花土沟油田储层特征

花土沟油田是被断层复杂化的背斜构造，储集体主要为碎屑岩和碳酸盐岩，其中以碎屑岩为主。通过对储集体岩石类型、物性特征及影响储层因素的剖析，认为储层物性的好坏主要受储集体的岩石类型、胶结和溶蚀作用及孔喉结构的控制。     

使用常规测井方法识别高孔隙度低渗透率砂岩储集层的典型实例

陆上中型砂岩有良好孔隙度（１５－２０％），并不总是有良好的渗透率（几十～几百ｍｄ）。由于取芯很少，许多储集层的潜在产能特性主要是借助于电缆测井资料。但低渗透率的测井响应不显著，易被忽略，以致于不能识别低渗透率层而导致测井解释的失误。综合测井资料和岩芯资料，能有效地修正储集层模型。仔细分析裸眼井测井图，尤其在取得一些边界井的岩芯资料时，就能识别低渗透层，并大大改善对储采层特性的描述。     

青海油砂山分流可道砂体储层骨模型

青海油砂山油田上新统下油砂山组（Ｎ２＾１）Ｋ２至Ｋ１－３（地下）标准层之间的分流河道砂体具有规模小、厚度薄、侧向连通性差的特点，构成了迷宫式的储层骨架，从油田的地面露头研究入手，探索了一条利用露头资料建立砂体骨架原型的思路和方法。露头调查获得的分流河道砂体宽厚比，以及从露头砂体骨架原型模型中提取的总砂体面积比和不同厚度砂体的面积比等参数可作为建立地下油田砂体骨架预测模型的最主的定量依据。根据这些参     

辽河油田茨41断块沙三段砂体特征与储集性

辽河油田茨４１断块储层砂体类型有冲积扇砂体、浊积岩砂体、分流河道砂全和河口坝砂体,它们经历了压实、石英和长石次生加大、碳酸盐胶结、溶蚀等成岩作用。物性分析表明,冲积扇砂砂体、浊积岩砂体储集性能较差;分流河道砂体和河口坝砂体的储集性能较好。渗透率、孔隙度在单个砂体现人的变化规律复杂。但总的来看,河口坝砂体物性非均质性要比分流河道砂体小。     

砂岩中渗透率—孔隙度相关趋势的演化

在许多砂岩储集层中,有关取芯数据的图件都显示出渗透率(K)的对数与孔隙度(φ)呈线性关系.倘若这些数据是来自同一地层和(或)沉积相中,则通常可得到二者之间的相关趋势.笔者通过对一些已发表的渗透率-孔隙度数据进行收集、整理后,重新绘图,最终对每一地层提取了一条能概括其数据的趋势线.这些趋势线反映了渗透率与孔隙度之间关系的变化从人工合成的填砂模型和新近沉积砂岩的高渗透率、高孔隙度到固结砂岩的稍低的渗透率和孔隙度,最终到典型"致密砂岩"的低渗透率、低孔隙度.在log(k)-φ交会图上,不同组分的砂岩数据点分布在不同的路径上.石英胶结的高石英含量砂岩(石英碎屑岩、石英含量大于95%)形成了所有砂岩中的低孔隙度界限,并在低孔隙度(＜10%)情况下,仍保持着高的渗透率.典型的石英碎屑砂岩在渗透率为1毫达西时,孔隙度范围为4%到10%,并在所有砂岩中,它具有最高的斜率.即较大的渗透率变化与较小的孔隙度变化相对应.交会图中,在给定渗透率值的情况下,较低石英含量砂岩的趋势线与石英碎屑岩趋势线相比,前者位于孔隙度较高的位置.对于人工合成填砂模型和未固结的自然砂岩,渗透率一般与孔隙度无关.由于成岩作用(压实、胶结和溶解作用的总和)使较细颗粒砂岩孔隙度和渗透率减小的程度要大于较粗颗粒的砂岩,结果大多数储集层砂岩都反映出渗透率对数(log(k))与孔隙度(φ)之间的相关性,且其趋势线斜率为正值.也就是说在同一地层中,粒径相对较细的砂岩的孔隙度和渗透率一般低于粒径相对较粗的砂岩.这是因为,随着成岩作用的进行,较细砂岩的渗透率与孔隙度比较粗砂岩减小得更快,且在对数刻度中,渗透率值的范围也变大.虽然不同地层之间,趋势线的斜率,截距和分散程度各有不同,但对于同一地层,数据区域具有很好的相关性.     

用扫描电镜评价高孔渗砂岩储集性能的新方法

通过建立砂岩孔隙喉道的平面模型，利用扫描电子显微镜的图象处理得到的孔隙直径、喉道宽度、面孔率等数据，推导出表征砂岩储集性能的“视渗透率”公式；实验得到的视渗透率数据与渗透率具有较好的相关性。     

赵石窑河道砂体储集特征

赵石窑河道砂体成分成熟度和结构成熟度均较低,岩屑和长石含量较高,泥质、硅质、铁质和碳酸盐为主要填隙物,经历了同生、埋藏和表生3个成岩阶段。粒度是造成储层岩性相孔渗性差异的主要原因,可识别出8种孔隙类型和大孔-中喉、大孔-细喉、中孔-细喉和微孔-微隙型Ⅳ种孔隙结构,孔隙结构及分布与粒度和填隙物密切相关。曲流点坝相中下部孔渗性最好,底部次之,顶部及边缘最差。     

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随着油气田的二次、三次开采,人们愈来愈认识到了砂岩储层中粘土矿物的重要作用,如,高岭石的速流性、蒙脱石的水敏性、伊利石的丝缕化隙积性、绿泥石的酸镀性等,具有这些特性的粘土矿物以不同的方式堵塞和填积在储层孔隙喉道中,影响油气开采的效益和开采所选的工艺。基本地上述粘土矿物的特性,它人在储层中矿物组成和含量的不同将会影响储层物性孔隙的渗透力的大小,也会影响油气资源的评价。因此,本文提出用粘土矿物的组成、     

使用常规测井方法识别高孔隙度低渗透率砂岩储集层的典型实例

陆上中型砂岩有良好孔隙度(15—20%),并不总是有良好的渗透率(几十～几百 md)。由于取芯很少,许多储集层的潜在产能特性主要是借助于电缆测井资料。但低渗透率的测井响应不显著,易被忽略,以致于不能识别低渗透率层而导致测井解释的失误。综合测井资料和岩芯资料,能有效地修正储集层模型。仔细分析裸眼井测井图,尤其在取得一些边界井的岩芯资料时,就能识别低渗透层,并大大改善对储采层特性的描述。     

柴达木盆地油砂山油田下油砂山组砂岩成岩作用和孔隙结构

对青海柴达木盆地油砂山油田下油砂山组砂、泥岩样品的分析测试表明，下油砂山组湖相三角洲砂岩的成分成熟度和结构成熟度均较低，成岩作用已达到中成岩阶段的成熟Ａ期或Ｂ期；早成岩阶段的主要成岩作用是碳酸盐胶结作用以及压实作用引起的颗粒重排；中成岩阶段未成熟期则以机械实作用为主，半成熟期以方解石和方沸石胶结作用为主，成熟Ａ期或Ｂ期的主要成岩事件是烃类大量成熟引起的晚期溶蚀。该三角洲体系中河道砂体、河口坝砂体和     

三角洲平原相低弯度分流河道砂体微相及水淹变化特征——以大庆油田北部萨葡油层为例

低弯度分流河道砂体在大庆油田北部萨葡油层中占有重要比例,深入研究这类砂体的非均质特征,对油田调整挖潜具有实际意义。以沉积学知识为指导,应用密井网的测井资料和取心资料,结合微相平面展布组合特征识别出主河道、废弃河道、决口水道、河间薄层砂、泥岩等五种主要微相,并应用水淹层解释及各种动态监测资料开展了水淹变化特征研究。认为砂体层内非均质性,窄条带的河道砂体几何形态及微相间的物性差异是影响平面及纵向水淹变化特征的主要因素;随着注水开发时间的延续和强度的增加,不同微相水淹面积和水淹程度变化各不相同;剩余油主要分布在远离注水井的决口水道和河道间砂体中。     

青海油砂山分流河道砂体储层骨架模型

青海油砂山油田上新统下油砂山组（Ｎ~（２））Ｋ２至Ｋ１－３（地下）标准层之间的分流河道砂体具有规模小、厚度薄、侧向连通性差的特点，构成了迷宫式的储层骨架。从油田的地面露头研究入手，探索了一条利用露头资料建立砂体骨架原型模型，进而建立地下油田地质模型的思路和方法．露头调查获取的分流河道砂体宽厚比，以及从露头砂体骨架原型模型中提取的总砂体面积比和不同厚度砂体的面积比等参数可作为建立地下油田砂体骨架预测模型的最主要的定量依据。根据这些参数，预测了青海油砂山油田地下砂体骨架横剖面的井间遗漏砂体的面积及不同厚度分流河道砂体的数量．     

陆相断陷盆地缓坡带分流河道油藏勘探

陆相断陷湖盆缓坡带发育多期分流河道,储集层物性好,且环状分布于生油盆地周围,具备良好的生储盖配置条件,上倾部位若发育断层,其成藏条件更有利。因分流河道油藏具有类型多、分布广、隐蔽性强、断层与河道匹配形式多样、成藏规律等因素,因而研究难度非常大。对分流河道油藏实施高效勘探的前提是精确定位分流河道的展布、逐项研究成藏控制因素、分层落实油藏分布规律。从沉积体系分析入手,对油藏特征、成藏机理、聚集规律进行了阐述,所总结的油藏描述方法对其他地区相似油藏类型的研究具有指导意义。     

陕北斜坡东部低渗透储集层的有利沉积相带

根据岩心和250 余口井测井资料分析,在对岩石类型及其组合、矿物组分、沉积结构、构造、测井相、生物化石、粒度特征分析的研究基础上,确认AS地区三角洲前缘长6水下分流河道微相、河口坝微相及其复合体是形成本区主要储集砂体的有利相带。由于受河流的控制和强烈影响,三角洲前缘相除发育水下分流河道外,各小层还发育河口坝被水下分流河道切割、叠置的复合型砂体。指出,长61-2层水下分流河道、河口砂坝发育最好,水下分流河道汇合和超覆河口砂坝的作用更为强烈,更好地控制了该区主力油层的分布和连片范围。     

塔中I号断裂带中奥陶统灰岩储层特征

塔中 I号断裂构造带是塔里木盆地中的一个重要油气聚集带 ,中奥陶统灰岩是其最主要的储集层。中奥陶统沉积时期 ,该带位于碳酸盐台地边缘 ,发育粒屑滩、生物礁和灰泥丘沉积。这一沉积相带决定了该带中奥陶统灰岩储层明显好于其周缘地区。岩心及薄片观测结果表明 ,该区灰岩储层的主要储集空间包括孔隙、裂缝和溶洞等 ,它们在不同部位构成不同的组合类型。岩石物性分析显示 ,灰岩储层的基质孔隙度较低 ,绝大部分属低孔、特低孔储层 ,渗透率分布较宽 ,但总体仍偏低。沉积相类型、构造作用和成岩作用是影响该区储层发育程度的主要因素 ,在它们的共同影响下 ,不同层位、不同井区间的储层差别也较大。     

羌塘盆地托纳木地区上侏罗统雪山组沉积相与储集层评价

西藏羌塘盆地双湖托纳木地区地处羌北坳陷与中央隆起带毗连地带, 广泛发育上侏罗统雪山组沉积, 其岩石地层垂向上由3个沉积组合构成, 总体显示为一个向上变粗的充填序列。雪山组一段发育三角洲相, 二段发育冲积扇相。三角洲相包括三角洲前缘和三角洲平原两个亚相, 三角洲前缘亚相发育分流河道、河口坝、远砂坝和分流间湾, 三角洲平原亚相发育天然堤和分流河道, 冲积扇相包括外扇和中扇两个亚相。储集层分析表明, 上侏罗统雪山组二段碎屑岩储集层的储集性能较佳, 可达中等水平, 其次为雪山组一段碎屑岩, 为中等偏差储集层。     

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研究发现,柴达木盆地南翼山构造Ｅ３２裂缝性储层既具有国内一些裂缝性储层的共同特点,又在裂缝性储层的成因、岩性、识别、评价和分布规律等方面独具特色。这类裂缝性储层的裂缝细而密,孔缝连通性好,有高角度裂缝、斜交裂缝和水平裂缝。该类储层在平面上从构造两翼到构造高部位分布较为均匀,岩性也较为稳定,具有内陆湖相稳定沉积的特点;储层段的排驱压力为１．３０～８．０６ＭＰａ,饱和中值压力为３．１２～１０．２２ＭＰａ,非储层段的排驱压力一般大于３０ＭＰａ,饱和中值压力为８０～１２４ＭＰａ。在储层段,钻进过程中几乎所有的井都发生了井漏或井喷;声波时差曲线有明显的周波跳跃现象,井径曲线有显著的扩径现象,同时该储层段还具有碎屑岩储层的电测特征（如自然电位的负异常）。储层岩性为碳酸盐岩、钙质泥岩和碎屑岩的混合体,结构上粗细混杂,成分上没有单一、质纯的岩石类型。油气储集空间和渗流通道以裂缝为主     

阿尔金斜坡地区上、下油砂山组沉积相分析

在层序地层学研究的基础上,对柴达木盆地阿尔金斜坡地区上、下油砂山组进行了详细的沉积相研究,分析了冲积扇相、河流-泛滥平原相、三角洲相、扇三角洲相、湖泊相等几种类型沉积相特征.并按识别出的4个二级层序,推测了古沉积相的平面展布特征,总结了由于构造抬升造成的新近系湖盆演化和向东迁移规律.结合古构造、古气候、物源供给等分析了阿尔金斜坡地区上、下油砂山组沉积相演化的控制因素.     

准噶尔盆地西北缘夏9井区主要储层特征

准噶尔盆地西北缘夏9井区主要储层位于三叠系百口泉组及克下组和侏罗系八道湾组,整体上属于中-低孔低渗储层。其中,八道湾组孔隙结构最好,储层岩性以砂岩为主,而百口泉组及克下组孔隙结构相对较差,以各类砾岩和砂砾岩为主。从百口泉组到八道湾组,随地层埋深的减小,各储层物性整体上逐渐变好,砂岩含量相应增高,溶解作用增强,胶结作用和压实作用随之减弱。此外,储层内各砂层的孔隙度自西南向东北沿倾伏背斜的轴部和中段整体上有变高的趋势。这些特征主要是由各种主要成岩作用的先后配置关系、岩性差异及沉积相的控制造成的。