该区域范围内所有钻穿长6井探井和开发井的测井资料、录井资料、岩心资料、试油试采等资料进行分析,通过研究该区域的长6层的沉积特征、砂体展布特征、储层岩石学特征、储集特征以及成岩作用对储集岩物性等方面,研究表明黄陵地区长6油层组主要湖泊相沉积,并发育深湖亚相沉积,储集层岩石类型主要为岩屑长石砂岩,具高石英、低长石、低岩屑的特征,填隙物主要以胶结物为主,储层孔隙度平均值7.28%,渗透率平均值0.440 1×10-3μm2,压实作用是孔渗降低、储层物性变差的主要原因之一。进一步说明黄陵地区延长组长6油层岩矿成份复杂,储层物性差,非均值性强,裂缝发育。     

柴北缘冷湖—马仙地区古近系—新近系成岩作用特征

运用岩心、铸体薄片、扫描电镜和化验资料等,系统研究了柴达木盆地北缘冷湖—马仙地区古近系—新近系成岩作用特征及其对储层物性的影响。研究表明,柴北缘冷湖—马仙地区古近系—新近系储集砂岩主要为岩屑长石砂岩、长石砂岩和长石岩屑砂岩。主要成岩作用为压实作用、胶结作用和溶蚀作用。压实作用以机械压实为主;胶结作用主要为碳酸盐胶结、硫酸盐胶结、石英次生加大和黏土矿物胶结;溶蚀作用主要为碳酸盐岩和碎屑颗粒的溶蚀。压实作用和胶结作用是原生孔隙减少以及储层物性变差的主要原因。碎屑颗粒和胶结物的溶蚀是次生孔隙形成的主要原因。     

DIAGENESIS OF KEPINGTAGE FORMATION SANDSTONE RESERVOIRS IN SILURIAN SYSTEM OF TARIM BASIN

综合利用岩心与露头样品的铸体薄片、电子探针、扫描电镜、X衍射及物性分析等资料,对塔里木盆地志留系柯坪塔格组砂岩储层岩石学、成岩作用及成岩相进行了研究.柯坪塔格组储层岩性主要为岩屑石英砂岩、长石岩屑石英砂岩、岩屑砂岩、长石岩屑砂岩等.成岩作用主要有压实作用、胶结作用、交代作用及溶解作用,其中溶解作用以早期碳酸盐胶结物溶解为主,产生的次生孔隙明显改善储层物性,而压实作用与晚期碳酸盐胶结作用则导致原生孔隙与次生孔隙消失.识别出早期碳酸盐胶结物强溶解-晚期弱、中等充填、晚期碳酸盐强烈胶结、较强石英次生加大-较强压实和强烈压实等4种主要成岩相.其中早期碳酸盐胶结物强溶解-晚期弱、中等充填相有利于次生孔隙的形成与保留,为最有利的储层成岩相;强烈压实可导致原生孔隙减少或消失,且不利于次生孔隙形成,为储集性能较差的成岩相.     

川西地区须家河组二段成岩作用及其对储层发育的影响

川西地区须家河组二段砂岩的孔隙类型主要以次生孔隙为主,其原生孔隙几乎全部被成岩作用所破坏,其中对储层孔隙发育影响最大的是压实作用、溶蚀作用、胶结作用和破裂作用等。通过对岩心、普通薄片、铸体薄片、阴极发光、碳和氧同位素、微量元素、流体包裹体等多种资料进行综合研究,阐述了主要成岩作用的形成机理和对储层孔隙发育的影响：压实作用和胶结作用是储层原生孔隙的主要破坏者,胶结作用以硅质胶结和碳酸盐胶结为主,不同成岩阶段胶结物类型不同;溶蚀作用下储层的主要储集空间为次生溶蚀孔,以长石颗粒被溶为主;破裂作用产生的裂缝能提高储层的渗透能力。      

合水地区长8超低渗储层渗透率控制因素及表征

压实作用、胶结作用和溶蚀作用是影响鄂尔多斯盆地合水地区长8砂岩物性的主要成岩作用类型。碳酸盐胶结物在研究区含量超过90%,且溶蚀程度较弱,往往形成低孔隙度、低渗透率的致密储集层;在碳酸盐强烈胶结地区,储层物性很差,碳酸盐胶结是特低渗透储层形成的一个主要原因。建立渗透率测井解释模型时考虑碳酸盐含量,通过建立渗透率与碳酸盐含量的关系,以及碳酸盐含量与相关测井数据的关系,得到计算渗透率的参数,从而实现了渗透率控制因素的表征。通过岩心刻度测井发现,考虑碳酸盐含量的测井解释模型可信度较高,对油田开发有一定的指导意义。     

鄂尔多斯盆地延长世湖盆中部长6段储层成岩特征

鄂尔多斯盆地华庆地区延长组长6段储层砂岩属于湖盆中部的砂质碎屑流成因,主要经历了压实作用、胶结与交代作用、溶蚀作用和烃类侵位等成岩作用,目前处于中成岩阶段的A期。研究区的主要孔隙类型为粒间溶孔、粒间孔隙和粒内溶孔,以粒间溶孔为主。孔隙演化整体上呈减小趋势,其中压实作用和胶结作用是孔隙减少的主要成岩作用,使原始孔隙度损失将近90%,是研究区长6段储层成为特低孔特低渗储层的主要因素;溶蚀作用和烃类侵位对孔隙具有建设性作用,其中溶蚀作用决定了华庆地区长6段优质储层的发育状况,产生的次生孔隙占原生孔隙的15.9%。     

WN区长6储层特征及影响因素分析

低渗储层已成为近年来开采开发的重点,本文对WN区长6储层进行了研究,主要得出以下结论:1长6储层作为主力油层,其岩石成分以砂岩和粉砂岩为主,还有部分泥岩,填隙物以胶结物为主,并含有少量的杂基,粘土矿物以绿泥石为主;2影响储层特征的主要因素分别为机械压实作用、胶结作用和溶蚀作用以及压溶作用。机械压实作用、胶结作用和压溶作用对储层的物性起破坏性的作用,溶蚀作用对储层的物性起建设性的作用。     

渤海沙垒田凸起及围区沙河街组储层成岩作用分析

成岩作用是深层储层发育最为重要的控制因素。对沙垒田凸起及围区沙河街组储层成岩作用及致密化过程进行了分析,结果表明:研究区沙河街组储层主要的破坏性成岩作用是压实作用和碳酸盐胶结作用,其中压实作用起主导作用,在其作用下随着埋深的增加储层趋于致密化;碳酸盐胶结作用以中、晚期为主,且碳酸盐胶结物含量越高,储层物性越差。研究区沙河街组储层主要的建设性成岩作用是溶蚀作用和超压支撑作用,其中溶蚀作用对研究区储层物性的提升有相当明显的影响;超压消减了压实作用对储层的伤害,有利于深层储层孔隙的保留。薄片镜下观察和碳、氧同位素资料表明,研究区沙河街组溶蚀作用是有机质排放有机酸产生的,碳酸盐胶结作用是有机酸溶蚀以后的再沉淀,进一步证明了碳酸盐胶结作用发生时间较晚。     

吴起油田吴仓堡西部长10储层特征及综合评价

通过岩心观察,利用铸体薄片、扫描电镜、图像分析、压汞资料分析、数理统计等方法,对吴起油田吴仓堡西部延长组长10储层特征进行了研究,研究结果表明:研究区油藏砂岩成分和岩石结构成熟度低,岩屑成分主要以喷发岩和隐晶岩为主,杂基由绿泥石、伊利石、泥铁质等组成,胶结物成分主要有方解石、白云石及石英质;该区储层属特低孔、特低渗储层,储层孔隙类型主要是粒间孔和长石溶孔为主,裂隙孔次之;储层物性主要受沉积微相展布规律和成岩作用控制,局部发育的微观裂缝对改善储层物性有一定作用,在平面上,水下分流河道砂体物性最好,纵向上受成岩作用控制,压实和胶结作用使储层物性明显变差,溶蚀作用产生的次生孔隙改善储层物性,形成有效储层;该区储层主要为中等偏差储层(Ⅳ类)为主。     

鄂尔多斯盆地陇东地区延长组长4＋5油层组储层特征及主控因素分析

鄂尔多斯盆地陇东地区延长组长4＋5油层组储层由三角洲—湖泊沉积形成,其岩性主要为岩屑质长石砂岩、长石质岩屑砂岩和岩屑砂岩,岩屑含量整体较高.储层平均孔隙度为11.02％,平均渗透率为0.37 mD,属典型的低孔、低渗—特低渗储层,主要孔隙类型为粒间孔及粒内溶孔,孔隙结构以细—小孔微细喉型为主,分选与连通性较差.纵向上,长4＋51小层储层物性好于长4＋52小层;平面上,西南部储层物性整体优于东北部.陇东地区延长组长4＋5油层组致密储层经历了压实、胶结和溶蚀等成岩作用.致密储层的形成主要受沉积和成岩作用的影响,沉积作用是形成致密储层的基础,成岩作用则是形成致密储层的关键因素,强烈的压实和胶结作用是影响储层物性的主要成岩作用.陇东地区延长组长4＋5油层组有利储层多发育在三角洲前缘水下分流河道和河口坝砂体中,特别是主砂体中心部位储层物性最好.     

鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长7段夹层型页岩油储层特征及主控因素

运用铸体薄片、扫描电镜、黏土矿物X射线衍射、电子探针、阴极发光、高压压汞、物性测试等资料,对鄂尔多斯盆地西南部合水地区三叠系延长组长7段夹层型页岩油储层特征及储层致密化主控因素进行了研究,建立了储层定量评价标准,并预测出有利储层分布。研究结果表明：(1)鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长7段夹层型页岩油储层主要为岩屑长石砂岩与长石岩屑砂岩,成分成熟度低、填隙物含量高、孔喉结构复杂,具有高孔低渗特征。(2)胶结作用是研究区长7段夹层型页岩油储层致密化的主控因素,储层平均视胶结率为86.3%,达到强胶结程度,以自生黏土矿物中的伊利石胶结为主;压实作用对储层致密化起次要作用,储层平均视压实率为46.0%,为中等压实程度;溶蚀作用降低了储层的致密化程度,但储层渗流能力较低,酸性流体难以大规模溶蚀,平均视溶蚀率仅为13.8%,为弱溶蚀程度。(3)受中等压实—弱溶蚀—强胶结成岩作用的影响,储层非均质性较强,成岩系数差异较大。Ⅰ类储层成岩系数大于2.4,Ⅱ₁类储层成岩系数为1.8～2.4,Ⅱ₂类储层成岩系数为1.2～<1.8,Ⅲ类储层成岩系数小于1.2,Ⅰ...     

鄂尔多斯盆地富县地区长8 致密砂岩成岩差异性及对储层物性的影响

综合利用岩石薄片、扫描电镜和X射线衍射等方法,以鄂尔多斯盆地南部富县地区三叠系延长组长8致密砂岩储层为研究对象,系统研究储层岩石学特征、物性特征及成岩作用,探讨成岩相的类型和成岩作用差异性对储层物性的影响。结果表明:研究区长8储层主要为极细粒-细粒的长石砂岩,成岩作用复杂且差异性较大。研究区储层主要发育机械压实相、碳酸盐胶结相和弱压实-弱胶结相3种成岩相。其中机械压实相砂岩在成岩早期因机械压实作用变为致密储层,多分布于沉积水动力较弱的砂体中;碳酸盐胶结相砂岩在成岩早期因碳酸盐胶结物大量沉淀而致密化;弱压实-弱胶结相砂岩多分布于分流河道中下部水动力较强的砂体中,由于刚性颗粒含量较高且在成岩早期形成大量绿泥石胶结物,抗压实能力显著提高,同时绿泥石膜在一定程度上抑制了其他类型胶结物的形成,为孔隙流体活动提供了充足的空间,溶蚀作用也较为发育,弱压实-弱胶结相砂岩是研究区相对优质的储层。     

酒泉盆地酒东坳陷下白垩统低孔渗储层成岩作用研究

酒东坳陷油气储层具有低孔低渗和特低孔特低渗特征,储层物性差严重制约着该区石油天然气的勘探和开发。通过岩石薄片、铸体薄片、荧光薄片、X-射线衍射和扫描电镜等手段对该区储层岩石学特征、成岩阶段和成岩作用类型及对物性的影响进行了研究,结果表明,下白垩统储层目前处于晚成岩A期和晚成岩B期,主要成岩作用类型为压实作用、胶结作用和溶蚀作用。近物源快速堆积导致储层分选和磨圆差,矿物成分成熟度低;在埋藏过程中,强烈的压实作用是导致储层低孔低渗的根本原因;粘土矿物和碳酸盐胶结物含量高,分布不均并且与沉积环境有关,它们是造成储层物性降低的主要胶结物;碳酸盐胶结物充填于孔隙中增强了储层抗压实能力,并为后期溶蚀溶解作用提供了物质基础;酸性流体使碳酸盐胶结物和长石被溶蚀及溶解而产生大量次生孔隙,有效地改善了深部储层的物性。     

B153井区超低渗透储层孔隙定量演化模式

综合利用岩石薄片、扫描电镜、黏土矿物X衍射以及岩石物性等资料,对鄂尔多斯盆地华庆油田B153井区长6_3储层的基本特征、成岩作用和孔隙演化等方面进行了研究,结合埋藏史和地热史,建立了储层孔隙度定量演化模式。研究表明:长6_3储层处于中成岩A阶段,在埋藏过程中先后经历了压实、胶结、溶蚀作用的改造,压实、胶结作用对储层物性具有明显的破坏作用,溶蚀作用虽改善储层物性,但效果不明显;持续的压实作用使储层孔隙度减小17.2%,早期绿泥石胶结作用减小孔隙度4.9%,晚期黏土矿物和含铁碳酸盐胶结减少孔隙度5.8%,烃源岩成熟形成大量的有机酸溶蚀砂体形成次生孔隙,使储层孔隙度增大3.0%。     

海安凹陷南部泰一段成岩作用类型及特征

苏北盆地海安凹陷南部泰一段储层以细砂岩、粉砂岩为主,砂岩类型主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩。K2t13和K2t12时期沉积相类型主要为辫状河三角洲前缘亚相,伴有浊流沉积,K2t11时期发育三角洲前缘和前三角洲亚相。影响该区泰一段储层储集性能的主要成岩作用类型有压实作用、胶结作用和溶蚀作用。泰州组一段储层原生孔隙不太发育,主要以次生孔隙为主,自上而下存在两个次生孔隙发育带,碳酸盐胶结物、长石和岩屑的溶解是形成次生孔隙最主要的因素。储层碳酸盐含量与储层物性呈明显的负相关关系,证明了碳酸盐胶结物的溶蚀对次生孔隙的发育具有至关重要的作用。     

横山双城油区长6 油层组主要成岩作用及其对储层物性的影响

双城油区延长组长6 油层组是横山地区主要的产油层。在砂岩薄片、铸体薄片、扫描电镜等资料分析的基础上,结合沉积相和孔隙结构研究,确定导致横山双城油区储层致密化的主要成岩作用是压实作用和胶结作用,原生孔隙的大量丧失和胶结物大量充填粒间残余孔是造成储层低孔、低渗的主要原因,成岩早期强烈的压实作用和胶结作用对形成复杂的低孔、低渗储层起到了决定性作用。在此基础上划分出5 个成岩相类型,对研究油气的分布与富集起到了辅助作用。