苏北盆地洋心次凹泰一段上亚段储层特征分析

泰州组一段上亚段砂岩储层岩石类型主要为长石石英砂岩、长石岩屑砂岩、岩屑质长石砂岩和岩屑石英砂岩;储层孔隙度主要分布在7％～17.4％之间,渗透率主要分布在(0.17～125.1)×10-3μm2之间;储集空间主要类型为粒内溶孔、粒间溶孔和裂缝溶孔;根据物性分析和压汞资料,将泰州组一段上亚段储层划分为Ⅰ～Ⅳ四种类型.基于定量成岩作用的分析,认为压实作用、胶结作用是本区储层物性变差的主要原因,溶蚀作用则大大改善了储层物性.     

长期冲刷条件下的储层物性参数变化规律研究

注水开发是我国大多数油田提高采收率的主要措施.注水冲刷对储层的物性参数有较大的影响.从室内实验出发,通过长时间的注水驱替和白油驱替,从对驱替前后所测岩心的渗透率、孔隙度和质量分析可知,对于砂岩岩心,在注水或注白油驱替后,渗透率降低、孔隙度和质量变化不大.     

西峰油田长8储层黏土矿物对储层物性的影响

西峰油田的主力生产层长8储层为低孔、低渗非均质性砂岩储层,储层填隙物中黏土含量较高,对储层物性具有较大影响。西峰油田D区8口井的岩样分析结果显示,黏土矿物主要为伊利石、绿泥石、高岭石及伊蒙混层矿物。伊利石主要以孔隙桥接式产出;绿泥石主要以孔隙衬里状产出;高岭石充填于砂岩的粒间孔隙中,主要以分散质点式存在;伊蒙混层矿物多发育在绿泥石晶体表面,以孔隙充填和交代碎屑颗粒形式存在。伊利石及伊蒙混层的含量与孔隙度和渗透率呈负相关;绿泥石含量与孔隙度和渗透率呈正相关,尤其对岩石孔隙性具有积极影响;高岭石与孔隙度和渗透率呈负相关,但其相关性较弱。     

致密砂岩储层物性特征及其控制因素——以松辽盆地大安地区白垩系泉头组四段为例

为了阐明致密砂岩储层的物性特征及其控制因素,以松辽盆地大安地区白垩系泉头组四段致密砂岩为例,综合采用覆压孔渗测试、X衍射分析、恒速压汞测试及岩样显微观察等方法,系统研究了常规条件下和覆压条件下储层物性特征及孔、渗关系,分析了致密砂岩储层物性特征的控制因素,认为普遍致密背景下存在部分物性较好的"甜点"储层是致密砂岩储层的典型特征,沉积微相类型和孔喉结构特征是储层物性差异的主控因素.研究结果表明:孔隙度和渗透率在覆压条件与常规条件下的测量结果都近似呈线性变化关系,覆压条件下孔隙度损失比例约为5%,渗透率损失比例约为26%.常规条件下,致密砂岩储层的孔隙度分布范围为1.1%~13.5%,渗透率分布范围为0.01~16.00mD,孔渗关系表现为"分段"特征.考虑到不同地区砂岩的致密化成因、"甜点"储层发育程度及地质条件的复杂性等因素,建议将致密砂岩储层的物性上限定义为:90%样品的常规渗透率值小于1.00mD,并确定泉四段致密砂岩"甜点"储层的物性下限为:常规孔隙度值为7.5%,常规渗透率值为0.2mD.泉四段储层物性特征及其差异性是沉积作用和成岩作用的综合响应,强压实和多成分胶结是储层普遍致密的主控因素,沉积微相类型和不均衡溶解是储层物性差异的主控因素,孔喉结构特征是渗透性好坏的关键影响因素.     

七个泉油田储层特征与四性关系研究

利用岩芯、测井、化验等资料,对柴达木盆地七个泉油田储层的岩性、物性及含油性等关系进行分析,总结岩性与电性、物性及含油气性之间的关系及影响因素,建立孔隙度、渗透率及含油饱和度等油层参数的解释模型。研究表明,岩石类型、粒度、分选、泥质含量及胶结物类型等是控制储层物性的关键因素,储层岩性以砂岩和细砂岩为主,储层物性从下到上具有变好的趋势,含油性取决于物性的好坏。通过对储层岩芯、测井、分析化验与储层物性、电性参数交会,研究制定了油、水、干层的定量解释标准,为下一步的油田开发提供参考。     

济阳坳陷石炭二叠系储层特征及其沉积控制

以钻遇石炭二叠系的100余口探井录井、测井资料为基础，结合岩心样品的薄片、铸体薄片、扫描电子显微镜等岩石学分析和连通孔隙度、渗透率等物性测试，研究了石炭二叠系储层的地层赋存和岩性等发育特征，查明了主力储层的保存与展布，揭示了石炭二叠系砂岩储层的孔隙类型及其空间分布、孔隙度与渗透率的变化，探讨了沉积相对砂岩储层展布及物性的控制作用．研究表明：石炭二叠系储集层主要是上石盒子组、下石盒子组砂（砾）岩；主要分布于惠民凹陷、东营凹陷和沾化凹陷的孤北地区，上石盒子组砂体分布范围不及下石盒子组砂体，但储层厚度要大；砂岩储层孔隙类型存在7种类型，以次生溶蚀孔隙为主；砂岩储层孔隙度均值为10．0％，渗透率均值为0．02×10^-3～47．5×10^-3μm^2，属低孔低渗型；砂岩储层展布因残留地层分布制约与沉积相关系不密切，但砂岩储层物性随沉积相不同出现规律性变化．     

鄂尔多斯盆地临兴地区上石盒子组致密砂岩储层特征及优质储层形成机制

在铸体薄片、扫描电镜、恒速压汞等实验资料的基础上,对临兴地区上石盒子组致密砂岩储层致密成因及优质储层发育机制进行分析。该地区上石盒子组砂岩类型主要为长石岩屑砂岩,砂岩储层物性整体差,储层以孔隙度小于１０％、渗透率小于１ｍＤ低孔特－低渗储层为主,局部为中孔低－中渗储层。储层物性受沉积相和成岩作用的双重影响,在沉积厚度大、沉积微相为分流河道和水下分流河道的砂体中,砂岩的储集物性好;早期压实作用和自生粘土矿物胶结作用是砂岩储层致密化的主要原因;绿泥石环边胶结对砂岩早期粒间孔隙起保护作用,长石颗粒强烈溶蚀形成的大量次生孔隙大大改善了砂岩的储层物性,是造成临兴地区上石盒子组盒２段、盒４段优质储层发育带的主要因素。     

苏里格气田西区储层特征及影响因素分析

苏里格气田西区储层经历了长期的压实、胶结等破坏性的成岩作用,储层致密,预测和开发难度大.利用钻井、测井、测试等资料,通过储层岩石学特征、孔隙结构和物性等方面研究苏里格西区储层的特征,剖析储层的影响因素.结果表明,苏里格西区储层岩石类型主要是岩屑石英砂岩,孔隙类型以次生岩屑溶孔为主,孔隙度平均为7.2％,渗透率平均为0....     

南充构造凉高山组油藏储层研究

根据四川盆地中部侏罗系凉高山组岩芯分析资料及钻井、录井显示,结合常规物性资料,对其储层的储集空间类型、纵向分布等基本特征以及沉积、成岩作用等进行了深入研究,预测了有利储层分布.研究认为,凉高山组砂岩储层主要分布在凉上段的凉Ⅰ和凉Ⅱ亚段,砂体厚度不一,在平面上由东向西减薄,为湖相沉积时期的砂坝、砂滩.储层孔隙度、渗透率普遍很低,裂缝较发育,为超低孔隙度致密储层.凉高山组砂岩油藏储层以孔隙-裂缝型为主,局部存在裂缝-孔隙型.     

鄂尔多斯盆地W102井区长6储层成岩作用研究

通过铸体薄片观察和电镜扫描等检验方法,对鄂尔多斯盆地劳山地区W102井区长6储层的储层特征及成岩作用作了研究。研究结果表明：W102井区长6储层的岩石类型主要为灰色细粒长石砂岩,储层为典型的低孔—超低孔、特低渗—超低渗储层。此外,主要成岩作用包括压实作用、胶结作用和溶蚀作用：成岩期间的压实作用为破坏性成岩作用,对储层物性的影响不具主导性;胶结作用复杂,对孔隙度的影响较大;溶蚀作用表现为建设性成岩作用,溶蚀率增大对储层孔隙度和渗透率的改善具有积极作用。     

榆林气田山2段低渗砂岩储层测井综合评价

榆林气田山2段储层属于典型的低孔、低渗、致密砂岩储层,孔隙类型以粒间孔、晶间孔为主,有少量杂基溶孔.岩性是影响储层孔隙类型、孔隙结构、储层物性和含气性的主要因素.同一岩性储层的孔渗关系、孔隙类型和结构、储产能力、电性响应特征趋于一致;随着岩性的变化,"四性"之间的对应关系也发生变化.在精细研究储层"四性"关系和准确识别岩性的基础上,对于不同的岩性建立了不同的参数解释模型,最终实现了对储层的综合评价.指出了井间储层的有利区块,为下一步滚动勘探开发提供了依据.     

火山岩气藏开发现状综述

根据国内外火山岩气藏勘探开发的成功实例,分析总结了一般火山岩气藏的地质特征和开发特征,即火山岩气藏岩石类型繁多和岩性复杂、孔隙结构复杂、储集空间类型特殊多样、孔隙度小、渗透率低并且孔隙度和渗透率差异大、储层非均质性严重、含气面积和有效厚度变化大、气水分布复杂、双重介质储层.着重分析了升平气田火山岩储层的地质特征和该火山岩气藏开发特点.指出了产量稳定、地层压力下降小,气井产量大小与裂缝关系等火山岩气藏一般开采特征.提出了火山岩气藏增产措施和储层保护措施.     

塔河油田石炭系测井曲线特征和物性特征

塔河油田石炭系由于其岩性复杂等原因,导致利用测井曲线等资料解释油(气)层存在很大难度,为了给塔河油田石炭系储层测井评价打好的基础,本文分析了塔河油田石炭系测井曲线特征和物性特征,包括：油气层、水层、干层测井曲线特征、泥质含量与自然伽玛能谱测井曲线的关系、孔隙度与DEN、CNL、AC等的关系、孔隙度与渗透率的关系。     

疏松砂岩油藏流固耦合流动模拟研究

现有商品化黑油数值模拟器的数学模型未考虑疏松砂岩油藏因适度出砂导致油层孔隙度和渗透率大幅度提高的特征,忽略了介质形变对油藏开发动态的影响,导致疏松砂岩油藏开发方案设计和开发指标动态预测可能存在不可靠性.基于渗流力学和岩石力学理论,建立了一个疏松砂岩油藏耦合多相流渗流数学模型,模型考虑了应变引起的渗透率和孔隙度随地层压力变化的影响,采用显式耦合方法进行流固耦合处理.对耦合数学模型进行有限差分数值求解,改写了BOAST Ⅱ程序源码,并对某疏松砂岩油藏进行了流固耦合模拟实例研究.模拟计算结果表明:①考虑流固耦合和不考虑流固耦合计算预测开发指标存在较大差别;②前者预测的原油采出程度高于后者预测的原油采出程度;③由于疏松砂岩油藏普遍为高渗储层,使得两种模拟计算在前期差别比较显著,在后期差别逐步不明显.该理论和研究方法较好地解决目前常规油藏数值模拟对疏松砂岩油藏的不适应和局限性问题,为该类油藏合理开发提供一定的借鉴和指导作用.     

羌塘盆地角木日地区中、下二叠统碳酸盐岩成岩作用及储集物性特征

运用岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、阴极发光和物性测试等手段,详细研究了羌塘盆地角木日地区羌资5井中二叠统龙格组、下二叠统展金组碳酸盐岩的岩石学特征及储层物性。岩石类型主要为泥晶灰岩、砂屑灰岩、细晶白云岩及粉晶白云岩,储集空间主要包括晶间孔、次生溶孔、构造缝和溶蚀缝。灰岩孔隙度平均值为0.40%,渗透率平均值为0.016×10-3μm2;白云岩孔隙度平均值为2.73%,渗透率平均值为0.012×10-3μm2,基本上属于低孔低渗致密储集层。综合评价了成岩作用对储层物性的影响,通过对比分析区内龙格组灰岩与展金组白云岩的成岩作用及孔渗参数,认为白云石化作用能够保持甚至提高原有岩石的孔隙度,而去白云石化作用会导致孔隙堵塞,对储层的形成起破坏作用。     

南祁连盆地三叠系碎屑岩储层特征及综合评价

对南祁连盆地三叠系碎屑岩储层特征及储层发育的控制因素进行了研究.结果表明,研究区三叠系碎屑岩储层以中一细粒长石砂岩为主,砂岩的结构成熟度和成分成熟度均较低.主要储集空间为填隙物内孔隙、溶蚀孔隙和裂缝,具有孔喉细小、分选极差、连通性及渗流能力普遍较差的孔隙结构特征.储层物性条件较差,整体表现为低孔低渗的特点,储层的发育状况主要受沉积作用、成岩作用及构造运动的影响.综合分析,将南祁连盆地三叠系碎屑岩储层划分为Ⅴ类、Ⅵ类和Ⅶ类储层,整体属于特低孔渗的致密储层.     

长期注水冲刷对储层渗透率的影响

注水开发是我国大多数油田提高采收率的主要措施,渗透率是表示储层物性的重要标志.长期注水冲刷储层的渗透率与储层的物性紧密相关,对于高孔高渗的岩心,在长期注水冲刷的条件下其渗透率也会出现降低的情况,而质量却变化不大.     

城华地区延安组储层物性研究

城华斜坡带油田位于陕甘宁盆地南端 ,延安组是一套在延长组古侵蚀面上形成的网状～曲流河沉积 ,该区标志层明显 ,旋回特征清晰 ,主要油组是延 8～延 10。着重讨论了城华地区延安组延 8～延 10储层孔隙度和渗透率的分布以及与沉积微相的关系、储层的分类、不同类型储层的孔隙结构和物性特征之间的关系。研究结果表明 :储层渗透率的分布严格受沉积微相和岩相的控制 ;不同岩相的储层物性相差很大 ,对应着不同的储层类型 ;渗透率与孔隙结构密切相关     

佳县—子洲地区太原组砂体成因及对储层的影响

按砂体的沉积特征和成因,可将鄂尔多斯盆地东部佳县－－子洲地区的太原组砂体分为潮汐沟道砂体,河道砂体和潮下砂坝砂体三类,不同成因的砂体,在结构组分,构造,测井曲线和展布形态等方面均有较大的差异,这些特征又明显地影响后期成岩作用类型和强度,从而控制着储层的孔隙类型,物性,分布等特征,研究表明,最有利于储层形成 与演化的砂体为潮汐沟道砂体,高的成分和结构成熟度导致胶结作用较强,压实和溶解作用表现不明显,使砂体内保留有相对多的粒间孔和高岭石晶间孔,物性也较好;这类砂体多呈条带状分布于太2时的中,南部地区,该区块的太2段亦是今后重点勘探的区块,河道砂体和潮下砂坝砂体的沉积特征决定了它们的储集性能不及潮汐沟道砂体,且分布局限,属于较差的储集砂体类型。     

大路沟地区三叠系延长组长6储层特征及影响因素

通过露头、岩心、测井分析测试资料,对大路沟地区长6油层组储层岩石学、孔隙结构和储集物性等特征 进行研究。结果表明:该区延长组长6油层组为典型的低孔、低渗储层;储集砂体为成分成熟度低而结构成熟度 高的长石砂岩;储层孔隙类型为原生粒间孔、粒内溶蚀孔、铸模孔或残余铸模孔;孔隙结构具有小孔隙、微细喉道 的特点;储层性质明显受原始陆源组分、沉积相和成岩作用的相互影响;原始陆源组分的结构和含量对储层物性 有直接影响;沉积相是基础,砂体厚度大、粒度较粗的水下分流河道的储集物性明显优于其他微相砂体;成岩作 用对储层物性优劣起主导作用,压实作用、胶结作用导致储层致密,物性变差,溶蚀作用使储层得到改善。