川中自流井组大安寨段致密油储层微观孔隙特征

针对川中下侏罗统自流井组大安寨段致密油储层认识不清的问题,通过岩石化学分析数据统计、薄片观察,同时采用扫描电镜、高压压汞、CT扫描等高分辨测试手段和方法,对大安寨段致密油储层微观孔隙特征进行研究,发现储集空间以粒间溶孔、粒内溶孔、晶间微孔、有机质孔等次生孔隙为主,部分孔隙已被不同程度充填。利用CT扫描技术对储层致密灰岩微观孔喉三维模型重建,发现大量纳米级孔隙存在于储层基质内部,孔喉连通性差。根据压汞曲线形态及孔隙结构参数将大安寨段储层孔隙结构分为3种类型。压实作用、重结晶作用及沥青质充填等,在一定程度上降低了储层渗流有效性;次生微裂缝成为孔隙间良好通道,有效提高了储层渗流能力。大安寨段致密油储层孔隙结构复杂,基质内部纳米孔隙及广泛发育微裂缝的贡献应引起重视。     

川东北渠县地区大安寨段储层特征

通过露头剖面实测、地层对比、薄片鉴定、物性及成岩作用分析等,对川东北渠县地区下侏罗统自流井组大安寨段储层特征进行了研究,并对其有利储层做出评价。结果表明:研究区大一亚段储层岩石类型主要为厚块状介壳灰岩,储层的储集空间类型主要为粒内溶孔和裂缝,平均孔隙度为2.852%,平均渗透率为0.007×10-3 um2,为低孔低渗一裂缝型储层;大二亚段储层岩石类型为介壳灰岩夹多层泥岩,储集空间类型主要为粒内溶孔,平均孔隙度为3.844%,平均渗透率为0.003×10-3 um2,为低孔低渗型储层:前者较后者油气勘探潜力更.大。研究区大安寨段储层主要形成于介壳滩环境,经历了多类型、多期次成岩变化,其中压实等破坏性成岩作用是孔隙损失的主要因素,而溶蚀和后期构造破裂等建设性成岩作用改善了储集性能,是研究区内致密储层形成的关键因素。     

川东北下侏罗统大安寨段沉积与储层特征

近年来勘探实践表明,川东北地区下侏罗统大安寨段为油气勘探开发的研究热点,具有良好的勘探前景。通过前人研究成果、野外剖面露头、钻井资料、岩石薄片鉴定及孔渗测试分析资料的分析,对研究区大安寨段沉积与储层进行了研究。结果表明:大安寨段储层岩石类型为介壳灰岩和含泥介壳灰岩,其沉积环境主要为介壳滩微相,储集空间以粒间溶孔和微裂缝为主,平均孔隙度4.10%,平均渗透率0.022×10-3μm2,为低孔低渗-裂缝型储层。历经多期次成岩作用,溶蚀、破裂等建设性成岩作用促进次生孔隙与微裂缝发育,压实、重结晶等成岩作用对储层物性起破坏性作用。综合研究分析结果认为本区大安寨段沉积与储层特征主要受古地貌及水动力条件、沉积微相、成岩作用等综合因素影响。     

川中八角场大安寨凝析气藏储层特征

川中八角场大安寨组介壳灰岩储集空间由成岩微缝、晶间缝、溶孔和构造微缝组成,以成岩微缝为主,其次为晶间缝和微溶孔、缝,构造缝主要起渗滤通道作用。低孔低渗、微孔喉为主、大孔隙表面积和亲油性决定其主要成为储气层,并控制着凝析气藏的聚集、油气分布、开采中产能及油气性质的变化。气藏外圈东南部向斜溶孔发育,成为储油层。     

川中中台山地区侏罗系自流井组大安寨段致密油储层孔隙结构特征

致密储层岩石孔隙结构对致密储层中油气的储集能力和渗流机理有着重要影响。为了更好的对研究工区内甜点进行有效的识别,进一步指导后续的致密油开采,笔者运用氩离子抛光扫描电镜技术、低温氮气吸附脱附法和高压压汞实验对川中中台山地区侏罗系大安寨段致密油储层的微观孔隙结构进行了详细的研究。研究结果表明:1川中地区侏罗系大安寨段致密储层孔径范围主要集中在微米-纳米级,孔隙类型可分为有机质孔、无机孔、裂缝,其中有机质孔对储层的贡献最大;2有机质孔内TOC的含量与有机质孔的数量,两者之间呈现较好的正相关;3致密储层微观孔隙结构类型复杂多样,孔径主要分布在3~30 nm,以中孔为主、大孔和微孔不发育;4黏土矿物含量、脆性矿物含量、有机碳含量、有机质热演化程度、成岩作用、保存条件共同影响着致密储层的孔隙结构。在上述研究的基础,分析了川中地区致密储层孔隙结果的影响因素,为后续的致密油甜点识别提供了地质依据。     

川北大安寨生屑灰岩储层主控因素及预测思路

为明确川北地区大安寨段湖相生屑灰岩储层发育的特点及主控因素,寻找有利储层发育区,综合钻井岩芯描述、薄片鉴定、扫描电镜观察、测试分析等手段,开展区内沉积学、储层特征研究。研究结果认为,川北地区大安寨段为浅湖-半深湖相沉积,浅湖亚相发育介屑滩、滩间洼地、浅湖泥微相,半深湖亚相发育滩前湖坡、半深湖泥微相;储层岩石类型以介屑灰岩为主,储层物性总体较差,平均孔隙度为1.18%,渗透率普遍小于1 mD,具有特低孔、特低渗的特征;储集空间类型主要为溶蚀孔、洞和裂缝。储层类型以孔隙裂缝型储层为主,裂缝孔隙型储层及裂缝型储层均有发育。以此为依据,分析并探讨了湖相生屑灰岩储层发育的控制因素,认为有利沉积相带、建设性成岩作用、裂缝系统控制了大安寨段储层的发育。结合大安寨各层段地层特点提出了有针对性的储层预测思路。     

川中地区侏罗系大安寨段致密油储层综合评价

综合根据野外地质剖面、薄片鉴定、X-衍射、场发射扫描电镜、储层物性、孔隙结构、脆性指数、有机碳含量(TOC)、生烃潜力(S1+S2)和岩石力学分析,确定了川中地区大安寨段有利储层为介壳灰岩和泥页岩为薄互层状岩石组合,大一三亚段为相对优质的储集体。其脆性矿物含量明显高于大一和大三亚段,有利于产生天然裂缝和储层后期的压裂改造。有机碳含量(TOC)平均值为1.2%,生烃潜力(S1+S2)为1.1 mg/g,具有较高的生油气潜力。通过岩石薄片和铸体薄片分析发现大安寨段致密油储层为孔隙-裂缝型储层。运用高压压汞资料、储层物性资料等多种技术分析大安寨段储层物性特征,结果表明大安寨段储层有低孔、低渗的特征。扫描电镜分析结果明确了储层微米-纳米级孔隙发育和分布规律。黏土矿物颗粒之间的粒间孔在大一三亚段上部最为发育,与有机质发育相关的有机质孔和晶间孔在大一三亚段上部连通性比较好。综合分析判断大一三亚段上部为川中地区大安寨段储层勘探开发潜力区。     

乐山—龙女寺寒武和奥陶系储层类型研究

寒武系和奥陶系是四川盆地乐山—龙女寺古隆起区的重要勘探目的层系。以岩芯观察、薄片鉴定、物性分析和测井、录井资料为基础,对寒武系、奥陶系储层的岩石学类型、储集空间类型及组合形式、物性分布、储层类型等进行了详细的研究和深入探讨。结果表明,白云岩是奥陶系和寒武系的主要储集岩类,灰岩和砂岩类储层在奥陶系中、下统也有少量分布;储集空间类型多,孔、洞、缝发育,识别出晶间孔、晶间溶孔、粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔及非组构选择性溶孔等七种次生孔隙类型,它们在各组、段中的组合形式和分布特征不同;根据孔、洞、缝的组合方式,认为孔洞裂缝型、孔隙型、孔洞型和裂缝孔洞型储层是四种主要的储层类型;物性分析显示,寒武系、奥陶系碳酸盐岩储层以特低孔～特低渗储层为主,间夹部分中孔低渗、低孔低渗储层。     

阆中南部地区大安寨段储层特征及控制因素

利用沉积岩石学、储层地质学、测井地质学等理论及技术方法,依据钻井、录井、岩芯、测井和室内测试分析 等资料,对研究区侏罗系自流井组大安寨段储层特征及控制因素开展了研究。研究表明,大安寨段储集层岩性为残余 介壳灰岩、粉粗晶介壳灰岩、亮晶介壳屑灰岩和泥质介壳灰岩;岩石以介壳为主,矿物以方解石为主,沉积环境主 要为介屑滩微相;主要储渗空间为溶蚀孔洞、晶间孔和裂缝,孔隙以微孔隙为主,喉道以微喉道为主;储层孔隙总体较 差,主要为微孔微喉型和微孔细喉型;储层为孔隙、裂缝双重介质型的特低孔低渗致密储层。储集体分布受沉积微相 控制,介屑滩相是储层发育的最有利相带;优质储层的发育受沉积古地貌高地控制;溶蚀作用、构造破裂作用等对溶蚀 孔洞和裂缝的发育起建设性作用,压实压溶作用、方解石胶结作用对储层物性起破坏性作用。     

晚古生代右江盆地生物礁储层特征研究

由于海平面的变化,右江盆地发育了泥盆纪和中晚二叠世两个重要的成礁期,生物礁广泛分布在桂西、桂南、黔南、桂中、滇东等地区陆棚的台地边缘、孤立碳酸盐台地上.显微照片和扫描电镜显示礁灰岩储集空间主要包括孔隙、裂缝和溶洞.孔隙类型有粒内溶孔、骨架孔、粒间孔、遮蔽孔、溶孔、缝合线伴生溶孔和基质微孔隙,而以晶间溶孔、晶间孔及非组构控制的溶蚀孔、洞、缝为主.储层类型为裂缝-孔隙型和孔隙型,厚度5～55 m,岩性为生物礁和生物滩相的生物灰岩或生物碎屑灰岩,残余生屑粉-细晶白云岩.     

川中金华油田大安寨段介壳灰岩储集空间演化与油气关系

金华油田位于四川盆地中部，其产层下侏罗统大安寨段介壳灰岩为滨湖高能生物介壳滩相沉积。介壳灰岩层薄、致密、非均质性强，属低孔、低渗孔隙—裂缝性储层。储集空间类型主要为次生溶蚀孔、洞、裂缝及微孔隙和微裂缝，其多期叠加即形成了独特的被致密岩体所遮挡的具有一定体积和连通范围的相对独立的储渗体圈闭，即孔隙—裂缝系统圈闭。储集空间演化分为同生—早成岩、中成岩、晚成岩和后生四个阶段，其中后两个阶段是形成油气藏的主要阶段。储集空间发育主要受成岩后生作用、构造作用等多重因素的控制。位于生油中心上倾方向早期形成的古隆起，由于来自生油岩的压释水和烃类化合物优先选择其储集空间发育的部位，并且阻碍了孔、洞、缝中次生矿物的沉淀，使储集空间得以保存，有利于油气聚集形成油气藏。     

四川盆地中部嘉二段储层特征及成因

通过钻井、录井、测井及岩心等大量资料的综合分析,系统识别出鲕粒灰岩储层、砂屑云岩储层和粉晶云岩储层是四川盆地中部地区下三叠统嘉陵江组嘉第二段主要的碳酸盐岩储层。鲕粒灰岩储层以孤立的粒内溶孔和铸模孔为主要储集空间,孔隙间喉道欠发育,以微喉为主,中孔微喉的配置关系导致储层多表现为中孔低渗、渗透率偏低的特征;砂屑云岩储层以残余粒间孔和粒间溶孔为主要储集空间,孔隙间喉道发育,以缩颈喉道为主,较好的孔喉配置关系使储层多表现为中孔中渗、储渗能力较好的特征;粉晶云岩储层以晶间孔和晶间溶孔为主要储集空间,孔隙间喉道以片状喉道为主,孔喉配置关系较好,储层多表现为中孔中渗的特征。储层成因分析结果表明,沉积微相是储层形成的沉积基础,分别形成于鲕滩微相、砂屑滩微相和云坪微相中的鲕粒灰岩、砂屑云岩和粉晶云岩为储层的形成提供了早期物质基础;台地内次一级微地貌高地为储层形成提供了有益的微地貌条件;同生期大气淡水淋溶、原生粒间孔保存和白云岩化作用分别是鲕粒灰岩储层、砂屑云岩储层和粉晶云岩储层形成的关键。     

姬塬地区长8油层组储层特征分析

长8油层储层物性受粘土矿物胶结物控制,储层沉积作用和沉积后期所经历的成岩变化,决定储层的现今面貌。通过铸体薄片、扫描电镜等方法对储层基本特征和成岩作用及沉积作用进行分析,在整体低渗的背景下,部分位于相对渗透率较高区域的油井有较高的产量,理清研究区长8储层富集规律,对地区内岩石孔隙度下降因素进行剖析。姬塬地区有利储层多发育水下分流河道和河口坝沉积,特别是砂体中心部位储层物性是最好,长8油层组的储集性能和渗流性能好,即粒间孔型、粒间孔+溶孔型和溶孔+粒间孔型。溶孔型、粒间孔+微孔型两种孔隙组合类型的渗流性能较差。微孔型和溶孔+微孔型两种孔隙组合类型的储集空间主要由半径极小的微孔构成,连通性较差,其孔隙内表面积和渗流阻力,储集性能和渗流性能较差。     

鄂尔多斯盆地西部延长组长8~长6段致密储层微观孔隙特征差异

阐明鄂尔多斯盆地西部延长组长8~长6段致密储层微观孔隙特征的差异,对揭示致密油差异富集规律,实现有利储层的分级评价具有重要意义。运用铸体薄片、X射线衍射、场发射扫描电镜和高压压汞等技术手段,对长8~长6段致密储层样品进行测试,获取不同层段孔隙类型特征和孔隙结构特征。研究表明:从长8~长6段,致密储层面孔率先减小后增加,长8段以微裂缝和粒内溶孔为主,长7段和长6段以微裂缝和粒间孔为主,长6段杂基孔和粒内溶孔也较为发育。长8段孔喉半径最大,分选最好,歪度最粗,主要发育0.01~1μm的中孔喉,孔体积也最大。长7段和长6段歪度相近,均以1~10 nm的小孔喉为主,但长6段退汞效率最高,孔喉分选性和孔体积均好于长7段。结合毛细管压力曲线形态和孔隙结构参数,将孔隙结构分为Ⅰ中孔喉型、Ⅱ中细孔喉型、Ⅲ细孔喉型、Ⅳ微细孔喉型和Ⅴ微孔喉型5种类型。长8段和长6段孔隙结构分别以Ⅰ型和Ⅳ型为主,长7段以Ⅲ型和Ⅴ型为主。     

鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩储层微观孔隙特征

鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩储层聚集了丰富的天然气资源,其作为一种重要的接替资源逐渐成为勘探开发的热点。通过储层岩心分析,结合压汞实验研究其孔喉结构特征,得到储层孔隙空间展布及地下微观特征,进而对比分析3种成岩作用对于储层孔隙特征的影响,结果表明:鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩储层主要发育粒间孔隙、粒内溶孔、晶间孔和微裂缝4类孔隙;盒8和山1的主要孔隙类型是粒内溶孔和晶间孔;山2则是粒间孔,其次是晶间孔和粒内溶孔,其所占比例相当。3种成岩作用对储层孔隙特征都有很强的改造作用。其中压实作用对于孔隙度影响最大,溶蚀作用影响最小。强烈的压实作用也导致储层的微孔率很高。     

金湖凹陷西斜坡阜宁组灰岩段混积储层特征

金湖凹陷灰岩段为灰岩与砂岩混层沉积,灰岩储层与砂岩储层特征差异较大。综合运用岩芯、物性分析以及 铸体薄片资料分析灰岩段储层特征和储层控制因素。灰岩段由3 个沉积韵律组成,每个韵律的下部为泥岩或泥灰岩, 上部为生物碎屑灰岩或砂岩。生物碎屑灰岩平均孔隙度12.7%,平均渗透率为21 mD,属低孔低渗型储层。灰岩储集 空间以粒内孔为主,粒间溶孔和铸模孔为辅,裂缝多被方解石全充填或半充填。砂岩储层平均孔隙度16.36%,平均渗 透率为47.11 mD,属中孔中渗型储层,砂岩储层以粒间孔为主。灰岩储层铸体薄片资料显示储层孔隙和喉道分选均较 差,非均质性强,而砂岩储层孔隙和喉道分选性好,较均一。储层物性和非均质性明显受到沉积环境、米级旋回和成岩 作用等因素的影响。平面上,构造高部位生物碎屑灰岩发育,储层物性好,非均质性弱,纵向上,米级旋回上部生物碎 屑灰岩发育,储层物性也较好。     

歧口凹陷新生界火山岩储层特征及储层发育的控制因素

综合利用岩芯观察、岩石薄片、铸体薄片和测井解释成果等资料, 对歧口凹陷新生界火山岩储层特征和储层发育的控制因素进行了研究。结果表明, 歧口凹陷新生界火山岩中玄武质火山熔岩占绝对优势, 其次是浅成侵入辉绿岩, 火山碎屑沉积岩和沉积火山碎屑岩也占一定比例。火山岩岩相以火山溢流相为主, 其次为浅成侵入相, 火山沉积相和火山爆发相所占比例较少。火山岩储集空间类型可分为孔隙?气孔型和裂缝型 两大类, 玄武岩的储集空间以气孔(残余气孔)和基质溶孔为主, 辉绿岩以粒间溶孔、粒内溶孔和蚀变矿物溶 孔为主, 凝灰质砂岩以粒内溶孔、粒间溶孔和溶蚀缝为主, 凝灰岩以砾内溶孔和粒间溶孔为主。歧口凹陷新生界火山岩储层发育过程中, 溶蚀作用是决定性因素, 岩性和岩相是储层发育的基础, 构造裂缝是储层发育必不可少的条件, 风化淋滤作用是储层发育的重要条件。     

延长气田延气2井区山2段微观孔隙结构特征及其对气水渗流规律的影响

储层微观孔隙结构特征控制着气水渗流特征,影响着气井的生产能力。延气2井区山2段砂岩储层气井产量差异明显,微观孔隙结构和气水渗流特征复杂。通过铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、气水相渗等实验,对山2段储层的孔隙类型、孔隙组合类型、孔隙结构特征和气水两相渗流特征进行了描述,并在此基础上对影响气水相渗特征的因素进行了探讨。储层的孔隙类型主要为粒间孔、岩屑溶孔、晶间孔。根据毛管压力曲线形态特征,结合排驱压力、孔喉分选性、进汞饱和度、中值压力等参数,将研究区毛管压力分为四类:粒间孔类,粒间孔-岩屑溶孔类,岩屑溶孔-晶间微孔类和晶间微孔-微裂缝类;4类孔隙结构有着不同的气水渗流规律,应采取不同的开发策略。     

四川盆地元坝地区飞仙关组二段滩相储层孔隙演化特征

通过岩石薄片、阴极发光、电子探针和流体包裹体分析等方法,对元坝地区飞仙关组二段滩相储层发育特征及影响储层孔隙形成、保存的主要成岩作用进行详细研究,并结合烃类充注期次,探讨滩相储层的孔隙演化模式。结果表明:研究区储层以鮞粒灰岩为主,粒间溶孔和粒内溶孔等次生孔隙构成主要的储集空间;储层孔隙的形成受泥晶化、溶蚀、胶结充填、压实压溶、构造破裂等多种成岩作用影响,其中大气淡水溶蚀作用是储层次生孔隙形成的关键,I期埋藏溶蚀作用为烃类充注提供了良好的通道和储集场所,而大气淡水方解石胶结作用则对次生孔隙保存起到明显的破坏作用;研究区储层孔隙演化经历了石油充注前形成溶孔且孔隙增减交替变化、油向气转化期溶孔孔隙减少、油向气转化后形成裂缝、溶孔且孔隙缓慢增加3个阶段。     

合水地区长6储层微观孔隙结构研究

为了研究储层微观孔隙结构,明确储集空间类型和油气储层储集性能,对油气储层进行分类评价,进行油气储层预测,为提高采收率提出了针对性建议。以鄂尔多斯盆地合水地区延长组超低渗-致密储层岩性特征、构造演化以及沉积特征研究成果及认识为理论基础,通过铸体薄片图像分析、扫描电镜分析、恒速压汞等技术方法,对长6致密砂岩储层微观孔隙结构特征进行了深入研究。结果表明合水地区长6储层面孔率均值为2.23%,以残余粒间孔、长石溶孔和岩屑溶孔为主。样品的渗透率越大,喉道半径就越大,孔喉比就越低,喉道是控制渗透率的根本因素。有效储集空间、孔喉配置决定驱油效率,有效储集空间越大和孔喉配置越好,驱油效率越高。