正宁-宜君地区长8储层特征及物性影响因素

通过岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜、图像粒度、图像孔隙及高压压汞等分析测试手段,研究了鄂尔多斯盆地南部正宁-宜君地区长8储层特征及物性影响因素。研究表明,长8储层岩石类型主要是细-极细粒长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩,以碳酸盐胶结物为主,孔隙类型主要是粒间孔和长石溶孔;长8储层属于浅水湖泊三角洲型致密油砂岩储层;长8储层物性受沉积、成岩和孔隙结构等方面因素影响,长石颗粒含量高、碳酸盐胶结物含量高及孔隙结构较差是造成研究区长8储层低渗的主要原因。     

B153井区超低渗透储层孔隙定量演化模式

综合利用岩石薄片、扫描电镜、黏土矿物X衍射以及岩石物性等资料,对鄂尔多斯盆地华庆油田B153井区长6_3储层的基本特征、成岩作用和孔隙演化等方面进行了研究,结合埋藏史和地热史,建立了储层孔隙度定量演化模式。研究表明:长6_3储层处于中成岩A阶段,在埋藏过程中先后经历了压实、胶结、溶蚀作用的改造,压实、胶结作用对储层物性具有明显的破坏作用,溶蚀作用虽改善储层物性,但效果不明显;持续的压实作用使储层孔隙度减小17.2%,早期绿泥石胶结作用减小孔隙度4.9%,晚期黏土矿物和含铁碳酸盐胶结减少孔隙度5.8%,烃源岩成熟形成大量的有机酸溶蚀砂体形成次生孔隙,使储层孔隙度增大3.0%。     

鄂尔多斯盆地胡尖山地区长4＋5油层组储层特征研究

对胡尖山地区长4＋5油层组的岩心、测井、铸体薄片、扫描电镜、物性和压汞等资料的分析表明：该区岩石类型主要为岩屑长石砂岩和长石砂岩;孔隙类型主要为粒间孔和长石溶孔：储层孔隙度为10．86％,渗透率为0．56mD,为低孔、特低渗、致密-近致密储层。该区成岩作用主要包括压实作用、胶结作用和溶蚀作用,其中绿泥石膜对原生粒间孔的保存以及溶蚀作用对储层的孔渗性均具有建设性作用。以储层特征参数和孔隙结构参数为基础,对胡尖山地区长4＋5油层组储层进行了分类评价,并将其分为4类,其中Ⅱ类和Ⅲ类储层是该区主要的储集层类型。     

致密油储层微观特征及其形成机理——以鄂尔多斯盆地长6-长7段为例

鄂尔多斯盆地陇东地区长（延长组）6段和长7段富含大量致密油,但由于对其微观特征与成因缺乏深入了解,阻碍了该区致密油的有效开采。为此,根据岩石孔隙铸体薄片、场发射扫描电镜等技术,对研究区长6段和长7段致密油储层微观特征及其成因进行了深入研究。结果表明：研究区致密油储层形成于三角洲前缘远端远砂坝-席状砂及半深湖-深湖重力流沉积环境,岩石粒度细（主要为极细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩及粉砂质泥岩）、杂基含量高（8%~10%）,几种储集岩的孔隙均极不发育,面孔率低,平均1.8%,孔径小（平均30 μm）,喉道细（平均0.08 μm）,平均孔隙度9%,渗透率基本上都低于0.3×10^-3 μm²,物性差。孔隙类型主要为粒间杂基微孔、长石及岩屑溶孔、胶结物晶间微孔。不同岩石类型其微观特征存在差异。沉积环境决定了其粒度细、粘土杂基高,细粒高粘土杂基岩石抗压性差,强烈的压实作用导致大量的原生孔隙损失,孔喉变得更加细小;孔喉细小的岩石由于孔隙中各种流体离子的半渗透膜效应引起强烈的碳酸盐和粘土矿物胶结,尤其是伊利石搭桥状和丝网状胶结,使岩石孔隙度渗透率进一步变差,后期酸性流体也难以进入发生溶蚀作用;云母与水云母杂基及碳酸盐胶结物对石英的强烈交代导致岩石抗压性变差以及固体体积增加,最终导致岩石的致密化。     

姬塬西部地区长81致密储层特征及孔隙度演化分析

储层孔隙度演化分析是恢复储层致密化过程、明确储层致密化原因的有效手段。利用钻井岩心、铸体薄片、扫描电镜和粒度分析等资料,在查明鄂尔多斯盆地姬塬西部地区长8₁ 致密储层特征的基础上,定量分析了其孔隙度演化过程。姬塬西部地区长8₁ 储层岩性以细粒岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主,储集空间以粒间孔、长石溶孔为主,孔隙结构较差,属于典型的低孔、低渗透致密储层。以薄片观察为基础,采用计点统计的方法恢复了成岩作用过程中孔隙度的演化,并定量求取了各成岩作用对孔隙度演化的贡献值。结果表明：姬塬西部地区长81 储层砂岩初始孔隙度为41.35%,进入埋藏成岩阶段后,压实作用导致了孔隙度的不可逆降低,造成的孔隙度损失率为57.10%,胶结、交代作用造成的孔隙度损失率为32.55%,而后期溶蚀作用带来的孔隙度增加率为6.48%,微裂缝作用带来的孔隙度增加率为0.15%。计算所得长8₁ 储层砂岩孔隙度为7.02%,而实测孔隙度为7.12%,相对误差为1.40%,在合理范围之内。在姬塬西部地区,压实作用和胶结作用造成的长8₁ 储层初始孔隙度损失率高达89.65%,因此,强压实、强胶结作用是导致该区长8₁ 储层致密化的主要原因。     

致密砾岩储层与CO2作用机理及控制因素实验研究

新疆油田530井区克下组致密砾岩储层具有复杂的复模态孔隙结构,富含火山凝灰岩,铁质含量高,目前CO2驱矿场试验效果难预测。以该储层为研究对象,利用铸体薄片、矿物组分、元素分析、离子浓度分析、核磁共振等手段,通过室内实验,对比了岩石碎块、岩石粉末、岩心段塞与CO2反应前后矿物组分、孔隙结构、流体离子浓度等参数的变化,并从岩石矿物组分、粒径、物性及孔隙结构和反应时间等方面对反应控制因素进行探讨。研究结果表明：CO2的注入对储层的影响整体较小。矿物组分的变化表现为石英、黏土矿物相对含量增加,长石、碳酸盐矿物相对含量减少,以及铁质矿物溶解后再次沉淀;元素和孔隙结构变化较小,孔隙度平均变化小于0.5%;液相中Ca2+和Mg2+质量浓度变化相对较大,新增的Al3+,Fe3+,Si4+等质量浓度变化较小。CO2与储层岩石间相互作用机理为长石、方解石的溶蚀以及铁质矿物的先溶蚀后沉淀。储层岩石方解石含量越高,反应后孔隙结构变化越大;反应后Ⅱ类储层孔隙结构变化大于Ⅲ类储层;岩石粉末反应速率强于岩石碎块;随时间的推移,反应在0~7 d内达到平衡,期间以溶蚀作用为主,反应在7~30 d内各组分变化较小,存在Al（OH）3和Fe（OH）3 的沉淀作用。     

深埋砂岩储层长石溶孔率定量计算的新方法及应用——以鄂尔多斯盆地陇东地区长81储层为例

次生孔隙是砂岩储层中重要的油气储集空间,而长石溶蚀产生的次生孔隙(即长石溶孔)往往是最重要的次生孔隙类型之一。基于热力学原理,提出了依据溶蚀产物自生黏土矿物的含量定量计算深埋条件下长石溶蚀产生的次生孔隙率的新方法,即:钾长石次生孔隙率=0.28×高岭石含量或0.36×伊利石含量;钠长石次生孔隙率=0.10×高岭石含量或0.17×伊利石含量;钙长石次生孔隙率=0.014×高岭石含量或0.08×伊利石含量。在对鄂尔多斯盆地陇东地区长8₁储层的矿物岩石学特征进行详细研究的基础上,依据新方法对陇东地区长8₁储层深埋条件下长石溶蚀产生的次生孔隙率进行了计算,并与实测面孔率和溶蚀模拟实验结果进行了对比。结果表明,长8₁储层51块样品长石溶蚀产生的次生孔隙率的计算平均值为1.32%,与长石溶孔率的实测值(平均1.44%)比较接近;与溶蚀模拟实验产生的溶孔率相比,新方法的计算结果也是合理的。      

东营凹陷页岩油储层孔隙演化

东营凹陷古近系沙河街组三段下亚段-沙河街组四段上亚段为一套较低成熟度陆相页岩层系,通过岩石薄片、氩离子抛光扫描电镜观察分析、核磁共振、高压压汞和低温氮气吸附实验,获取了页岩储层孔隙结构及孔隙度等信息,分析了矿物成分和有机质含量对孔隙度及孔径的影响,进一步结合成岩热模拟实验,探讨了主要孔隙类型的演化特征。结果表明：①页岩储层孔隙结构复杂,微米-纳米级储集空间具有保存液态烃类的储集能力,游离相原油主要分布在孔径较大的方解石晶间溶蚀孔隙、重结晶晶间孔、黏土矿物晶间收缩缝等孔隙中。②页岩储层孔隙度及孔径主要受控于架构矿物和有机质的含量;孔隙度与长英质矿物含量、有机质含量均呈线性正相关关系,与碳酸盐矿物含量呈负相关。③埋深2 500~3 500 m是孔隙演化的关键深度段,在此深度区间,有机质生烃排出的有机酸浓度以及压力系数增大区间与孔隙度高值段有良好的对应关系;页岩油储层储集空间的形成几乎都与黏土矿物的成岩演化有关;抗压实能力强的方解石等碳酸盐晶粒形成的架构空间,以及伴随生、排烃过程的溶蚀作用形成碳酸盐晶间和晶内溶蚀孔隙,均增加了储层孔隙度;生烃超压和溶蚀的匹配作用造成3 500~3 800 m出现孔隙度局部增大的现象,孔隙大小、分布及连通性明显变好。     

东营凹陷沙河街组近岸水下扇低渗储层成因

为了阐明渤海湾盆地东营凹陷北部陡坡带近岸水下扇低渗储层成因,应用岩心和储层分析资料,通过储层岩石特征、成岩作用、成岩序列和孔隙演化及其控制因素分析,指出东营凹陷北部沙河街组近岸水下扇砂体由长石砂岩、长石质岩屑砂岩等构成,储层经历了较强机械压实作用、碳酸盐胶结作用、碳酸盐和长石溶解作用等成岩作用,现储层埋深1 700~3 500 m,处于中成岩演化阶段,总体形成了中低孔低渗（孔隙度平均为11.3%,渗透率平均为23.12×10^-3 μm²）储层。储层中低孔低渗主要受控于较强的压实作用和较强的碳酸盐胶结作用,但溶蚀成岩作用对于改善储层质量起到了重要作用。主要在2 900~3 200 m深度段,有机酸对砂岩长石颗粒的溶蚀,形成的粒间和粒内孔隙不仅增加了孔隙度,而且提高了储层渗透率,改善了储层质量（孔隙度可达到25%,渗透率达到1 000×10^-3 μm²）。显然,发现溶蚀作用及其形成的次生孔隙发育深度段对于预测有利储层是非常重要的。     

鄂尔多斯盆地东缘康宁地区二叠系致密储层成岩作用与孔隙度演化

鄂尔多斯盆地东缘康宁地区具有广阔的天然气勘探前景,是我国致密气勘探开发的重点区域之一。为研究其储层成岩作用及致密化机理,开展了铸体薄片鉴定、扫描电镜分析、X射线衍射测试、粒度分析等研究,对二叠系致密储层的岩石成分、孔隙类型和成岩演化等进行了深入探讨。结果表明：①岩石类型以细-中粒长石岩屑砂岩和岩屑砂岩为主,石英体积分数平均49%,岩屑体积分数平均36%,长石体积分数平均15%;②储层物性以低孔-特低渗型为主,平均孔隙度为7%,平均渗透率为0.46 mD,为典型致密储层;孔径小,喉道细,分选差,以次生溶蚀孔隙为主;③二叠系砂岩经历了压实作用、胶结作用、溶蚀-交代作用,成岩阶段为中成岩A-B期。④压实作用是导致储层致密的主要因素,使得初始孔隙度减少了16.39%,碳酸盐胶结作用和黏土矿物的充填作用次之,使孔隙度减少了约12.30%,后期溶蚀作用使孔隙度增加了6.01%,这一结论与现今实测平均孔隙度平均值7.46%较为吻合。上述研究成果对研究区致密气藏勘探中寻找次生溶蚀"甜点"具有一定的参考价值。     

鄂尔多斯盆地定边油田长7 致密砂岩储层成岩作用及孔隙演化规律

鄂尔多斯盆地定边油田延长组长7储层石油地质储量丰富,但砂体致密、非均质性强等因素严重制约了油气的有效勘探开发。综合运用铸体薄片、扫描电镜等资料,深入分析研究区储层的岩石组分、孔隙类型、物性特征及成岩作用,将成岩演化事件与地质响应有机匹配建立研究区孔隙演化模型,厘清储层成岩演化及孔隙演化规律,同时对比不同深度成岩作用对孔隙演化规律的影响程度。结果表明,研究区长7储层以长石砂岩为主,主要发育黏土、碳酸盐等胶结物,有效孔隙类型以残余粒间孔、次生溶孔及晶间微孔为主,为典型的特低孔、超低渗透致密砂岩储层。成岩演化过程先后经历快速压实—早期胶结、胶结—早期溶蚀、溶蚀增孔、压实—晚期胶结等阶段,目前处于中成岩A期。压实作用是导致孔隙减小、储层致密的主控因素,平均减孔量为20.40%;胶结作用平均减孔量为14.02%,其中晚期胶结是储层致密的关键因素;溶蚀作用平均增孔量为5.87%,可延缓储层致密过程。长7^1油层段底部与长7^2油层段中部储层压实、胶结作用减孔量相对较弱,溶蚀增孔量相对较大,可作为研究区勘探开发的首要目标。     

鄂尔多斯盆地樊家川地区三叠系长63储层特征及主控因素

鄂尔多斯盆地樊家川长6储层为新的开发区域,其中长63为主力油层.为研究其致密储层特征及主控因素,开展了岩石薄片鉴定、常规物性及高压压汞分析等,对储层的岩石学、物性及孔隙结构特征进行了详细研究,建立了不同孔隙结构与成岩参数的识别函数,分析了不同孔隙结构储层储集性能主控因素.结果表明:①樊家川地区长63主要岩石类型为岩屑长...     

鄂尔多斯盆地延安地区长4＋5油层组致密砂岩储层特征

根据岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、黏土矿物X射线衍射、压汞和物性分析等资料,对延安地区长4＋5油层组致密砂岩储层特征进行了研究.结果表明：延安地区长4＋5油层组储层岩石类型主要为细粒长石砂岩;孔隙度和渗透率分别为6.0％～10.0％和0.2～2.0mD,为典型的致密砂岩储层;储集空间主要为残余粒间孔,其次为长石和浊沸石溶孔;孔隙结构以小孔细喉型为主,其次为小孔中细喉型和细孔微细喉型;压实作用及绿泥石、方解石和浊沸石胶结作用是造成储层物性变差的主要因素,而溶蚀作用在一定程度上改善了储层物性.该研究成果为延安地区长4＋5油层组致密砂岩油藏滚动勘探开发提供了地质依据.     

鄂尔多斯盆地安边地区长8段致密砂岩储层特征及分类评价

阐明鄂尔多斯盆地安边地区长8段储层特征及分类,可为安边地区勘探开发提供基础地质依据。综合运用粒度分析、真空浸渍铸体薄片、扫描电子显微镜、压汞法、黏土矿物X?射线衍射法和常规物性分析,并结合岩心观察和测井资料进行宏观印证,结果表明：安边地区长8段储层砂岩类型主要为成熟度较低的细粒长石砂岩和岩屑砂岩;碳酸盐胶结物主要为铁方解石;黏土矿物填隙物中,长8₁亚段储层伊利石含量最高,而长8₂亚段储层主要为绿泥石;储集空间主要为残余粒间孔和长石溶孔;影响储层质量的破坏性成岩作用主要为压实及胶结作用,建设性成岩作用为溶蚀作用;物性统计结果表明长8段储层属于低孔低渗—特低渗储层。根据分类评价标准,将安边地区长8段储层分为4类,有利勘探开发区主要为I类及Ⅱ类储层,均呈北东—南西向长条带状展布,属于水下分流河道主体部位;其中长8₂亚段最优储层主要位于安边地区中部,长8₁亚段储层最优储层主要位于安边地区东部。     

姬塬地区长6储层成岩作用及有利成岩相研究

综合运用岩心资料、铸体薄片、扫描电镜等方法,分析了姬塬地区长6储层的成岩作用及有利成岩相带,结果表明:压实作用是导致长6砂岩原始孔隙度降低的主要因素,长石等易溶矿物经溶蚀作用形成的溶蚀孔则有效提高了储层的物性;长6砂岩整体处于中成岩A期晚期,早成岩期的绿泥石膜对于原始孔隙度的保存具有积极意义;依据成岩作用及沉积特征,划分出5种成岩相带;绿泥石膜胶结残余粒间孔相和长石溶蚀相储层物性最好,是研究区最为有利的成岩相带,主要分布于沙崾岘—张家山和马家山—冯地坑一带的水下分流河道发育区。     

红井子地区长9_1油藏储层特征研究与评价

根据钻井、测井及分析鉴定资料,红井子地区长91砂岩储层的岩石学特征复杂,岩屑及填隙物较多,成岩作用类型多样,孔隙结构类型以粒间孔为主,其次为长石溶孔,少量浊沸石溶孔和岩屑溶孔,属于低孔-低渗储层。砂岩碎屑成分、粒度大小、沉积微相、成岩作用是影响储层物性的主要因素。通过对红井子地区长91储层孔隙度、渗透率、饱和度以及砂体厚度4个参数进行聚类分析,并结合铸体薄片、岩心观察及试油的结果,建立了红井子地区长91储层综合分类标准,最终优选长91油气聚集的有利储层类型。     

鄂尔多斯盆地吴起地区延长组长6储层特征及其控制因素

吴起地区长6油层组是一套典型的致密油产层,查清该储层的微观特征、分析影响储层发育的控制因素,有利于阐明其对致密油富集的影响。利用薄片鉴定、孔渗测试、铸体薄片、扫描电镜及高压压汞等手段,研究长6储层岩石学特征、物性及孔隙特征、孔隙结构特征及储层类型,并分析成岩作用对储层发育的影响。结果表明：该地区长6油层组的岩石类型主要为长石砂岩,孔隙度为6%～12%,平均为9.45%;渗透率为0.05～0.50 mD,平均为0.34 mD。储集空间类型主要包括残余粒间孔和溶蚀孔,具有4种不同的孔隙结构,它们的孔喉分布范围和频率稍有差异,Ⅰ类样品大孔隙较多,峰值孔喉半径为3～ 5 μm,孔喉连通性好,Ⅱ,Ⅲ类样品次之,Ⅳ类样品最差。吴起地区长6油层组成岩作用阶段总体处于晚成岩A期,胶结作用主要有硅质胶结、黏土矿物胶结和碳酸盐胶结。其中绿泥石胶结更多地支撑保护了孔隙,而伊利石胶结和碳酸盐胶结填充或阻塞了孔隙。长石、岩屑等易溶颗粒以及浊沸石等填隙物发生了溶蚀作用,形成的次生溶孔显著改善了储层物性。     

鄂尔多斯盆地致密砂岩储层孔喉分布特征及其差异化成因

致密砂岩中广泛发育的微纳米级孔喉体系是致密砂岩储层与常规砂岩储层的本质区别,也是影响致密油藏渗流特征及开发效果的主要因素。利用铸体薄片、扫描电镜、恒速压汞等方法,对鄂尔多斯盆地姬塬地区长6段、长7段储层的孔喉类型及分布特征进行了分析对比,并对其差异性成因进行了探讨。结果表明：长6段储层孔隙类型以剩余粒间孔为主,喉道多为压实成因,孔隙较喉道发育。长7段储层孔隙类型以长石溶孔为主,喉道多为溶蚀成因,喉道较孔隙发育。2个层位孔隙半径分布范围及平均值相近,长6段储层喉道半径分布范围及平均值明显大于长7段储层,其物性好于长7段储层。长6段储层为三角洲沉积,埋深较浅,较高的绿泥石膜含量和较低的压实强度使其较好地保持了原始沉积孔隙空间,而溶蚀作用又进一步扩大了孔隙空间。长7段储层为湖泊沉积,埋深较大,压实作用和胶结作用强烈,原始沉积孔隙空间被大量挤压,后期虽发生强烈的溶蚀作用,但溶蚀成因喉道连通性和渗流能力明显低于压实成因喉道,溶蚀作用虽能增大储集空间,但无法显著提高渗流能力。因此,连续沉积的长6段、长7段储层渗透率存在显著差异。