二连盆地阿尔凹陷石油地质特征研究

文中系统总结了阿尔凹陷石油地质特征,对其地层层序、构造演化、沉积体系和油气成藏条件进行了剖析。通过成藏条件的研究,明确了各层系成藏的主控因素,对油气富集规律进行了总结。同时与二连盆地其它凹陷的简要对比,归纳了该凹陷在构造、沉积等方面的独特特点,指出后期构造反转、陡带沉积体系发育和同沉积背斜构造等特征在二连盆地最具代表性。     

鄂尔多斯盆地延安地区山2段储层特征及其主控因素

采用储层物性分析、扫描电镜、铸体薄片及高压压汞等实验技术,对部尔多斯盆地延安地区山2段储层岩心样品进行分析、测试,研究其储层基本特征,分析有利储层发育的主控因素.研究表明,鄂尔多斯盆地延安地区山2段储层属特低孔、低渗储层,但局部发育有物性相对较好的有利储层,其孔隙度在6.2%-13.2%,渗透率在(0.1-45)x10...     

川西地区须四段砂岩储层特征及主控因素分析

为明确川西地区须四段砂岩储层特征及主控因素,利用露头及岩心观测、铸体薄片分析、储层物性测试、阴极发光、扫描电镜及X射线衍射等方法对其进行了综合研究。结果表明:研究区须四段储层岩性主要为中粒岩屑砂岩,分选好,磨圆度较差到中等,胶结类型主要为孔隙式和压结式。平均孔隙度为6.22%,平均渗透率为0.279 mD。次生孔隙主要包括粒间溶孔和粒内溶孔,构成主要储集空间。相对优质储层受沉积相、碎屑组分、岩石结构及成岩作用控制。三角洲前缘水下分流河道、河口坝和三角洲平原叠置分支河道是有利的沉积微相。石英含量高,岩屑含量低,分选好的中粒岩屑砂岩储集性能最佳。长石及岩屑溶蚀产生的次生孔隙占总面孔率的85%左右,可以有效增加储集空间,是优质储层形成的关键;裂缝可以在一定程度上提高渗透率,对改善储层的储集性能有积极作用。     

鄂尔多斯盆地吴旗地区长6 储层特征及影响因素分析

通过研究区内大量铸体薄片及物性资料分析, 对鄂尔多斯盆地吴旗地区长6 油层组储层的岩石学特征、孔渗特征、孔隙结构及孔隙类型等进行深入研究, 分析影响储层储集性能的主要因素。结果表明, 三角洲前缘亚相沉积的长6 储层具矿物成熟度低而结构成熟度高的岩石学特点, 储层以粒间孔和溶蚀孔最为发育, 中孔和小孔是主要的油气储集空间, 细喉和中喉则是长6 的基本渗流通道, 为典型中低孔、特低渗储集层。储层物性受沉积微相和成岩作用双重控制, 平面上储层物性受沉积相带的控制, 垂向上压实和胶结作用使储层物性明显变差, 而溶蚀作用产生的次生孔隙使储层物性得到改善。     

鄂尔多斯盆地中东部奥陶系马家沟组四段储层特征及主控因素

近期勘探实践表明,鄂尔多斯盆地中东部奥陶系马家沟组四段豹斑状白云岩储层具有良好的勘探开发潜力。为此,基于钻井岩心、岩石薄片和分析化验资料,解析了该层段的储层特征及主控因素。结果表明：(1)马四段储层的储集岩类主要包括豹斑状云质灰岩、豹斑状灰质云岩、晶粒云岩和凝块云岩,储集空间类型以晶间(溶)孔为主,含少量格架孔和微裂缝。(2)研究区储集层整体表现为低孔—中低渗孔隙型储层,其中储集性能以豹斑状灰质云岩和晶粒云岩最佳且分布范围广,是区内最优质的储集岩类。而豹斑状云质灰岩发育规模较大,储集性能整体较差,凝块云岩储集性能较好,但发育频率较低。盆地中东部马四段储层发育主要受沉积微相、生物扰动、白云石化作用以及早成岩期岩溶作用综合控制：有利沉积微相是储层发育的物质基础,控制储层平面横向分布;生物扰动作用有利于白云石化作用;白云石化作用是储层形成的关键,有利于储层孔隙的保存;早成岩期岩溶作用对储层质量改善有着重要贡献。马四段有利储层纵向上主要位于高频向上变浅序列的中上部;平面上,主要集中在研究区西侧乌审旗—靖边—志丹一线以及东侧的神木、米脂两个相对独立的区域。     

鄂尔多斯盆地盘古梁地区长61储层宏观非均质性研究

盘古梁地区延长组长61储层发育于三角洲前缘,为低孔低渗储层。通过对储层层内韵律性、层间差异性、平面上砂体连续性、层间层内隔夹层的评价,认为盘古梁地区长61^1小层以正韵律为主,长61^2小层砂体以复合韵律形态为主,层内非均质性严重,层间非均质性较强。平面上河道砂体沿北东一南西方向展布,顺珂道方向其连续性好,垂直河道延伸方向上其横向连续性相对较差,小层平面非均质性较强。综合研究表明,储层非均质性受沉积环境影响较大,整体表现为较强的非均值性。     

鄂尔多斯盆地盘古梁地区长61储层宏观非均质性研究

盘古梁地区延长组长61储层发育于三角洲前缘,为低孔低渗储层.通过对储层层内韵律性、层间差异性、平面上砂体连续性、层间层内隔夹层的评价,认为盘古梁地区长61小层以正韵律为主,长612小层砂体以复合韵律形态为主,层内非均质性严重,层间非均质性较强.平面上河道砂体沿北东-南西方向展布,顺河道方向其连续性好,垂直河道延伸方向上...     

鄂尔多斯盆地吴定地区长6段储层特征及物性影响因素研究

通过铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、X衍射等实验检测方法,开展了鄂尔多斯盆地吴定地区延长组长6段储层的物性研究,分析了沉积作用和成岩作用影响物性发育情况的规律。结果表明,研究区岩性主要为灰色细–极细粒长石砂岩,储集空间类型主要有原始粒间孔和长石溶孔,可将储层分为溶孔–粒间孔型储层、溶孔型储层及晶间微孔型储层。孔隙度与渗透率呈现正相关性,不同孔隙类型的孔隙度和渗透率有明显的分区现象。沉积作用和成岩作用共同主导着储层物性演化,沉积作用主要影响泥质含量,压实作用与孔隙度呈现负相关关系,胶结作用对物性有较为积极的改善,溶蚀作用在研究区不发育,对物性影响甚小。     

川西须二段储层地质主控因素的探讨

须二段储层是川西地区天然气的主要产层,从沉积作用、成岩作用和构造作用三大地质作用出发,分别从岩石类型、岩石孔隙、沉积微相、建设性成岩作用和破坏性成岩作用、构造形态和构造作用等方面对影响储层的地质因素进行探讨,认为粒度、石英矿物为储层储集空间提供了较好的储层条件,天然气聚集前的建设性成岩作用进一步提高了储层物性,构造作用后期形成的高角度裂缝是该区须二段储层获得工业性气藏的保证。     

鄂尔多斯盆地王洼子地区长4+5、长6储层特征及主控因素

王洼子地区长4+5、长6储层岩石类型以岩屑长石砂岩为主,孔隙类型以粒间孔为主,长石溶孔次之。储层总体表现为中–低孔超低渗储层,其中长(4+5)2储层物性相对较好,长61、长62次之,孔渗分布均表现为单峰值特征。储层受成岩作用影响大,压实作用是储层变差的主要因素,其次为胶结作用,溶蚀作用是储层物性改善的主要因素,绿泥石的发育对孔隙的保存与储层渗透性起到积极作用,高岭石发育是促进次生孔隙发育的重要因素。     

鄂尔多斯盆地樊家川地区三叠系长63储层特征及主控因素

鄂尔多斯盆地樊家川长6储层为新的开发区域,其中长63为主力油层.为研究其致密储层特征及主控因素,开展了岩石薄片鉴定、常规物性及高压压汞分析等,对储层的岩石学、物性及孔隙结构特征进行了详细研究,建立了不同孔隙结构与成岩参数的识别函数,分析了不同孔隙结构储层储集性能主控因素.结果表明:①樊家川地区长63主要岩石类型为岩屑长...     

鄂尔多斯盆地LF地区长6油藏主控因素及有利区预测

以储层地质学、测井地质学、油气田开发地质学等相关原理为指导,对鄂尔多斯盆地LF地区三叠系延长组长6地层进行了小层精细划分,对长6油藏的烃源岩、沉积相、砂体特征、构造特征、储层特征等成藏主控因素进行了系统研究。认为巨厚的烃源岩是油气成藏的基础;水下分流河道和河口坝微相是该区长6段有利的含油相带;隆起高部位是含油的有利构造部位;高闭合度的鼻状隆起对油气藏形成具有重要的控制作用;良好盖层是油气藏形成的重要条件。在此基础上优选出有利含油区带,为LF地区下一步勘探部署提供指导。     

鄂尔多斯盆地华池地区长 6 油层组重力流特征及控制因素

以岩心观察为基础,通过岩石学特征和原生沉积构造等相标志分析,认为华池地区长 6 油层组主要 包括砂质碎屑流和浊流 2 种重力流沉积,但二者发育位置存在差异。 其中,砂质碎屑流位于上游,浊流位 于下游。 砂质碎屑流和浊流在沉积上的差异,决定了其储层特征的差异,相对于浊流砂体,砂质碎屑流砂 体成分成熟度更低,填隙物含量更低,储层物性更好和含油性更好。 华池地区长 6 油层组储层中填隙物类 型主要为伊利石、钙质和绿泥石膜,砂质碎屑流砂体中伊利石和钙质含量较高,浊流砂体中绿泥石膜含量 较高。 华池地区长 6 油层组储层主要储集空间为原生粒间孔和粒内溶孔,而且砂质碎屑流砂体的面孔率 明显高于浊流砂体。 砂质碎屑流砂体中长石含量较高,为溶蚀作用提供了更多的物质基础,因此砂质碎屑 流砂体中的粒内溶孔较浊流砂体发育,这是该砂体储层物性好于浊流砂体的重要原因。     

鄂尔多斯盆地冯地坑—洪德地区长6油层组成岩作用研究

长6油层组是鄂尔多斯盆地冯地坑—洪德地区的重要勘探目的层。因该油层组具有粒度细、成分成熟度低、磨圆度较差、分选性较差的岩石学特征,所以,研究对其储层物性有控制作用的成岩作用具有极其重要的意义。结合单偏光显微镜、扫描电镜、阴极发光、X-射线衍射分析及流体包裹体均一温度测试等资料,对研究区长6油层组的成岩作用进行了系统研究,结果表明：该油层组主要成岩作用有压实作用、压溶作用、胶结作用、交代作用和溶解作用,且成岩演化主要处于中成岩阶段A期。在成岩作用研究基础上,综合黏土矿物成分、胶结物及孔隙的发育状况,把长6油层组划分为5个成岩相：高岭石胶结相、绿泥石胶结相、铁方解石胶结相、绿泥石薄膜＋长石溶蚀相以及长石溶蚀相。其中,绿泥石薄膜＋长石溶蚀相和长石溶蚀相为最有利储集相带。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区长6 储层成岩作用研究

针对鄂尔多斯盆地姬塬地区三叠系延长组长 6 储层物性差,成岩作用复杂,进而引起非均质性强和渗透率低等问题,通过铸体薄片、阴极发光及扫描电镜等观察分析,认为：该区储集砂体由岩屑长石细砂岩和长石砂岩组成;储层以发育粒间孔隙和粒内溶孔为主;成岩作用主要为压实作用、胶结作用、溶蚀作用以及交代作用等;成岩演化阶段已到达中成岩 A 期;长 6 储层成岩作用为控制储层物性的主要因素之一。 通过对长 6 储层的成岩作用及其对储层物性的影响进行研究,可为该区的油气勘探和合理开发提供重要依据。     

鄂尔多斯盆地郑庄油区延长组长6油层组储层特征

通过岩心分析及镜下观察等研究,认为郑庄油区长6油层组储层岩石成分以长石砂岩为主,岩石成分成熟度低,结构成熟度中等,储层物性以低孔、低一特低渗为主,储层展布主要受沉积相控制,沉积类型为三角洲前缘亚相沉积。水下分流河道微相是该区的主要储集岩相。长6油层组浊沸石溶蚀作用比较发育,对改善储层物性起到关键性作用。     

陇东地区长 9 油层组砂岩储层成岩作用精细研究

长 9 油层组是鄂尔多斯盆地陇东地区最具石油勘探潜力的地层单元之一,而有关该地层单元的储层特征研究非常薄弱,成为制约该区长9 油层组高效勘探开发的难点。 在薄片鉴定、扫描电镜、镜质体反射率和物性分析的基础上,对陇东地区长 9 油层组砂岩储层特征进行了深入研究。 结果表明：有利储层发育的岩性主要为水下分流河道微相的中-细粒岩屑长石砂岩和长石砂岩,是储层发育的物质基础;机械压实和方解石、石英及伊/蒙混层、伊利石、高岭石和浊沸石等次生矿物的胶结作用对孔喉具有不同程度的封堵,是储层孔隙缩减、渗透率降低的主要原因;早期次生绿泥石环边和伊/蒙混层环边胶结物虽然占据了部分孔隙和降低了储层的孔隙度与渗透率,但同时也增强了砂岩的抗压实能力和抑制了次生石英沉淀,是部分原生粒间孔隙得以保存和有利储层发育的重要条件;深部有机酸热液对不稳定组分的溶蚀作用有利于各类次生孔隙的发育,对改善储层的孔渗性贡献最大,是形成优质储层的关键。     

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。     

鄂尔多斯盆地姬塬与黄陵地区长8段储层主控因素研究

鄂尔多斯盆地西北部姬塬地区与东南部黄陵地区延长组长8段储层物性存在较大的差异,利用粒度、铸体薄片、扫描电镜等储层岩石学分析手段和对比的研究方法,围绕面孔率,通过分析粒间孔、次生溶孔的影响因素,明确储层主控因素,揭示储层致密机理。结果表明,沉积体系控制了储层的岩石学组成及不同物理、化学稳定性碎屑的含量,控制了引起次生溶孔发育的长石等易溶组分含量,控制了刚性、半塑性、塑性等不同力学性质的碎屑含量;沉积环境控制了储层碎屑颗粒的粒度和分选;泥级碎屑组分含量制约和影响着部分黏土类自生矿物的含量;沉积体系和沉积环境的差异是两区粒间孔和次生溶孔发育存在差异的决定因素,也是导致储层物性较大差异的主要原因。