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。     

四川盆地洛带气田蓬莱镇组气藏储层特征研究

洛带气田蓬莱镇组属于浅水三角洲沉积,储层主要储集空间以粒间孔为主,其次是粒内溶孔、晶间孔,岩石中裂缝、微裂缝极少发育,属孔隙型储层。储层主要储集空间以粒间孔为主,其次是粒内溶孔、晶间孔,岩石中裂缝、微裂缝极少发育,属孔隙型储层。储层受压实、胶结作用的影响较大,使得其储层物性有所变差。孔隙度在10%～13%的储层与孔隙度大于13%的储层比例相当,其次为孔隙度在6%～10%之间的储层。溶蚀作用是该区储层最重要的成岩作用之一,溶蚀作用产生的次生孔隙可以极大改善储层因受到压实、方解石的胶结作用等导致的孔隙性破坏,研究区内常常可以见到次生孔隙特别发育等多期溶蚀的证据。从储层的成岩及后生改造作用可以看出,以胶结作用为主的成岩后生作用影响最为显著,只有溶解作用和交代作用对孔喉有一定的改善作用。     

川东南涪陵地区下三叠统飞仙关组储层特征

本文运用钻井岩心观察、岩屑描述、铸体薄片观察、压汞分析等分析手段,对研究区飞仙关组储层特征进行研究。结果表明,飞仙关组储层发育位置受沉积相控制,台地边缘礁滩体储层发育在飞二段,岩性主要为泥晶云质灰岩,亮晶鲕粒灰岩、砂屑灰岩及残余颗粒云岩;台内礁滩体储层发育在飞三段,岩性以灰色鲕粒灰岩为主。储集空间以粒间孔、粒间溶孔、晶间溶孔及裂缝最为发育;喉道普遍狭窄,喉道类型主要是微—细喉型,少量中喉;平均孔隙度1.96%,平均渗透率0.19×10-3μm2,属特低孔低渗致密储层。区域上沉积相控制了储层的发育部位,暴露溶蚀及白云石化作用是优质储层形成的关键因素。     

川东高峰场气田石炭系储层评价及分布特征

以钻井、岩心及薄片分析为基础,通过储层储集空间及物性分析评价川东高峰场气田石炭系储层,并研究其分布特征。结果表明,高峰场石炭系储层储集空间主要为粒间溶孔、粒內溶孔、晶间溶孔及晶间孔,属于中-低孔低渗储层。气藏以Ⅱ、Ⅲ类储层为主,孔隙为最主要的储集空间,裂缝的发育改善了储层的渗透性,裂缝是天然气渗流的主要通道。储层主要分布在黄龙组二段,气井中储层最厚的是位于构造高点的峰6井,而翼部峰8井最薄,其他各井厚度变化在16~24m之间。     

胜25井区沙四段储层特征及主控因素分析

通过对胜25井沙四段碎屑岩储层的岩石学特性、物理特征、储集空间和孔隙结构等特征进行研究分析,得出该区储层岩性主要以砾岩、砂砾岩、含砾不等粒砂岩为主的结论.本区砂岩储层的主要成岩作用类型有:机械压实作用、溶蚀作用、交代作用.这些成岩作用都在一定程度上对砂岩的储集性能起改造作用.因此次研究的沙四段埋深比较大,所以压实作用对本区储层物性的影响较大.孔隙类型中原生粒间孔隙极少,次生孔隙在工区内分布较普遍,其中尤以岩屑、长石或少量石英颗粒内的粒内溶孔最普遍,粒间溶孔和填隙物内溶孔也较发育.岩石微裂缝发育较少岩心中宏观裂缝规模较小,充填程度高.孔隙通道个别数据点数值很高,说明储层非均质性较强,存在物性好的局部区域.     

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。     

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。     

东营凹陷沙四上亚段碳酸盐岩储集特征及影响因素

碳酸盐岩是陆相断陷盆地一种重要的储层类型。东营凹陷沙四上亚段发育的湖相碳酸盐主要由颗粒、生物粘结及泥晶三种结构类型组成。根据岩心、薄片和物性资料,探讨了其储集特征,并研究了储层物性影响因素。颗粒型碳酸盐岩主要由砂屑、鲕粒、团粒等粒屑组成,储集空间主要有粒间孔、粒内溶孔和粒间溶孔;生物粘结型主要由藻、螺和介形虫等生物化石组成,孔隙类型主要有生物骨架孔、生物体腔孔和溶孔;泥晶型碳酸盐岩主要由灰泥和少量的重结晶晶粒组成,孔隙类型有构造裂缝、层间缝和晶间孔。影响储集性的主要因素是岩相、断裂活动及成岩作用。     

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。     

巴音都兰凹陷沉积火山碎屑岩油藏储层特征研究

二连盆地巴音都兰凹陷白垩系巴彦花群阿尔善组阿三段沉积时期火山活动剧烈,为火山碎屑岩沉积提供了条件。主要岩石类型为安山质凝灰角砾岩及粗面安山角砾岩等沉火山角砾岩和沉凝灰岩。储层物性主要受裂缝和孔洞影响,裂缝以高角度缝为主,孔隙类型主要有粒间孔、粒间溶孔及粒内溶孔。特殊的储层类型,形成了独特的油藏类型和勘探方法。     

靖边油田新城区长2油层组沉积微相与储层特征研究

鄂尔多斯盆地靖边油田新城区延长组长2油层组沉积微相与储层特征为油气田的开发设计提供科学的依据。在测井、扫描电镜和压汞测试等资料综合分析基础之上,对鄂尔多斯盆地靖边油田新城区长2油层组进行了沉积相、储层特征研究,分析了沉积微相、岩石学特征、孔隙特征、物性特征及沉积环境和成岩作用对储层发育的影响。研究表明:长2储层主要为辫状河沉积,主要发育河口砂坝和泛滥平原微相;孔隙类型有残余粒间孔、溶蚀孔、微裂隙等,以粒间孔为主,溶孔次之;平均孔隙度11.6%,平均渗透率9.95×10~(-3)μm~2,为低孔低渗储层;沉积环境是储层发育的基本控制因素,压实作用、胶结作用和溶蚀作用都是影响储层发育的主要影响因素。     

四川盆地中西部地区须家河组砂岩储层微观孔隙特征与成岩作用

四川盆地上三叠统须家河组是重要的天然气勘探领域,其砂体分布广泛而稳定,但储层非均质性强。为了揭示不同区域须家河组储层特征的差异,通过镜下铸体薄片观察,结合扫描电镜、X衍射分析等技术手段,对区内须家河组储层微观孔隙特征与成岩作用进行研究。研究结果表明,须家河组储层岩石类型以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主,孔隙类型由原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔和裂缝构成,其中粒间溶孔和粒内溶孔是最主要的孔隙类型,且各区域各层段岩石学特征及微观孔隙特征表现出明显的差异性;成岩作用包括破坏性成岩作用和建设性成岩作用,其中破坏性成岩作用主要为压实作用和胶结作用,建设性成岩作用为溶蚀作用和破裂作用,前者导致中西部地区须家河组储层逐渐演变为致密砂岩储层,后者作用占主导则导致致密砂岩储层中发育与保存相对优质储层。     

鄂尔多斯盆地川口油田川72区块长6储层特征及评价研究

通过岩心薄片、铸体薄片、扫描电镜及压汞资料分析,研究了鄂尔多斯盆地川口油田川72区块长6油层组的储层岩石学特征、成岩作用及孔隙结构等微观特征,并进行了储层评价。结果表明,川72区块长6储层以长石粉细砂岩和长石岩屑粉细砂岩为主,常见压实、硅质胶结、碳酸盐胶结和次生溶蚀及交代作用,粘土矿物的转化作用也较普遍;储层主要发育原生粒间孔、粒间溶孔、浊沸石溶孔、长石溶孔等4种孔隙类型,孔隙度平均值为8.53%,平均渗透率为1.48×10-3μm2,属具有中-细喉道的小孔隙、低渗、特低渗储层。长62为较好储层,长61为较差储层。     

塔中西部鹰山组岩溶储层类型及识别方法

为分析塔里木盆地塔中西部奥陶系鹰山组岩溶储层类型,通过岩心、电镜薄片、野外露头和成像测井等资料,在镜下薄片观察识别出了晶间孔、粒间孔、粒内溶孔、微裂缝等储集类型,在岩心和野外发现了构造裂缝、缝合线、溶洞、针状和层状溶孔等触及类型。通过成像测井结合岩心解释出了四类基本储层,分别是裂缝型、裂缝-孔洞型、孔洞型以及溶孔型。综合利用野外露头、岩心、成像测井和和钻井过程响应,能有效识别岩溶缝洞发育特征。     

鄂尔多斯盆地姚店油田长6油层微观孔隙结构研究

利用铸体薄片、扫描电镜、高压压汞等实验技术,对鄂尔多斯盆地姚店油田长6油层组的微观孔隙进行了研究。研究结果表明,研究区储层岩石类型主要为长石砂岩,胶结物主要为方解石,黏土矿物以绿泥石为主,伊利石及伊/蒙间层(I/S)次之。孔隙类型以溶孔为主,粒间孔次之,溶孔主要以粒间溶孔和粒内溶孔为主。根据毛管压力曲线形态和参数特征,研究区孔隙结构可划分为四类,从Ⅰ类到Ⅳ类其渗流能力逐渐变差。孔隙结构特征参数分析表明,储层非均质性较强,大孔道对渗透率的贡献较大,中、小孔隙给储层提供了更大的储集空间。     

姬塬油田延安组储层特征研究

利用岩心薄片、铸体薄片、扫描电镜、图像分析、数理统计等方法,对姬塬油田延安组储层特征进行了较为详细的研究。研究结果表明,研究区延安组储层孔隙类型主要是粒间孔、长石溶孔;储层孔喉组合类型是中孔中喉型,储层非均质性严重。     

定边唐山地区长2、长6段砂岩储层的孔隙类型与孔隙结构特征研究

在铸体薄片鉴定、粒度分析及物性分析统计的基础上,对定边唐山地区长2、长6段砂岩储层的孔隙类型、孔隙结构等微观特征进行了深入分析,结果表明:长2、长6段储集空间主要为粒间溶孔、原生残余粒间孔、岩屑粒内溶孔、杂基溶孔和高岭石晶间孔,局部发育微裂隙;渗透率随孔隙度的增大而增大,而孔隙度和渗透率的大小又与砂岩的孔隙结构有关。优质储层具粗粒结构和含砾支撑结构,这种结构有利于孔隙水的流动,促进填隙物溶蚀和粒间溶孔的形成。指出粗粒结构与含砾支撑结构的石英砂岩储层物性较好;含砾支撑结构储层具有双众数粒度分布特征,有利于孔隙水的流动,促进填隙物溶蚀和粒间溶孔的形成,使得储层的渗透率得到提高。     

子北油田南沟岔理72井区长6储层物性特征研究

子北油田位于陕西省延安地区子长县的东北部,子北油田南沟岔理72井区位于子北油田的北部。通过对该研究区岩心、薄片、铸体和扫描电镜等数据的分析,对其岩石学特征、孔隙类型、储层物性特征及其受控因素等进行了研究。结果表明,子北油田南沟岔理72井区长6储层主要为细砂岩,以长石砂岩为主,其次为粉一细粒长石砂岩及中一细粒长石砂岩;主要孔隙类型为残余粒间孔,其次是长石溶孔,再次是岩屑溶孔。     

低孔低渗致密砂岩储层特征及其发育主控因素——以鄂尔多斯盆地榆林气田山西组2段为例

针对榆林气田山2段储集层低孔、低渗、致密的特点,通过分析榆林气田山2段储集层的岩石学特征、孔隙类型及结构特征、物性特征等,阐明了榆林气田山2段储集层发育主控因素及含气性特征。结果表明,榆林气田山2段储集层主要发育石英砂岩和岩屑砂岩;孔隙类型主要有粒间孔、晶间孔、岩屑溶孔,并且石英砂岩以发育粒间孔为主,岩屑砂岩以发育晶间孔和岩屑溶孔为主;岩石类型和成岩作用是控制榆林气田山2段储层发育的主要因素;石英砂岩储层含气性优于岩屑砂岩储层,对今后的储层评价与预测具有一定的参考价值。     

鄂尔多斯盆地N油田长8油层组致密砂岩储层特征研究

通过物性分析、扫描电镜、铸体薄片、高压压汞技术对鄂尔多斯盆地N油田延长组长8致密砂岩储层样品进行分析测试,研究其储层特征。结果表明,N油田长8储层砂岩主要为细粒长石砂岩;储层物性较差,样品的孔隙度平均值为7.79%,渗透率平均值为0.32×10-3μm2,属典型的低孔、超低渗储层。孔隙类型主要以粒间溶孔和剩余粒间孔为主;该储层具有结构致密,孔喉细微,分选性一般,连通性一般等特征。