苏里格气田S6井区山1段储层特征及影响因素

下二叠统山西组1段（简称山1段）是苏里格气田S6井区的主力产气层之一,由于该储层经历了长期的压实、胶结等致密化成岩作用改造,原生孔隙几乎消失,储集物性较差,属低孔特低渗型储层。利用岩心、岩石薄片及其它常规化验资料,对山1段储层岩石学特征、孔隙结构及孔隙类型等进行深入研究,并分析了影响储层性能的主控因素。结果发现,影响山1段储层物性的主要因素为沉积环境、碎屑以及成岩作用的改造,这些因素共同改善或破坏了山1段储层的物性。     

苏里格气田东区马五段4亚段1小层与5亚段白云岩储层对比研究

鄂尔多斯盆地苏里格气田东区下古生界中奥陶统马家沟组五段4亚段1小层(O2m4(1)5)和5亚段(O2m55)分别为上、中组合中主力产气层,但两者在储层规模、储集性能上却相差较大。对比发现,O2m4(1)5储层厚度稳定,分布在局限蒸发环境含膏云坪微相中,岩石类型主要为泥粉晶含硬石膏结核白云岩和泥粉晶白云岩,孔隙空间为膏模孔、裂缝;O2m55储层在平面上呈珠串状分布,在云坪及颗粒滩微相分布较厚,岩石类型主要为粗粉晶白云岩和颗粒白云岩,储集空间为晶间孔和少量的裂缝。白云岩成因及成岩作用的差异造成了2个层位储层的差异。     

致密砂岩气藏有效砂体分布及主控因素——以苏里格气田南区为例

苏里格气田南区是苏里格气田主体向南的延伸,距离物源区远,储层埋深大,成岩作用强。落实有效砂体分布及主控因素,是苏南等气田边部地区高效开发的基础。以苏南盒8、山1段储层为目标,结合构造、沉积、储层、成岩分析,研究了有效砂体的空间展布特征,总结了有效砂体的主控因素。苏南有效砂体多分布在心滩和分流河道底部等粗砂岩相,垂向上发育孤立型、垂向叠置型、侧向搭接型3种模式,平面上分布在中、东部2条主砂带内。在有效储层形成过程中,宽缓的构造坡降是沉积、成藏的背景,强水动力条件下的浅水辫状河三角洲平原沉积控制了储层的分布格局,而成藏前的压实、胶结、溶蚀等成岩作用深刻改造了储层,塑造了有效砂体的形态。     

苏里格气田东区马五5气藏主控因素及富集区优选

为提高鄂尔多斯盆地马五₅气藏有效储集层钻遇率,运用钻井、测井、录井、岩心及生产试气等资料,通过对沉积微相、成岩作用、古地形等有效储集层主控因素分析,明确了马五₅气藏白云岩分布规律,并对储集层进行综合分类评价,优选出马五₅气藏有利富集区。研究结果表明,苏里格气田东区马五₅储集层呈局部透镜状分布,连片性不强,最有利的储集体是颗粒白云岩和粗粉晶白云岩,主要储集空间为晶间孔、晶间溶孔和构造裂缝。沉积相和成岩作用是马五₅储集层的主控因素,颗粒滩是马五₅储集层白云岩最有利的沉积微相;有效储集层主要受控于准同生白云化作用和埋藏白云岩成岩作用对储集层的改造程度;相对高部位的古斜坡是马五₅气藏开发的有利区。     

川西须二段储层地质主控因素的探讨

须二段储层是川西地区天然气的主要产层,从沉积作用、成岩作用和构造作用三大地质作用出发,分别从岩石类型、岩石孔隙、沉积微相、建设性成岩作用和破坏性成岩作用、构造形态和构造作用等方面对影响储层的地质因素进行探讨,认为粒度、石英矿物为储层储集空间提供了较好的储层条件,天然气聚集前的建设性成岩作用进一步提高了储层物性,构造作用后期形成的高角度裂缝是该区须二段储层获得工业性气藏的保证。     

苏里格气田46区盒8段致密砂岩储层特征及主控因素

为查明苏里格气田46区盒8段致密砂岩储层特征及主控因素,文中利用铸体薄片、岩心物性、扫描电镜、压汞、T₂核磁等测试分析,对盒8段致密砂岩储层开展了系统研究。结果表明：研究区盒8段致密砂岩储层储集空间类型主要为粒间溶孔、粒内溶孔、杂基孔,平均孔隙度为6.93%,平均渗透率为1.620×10^-3μm²,为一套特低孔—超低孔、超低渗储层。孔喉分布不均匀,分选相对较差,以中小孔-细微喉组合为主。低体积分数岩屑、高体积分数石英、大粒径颗粒是优质储层发育的物质基础;沉积作用保留的原生粒间孔隙是次生孔隙、成岩裂缝发育的基础,也是寻找优质储层的关键。     

靖边潜台南部奥陶系马五1亚段储层特征研究

鄂尔多斯盆地奥陶纪时为稳定的克拉通内凹陷盆地，其马家沟组为一套古风化壳的岩溶地貌，蕴藏着丰富的天然气资源。靖边潜台南部马五，时总体上为局限台地环境，主要岩石类型为泥-细粉晶白云岩及含硬石膏结核溶模孔白云岩，由于储集层储集类型为风化壳岩溶型，针对这一特点从微观和宏观两方面阐述了储集空间类型及特征，并对马五1各小层之间的物性特征进行了分析比较，得出马五。储层总体具有低孔低渗的特点。通过从沉积和储层两方面特征的研究揭示了影响储层储集性能的控制因素为岩性与沉积微相、古岩溶地貌和成岩作用。     

靖边气田南部奥陶系马五1+2亚段储集层成岩演化特征

鄂尔多斯盆地奥陶系马五₁₊₂亚段天然气储量丰富,是靖边气田奥陶系油气勘探的重点层系,其储集层成因和孔隙结构复杂,受多期成岩作用的控制。基于钻井岩心、薄片和储集层物性资料,分析总结了靖边气田南部奥陶系马五₁₊₂亚段储集层成岩作用及其孔隙演化特征。研究结果表明,靖边气田南部奥陶系马五₁₊₂亚段发育一套局限—蒸发台地的白云岩储集层,以膏溶孔和溶缝为主要储集空间,整体为低孔低渗的微裂缝-孔隙型储集层。储集层在形成过程经历了多种成岩作用,包括白云石化作用、压实压溶作用、胶结充填作用、表生岩溶作用、交代作用、构造破裂作用等。其中,同生—准同生期高盐度海水环境下发生的白云石化作用及石膏沉淀,为加里东运动表生成岩期溶蚀作用和微裂缝的发育奠定了有利条件,是储集层形成的物质基础;加里东运动表生成岩期大气淡水对石膏结核的溶蚀以及微裂缝的扩溶改造大幅提升了储集层孔渗性能,是储集层形成的关键;埋藏成岩期孔隙流体的石英和方解石胶结充填使得早期孔隙有所减少,表现为破坏性成岩作用。此外,晚成岩期的构造活动也产生了少量开启微裂缝,提高了局部孔渗性能,最终形成以膏溶孔和溶缝为主的储集空间,以微（溶）裂缝为主要渗滤通道的白云岩储集层。     

苏里格气田召51地区山西段储层控制因素

山西组是苏里格气田上古生界气藏的主力产区。依据对召51地区山西组岩石的显微薄片、铸体薄片、扫描电镜等资料的具体分析,得出山西组的岩石类型主要为岩屑石英砂岩,储集岩的特点为中-小孔喉发育,排驱压力较大、中值半径小和中值压力低,孔隙类型主要为溶蚀孔隙和晶间孔。研究区的储层平面上受沉积环境和填隙物的影响,垂向上受压实作用、胶结作用和溶蚀作用的影响。其中山2较山1对孔隙的保存更加有利。     

苏里格气田苏54区块气水分布主控因素分析

苏里格气田西区苏54区块为典型的低孔、低渗致密砂岩气藏,完钻井出水较严重,气水分布关系复杂,主要控制因素不明朗,开发难度较大。通过对苏54区块构造、沉积相、砂体及渗砂体展布及储层特征研究,认为苏54区块气水分布的主要控制因素有气源、沉积相、构造、物性及裂缝等因素,明确了主力目的层段的气、水分布特征及含气相对富集区。区块中东部含气性较好,是近期开发的有利目标区带,可在保证合理井网的基础上优先布井。西部及南北部相对富水,部署井位时应尽量避开富水区域。     

苏里格气田苏54区块盒8段致密砂岩储层特征及主控因素

二叠系下石盒子组8段(简称盒8段)储层为苏里格气田苏54区块主力产气层之一,是典型的致密砂岩储层,根据岩心观察,结合钻井、测井、录井、试气资料,应用铸体薄片及显微镜观测等手段,借助沉积学及岩石学观点,通过研究储层地质特征、沉积相及成岩机理,综合分析认为苏54区块盒8段:(1)砂岩类型以岩屑质石英砂岩为主,含有少量石英砂岩,储层填隙物以杂基和硅质胶结为主,孔隙度及渗透率较低,表现为低孔低渗储层;(2)沉积环境为冲积平原环境河流相沉积,分布着众多辫状河及河道间洼地,沉积物特征复杂多变,沉积微相主要为曲流河与辫状河的边滩、心滩;(3)储层成岩作用主要有压实作用、胶结作用及溶蚀作用,对储层孔隙有重要的影响,从而进一步影响储层油气聚集。     

神木气田上古生界砂岩储层特征及其主控因素

鄂尔多斯盆地神木气田上古生界二叠系多层系含气,但主力含气层段为太原组和山西组。为指导气田储层有效预测与井位部署,根据常规薄片、铸体薄片、粒度分析、常规物性及压汞等测试手段,研究了主力层段储层特征及其控制因素,认识到太原组以岩屑石英砂岩和石英砂岩为主,山西组岩性以岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主,太原组石英含量总体高于山西组,砂体分布均受三角洲分流河道的控制;主力层段物性均较低,属于低-特低孔、低-特低渗储层,但低孔、低渗背景上存在相对较高孔渗的储层;太原组储层孔隙类型以溶孔为主,砂岩中值半径大,排驱压力低,最大进汞饱合度高,孔隙结构总体上优于山西组;沉积、成岩系统研究认为,分流河道有利相带控制下的粗粒颗粒分布对储层物性具有较强的控制作用;溶蚀作用是改善砂岩储渗条件的最关键因素。     

苏里格气田苏120井区盒_8段储层特征研究

综合利用剖面观察、岩心薄片、铸体薄片、扫描电镜、压汞测定等方法,对苏里格气田苏120区块盒8段沉积微相及砂体展布特征、储层岩石学特征、储集特征和储层物性特征以及成岩作用进行了深入系统的研究。结果表明:苏里格气田苏120区块盒8段储层属低孔低渗储层;储层岩性以岩屑石英砂岩、石英砂岩为主;研究区储层孔隙空间主要有岩屑溶孔和晶间孔;成岩作用对该储层物性及储集空间有着重大影响作用。通过对该区储层特征的研究,可为下一步勘探开发提供地质依据。     

塔巴庙地区奥陶系风化壳马五5亚段储层特征

对塔巴庙地区50余口探井的岩石学和古岩溶学及电性、物性特征进行分析、研究，发现奥陶系风化壳马五⁵黑灰岩段在成岩晚期发生粉晶白云岩化作用形成白云岩储层，其成因是与煤系地层油气形成有关的酸性热水深埋环境的产物；其电性具有三低一高特点：即低阻、低Pe、低电位和高时差；其物性具有较高孔隙度和渗透率，储集条件明显变好。研究表明马五5白云岩化储层分布在研究区北部以及与岩溶高地相关的区域，目前该区已有多口探井获得工业气流。     

致密砂岩储层物性特征与质量差异控制因素研究——以A气田为例

A气田储层为致密砂岩,物性控制因素复杂多样,三个目的层段岩性、沉积、储层和物性特征差异明显。利用岩心、薄片、物性、沉积相、测井等资料对储层的沉积作用、成岩作用与储层物性关系进行了深入研究,结果表明,研究区致密砂岩储层质量差异是沉积和成岩综合作用的结果,储层质量差异的主控因素为砂岩粒度、砂岩碎屑成分、胶结作用和溶解作用。岩屑石英砂岩是研究区优质的储层,石英砂岩次之。     

鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组五段膏盐下白云岩储层形成的主控因素

近期勘探实践表明,鄂尔多斯盆地东部奥陶系马家沟组五段膏盐下白云岩具有良好的天然气勘探开发潜力。为此,综合岩心观察、薄片鉴定、物性分析及地球化学特征等资料,对其岩石学、储集空间和孔渗特征等开展了系统研究。结果表明,鄂尔多斯盆地奥陶系膏盐下储集层为孔隙型白云岩储层,纵向上分布在马五6亚段、马五7亚段和马五9亚段。马五6亚段储集层岩性主要为颗粒白云岩和斑状粉晶白云岩,马五7亚段和马五9亚段储集层岩性主要为颗粒白云岩和粉-细晶白云岩。三个储层段储集空间均以溶蚀孔洞为主,次为残余粒间孔、晶间溶孔、晶间孔和微裂缝,平均孔隙度分别为5.84%、6.81%和7.03%。沉积古地貌、海平面变化和准同生期大气淡水溶蚀作用等因素共同控制膏盐下白云岩储集层的发育与分布。研究认为位于盐岩边界线外侧的中央古隆起带和榆林-横山隆起带地势相对较高,颗粒滩沉积厚度大,在准同生期和浅埋藏期易于发生大气淡水溶蚀作用,其内部赋存的孔隙不易被膏盐岩充填,是盆地内膏盐下有利白云岩储集层的发育区。     

鄂尔多斯盆地盘古梁西长6段储层主控因素分析

盘古梁西长6段油藏是陕北近年来提交探明储量和开发建产的重要区域。文中对盘古梁西长6段油层组储层岩石学特征、孔渗特征、微观孔隙结构特征及类型进行了深入分析,结果表明：该区长6段储层属三角洲前缘亚相沉积,储层具有成分成熟度偏低、结构成熟度中等的特点,储集空间主要为残余粒间孔和粒间、粒内溶孔及长石溶蚀形成的铸模孔;影响储层储集性能的主控因素较多,包括沉积微相、成岩作用、非均质性等多个方面;对储层发育影响最大的成岩期主要位于中成岩A期—中成岩B期;绿泥石膜残余粒间孔相、长石溶蚀相和浊沸石溶蚀相是最有利储层发育的成岩相带;通过微观非均质性研究,可区分出5种驱油类型。     

苏里格气田南部地区盒8段气藏储层特征及主控因素研究

通过大量岩石薄片、铸体薄片及其它常规分析,对苏里格南部地区盒8段储层岩石学特征、孔隙结构及孔隙类型等进行了深入研究,分析了影响储层储集性能的主要因素。研究表明,储集层的岩石学特征为:成分成熟度高、填隙物含量高、填隙物结构以胶结物-杂基混合填隙为主、富含塑性易变形岩屑、分选中-好、磨圆中—好、结构成熟度中等。孔隙类型以次生溶孔最为发育,微孔-中孔是主要油气储集空间。成岩作用对储层的影响有利有弊,压实与胶结作用使原生孔隙几乎丧失殆尽,溶蚀作用所形成的次生孔隙改善了砂岩储层的孔渗性。     

苏里格气田召51井—统41井区储层成岩作用及致密性成因分析

苏里格气田召51井—统41井区储层属于典型的致密储层.因此,搞清楚致密储层的成因、寻找有利储层是该区施行天然气有效勘探与开发亟待解决的主要问题之一.通过物源分析与岩心观察,并结合岩石薄片、阴极发光及扫描电镜等实验分析,认为研究区砂岩以低成熟度的岩屑砂岩和岩屑质石英砂岩为主.对储层孔隙结构进行分析,结果显示储层孔隙类型主要以晶间孔和粒内溶孔为主.研究区砂岩成岩作用主要有压实作用、胶结作用、溶蚀作用和交代作用,其中压实作用和胶结作用是形成致密性储层的主控因素.通过对研究区砂岩成岩相的分析,认为中等压实、高岭石充填、溶蚀相与中等压实、高岭石充填、方解石充填、溶蚀相是储层的主要成岩相.研究认为研究区储层致密的根本原因是其孔隙空间细小、连通性较差所致.