胡尖山油田三叠系延长组长21储层特征及控制因素

通过扫描电镜、铸体薄片、岩心和测井等相关资料分析,对鄂尔多斯盆地胡尖山油田三叠系延长组长2,砂岩储层特征进行研究。研究表明,储层砂岩主要为细一中粒长石砂岩和岩屑长石砂岩,分选较好,磨圆度以次棱状为主,填隙物以高岭石为主。储层物性较差,孔隙类型主要为粒间孔和长石溶孔,并发育少量的晶间孔及岩屑溶孔,属于低一中孔、低一特低渗...     

鄂尔多斯盆地贺旗-环北地区延长组长8段储层特征及控制因素

在众多前人研究成果的基础上,充分利用岩心测试分析资料,对鄂尔多斯盆地贺旗-环北地区延长组长8段储层特征、储层发育控制因素进行深入研究。结果表明,以辫状河三角洲沉积为主的长8段储集层主要为灰色、灰白色细砂岩、中砂岩和粉砂岩与灰黑色泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩的互层,部分内含少量薄层凝灰岩和碳质泥岩,具有成分成熟度和结构成熟度均较低的岩石学特点。储层以残余原生粒间孔为主,次生孔隙少见,为典型低孔低渗储层。储层发育受多种因素控制,主要包括岩性因素、沉积相因素、成岩因素,其中岩性是基础,沉积是条件,成岩是关键。     

鄂尔多斯盆地胡尖山油田延长组长4+52储层特征及综合评价

根据岩心观察、铸体薄片及压汞曲线等资料,对胡尖山油田长4+52储层的岩石学特征、孔喉特征及成岩作用等进行了深入的研究,并对储层进行了综合评价。研究结果表明,胡尖山油田长4+52储层岩性主要为极细—细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩,储集空间主要为残余粒间孔和长石溶孔,片状和弯片状喉道为主要渗流通道,成岩作用类型主要包括压实作用、胶结作用和溶蚀作用。长4+52储层类型以Ⅱ类和Ⅲ类为主,为典型的低孔、超低渗储层。     

鄂尔多斯盆地胡尖山地区长7储层特征及影响因素

以往主要将长7作为鄂尔多斯盆地的生烃层系进行研究。近年来在胡尖山地区长7油层组发现了大量工业油流井,但油藏分布极不均匀,油井产能有高有低。利用岩石薄片、铸体薄片、压汞和物性等资料,对胡尖山地区长7储层特征进行了深入研究,并从多角度分析了影响长7储层物性的因素。研究表明:研究区长7储层以长石砂岩和岩屑质长石砂岩为主;填隙物以铁方解石和水云母为主;储集空间以残余粒间孔和溶蚀孔为主;为微喉道;物性差,为低孔—超低渗储层。影响储层物性的因素主要有:石英含量、碎屑粒度、沉积微相和成岩作用(压实、胶结和溶蚀)等。     

鄂尔多斯盆地东南部延长组页岩储层特征及控制因素

鄂尔多斯盆地东南部延长组富有机质页岩形成于陆相湖盆环境,属于典型的陆相页岩地层,在目前的页岩气地质评价和研究中,尚无系统方法及相关标准,国外评价方法也差异较大。通过对研究区延长组长7段和长9段富有机质黑色页岩的一系列测试,总结出目标层位的有机质特征、矿物组成、孔隙结构和分布特征,并讨论了上述特征之间的相互关系,明确了影响孔隙发育的主要因素。最后,讨论饱和吸附量与上述特征的相关性,探明了控制该页岩储层吸附量的因素。     

鄂尔多斯盆地上古生界砂岩储层特征及控制因素分析

结合大量岩石薄片、储层物性、压汞曲线资料的分析,对鄂尔多斯盆地不同区块上古生界主要气层段的岩石学特征、物性特征、孔隙结构及孔隙类型等进行深入对比研究,分析了影响储层碎屑组分、储集性能和平面分布的主要因素。研究表明,上古生界砂岩储层非均质性强,普遍具有低孔-低渗、孔喉偏小的特征;物源体系控制着砂岩组分的差异,由西至东石英含量减小,岩屑含量增加,长石含量仅在盆地西部边缘地带较高;沉积体系的多样性决定了储层储集体类型的多样性和分布规律;成岩作用对储集层发育的控制是多方面的,由溶蚀作用产生的次生孔隙是主要储集空间。     

鄂尔多斯盆地马岭油田延长组长8储层特征及影响因素分析

通过岩心、测井、铸体薄片、扫描电镜等相关资料,对马岭油田延长组长8储层特征及影响因素进行研究结果表明：马岭油田长8储集岩主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,成分成熟度低;储层孔隙类型多样,以粒间孔、长石溶孔为最主要的储集空间;物性特征为典型的低孔低渗储层;储层性质明显受沉积相和成岩作用的综合影响,其中,沉积厚度大、粒度较粗的水下分流河道砂体的储集物性最优,其次为河口坝,三角洲内前缘席状砂最差;成岩作用对储层物性有明显的控制作用,压实作用、胶结作用导致储层物性变差,溶蚀作用使储层物性得到较好的改善。     

鄂尔多斯盆地黄陵油田延长组长6储层致密成因

鄂尔多斯盆地黄陵油田延长组长6段为一套特低孔、特低渗储层,孔隙结构以小孔微喉及小孔微细喉型为主。受东北和南部物源影响,储层填隙物含量高,为压实作用提供了物质基础。长6储层在埋藏成岩过程中经历了较大的埋深和较强的压实作用,视压实率为75%,处于强压实程度。胶结作用主要以碳酸盐胶结为主,其中铁方解石为主要的碳酸盐胶结物,胶结物对粒间体积的丧失率为20%~50%,极大地降低了储层的储集性能。强烈的压实作用和胶结作用是导致黄陵油田延长组长6储层致密的重要原因。     

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。     

鄂尔多斯盆地华庆地区长63亚段储集层与成岩相研究

鄂尔多斯盆地华庆地区上三叠统延长组长63亚段湖底扇砂质碎屑流水道沉积来自不同的物源区,可划分出北东部和南西部2个主物源沉积区和介于其间的混源沉积区。依据长63亚段砂岩储层的物质组分、成岩作用和成岩相平面分布的差异性和区带性特征,提出不同物源区是控制该地区长63亚段砂岩储层分布的主要因素,受北东部物源区控制的绿泥石膜胶结-粒间孔成岩相以及受混源区西部物源区控制的绿泥石膜胶结-粒间孔+长石溶蚀成岩相,是最有利储层发育的沉积-成岩相。研究结果为该区储层预测、评价和高效开发提供了依据。     

鄂尔多斯盆地郑庄油区延长组长6油层组储层特征

通过岩心分析及镜下观察等研究,认为郑庄油区长6油层组储层岩石成分以长石砂岩为主,岩石成分成熟度低,结构成熟度中等,储层物性以低孔、低一特低渗为主,储层展布主要受沉积相控制,沉积类型为三角洲前缘亚相沉积。水下分流河道微相是该区的主要储集岩相。长6油层组浊沸石溶蚀作用比较发育,对改善储层物性起到关键性作用。     

鄂尔多斯盆地延长组长2油藏成藏控制因素综述

鄂尔多斯盆地延长组长2油藏是盆地中生界的一套主力含油层,前人学者对长2油藏的成藏主控因素进行了多方面的研究,但其研究存在两点不足之处:一是未结合上下层系综合研究长2油藏成藏控制因素;二是对于经历了长距离侧向运移的长2油藏成藏原因研究不清楚,缺乏对断层的研究。综合前人研究认为,盖层及遮挡条件是油气成藏的一个主控因素,但是很难去定义某个地层是否为有效的盖层或遮挡条件;应考虑延长组内部可能发育小的断层,而不是许多学者所说的盆地内部断层不发育。     

鄂尔多斯盆地下寺湾油田长3油层组储层特征及控藏机理

鄂尔多斯盆地延长组长3油层组油藏与其他油层组油藏基本相似,但发现的储量最少。应用下寺湾油田岩心、测井、录井、试油、试采等资料,探讨长3油层组储层发育特征及油气成藏的控制因素。结果表明：下寺湾油田长3油层组构造较平缓,发育近东西向的鼻状构造;属于三角洲平原亚相沉积,其微相类型有分支河道、陆上天然堤、决口扇和沼泽微相,分支河道微相是砂体最发育的相带;储层岩性以细粒长石砂岩为主,主要孔隙类型为粒间孔隙,平均孔隙度为12.4%,平均渗透率为1.28 mD,属于低孔、低渗储层;油藏主要受岩性控制,其次受构造因素影响,属于构造-岩性油藏。该研究成果对长3油层组油气勘探具有指导作用。     

鄂尔多斯盆地王洼子地区长4+5、长6储层特征及主控因素

王洼子地区长4+5、长6储层岩石类型以岩屑长石砂岩为主,孔隙类型以粒间孔为主,长石溶孔次之。储层总体表现为中–低孔超低渗储层,其中长(4+5)2储层物性相对较好,长61、长62次之,孔渗分布均表现为单峰值特征。储层受成岩作用影响大,压实作用是储层变差的主要因素,其次为胶结作用,溶蚀作用是储层物性改善的主要因素,绿泥石的发育对孔隙的保存与储层渗透性起到积极作用,高岭石发育是促进次生孔隙发育的重要因素。     

鄂尔多斯盆地东南部长7段页岩孔隙特征及其控制因素

为明确鄂尔多斯盆地长7段陆相页岩储集层孔隙特征,通过扫描电镜、铸体薄片、气体吸附法和压汞法等实验手段,对长7段页岩储集层中纯页岩和粉砂质纹层发育的页岩孔隙特征进行了对比分析,并探讨了可能影响孔隙发育的因素.纯页岩中主要发育黏土矿物粒间孔和有机孔,粉砂质纹层发育页岩中主要发育粒间孔和粒内溶孔;相比纯页岩,粉砂质纹层的中—...     

鄂尔多斯盆地白豹地区长6砂岩储层特征及影响因素分析

根据铸体薄片、扫描电镜、物性、孔隙结构等分析资料,对白豹地区长6砂岩储层特征进行研究表明,该套储层储集空间类型以溶孔-粒间孔组合为主,储层物性较差,排驱压力和中值压力较高,喉道半径小且分选性较差,孔隙结构总体较差。储层发育程度受沉积作用和成岩作用综合影响,认为岩石类型,云母等组分含量,粒径是决定储层发育的基础,北部物源影响的砂岩物性较好。早期环边绿泥石胶结作用和后期较弱的溶蚀作用促进储层的进一步发育。硅质次生加大和碳酸盐矿物、粘土矿物的胶结作用使储层储集性能大大降低。     

盘古梁地区长61油层储层特征及有利区预测

鄂尔多斯盆地盘古梁地区长61油层具有较大的勘探开发潜力.通过岩心观察、薄片研究、粒度分析,对靖安油田长61储层特征进行了深入研究和分析.结果表明:长61油层的主要岩石类型为长石砂岩和岩屑质长石砂岩,磨圆度以次圆-次棱角状为主,砂岩分选中等-较好;长61油层沉积时期主要发育三角洲前缘亚相,主要的砂体类型有水下分流河道、河...