陆东凹陷后河地区增储上产关键技术研究

后河地区是陆东凹陷油气最为富集的地区,油气资源丰富,探明率低,勘探开发潜力大。但受成藏主控因素复杂,储层物性差,非均质性强,油藏品位低等多种因素影响,存在优质储层难以准确预测,水平井油层钻遇率低,经济有效动用难等诸多难点问题,严重制约了该地区的勘探开发。研究重点为河地区开发难点为导向,精细刻画优势储层甜点分布,攻关水平井随钻跟踪精准调整新技术,探索直平组合立体开发新方式和水平井分段体积压裂新方法,强力支撑后河地区增储上产。     

珠江口盆地深水区白云凹陷储层孔隙特征及影响因素

利用岩石薄片、铸体薄片、荧光薄片、X射线衍射、扫描电镜和压汞分析等手段,对珠江口盆地深水区白云凹陷储层孔隙特征进行了分析,并结合储层的沉积环境、岩性特征和成岩演化过程对影响储层孔隙演化的因素进行了研究。该区储层孔隙类型主要为长石、硅质岩屑和早期碳酸盐胶结物溶蚀、溶解产生的粒间溶蚀孔隙和粒内溶蚀孔隙,在2 750~3 500m和3 800~4 600m深度发育有两个次生孔隙带。沉积相带的分异作用和成岩作用引起的孔喉变化是控制储层物性的主要因素。沉积相带的不同导致储层结构成熟度和成分成熟度的差异,甚至孔隙水的差异,进而导致储层的物性差异。压实作用和碳酸盐胶结作用使得原生孔隙急剧减小,但碳酸盐胶结物又增强了储层的抗压能力,为后期酸性流体溶蚀、溶解提供了空间和物质基础。     

陆东凹陷库伦塔拉洼陷下白垩统储层特征

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、孔隙类型和孔隙结构以及粘土矿物对储层的影响等方面开展了陆东凹陷库伦塔拉洼陷的储层微观特征研究，分析了储集空间类型、孔隙结构、成岩作用以及影响储层流体分布的主要因素。研究表明，区内储集岩为低成熟度砂岩类，其孔隙类型主要有残余粒间孔、次生孔以及微孔隙，孔喉结构类型分为特细喉较均匀型、特细喉不均匀型、特细喉特不均匀型、徽细喉均匀型、微细喉较均匀型及微细喉不均匀型。储层成岩作用较强，主要经历了压实、胶结、交代、粘土矿物转化和溶解等5种成岩作用，前4种成岩作用对储层物性均有损害，溶解作用对增强储层渗透性起到了关键作用。     

准东地区石炭系风化壳储层特征及影响因素

准东地区石炭系油气藏明显受风化壳的控制,油气藏多数位于石炭系不整合面以下100m内的风化壳中。通过对岩性、孔隙类型和储层物性的分析,认为该地区石炭系储层次生孔隙发育,主要受构造、岩性和次生作用的影响和控制。风化壳长期暴露地表,地表水的持续活动,使风化壳储层淋滤作用、沸石化作用强烈,次生孔隙和裂缝发育,储层物性好,是石炭系重要的含油气单元。     

西湖凹陷深部储层物性特征及其影响因素

依据已钻井的物性测试、铸体薄片等基础资料，通过分析西湖凹陷深部储层内的沉积、岩石学特征、物性、孔隙类型及分布特征，表明该区砂岩储层的岩石成分相对较杂、成熟度中等，但长石、岩屑等可溶性成分含量高，易被溶蚀形成大量次生孔隙，对储层物性有积极改善作用。保俶斜坡带平湖组砂岩属潮汐三角洲前缘分流河道、潮汐砂坝，"泥包砂"垂向交互方式的地层构型特点有利于形成多期次次生孔隙带；中央背斜带花港组砂体属辫状河道、辫状分流河道微相，砂体分布广，具备下粗上细的地层结构，属"旋回式"侧向交互方式的地层构型，在与深洼泥岩连通的方向上有利于厚层砂体的溶蚀改造，具备形成大型油气藏的有利条件。     

陆东凹陷交南断鼻九佛堂组储层特征

九佛堂组砂岩储层为水下扇沉积,研究区内可见中扇和外扇。水下扇经历了发育、成熟和衰亡三个阶段,分别对应于Ⅲ、Ⅱ、Ⅰ三个砂组,相当于外扇、中扇外缘叶状体和中扇内缘沟道相。储层孔隙度变化不大,但渗透率变化剧烈,反映砂体强烈的非均质性。根据毛管压力特征,可分出中孔中渗型、中孔低渗型和低孔特低渗型三类储层。     

西湖凹陷深层储层特征及控制因素研究

利用岩心薄片、物性、扫描电镜、X衍射等分析资料,对西湖凹陷深层储集层进行了详细的物性特征、成岩特征及影响储层发育的主控因素的研究。结果表明,西湖凹陷深层储层以低孔低渗储层为主,深层普遍存在次生高孔带的"甜点";压实作用和胶结作用是导致深部储层物性变差的主要成因;溶蚀作用和超压作用是形成深层储层"甜点"的主要控制因素。     

陆东凹陷交南断鼻九佛堂组储层特征

九佛堂组砂岩储层为水下扇沉积,研究区内可见中扇和外扇。水下扇经历了发育、成熟和衰亡三个阶段,分别对应于Ⅲ、Ⅱ、Ⅰ三个砂组,相当于外扇、中扇外缘叶状体和中扇内缘沟道相。储层孔隙度变化不大,但渗透率变化剧烈,反映砂体强烈的非均质性。根据毛管压力特征,可分出中孔中渗型、中孔低渗型和低孔特低渗型三类储层。     

歧北地区深层储层特征及影响因素分析

歧北地区沙一下亚段发育了一套深水重力流水道沉积。为了预测其有利储层,在沉积相研究的基础上,利用岩石薄片、阴极发光、扫描电镜、X-衍射、镜质体反射率等手段,研究储层的岩石特征、成岩作用及成岩演化阶段,分析储层的特征及其控制因素。研究表明:储层的沉积相、成岩作用和异常压力直接影响了深层储层的储集物性,它们是预测有利储层的主要依据,其中该区最有利沉积相带是重力流主水道;有利的压力系数在1.2～1.6之间;次生孔隙最发育的埋深为3400～3600m和3700～4000m。     

杭锦旗地区储层物性特征及影响因素研究

在杭锦旗区块上古生界砂岩储层岩心及薄片观察鉴定、物性测试分析基础上,重点研究了鄂尔多斯盆地北部杭锦旗上古生界储层特征及其影响因素。研究表明:研究区上古生界储层岩性受基底差异控制,主要为石英砂岩、岩屑石英砂岩、长石岩屑砂岩和岩屑砂岩4类。储集空间以剩余原生粒间孔隙和次生孔隙组合为主,平均孔隙度10.20%,平均渗透率1.18×10-3μm2,为中孔、低渗储层。储层岩石颗粒的粒度、岩石学类型和孔隙类型是影响储层物性的主要地质因素:岩石物性与粒度、石英含量成正比,粒间孔型对储层物性贡献最大。     

准噶尔盆地永进地区西山窑组储层特征及影响因素

准噶尔盆地永进地区侏罗系西山窑组埋深达到6 000 m,主要为低孔渗-特低孔渗储层。通过对西山窑组储层的岩石学特征、孔隙结构特征的分析认为,储层储集空间类型以残余粒间孔和次生溶孔为主;通过对沉积相带、地层压力、储层埋深和成岩作用等储层影响因素研究分析,确定研究区有利储层分布的主控因素为沉积微相、异常压力及不整合对储层的改造三个方面。综合考虑以上因素,确定研究区内永2-永1-永3一线为有利储层发育区域。     

吉林红岗北地区泉头组岩性油藏储层特征

通过岩心观察、薄片鉴定、物性分析和扫描电镜观察等技术手段,研究了红岗北地区泉头组岩性油藏储层的岩石学特征、成岩作用、孔隙结构、储层物性及影响因素。研究结果表明,红岗北地区泉头组岩性油藏储层的岩性主要以长石岩屑砂岩为主,成分成熟度和结构成熟度较低。目的层段成岩作用强烈,先后经历了压实作用、胶结作用和溶解作用,属于成岩作用晚成岩B段。储集空间类型以粒间孔和次生溶孔最为发育,储层的物性主要受成岩作用和沉积微相双重因素控制,孔隙度和渗透率较低。储层在垂向上压实和胶结作用使储层物性明显变差,而溶蚀作用产生次生孔隙使储层物性得到改善,平面上储层物性受沉积相带控制。综合分析认为沉积作用控制储层的平面分布,分流河道微相和废弃河道微相是油气聚集的有利相带,是开发的主要区带。     

普光地区嘉陵江组沉积相及储层特征

普光地区位于四川盆地东北部,由于对该区嘉陵江组沉积及储层特征认识不清,制约了油气高效勘探。综合运用测录井资料及薄片鉴定、物性测试、压汞分析等方法,对该地区嘉陵江组沉积相及储层特征开展分析。结果表明:嘉陵江组主要发育开阔台地、局限台地和蒸发台地三类沉积相,并进一步可划分为滩间海、台内滩、局限潟湖、局限潮坪、蒸发潟湖和蒸发潮坪等六个亚相和相应若干微相。其中,台内滩亚相和局限潮坪亚相中的云坪微相为储层发育有利相带。沉积相控制了储层发育带,嘉陵江组储层主要分布于嘉陵江组二段,储层岩石类型主要为颗粒云岩、其次为晶粒云岩,部分样品孔隙度小于2.00%,大部分样品孔隙度为2.00%~10.00%,平均为2.00%;渗透率为0.001×10–3~1.000×10–3μm2,平均为0.230×10–3μm2,总体属低孔、低渗储层,以Ⅲ类储层为主。     

准噶尔盆地陆东地区石炭系火山岩储层特征

利用岩心、薄片、扫描电镜等多种分析手段,从火山岩岩性、岩相特征、孔隙类型、储层物性等方面研究了准噶尔盆地陆东地区石炭系火山岩储层特征,分析了火山岩储层储集空间类型、物性特征以及储层物性的影响因素。研究结果表明:区内火山岩储层主要为基性、中酸性岩类;孔隙类型主要为次生孔缝;储集空间为气孔、残余孔、溶蚀孔、裂缝等;储层物性影响因素主要有火山岩的岩性、岩相、喷发环境及后期风化淋滤和断裂改造。油气成藏主要受石炭系滴水泉组和二叠系平地泉组两套烃源岩控制,在石炭系火山岩储层中形成了自生自储型和上生下储型油气藏。     

珠江口盆地恩平凹陷海相高泥质砂岩储层特征及主控因素

随着珠江口盆地恩平凹陷油田群的发现并投入开发,发现大量高含泥质的海相砂坝储层,储层特征及开发特征与常规海相砂岩差异较大。为研究其储层特征及主控因素,以恩平凹陷A油田高泥质储层为例,对比其储层特征、开发特征和B油田常规海相砂岩储层的差异,研究表明:与常规海相砂岩储层相比,高泥质储层黏土矿物含量更高、孔喉更小、粒度更细、物性更差,开发过程中具有低阻产水、易出泥砂、能量不足的特点,明确了高泥质储层宏观上受控于弱水动力的沉积环境,细粒沉积物及黏土矿物的胶结作用是储层渗透率降低的主要因素,并对油田开发造成不利的影响。     

泌阳凹陷梨树凹地区储层特征及成因分析

通过梨树凹地区的岩心观察、扫描电镜、薄片鉴定、物性、压汞等资料分析,对该区储层物性、孔隙结构特征等进行了系统研究。该区储层砂岩的主要类型为岩屑长石砂岩,岩性复杂,从岩性较粗的含砾粗砂岩、粗砂岩到岩性较细的细粉砂岩都具有含油性。储层孔隙类型以原生粒间孔为主,有少量粒内溶孔发育,孔喉分选不均匀,分选中等-差,孔喉比大,配位数偏低,孔喉连通性差。该区储层孔隙度中等,渗透率纵向差异较大,总体上属中孔、中-低渗透储层,主要取决于物源远近及所处的沉积相带,储层物性平面及纵向非均质性较强。     

准噶尔盆地滴西地区石炭系火山岩储层次生孔隙的岩相学特征及主控因素

次生孔隙的发育在一定程度上控制着油气的聚集成藏,并能有效改善火山岩储层的储集性能。依据 大量岩心资料,通过岩石薄片和铸体薄片观察,结合测井资料分析,发现准噶尔盆地滴西地区火山岩次生 孔隙类型多样,主要包括晶内溶孔、基质溶孔、杏仁体溶孔、粒内溶孔、交代蚀变假杏仁体溶孔、构造缝和 溶蚀缝;各种次生孔、缝在演化上存在一定的内在联系,且其形成过程受岩性、构造作用及溶蚀作用的影 响。岩性是次生孔隙发育的物质基础和前提,溶蚀作用和构造破碎是形成次生孔隙的主要作用方式。对次 生孔隙特征和主控因素的研究,有助于开展有效的储层评价和预测。     

西湖凹陷平湖构造带平湖组砂岩储层特征及其主控因素

以岩心和铸体薄片观察为基础,结合扫描电镜、储层物性、压汞及试采等综合资料分析,对西湖凹陷平湖构造带平湖组砂岩储层发育特征进行了研究。结果表明,该区平湖组储层岩石类型以长石质石英砂岩为主,颗粒分选和磨圆度较好,成分成熟度中等,结构成熟度高;储层物性表现为低孔、低渗和中孔、中渗的特征,孔、渗相关性好;孔隙类型主要发育有粒间溶孔和剩余原生粒间孔,喉道类型以缩颈型喉道、片状喉道、弯片状喉道为主,孔、喉组合以中孔、粗喉为主。在此基础上,从沉积相、成岩作用和异常超压等方面对该区储层发育主控因素进行了分析。综合研究表明,沉积相是该区储层发育的主控因素之一,其中三角洲平原分支河道砂体物性最好,其次为三角洲前缘水下分流河道砂体;压实作用和胶结作用导致该区储层物性变差,溶蚀作用则有助于形成次生孔隙空间,并大大改善储层物性;异常超压对研究区储层有建设性影响,可以在一定程度上使原生孔隙得以保存,并促进早期碳酸盐胶结物的溶解,形成粒间溶孔,改善储层物性。     

大庆长垣泉三、四段扶余油层储层特征与主控因素分析

运用沉积学和高分辨率层序地层学理论,在岩心、测井、薄片、扫描电镜观察的基础上,对大庆长垣泉三、四段扶余油层储层特征进行研究。研究结果认为,该区发育下游曲流河、网状河和浅水三角洲3种沉积相,岩性为岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩;物性特点为低孔、超低渗透。影响储集性能的因素主要表现为2方面:平面上主要受沉积相带的控制;纵向上主要受成岩作用的影响,"底钙"降低了河道砂岩的储集性能,而溶蚀孔隙的出现在一定程度上改善了储集性能。该研究成果对今后扶余油层的进一步勘探有重要的指导意义。     

松辽盆地滨北地区白垩系泉头组—嫩江组沉积特征

滨北地区可识别出的3个超层序,研究层段属于热沉降坳陷期一级超层序的上部.在层序地层学研究的基础上,对松辽盆地滨北地区中浅层进行了详细的沉积相研究,大量录井、测井及岩心资料沉积学分析结果表明,中浅层发育冲积扇相、河流相、三角洲相及湖泊相等沉积相类型.详细分析了沉积相的平面展布特征.根据生储组合关系,指出滨北地区碎屑岩储集体成因类型包括曲流河河道、泛滥平原、三角洲以及滨浅湖滩坝等.其中三角洲前缘水下分流河道及河口坝砂体储集物性最好,其次为三角洲平原、滨浅湖滩坝砂体及河流相带.有利储层主要分布在黑鱼泡-乌裕尔凹陷、明水阶地西部及安达地区,这些储集体毗邻生油凹陷,具有优先捕集油气的条件.