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。     

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。     

鄂尔多斯盆地子洲气田山_2~3亚段储层特征与储层控制因素研究

鄂尔多斯盆地中东部子洲气田山23亚段气藏是上古生界最为有利开发层段。山23亚段储层岩石主要类型为石英砂岩和岩屑石英砂岩,孔隙类型以粒间孔、溶蚀孔和晶间孔为主,具有特低孔、低渗特征。影响储层性能的主要因素有物源及源区母岩性质、沉积微相、成岩作用与成岩相、构造作用等因素。研究区中西部的三角洲平原辫状分流河道石英砂体带是研究区最优质储层相带。最后对储层进行分类评价。     

渭北油田渭北2井区长3储层特征研究

渭北油田渭北2井区位于鄂尔多斯盆地南部的旬邑宜君油气勘查区块南部,主要含油层位为延长组长3 3亚油层组,油层平均孔隙度12.2%,平均渗透率0.76×10-3μm2,储层以细小孔-微孔隙、微细喉-微喉为主,剩余粒间孔是其主要储集空间,研究表明长3储层主要为低孔低渗以及超低孔、超低渗储层,储层物性受砂岩粒度控制,粒度越大储层物性越好,通过四性关系研究,为储层评价提供了依据。     

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。     

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。     

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。     

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.     

鄂尔多斯盆地山西组低孔低渗储层特征研究

本文以岩心观察、薄片鉴定为基础,结合X衍射、储层物性分析以及压汞实验等资料,深入研究了延长气田山西组低孔低渗砂岩储层特征。认为山西组储层岩石类型以石英砂岩和岩屑砂岩为主,储层孔隙类型分为原生孔隙和次生孔隙,次生孔隙发育改善了储层的储集特性;储层物性较差,属于特低孔低渗储层和超低孔超低渗储层。压实作用、胶结作用、交代作用、重结晶作用是造成本区低孔低渗储层的主要原因;微裂缝的广泛发育有利地改善了储层的渗流能力。     

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。     

胜利油区低渗储层注水配伍性研究

本文从胜利油区低渗透砂岩油藏自身特点出发,通过对低渗透储层物性特征的分析研究,对注入流体对低渗透砂岩储层的影响因素进行了研究.研究认为胜利油区低渗储层岩石黏土含量较高,储层无效孔隙数较多;储层潜在损害类型为水敏伤害;注水结垢类型主要为碳酸盐垢.     

四川盆地川中地区珍珠冲段储层特征研究

根据资料研究表明,四川盆地中部地区珍珠冲段为三角洲前缘相与平原相沉积的储层。岩性主要为石英砂岩及岩屑砂岩为主;储集空间以剩余原生粒间孔、次生粒间溶孔以及裂缝为主,储层物性较差;排驱压力及饱和度中值压力较高,孔喉半径小、分选性较差,溶蚀作用对改善喉道连通性有限,孔隙结构参数总体较差;储层质量受沉积微相和成岩作用的综合影响,其中水下分流河道和河口坝砂体为最有利储层发育的微相;强烈的压实-压溶作用是形成低孔低渗的主要原因之一。     

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。     

岩心含油产状法确定有效厚度物性下限

洪湖油田含油层段为古近系新沟嘴组下段Ⅱ、Ⅲ油组,储层岩性以粉砂岩为主,储集空间类型为孔隙型,以次生孔隙为主,储层平均孔隙度15%,平均空气渗透率40mD,为低孔低渗储层。采用岩心含油产状法确定了研究区有效厚度物性下限,孔隙度下限10.5%、渗透率下限为6mD,为有效厚度划分及储量计算提供了依据。     

滨里海盆地库姆萨伊区块盐上层侏罗系储层特征及有利储层预测研究

哈萨克斯坦库姆萨伊盐上油田侏罗系发育一套曲流河三角洲沉积,为典型的高孔高渗储层。通过岩心观察、粒度分析、扫描电镜、岩石薄片等资料,首次对研究区储层的岩矿特征、物性以及孔隙结构进行了详细研究。研究表明:该区主要储集层岩性的为细砂岩、粉细砂岩,成分成熟度和结构成熟度均较高,呈现出远物源的沉积特征。黏土矿物以伊利石为主,其次为绿泥石和伊/蒙混层。砂岩储层孔隙类型以原生粒间孔为主,其次为次生的溶蚀孔隙,微裂缝少见。喉道类型以粗中孔粗中喉道为主,物性好,孔隙发育。在此基础上,进一步研究饱和度中值压力等影响因素,结合沉积微相、成岩作用等储层成因的主要控制因素,将侏罗系阿阿林阶组(Ю-Ⅰ)分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层,巴柔阶组(Ю-Ⅱ)可划分为Ⅱ、Ⅲ类储层,同时通过最新的试油效果,验证了该区有利储层预测的可靠性和可行性,为该地区高孔高渗储层勘探开发提供了扎实的地质理论基础。     

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。     

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。     

欧庄断块阜宁组二段地质特征及储层评价

欧庄断块目前面临油井含水上升过快、递减加大,油藏整体动用程度偏低等问题,因而有必要对地质特征进行再认识,预测有利储层分布区域。本文以该块主力层阜宁组二段为研究对象,利用岩心、测井及相关分析测试等资料,对目的层段地层特征、沉积及储层特征开展了深入研究,进而完成储层分类评价。研究结果表明,欧庄断块阜二段为滨浅湖亚相沉积,储层岩性主要为细粒长石石英砂岩和粉砂岩,孔隙类型以原生粒间孔、粒间溶孔为主,整体为中低孔-中低渗储层;结合砂体展布和物性参数等因素对储层进行综合评价,可将研究区储层分为四类,并主要发育储集性能中等-较差的Ⅱ、Ⅲ类储层。     

莫北2井区三工河组J1S2储层物性研究

三工河组是准格尔盆地腹部莫北油田的重要勘探层位,通过岩心观察、测井数据、薄皮分析等,对J1S2储层进行了物性的研究。研究显示J1S2储层的岩性主要为细粒岩碎屑岩。根据该地区储层铸体薄片分析,储层孔隙类型主要为粒间孔隙,其次为粒间溶孔,少量粒内溶孔和基质溶孔。油层平均孔隙度为13．57％,平均渗透率为3．19×10-3μm2。属中孔、低渗储层。如何对该井区进行合理研究和评价,对下一步油气勘探具有重要影响。本文根据岩样分析化验,从岩性特征、物性、沉积相等方面对该低渗储层进行研究和评价。     

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。