鄂尔多斯盆地南部地区长7致密油储层特征

针对鄂尔多斯盆地南部长7油层组致密油储层开展研究。综合利用铸体薄片、压汞分析、X-衍射全岩和黏土矿物分析、扫描电镜等技术,对工区长7致密储层的岩石学特征、物性特征、微观孔喉特征及有利成岩相等进行综合分析评价。研究表明工区长7储层属特低孔、超低渗致密储层;岩石类型主要为浅灰绿色细粒长石砂岩,填隙物以(铁)方解石为主,绿泥石、伊利石和伊/蒙混层次之,孔隙类型以溶蚀粒间孔、长石溶孔为主,原生粒间孔次之;长7储层毛细管压力曲线特征总体表现为高排驱压力、细歪度,孔喉分选性及连通性较差;平均孔隙度为6.83%,平均渗透率为0.24m D,属小孔、微喉道型储层;长7油层组有利的成岩相类型为长石溶蚀相、绿泥石薄膜胶结原生粒间孔相和高岭石晶间溶孔相。     

鄂尔多斯盆地红河油田长8致密砂岩储层成岩特征

综合利用铸体薄片、扫描电镜和电子探针等分析化验资料,对鄂尔多斯盆地红河油田三叠系延长组长8致密砂岩储层的成岩作用类型、分布特征及主控因素进行了系统研究。研究区长8储层目前处于中成岩A阶段,主要成岩类型为压实作用、溶解作用及2期方解石、2期高岭石、3期绿泥石胶结作用。独立型薄层砂体分布在河道边部和河道上游,其塑性矿物含量高,以强压实作用为特征,溶解作用和胶结作用较弱,发育强压实成岩相。复合型厚层砂体分布在河道中心,其中顶部和底部砂体以强方解石胶结为特征;中部砂体根据砂体岩相类型存在多个成岩序列和成岩相,其中富含刚性矿物中-细砂岩岩相主要发育绿泥石胶结中溶解成岩相,过渡型细砂岩岩相由于早期方解石胶结程度差异,可发育方解石中胶结成岩相或高岭石中胶结成岩相。     

鄂尔多斯盆地南部长8储层岩石力学实验研究

通过设计室内单、三轴力学、声学及巴西劈裂实验,利用Hoek–Brown准则对鄂尔多斯盆地南部长8储层砂岩抗拉强度进行预测分析。研究表明,所测试的长8储层砂岩的波速与三轴抗压强度间具有非常好的正相关性,但岩样的单轴抗压强度与三轴抗压强度间具有较好的负相关性,其原因与岩石分选性、颗粒间可被压实空间差异及应力集中时间早晚有关。利用Hoek–Brown准则方法能有效预测该区储层砂岩抗拉强度,平均相对误差为1.06%。该研究表明,利用Hoek–Brown准则预测该区低渗透储层砂岩抗拉强度是一种有效的方法。     

鄂尔多斯盆地长7致密油藏特征

以鄂尔多斯盆地长7致密油藏为例,运用地质统计和对比分析方法,定量表征了长7致密油藏特征。研究表明,长7油藏填隙物含量高,成熟度中等,以微孔隙为主,喉道半径极细,表现为亲油和高残余油饱和度特征,存在较强的应力敏感性和较高的启动压力梯度。可以考虑采用注入改性水改变油藏岩石表面润湿性、注气和超前注水保持油藏压力相对稳定的方式有效开发致密油藏,利用长水平井体积压裂技术增加油藏接触面积。     

鄂尔多斯盆地正宁地区长8油层组储层特征

为推进鄂尔多斯盆地正宁地区致密油气的勘探开发,基于长8油层组岩心薄片、扫描电镜及压汞资料,分析了储层发育特征、储层致密化的原因及物性与含油性的关系。结果表明,长8油层组岩性以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主,填隙物含量较高,碎屑颗粒结构成熟度低。储层孔隙包括基质孔隙和裂缝两大类,基质孔隙主要发育粒间孔和长石溶孔,裂缝主要发育构造裂缝和成岩微裂缝。基质孔隙以小孔、细喉为主。压实作用和胶结作用均是储层致密的主要原因,天然裂缝是油气重要的渗流通道,溶蚀作用和天然裂缝均改善了储层物性。物性分布与砂体分布具有较好的一致性,长81小层物性明显优于长82小层。良好的物性是油井高产的关键因素。     

鄂尔多斯盆地南部致密油沉积环境分析

鄂尔多斯盆地南部近年来致密油取得较好的试油效果。为明确盆地南部致密油所处沉积微相特征,本文经过资料分析,从区域资料分析入手,进行沉积微相识别,预测沉积微相在平面的展布特征,结合生产实际,得出:盆地南部四个区域中,富县、黄陵、旬邑致密油最有利沉积微相为水下分流河道深水砂岩沉积,发育细砂岩,结构与成分成熟度均较低;甘泉地区致密油除水下分流河道外,浊积水道也为致密油优势微相。     

鄂尔多斯盆地华庆地区长8致密砂岩储层特征及其成因

鄂尔多斯盆地华庆地区长8段砂岩为一套典型的低孔、低渗到特低孔、特低渗的储层,平均孔隙度为8.27%,平均渗透率为0.51×10^-3 μm²,主要孔隙类型为剩余粒间孔隙,孔隙结构以小型小孔喉和微型小孔喉为主。长8致密砂岩储层经历了压实、胶结、溶解等复杂的成岩作用,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,且长8储层在镜下发现沥青充填孔隙,降低了储层的物性,导致储层致密。成岩作用对储层的致密化起决定性作用,沉积环境是控制致密砂岩储层形成的基本因素,三角洲前缘砂体中的水下分流河道砂体物性最好;主砂体展布带内中心部位物性好,向两边逐渐变差。随着填隙物含量的增加,储层物性逐渐变差。     

鄂尔多斯盆地周家湾地区长8致密砂岩储层特征及影响因素

鄂尔多斯盆地周家湾地区三叠系延长组长8致密砂岩储层特征和优质储层控制因素研究薄弱,制约了该区油气的勘探与开发进程。在岩心观察的基础上,结合大量铸体薄片、扫描电镜、压汞及常规物性等分析化验资料,对周家湾地区长8致密砂岩储层的宏观和微观特征及其影响因素进行了研究。结果表明,长8储层岩石类型以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主,填隙物含量较高;长81和长82小层的孔隙度分别为8.03%和8.17%,渗透率分别为0.17 mD和0.25 mD,均属致密砂岩储层,储层物性较差;储集空间以剩余原生粒间孔和次生长石溶孔为主,微细喉道,形成了长8储层高排驱压力、高中值压力及低退汞效率的特征。受沉积和成岩作用的共同控制,研究区长8油层组有利储层主要发育于分流河道和水下分流河道沉积微相中,压实作用、碳酸盐胶结作用和硅质胶结作用致使储层物性变差,溶蚀作用则有效改善了储层孔渗条件。     

鄂尔多斯盆地蟠龙油田长6致密砂岩储层特征研究

通过铸体薄片、扫描电镜、高压压汞等方法,对鄂尔多斯盆地蟠龙油田长6储层岩石学特征、孔隙类型、孔隙结构进行了研究。长6储层主要以长石砂岩为主,少量为岩屑长石砂岩。主要以残余粒间孔和长石粒内、粒间溶孔为主,孔隙度主要在3%～12%,均值为7.9%,渗透率中值为0.71×10~(-3)μm~2,是典型的致密砂岩储层。长6储层孔隙结构复杂,孔喉细小,根据压汞资料将长6储层细分为3种孔喉类型,并以Ⅲ类储层为主。     

鄂尔多斯盆地延长组长 7 致密油储层微观特征

针对鄂尔多斯盆地致密油储层特征,利用纳米级 CT 扫描、场发射扫描电镜、恒速压汞以及核磁共振等技术,对该储层孔隙、喉道以及孔喉配置关系等微观特征进行了系统研究。 结果表明：孔隙大小决定了致密油储层的储集能力,鄂尔多斯盆地延长组长 7 致密油储层的平均孔隙半径为 15～20 μm,平均单位孔隙体积为 0.05;喉道大小是储层开发下限的主要制约因素,长 7 致密油储层的喉道半径主要为 0.3～0.5 μm,储层中 60%的可动流体由半径为 0.1～0.5 μm 的喉道所控制;在物性较好的储层中,连通性较好的大喉道占 30%～40%,而且喉道半径≥0.5 μm,而在物性较差的储层中,喉道细小,连通性差的喉道约占 60%,而且喉道半径 <0.1 μm。     

鄂尔多斯盆地合水地区长7致密油储层伊利石成因

鄂尔多斯盆地合水地区长7油层组为典型的致密油储层,伊利石平均含量高达9.1%是其重要特征,也是控制储层性能的关键因素。扫描电镜、铸体薄片、能谱分析、X-衍射等分析表明,合水地区长7油层组发育浊流沉积的极细砂岩,孔隙类型以长石溶蚀孔为主,且发生溶蚀的长石均为钾长石;伊利石化学成分复杂,以分散杂乱片状为主,仅分布于残余粒间孔隙内,且岩石粒度越细伊利石含量越高;与相邻泥岩相比,粘土矿物相对含量相似,但砂岩中钾长石/斜长石比值小于泥岩。合水地区长7沉积时期火山活动强烈,具有早期蒙脱石形成的地质条件,同时伊利石产状具有蒙脱石化的特征,且镜下可见大量的杂基伊利石化,表明研究区伊利石主要由大量蒙脱石等杂基转化而来;而研究区最高古地温一般不超120℃,也无外来富钾热流体的加入,不具备其他成因伊利石大量生成的地质条件。     

鄂尔多斯盆地长6致密储层特征及主导因素

详细分析铸体薄片、扫描电镜以及岩心照片等,有助于研究长6致密储层特征和存在的主控因素进行深入的研究。根据研究结果表示,正宁地区长6致密储层会受到沉积、填隙物含量以及压实等方面影响。另外,储层物性以及含油性具有较为突出的联系性,如果局部发育较为优质是因为油井高产因素。     

鄂尔多斯盆地长7致密储层可动流体分布特征

鄂尔多斯盆地长7致密油资源丰富,储层地面空气渗透率小于0.3×10-3μm2,物性较差,可动流体饱和度是该类储层评价的关键参数之一。采用离心实验和核磁共振T2谱分析技术相结合的方法,开展了鄂尔多斯盆地长7致密储层可动流体分布特征研究,研究结果表明:一是长7致密储层单相可动水饱和度平均为39.40%,其中微米级(大于1μm)、亚微米级(0.1~1.0μm)及纳米级(小于0.1μm)可动水饱和度分别为2.2%、25.67%及11.52%;岩心束缚水下可动油含量平均为26.07%,其中微米级(大于1μm)、亚微米级(0.1~1.0μm)及纳米级(小于0.1μm)可动油含量分别为0.79%、9.48%及15.81%;可动流体主要分布在亚微米和纳米孔喉中。二是随着岩心渗透率的增大,可动水和可动油饱和度都增大;但不同喉道半径控制的可动流体饱和度增加幅度不同,喉道半径为0.10~0.5μm的可动流体饱和度随着岩心渗透率的增大都增大,且增幅最大,其次是喉道半径处于0.5~1.0μm的可动流体,喉道半径大于1.0μm的可动流体饱和度增幅最小,而喉道半径小于0.1μm的可动流体饱和度相对含量降低的趋势比较明显。     

鄂尔多斯盆地南部长6段储层成岩作用特征

为评价和预测鄂尔多斯盆地上三叠统延长组长6段低渗储层,根据岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜等资料对长6段储层进行了分析研究。结果表明：①长6段砂岩在该盆地北部具“高长石、低石英”、南部具“低长石、高石英”特点,分选性较好、磨圆度较差;②主要建设性成岩作用为溶蚀作用、环边绿泥石形成、烃类侵位作用及高岭石化作用等,压实作用强烈是导致该储层早期砂岩孔隙丧失的根本原因,胶结作用是造成后期储层岩石致密的主要因素。在此基础上,进一步分析了鄂尔多斯盆地南部的成岩作用演化序列。     

鄂尔多斯盆地西部长8储层胶结物特征

运用偏光显微镜、X衍射、扫描电镜等分析测试技术,对鄂尔多斯盆地西部长8储层砂岩胶结物类型及特征进行研究,结果表明:研究区粘土胶结物以伊利石、高岭石、绿泥石和伊蒙间层矿物为主,其相对含量分别为20.11%~42.19%、18.13%~32.51%、23.84%~62.72%、1.86%~25.10%。由于岩石中含有较多的富铁凝灰质,大部分在沉积成岩环境中绿泥石化,这类物质在进入沉积水域之后发生了强烈的水化作用并析出大量的铁氧化物,从而形成了对粘土矿物的侵染,说明沉积环境Eh值比较高,沉积—早成岩早期环境相对比较开放,大量三八面体绿泥石的出现反映了早成岩中晚期强烈的还原环境。碳酸盐类胶结物以方解石为主,其次为铁白云石和菱铁矿。C/O同位素分析表明,碳酸盐胶结在本区贯穿于整个成岩期。普通方解石一般形成于成岩早期,铁方解石和铁白云石形成于成岩中、晚期。     

鄂尔多斯盆地延安地区长4＋5油层组致密砂岩储层特征

根据岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、黏土矿物X射线衍射、压汞和物性分析等资料,对延安地区长4＋5油层组致密砂岩储层特征进行了研究.结果表明：延安地区长4＋5油层组储层岩石类型主要为细粒长石砂岩;孔隙度和渗透率分别为6.0％～10.0％和0.2～2.0mD,为典型的致密砂岩储层;储集空间主要为残余粒间孔,其次为长石和浊沸石溶孔;孔隙结构以小孔细喉型为主,其次为小孔中细喉型和细孔微细喉型;压实作用及绿泥石、方解石和浊沸石胶结作用是造成储层物性变差的主要因素,而溶蚀作用在一定程度上改善了储层物性.该研究成果为延安地区长4＋5油层组致密砂岩油藏滚动勘探开发提供了地质依据.     

鄂尔多斯盆地安边地区长8段致密砂岩储层特征及分类评价

阐明鄂尔多斯盆地安边地区长8段储层特征及分类,可为安边地区勘探开发提供基础地质依据。综合运用粒度分析、真空浸渍铸体薄片、扫描电子显微镜、压汞法、黏土矿物X?射线衍射法和常规物性分析,并结合岩心观察和测井资料进行宏观印证,结果表明：安边地区长8段储层砂岩类型主要为成熟度较低的细粒长石砂岩和岩屑砂岩;碳酸盐胶结物主要为铁方解石;黏土矿物填隙物中,长8₁亚段储层伊利石含量最高,而长8₂亚段储层主要为绿泥石;储集空间主要为残余粒间孔和长石溶孔;影响储层质量的破坏性成岩作用主要为压实及胶结作用,建设性成岩作用为溶蚀作用;物性统计结果表明长8段储层属于低孔低渗—特低渗储层。根据分类评价标准,将安边地区长8段储层分为4类,有利勘探开发区主要为I类及Ⅱ类储层,均呈北东—南西向长条带状展布,属于水下分流河道主体部位;其中长8₂亚段最优储层主要位于安边地区中部,长8₁亚段储层最优储层主要位于安边地区东部。     

鄂尔多斯盆地长6油层组致密储层影响因素分析

鄂尔多斯盆地延长组广泛发育致密油藏.以致密油储集层的岩石学特征、物性及微观孔喉结构特征等测试分析结果为基础,对致密储层影响因素进行了分析.研究认为长6油层组岩石类型主要为中—细粒岩屑质长石砂岩,胶结类型主要为接触式胶结和接触—孔隙式胶结,物性总体较差,粒间残余孔、粒内溶蚀孔较发育,以微—细喉道为主,属低孔—特低渗储层;成岩早期的压实作用和中后期伊利石的胶结作用是造成储集层物性较差的主要原因,成岩中后期的溶蚀作用使储集层的物性得到一定改善.     

鄂尔多斯盆地合水地区长7致密储层特征的分析

本文以鄂尔多斯盆地合水地区7致密油储层特征为分析对象,分析了储层的致密化原因,为致密油开采提供依据。从研究结果来看,鄂尔多斯盆地合水地区7致密油储层致密化产生的原因主要受到强烈压实作用影响,导致泥质胶结作用较强,从而形成鄂尔多斯盆地合水地区7致密油储层。