珠江口盆地白云凹陷珠海组碎屑岩储层特征及成因机制

通过岩石铸体薄片、粒度分析和压汞分析等手段,分析白云凹陷珠海组储层的岩石学特征和物性演化特征,研究沉积环境和成岩演化过程对储层特征的影响机制。研究结果表明:储层主要以长石质石英砂岩和长石岩屑质石英砂岩为主,颗粒支撑并以碳酸盐、自生石英和黏土矿物接触式胶结。储层物性总体具有中低孔中低渗特征,以粒间溶蚀扩大孔为主,其次为珠海组底部黏土膜保护的原生孔隙,分选好的中-粗喉型喉道使孔隙连通性良好;在凹陷西斜坡,珠海组上部和底部分别发育钙质砂岩夹层和铁泥质砂岩夹层。三角洲前缘环境是珠海组储层物性良好的先决条件;酸性流体的溶蚀溶解作用和绿泥石黏土膜保护是储层物性较好的根本原因,压实作用是粒间孔隙损失的主要原因,而部分储层渗透率较低是因为自生石英和黏土矿物充填喉道;钙质砂岩夹层物性差是胶结作用所致,而铁泥质砂岩夹层物性差是压实和胶结共同作用的结果。     

鄂尔多斯盆地志丹油田西北部延长组长6—长9致密储层微观特征

根据砂岩薄片、铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、黏土矿物X衍射、常规物性等分析测试资料,研究了鄂尔多斯盆地志丹油田西北部长6—长9致密砂岩储层的微观特征。结果表明:长6—长9砂岩储层岩石类型主要为细粒长石砂岩,胶结物成分主要为方解石;储层物性总体很差,属于致密储层,但不同层位储层物性差异明显;储层孔隙类型以长石类溶孔为主,其次为残余粒间孔,孔隙结构极其复杂;成岩作用类型包括压实作用、胶结作用和溶蚀作用;影响储层物性的因素主要与沉积相和成岩作用有关,不同沉积微相和粒度变化的储层物性差异明显,其中水下分流河道微相储层物性最好;压实作用是破坏储层物性的第一要素,胶结作用使储层进一步致密化,而溶蚀作用大大改善了储层物性;构造成因的裂缝对储层渗透率有显著影响,而对孔隙度影响微弱。研究成果可为志丹油田致密油藏的勘探与开发提供一定的借鉴。     

松辽盆地大安油田扶余油层储层特征及控制因素

利用普通薄片、铸体薄片、X射线衍射、扫描电镜、阴极发光等资料,综合分析松辽盆地大安油田扶余油层储集砂岩的成岩作用、物性特征和孔隙演化过程。研究表明,储集层砂岩主要为岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩,以粉细粒为主,主要发育原生粒间孔、粒内溶孔、粒间溶孔和少量微裂缝,孔隙结构差,储层物性差,属于低孔低渗储层。储层经历了压实、压溶、胶结、交代和溶蚀等成岩作用过程,储层胶结物类型多,包括各种黏土矿物胶结、碳酸盐胶结、硅质胶结、长石胶结和黄铁矿胶结等,主要处于中成岩A期成岩阶段。储层特征主要受到沉积、成岩作用影响:沉积作用控制着有利储层(水下)分支河道砂体的分布和原始孔隙度,储层物性与沉积物原始粒度中值、分选系数、杂基含量等沉积参数有明显的相关性;压实作用是研究区储层物性最主要的破坏作用;胶结作用一方面作为骨架支撑颗粒,抵御了部分压实作用的影响,另一方面也成为堵塞储层孔隙的物质;溶蚀作用在一定程度上提高了储层的孔隙度,连通了部分孔隙,增加了油气运移的通道。     

柴北缘冷湖五号构造上干柴沟组储层特征研究*

通过岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜及压汞等分析测试手段对储层特征进行了详细研究,发现柴北缘冷湖五号上干柴沟组储层主要为三角洲相细砂岩和粉砂岩,少部分中砂岩和粗砂岩。岩石主要经历了压实、胶结及溶蚀等成岩作用,具有压实、溶蚀作用中等和胶结作用较强的特点,胶结物主要有碳酸盐胶结、硫酸盐胶结、硅质胶结和自生黏土矿物胶结。储层现处于晚成岩阶段A期。研究区的孔隙类型主要是残余粒间孔和溶蚀扩大孔。储层物性受控于沉积相带和成岩作用,优质储层为三角洲分流河道砂、水下分流河道砂和席状砂,成岩作用对储层的影响主要体现在溶蚀作用对孔隙的扩大和压实、胶结作用对孔隙的破坏。     

鄂尔多斯盆地南部延长组致密砂岩储层特征及其成因

鄂尔多斯盆地南部延长组含有非常丰富的油气资源,油藏具有低孔、低渗、低压的特征,为典型的致密砂岩油藏.通过大量的铸体薄片、物性测试、扫描电镜分析等,对三叠系延长组致密砂岩储层特征及形成机理进行深入讨论.认为延长组致密砂岩具有非常复杂的孔隙结构,大量微孔的存在使致密砂岩储层具有非常高的束缚水饱和度;高排驱压力使油气充注时阻力过大,油气仅充注在致密砂岩背景中的优质储层.延长组砂岩储层致密的最主要因素是强压实,强胶结,溶蚀作用相对较弱.绿泥石环边的出现可以减缓上覆地层的压实作用,而相对较少的塑性颗粒可以降低因压实作用而导致的塑性颗粒变形.后期溶蚀作用的强弱与溶蚀前储层的储集物性和胶结物成分有很大的关系,砂岩储层在溶蚀前孔隙较发育,则后期的溶蚀作用愈彻底;浊沸石胶结越发育,后期的溶蚀愈强烈.延长组优质储层的发育往往与弱压实、强溶蚀和裂缝发育相伴生.     

牛庄洼陷西南部沙三中亚段浊积岩储层成岩作用与物性演化

通过岩心观察、薄片鉴定、图像分析、包裹体分析、碳氧同位素分析及物性测试等技术方法,结合埋藏史、有机质热演化史和油气成藏史,对东营凹陷牛庄洼陷西南部沙三中亚段浊积岩储层成岩作用与物性演化进行研究。结果表明:沙三中亚段浊积岩储层整体以中低孔—低渗特低渗为特征,经历了弱碱性—酸性—碱性—弱酸性的成岩环境演化过程;成岩作用类型多样,主要胶结溶解作用序列为早期菱铁矿胶结/早期方解石胶结→长石溶蚀/石英加大/自生高岭石沉淀→铁方解石、铁白云石胶结/少量石英溶蚀→少量长石溶蚀/石英加大/黄铁矿胶结,压实作用存在于整个埋藏过程中;物性演化与油气成藏史的匹配关系表明,沙三中亚段浊积岩常规储层与致密储层共存,其中致密储层分为"边致密边成藏型"和"先致密后成藏型"两种类型;常规储层主要位于中厚层砂岩的中部,对勘探最有利,其次为"边致密边成藏型"储层,主要存在于中厚层砂岩的顶部或底部,"先致密后成藏型"储层最不利,多为薄层砂岩。     

黄陵-铜川地区延长组中下油层组致密储层成岩差异性

研究鄂尔多斯盆地南部黄陵-铜川地区上三叠统延长组储层类型、成岩特征及优质储层发育规律。通过对区内十余口钻井的岩心及地表剖面样品的薄片、阴极发光、扫描电镜及物性等分析,显示延长组中下油层组主要为岩屑长石砂岩和长石砂岩,储集空间主要为残余粒间孔隙、溶蚀粒间孔隙、溶蚀粒内孔隙、自生矿物晶间孔、裂缝孔隙以及填隙物内微孔。按储集空间类型及成因可分为残余原生粒间孔型储层(A类)、铁方解石强胶结型储层(B类)、压实致密型储层(C类)和裂缝-溶蚀型储层(D类)。这4类砂岩的成岩演化过程差异大,A类储层早期绿泥石包壳及早期油气充注减缓了储层压实作用,属边致密边充注型储层;B类储层的压实减孔和石英、长石的次生加大、黏土矿物堵塞喉道降低了储层物性,属早期致密型储层;中晚期铁方解石胶结是C类储层低渗的主控因素,属早期含水后期胶结致密型储层;晚期裂缝和酸性溶蚀是D类储层物性改善的主控因素,属先致密后充注型储层。     

鄂尔多斯盆地北部上古生界致密气藏储层特征分析

以鄂尔多斯盆地北部上古生界致密气藏储层为研究对象,在对大量岩心观察分析实验的基础上,深入研究了该研究区的储集特征。分析发现该地区储层物性以低渗致密为主,部分地区发育数量较少的优质储层,沉积作用和成岩作用的共同作用是该地区储层致密的主要原因。在不同沉积背景下形成的储层物性差异明显,天然堤与边滩砂体微相背景下形成的砂体是研究区优质储层分布的主要地带;成分成熟度和结构成熟度较低是造成储层物性减少的物质基础;而后期的成岩过程中的压实作用可大幅度降低原始孔隙度,各类次生矿物的胶结作用使储层砂岩致密胶结、物性变差,后期的溶蚀作用和少量成岩微裂缝的产生对储层已达特低渗透级别的致密砂岩物性的改善起到了关键性作用。     

依南地区下侏罗统砂岩储层致密化因素分析

为了明确库车坳陷依南地区下侏罗统致密砂岩储层致密化的控制因素,基于岩心观察、普通薄片和铸体薄片描述对比,剖析研究区东部、中部和西部下侏罗统致密砂岩储层的基本特征差异。在此基础上,通过相关性分析,从沉积条件、岩石学特征及成岩作用等几方面探讨储层致密化的控制因素。结果表明:相比研究区中部和西部地区,东部地区的储层埋藏深度更浅、压实程度较弱、泥质含量较低、长石岩屑砂岩含量更高、高岭石含量较高、伊利石含量相对较低、溶蚀孔隙含量较高、储层非均质性较弱,储层物性总体较好。沉积因素是研究区下侏罗统砂岩储层致密化的先决条件,沉积环境中泥质含量和地层埋藏深度与储层物性呈明显的负相关关系;岩石学特征是导致储层致密化的根本原因,长石含量和岩石粒度大小与储层物性具有正相关关系,黏土矿物(伊利石)、胶结物含量与储层物性呈负相关关系;成岩作用是储层致密化的关键因素,压实作用、黏土矿物、硅质和碳酸盐矿物的胶结作用以及黏土矿物和碳酸盐矿物的交代作用是导致储层物性变差的主要原因,而长石溶蚀作用在一定程度上改善了储层物性。     

东营凹陷古近系红层储层成岩作用及成岩相

综合利用钻井岩心、铸体薄片及物性资料对东营凹陷古近系孔一段—沙四下亚段红层储层成岩作用特征、成岩相及其对成岩圈闭的影响进行研究。结果表明:红层储层压实作用中等偏强;胶结物主要有碳酸盐、铁碳酸盐、石膏及硬石膏和自生石英等;胶结作用在砂体边缘强,砂体内部较弱,在断块下部较弱,断块上部较强;早期胶结作用抑制了压实作用的进行;溶蚀作用由砂体边缘向内部逐渐增强,由断块下部向上部逐渐减弱,主要是长石、碳酸盐胶结物及石英溶解。红层储层中发育压实成岩相、碳酸盐致密胶结成岩相、硫酸盐致密胶结成岩相、中等压实-溶蚀成岩相和强压实-溶蚀成岩相5种类型;不同成岩相储层物性及有效储层含量具有明显的差异,其空间配置关系控制了红层中成岩圈闭的发育。     

鄂尔多斯东南部延长组致密油储层微观特征及主控因素

通过岩心观察、薄片鉴定、测井、扫描电镜和恒速压汞实验等资料分析,利用储层地质学等理论技术和知识,对鄂尔多斯盆地东南部延长组致密油储层的岩石结构和组分、孔喉结构和类型、孔渗分布等微观特征及其相关性和主控因素进行研究。延长组致密油储层以细粒长石砂岩为主,岩石结构和成分成熟度较低;平均孔隙半径为10μm且孔隙连通性差,孔隙以粒间孔、长石溶孔和裂缝为主,平均喉道半径为0.41μm,喉道以微细-微喉道为主。孔喉结构的非均质性决定了致密油储层的储集和渗流能力,压汞曲线表现出高排驱压力、中值半径偏小、细歪度、分选中等、退汞效率低的特征显示研究区致密油储层储集能力较强,而渗流能力较差;孔隙度均值为8.5%,渗透率均值为0.69 m D,孔隙度和渗透率表现为线性正相关(R2=0.389),微裂缝的存在使部分样品表现出低孔高渗的特征,储层总体表现为特低孔、超低渗、非均质性强的致密性特点。通过相关性分析,岩石组分主要影响储层的孔隙度,岩石组分中(铁)方解石与孔隙度相关性最好;喉道主要影响储层的渗透率,压汞实验分析表明孔喉大小、分布和连通性特征参数中的孔隙体积、分选系数、排驱压力与渗透率的相关性最好,相关系数均大于0.9,沉积作用(埋深、沉积微相)、成岩作用(压实、胶结和溶蚀)、构造作用等是研究区储层特征的主要控制因素,其中水下分流河道的储层物性最好,是研究区"甜点"储层的指向区;压实作用对储层致密性的贡献大于胶结作用,酸性流体大量生成时储层已在压实和胶结作用下接近致密,因此无法与长石等易溶组分充分接触而发生大规模的次生溶蚀;此外,后期构造运动生成的裂缝由于缺乏酸性流体而无次生溶蚀孔隙生成,储层的致密性无法得到根本性的改善。     

鄂尔多斯盆地王庄区延长组长2储层成岩作用

通过岩心观测,薄片鉴定、X衍射分析、扫描电镜分析等方法,深入分析了王庄地区延长组长2储层岩石学特征、成岩作用类型其影响储层物性的因素。研究结果表明：王庄地区延长组长2储集岩主要为长石砂岩、岩屑长石砂岩;颗粒间以点-线接触或线接触为主,胶结类型主要有薄膜-孔隙式胶结、孔隙-薄膜式胶结;砂岩的成分成熟度较低,结构成熟度较高,分选较好,磨圆以次棱角状为主;储层砂岩孔隙类型主要为粒间孔、溶孔为主;长2砂岩孔隙结构属大孔中-细喉型。长6油层组所经历的成岩作用较复杂,主要的成岩作用有压实作用、胶结作用和溶蚀作用。研究区长2储层物性受控于沉积环境、成岩作用及微裂缝。     

致密砂岩储层物性的主控因素分析

以鄂尔多斯盆地上古生界下石盒子组盒二段储层为例,综合利用岩心、测井以及各种分析化验资料,通过储层沉积学、岩石学和成岩作用的研究,详细探讨了该区致密砂岩储层物性的主控因素.研究结果表明,盒二段储层属于辫状河流相沉积体系,沉积微相在宏观上控制了储层物性的空间分布,其中辫状河主河道微相物性最好;在砂岩的岩矿组成中,随石英含量的增加,长石、岩屑等含量的减少,储层物性变好;研究区经历了较强的成岩作用,其中压实作用、胶结作用对储层原始孔隙起到破坏作用,导致储层致密,低孔低渗,但溶蚀作用可以在一定程度上改善储层的储集性能,次生孔隙发育带的识别将是致密砂岩气藏勘探的一个重要方向.     

西湖凹陷某构造花港组沉积相及致密砂岩储层特征

西湖凹陷某构造渐新统花港组是重要产气层系。通过岩心观察、薄片鉴定及样品测试等研究,利用岩石学特征及测井相分析方法,在前人研究的基础上,对渐新统花港组致密砂岩储层沉积相类型、储集空间特征、储层物性以及影响储层发育的主控因素进行了分析。认为研究区花港组发育河流—湖泊—三角洲沉积体系,上、下段分别发育了三角洲前缘和三角洲平原2种亚相类型,自下而上呈现湖平面上升的退积型沉积旋回;储层岩石类型主要为长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩和长石石英砂岩,岩石粒度中—细粒,骨架组分成熟度低,储集空间以次生溶蚀孔隙为主,裂缝不发育;储层物性差,属典型的致密砂岩储层,上、下段物性相差较大。沉积环境是花港组储层致密化的基本因素,而压实作用是花港组致密砂岩储层的主控因素,杂基含量高、碳酸盐胶结程度高也是储层致密化的重要因素;而溶解作用对致密砂岩相对优质储层段的发育具有明显的建设性作用。     

吴定地区延长组长4+5砂岩储层特征研究

目的对鄂尔多斯盆地吴定地区延长组砂岩储层储集物性特征进行研究。方法通过常规物性、岩石及铸体薄片、X射线衍射、扫描电镜、高压压汞等多项测试方法,对鄂尔多斯盆地吴定地区长4+5储层含油砂体的岩石学特征、储集类型、孔隙结构特征、岩心孔隙度和渗透率的相关性进行分析和研究。结果研究区储层岩石类型主要为岩屑长石砂岩,岩石中原生粒间孔隙较少,主要为次生粒间孔隙、溶蚀粒内孔及铸模孔、填充物内溶孔。压汞分析表明,储层孔隙结构特征变化较大,以微细喉道为主,岩心普遍排驱压力偏高,退汞效率偏低,孔隙度与渗透率间的线性相关性不好,储层为低孔特低渗储层。结论岩屑、云母和填隙物含量较高及抗压实性能不足是导致研究区储层低孔低渗的重要物质原因,储层具有一定的储集性能,但产能大小与有效微裂缝的存在密切相关。机械压实作用是储层孔隙丧失的主要外在因素,压实作用使原始沉积物的孔隙度减少了62%,较高含量的铁方解石使岩石胶结致密并充填在孔隙空间导致岩石进一步致密化,建设性成岩作用对储层物性改善不足。     

准噶尔盆地庄1井区J_1s_2段优质储层发育控制因素

准噶尔盆地庄1井区多口钻井测试结果表明,侏罗系三工河组二段具有良好的油气勘探前景,查明储层发育特征对油气勘探具有重要的意义.运用铸体薄片、物性测试、孔隙图像分析、压汞和扫描电镜等多种测试方法研究了砂岩的组构特征和储集性,查明了优质储层发育的控制因素.研究发现:砂岩类型以成分成熟度低的长石岩屑砂岩为主,含有一定量的岩屑长石砂岩和岩屑砂岩,优质储层主要由粗中粒砂岩构成;优质储层的孔隙类型以溶扩粒间孔为主,含有一定数量的残余粒间孔和粒内溶孔;对储层发育有重要影响的成岩作用有压实作用、方解石胶结作用和溶蚀作用,成岩作用直接控制着砂岩储集特征的演化,但砂岩组构特征是优质储层发育的决定因素.     

塔河油田巴楚组底部砂泥岩段储层特征及控制因素

巴楚组底部砂泥岩段发育障壁沙坝和扇三角洲扇中分支河道两类有利砂体,查明储层发育特征及控制因素对油气勘探具有重要的意义.综合运用铸体薄片、扫描电镜、物性测试和压汞分析等多种方法,研究砂体的储集性能以及优质储层发育的控制因素.研究表明:障壁沙坝以石英砂岩为主,储层物性好,发育残余原生粒间孔和粒间溶蚀孔,属ⅡA级储层.扇中分支河道沉积以岩屑砂岩为主,灰泥质支撑,储层物性较差,一般只发育孤立的粒缘溶蚀孔和细小的填隙物内孔,属ⅢA级储层.沉积环境在宏观上控制了储层的发育,而压实、胶结和溶蚀作用在微观上影响了孔隙的演化与储层物性的变化.     

镇泾地区长8、长6段储层特征及成岩作用对孔隙的改造

研究鄂尔多斯盆地镇泾地区三叠系延长组长8、长6段砂岩储层特征,探讨成岩作用对储层孔隙演化的影响。通过钻井岩心、薄片鉴定、扫描电镜、物性分析等资料,对长8、长6段储层特征及成岩作用进行了系统研究,开展孔隙演化定量计算,定性和定量分析了成岩作用对孔隙的改造。结果表明:长8、长6段属典型的低孔、低渗储层,成分成熟度中等,结构成熟度低;储集空间类型主要为粒间孔、粒间溶孔、长石溶孔和岩屑溶孔,少见溶(裂)缝;压实(压溶)、溶蚀、胶结作用为最主要的成岩作用。定量计算表明,砂岩原始孔隙度平均为35.96%,砂岩储层主要经历了早期强压实减孔阶段(-17.38%)、中晚期胶结作用减孔阶段(-16%)和晚期溶蚀作用增孔阶段(+6.82%)。早期强压实作用是长8、长6段砂岩储层低孔低渗的主要原因,胶结作用则进一步强化了低孔低渗特征。     

伊拉克米桑油田碳酸盐岩储层成岩作用

为研究伊拉克米桑油田Mishrif组碳酸盐岩储层发育特征、成岩作用及储层主控因素,通过分析岩心、岩石薄片、铸体薄片和实验分析资料,进行了岩性特征、储集空间类型、沉积相特征和物性特征等储层特征研究,成岩作用以及储层主控因素研究。研究结果表明储集空间类型主要为溶蚀孔(洞),储层物性为中孔-中低渗;Mishrif组经过多种成岩作用:压实作用、溶蚀作用、充填作用、胶结作用、白云石化作用、重结晶作用、生物泥晶化作用;储层主控因素:沉积环境控制粒间孔、生物骨架孔等原生孔隙的发育。早期的胶结作用导致储层致密而溶蚀作用改善了储集性能;构造运动形成的裂缝既可形成溶蚀孔,又可成为油气储渗的空间和通道。     

吐哈盆地胜北-红连地区喀拉扎组砂组储层特征及成岩作用研究

通过岩心观察、普通薄片、扫描电镜、X-衍射、压汞曲线等资料的分析,研究吐哈盆地台北凹陷胜北—红连地区上侏罗统喀拉扎组砂组的储层特征及成岩作用。研究表明,岩石类型主要是岩屑砂岩,成分成熟度较低。储集空间类型主要有五大类:剩余原生粒间孔、粒间溶蚀孔、粒内溶蚀孔、晶间孔和裂缝,以片状和湾片状喉道为主,红连地区的孔隙结构好于胜北地区。孔隙度和渗透率的相关性较好,发育孔隙型储层。物性特征在不同地区差别较大,非均质性较强。通过对砂岩成分、成岩作用负胶结物投点图的研究,认为研究区压实作用和胶结作用对储集性能有显著的破坏作用,黏土矿物的转化和沉淀次之。溶蚀作用和发育的裂缝对于储集空间有明显的改善作用,为建设性成岩作用。