准噶尔盆地玛湖凹陷百口泉组低渗透率砾岩储层分类

以准噶尔盆地玛湖凹陷百口泉组低渗透砾岩储层为研究对象,采用物性分析、铸体薄片、恒速压汞、核磁共振等岩心平行实验,开展储层特征及主控因素分析,提出储层分类评价指标与测井表征方法。储层优势岩性主要为细砾、粗砂、小中砾岩;孔隙类型主要包括剩余粒间孔、粒内溶孔、晶间溶孔、微裂缝等;岩石粒度、泥质杂基含量、孔隙类型、孔隙结构是影响储层的主控因素。岩石粒度相对较低的细砾岩、粗砂岩,泥质杂基含量越低,剩余粒间孔越发育,储层的物性越好;原生剩余粒间孔隙越发育,有利于次生溶蚀孔隙的发育。次生溶蚀孔隙中粒内溶孔呈零星或孤立分布,微晶间溶孔喉道较小,对储层孔隙性的改善明显,但对渗透性的改善有限;砾岩储层渗透率的大小主要受控于喉道半径大小,即喉道半径越大,渗透率越高。建立了包括岩石粒度、泥质杂基、孔隙度、渗透率、孔喉因子等在内的砾岩储层的评价指标,最终形成了储层分类评价标准。     

奈曼凹陷东部斜坡带下白垩统九佛堂组下段储层特征

通过岩石薄片鉴定、储层物性和孔隙结构特征分析,对奈曼凹陷东部斜坡带下白垩统九佛堂组下段储层特征进行研究。结果表明：九佛堂组下段储层岩石类型主要为不等粒岩屑砂岩、中-粗粒岩屑砂岩、中-细粒岩屑砂岩、碳酸盐质含泥粉砂岩等。储集空间以残余原生粒间孔、次生粒间溶孔、粒内溶孔为主,还有部分铸模孔、微裂缝、成岩缝等;平均孔隙度为14.13%,平均渗透率为13.42×10^-3μm²,喉道分选程度差,最大孔喉半径主要分布在0.04～55.93μm,孔隙结构为中-低孔、低渗-特低渗、细喉-特细喉不均匀型。平面上,主要受沉积相带控制,辫状河三角洲前缘水下分流河道砂岩储层物性好,前缘席状砂储层物性中等;纵向上,受成岩作用影响,1 000～1 900 m范围内产生了3个次生溶蚀孔隙发育段,在一定程度上改善了储集性能。     

吐哈盆地丘东洼陷下侏罗统致密砂岩储层特征及物性主控因素

吐哈盆地丘东洼陷下侏罗统是—套以长石岩屑砂岩为主的煤系碎屑岩地层.洼陷南缘为辫状河三角洲砂体,北缘为扇三角洲砂体.三角洲平原及前缘砂体厚度大、连通性好、叠合面积大,主要分布在丘陵、丘东—温吉桑、柯柯亚及鄯勒.通过下侏罗统储层常规薄片、铸体薄片、岩心物性、粒度及压汞等资料分析,认为下侏罗统岩石颗粒偏粗,主要为中粗砂岩或砂砾岩,孔隙类型主要是粒内溶孔、剩余粒间孔及微裂缝,孔隙组合为裂缝—剩余粒间孔—粒内溶孔组合.蒙皂石含量(S)小于25％,成岩作用阶段为晚成岩A1亚期,压实作用强,颗粒塑性变形强烈,溶蚀作用较弱,胶结作用弱.平均孔隙度为6.0％,平均渗透率为0.30×10-3μm2,最大连通喉道半径小于1.5μm,为微细喉致密储层.储层发育受沉积(微)相、成岩作用和构造作用的影响.沉积(微)相控制了储层砂岩的分布范围;压实作用减孔明显,溶蚀作用部分增孔;构造作用形成的微裂缝局部改善了储层的渗透性能.丘东洼陷南缘东深2井—吉1井区以东为J1s储层有利分布区,洼陷北缘阿克塔什与柯柯亚之间的区块、照4井区是J1b储层较有利发育地区.     

鄂尔多斯盆地靖边油田李家城则地区长6致密油储层微观特征与含油性

综合应用铸体薄片、荧光薄片、扫描电镜、高压压汞和恒速压汞等分析测试资料，研究了鄂尔多斯盆地靖边油田李家城则地区长6致密砂岩微观特征及含油性。长6砂岩储层岩石类型为细粒长石砂岩，胶结物成分主要为方解石、绿泥石和浊沸石；铸体薄片下，孔隙类型主要以残余粒间孔和各种溶蚀孔隙为主，平均孔隙直径主要分布在20~50 μm；储层物性差，局部发育微裂缝，孔隙结构非常复杂。综合高压压汞和恒速压汞，孔喉半径跨度从纳米级至微米级，但主要存在2个主峰，以孔喉半径小于2 μm的孔隙为主。长6砂岩含油性较差，总体以油斑级别为主，石油主要分布在残余粒间孔和溶蚀孔隙中。达到工业油流井的含油砂岩，其储层孔隙度下限为7.5%，渗透率下限为0.15×10-3 μm2，孔喉半径下限为0.1 μm。      

直罗油田长6砂岩储层微观孔喉结构特征

应用铸体薄片、扫描电镜、物性分析及压汞分析等技术手段,对鄂尔多斯盆地直罗油田长6砂岩储层微观孔喉结构特征进行了研究。结果表明:储层以细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩为主;孔隙类型多样,主要为粒间溶孔和微孔;砂岩孔隙度平均7.64%,渗透率平均0.19×10-3μm2,属于低孔超低渗储层。不同沉积微相储层物性差异较大,水下分流河道和河口坝储层物性最好。孔隙多为小孔,孔喉中值半径平均0.078μm,属小孔、微喉道类型,分选一般,连通性较差。孔喉结构特征参数与物性的相关性研究表明,储层物性是排驱压力、中值压力、分选系数等多种因素共同作用的结果。利用储层物性、微观孔喉结构参数及单井产能等资料,将长6砂岩划分为3类储层,其中Ⅰ类、Ⅱ类是未来开发的首选储层。     

柳杨堡气田太2段致密砂岩储层特征及分类标准研究

综合利用薄片鉴定、物性分析和毛管压力实验等手段,对柳杨堡气田太2段致密砂岩储层特征进行了研究。结果表明,太2段储层的岩石类型以石英砂岩为主,其次为岩屑石英砂岩和岩屑砂岩,储层平均孔隙度为6.61%,平均渗透率为0.48×10-3μm2,主要孔隙类型为粒间溶孔和粒间余孔,其次为粒内溶孔和晶间微孔,少量微裂缝,岩石孔隙度、渗透率与孔喉结构密切相关。根据储层岩性、物性、孔隙类型和毛管压力曲线类型及其相互关系,把太2段砂层分为三类,综合评价为好储层、较好储层及非储层。     

柳杨堡气田盒1段致密砂岩气藏储层特征研究

鄂尔多斯盆地柳杨堡气田下石盒子组盒1段致密砂岩气藏储层储集及渗流能力差,制约气藏产能的分布,急需对其储层特征进行研究。研究表明:盒1段储层的岩石类型以岩屑石英砂岩为主,石英砂岩、岩屑砂岩和长石石英砂岩次之,储层平均孔隙度为5.8%,平均渗透率为0.42×10-3μm2,孔隙类型以粒间溶孔、粒内溶孔和微裂缝为主,储层岩石孔隙度、渗透率与孔喉结构密切相关。根据毛管压力曲线形态和中值压力、排驱压力、平均孔喉半径等特征参数将毛管压力曲线分为三种类型。综合研究储层岩性、物性、微观孔喉特征参数、测井参数和试气试采特征及其相互关系,把盒1段致密砂岩储层分为三类,分别为较好储层、一般储层及非有效储层,其中前两类是气藏后期开发的重点选层。     

安塞油田王侯杏地区长6砂岩储层特征

安塞油田王侯杏地区长6储集岩主要由长石砂岩和岩屑长石砂岩组成,根据铸体薄片、扫描电镜、物性、孔隙结构、岩心、测井分析化验资料进行研究表明,该地区砂岩储层储集空间主要为原生粒间孔和次生孔隙,包括粒间溶孔、粒内溶孔、胶结物溶孔;储层孔喉特征为小孔隙微喉道;物性特征为低孔隙、低渗透的基本特点,微裂缝对改善储层孔隙渗透性贡献不大;排驱压力和饱和度中值压力较高,孔喉半径小且分选性较差,歪度细,溶蚀作用对改善喉道连通性的效果不佳,孔隙结构参数总体较差。储层质量受沉积微相和成岩作用的综合影响,其中,由三角洲前缘水下分流河道砂体为最有利储层发育的微相,河口砂坝次之,三角洲前缘席状砂第三。     

库车坳陷下侏罗统阿合组致密砂岩储层孔隙微观结构特征及其对致密气富集的控制作用

库车坳陷是近年来塔里木盆地深层致密砂岩气勘探的重要领域。通过开展物性测试、铸体薄片镜下鉴定、常规压汞实验、微米CT扫描实验及包裹体测试,分析库车坳陷迪北致密砂岩气藏下侏罗统阿合组致密砂岩储层孔隙微观结构特征,结合测井解释结果和包裹体实验,探讨孔隙微观结构对致密砂岩气富集的控制作用。结果表明：库车坳陷下侏罗统阿合组致密储层主要发育溶蚀孔隙（包括长石和岩屑等粒内溶孔、胶结物溶孔）和微裂缝,残余粒间孔隙较少。阿合组致密储层孔隙微观结构可分为3类：第一类主要发育在粗砂岩中,孔喉分选差、孔喉半径大但孔喉比小,孔喉系统为毛细管束状,具有较好的渗流能力;第二类主要发育在粗-细砂岩中,孔喉分选较差,孔喉半径小于第一类储层但孔喉比大,孔喉系统为墨水瓶状;第三类主要发育在细-粉砂岩中,孔喉分选相对较好,孔喉半径小于第二类储层,孔喉系统也表现为墨水瓶状,但渗流能力差。第一类孔喉系统可形成天然气在致密储层中的运移通道;第二类孔喉系统是致密砂岩气主要的储集空间,有利于致密砂岩气的聚集;第三类储层为无效储层,无天然气充注。     

长7致密砂岩微观孔喉结构测试及特征

以岩心观察、测井、分析试验等资料为基础,探讨了鄂尔多斯盆地湖盆中部长7致密砂岩储层微观孔隙结构测试方法及特征.研究区致密储层以（岩屑）长石砂岩为主,沉积物粒度细,软组分含量高,可见孔面孔率低,多物源沉积造成孔隙结构及成岩作用具有明显差异;储层物性差,孔隙度介于4 ％～10％,平均约为9.12％,90％以上样品渗透率小于0.3× 1 0^-3μm^2介于0.16～0.25× 1 0^-3μm^2研究区裂缝发育;采用高精度扫描电镜、纳米CT等方法结合常规测试,实现致密砂岩储层微米-亚微米-纳米级多尺度孔喉精细识别,采用图像分析法-恒速压汞-高压压汞相结合的方法,建立起了致密砂岩储层孔喉定量化评价方法;测试结果表明：研究区致密砂岩储层微米级孔隙占比约为25％,亚微米级孔隙约为35.9％,纳米级约为30％.储层喉道半径小,孔喉比大,盆地致密储层发育纳米级喉道,主要分布在20～300 nm、配位数较低,孔喉系统复杂,孔喉网络系统由多个独立连通孔喉体构成.孔喉特征参数中最大连通喉道半径、孔喉均值、孔喉分选系数等与物性具有一定相关性,其中最大连通喉道半径与渗透率相关性密切,相关系数为0.918.     

鄂尔多斯盆地白豹地区长6砂岩储层特征及影响因素分析

根据铸体薄片、扫描电镜、物性、孔隙结构等分析资料,对白豹地区长6砂岩储层特征进行研究表明,该套储层储集空间类型以溶孔-粒间孔组合为主,储层物性较差,排驱压力和中值压力较高,喉道半径小且分选性较差,孔隙结构总体较差。储层发育程度受沉积作用和成岩作用综合影响,认为岩石类型,云母等组分含量,粒径是决定储层发育的基础,北部物源影响的砂岩物性较好。早期环边绿泥石胶结作用和后期较弱的溶蚀作用促进储层的进一步发育。硅质次生加大和碳酸盐矿物、粘土矿物的胶结作用使储层储集性能大大降低。     

吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩储层孔隙结构定量表征

吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组是重要的页岩油气聚集区。通过铸体薄片、压汞及核磁共振等分析,结合医用CT、微米CT扫描技术、扫描电镜矿物定量评价（QEMSCAN）及Avizo可视化软件先进的数学算法,构建了吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩储层的三维数字岩心并提取了孔隙网络模型参数,获取全尺度孔径分布曲线,从多个维度综合开展其微观孔隙结构定量表征研究。研究结果表明：①研究区芦草沟组页岩储层的孔隙度平均为7.6%,渗透率平均为0.37 mD,为“低孔-特低渗”型致密页岩储层,其主要储集空间类型为次生溶蚀孔,含残余粒间孔、生物体腔孔和成岩微裂缝。②孔喉尺度为纳米—微米级不等,以0.12~1.75 μm喉道贡献率最高,亚微米—微米级孔喉对渗流的贡献较大,孔隙展布形态多为孤立状和条带状,孔隙半径大多为4.5~12.5 μm;喉道半径大多为1.3~5.1 μm,喉道长度为5~15 μm;孔喉配位数为1~2,孔隙结构具有非均质性强、连通性差等特点,孔喉连通性比孔隙尺度对渗流的贡献更大。③纳米尺度下,基质矿物主要为石英和钠长石,纳米级微孔大多分布于矿物颗粒（晶体）内部有机质孔及胶结物微孔隙,孔径为0.015~5.000 μm。     

塔里木盆地东北部中上奥陶统致密砂岩储集性能与成因

塔里木盆地东北部中上奥陶统发育了一套巨厚的砂岩、粉砂岩与泥(页)岩互层的浊积岩,其勘探前景日益引起人们的关注.通过对库鲁克塔格露头系统采样,详细研究了中上奥陶统却尔却克组砂岩的储集性和成因.却尔却克组砂岩主要为细粒长石砂岩、岩屑砂岩、岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩;长石颗粒、方解石胶结物的溶蚀孔隙是主要的孔隙空间,孔隙结构以微小孔-微细喉道组合类型为主;平均孔隙度1.72%,平均渗透率4.584×10-3μm2,属于特低孔低渗的储层.近物源快速沉积作用导致的低成分成熟度和中等-差结构成熟度,是却尔却克组致密砂岩形成的内在原因;较高的塑性颗粒含量和超补偿沉积导致的强烈压实作用和晚期较强的胶结作用是储层物性差的重要因素;较弱的溶蚀作用及破裂作用未能明显地改善储层的物性条件,也是形成本组低孔低渗的砂岩储层的重要原因.      

致密砂岩盖层特征及分类评价标准——以满加尔-英吉苏凹陷为例

满加尔-英吉苏凹陷位于塔里木盆地东部,勘探目的层为志留系柯坪塔格组和塔塔埃尔塔格组,研究区发育致密砂岩盖层。文中采用最小孔喉半径法、束缚水饱和度法和经验统计法综合确定致密砂岩盖层物性上限,优选排驱压力、孔隙度和渗透率、平均孔喉半径以及方解石体积分数,建立了研究区志留系致密砂岩盖层分类的评价标准。致密砂岩盖层的形成机理为高泥质含量的岩屑砂岩经过强烈的压实作用和碳酸盐岩胶结作用、自生黏土矿物胶结作用使岩石物性变差,孔隙中网状黏土发育并产生水锁效应,导致渗透率大幅下降。研究表明,满东地区志留系塔塔埃尔塔格组底部致密砂岩平面分布连续,柯坪塔格组砂岩埋深较浅,储层物性较好,同时发育构造圈闭,可作为有利勘探区。     

陇东地区三叠系长7段页岩油储层孔隙结构特征及成因机制

通过高压压汞、低温氮气吸附和核磁共振等实验,表征了鄂尔多斯盆地陇东地区三叠系长7段页岩油储层的孔隙结构特征,并探讨了成岩作用对孔隙结构的影响。研究结果表明：①陇东地区三叠系长7段页岩油储层主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩,孔隙度平均为7.55%,渗透率平均为0.149 mD,属于典型的特低孔、超低渗储层,储集空间类型以溶蚀孔、残余粒间孔、黏土晶间孔为主,并发育少量微裂缝; ②储层整体排驱压力较高,为0.67～27.54 MPa,平均为5.54 MPa,最大进汞饱和度较低,为33.22%～84.35%,平均为64.71%,且平均喉道半径小,为0.008～0.163 μm,平均为0.277 μm,表现出强非均质性特征;③研究区典型样品的等温线形态均呈反“S”型,属于典型的Ⅳ型等温线,易出现H₃型“滞回环”现象,孔径小于200 nm的孔隙以平行板状为主;④研究区长7段页岩油储层的孔径大多小于30 μm,且随着样品物性的变好,储层内较大尺寸孔隙（大于200 nm）的占比逐渐增多;⑤研究区长7段页岩油储层经历了较强压实、较弱胶结与较弱溶蚀等3种成岩作用,其中胶结作用和压实作用具有负面影响,溶蚀作用对储层品质和孔隙结构的改善具有建设性作用。     

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。     

鄂尔多斯盆地富县地区长6砂岩储层特征及评价

通过岩心观察, 结合铸体薄片、扫描电镜、物性、孔隙结构等分析化验资料研究表明, 富县地区上三叠统延长组长6 段为三角洲前缘相沉积的储层。岩性主要为长石砂岩及岩屑长石砂岩; 储集空间以剩余原生粒间孔+次生粒间溶孔组合为主, 储层物性较差; 排驱压力及饱和度中值压力较高, 孔喉半径小、分选性较差, 歪度细, 溶蚀作用对改善喉道连通性有限, 孔隙结构参数总体较差; 储层质量受沉积微相和成岩作用的综合影响, 其中水下分流河道和河口坝砂体为最有利储层发育的微相; 强烈的压实- 压溶作用是形成低孔低渗的主要原因之一。利用储层物性和孔隙结构参数将长6 段砂岩划分为4 类储层, 其中Ⅰ、Ⅱ类储层是未来开发的首选储层。     

横山油田魏家楼区三叠系延长组长6~1储层特征研究

针对横山油田魏家楼区长61油层段,对其储层岩石学、储层物性、孔隙结构及储层控制因素等进行了研究。该层段储层岩石类型主要为细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩,成分成熟度低,结构成熟度高;岩石物性总体较差,属低孔、低渗储层,发育有粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔、晶间微孔和微裂缝等几种孔隙,其中又以次生粒间溶孔为主。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类为差储集层。