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。     

鄂尔多斯盆地张家湾地区延长组8段油藏储层特征研究

通过对鄂尔多斯盆地张家湾地区延长组8段的岩心分析、薄片鉴定、压汞测试等研究,认为该区长8段主要发育三角洲前缘水下分流河道、河道间湾沉积微相,砂体多呈条带状展布,岩性为细粒级别长石砂岩。物性分析表明,研究区主要为特低孔、超低渗、特小孔道、细微喉型储层。按物性及与含油气关系可将储层分为4类:Ⅰ、Ⅱ类为物性相对较好的储层,Ⅲ类仍具一定开发价值,Ⅳ类几乎无油气显示。根据储层分类评价标准及含油气特征,预测有利区主要位于研究区西北部。     

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。     

鄂尔多斯盆地白于山地区三叠系延长组长4+5储层特征

白于山地区长4+5储集岩形成于三角洲前缘水下分流河道,为细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩.储层孔隙类型以粒间孔、粒内溶蚀孔、铸模孔或残余铸模孔和胶结物溶蚀孔为主.成岩作用主要有压实作用、胶结作用和溶蚀作用.受沉积相及成岩作用的影响,储层物性具低孔、低渗的特点,孔隙度在0.35%～16.22%之间,平均为11.40%,渗透率在(0.004～182.000)×10-3μm2之间,平均为1.260×10-3μm2.长4+5储集岩分为4类,大部分属于Ⅱ,Ⅲ类.     

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.     

鄂尔多斯盆地SMG探区长8段致密储层特征

通过孔渗测定、电镜扫描、铸体薄片、阴极发光、高压与恒速压汞等测试手段,对鄂尔多斯盆地SMG探区长8段致密储层的孔渗关系、岩石学特征、孔喉结构及尺寸分布进行全面系统地剖析,结果表明:该区长8储层平均孔隙度为6.52%,平均渗透0.113×10-3μm~2,孔渗关系复杂,井间非均质性较强;储层碎屑组分以长石为主,属长石砂岩;发育粒间孔和长石等溶孔,绿泥石与泥质填隙物含量较高,使得孔渗条件进一步变差,属微孔-微喉型结构;依据压汞参数及毛管力曲线特征将长8储层分为3类:Ⅰ类为低门槛压力-高进汞饱和度型,Ⅱ类为低门槛压力-低进汞饱和度型,Ⅲ类为高门槛压力-低进汞饱和度型,Ⅰ类储层最好,属于优质储层,Ⅱ类次之,Ⅲ类最差。     

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.     

鄂尔多斯盆地致密砂岩储层伊利石膜特征

利用铸体薄片和带有能谱仪的扫描电镜对鄂尔多斯盆地延长组致密砂岩储层伊利石膜的赋存状态和化学组分进行了细致观察与测试分析,进而讨论了其成因和生长过程及对储层物性的影响。研究认为,伊利石膜生长于压实作用之后,起因于假杂基化的蒙皂石蚀变提供的物质来源和生长空间,形成Ⅱ型伊利石膜;随着骨架颗粒溶蚀产物的参与,Ⅱ型伊利石膜发展为Ⅰ型伊利石膜。伊利石膜具有内、外2层结构,单体特征标示出外层膜的形成时间早于内层膜,在内层膜的片状或长条状单体形成时,外层膜原有的片状或长条状单体丝状化。在伊利石膜的生长和伊利石单体丝化过程中,产生大量次生孔隙,有效地改善了致密砂岩油储层的物性。     

鄂尔多斯盆地富黄地区三叠系长6组储层物性影响因素研究

通过研究区内大量铸体薄片及物性资料分析,对鄂尔多斯盆地富黄探区长6油层组储层的孔隙类型、岩石学特征、孔渗特征及孔隙结构进行深入研究,分析储层储集性能的主要影响因素。结果表明,富黄探区长6储层整体具有成分成熟度偏低,结构成熟度低的岩石学特点。长6储层岩性主要为浅灰色、灰色中～厚层细粒长石砂岩为主,含少量岩屑质长石砂岩,小孔是主要的油气储集空间,细喉则是长6的基本渗流通道,为典型超低孔、超低渗储集层。胶结类型主要为孔隙式,次为薄膜孔隙式和压嵌～孔隙式,还有基底～孔隙式、基底式。长6储集层的物性主控因素主要包括:沉积微相、砂岩物质成分、压实和压溶作用、溶蚀作用及后期裂缝。其中储集砂体所处的沉积环境是影响该区储层物性最主要的因素。     

川口油田三叠系延长组长4＋5和长6储层成岩作用及孔隙演化研究

根据研究区内多口油井的长4＋5、长6油层岩石样品的铸体薄片和扫描电镜观察结果,对川口油田三叠系延长组长4＋5和长6储层成岩作用及孔隙演化特征进行分析和研究。分析表明,川口油田三叠系延长组长4＋5和长6储层成岩作用以压实压溶作用、胶结作用和溶蚀作用为主;同时川口油田三叠系延长组长4＋5和长6储层砂岩已达到了晚成岩的早期,在早成岩与中成岩阶段原生粒间孔大量减少,晚成岩的早期产生次生孔隙。成岩作用使得储层内孔隙以小孔—细喉型和小孔—微细喉型孔隙为主,储层成为特低—超低孔隙度、特低—超低渗透率储层。     

陇东地区延长组长6-长8油层组成岩相研究

在对鄂尔多斯盆地陇东地区三叠系延长组长6-长8油层组沉积相特征、岩相古地理演化研究的基础上,详细研究了区内长6-长8油层组成岩作用类型及特征,主要成岩作用类型有压实、胶结、溶蚀、重结晶等成岩作用;并深入研究了成岩相类型、特征,包括了泥岩压实相、压实-压溶相、残余原生粒间孔一次生溶孔相、次生溶孔相和微裂缝相等5类;根据储集砂岩中充填物组合类型分出10种亚成岩相,进而阐述了不同成岩相的平面分布.为进一步研究成岩相对储层的形成与发育的影响提供了重要的基础资料.     

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。     

鄂尔多斯盆地陇东地区长9油层组储层沉积学特征

通过对36口井的岩心观察描述和108件样品的铸体薄片鉴定、扫描电镜、物性、孔隙结构分析的综合研究,表明鄂尔多斯盆地陇东地区三叠系延长组长9油层组属于浅水三角洲沉积体系,储集岩主要为三角洲平原水上和前缘水下分流河道微相的灰色中-细粒岩屑长石砂岩,储集空间以剩余原生粒间孔为主,次为粒间和粒内溶孔,少量铸模孔,喉道以中、细喉为主,储层物性中等略偏差,属中-低孔、低渗孔隙型储层。储层发育受沉积作用、砂体厚度和成岩作用复合控制,可划分为4类储层,有利于储层发育的沉积微相依次为水下分流河道、水上分流河道及河口坝砂体,好的Ⅰ、Ⅱ类储层主要发育于水下分流河道砂体中。     

鄂尔多斯盆地东南部黄陵地区延长组裂缝特征及形成期次探讨

通过野外露头和岩心观察,黄陵地区裂缝发育,主要是垂直缝和高角度缝。裂缝在区域内分布稳定,属于区域构造裂缝。裂缝主要以未充填为主,有效性高。结合裂缝发育特征及区域应力背景,采用岩石声发射实验、裂缝充填物稳定碳氧同位素、流体包裹体分析等实验手段,综合分析认为黄陵地区延长组存在三期裂缝,分别对应为燕山期二幕,燕山期三幕和喜山期,现今裂缝分布是在燕山期构造作用的基础上经过喜山期改造而形成。     

鄂尔多斯盆地庆城地区长7段致密砂岩成岩演化与孔隙结构特征

利用薄片观察、扫描电子显微镜(SEM)观察、X射线衍射(XRD)分析和高压压汞实验等手段,系统地研究鄂尔多斯盆地庆城地区三叠系延长组七段(长7段)致密砂岩的岩性、物性、孔隙结构以及成岩作用特征,揭示孔隙结构和成岩作用对储层物性的控制作用,进而提出针对研究区长7段致密砂岩油储层的分级评价标准.长7段致密砂岩以长石岩屑砂岩...     

下寺湾油区延长组长7油层湖底扇沉积特征

下寺湾油田三叠系延长组长7油层在深湖相泥岩中发育巨厚的含油浊积砂体,拓宽了油气勘探领域。长7油层组主要发育浊积扇沉积中扇亚相、外扇亚相,中扇亚相可以识别出辫状水道、水道间漫溢、无水道席状砂等微相,其中辫状水道是主要的储集砂体;长7浊积扇为三角洲前缘分流河道沉积物继续滑落至深湖区形成的湖底扇沉积,受控于湖盆底形及其前缘分流河道,呈宽缓带状东北-西南向展布。对鄂尔多斯盆地东南部长7油层浊积沉积体系特征,垂向演化规律和有利储积砂体的分布规律研究,对指导和加快长7油层油气勘探具有重要意义。