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。     

柯东地区白垩系克孜勒苏群储层特征及控制因素

以野外露头、岩心观察为基础,综合采用普通薄片、铸体薄片、阴极发光薄片、扫描电镜、物性分析、黏土矿物X射线衍射等多种测试手段,对塔西南柯东地区白垩系克孜勒苏群碎屑岩储层基本特征进行了分析,并结合盆地构造活动、沉积特征、成岩特征研究了该套碎屑岩储层发育控制因素。结果表明:塔西南柯东地区白垩系克孜勒苏群砂岩以长石岩屑砂岩为主,次为岩屑长石砂岩;储层发育原生粒间孔、少量溶孔和微孔隙,孔隙结构为微细喉—细喉,储层孔隙度一般在10%左右,渗透率在(0.1~10.0)×10-3μm2,为低孔低渗储层;影响该区储层发育的控制因素有岩相、埋藏方式和成岩作用,其中岩相和碳酸盐胶结作用是主控因素。因此,寻找非致密胶结粗粒岩相发育带是该区下一步油气勘探的方向和突破点。     

LX气田上古生界致密砂岩储层成岩作用分析

LX气田致密气勘探已取得了一系列进展,拥有较大的勘探潜力。主要目的层为上古生界地层。LX气田储层整体上为低孔低渗的致密储层,但局部发育高孔高渗层段,因此,成岩作用为影响该区储层物性的主控因素,对储层储集空间的形成、保存及破坏都有着极为重要的作用,最终决定储层物性好坏,搞清成岩作用类型对气田下一步勘探开发至关重要。本文基于普通薄片资料,系统分析了LX气田储层成岩作用类型及对储层物性的影响。     

苏里格气田东区致密砂岩储层特征

鄂尔多斯盆地苏里格气田具有低孔低渗透特征,发育最为典型的致密砂岩储层。基于苏里格气田东区二叠系下石盒子组、山西组及太原组取心资料,结合电镜扫描、铸体薄片等技术手段对致密砂岩储层地质成因、岩石学特征、储集空间类型及储层物性特征进行实验和统计分析。研究结果表明:苏里格气田东区致密砂岩储层主要地质成因为埋深大导致强压实作用所致;孔隙演化过程主要受压实作用和矿物胶结作用影响;储层粘土矿物中高岭石含量较高,且易脱落并堵塞孔喉,片状伊利石和绿泥石充填孔隙形成分割喉道,其他矿物镶嵌胶结及蒙脱石强水敏性等因素使储层渗透性降低;另外,由于原生孔隙不发育,岩石颗粒分选差,粘土矿物充填粒间孔隙,也降低其渗透性;致密砂岩储层储集空间类型主要为岩屑溶孔、晶间孔及长石溶孔。     

苏里格气田苏6区块致密砂岩储层特征及成岩储集相

苏里格气田盒8段储层为致密砂岩储层,储层物性较差,有效储层的成因机理复杂。对研究区砂岩储层的基本特征进行了分析,在此基础上将研究区成岩储集相划分为4类,其中:Ⅰ类和Ⅱ类成岩储集相残余原生粒间孔和溶蚀孔隙较发育,物性最好;Ⅲ类成岩储集相以晶间孔为主,物性较差;Ⅳ类成岩储集相孔隙不发育。通过成岩储集相的纵向和平面分布特征研究表明:Ⅰ类和Ⅱ类成岩储集相主要分布在水动力较强的辫状河心滩微相中;Ⅲ类成岩储集相发育在辫状河高能水道心滩微相的顶底部和低能水道心滩微相中;Ⅳ类成岩储集相主要分布在河道侧缘及河床底部滞留沉积微相中。     

鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气藏储层特征及控制因素——以苏里格气田桃2区块为例

结合镜下薄片鉴定、扫描电镜、压汞曲线、岩心分析化验等资料对鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气藏储层特征进行了深入研究。结果表明,研究区储层岩石类型以岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主;孔隙类型以次生粒间孔、粒内溶孔为主,晶间孔和填隙物内溶孔次之;孔隙度平均为8.6%,渗透率平均为0.62mD,总体表现出低孔、低渗的特征。储层发育受沉积作用、成岩作用、构造作用等因素共同影响,其中沉积作用是基础,不仅决定了储层岩石的原始组分和结构,控制储层宏观分布,而且影响后期的成岩作用;成岩作用是关键,影响储集空间的保存、演化和发展,并最终决定了储层物性的好坏;构造作用形成裂缝,对改善储层渗透性起到了积极的作用。     

鄂尔多斯盆地子洲气田山_2~3致密砂岩气藏储层特征及成因分析

鄂尔多斯盆地子洲气田山23段砂岩为一套典型的低孔、低渗储层,平均孔隙度为4.94%,平均渗透率为0.78×10-3μm2,主要孔隙类型为残余粒间孔、溶蚀孔和晶间孔,孔隙结构以中粗孔径—细喉道为主。山23致密砂岩储层经历了复杂的成岩作用,如压实、胶结、压溶等作用,其中压实和胶结等破坏性成岩作用使储层的原生孔隙大大减少,使储层的孔隙度和渗透率降低,导致储层变得致密。研究表明,沉积环境是控制致密砂岩储层形成的基本因素,填隙物含量对储层物性有重要影响,随着填隙物含量的增加,储层物性逐渐变差,而成岩作用对储层的致密化起决定性作用,其中三角洲前缘砂体中的水下分流河道砂体物性最好,而且主砂体展布带内中心部位物性相对较好,向两边逐渐变差。     

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。     

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。     

超深层致密砂岩储层构造裂缝特征及影响因素——以塔里木盆地克深2气田为例

构造裂缝发育的影响因素是含油气盆地储层构造裂缝分布规律研究中的关键问题之一。通过岩心和成像测井等资料,分析了塔里木盆地克深2气田超深层致密砂岩储层构造裂缝的类型及基本特征,并在此基础上,探讨了构造位置、地层深度、岩层厚度、沉积微相、储层岩性、储层岩石组分和砂、泥岩互层结构对构造裂缝发育程度的影响。结果表明,克深2气田的构造裂缝以直立和高角度的剪切裂缝为主,主要包括NNW-SSE向、NW-SE向、NNE-SSW向和近EW向共4组走向。边界断层控制区构造裂缝线密度最高,以密集网状缝为主;其次为次级断层控制区、鞍部控制区;背斜高点与次级断层叠合控制区、背斜高点控制区和背斜翼部控制区相对较低。构造裂缝有效性分析表明,背斜高点以及背斜高点与次级断层叠合控制区的构造裂缝整体发育程度要高于翼部、鞍部和断层附近地层。随着地层深度的增加,构造裂缝线密度逐渐增大,而长度、开度和孔隙度逐渐下降;随着岩层厚度的增大,构造裂缝的线密度下降,长度和开度均有不同程度的增大或减小,但平均孔隙度基本不变,表明对于同一地区不同厚度的岩层,其弹性应变能的释放率大致相当。构造裂缝主要发育在水下分流河道及河口坝微相,水下分流河道间微相的构造裂缝发育程度较低;泥质粉砂岩和粉砂质泥岩中的构造裂缝线密度和长度较高,但开度较小,而泥质细砂岩、细砂岩和中砂岩中的构造裂缝线密度相对较低但长度和开度较高,泥岩中的构造裂缝线密度高但长度和开度较低,整体发育程度远低于砂岩构造裂缝,并且构造裂缝倾角通常低于砂岩构造裂缝倾角。脆性砂岩中钙质组分含量较高或含有一定量的泥质组分时,有利于构造裂缝的发育;对于克深2气田,当砂、泥岩厚度比值约为6.5时,构造裂缝发育程度最高。     

Characteristics of the Permian coal-formed gas sandstone reservoirs in Bohai Bay Basin and the adjacent areas, North China

This paper focuses on the physical properties and spatial distributions of the Permian sandstone reservoirs in Bohai Bay Basin and the adjacent areas in the northeast China. The coal-formed gas sandstone reservoirs occur in the Permian Shihezi Formation and the maturity of the sandstone in the lower part is gradually higher than that in the upper part. The high-maturity sandstones are mainly the channel lag deposits and widely distributed in the study area. Due to the low porosity and permeability, however, the sandstones formed only the medium-poor reservoirs. The sandstones contain clay matrix and commonly a small portion of calcareous, siliceous, and authigenic clay cement. On the other hand, severe compaction and cementation caused nearly complete destruction of the primary porosity during diagenesis. Therefore, the main space of the sandstone reservoirs comes from the secondary pores. The distributions of reservoirs are affected by several periods of faulting and denudation. The sandstones of the Lower Shihezi Formation are thicker in the Jizhong and Bozhong depressions, and Luxi areas, and those of the Upper Shihezi Formation are thicker in Jizhong and Jiyang depressions and thinner in Luxi areas.     

鄂尔多斯盆地镇泾地区延长组8段致密砂岩储层特征及主控因素

鄂尔多斯盆地西南部镇泾地区延长组长8油层组是典型的致密砂岩储层,具有低孔低渗的特点。通过对其20余口井的岩心观测、测井和录井分析,结合显微镜、铸体薄片及电子显微镜观察等手段,配合储层岩石学、沉积学的分析,认为镇泾地区D工区砂岩以岩屑长石砂岩为主,并且含有少量的长石岩屑砂岩。沉积相以辫状河三角洲亚相为主,其中以水下分流河道微相储层物性最好,可提供最有利的油气聚集空间,河口坝微相物性次之,亦可作为储层的有利区域。通过分析储集物性与砂岩粒度之间的关系,认为中砂岩具有最好的储集物性。通过对研究区成岩机理的研究,认为影响砂岩储层的主要成岩作用为压实作用、胶结作用以及溶蚀作用。压实作用为破坏性的成岩作用,使该区砂岩储层的孔隙度和渗透率减少,埋深2 400 m以上孔隙度小于10%;胶结作用具有正反两个方面的成岩作用,既可通过胶结物的生成减少岩石的孔隙,又可通过抑制压实作用的进一步进行从而保持颗粒间的距离;溶蚀作用为建设性的成岩作用,尤其是深部储层中两期溶蚀作用的发生,使孔隙度得以改善,从而使油气的储集和运移变得更加有利。     

塔里木盆地超深致密砂岩气藏储层流体敏感性评价

明确储层流体敏感性及其评价方法对优选入井工作液体系和性能至关重要。超深致密砂岩气藏储层流体敏感性受矿物组成、孔喉特征及高温流体环境等因素的影响,目前行业常用的评价方法已不再适用。以塔里木盆地超深致密砂岩气藏为研究对象,提出了改进的稳态流体敏感性实验评价方法,包括实验全过程模拟地层温度、出口端预加高回压等,并选取12块具有代表性的超深致密砂岩基块样品开展了水敏、盐敏和碱敏实验评价。结果表明：储层基块水敏指数0.41~0.52,盐敏指数0.72~0.73,碱敏指数0.83~0.92。数据对比显示本方法获得的流体敏感性损害程度强于以往室温条件下获得的评价结果,与矿场数据契合度更高。分析认为改进的评价方法能更好地反映储层实际情况,降低实验误差;细微孔喉及发育的粘土矿物是产生流体敏感性的内因;高温条件增大矿物表面水膜厚度、降低有效渗流通道半径,加剧粘土矿物水化膨胀、促进地层微粒分散/运移,加速矿物溶解/沉淀是加剧超深致密砂岩储层流体敏感程度的主要机制。     

塔中地区深层寒武系盐下白云岩储层特征及主控因素

塔中地区东部深层寒武系盐下白云岩勘探取得重大发现,但针对该层系白云岩储层的研究尚属空白。利用钻井、岩心、薄片、扫描电镜、测井及三维地震资料,对塔中寒武系盐下白云岩产层的储层类型、特征、主控因素及展布规律开展探索性研究,认为塔中寒武系盐下白云岩主要发育颗粒滩相白云岩储层和潮坪相膏云岩储层。颗粒滩相白云岩储层主要发育在下寒武统肖尔布拉克组以及中寒武统沙依里克组上段,岩性以台内藻砂屑滩相颗粒白云岩、藻白云岩及粉细晶白云岩为主,明显受岩相控制,形成于准同生期,并受后期层间岩溶作用改造优化。潮坪相膏云岩储层主要发育在中寒武统阿瓦塔格组及沙依里克组下段,岩性以含膏云岩、泥粉晶云岩、膏云质角砾岩为主,明显受岩相及裂缝控制,形成于准同生期,并受后期有机酸溶蚀作用形成微孔型储层。目前而言,下寒武统肖尔布拉克组台内藻砂屑滩相颗粒白云岩储层是最现实的勘探领域。     

阿姆河盆地中-下侏罗统砂岩储层特征

根据铸体薄片鉴定和扫描电镜、物性、压汞、镜质体反射率及声发射实验等分析,认为阿姆河盆地中-下侏罗统砂岩储层以细-中粒岩屑砂岩为主,控制储层发育的成岩作用有压实、胶结、溶解和破裂作用。以早期占据原始孔隙,晚期充填次生孔隙的多期次碳酸盐、硅质及粘土矿物的胶结作用影响最大,以长石、岩屑和方解石等不稳定组分溶解产生次生孔隙对形成储层的贡献最重要。储集空间为少量剩余原生粒间孔、粒间和粒内溶孔、晶间微孔及少量裂缝组合,储层具特低孔、特低渗性质。储层发育受多种因素控制：沉积微相控制储层发育位置;持续稳定的构造沉降决定了早-中成岩阶段成岩作用的发育程度;压实作用、早期碳酸盐和后期硅质的胶结作用是造成储层致密化的主要原因;孔隙流体性质的变化是促使不稳定颗粒组分和胶结物溶解、形成次生孔隙、晚期高岭石及伊利石沉淀的主要因素;破裂作用极大程度地改善储层渗透性,但储层发育程度有限。以物性和孔隙结构参数将储层分为3类,Ⅰ类储层发育弱,Ⅱ类储集性能差,储层开发风险超大。     

塔里木盆地志留系沥青砂岩储集性非常规评价

塔里木盆地志留系沥青砂岩在宏观上以块状、顺层状、不均匀斑块状分布;在微观上,不同性质的沥青以充填状、侵染状充填于孔隙及胶结物中.实验表明,常规物性分析不能客观地表征被不同性质沥青充填的砂岩的储层物性及孔隙结构,因此在定量测算的基础上,提出了用残余孔隙度和残余渗透率来客观表征沥青砂岩储层物性及孔隙结构的方法.进一步的实验研究表明,低粘度原油可以再次充注残余孔隙度大于4%的沥青砂岩并溶解其中的有机质,使其残余孔隙度和残余渗透率大幅度提高,从而成为有效储层.     

塔里木盆地奥陶系边缘相分布及储层主控因素

通过对塔里木盆地奥陶系层序地层及其沉积相、碳酸盐岩储层等方面的研究,探讨了盆地奥陶系台地边缘相分布及储层的主控因素。识别出分布位置不同的下奥陶统下部蓬莱坝组、下奥陶统上部-中奥陶统下部鹰山组、中奥陶统中上部一间房组及上奥陶统中部良里塔格组4期台地边缘高能相带。认为该边缘相带碳酸盐岩形成有效储层的主控因素为:高能滩相颗粒灰岩是有效储层发育的主要物质基础,而障积礁与灰泥丘次之;高频与三级海平面下降造成的同生暴露所产生的淡水溶蚀作用、混合水白云石化作用及混合水溶蚀作用是有效储层的主要建设性成岩作用;志留纪-泥盆纪期间奥陶系边缘相碳酸盐岩的古潜山岩溶作用进一步造就了次生溶孔洞;二叠纪期间的深部埋藏有机酸溶蚀作用和岩浆热液流体溶蚀作用以及与主压应力平行或低角度斜交的开启断裂-裂缝带对奥陶系边缘相碳酸盐岩有效储层的形成具有建设性改造作用。     

川西坳陷中段钙屑砂岩储层特征及主控因素

川西坳陷中段丰谷-合兴场地区须家河组四段钙屑砂岩储层为典型的致密化砂岩储层。为深入了 解其致密化原因,综合大量岩心、薄片资料,并辅之以各种分析化验资料详细分析了其储层特征及物性影 响因素。研究表明：钙屑砂岩储层以细-中粒碳酸盐岩岩屑含量高为典型特征,分选性以中等-好为主, 磨圆度中等,多呈次圆-次棱角状,颗粒间以点-线接触为主,胶结方式以孔隙-接触式为主;次生孔隙是 主要的储集空间,储层物性差,属特低渗、致密储层。储层物性主要受沉积作用和成岩作用等综合影响：沉 积作用在宏观上控制着储层物性,水下分流河道是形成有利储层的主要相带;强烈的压实作用和钙质胶 结作用是导致储层致密化的重要原因,而高岭石胶结作用对储层有一定的建设性作用,溶蚀作用是使储 集物性改善的主要原因;裂缝对改善储层物性有着积极意义。