白豹-坪庄地区长63储层有利区块预测

根据铸体薄片、扫描电镜、岩心、测井等资料研究结果,长63储层经历了复杂的成岩作用,储层物性差,属于中低孔特低渗储层,储集空间以剩余粒间孔和溶蚀孔为主,成分成熟度低,结构成熟度中等一较高。储层质量受到沉积微相和成岩作用的双重控制．沉积微相控制着储层原生孔隙的发育,成岩作用控制着次生孔隙的发育,三角洲前缘水下分流河道水动力条件较强,沉积的碎屑物粒度相对较粗,分选好,是最有利于储层发育的沉积微相;长石溶蚀成岩相以长石溶孔发育为主要特征,长石沿解理面溶蚀强烈,次生孔隙发育,储层物性显著变好,是该区最有利的成岩相;碳酸盐胶结物溶蚀成岩相较长石溶蚀成岩相溶蚀程度低,孔隙中的铁方解石、铁白云石胶结增多,物性相对较好,是该区较有利的成岩相;绿泥石衬垫式胶结成岩相以绿泥石衬垫式充填孔隙为主要特征,胶结作用相对较弱,孔隙类型以剩余粒间孔隙为主,储层孔渗性较好,也是该区较有利的成岩相。根据沉积微相和成岩相,三角洲前缘水下分流河道和长石溶蚀成岩相、碳酸盐胶结物溶蚀成岩相以及绿泥石衬垫式胶结成岩相的叠置发育区即为该区储层有利区块。     

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。     

鄂尔多斯盆地麻黄山西区北部长4+5～长6油层组成岩作用及对储层影响

鄂尔多斯盆地麻黄山西区北部长4+5～长6油层组油气显示普遍,但试油水多油少。为搞清储层微观孔渗特征,通过岩心薄片观察及化验资料综合分析,该储层属于特低孔低渗储层,孔喉结构表现为小孔细喉型,孔隙以次生溶蚀孔隙为主。颗粒接触呈现线-凹凸接触。机械压实、压溶作用、钙质沉淀胶结及自生粘土矿物的沉淀造成储层原生孔隙减少;而泥质胶结物的溶蚀与成岩裂缝形成的次生孔缝,尤其顺千枚岩排列方向的溶缝成为油气的主要储集空间。按照成岩阶段划分标准,长4+5～长6油层组大部分层段处于中成岩B期,较强的成岩作用是造成储层低孔低渗的主要原因。结合油气充注时间,认为造成该区油层组含油性差的主要原因是油气充注的时间早于碳酸岩胶结物大量溶蚀的时间,从而部分溶蚀孔不含油。     

鄂尔多斯盆地东北部太原组砂岩储层特征

根据岩心与铸体薄片观察、扫描电镜观测及岩石矿物学、物性资料分析,研究了鄂尔多斯盆地东北部地区太原组砂岩储层特征及影响因素。研究区储层的岩石类型以粗粒岩屑石英砂岩为主．成分成熟度好,结构成熟度中等一好,储层物性差,属于低孔、低渗储层,储集空间以次生孔隙为主,发育极少的成岩裂隙对改善储层渗透性贡献不大。储层的储集性受沉积相和成岩作用综合控制。沉积作用分析表明潮坪潮道砂体是最有利储层发育的沉积微相;压实作用、胶结作用、溶蚀作用控制了储层孔隙演化,其中压实作用是导致原始孔隙损失的主要原因,硅质胶结与自生伊利石进一步降低了孔隙度与渗透率,碳酸盐的胶结作用持续到了晚成岩A期,早期胶结增强了岩石抗压实能力,晚期胶结充填则损害次生孔隙。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田西区苏48区块盒8段砂岩成岩相定量划分及特征差异

鄂尔多斯盆地苏里格气田苏48区块盒8段属于辫状河三角洲平原亚相沉积,非均质性强,开发难度大。以油气储层地质学、沉积学等知识为基础,利用铸体薄片、阴极发光、图像粒度、X-射线衍射、扫描电镜等实验手段,定量表征成岩作用对孔隙致密化的影响,依据成岩、物性和孔喉特征参数建立了成岩相定量划分标准,阐述了不同成岩相的特征差异。结果表明:研究区属于以岩屑石英砂岩和石英砂岩储集砂体为主的特低孔—超低渗油田;成岩作用的定性特征表明研究区主要处于中成岩B期,在压实—早期胶结—溶蚀—晚期胶结等一系列成岩演化作用下,机械压实是储层致密化的主控因素;根据成岩参数将研究区划分为4类成岩相,其中中等压实—石英弱加大—粒间孔—溶蚀相分布在分流河道中心,属于优质成岩相;中等压实—中等高岭石胶结—溶蚀相—晶间孔次之。通过对成岩相的定量划分和特征差异描述,明确了研究区特低孔喉形成机理,为精细描述苏里格气田储层提供了借鉴。     

鄂尔多斯盆地吴旗地区长6 储层特征及影响因素分析

通过研究区内大量铸体薄片及物性资料分析, 对鄂尔多斯盆地吴旗地区长6 油层组储层的岩石学特征、孔渗特征、孔隙结构及孔隙类型等进行深入研究, 分析影响储层储集性能的主要因素。结果表明, 三角洲前缘亚相沉积的长6 储层具矿物成熟度低而结构成熟度高的岩石学特点, 储层以粒间孔和溶蚀孔最为发育, 中孔和小孔是主要的油气储集空间, 细喉和中喉则是长6 的基本渗流通道, 为典型中低孔、特低渗储集层。储层物性受沉积微相和成岩作用双重控制, 平面上储层物性受沉积相带的控制, 垂向上压实和胶结作用使储层物性明显变差, 而溶蚀作用产生的次生孔隙使储层物性得到改善。     

鄂尔多斯盆地南部延长探区长8油层组储层特征及影响因素分析

综合分析鄂尔多斯盆地南部延长探区的岩心、测井、铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、X衍射、压汞分析等资料,对研究区长8油层组储层特征以及影响因素进行研究。结果表明长8油层组主要为长石砂岩和岩屑长石砂岩,成分成熟度低、结构成熟度中等;储层孔隙类型多样,粒间孔和长石溶孔为主要的储集空间,喉道类型以小孔微喉型为主;物性特点为典型的低孔低渗储层;储层明显受沉积相和成岩作用的综合影响。最有利的沉积微相为沉积厚度大、粒度较粗的水下分流河道微相;同时,建设性及破坏性成岩作用对储层物性改造具有双重作用,建设性成岩作用由于溶蚀作用使得物性变好,而破坏性成岩作用由于胶结及压实致使物性变差。     

下寺湾油田长2油组储层特征及其影响因素分析

通过薄片、扫描电镜和压汞法等分析测试手段,从储层岩石学特征、成岩作用、孔隙类型和孔喉特征等方面开展了下寺湾油田长2油组的储层微观特征研究,分析了储集空间类型、孔喉分布特征、成岩作用以及影响储层物性的主要因素。研究结果表明,长2油组储集岩为低成熟度砂岩;主要经历了压实、胶结、粘土矿物转化和溶蚀等成岩作用,成岩作用较弱,对储层物性影响较小;孔隙类型包括残余粒间孔隙、溶蚀粒间孔隙、溶蚀粒内孔隙等等,其中残余粒间孔隙是研究区的主要孔隙类型;孔吼分布特征是孔喉分散,分选性差,偏于略粗歪度,储集性能总的来说较差,驱油效率较低。     

准噶尔盆地南缘东段侏罗系头屯河组储层特征及物性控制因素

准噶尔盆地南缘（准南）下组合（侏罗—白垩系）油气资源丰富，其中准南东段侏罗系头屯河组是下组合重要的储层发育层位之一，但目前有关其储层特征及物性控制因素尚未有系统研究。综合利用取心井的钻测井、镜下薄片、扫描电镜、物性、压汞测试、镜质体反射率等资料，并结合区域地质背景及地层条件，对头屯河组储层基本特征、成岩演化及物性控制因素等进行了系统研究。准南东段头屯河组储层沉积水动力条件较强，储层内部杂基含量较低，整体具有低成分成熟度、高塑性岩屑含量及中等结构成熟度的岩石学特征；储层储集空间以粒间孔为主，平均孔隙度为11.6%，平均渗透率为5.7×10-3 μm2，整体属低孔低渗—中孔中渗储层，孔喉结构以中孔—大孔、粗喉道为特征，且孔喉分选相对较好；储层成岩作用以压实、胶结和溶蚀作用为主，但胶结物含量较低，溶蚀作用表现为酸性溶蚀，且储层整体成岩程度较低，主体处于早成岩A-B期，仅部分达到中成岩A期。头屯河组储层以压实减孔最为显著，并包含构造压实和埋藏压实两方面，此外碳酸盐及黏土矿物胶结使得储层物性进一步损失。尽管溶蚀增孔作用相对有限，但目前由于储层已开始进入中成岩阶段，地层酸性流体在深层将增强，使得溶蚀孔隙增加；早期缓慢埋藏—后期快速深埋和快速抬升的埋藏方式，加之地层超压的出现和地温梯度的持续降低，使得头屯河组储层物性得到有效保存。      

东胜气田二叠系下石盒子组致密砂岩成岩作用及成储效应

针对鄂尔多斯盆地东胜气田砂岩的成岩作用及成储效应认识不清的问题,通过岩心观察与描述,根据薄片观察、阴极发光、扫描电镜、X-衍射及物性分析等资料,深入研究东胜气田下石盒子组储层的岩石学特征、孔渗特征、储集空间类型及成岩作用特征,确定储层成岩演化阶段和演化序列,系统探讨成岩作用的成储效应。研究结果表明:鄂尔多斯盆地东胜气田下石盒子组储层砂岩主要处于中成岩A期,部分进入中成岩B期;砂岩成分成熟度中等而结构成熟度较低,次生溶孔为其主要的储集空间,为典型的低孔低渗储层;研究区砂岩成岩作用主要有机械压实作用、胶结作用、溶蚀作用,其中,机械压实作用、碳酸盐岩胶结和硅质胶结作用减小孔隙,是引起储层致密的重要原因,而溶蚀作用形成次生孔隙,有利于改善储层物性。研究梳理了东胜气田下石盒子组储层特征、成岩演化及成储关系,以期对研究区致密砂岩气的深入勘探提供一定的借鉴和指导。     

致密油储层成岩相类型及其对产能的影响——以鄂尔多斯盆地姜家川地区长8储层为例

鄂尔多斯盆地姜家川地区长8油藏属于近源富集成藏,是特低孔、超低渗的典型致密油藏,分析储层成岩相类型并寻找受成岩相控制的优质储集体,可为有利储层预测和致密油藏高效开发提供依据。利用铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射、阴极发光等手段,对目的层岩石学特征、成岩作用类型和成岩期次进行了研究,结合油田生产动态资料,分析了不同成岩相的特征、差异及其对产能的影响,预测了有利成岩相带分布。结果表明：长8储层主要为岩屑长石砂岩,压实作用和胶结作用使砂岩的原生孔隙结构遭到严重破坏,铁方解石、铁白云石等含铁碳酸盐的胶结作用是导致储层致密的决定性因素,成岩阶段中的溶蚀作用有利于改善储层的孔渗性能;主要成岩阶段处于中成岩阶段A期的晚期,同时部分区域进入中成岩阶段B期的早期,主要发育绿泥石膜胶结形成的残余粒间孔+长石溶孔相、绿泥石膜和伊利石胶结形成的残余粒间孔+长石溶孔相、伊利石胶结形成的长石溶孔相、碳酸盐胶结相等4类成岩相,其中绿泥石膜胶结形成的残余粒间孔+长石溶孔相物性最好、产油量最高,该成岩相分布区储集层具有良好的储渗能力。研究结果可为该区有利勘探区预测提供参考。     

鄂尔多斯盆地R地区长6储层成岩演化与孔隙特征研究

借助阴极发光、SEM、X衍射、铸体薄片、压汞等测试分析技术,探讨了鄂尔多斯盆地R地区长6储层砂岩成岩演化序列、成岩相、微观孔隙特征,结果表明:发育于三角洲平原的长6储层,岩性以细粒长石砂岩为主,先后经历了压实、胶结、溶蚀等成岩作用,处于中成岩晚期阶段,其中胶结作用对储层物性破坏显著,是储层致密的主要原因;结合沉积环境及孔隙特征将成岩作用划分为5种成岩相,长6储层原生残余粒间孔与次生溶蚀孔混合发育,平均孔隙度6.71%,平均渗透率0.46×10~(-3)μm~2,储层均质性较强,属特低孔特低渗储层;在孔隙演化过程中,机械压实、胶结作用对储层物性起破坏作用,溶蚀作用则对储层物性起改善作用。     

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。     

鄂尔多斯盆地胡尖山地区长61致密砂岩储层成岩特征与孔隙度定量恢复

在对大量岩心和薄片分析的基础上,运用扫描电镜、阴极发光、高压压汞等实验手段,系统分析了鄂尔多斯盆地胡尖山地区长6₁储层的成岩作用特征及其对储层物性的影响,并进一步对孔隙演化进行了定量恢复。结果表明：胡尖山地区长6₁储层整体处于中成岩阶段A期,主要经历了压实—压溶、胶结、溶蚀等成岩作用,且不同成岩作用对储层的孔隙发育造成了不同程度的影响。压实作用破坏了大量原生粒间孔,是导致研究区储层致密最主要的因素,孔隙度平均减少了18.41%,孔隙空间损失率达56.62%;胶结作用次之,在堵塞了孔隙空间的同时也一定程度地增强了颗粒的抗压实强度,孔隙度平均降低了10.38%,孔隙空间损失率达19.78%;溶蚀作用使碎屑颗粒及填隙物等不稳定组分溶解而产生大量的次生孔隙,从而改善了储层物性,增加的孔隙度平均为2.26%。根据成岩作用对物性的影响,结合测井响应特征,将该区长6₁致密砂岩储层划分出绿泥石膜剩余粒间孔相、剩余粒间孔相、长石溶蚀相、黏土矿物胶结相、碳酸盐胶结相及压实相等6种成岩相带,绿泥石膜剩余粒间孔相是研究区最有利的油气储集相带,剩余粒间孔相次之。     

鄂尔多斯盆地陇东地区长4+5油层组致密砂岩储层成岩作用及成岩相

运用铸体薄片鉴定、扫描电镜、X-衍射及高压压汞等测试方法,系统分析了鄂尔多斯盆地陇东地区长4+5油层组砂岩储层的成岩作用特征及其对储层物性的影响,进而对储层成岩相特征及有利成岩相的分布进行了研究。结果表明：研究区长4+5储层成岩阶段总体处于中成岩阶段A-B期,压实作用与碳酸盐胶结作用造成原始孔隙的大量损失,使储集层物性变差;早期绿泥石薄膜的发育有利于原生孔隙的保存;溶蚀作用使物性得到明显改善。根据成岩作用对物性的影响,划分出绿泥石薄膜-粒间孔相、高岭石胶结-长石溶蚀相、伊利石胶结-长石溶蚀相、碳酸盐胶结相、硅质-伊利石胶结相等5种成岩相带,优质储集层与成岩相密切相关,绿泥石薄膜-粒间孔成岩相的砂体物性、含油性最好,是研究区长4+5储集层石油最富集的成岩相带。     

鄂尔多斯盆地下寺湾龙咀沟地区长2 油层组成岩作用及对储层的影响

利用铸体薄片鉴定、X 射线衍射、镜质体反射率、扫描电镜及阴极发光等资料,对鄂尔多斯盆地下 寺湾龙咀沟地区长2 油层组储集层的岩石学、储层物性、成岩作用、成岩阶段及储层微观结构特征进行 了分析和评价。结果表明：下寺湾龙咀沟地区长2 油层组主要发育中-细粒岩屑长石砂岩;孔隙类型主 要为粒间孔隙;喉道类型主要为点状喉道;成岩作用类型主要为压实作用、胶结作用、交代作用和溶蚀作 用;在孔隙演化过程中,压实作用对储层物性的破坏性最强,其次为胶结和交代作用,溶蚀作用对储层孔 隙的改善效果明显。结合流体包裹体及镜质体反射率等分析资料,得出龙咀沟地区长2 油层组砂岩现 今处于中成岩A 期演化阶段。     

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。     

安塞地区长9致密砂岩储集层成岩作用研究

根据砂岩薄片、铸体薄片、阴极发光、扫描电镜、黏土矿物X衍射等分析测试资料,对鄂尔多斯盆地安塞地区延长组长9致密砂岩储集层成岩作用进行了研究。结果表明,长9砂岩储集层主要经历了压实、胶结和溶蚀等多种成岩作用,其中压实和胶结作用为减少储集层孔隙的主要因素,溶蚀作用是增加储集层孔隙的主要因素,微裂缝一定程度上提高了储集层的渗透性,增强了流体渗流能力。长9砂岩储集层主要处于中成岩作用阶段A期,储集层孔隙演化与成岩作用关系密切,压实作用损失的孔隙度为15.64%,胶结作用损失孔隙度为11.32%,溶蚀作用和微裂缝增加孔隙度为4.04%,最终研究区计算孔隙度定格为7.48%,与实测平均孔隙度值7.20%比较一致。长9储集层有利成岩相带为长石溶蚀相和绿泥石膜-长石溶蚀相,发育于水下分流河道沉积微相中,最不利成岩相为碳酸盐胶结相和强压实相。     

姬塬地区长6储层成岩作用及有利成岩相研究

综合运用岩心资料、铸体薄片、扫描电镜等方法,分析了姬塬地区长6储层的成岩作用及有利成岩相带,结果表明:压实作用是导致长6砂岩原始孔隙度降低的主要因素,长石等易溶矿物经溶蚀作用形成的溶蚀孔则有效提高了储层的物性;长6砂岩整体处于中成岩A期晚期,早成岩期的绿泥石膜对于原始孔隙度的保存具有积极意义;依据成岩作用及沉积特征,划分出5种成岩相带;绿泥石膜胶结残余粒间孔相和长石溶蚀相储层物性最好,是研究区最为有利的成岩相带,主要分布于沙崾岘—张家山和马家山—冯地坑一带的水下分流河道发育区。     

GY 油田储层成岩储集相分类及测井响应特征

针对GY 油田长6 和长4+5 油层组特低渗储层成岩过程中压实和胶结作用强烈,成岩阶段和成岩作用复杂的特点,通过研究其储层成岩过程中岩性和物性特征、孔隙演化的基本规律以及孔隙类型、孔隙结构特征等,在研究区划分出了4 种类型的成岩储集相,并确定了各类成岩储集相测井曲线响应特征。通过实例分析了特低渗储层不同成岩储集相的测井曲线异常差异,并有效划分了成岩储集相类别,为油田有利含油区块筛选及后期的高效开发提供了依据。