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为明确南海珠江口盆地白云凹陷中深层储层特征及溶蚀作用对优质储层的控制作用,基于岩心观察、铸体薄片、场发射扫描电镜等观察结果,结合X-射线衍射、压汞分析等资料和技术手段,对白云凹陷古近系砂岩储层岩石学特征、储集空间特征和物性特征进行描述,并对影响储层物性、储集性的相关成岩作用进行深入研究。结果表明:白云东洼的储层砂岩类型主要为长石质石英砂岩和岩屑质石英砂岩;白云北坡岩性较东洼复杂,主要以长石质石英砂岩为主,含少量长石岩屑质石英砂岩;白云东洼中深层储层孔隙类型由粒间溶孔、粒内溶孔组成,白云北坡储层孔隙发育程度较白云东洼略高,粒间溶孔、粒内溶孔以及铸模孔含量较高;白云凹陷储层总体呈现低孔低渗特征,有机酸与长石和火成岩岩屑相互作用形成的溶蚀孔隙是控制研究区古近系砂岩储层物性的最主要因素。研究结果对珠江口盆地白云凹陷砂岩储层的勘探开发具有一定借鉴指导作用。 相似文献
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吐哈盆地温吉桑构造带中侏罗统三间房组砂岩储层以岩屑砂岩和长石岩屑砂岩为主,岩屑成分以火成岩岩屑占优。这些储层在沉积成岩过程中,压实作用、胶结作用和充填作用极大地影响了孔隙发育;而强烈的溶蚀作用则有利于次生孔隙的形成,次生孔隙以粒间溶孔、粒内溶孔和杂基孔为主,偶见少量残余原生粒间孔,成岩作用过程中有利于溶蚀作用发育的主要因素有:砂岩颗粒直径较大、杂基含量少、灰质胶结物多、矿物的碎裂、火成岩岩屑发育和 相似文献
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通过薄片、扫描电镜、压汞、核磁等分析手段,对比研究延113–延133井区山1和山2~3储层岩石学、物性、储集空间、孔喉结构等特征,结果表明,山1储层主要发育岩屑砂岩与岩屑石英砂岩,山2~3储层主要发育石英砂岩与岩屑石英砂岩,山2~3储层的成分和结构成熟度高于山1储层。山1储层发育较多岩屑溶孔和晶间孔,小孔喉占比高;山2~3储层以粒间溶孔为主,孔喉结构均一。两套储层特征的显著差异是沉积环境和成岩作用共同影响的结果,山1储层属陆相湖泊三角洲前缘沉积,粒内溶孔较发育;山2~3储层属海相三角洲前缘沉积,粒间溶孔发育。 相似文献
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依据鄂尔多斯盆地吴仓堡区块长6储层岩心、扫描电镜、铸体薄片等分析化验数据,该区块长6储层砂岩长石和石英含量较高,岩石类型以细粒岩屑长石砂岩为主,成分成熟度和结构成熟度低。利用毛管压力曲线、渗透率、孔隙度、中值压力、最大进汞饱和度等参数对研究区块长6储层的压汞曲线进行分类评价,将本区毛管压力曲线分为I类、II类和Ⅲ类。吴仓堡区块长6储层岩石类型为含细粒岩屑长石砂岩,砂岩成分成熟度和结构成熟度低,储层以粒间孔、粒内孔为主,平均孔隙度9.17%,平均渗透率1.21×10-3μm2,属特低孔-特低渗储层,孔隙以原生孔隙为主。 相似文献
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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 总被引:1,自引:0,他引:1
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. 相似文献
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下寺湾地区为鄂尔多斯盆地主要勘探区域。在大量收集样品孔渗资料的基础上,对该油区岩石学特征、成岩作用特征、孔隙结构特征、储层物性特征进行了分析和评价。研究结果表明:在下寺湾地区长2油层组储层中,主要的岩石类型为浅灰色—灰色细粒长石砂岩;成岩作用主要有压实作用、胶结作用和溶解作用;孔隙空间类型主要为粒间孔和溶蚀孔隙;基于物性分析资料,根据碎屑岩储集层的划分标准断定研究区主要发育Ⅱ类储层,岩性主要为中—细砂岩,属于中低孔隙度、低—特低渗储层。研究结论对于研究区勘探开发具有十分重要的作用。 相似文献
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川中广安气田须家河组储集特征及对油气分布的影响 总被引:3,自引:1,他引:2
根据38口井岩石学、物性等相关资料,研究了广安地区上三叠统须家河组砂岩储层特征,分析了不同含气层岩石类型,探讨了成岩作用对气藏分布的控制。研究区须家河储层岩石类型呈现结构成熟度中等,成份成熟度较低的特点,以岩屑长石砂岩、长石石英砂岩和长石岩屑砂岩为主;从须二段到须六段,岩石成分在变化,岩屑含量逐渐增多;富气砂岩主要为长石岩屑砂岩。砂岩储层物性整体属于低孔、低渗特征,主要发育粒间溶孔、残余粒间孔、粒内溶孔,其中粒间溶孔、残余原生粒间孔发育程度的好坏直接影响到储层的储集能力。研究区存在石英加大-绿泥石衬边、石英加大-溶蚀、绿泥石衬边-溶蚀、绿泥石衬边-碳酸盐胶结和石英加大-碳酸盐胶结等6大类成岩相。绿泥石衬边-溶蚀相和石英加大-溶蚀相为最好的成岩相类型,研究区须家河组气井都分布在该2类成岩相中。 相似文献
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《石油地质与工程》2015,(5)
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。 相似文献
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鄂尔多斯盆地马岭油田长8油层组储层特征与油藏分布研究 总被引:1,自引:0,他引:1
马岭油田延长组长8油层组是鄂尔多斯盆地老区未来油气勘探和开发的重要补充层系之一。研究资料表明,马岭油田长8油层组油藏的储层属于砂岩型储层,总体上物性较差,属低渗—超低渗储层;储层的分布范围较广,主要位于水下分流河道主干河道部位;成岩作用过程中溶蚀作用对于储层储集性能的改善作用明显。长8油层组上部油藏主要分布于水下分流河道的主河道位置或主河道侧翼位置,具有河道砂岩比较发育、相对较好的物性特征。同时,油藏饱和度与次生溶蚀孔隙的发育具有正相关性。说明马岭地区长8油层组油藏的形成与储层分布和储层发育特征关系密切。同时,三角洲前缘水下分流河道砂体距离油源近,两侧泥岩比较发育,具有形成油藏的有利圈闭等特征,是油气聚集的最有利相带。 相似文献
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克拉2气田储层特征及优质储层形成机理 总被引:3,自引:0,他引:3
塔里木盆地库车坳陷北部的克拉2气田的天然气主要储集于白垩系巴什基奇克组辫状河三角洲沉积的岩屑砂岩、长石岩屑砂岩中,储层孔隙发育,连通性好,以受溶蚀作用改造扩大的粒间孔隙为主。储层孔隙度为15%~20%,渗透率为200×10-3~800×10-3μm2,属于中孔中渗储层。通过显微镜下观察发现,岩石在埋藏过程中以机械压实作用为主,颗粒主要为点、点-线接触,压实作用弱-中等;发育碳酸盐和黏土矿物胶结,石英次生加大胶结较少,总体上胶结作用不强烈;溶蚀作用主要发育于长石和岩屑颗粒内部与边缘,以及粒间碳酸盐胶结物;目前岩石处于中期成岩阶段。优质储层的形成主要与砂岩储层早期长时间浅埋、晚期短时间快速深埋,异常高压对压实作用的抑制以及晚期溶蚀作用对孔隙一定程度的改造扩大有关。 相似文献