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。     

大牛地气田太原组太2段储层特征研究

在大牛地气田太原组太2段砂岩储层岩心及薄片观察鉴定、物性测试分析基础上,重点研究了鄂尔多斯盆地大牛地气田太原组太2段砂岩储层特征。研究表明:研究区太原组太2段以中-粗粒石英砂岩为主,其次为岩屑石英砂岩,储集空间以剩余原生粒间孔隙和次生孔隙组合为主,平均孔隙度7.6%,平均渗透率为0.52 m D,总体上为低孔特低渗透性储层。储层岩石颗粒的粒度、岩石学类型和孔隙类型是影响储层物性的主要地质因素:岩石物性与粒度、石英含量成正比,粒间孔对储层物性贡献最大。     

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。     

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。     

塔里木盆地库车坳陷致密砂岩储层孔隙结构与天然气运移特征

以中国致密砂岩气未来潜力区塔里木盆地库车坳陷为研究区,通过显微镜下观测、毛细管压力曲线测试、孔渗测试和天然气运移物理模拟实验,研究致密砂岩储层孔隙结构及天然气在致密储层中的充注运移特征.结果表明,1)研究区致密砂岩储层孔隙结构以溶蚀孔与槽型孔为主,孔隙半径主要在0.1μm左右;2)致密砂岩储层的渗透率与孔隙度没有明显的相关性,渗透率主要受孔隙结构与裂缝发育控制;3)天然气在致密砂岩储层中运移需要一定的启动压力梯度,渗透率越高,需要的启动压力梯度越小;4)岩石中裂缝发育会显著降低启动压力梯度;5)致密砂岩中天然气的运移过程可分为3个阶段,即单个气泡游离聚集-形成连续相-连续相运移.     

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。     

山西临汾区块太原组致密砂岩储层影响因素研究

<正>本文主要是以山西临汾区块太原组致密砂岩储层为研究对象。通过岩心资料分析和镜下观察鉴定,对该区致密砂岩储层的岩石学特征、储层物性及孔隙结构进行了研究。致密砂岩是一种特殊的砂岩,它由比较致密的碎屑岩构成,主要包括粉砂岩、细砂岩和部分中—粗砂岩。致密砂岩气是一类重要的非常规天然气藏。国内一般也将基质渗透率低于0.1×110-3μm的储层称为低渗致密储层或称致密储层。致密砂岩储层具有     

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。     

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。     

金湖凹陷西斜坡阜二段生物灰岩与砂岩混积储层微观孔喉特征研究

金湖凹陷阜二段储层是一套砂岩-灰岩双岩相复合储层,本次研究针对砂岩-灰岩双岩相复合储层微观特征进行研究,为储层的非均质性和综合评价研究提供重要的依据。主要通过毛管压力曲线法和孔隙铸体薄片分析法对研究区储层微观特征进行分析,整体上E f 3砂组储层比E 21 2 1 f 2砂组生物碎屑灰岩储层相对要好;通过对研究区孔隙大小分级标准以及图像分析等进行研究,总结出5种微观孔隙结构类型:A型为大孔粗喉结构;B型为大孔中喉结构;C型为中孔中喉结构,D型为小孔细喉结构;E型为颗粒紧密胶结微孔结构。     

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。     

塔河油田THN1区块三叠系中油组储层孔隙结构特征

本文采用压汞技术、常规铸体薄片、扫描电镜分析等多种测试分析手段对塔河油田THN1区块三叠系中油组储层孔隙结构特征进行综合研究。研究结果表明,研究区三叠系中油组储层砂岩中主要孔隙类型为原生孔隙、次生孔隙和微裂缝。以粒间孔、粒间溶孔为主。这对该区的三叠系中油组孔隙结构类型及特征的研究,对于其石油储层评价,乃至预测其油藏的分布具有重要的意义。     

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。     

山西临汾山西组致密砂岩储层特征分析

<正>本文根据露头剖面、岩心、测井资料等为基础,以层序地层学和储层地质学理论为指导,运用铸体薄片、扫描电镜、包裹体测温、压汞分析及SUFER软件等手段,对临汾山西组致密砂岩储层进行综合地质评价,分析了影响山西组储层性能的主控因素,其中最重要的是成岩作用对储层起控制作用,也是导致其致密的原因所在。     

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。     

陆相深层致密砂岩气藏分段超高压压裂技术及现场应用

致密砂岩气藏属于非常规资源,其主要的增产措施是以水平井加上大型分段压裂为主。元陆H-1井是部署在元坝九龙山南鼻状构造带五龙构造-岩性圈闭的一口水平探井,完钻斜深5795.00m,垂深4550.29 m。本文分析了陆相深层致密砂岩储层改造的技术难点,优选出一套适用于本井储层改造的技术方案,介绍了测试工艺和改造效果。深层致密砂岩储层压裂达到了"一天两段压裂"的目的,刷新了国内致密砂岩水平井分段压裂泵压最高、超高压压裂排量最高、超高压不停泵投球等多项施工新记录,使元坝致密砂岩储层获得商业气流突破。元陆H-1井为以后国内深层致密砂岩储层水平井分段压裂改造技术积累了技术及现场施工经验。     

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。     

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.     

致密砂岩储层压实-胶结作用演化路径力学分析

致密砂岩储层成岩演化过程中,压实及胶结作用对储层性质具有极为重要的影响,探讨致密砂岩储层压实-胶结作用演化路径,对恢复地质历史时期致密储层孔隙演化及制定合理勘探开发方案具有重要参考价值。基于此,本文重点探讨了致密砂岩储层压实及胶结作用演化路径及相应岩石力学性质变化特征。研究结果表明,成岩演化早期,岩石物性及力学性质变化主要受压实作用影响,胶结作用不显著;而成岩晚期压实作用对岩石物性及力学性质变化的影响较小,此时胶结作用起最主要的影响作用。随着成岩作用的进行,致密砂岩内部孔隙逐渐均一化,并且有趋近于圆形的趋势。剥蚀过程中地层岩石应力的降低幅度要大于沉积过程中地层岩石应力的增加幅度。因此,对于发生过强烈剥蚀作用的沉积盆地,其内部发育的致密砂岩储层往往具有相对好的物性条件及油气开发潜力。致密砂岩压实-胶结作用演化过程中伴随着孔隙度及力学性质的变化,深入探讨其相互间作用关系,可以为致密砂岩储层评价及甜点区预测提供参考。