塔里木盆地塔河油田石炭系卡拉沙依组砂岩储层特征与物性控制因素

综合普通岩石薄片、铸体薄片、电子探针、X衍射、扫描电镜等多种资料,对塔里木盆地塔北隆起塔河油田石炭系卡拉沙依组储层特征、成岩作用、孔隙类型及物性特征进行了探讨,并就储层物性控制因素进行了讨论。结果表明:研究区石炭系卡拉沙依组储层主要为潮坪沉积的中—粗粒岩屑石英砂岩、长石石英砂岩,其次是岩屑长石砂岩;虽然储层岩石现今埋深达5 000m,但其孔隙度和渗透率平均值分别为9.93%和34.46×10-3μm2,属于中孔中渗储层,储层孔隙主要为粒间碳酸盐胶结物溶蚀孔隙;砂岩深埋优质储层的主要原因与成岩序次和后期碳酸盐胶结物溶蚀有关,早期碳酸盐胶结抑制了压实作用,后期的碳酸盐胶结物溶蚀为储层提供了大量储集...     

江汉盆地新沟泥质白云岩储集层特征分析——以新沟地区新下段Ⅱ油组为例

江汉盆地新沟嘴组下段Ⅱ油组为泥质白云岩油藏,岩石矿物成分复杂多样,主要为白云石、粘土和长英质,储层以泥质白云岩、泥质粉砂岩为主,属于中-低孔超低渗储层,特小孔喉储集岩,储集空间以白云石晶间孔、粉砂岩粒间孔为主。声波时差240μs/m、密度2.5g/cm3,中值孔喉半径0.04μm,渗透率0.2×10-3μm2,孔隙度14%,定义为储层。江汉盆地勘探开发实践证明,陆相湖盆泥质白云岩具有良好的勘探开发前景,也预示着陆相泥质白云岩必将成为今后我国陆相湖盆油气田勘探开发增储上产的新领域。     

川东南涪陵地区下侏罗统大安寨段储层发育特征

通过岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜等多种测试方法,对川东南涪陵地区下侏罗系大安寨页岩储层特征及控制因素进行详细研究。研究认为,大安寨段储层岩石类型主要为上部灰岩段和中部泥页岩段,物性表现为低孔低渗特征,孔隙类型以构造缝和溶蚀缝为主;此外沉积作用、成岩作用及裂缝发育程度是控制该区储层物性的关键因素,其中沉积作用控制优质储层的平面分布,成岩作用中溶蚀作用为建设性成岩作用,重结晶作用为破坏性成岩作用,而裂缝发育程度是气藏聚集的主控因素。     

鄂尔多斯盆地W102井区长6储层成岩作用研究

通过铸体薄片观察和电镜扫描等检验方法,对鄂尔多斯盆地劳山地区W102井区长6储层的储层特征及成岩作用作了研究。研究结果表明：W102井区长6储层的岩石类型主要为灰色细粒长石砂岩,储层为典型的低孔—超低孔、特低渗—超低渗储层。此外,主要成岩作用包括压实作用、胶结作用和溶蚀作用：成岩期间的压实作用为破坏性成岩作用,对储层物性的影响不具主导性;胶结作用复杂,对孔隙度的影响较大;溶蚀作用表现为建设性成岩作用,溶蚀率增大对储层孔隙度和渗透率的改善具有积极作用。     

鄂尔多斯盆地宜川—黄龙地区马家沟组古岩溶储层特征及形成机理

鄂尔多斯盆地宜川—黄龙地区具备良好勘探潜力,研究其储层主控因素及形成机理对黄龙气田勘探工作具有重要指导意义。以岩芯观察、铸体薄片鉴定、阴极发光及地球化学测试分析为基础,结合钻井、测井资料,研究宜川—黄龙地区马家沟组古岩溶储层基础特征、储层主控因素及形成机理。结果表明:研究区主要发育含膏粉晶云岩、粉晶砂屑云岩及粉—细晶云岩;石膏铸模孔、晶间孔(溶孔)、溶孔及溶缝是最主要的储集空间;储层孔隙度以0.1%～5.0%为主,渗透率以(0.002～0.100)×10^-3 μm²为主,具有低孔低渗—特低孔特低渗特点;有利储层分布受多种地质作用共同影响,含硬石膏结核云坪、白云岩坪及颗粒滩是优质储层发育的物质基础,储层平面分布受控于古岩溶地貌,而垂向分布受控于岩溶旋回,有利储层分布于表生期岩溶垂直渗流带,晚成岩期次生灰化及3期不同组合类型充填作用使有效孔隙锐减,是该区储层物性较差的直接原因。     

渤海湾盆地车镇凹陷陡坡带沙河街组近岸水下扇低孔低渗储层成岩序列

根据大量岩芯、薄片、扫描电子显微镜(SEM)和镜质体反射率等储层资料,探讨了渤海湾盆地车镇凹陷陡坡带沙河街组近岸水下扇砂体岩石学特征、储层物性特征、成岩作用类型及其特征、成岩阶段与成岩序列、储层孔隙类型与次生孔隙发育特征,分析了低孔低渗储层中次生孔隙(“甜点”)的形成条件及控制因素。结果表明:车镇凹陷陡坡带沙河街组近岸水下扇砂体由岩屑质长石砂岩构成,在埋藏过程中,储层经历了压实、胶结、溶解和交代等成岩作用,现今储层埋深2 000～3 800 m,储层处于中成岩阶段,总体上形成了低孔低渗储层;溶蚀作用对于改善储层质量起到了重要作用;主要在2 300～3 100 m 深度段的有机酸对长石颗粒的溶蚀以及形成的粒间和粒内孔隙不仅增加了储层孔隙度,而且提高了储层渗透率,改善了储层质量,孔隙度可达25%,渗透率达到50×10^-3 μm²,为油气富集高产提供了储集空间。总之,溶蚀作用及其形成的次生孔隙发育带对于预测有利储层是非常重要的。     

苏北盆地洋心次凹泰一段上亚段储层特征分析

泰州组一段上亚段砂岩储层岩石类型主要为长石石英砂岩、长石岩屑砂岩、岩屑质长石砂岩和岩屑石英砂岩;储层孔隙度主要分布在7％～17.4％之间,渗透率主要分布在(0.17～125.1)×10-3μm2之间;储集空间主要类型为粒内溶孔、粒间溶孔和裂缝溶孔;根据物性分析和压汞资料,将泰州组一段上亚段储层划分为Ⅰ～Ⅳ四种类型.基于定量成岩作用的分析,认为压实作用、胶结作用是本区储层物性变差的主要原因,溶蚀作用则大大改善了储层物性.     

海拉尔盆地致密储层微观孔隙结构特征分析

应用铸体薄片、扫描电镜、高压压汞和恒速压汞等技术方法,对海拉尔盆地中部断陷带致密储层的储集空间和微观孔喉结构特征进行了精细刻画表征,并对影响孔隙度、渗透率的主要孔喉结构特征进行了分析,认为研究区致密储层90%的渗透率主要由10%半径相对较大的孔喉所贡献,半径大于1μm孔喉的存在有效改善了致密储层的渗透通道,起到减小渗流阻力的作用,较大程度上提高了致密储层的渗透率.研究结果表明:海拉尔盆地中部断陷带南屯组储层残留原生孔较少,主要储集空间由次生孔隙组成,包括粒内溶孔、粒间溶孔、填隙物溶孔和自生矿物晶间孔4种类型,其中以粒间溶孔为主;储层整体物性较差,孔隙度主要分布区间为4%～16%,平均为8.17%,渗透率主要分布区间为0.01～10.00 mD,平均为0.62 mD,孔喉半径分布范围较广,具备典型的致密储层特征;研究区致密储层孔隙度和渗透率的大小受多种因素影响,孔隙度主要受大量半径小于1μm、体积总和大的小孔喉控制,而渗透率主要受少量半径大于1μm、体积总和小的大孔喉影响.     

胡尖山油田延长组长6段三角洲前缘致密砂岩储层特征及其主控因素

采用粒度分析、真空浸渍铸体薄片分析、扫描电镜检测、压汞测试、黏土矿物X射线衍射和常规物性分析等方法探究胡尖山油田延长组长6段三角洲前缘致密砂岩储层特征及其主控因素。结果表明：长6段储层致密砂岩主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,岩石成分成熟度和结构成熟度均较低;主要孔喉组合为残余粒间孔+长石溶孔+晶间孔的小孔-微细喉道组合,孔隙度和渗透率均值分别为10.70%,0.69×10^-3μm²;孔渗相关性较好,为低孔特低孔-特低渗超低渗小孔微细喉道型储层,渗透率主要由数量较少的微孔、中孔贡献,孔隙度主要由数量较多的微米孔贡献;强烈的压实、泥质、碳酸盐胶结作用是长6段储层致密的主要原因;水下分流河道等优势沉积相带和溶蚀作用是储层形成的主控因素。     

建南气田长兴组生物滩气藏储层特征及评价

通过岩心观察、铸体薄片、物性、压汞等资料的分析,结合测井及地震资料,对研究区长兴组沉积相带展布与生物滩储层发育特征进行了研究。结果表明:长兴组生物滩储层主要发育于建南气田南高点台缘生物滩;储层岩性主要为白云岩、(含)云质灰岩、生屑灰岩;储集空间以晶间孔、晶间溶孔、粒间溶孔为主。储层类型为低孔-低渗、特低孔-低渗储层,综合评价为Ⅲ、IV类储层。     

粤中地区三水盆地布心组湖相碳酸盐岩致密油储层特征

为研究粤中地区三水盆地古近系布心组湖相碳酸盐岩的岩性、物性、源储配置关系等储层要素,综合运用测录井资料、岩芯描述、薄片鉴定、X射线衍射及扫描电镜等资料开展岩性及含油气性分析; 结合孔渗分析、微米CT扫描等资料,开展物性分析; 再结合布心组烃源岩资料,开展源储配置关系分析。结果表明:三水盆地布心组碳酸盐岩主要有泥灰岩、云质泥灰岩、泥晶灰岩、泥晶砂屑灰岩、生物灰岩等岩石类型,岩性总体较细; 碳酸盐岩分布于湖盆两侧斜坡的滨、浅湖区域,总体表现为以湖盆缓坡为基底的泥岩与碳酸盐岩间互沉积; 碳酸盐岩孔隙度为2.8%～9.6%,渗透率一般小于1 mD; 较致密储层内发育有由裂缝、微米级基质孔隙、少数溶蚀孔组成的储集空间,组成基质孔-裂缝型、溶蚀孔-裂缝型两种孔隙结构; 孔隙、裂缝中普遍含油,油气显示活跃,一般具有油迹—油斑显示级别; 浅湖—半深湖形成的暗色泥岩总有机碳为1%～2%,高丰度的暗色泥岩与碳酸盐岩相互叠置,形成良好的互层型源储配置关系; 储层初步评价表明,分布于浅湖的泥晶灰岩、泥晶砂屑灰岩、生物灰岩的方解石矿物含量高,分布较连续,储层物性相对较好,源储配置关系好,为潜在有利储层。     

川中-川南过渡带嘉二段成岩作用及其储层发育

研究区嘉二段发育白云岩、膏岩、石灰岩夹少量泥岩,属于局限台地和蒸发台地相.砂屑白云岩、鲕粒白云岩、粉晶白云岩、粉-细晶白云岩、鲕粒灰岩和砂屑灰岩具有储集意义.嘉二段经历了海底成岩环境、潮上蒸发成岩环境、大气水混合成岩环境、浅-中深埋藏和深埋藏成岩环境.早期大气淡水淋滤、近地表(蒸发泵和回流渗透)白云石化、埋藏期与有机质演化有关的溶蚀作用是主要的储层建设性成岩作用,构造破裂作用使储层的渗透性得到了改善;压实、压溶、两期石膏胶结作用及粒状方解石胶结作用是储层破坏性成岩作用.针对嘉二段的颗粒碳酸盐岩和非颗粒碳酸盐岩,确立了6种成岩序列及孔隙演化模式.     

不同孔隙率下破碎灰岩渗透特性试验研究

由渗流引起的动力灾害事故多发生在破碎破裂岩体中,因而如何控制渗流作用下的围岩稳定性则是采矿工程中的基础研究课题之一．利用MTS815．02岩石力学试验系统及破碎岩石渗透仪,基于稳态渗透法研究了3种不同粒径的破碎灰岩的渗流特性随孔隙率的变化规律．研究表明,水在破碎灰岩中的渗流为非达西渗流,孔压梯度与渗流速度之间可用二次多项式拟合;随着孔隙率的减小,渗透率总的趋势减小,而非达西流偏离因子增加;破碎灰岩的渗透率量级为10^-14～10^-13m^2,而达西流偏离因子的量级为10^13～10^14kg·m^-4．该研究成果可为解决破碎岩石渗流的工程问题提供一定的参考．     

咸化湖盆混积岩中双重孔隙介质及其油气储集意义

柴达木盆地英西地区始新统下干柴沟组为咸化湖盆沉积的混积岩,其组分包括湖相碳酸盐、碎屑颗粒、泥质等,且岩石中含较多的盐类矿物。通过岩芯观察、物性分析、毛管压力测试、成像测井和场发射扫描电镜研究发现,混积岩具有双重孔隙介质,一类为孔径较大的裂缝和盐类矿物溶蚀孔,另一类为孔径较小的盐间缝和白云石晶间孔,共同构成了毛管压力曲线上的“低窄高宽的双平台”结构,岩石物性整体上较差,以“低孔—特低渗”为主,孔喉普遍较细。电子探针微区成分分析结果表明,白云石元素组成具有“高铝硅低铁锰”的地球化学特征,FeO平均质量分数为1.322%,MnO平均质量分数为0.060%,明显低于热液白云岩中的铁锰质量分数,为准同生交代成因的典型特征。白云石化过程中产生了大量收缩晶间孔,这类基质孔隙储油是支撑英西地区持续稳产的重要因素。     

双家坝构造碳酸盐岩储层参数评价

归纳了灰岩、白云岩以及白云质灰岩和灰质白云岩储层的曲线特点,研究了储层孔隙度、饱和度参数的分布规律,对储层总孔隙度与裂缝孔隙度之间的关系作了一定阐述,对各层段的储层孔隙度、渗透率、饱和度参数作了概要总结,分析了飞一-飞三段储层的发育展布规律.     

冷X块注气先导试验数值模拟研究

冷X区块经过2006年注水开发阶段后已大面积开发,含油总面积3.5km2、地质储量3.19×106 t。冷X油藏物性差,平均渗透率在15×10-3μm2,属于典型的深层低渗透油藏,该区块注水开发效果差,开展注空气驱研究具有非常重要的意义。针对冷X块注气井组的地质特征,利用多组分模型软件,完成了三维地质模型的建立,生产历史拟合和动态预测等。该油藏通过注空气开采,能大幅度地提高该区块的原油采收率。     

南祁连盆地三叠系碎屑岩储层特征及综合评价

对南祁连盆地三叠系碎屑岩储层特征及储层发育的控制因素进行了研究.结果表明,研究区三叠系碎屑岩储层以中一细粒长石砂岩为主,砂岩的结构成熟度和成分成熟度均较低.主要储集空间为填隙物内孔隙、溶蚀孔隙和裂缝,具有孔喉细小、分选极差、连通性及渗流能力普遍较差的孔隙结构特征.储层物性条件较差,整体表现为低孔低渗的特点,储层的发育状况主要受沉积作用、成岩作用及构造运动的影响.综合分析,将南祁连盆地三叠系碎屑岩储层划分为Ⅴ类、Ⅵ类和Ⅶ类储层,整体属于特低孔渗的致密储层.     

榆林气田山2段低渗砂岩储层测井综合评价

榆林气田山2段储层属于典型的低孔、低渗、致密砂岩储层,孔隙类型以粒间孔、晶间孔为主,有少量杂基溶孔.岩性是影响储层孔隙类型、孔隙结构、储层物性和含气性的主要因素.同一岩性储层的孔渗关系、孔隙类型和结构、储产能力、电性响应特征趋于一致;随着岩性的变化,"四性"之间的对应关系也发生变化.在精细研究储层"四性"关系和准确识别岩性的基础上,对于不同的岩性建立了不同的参数解释模型,最终实现了对储层的综合评价.指出了井间储层的有利区块,为下一步滚动勘探开发提供了依据.