普光气田飞仙关组滩相储层微观孔隙结构特征分析

普光气田飞仙关组滩相储层孔隙类型多样,微观孔隙结构复杂。为明确飞仙关组储层微观孔隙结构与储层物性之间的关系,本文基于铸体薄片、扫描电镜等资料,运用毛管压力曲线形态特征及原理,结合储层物性特征,对飞仙关组储层孔隙特征进行了精细研究。结果表明:飞仙关组储集空间类型有粒间孔隙、粒间与粒内复合孔及粒内孔隙等;通过类双曲正切函数对毛管压力曲线进行拟合并分为4类,其中Ⅰ类主要发育粒间孔隙,孔喉结构和渗流能力好,为本区的优质储层;Ⅳ类孔喉类型为低孔、微喉型,微观孔隙结构和渗流能力极差,解释为非储层。样品的孔隙类型及孔隙结构特征与物性之间的关系分析表明,从Ⅰ类至Ⅳ类,排驱压力和中值压力逐渐增大,平均喉道半径逐渐减小,反映出储层的孔隙结构和渗流能力由好变差;同时,孔隙结构特征参数与物性的相关性表明,物性是排驱压力、中值压力、平均喉道半径等多种因素综合作用的结果。     

川东北元坝地区元坝1井飞仙关组沉积特征及储层评价

本文通过综合岩性、电性等特征,将飞仙关组四个段细分出开阔台地、局限台地、蒸发台地、台地前缘斜坡四个相。并通过薄片观察、测井解释等手段对各段储层进行了有效评价,最后指出飞三段的鲕粒灰岩为该组主要的储层。     

英旺油田三叠系延长组长8油层组储层特征

根据铸体薄片、扫描电镜、岩心分析、测井资料,对英旺油田长8储层特征进行的研究结果表明：该层段储层岩石类型主要为长石砂岩及岩屑长石砂岩,成分成熟度低,结构成熟度高;岩石物性总体较差,属低孔、特低渗储层,发育粒间溶孔、剩余粒间孔、粒内溶孔等孔隙类型,喉道以细喉-微喉为主;沉积作用发生后,成岩作用控制着储层孔隙结构特征及储层物性。根据岩性和物性特征,该区储集岩分为3类：Ⅰ类为好储集层,Ⅱ类为较好储集层,Ⅲ类为较差储集层。     

普光气田礁滩相储层主控因素研究

普光气田主要目的层段飞仙关组、长兴组均为海相碳酸盐岩地层,该类储层储集空间类型多样,储层物性在纵、横向上变化大。因此,对研究区储层主控因素进行全面分析,对于该类储层的研究具有重要意义。通过岩心观察和岩石薄片鉴定得出:普光气田储层受到多种因素的共同控制,其中鲕粒岩及原生粒间孔是鲕滩储层形成的物质基础;沉积相控制储层的发育和分布;成岩改造是储层形成的关键;较好的保存条件是高埋深储层保存成因。     

鄂尔多斯盆地南部本溪组气藏储层特征研究

通过铸体薄片、扫描电镜、高压压汞等分析化验手段,对鄂尔多斯盆地南部本溪组储层特征进行综合研究。结果表明,障壁岛-泻湖沉积是研究区本溪期主要的沉积相类型之一,本溪组气藏储层为潮道砂体和障壁砂坝砂体,含气砂体不受局部构造控制,为岩性气藏。该区本溪组储层岩性主要为中-粗粒石英砂岩,少量细砂岩和砾岩。根据分析结果本溪组储层孔隙度平均为2.9%,渗透率平均为0.8141×10^-3μm2,表明储层属于特低孔-特低渗储层。储集空间主要以原生粒间孔隙和粒间孔为主,其次为长石溶孔,喉道类型主要以微喉道为主。     

化子坪地区长2储层微观孔喉结构特征

针对鄂尔多斯盆地化子坪地区三叠系延长组长2储层，应用常规压汞、岩心铸体薄片、扫描电镜等技术手段，研究了化子坪地区长2储层的岩石学特征、孔隙类型、微观孔喉结构、喉道半径和进汞量对储层物性的影响。结果表明，化子坪地区长2储层主要发育溶蚀粒间孔，其次残余部分原生粒间孔；溶蚀粒间孔以浊沸石溶孔最为发育，面孔率可达5%,平均1.9%,长石溶孔次之。储层平均孔喉半径中值1.25μm,排驱压力介于0.04和0.45 MPa之间，表现为“低排驱压力”。喉道半径、进汞量与储层物性的关系表明，孔喉结构是影响储层物性的关键性因素，储层孔隙度和渗透率随喉道中值半径、平均喉道半径的增大而增大。储层常规压汞实验表明，物性较好样品的累计进汞量相对较高，一定程度上与储层物性呈正相关。     

南泥湾采油厂294井区长6~2油层组储层微观孔隙结构特征

基于铸体薄片、扫描电镜、压汞分析等技术手段,对南泥湾采油厂294井区长62油层组的储层微观孔隙结构特征进行研究,并对影响孔隙结构的主要因素进行分析。结果表明,研究区长62储层属于低孔、特低渗储层,孔隙以残余粒间孔、溶蚀粒间孔和粒内溶孔为主。孔隙以小孔隙为主。储层喉道主要有两类:其中微喉道占主导,其次是微细喉道,研究区孔隙结构主要受到沉积相带、成岩作用影响,孔喉结构类型与沉积相带耦合性高,是控制储层展布特征的主要因素。根据毛管压力曲线相关参数将孔隙结构特征分为3类,即低排驱压力—细喉道型(Ⅰ类);中排驱压力—微细喉道型(Ⅱ类);高排驱压力—微喉道型(Ⅲ类),并认为低排驱压力—细喉道型是研究区长62段的主要的储层类型,孔隙结构受到沉积相带、成岩作用控制。     

轮南地区石炭系砂泥岩段-下亚段S3层储层微观特征分析

从储层的岩性、孔隙类型及影响孔隙结构的因素等方面,对轮南地区石炭系砂泥岩段一下亚段S3层储层的孔隙结构特征进行了分析,揭示了该储层的微观特征,为轮南地区进一步油气勘探和开发提供了详细的理论依据。研究结果表明,该储层主要为长石石英岩屑质砂岩,结构成熟度低。孔隙类型以粒间孔、粒间溶孔为主,次为粒内溶孔、胶结物内溶孔、方解石及高岭石晶间微孔,发育少量粒缘缝、微裂缝。孔隙结构主要以大孔大喉型和中小孔细喉型为主。压实作用、岩石粒度及泥质含量是影响研究区储层孔隙结构的主要因素,而粒度大小、泥质含量受沉积相控制,因此需加强研究区沉积微相的研究。     

南堡1-5区东一段储层微观孔隙结构特征研究

应用物性分析、薄片观察、扫描电镜、常规压汞等方法,对南堡1-5区东一段储层特征及孔隙结构进行了研究。研究结果表明,储层孔隙类型有粒间溶孔、粒内溶孔、晶间微孔、铸模孔,以粒间溶孔为主要类型;喉道类型以点状、缩颈型喉道为主;孔隙结构以中孔-中喉道型为主,其次是中孔-大喉道型、中孔-小喉道型。     

普光气田主体须家河组储层特征研究

对普光气田主体须家河组的岩性特征、物性特征、储集空间类型、孔隙结构特征等进行研究。结果表明：须家河组储层以细～中粒岩屑砂岩为主、其次为长石岩屑砂岩。储集空间以粒间孔为主、粒间溶孔,粒间溶孔较不发育,局部发育裂缝。孔喉组合主要为小孔—细喉型和微孔—微喉型。须二段储层物性相对较好,纵向上,由下而上须家河组储层物性存在变差趋势。     

柴达木盆地南翼山上新统碳酸盐岩储层特征

柴达木盆地南翼山上新统的主要储油层系为新近系上新统下油砂山组(N21)上部及上新统上油砂山组(N22)下部,为背斜构造控制的岩性层状油藏。南翼山上新统碳酸盐岩储层岩性主要包括:颗粒灰岩、颗粒白云岩、泥晶灰岩、泥晶白云岩、藻灰(云)岩。其中以颗粒白云岩、颗粒灰岩为主,其次为藻灰岩、泥晶白云岩和泥晶灰岩。南翼山上新统碳酸盐岩储集空间类型主要包括:原生粒间孔、粒间溶孔、溶模孔隙、粒内溶孔、晶间孔、晶间溶孔、裂缝孔隙、层间缝。其中溶孔是最主要的储集空间类型。南翼山上新统碳酸盐岩储层物性最好的为颗粒白云岩、颗粒灰岩,其次为泥晶白云岩、藻灰岩、泥晶灰岩。     

七里村油田Y49井区长6储层特征研究

七里村油田Y49井区位于鄂尔多斯盆地东部,为典型的低孔-低渗储层。通过岩心观察、物性分析、薄片鉴定、X-衍射等技术手段,对七里村油田Y49井区长6储层样品进行了测试分析。研究表明,Y49井区储层岩性以灰色细粒长石砂岩为主,其余为粉细砂岩及粉砂岩,砂岩储层的孔隙类型有粒间孔隙、溶孔、以及裂隙孔等多种孔隙类型,以粒间溶孔最为发育,孔喉类型主要有大孔—细喉型和小孔—细喉型,这些孔隙结构的形成主要受成岩作用的控制。     

普光气田长兴组储层微观孔隙结构特征

生物礁滩相储层非均质型很强,从微观本质上讲,非均质性由孔隙结构决定。采用毛管压力曲线法和图像分析法对普光气田主体区块长兴组生物礁储层微观孔隙结构特征进行了探讨。结果表明:整体上,普光气田长兴组储层属于中高孔-中低渗储层,部分为中高孔-高渗的相对优质储层。孔隙类型有:粒间溶孔、晶间(溶)孔、粒内溶孔、生物体腔孔、生物骨架孔和裂缝;孔喉组合类型有:中孔粗喉、低孔中喉、低孔细喉三种类型。根据对压汞法的进汞曲线和退汞曲线以及铸体薄片的孔喉参数的综合研究,将普光气田长兴组岩样毛管压力曲线分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ一共4类,其主要类型为Ⅱ类和Ⅲ类。通过各孔喉结构参数与孔隙度、渗透率的交会图,分析研究认为中值喉道半径、排驱压力以及平均喉道半径是影响物性的主要因素。     

鄂尔多斯盆地富县地区延长组长6～长8储层特征分析

鄂尔多斯盆地富县地区延长组油藏类型以岩性油藏为主,对储层的认识决定着该区油气勘探的进展。通过岩心观察,对铸体薄片、物性、压汞等资料的分析统计,结合测井等资料,对鄂尔多斯盆地富县地区延长组主产油层长6~长8油层组储层储集砂体成因类型、储层特征及影响因素进行了研究。结果表明,延长组长6~长8油层组主要发育三角洲前缘水下分流河道砂和河口坝砂;储集岩石类型主要为长石砂岩及岩屑长石砂岩;长6储层物性较长8好,长7最差,为低孔超低渗储层;孔隙类型主要为原生剩余粒间孔、次生粒间溶孔;孔喉类型以中小孔-细喉、微细喉型为主。压实压溶作用是储层变差的主要原因之一;而绿泥石环边,有效保存了剩余粒间孔;晚成岩期碳酸盐基底胶结可导致储层物性变差。     

鄂尔多斯盆地胡尖山区块长6储层孔隙结构研究

油藏精细描述的重要方法之一就是对储层孔隙类型进行研究,通用的方法是对岩石铸体薄片、电镜扫描、压汞曲线等多种技术方法来分析。本文对鄂尔多斯盆地胡尖山区块长6储层的孔隙结构进行了深入研究。研究认为本区储集层主要孔隙类型是粒间孔隙,其次是长石溶孔、粒内孔。本区长6储层喉道类型主要以弯片状为主,其次为缩颈型喉道。本区内河口坝砂体喉道相对比较单一,但是分流河道砂体喉道的曲目相对较大,进而影响油气渗流性能。本区长6储层最主要的孔喉组合方式为残余粒间孔+溶蚀孔+细喉型组合。因此,认为胡尖山区块长6储层物性具有典型的低孔、超低渗特点。     

鄂尔多斯盆地镇北地区长4+5段沉积储层特征

通过野外露头、岩心观察,铸体薄片、阴极发光、扫描电镜和常规压汞等分析测试方法,对镇北地区长4+5段沉积储层特征进行了综合详细的研究。结果表明镇北地区长4+5段主要发育辫状河三角洲前缘及三角洲平原两种沉积亚相,共发育6～8条主要水下分流河道。该区砂岩岩性以灰白色、浅灰绿色中-细的岩屑长石砂岩与长石岩屑砂岩为主,其次为岩屑砂岩,其储集空间以粒间孔为主,长石溶孔及岩屑溶孔次之;孔隙类型以复合型呈现,以发育粒间孔-溶孔为主,其中Ⅱ类孔喉组合为主要类型。该区储层孔隙度均值为11.89%,渗透率均值为1.75×10^-3μm²,其属于特低孔、特低渗油藏。长4+5段储层成岩作用以机械压实、胶结及溶蚀作用为主,其中I/S比为25%-35%,属于中成岩A期。通过沉积储层特征的研究将对研究区产建开发工作提供理论指导意义。     

鄂尔多斯盆地马岭油田长81储层特征

基于岩心、测井资料及普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、X衍射、物性和压汞等化验分析资料,研究了鄂尔多斯盆地马岭油田长8储层特征。结果表明：该套储层的储集空间以粒间孔和长石溶孔为主要储集空间,喉道类型以片状或弯曲片状喉道为主,管束状喉道和缩颈型喉道次之,孔吼组合类型主要为大一中孔微喉型;孔隙总体分布在8％-10％,渗透率总体分布在0．3-1mD,为典型的低孔一特低孔、超低渗一特低渗孔隙性储层;储层质量受沉积相和成岩作用综合影响,随着砂地比的增大物性有变好的趋势,早期因压实及胶结而物性变差的储层也因溶蚀作用而有所改善。     

渤海海域BZ油田低渗储层特征与成因探讨

渤海海域BZ油田南块沙河街组为典型的低孔低渗储层,主要发育次生孔隙,并发育部分粒间孔,喉道主要为点状喉,局部可见片状喉。综合应用岩心、铸体薄片、扫描电镜及分析化验手段,从低渗储层孔隙、喉道类型及成岩作用特征研究出发,结合喉道分布特征综合评价及沉积微相展布特征,提出了沉积主控、沉积与成岩综合作用的低渗储层成因,进而明确了研究区低渗储层成因。     

黔南坳陷平塘上二叠统长兴组储层特征

黔南坳陷长兴组沉积时处于台盆相和台地相两种大环境中,处在台地环境中长兴组地层发育有滩,该套储层以灰岩为主,层储集空间以晶间溶孔和晶间孔为主,具有明显的低孔低渗特征,局部溶蚀孔、构造裂缝相对较发育,对改造储层的孔渗性有重要的贡献,储层类型为碳酸盐岩裂缝-孔隙型储层。储层质量及发育部位受沉积相、成岩作用和构造活动多因素的控制,其中以台地相中的滩微相最有利储层发育。     

鄂尔多斯盆地吴起地区延安组延9油层组储层特征研究

通过对本地区取芯井常规薄片、铸体薄片、扫描电镜等资料的研究,确定该区延安组的砂岩储层所经历的成岩作用主要有压实作用、压溶作用、胶结作用、溶蚀作用、交代作用和自生矿物的形成作用等,研究发现延9油层组平均孔隙度为14.91%,平均面孔率约为4.7%,平均孔径为25μm,平均喉道直径为0.19μm。最主要的孔隙类型为粒间孔(包括粒间溶孔)和长石溶孔,两者所占总面孔率的相对比例较大,分别占到了54.3%和37.1%;包含部分粒内溶孔、岩屑溶孔,分别为1.27%、3.25%。喉道类型主要为缩颈型喉道和片状或弯片状喉道。