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。     

鄂尔多斯盆地延长组长7致密油储层微观孔隙特征研究

利用场发射扫描电镜、微米CT、自动矿物识别系统(QEMSCAN)、微图像拼接(MAPS)等测试新技术结合常规分析方法对鄂尔多斯盆地延长组长7致密油储层孔隙特征进行综合研究。结果表明:致密油储层具有微米—纳米级多尺度孔隙连续分布的特征,大于2μm的微米级孔隙构成主要的储集空间;颗粒间充填胶结物质剩余的各尺度残余粒间孔及溶蚀形成的各尺度溶蚀孔隙是最重要的孔隙类型;致密油储层各尺度孔隙连通性较好,可以作为有效的储集空间及渗流通道;深湖细粒沉积及后期强压实、强胶结及强溶蚀为主的成岩作用是现今长7致密油储层微孔隙发育的主要控制因素;由于具备源储近邻或互层配置及异常高压驱动优势条件,致密油储层微孔隙中形成了富集石油的特征。     

鄂尔多斯盆地志丹地区长9致密储层流体识别

鄂尔多斯盆地志丹地区长9致密砂岩储层地质特征复杂,低阻油层与常规油层、高阻水层与常规水层共存,导致油水层测井响应特征差异性微弱,流体识别精度极低。该研究根据储层地质特征及其测井响应特征,优选能够有效放大或突出流体性质差异性的测井参数,利用视自然电位-实测自然电位和声波时差-深感应电阻率重叠图法、声波时差、电阻率、自然电位异常幅度、自然伽马和组合参数(RILD×Δt×Cw)交会图法及Archie公式法综合识别和校验流体性质。研究表明,重叠图法能初步识别常规油、油水层和水层或干层,交会图法能进一步识别低阻油层和高阻水层,Archie公式法能通过计算含油饱和度定量识别流体性质。这种定性和定量综合识别方法能够有效识别出常规油层、低阻油层,常规水层、高阻水层和高伽马砂岩的水层,研究思路和方法有效可行,预测结果可以为鄂尔多斯盆地延长组致密储层的油气勘探提供可靠的依据。     

鄂尔多斯盆地直罗油田延长组长6储层沉积相特征

通过岩心观察、岩矿特征分析和测井资料解释,对直罗地区长6储层沉积相进行了系统分析。研究认为该区主要发育陆相湖泊三角洲沉积体系,主要储集砂体为三角洲水下分流河道砂体和河口坝砂体,其砂体展布受双重物源控制,呈东北-西南向展布。主要有利储层分布在长6层下部的长63和长62段,对于指导该区下步石油勘探具有重要的意义。     

鄂尔多斯盆地延长组长6储层成岩作用特征及孔隙度致密演化

依据鄂尔多斯盆地延长组长6油藏地质特征,结合铸体薄片、扫描电镜、物性等实验资料,深化姬塬油田和华庆油田长6储层成岩作用特征认识,按照成岩演化特征及地质综合效应建立与孔隙度对应的模拟方程。通过对比姬塬油田与华庆油田长6储层孔隙度演化路径,查明2个储层物性致密成因的差异性。研究结果表明:流体性质和温度是孔隙度演化的直接响应因子,埋藏深度、地层年代、不同类型胶结物含量是孔隙度演化的主要参数。     

鄂尔多斯盆地志丹地区长9致密油储层特征及控制因素分析

鄂尔多斯盆地延长组下组合普遍发育致密储层,寻找其中相对高孔渗层段是当前延长组致密油勘探开发的重点工作之一。以志丹地区长9油层组致密油储层为例,综合运用测井、岩心测试等资料,借助阴极发光、扫描电镜等手段,对储层岩石学特征、孔隙类型及物性进行了研究。从宏观和微观两方面分析了控制储层物性的因素,在此基础上对储层进行综合分类,并指出了相对高孔渗层段。研究结果表明,长9油层组储层以岩屑砂岩、长石-岩屑砂岩和岩屑-长石砂岩为主;孔隙以粒间孔隙和长石溶孔为主;沉积微相是其发育的宏观控制因素,其中河口坝中上部和水下分流河道中部物性最好;砂岩粒度、盐酸盐岩含量、岩屑含量及长石含量是储层发育的微观控制因素。细-中砂岩储层物性较好;碳酸盐含量小于10%有利于储层物性发育;岩屑含量越高,储层物性越差;长石含量越高,储层物性越好。综合考虑储层发育的多种控制因素,可以将储层分为5种类型,其中粒度较粗、岩屑含量较低、长石含量较高及碳酸盐岩含量小于10%条件的I类和Ⅱ类储层较好,是勘探有利目标区;Ⅲ类储层中等,Ⅳ类储层物性差-致密,Ⅴ类属于致密层。研究成果对延长组致密油勘探开发有一定的借鉴意义。     

鄂尔多斯盆地侯北地区三叠系延长组长6储层特征

鄂尔多斯盆地侯北地区三叠系延长组长6储集岩大部分为细粒长石砂岩,少数为细粒岩屑长石砂岩.孔隙度在10%～15%之间,渗透率在(0.1～1.0)×10-3μm2之间,以低孔、低渗、较强的非均质性为特点.长6沉积于三角洲前缘环境,水下分流河道中发育储集砂体.稳定的大地构造条件和沉积环境有利于大面积、较厚的砂体形成.方解石、浊沸石和绿泥石等自生矿物沉淀压实作用,大大降低了原始沉积物孔隙度,长石、中基性火山岩岩屑及浊沸石溶蚀作用产生了相当数量的粒内溶蚀孔和胶结物溶蚀孔.     

鄂尔多斯盆地长7段致密储层微观特征研究

针对鄂尔多斯盆地致密油储层特征复杂,缺乏系统研究的问题,通过大量岩芯观察,分析化验数据统计,同时采用恒速压汞实验、场发射及CT扫描等高分辨率测试手段和方法,对长7致密油储集层形成和特征进行了研究,认为延长组长7段致密油储集体由牵引流和重力流沉积的致密砂岩形成,具有粒度细,储层厚度大,脆性指数高,储层物性差等特征。孔隙类型以粒间孔和长石溶孔为主,可见孔隙含量低,主要发育微米-纳米级孔隙,喉道以片状和管状为主,受黏土矿物和有机质充填,有效孔隙体积小,但微裂缝发育,连通性好,储层含油层物性下限低,可动流体饱和度高。     

鄂尔多斯盆地中南部延长组长8致密储层特征和成岩作用

综合薄片鉴定、铸体薄片、扫描电镜、X衍射全岩分析、压汞等方法,系统研究鄂尔多斯盆地枣园安塞延长组长8致密砂岩储层的岩石学矿物学特征、孔隙结构特征、物性以及成岩作用的差异性对储层的影响等。研究发现,其储层岩性主要为细粒长石砂岩,分选较好—中等,胶结物含量较高,杂基较少,结构成熟度较高,成分成熟度较低,孔隙度平均值为7.94%,渗透率平均值为0.63×10~(-3)μm~2;孔隙类型主要为残余粒间孔,长石溶蚀孔、铸模孔等次之,组合类型为残余粒间孔长石、岩屑溶蚀孔微孔型,为微—细喉道,有少量的中喉道,为低孔、特超低渗储层;压实、胶结、溶蚀、交代等成岩作用是导致研究区长8储层孔隙结构等差异性的关键因素,压实、胶结作用是导致储层孔隙结构破坏、储层致密化的主要原因,压实作用使孔隙减少率平均在16.61%,胶结作用使孔隙度损失平均在18.28%,溶蚀作用对储层具有改造作用,但效果有限。     

鄂尔多斯盆地西区油田延长组长8储层特征及影响因素

通过岩心观察、测井及各类分析测试资料,对西区油田长8储层岩石学、孔隙结构和储层物性等特征进行了研究.结果表明:研究区延长组长8储层为典型的特低孔-特低渗储层,层内非均质性较强,主要呈强-中等非均质型;储层砂体为成分成熟度和结构成熟度都较低的岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩;储集空间主要为粒间孔和长石溶孔;孔隙结构类型以小孔中细喉型和小孔微细喉型为主;研究区长8储层物性受沉积微相、孔隙结构、成岩作用的共同影响;不同沉积微相储层的物性差异较大;成岩作用对储层物性的影响具有两面性,压实作用、胶结作用导致储层致密,物性变差;溶蚀作用与烃类充注改善了储层物性.     

鄂尔多斯盆地延长组长6致密油成藏机理分析

根据野外露头、岩心观察、实验模拟、分析测试等资料,结合模拟软件,对长6致密油成藏过程与成藏模式开展分析。结果显示,长6致密油成藏动力为长7烃源岩生烃产生的过剩压力,主要成藏期为距今160Ma和120~100Ma,两期成藏阶段烃源岩生烃增压都大于10MPa,储层充注孔喉下限分别为18nm、16nm。恢复了长6不同沉积微相储层的孔隙度演化历史,原始孔隙度水下分流河道为39.59%、水下分流间湾为40.17%、浊积扇为37.70%,经过压实、胶结作用,在距今180Ma左右变为致密储层,此时尚未开始生烃,主力成藏期生烃增压推动致密油充注,属于先致密后成藏。岩心和野外露头观察发现长6致密油具有团块状石油局部富集、沿层理层状石油富集 、沿不同角度裂缝线状富集和沿不同裂缝交叉处的块状石油富集等4种富集模式。室内实验模拟显示,无裂缝参与时,致密油呈整体弥散型运移;有裂缝时裂缝控制了致密油的富集。近源超压强充注、裂缝垂向沟通与侧向短距离运移调整相互结合形成大面积分布、整体含油、局部甜点富集的长6致密油藏。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长6段储层特征研究

根据鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长6段储层砂岩的岩石薄片、铸体薄片及压汞等分析测试资料,结合以前研究成果,对延长组长6段储层特征进行了研究。其储集砂体大部分属于三角洲沉积体系中的三角洲前缘亚相沉积,主要为细粒长石砂岩、岩屑长石砂岩以及少量的长石岩屑砂岩。颗粒大多呈次棱状,分选较中-好。储集空间主要存在(残余)原生粒间孔,粒间溶孔,长石溶孔,岩屑溶孔,晶间孔及微裂缝几种孔隙类型。储层毛管压力曲线形态以单平台型为主,双阶梯形其次;孔隙结构总体上以中孔、中细喉为主,储层物性呈现出低孔低渗的特征。储层纵横向上都具有较强的非均质性,沉积相带是影响其储层物性平面展布的主要因素。     

鄂尔多斯盆地富黄地区延长组长6储层成岩作用

根据砂岩薄片、铸体薄片、扫描电镜、X衍射等研究表明,富黄探区延长组长6储层砂岩为低孔低渗储集岩,其岩石类型为长石砂岩和岩屑长石砂岩,磨圆以次棱—次圆为主,颗粒间以线性接触和点—线接触为主,孔隙式和孔隙—薄膜式胶结为主,砂岩具有成分成熟度低,结构成熟度高的特点.储集砂岩经历的主要成岩作用为压实作用、胶结作用、溶蚀作用和破裂作用.压实作用是导致孔隙度丧失的主要原因,造成的平均孔隙度丧失为30.89%,胶结作用造成的平均孔隙度丧失为6.98%,碳酸盐胶结物和次生加大是造成储层物性降低的主要胶结物.而溶解作用对砂岩平均孔隙度的增加为1.22%,是改善砂岩物性的重要途径.     

曾岔油田延长组长6储层特征研究

通过岩心观察、粒度及测井分析并结合区域沉积背景等资料,表明曾岔油田长6储层属三角洲平原及三角洲前缘沉积,砂体主要分布在水下分流河道微相。重点对研究区长6油层岩石学特征、物性特征、孔隙结构特征、裂缝分布特征进行了详细分析,结果发现研究区长6油层物性好,孔隙连通性较好,是油气富集的有利区域。     

鄂尔多斯盆地延长组长9油层组沉积特征

目的对鄂尔多斯盆地长9的沉积背景、湖岸线位置、沉积相及砂体展布规律展开深入剖析。方法通过野剖面、钻井剖面和岩心观察,结合分析测试及测井资料进行详细的沉积特征分析。结果长9期鄂尔多斯盆地为一西南陡、东北缓、总体向东南开口的不对称湖盆,长92—长91期沉积中心由东南向西北逐渐迁移,晚期发育的长91与长92具有较好的继承性;首次湖侵期,长9油层组沉积格局以发育三角洲—半深湖相为特征,砂体十分发育,各个三角洲雏形为延长期三角洲的发育奠定了基础。结论长9期盆地四周均有砂体发育,局部地区油层发育,展现出良好的勘探前景。     

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。     

志丹油田长3储层微观结构特征研究

利用实验分析成果,对志丹油田长3储层微观结构特征进行研究,长3储层属于低孔特低渗透储层,孔隙类型以粒间孔为主,粒内溶孔其次,粒间溶孔及晶间孔少量,局部伴有微裂缝;孔喉结构复杂,特征参数变化大;孔隙直径一般在20~200μm之间,喉道半径一般在0.11~1.13μm之间;孔喉结构主要为大孔粗喉型、小孔—细喉型及小孔—微喉型组合;依据毛管压力曲线形态及曲线特征参数变化区间,将长3砂岩储层划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ共四种微观结构类型;统计结果表明,微观结构是决定储层物性好坏的关键因素。     

鄂尔多斯盆地长6砂质碎屑流储层特征

通过岩心观察及铸体薄片、扫描电镜、压汞、物性测试等资料,系统研究了鄂尔多斯盆地长6砂质碎屑流储层特征。研究表明,长6砂岩为块状砂岩和含漂浮泥砾砂岩,成分和结构成熟度低,目前处于中成岩阶段A亚期,强压实和胶结作用致使其成为低~特低孔隙度、超低渗透率储层;储集空间主要为剩余原生粒间孔和颗粒内溶蚀次生孔,具有孔喉半径小、连通性和渗流能力差的孔喉特征,较大孔喉是决定和改善储层渗透性的重要因素。块状砂岩物性最好,是目前超低渗油藏增储上产的首选层位。     

鄂尔多斯盆地麻地沟油区三叠系延长组长6_1亚段致密砂岩储层特征及评价

为了明确鄂尔多斯盆地麻地沟油区长6_1亚段致密砂岩的储层特征,对其进行合理评价,通过铸体薄片观察、扫描电镜和阴极发光分析、高压压汞测试等方法研究了储层的岩石类型、孔隙类型、成岩作用类型及物性特征,利用核磁共振、油水相渗等实验方法研究了储层的孔隙结构和渗流特征,最后对储层类别进行划分并结合试油、试采数据分析了储层类别对石油产能的影响。结果表明:麻地沟油区长6_1亚段主要为浅灰色、灰色中粒、中-细粒长石砂岩,主要发育粒间孔和长石溶孔;压实、胶结与交代和溶蚀现象普遍,成岩阶段为中成岩A期;孔隙结构主要为小孔中细喉和细孔微细喉型,可动流体饱和度随渗透率的增加而增加。研究区共存在5种储层类别,以Ⅱ类和Ⅲ类为主,Ⅱ类储层物性较好,孔喉组合以小孔中细喉型为主,主要分布在分流河道较厚的砂体部位,此类储层控制下的单井石油产量一般大于1 t/d;Ⅲ类储层物性相对Ⅱ类较差,孔喉组合以小孔微细喉型为主,主要分布在分流河道或河道侧翼砂体厚度较小的部位,此类储层控制下的石油单井产量一般介于0.5～1 t/d。     

鄂尔多斯盆地甘谷驿油田长6段低渗储层孔隙微观发育特征及成岩演化

针对甘谷驿油田长6段低孔低渗储层,结合区域沉积及地质资料,充分利用岩石薄片分析、压汞及扫描电镜分析,系统研究了该储层孔隙发育类型及特征、孔隙结构划分及孔隙演化机理。研究结果表明,长6段储层岩性以长石砂岩为主,孔隙度约10%,渗透率在(0.1~2.0)×10~(-3)μm~2,孔隙类型主要为残余粒间孔,其次为粒间溶孔、粒内溶孔及胶结物溶孔,局部发育微裂隙及晶间孔隙,总面孔率在5%左右。另外,依据孔隙结构参数及J函数法,将孔隙结构划分为4种类型。孔隙的发育特征与成岩作用密切相关,压实压溶作用、胶结充填作用、溶蚀作用对后期的孔隙演化均有重要作用,早期的成岩阶段以压实及胶结作用为主,形成原生残余粒间孔隙,而在成岩阶段后期,次生孔隙发育,形成2种类型次生孔隙,即浊沸石溶蚀孔以及绿泥石、水云母溶蚀形成的溶蚀孔。