冷家堡油田L46块储层特征研究

通过对L46块7口取心的各类岩心分析化验样品的统计分析,对该块S1+2段和S31段油层储层的岩石学特征、物性及非均质性、岩石敏感性、微观孔隙结构特征进行了分析研究。研究表明:工区储层主要为岩屑质长石砂岩,岩性粗、分选差,岩石成分成熟度和岩石结构成熟度较低;S1+2段储层物性中等,属于中孔中渗储层,非均质性较强;S31段储层物性较差,属于中孔中低渗储层,非均质性较弱;工区储层水敏性及酸敏性中等偏强;储层孔隙类型主要发育原生粒间孔。     

鄂尔多斯姬源地区延长组长8段储层物性及成岩作用分析

姬源地区长8段储层以细粒长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主,成分成熟度中等。压实和胶结作用是导致其砂体物性变差的主要因素,分别损失26%和6%左右的孔隙度,而溶蚀新增溶孔约1.1%,绿泥石环边的生长和早期石英弱次生加大对原生孔隙起到了一定保护作用。     

烃类充注的储层预测模型研究

烃类充注对储层的影响长期存在争议。文章采用薄片观察、电子显微镜等手段．系统研究了烃类充注后储层的成岩作用变化,系统阐述了烃类充注对储层质量的影响：（1）在石英含量高的石英砂岩中,烃类充注阻碍了离子之间的交换,抑制石英胶结物的生成,对储层较为有利;（2）在长石和岩屑含量高的长石岩屑砂岩或者岩屑砂岩中,烃类充注后会溶蚀其中的易溶矿物长石、岩屑等．同时这些溶蚀作用会导致高岭石的沉淀和强化石英加大的产生,降低储层质量。     

十里加汗地区盒1段致密砂岩储层特征及分类

综合利用薄片鉴定、物性分析和毛管压力试验等手段,对十里加汗地区盒1段致密砂岩储层特征进行了研究。结果表明,盒1段储层的岩石类型以岩屑砂岩为主,其次为岩屑石英砂岩,少量的长石岩屑砂岩。储层平均孔隙度为9.59%,平均渗透率为0.64 mD,主要孔隙类型为粒间溶孔和粒间余孔。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,把盒1段砂层分为三类,综合评价为好储层、较好储层及非储层。     

冷1块储层微观孔隙特征研究

冷1块为扇三角洲沉积体系。依据取心资料统计该块储层岩性主要有四种,砂砾岩、细砂岩、粉砂岩、泥质砂砾岩。颗粒分选磨圆较差,分选中等,为次圆—次棱角状。岩石成份以石英、长石为主,次为岩屑,石英含量39%,长石含量38%,岩屑占15%。从薄片鉴定和扫描电镜资料分析,储层的储集空间主要为粒间孔,胶结方式为接触—孔隙式,胶结物主要为泥质,次为方解石。     

沁水盆地南部砂岩储层发育特征及主控因素分析

沁水盆地南部蕴藏着丰富的煤系天然气资源,是目前我国煤系天然气资源勘探开发的重点区域。研究区构造简单,石炭-二叠系煤层厚度大、分布稳定,具有很高的煤系天然气含量。砂岩在石炭-二叠系各层位均有发育,厚度稳定,为该区最主要的煤系天然气储层。结合大量岩石薄片、压汞曲线资料、储层物性的分析,对沁水盆地南部石炭-二叠系砂岩储层的分布规律、岩石学特征、储集空间等进行了分析研究,探讨了影响砂岩储层发育的主要因素。研究表明,研究区砂体厚度从中南部向北部呈递减趋势;储层的岩石类型以细-中粒长石石英砂岩、石英长石砂岩为主,部分岩屑砂岩,矿物成分中石英含量占绝对优势,岩屑、长石次之;储集空间以粒间孔和粒内溶孔为主,微裂缝次之。物源、成岩作用、沉积相、砂岩粒径和埋藏方式等因素共同控制着砂岩储层的发育。     

车排子地区沙一段1砂组储层参数分析

准噶尔盆地车排子地区沙湾组一段1砂组是该区春风油田的主力产层。本文通过分析储层岩石学特征、物性参数、空隙结构特征,认为沙一段1砂组储层为特高孔特高渗且分选和连通性较好的岩屑质长石砂岩储层。     

马岭长8段岩性油气藏储层特征及控制因素

厘清马岭油田长8段岩性油气藏砂层的叠置关系,认识其储层发育特征和主要控制因素。通过野外露头调查、岩芯描述、铸体薄片分析、扫描电镜和物性测试等方法研究长8段的沉积相类型、储层物性特征和储集空间类型,并分析沉积相类型、岩性组成、成岩作用、异常超压和构造运动等对储层发育的控制作用。研究表明:长8段砂岩为浅水三角洲沉积相,坨状砂体随着湖岸线不断迁移、砂体位置和厚度快速变化;岩性主要为岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩,其中粘土矿物是主要的填隙物,以孔隙式胶结;孔喉结构为小孔-微细喉,孔喉连通性较差,储集空间类型为粒间孔和次生溶孔;压实和胶结等成岩作用降低了储层的原生孔隙度,溶蚀作用形成次生孔隙和裂缝(隙)改善了储层的物性;异常超压和构造运动减弱了储层的压实和胶结作用,有利于储层的保存。沉积相带、岩性特征和成岩作用是马岭长8段浅水三角洲岩性油气藏储层发育的主要控制因素。     

红河油田川口地区长8储层微观特征研究

红河油田位于鄂尔多斯盆地西缘天环拗陷南部,其主力开发层位为三叠系延长组长8油层组。储层岩石类型主要是岩屑长石砂岩,少数样品中为长石岩屑砂岩,粒度主要为细一中粒,以细粒为主。储层平均有效孔隙度为10.3%,平均有效渗透率0.27×10-3μm2,属于低孔特低渗储层。储层毛管压力曲线呈陡斜式分布,基本无平台发育,排驱压力较高,属于细喉型储层。依据物性和压汞曲线形态及参数特征,将储层毛细管压力曲线划分出三种类型,Ⅰ、Ⅱ类为有效储层,而Ⅲ类为无效储层。砂岩共有4种孔隙组合类型,其中以剩余原生粒间孔+次生粒间孔+粒内溶孔+铸模孔组合为主。     

潜江凹陷潜江组潜四上段致密砂岩储层特征

<正>通过对潜江凹陷潜江组潜四上段致密砂岩的岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、压汞及物性进行研究,表明潜四上段致密砂岩储层岩石类型主要为岩屑长石砂岩,孔隙度和渗透率低,孔隙类型以粒间溶孔为主,孔喉结构以细-微细喉道为主。根据潜四上段致密砂岩储层分布及微观特征的研究,明确了致密砂岩主要发育地区、层组,为潜江组致密油藏的勘探开发提供了有效的地质依据。     

柴达木盆地冷湖-鄂博梁地区侏罗系储层特征

通过岩石学、储层物性研究,认为中下侏罗统的储集层为含砾砂岩、中粗砂岩和粉砂岩,成分以石英、变质石英岩岩屑及花岗岩岩屑为主,孔隙类型主要为原生孔隙,随着深度的增加,原生孔隙逐渐消失,孔隙度随之减少;冷湖0号~3号物性较好,4号~5号中等、鄂博梁地区物性较差。     

A油田延长组长6油层低阻成因分析

A油田延长组长6油层储层致密、物性差,电阻率测井表现油水阻值差别不大,甚至水层电阻率相对较高,造成油层识别困难。通过对20余口井岩心、测井、试油等资料进行分析,应用岩心铸体薄片、扫描电镜、岩心物性分析手段,结合储层岩石学、沉积学理论进行分析,认为A油田延长组长6油层组储层岩性为长石砂岩、岩屑长石砂岩,泥质含量高、孔隙结构复杂,残余较高束缚水饱和度是形成低阻储层的直接因素,放射性钾长石含量对低阻油藏的分布也有一定控制作用,钻井液侵入形成地层水矿化度增大造成油层电阻率下降。沉积微相在宏观上控制着相对低电阻率油藏分布,在河道侧翼,砂体较薄,泥质含量大,分选差,储层非均质性强,易形成低阻油藏。     

八连沟-金庄地区长6-长4＋5油组储层特征研究

八连沟一金庄地区长6-长4＋5油组储层岩石类型以细粒到粗粉砂长石砂岩或岩屑长石砂岩为主,胶结物类型主要为绿泥石、方解石及石英次生加大及浊佛石。孔隙类型主要为残余粒间孔隙、溶蚀粒间孔隙、溶蚀粒内孔隙、溶蚀填隙物微孔隙及微裂缝孔等5种类型;储层孔喉结构以中排驱压力-中喉道型及高排驱压力-细喉道型为主。储层在埋藏过程中经历了不同程度的压实作用、胶结作用及溶蚀作用;胶结作用是该区最主要的成岩作用,胶结作用和压实作用是导致储层物性变差的最主要原因。沉积作用及成岩作用是控制储层非均质性的主要因素.     

川西北部地区下侏罗统珍珠冲组物源分析

川西北地区下侏罗统珍珠冲组是重要的含气层。珍珠冲组储层砂岩以长石砾岩、长石岩屑砂岩为主,具有明显的沉积相分异。根据研究区地层砾石最大扁平面走向对珍珠冲组岩层古水流综合分析表明,古水流方向以北东-南西向为主,次为北西-南东向;根据沉积地层特征对珍珠;中组进行分析,得出主要物源方向。据此,认为研究区珍珠≯中组储层砂岩具有多物源的特征,既有来自西部龙门山的物源,也有来自北部米仓山-大巴山的物源,主物源方向为米仓山-大巴山方向。     

琼海凸起珠江组储层微观特征及对储层的影响

利用岩石薄片、扫描电镜、图像分析、压汞、常规物性等多种分析测试技术,对琼海凸起珠江组储层岩石学特征、孔隙结构特征、物性特征进行了分析,并研究了储层物性的影响因素。研究成果表明:砂岩岩石类型以长石岩屑质石英砂岩为主,主要发育原生孔隙,随着深度的增加,次生孔隙所占百分含量增加,孔喉特征则由小—微孔、细—微细喉特征逐渐演变为小—中孔、较细—中喉特征;明确了造成储层横向上及纵向上物性差异的主要因素是沉积作用;依据储层物性、孔隙结构特征将研究区储层划分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类。     

鄂尔多斯盆地西南部旬邑地区长3油藏储层特征研究

旬邑地区上三叠统延长组长3油层组主要为三角洲前缘沉积环境,水下分流河道砂体构成油藏储集主体。岩心观察、薄片分析、扫描电镜及压汞测试等表明,长3砂体主要为岩屑长石砂岩和长石砂岩,是典型的低孔特低渗致密储层。孔隙类型以粒间溶孔为主,喉道多呈片状、收缩状,孔喉关系以中、小孔-细喉组合为主,微孔-微喉型组合次之。长3储层可划分为3类,其中Ⅱ类储层物性及含油性最好,是今后研究重点。     

红河油田长8_1段砂岩储集层成岩作用特征

通过对红河油田1057井30张薄片的镜下观察与统计分析,认为红河油田长81段砂岩储集层岩石类型以长石岩屑砂岩为主。成岩作用类型主要有压实和压溶作用、胶结作用、交代蚀变作用和溶蚀作用;储层原生孔隙与渗透率的降低主要由机械压实作用造成;次生溶蚀孔与微裂缝明显改善了砂岩的物性。建立长81段成岩演化序列:早期机械压实作用→硅质胶结作用形成石英次生加大边→绿泥石薄膜胶结作用→压溶作用→长石溶蚀作用→自生绿泥石,伊蒙混层矿物的转化生成→碳酸盐胶结作用。     

下寺湾油田延长组长9致密砂岩储层特征及主控因素分析

下寺湾油田延长组长9段致密砂岩储层特征研究程度低,致密油勘探未取得突破性进展。为了探明研究区延长组长9段致密油的勘探前景,从岩心样品分析入手,通过观察铸体薄片、扫描电镜,并进行压汞曲线分析、以及岩心样品物性分析测定等对下寺湾油田长9致密砂岩储层微观结构特征及主控因素进行了研究。结果表明长9段储层岩性以灰色岩屑长石砂岩为主,结构及成分成熟度均较低;填隙物以胶结物为主,胶结物以绿泥石、伊利石、铁方解石为主;孔隙类型以溶蚀粒间孔为主;孔喉大小分布不均,分选性较差,总体吼道半径较小;浊积主水道及绿泥石环边胶结相对优质储层发育起着主要控制作用。     

苏里格气田召10区块盒8段储层成岩作用及孔隙演化

对苏里格气田召10区块盒8段储层岩石学特征、成岩作用和孔隙演化过程进行研究,研究结果表明盒8段以岩屑质石英砂岩和岩屑砂岩为主,粒度较粗,磨圆为次棱角状,分选中等。孔隙类型主要为残余粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、杂基溶孔等。孔隙演化模式分析表明,机械压实作用和胶结作用使原始孔隙大量损失,后期溶蚀作用使储层物性得到一定改善,不同成岩作用对孔隙的共同影响造成了现在研究区低孔低渗的特点。     

鄂尔多斯盆地东南部上古生界致密砂岩储层特征及主控因素分析

鄂尔多斯盆地上古生界是我国致密砂岩气勘探开发的代表层位,盆地东南部相比于盆地北部勘探程度较低,但也显示出良好的油气勘探前景。本溪组、山2段、山1段和盒8段为研究区上古生界主要的致密砂岩发育层段。结合大量的钻井资料、岩芯观察、岩石薄片、扫描电镜以及储层物性测试数据,对鄂尔多斯盆地东南部上古生界致密砂岩储层主要储层段的沉积环境与分布规律、储层岩石学特征、储集空间、成岩作用、物性特征等进行了分析研究,最终得出研究区从本溪组到盒8段,砂体发育规模逐渐增大;砂岩储层的岩石类型以中~粗粒石英砂岩和岩屑石英砂岩为主,岩屑砂岩次之;储集空间主要为溶蚀孔、残余粒间孔与微裂缝,其中溶蚀孔是最主要的储集空间;主要的成岩作用类型主要有压实作用、胶结作用、交代作用、溶蚀作用及破裂作用。成岩作用,沉积环境和物源等因素共同控制着致密砂岩储层的发育。