苏里格气田优质储层控制因素

苏里格气田是我国发现的第一个世界级储量的大气田，该气田的气藏分布严格受储层的控制。储层具有埋藏深度大（超过4000 m）、深埋时间长（距今150 Ma以上）、成岩演化程度高（晚成岩B-C阶段）、物性较好（是鄂尔多斯盆地上古生界最好的储集层）的特点。为此，对该气田优质储层的控制因素进行了综合分析。结果认为，优质储层的分布主要受沉积环境（石英含量、碎屑粒度）、异常高压、古地形、成岩作用、裂缝发育程度等因素的控制：石英含量大于90%、特别是大于95%时，储层孔隙度、渗透率明显变好；成岩作用的差异性使得中粗粒砂岩的物性较好，而中细粒砂岩物性较差；异常高压对优质储层的发育具有一定的保护作用；裂缝对储层物性有着较大的改善作用；砂岩中绿泥石含量和孔隙度具有明显的正相关性，绿泥石含量可以作为指示优质储层发育的指标。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田东部优质储层分布规律

分析优质储层的分布规律及其控制因素,对于加快天然气的勘探开发进程具有十分重要的现实意义。通过岩心观察、铸体薄片鉴定、粒度分析、扫描电镜、毛管压力分析以及包裹体测温等分析测试手段,根据成岩作用和成岩相特征,探讨鄂尔多斯盆地苏里格气田东部优质储层的分布规律。研究表明,碎屑颗粒粒度、砂岩类型以及成岩作用的差异是影响储层物性的主要因素。研究区目的层可划分出9种成岩相带,主要以优质储层与非优质储层的组合形式出现。位于致密相之间的石英加大胶结混合孔隙相、自生高岭石胶结晶间孔相以及粘土杂基混合充填溶蚀相,是发育优质储层的良好成岩相带。微裂缝的发育以及溶解作用的发生,是形成优质储层的关键因素。      

东海西湖凹陷中央反转构造带古近系花港组致密砂岩储集层控制因素

采用岩石薄片鉴定、锆石U-Pb测年、扫描电镜、电子探针、激光微区碳氧同位素组成分析等技术手段,对东海盆地西湖凹陷古近系花港组致密砂岩储集层开展了岩石学特征、成岩环境演变以及储集层发育控制因素的综合研究。研究发现,中央反转构造带花港组砂岩物性整体较差,岩石类型以长石岩屑质石英砂岩为主,石英含量高,碎屑颗粒粗,杂基、高岭石、胶结物含量低;有机酸和大气淡水所形成的酸性成岩环境对次生孔隙的形成意义重大;花港组致密砂岩中相对优质储集层的发育与分布受控于沉积物源、沉积相带、成岩环境演变及异常高压。沉积物源及优势沉积相使得花港组砂岩具有良好的原始物性,是后期相对优质储集层发育的先决条件,异常高压对花港组储集层物性的改善主要体现在对原生孔隙的保护。纵向上,成岩环境演变差异性导致了花港组相对优质储集层集中分布于酸性成岩环境中;横向上,中北部相对优质储集层集中分布于异常高压发育的花港组下段,中南部集中分布于埋藏相对较浅的花港组上段。图13表4参27     

准中地区侏罗-白垩系优质储层形成机理

准噶尔盆地中部Ⅲ区块侏罗-白垩系储层埋藏深度为5 800~6 100 m，具有较好的孔渗性，为一套深层优质储层。为探讨其形成机理，在对该区侏罗-白垩系储层特征研究的基础上，采用铸体薄片观察、成岩序列划分、能量场分析、盆地模拟等方法对该套储层进行了深入分析。结果表明：①水动力较强的沉积砂体是深部储层发育的基础；②低地温场的存在可有效滞后成岩作用的发生，使原生孔隙得以保存；③晚期快速埋藏，导致地层欠压实，并进而产生异常高压，使储层在埋藏很深的情况下仍具有较高的孔渗性；④早期淡水溶蚀和晚期有机酸溶蚀作用，较大地改善了储层物性；⑤适量的环边绿泥石也对储层起到了一定的保护作用。在上述因素的综合作用下，才使得该套储层在埋藏很深的情况下，仍不失为一套优质储层。     

鄂北塔巴庙地区上古生界储层发育的控制因素

鄂尔多斯盆地北部塔巴庙地区上古生界下石盒子组和山西组砂岩岩性以中—粗砂岩、含砾粗砂岩为主 ,岩石类型为岩屑砂岩和岩屑石英砂岩 ,总体上属于中等孔隙度、特低渗透率储层 ,储集空间以粒间溶孔及溶蚀扩大孔、粒内溶孔为主 ,其次为高岭石晶间孔。研究认为储集层的发育主要受沉积相、粒度、碎屑成分、构造作用所形成的微裂缝和成岩作用的共同影响。沉积相是形成良好储层的关键 ,它不仅控制了储层的空间分布特征 ,而且对早期和晚期的成岩作用有着一定程度的影响 ;砂岩的粒度与物性关系密切 ,中—粗粒以上的砂岩才能成为有效储层 ;碎屑成分石英、岩屑的相对含量受沉积相和物源成分的共同影响 ,石英含量高物性变好 ,岩屑含量高物性变差 ;砂岩中微裂缝 (岩石缝、粒间缝 )较为发育 ,主要由构造力挤压形成 ,微裂缝的存在在一定程度上改善了砂岩的渗透性 ;成岩作用对储层的影响有利有弊 ,压实作用使原生孔隙几乎全部丧失 ,溶蚀作用所形成的次生孔隙改善了砂岩储层的孔渗性能     

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区二叠系下石盒子组岩屑发育特征及其对储层物性的影响

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区具有良好的致密气勘探潜力，下石盒子组是杭锦旗地区的主力产气层段。储层岩石类型以岩屑砂岩和岩屑质石英砂岩为主。根据偏光显微镜下铸体薄片观察以及扫描电镜、高压压汞、粘土矿物X-衍射、阴极发光等分析测试手段的应用，结合相关孔渗数据对鄂尔多斯盆地北部杭锦旗地区下石盒子组储层的岩石学特征及储层物性特征进行了研究，明确了岩屑颗粒的发育特征及其对储层物性的影响。结果表明：下石盒子组储层粒度较粗，主要为粗粒及中-粗粒砂岩；岩屑平均含量高达40%。研究区储层埋藏较深，成岩作用改造强烈，压实作用强，原生孔隙绝大部分被改造充填，次生孔隙为主要的储集空间。储层岩屑类型发育多样，根据岩屑对储层物性的影响，将其整体划分为减孔型岩屑、增孔型岩屑、保孔型岩屑3类。减孔型岩屑较发育会使粒间次生溶孔大量减少且自身难以溶蚀，因而破坏储层的物性，其中以高含量的千枚岩岩屑对储层物性影响最为显著；增孔型岩屑的发育则对储层物性有着明显的改善效应，其可以保存部分粒间孔，还易发生内部溶蚀，改善储层物性，其中以高含量的变质石英岩屑对储层物性影响最为显著；保孔型岩屑本身抗压实能力较强且多数较难溶蚀，可以保护原有孔隙却不能通过自身溶蚀改善储层物性，通常与增孔类岩屑同时发育，该类岩屑与物性呈间接性正相关关系。     

塔里木盆地塔中10号构造带志留系柯坪塔格组低渗储层特征及控制因素

综合运用岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜、阴极发光以及物性测试等方法，对塔里木盆地塔中10号构造带志留系柯坪塔格组上段低渗储层的基本特征进行研究，并从沉积、成岩和构造作用3方面开展储层控制因素分析。塔中10号构造带柯坪塔格组上段低渗透砂岩储层主要由岩屑砂岩和岩屑石英砂岩组成，属于低孔低渗储层。储集空间主要为残余原生粒间孔、粒间溶孔和构造微裂缝。储层发育主要受控于沉积作用、成岩作用和构造作用，潮道和砂坪微相形成于强水动力环境，原生孔隙发育且后期酸性溶蚀作用明显，储层物性好，是优质储层发育的有利部位；压实和胶结作用使孔隙减少，而溶蚀作用可以改善储层物性；构造作用形成的微裂缝可以提高储层的渗流能力，对改善储层的储集性能起到一定的建设性作用。      

吐哈盆地丘陵油田三间房组低渗砂岩储层特征及控制因素分析

在对吐哈盆地丘陵油田三间房组的岩心观察及大量分析化验资料基础上,分析了研究区的储集层特征,储层物性以低渗为主,并在此背景上发育部分优质储层,储层成因主要受沉积作用和成岩作用的共同影响,不同沉积微相储层的物性差异较大,柔性组分含量大、粒度细和成分成熟度较低是造成储层特低渗透特征主要原因;同时成岩压实、胶结作用使得储层的孔隙度减小、渗透性变差,而溶蚀作用和少量成岩微裂缝的产生又在很大程度上改善了储层的特低渗透性能;水下分流河道与河口坝砂体是研究区的优质储层分布相带。     

大港探区港北潜山中生界碎屑岩储层特征及发育主控因素

大港探区港北潜山中生界储层成因演化复杂、储层空间分布非均质性强。为了探究储层发育控制因素,利用岩心、岩石薄片、X射线全岩衍射、压汞、铸体薄片及扫面电镜等实验分析测试资料,系统地分析了储层的岩石学、成岩作用、储集空间等特征。研究表明:中生界碎屑岩以长石砂岩和岩屑质砂岩为主,主要发生了压实、胶结、交代和溶蚀等成岩作用;碎屑岩储层次生孔隙发育,占比74.65%,原生孔隙及裂缝占比较小,总体上为低孔低渗储层,局部存在高孔高渗储层;埋深、异常压力和溶蚀作用是储层发育主控因素,浅埋藏阶段主要发生压实、胶结作用,后期快速埋藏作用阶段主要发生溶蚀作用,机械压实作用与粒间溶蚀作用造成原生孔隙损失32%～90%,异常压力段储层物性好于非异常压力段,溶蚀作用是次生储集空间发育的主要作用类型;储层有利区主要分布在板桥次凹与歧口主凹的南部。     

塔河地区志留系柯下段致密砂岩储层特征及控制因素研究

塔河地区志留系柯坪塔格组下段（柯下段）致密砂岩储层具低孔低渗特征。研究表明,该地区沉积微相控制了砂体的展布规律,是本区优质储层发育的先决条件。沉积分异作用使储层砂岩粒度、成分和结构等发生变化,影响了砂岩在成岩过程中原生孔隙的保留或次生孔隙的形成,从而控制了储层物性品质的好坏,因此是优质储层形成和分布的关键因素。综合评价了塔河地区志留系柯下段储层沉积相、成岩作用、断裂等储层控制因素,砂岩储层粒度、分选性、磨圆度特征参数与储层物性呈较好的正相关性;断裂可直接改善储层物性,并且作为成岩流体的主要运移通道,为后期溶蚀作用提供了有利条件。通过沉积相、储层、断裂、油气成果等综合分析,沉积、裂缝及成岩作用是影响储层物性的主要原因,砂坪、潮道、下切水道发育区是塔河地区柯下段的有利勘探区带。储层综合评价表明兰尕、托甫台中部等地区发育优质储层,为下步勘探部署提供了有力依据。     

川西坳陷须家河组致密砂岩储层裂缝特征

研究成果表明，川西坳陷上三叠统须家河组由于深埋、经历地史时期长、岩石成岩作用强烈，因而储层物性总体较差，尤其是须二段，孔隙度小于5％，渗透率一般小于0.1×10^-3μm²，属于致密-超致密砂岩范畴。现今储层的基质孔、渗已不能满足天然气的规模运聚，天然气的富集、产出和高产强烈依赖于裂缝对储层储集条件的改善，因此，裂缝研究对油气勘探有着极为重要的意义。文章通过对野外露头、钻井岩心裂缝和岩石薄片微裂缝的观察描述、统计和分析，并采集裂缝充填矿物（方解石、石英）样品进行稳定同位素检测、包体测温检测和ESR测年实验分析，基本明确了裂缝的成因类型、裂缝特征、裂缝形成期次及其与天然气产能的关系。     

鄂尔多斯盆地定北区块太2段致密砂岩气层识别

鄂尔多斯盆地定北区块太原组2段储集层具有特低孔、特低渗、粒间溶孔发育、石英含量高及裂缝发育等特点。由于研究区砂岩储集层的特殊性,声波时差对孔隙度的敏感度受泥质含量影响较大,电阻率对岩石物性的响应“掩盖”了其对孔隙中流体的响应,声波时差、补偿密度与补偿中子曲线在裂缝和井径扩大的层段出现失真,补偿中子“挖掘效应”存在多解性。针对这些问题,提出了利用电阻率曲线进行辅助井径校正的方法,结合声波时差、补偿密度和补偿中子曲线,对该区太2段砂岩进行孔隙度解释,进一步对气层进行有效识别。     

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柴达木盆地第四系储存着丰富的生物成因气，由于沉积储层埋藏浅，储层砂岩和盖层泥岩均具有较高的孔隙度，但由于毛细管压差的变化导致砂岩储层储存天然气。为了评价预测有利的沉积储层以及储盖组合，文章依据岩心、测井和SEM、储层压汞等大量的室内分析化验资料，对沉积储层的储层特征、储集物性和影响储层质量的主要控制因素进行了研究。指出砂岩储层具有粒度细、结构松散、单层厚度薄、层数多、分布稳定广泛、孔渗数值高的特点，储层质量受沉积作用和成岩作用的综合影响。存在大孔隙粗喉道、大中孔隙中粗喉道等4种储层结构。最后，依据第四系沉积相、砂岩沉积厚度和粒度以及储层质量与已发现气田之间的关系，预测了柴达木盆地北缘和南缘三角洲沉积区为有利的储层分布区，是进一步发现天然气资源的良好探区。     

鄂尔多斯盆地西南部长6段粘土矿物特征

根据物性、粘土矿物X 衍射和扫描电镜等测试分析,鄂尔多斯盆地西南部延长组长6 段超低渗透砂岩粘土矿物类型为绿泥石、伊蒙混层和伊利石,粘土矿物相对含量分带性明显,研究区的东部绿泥石含量较高,而西部伊蒙混层含量较高。粘土矿物特征与储集层物性的相关性分析认为,伊蒙混层含量、伊利石含量均与储集层孔渗性能呈负相关;绿泥石含量与储集层孔渗性呈正相关;研究区东部储集层的质量优于西部。     

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平落坝须二气藏属断层—构造圈闭类型边水气藏。气藏原始地层压力 42 1 56MPa ,地层温度1 0 0 1 6℃ ;储层埋深 341 9 0 0～ 3845 0 0m ;岩性为细—中粒长石石英砂岩及岩屑砂岩和长石砂岩 ;储层基质物性 ,岩心分析平均孔隙度为 3 42 % ,平均渗透率为 0 1 61 8× 1 0 - 3μm2 ,非均质系数为 44 1 4～ 494 53;裂缝发育 ,试井解释结果 ,渗透率是岩心渗透率的 54 56～ 2 0 72 77倍 ,属孔隙—裂缝型储层。须二气藏自 1 990年开采以来 ,经多项综合研究和开采证实 ,须二气藏为统一的水动力系统 ,且边水不活跃 ,气井原始地层压力具有先期压降特征 ,且连通性很好。天然气中甲烷 96 0 %～ 97 0 % ,相对密度为 0 570～ 0 575,气质好 ,不含硫化氢 ,天然气储量为数百亿立方米 ,采用多种方法计算结果 ,天然气储量数值相对误差仅 0 2 9%。根据现有的 1 1口生产气井 ,经多次试井测试及生产证实 ,天然气产能较高。须二气藏天然气储量及储量丰度是四川盆地目前天然气储量大、储量丰度高的天然气藏之一。     

准噶尔盆地莫北油田侏罗系储层低孔低渗成因分析

从影响储层物性的一般因素入手，分析了压实作用、岩石矿物成分、沉积微相、粒度特征、胶结作用、溶蚀作用等对莫北油田侏罗系三工河组和八道湾组储层物性的影响。结果表明，莫北油田侏罗系储层物性主要受塑性岩屑含量、岩石颗粒粒度、压实强度控制，并受成岩环境的影响。与三工河组相比，八道湾组储层物性差的主要原因是储层深埋、岩石颗粒较细、煤系地层偏酸的成岩环境，造成了其岩石碎屑机械强度降低，压实作用是关键因素。三工河组储层物性，特别是渗透率的高低则主要取决于储层岩石的颗粒粒度大小，岩性愈粗，物性愈好。     

珠江口盆地陆丰凹陷深层砂岩储层特征及主控因素

珠江口盆地陆丰凹陷深层碎屑岩储层埋深普遍大于3 000 m,储层质量较差且非均质性强,制约油气高效勘探。综合运用岩心、薄片鉴定、物性测试、压汞测试以及测录井等分析手段,对陆丰凹陷古近系文昌组和恩平组深埋碎屑岩开展了储层岩石学特征、成岩作用及优质储层主控因素研究。研究表明,古近系文昌组岩石类型为岩屑质石英砂岩,储层孔隙主要由原生孔和次生孔构成,表现为一套特低-低孔隙度（平均孔隙度为9.42%）、超低-低渗透率（平均渗透率为8.38 mD）储层特征;恩平组储层主要由长石岩屑质石英砂岩构成,储层总体属于低-中孔隙度（平均孔隙度14.66%）、低-中渗透率储层（平均渗透率为198.43 mD）,以原生孔为主。在3 600~4 400 m深度段,发育一套高孔隙度的优质储层带,主体为原生孔,可见大量次生溶蚀孔隙,孔隙度可达20%,渗透率可达263.74 mD。这套优质储层形成条件包括：①先天条件好,长距离搬运的辫状河三角洲前缘中厚层砂体,具备岩性较粗、石英含量高、杂基含量低和结构成熟度高的特征,保留了较多的原生孔隙;②与生烃液态窗埋深对应良好,有机酸易对储层中长石和岩屑产生强烈溶蚀,明显改善了储层物性;③油气充注发生在长石和岩屑溶蚀之后、晚期碳酸盐胶结物大量形成之前,是优质储层得以保存的又一重要条件。总体而言,沉积条件、溶蚀作用和油气充注时间三者的良好匹配是深层优质储层形成的根本原因。这些认识对于珠江口盆地深层油气勘探以及相似地质背景的优质储层预测具有一定的启示作用。     

牛庄洼陷砂岩透镜体成藏特征及主控因素剖析

通过对牛庄洼陷3个典型的砂岩透镜体油藏的成因机理及其主控因素的剖析,发现砂岩透镜体形成的沉积环境或砂岩体成因类型、砂体围岩供烃条件和砂体自身的物性条件是制约岩性油藏成藏的主控因素。在浊积岩砂体形成的油气藏中,砂体围岩的供烃条件(有机碳含量、有机质类型、镜质体反射率)越好,砂体自身孔渗性(孔隙度、渗透率)越好,砂体的含油性(充满度、含油饱和度)就越好。牛庄油田牛20C3、王70B和牛35B1都是浊积砂体,其中牛20C3砂体的围岩供烃条件及其自身物性最好,砂体的含油性也最好,圈闭充满度高达74.56%;王70B砂体围岩供烃和自身物性较好,砂体含油性中等,圈闭充满度53.25%;而牛35B1砂体的围岩供烃和自身物性差,其充满度仅有29.02%。     

准噶尔盆地南缘清水河组储集层特征及其主控因素

准噶尔盆地南缘四棵树凹陷白垩系清水河组底部砂岩储集层获得了日产千方的高产油气流,证明该套储集层是一套优质储集层。在对多条露头剖面和多口钻井资料分析基础上,利用偏光显微镜、孔渗分析仪、激光共聚焦显微镜等实验仪器,对清水河组砂岩样品开展了岩石矿物、物性、孔隙结构等方面的分析,并结合埋藏史开展成岩演化研究。结果表明,研究区清水河组砂岩主要为长石岩屑砂岩和岩屑砂岩,储集层杂基含量不高,胶结物含量中等,剩余粒间孔发育;清水河组砂岩储集层处于中成岩阶段A期,压实作用是主要减孔作用。综合分析认为,清水河组优质储集层的形成受控于早期长期浅埋晚期快速深埋、裂缝发育以及地层异常高压3个关键因素,早期长期浅埋晚期快速深埋的埋藏方式有助于储集层原生孔隙的保存;粒内微裂缝和层理缝共同发育有助于砂岩储集层中高效渗流通道的形成;地层异常高压有助于粒间孔的保存及裂缝的开启。