川东三叠系飞四段滩相鲕粒灰岩储层

根据对川东华蓥山地区陈家湾剖面地质调查,首次发现在飞四段存在滩相鲕粒灰岩地层.通过对该地层岩性、物性、孔隙类型、孔隙结构等特征研究,认为属于鲕粒滩相沉积,储集性能好.飞四段储层以溶孔为主,裂缝次之,属裂缝 溶孔型储层.飞四段滩相鲕粒灰岩储层的发现,为川东地区飞仙关组天然气的勘探提供了新的目的层.     

塔中隆起鹰山组岩溶储层特征及主控因素

探讨塔中隆起鹰山组碳酸盐岩岩溶储层发育主控因素，为寻找鹰山组岩性油气藏提供地质理论依据。通过岩芯、薄片观察以及物性资料分析，并结合成像测井解释，认为鹰山组碳酸盐岩为低孔低渗岩溶储层，储集空间主要为溶孔、裂缝及溶洞。将中下奥陶统碳酸盐岩储集层划分为裂缝-孔隙型、裂缝型、溶蚀孔洞型及岩溶洞穴型等类型；精细刻画岩溶储层发育样式，讨论岩溶储层发育主控因素：（1）加里东期中期第I幕致使地层隆升为一个大的宽缓的背斜构造，碳酸盐岩地层普遍遭受顺层淋滤、溶蚀。构造活动的挤压褶皱及断裂作用可形成许多构造裂缝，从而在垂向上增加灰岩地层渗透性和水平方向连通性；（2）泥晶灰岩、含云灰岩、云质灰岩在岩溶过程中，岩性较为致密，只能沿裂缝发生溶蚀作用形成溶孔-扩溶缝，含灰质白云岩和灰质白云岩具有较好孔渗，使得地表水相对更容易流经白云岩地层，形成大量溶孔；（3）白云石化作用普遍提高了白云岩地层（结构好、白云石含量高）的孔渗性能，为岩溶作用提供了基础。     

川中大安寨段致密油储层储集特征研究

通过岩芯观察、铸体薄片鉴定、SEM扫描电镜等方法对川中地区下侏罗统大安寨段致密油储层储集空间特征进行研究,发现川中大安寨段致密油储层发育大量微裂缝,储集空间则以溶蚀孔洞、粒间溶孔、粒内溶孔、晶间微孔、有机质孔等次生孔隙为主,原生孔隙几乎均为微米—纳米级微孔。利用CT扫描技术建立大安寨段致密灰岩储层微观储集空间三维模型,发现该段致密灰岩基质内部存在大量能够赋存油气的储集空间,同时认为,大安寨段孔喉系统可大致分为孤立孔型和孔缝型两种。根据该段储集空间特征及孔缝配置关系将大安寨段储层分为孔隙型、孔缝型、裂缝型3类储层,其中,孔缝型储层分布较广,裂缝型储层初期产能最高,孔隙型储层具有长期稳产的特点,具有开发潜力。     

川东北通南巴地区飞三段储层特征及其控制因素

通南巴地区飞仙关组碳酸盐岩储集层是该区主要产层之一,飞三段储层岩石主要为灰、深灰鲕粒灰岩,孔隙不发育,属孔隙型、裂缝-孔隙型储层,储集性较差.压实作用使得飞三段储层基质孔隙度较低、孔喉半径低,渗滤通道窄.成岩作用早期压溶、中晚期溶蚀作用和构造作用的发育,形成一些含溶蚀孔、缝的有效储层.溶蚀、裂缝发育区,为储层的有利分布...     

青西区块裂缝性储层微观特征及意义

玉门油田青西区块下白垩统泥质岩类和白云岩类储层具有裂缝、孔洞和孔隙的复杂储渗空间,其毛管压力曲线明显呈阶梯状形态特征。根据裂缝、孔洞和孔隙的毛管压力曲线特征,可分别计算裂缝孔隙度、孔洞孔隙度和岩石孔隙度,以及裂缝宽度、连通孔洞的孔喉直径和连通孔隙的孔喉直径。根据毛管压力曲线上各储渗段的发育情况,玉门油田青西区块储层可分为裂缝—孔隙型、裂缝型、裂缝—孔洞型及裂缝—孔洞孔隙型。最后提出了反映裂缝性储层孔隙结构特点的参数—连通系数。     

鄂尔多斯盆地乌审旗东区马五_(1-4)亚段碳酸盐岩储层孔隙特征与成因

鄂尔多斯盆地乌审旗东区奥陶系储层低孔低渗,储层发育受沉积和岩溶地貌等多种因素控制。为探讨该区储层的特征及其成因,在岩心观察和测井曲线分析基础上,划分了苏里格气田东区马五1-4亚段沉积微相;利用薄片观察、压汞分析、扫描电镜等分析技术,研究了储层储集空间类型、物性特征、孔隙结构等储层特征及储层成因。研究后认为,马五1-4亚段储层孔隙包括膏核溶孔、膏晶模溶孔、晶间孔、晶间溶孔、裂缝等;孔隙类型组合形式有溶孔裂缝型、孔隙型、微孔型、裂缝-孔隙-孔洞型4种;沉积微相以潮上、潮间、潮下云坪和含泥云坪为主,纵向上变化较快;膏质或含膏云坪相最有利于储层发育,潮间带云坪相稍差,含泥云坪相最差;表生期石膏、硬石膏结核的选择性溶蚀决定了孔隙规模;岩溶古地貌控制地表水的流向,使碳酸盐岩溶蚀向下延伸,影响储层分布,马五4亚段成为该区最有利的储层;鼻隆和鼻凹等微构造对物性影响较大,鼻隆和鼻凹处孔渗较高,鼻翼最差。     

塔河油田南部奥陶系储层类型及测井识别特征

目的 确定塔河油田南部地区奥陶系储层类型及测井识别特征,以指导油气勘探与开发.方法 以岩心观察、铸体薄片观察、生产测试资料为基础,通过测井响应特征进行综合分析.结果 研究区奥陶系碳酸盐岩3类储集空间类型分别为孔洞、裂缝、孔隙,4类储层组合类型分别为裂缝-孔洞型、孔洞-裂缝型、裂缝型和裂隙-溶孔型,不同的储层类型具有不同的测井识别特征.结论 储层总体表现为如下测井识别特征:深浅测向电阻率缩小,并显示明显正幅度差,密度减小,中子孔隙度、声波时差增大.     

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。     

南堡滩海潜山油藏储集空间类型厘定

根据钻井、测井、录井、岩心描述和化验分析资料,认识到潜山储层主要发育在深水碳酸盐岩开阔台地、局限台地环境,岩性单一,以泥晶灰岩为主.由于缺乏抗压的颗粒组分,压实甚至压溶导致原始粒间孔隙损失殆尽.后期破裂作用和古岩溶作用对储层孔隙发育起决定性作用,形成以裂缝+溶蚀孔洞为主的储集空间.荧光薄片含油显示特征、泥浆漏失、钻井放空、岩心与成像缝洞显示进一步表明有效储集空间主要为裂缝与溶蚀孔洞.相比之下,白云石化作用程度有限,其形成的晶间孔隙仅占次要地位.潜山油井普遍高产、稳产,是裂缝与溶蚀孔洞型储集空间的间接表现.     

川东黄草峡构造嘉二-嘉一段改建储气库的储层类型及控制因素

四川盆地东部黄草峡构造嘉陵江组碳酸盐岩储层的岩性复杂、相变快、储层非均质性强,储层类型及储层发育控制因素对储气库改建至关重要。结合岩心观察与物性测试数据,利用常规三孔隙度曲线和成像测井资料,对黄草峡构造12口井嘉陵江组储层孔、洞、缝进行测井识别,总结了不同类型储层的测井响应特征。测井综合解释结果表明,嘉陵江组储层主要发育在嘉二-嘉一段,嘉二²储层以孔隙-裂缝型为主,孔隙型和裂缝型其次;嘉二¹-嘉一储层类型以裂缝型为主,裂缝-孔洞型其次。嘉二-嘉一段储层的发育与多种因素有关,其中白云石化作用、构造曲率变化、岩性及现今构造应力、埋藏岩溶作用是主要控制因素。     

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。     

双家坝构造碳酸盐岩储层参数评价

归纳了灰岩、白云岩以及白云质灰岩和灰质白云岩储层的曲线特点,研究了储层孔隙度、饱和度参数的分布规律,对储层总孔隙度与裂缝孔隙度之间的关系作了一定阐述,对各层段的储层孔隙度、渗透率、饱和度参数作了概要总结,分析了飞一—飞三段储层的发育展布规律。     

川西南地区下寒武统龙王庙组储层特征

综合钻井、测井及地震资料分析,进一步明确川西南地区下寒武统龙王庙期发育两期局限台地鲕粒、砂屑浅滩,平面上以资阳—磨溪地区为浅滩发育的中心,向四周减薄,纵向上由中心区稳定的早、晚两期浅滩迁移演变为边缘的晚期滩。储层岩性为溶孔微晶-细晶白云岩、滩相砂屑白云岩、鲕粒白云岩,储集空间以粒间溶孔、粒内溶孔、晶间溶孔为主,资阳—磨溪地区为中低孔渗—高孔渗,测井表现为低伽马、低电阻、低密度、较高的声波时差,为孔隙型储层;白云石化是形成储层的基本条件,溶蚀作用对优质储层发育起决定性作用。资阳—磨溪地区储层厚度为30~50m,孔隙度为4%~6%,发育最好;向南西、南方向储层厚度变为10~30m,孔隙度为3%~4%,因此,资阳-磨溪地区是龙王庙组油气勘探的最有利区。     

塔中地区奥陶系碳酸盐岩储层特征及其油气意义

为了探明塔中地区奥陶系碳酸盐岩储层特征及其油气意义 ,根据勘探资料分析 ,奥陶纪时期 ,发育了下奥陶统以白云岩为主 ,上奥陶统以灰岩为主的巨厚碳酸盐岩沉积 ;同时 ,在中、上奥陶统与塔里木盆地中部地区下奥陶统之间和上奥陶统顶部发育两个不整合面 .在构造、沉积和后生改造的共同作用下 ,碳酸盐岩发育有下奥陶统白云岩层系和中、上奥陶统灰岩层系两套储集岩系 ,以及白云岩内幕型、风化壳岩溶型、构造裂缝型、沉积相带控制型和深部流体改造型 5种主要储集体类型 .根据储层的发育与分布特征 ,提出今后塔中地区应重点加强塔中北斜坡、塔中西部和西北倾没端区域上的油气勘探 ;在纵向上 ,应加强对深部下奥陶统以白云岩内幕型储集体为储层的碳酸盐岩油气勘探工作     

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。     

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。     

辽河西部凹陷曙103块潜山油藏储层特征

辽河西部凹陷曙 10 3块潜山由中元古界长城系高于庄组泥粉晶白云岩、灰质白云岩和白云质灰岩组成 ,其主要的储集空间包括溶蚀孔洞、构造裂缝及微孔微缝等。该区溶蚀孔洞非常发育 ,根据其规模可分为大、中、小型溶洞及溶孔 ,其中大、中型溶洞常因坍塌和充填而失去储集能力 ,而小型溶洞和溶孔等则成为该潜山的主要储集空间。高角度构造缝对该储层储集空间的贡献最大 ,其优势发育方位为北东—南西向 ,与区域构造线方位一致。压力测试结果表明 ,该区储层中显微级的微孔和微裂缝经过一段时间的开采后 ,替代宏观溶孔和裂缝而成为主要的供油空间 ,这表明它也是很重要的储集空间。对各井开采现状及采油层段的对比研究表明 ,曙 10 3块潜山储层的发育受古地貌位置、构造位置及沉积旋回的控制 ,好的储层段主要分布在潜山顶面及地貌高点     

四川北碚地区上二叠统长兴组生物礁成油条件浅析

本文通过北碚上二叠统长兴组生物礁成油条件的分析,认为川东西部地区长兴组生物礁的储集层段主要是晶间孔、溶蚀孔较发育的结晶白云岩和白云化礁灰岩,其发育程度与礁的成岩环境有关。油气主要来源于_上二叠统龙潭组,其次是长兴组。台地内的点礁面积虽小,但以群礁复合体形式展布,成油条件配置良好,含油有利。礁分布可能受隐伏基底断裂活动所形成的古构造控制。     

川东南茅一段碳酸盐岩储层测井有效性评价

近年经勘探和测试发现,川东南涪陵地区中二叠统茅口组一段发育一套碳酸盐岩储层,具有良好的含气性,油气勘探前景良好。储层岩性复杂,多见“眼球”、“眼皮”状构造,孔隙与裂缝发育,非均质性较强。储集空间主要为粒缘孔（缝）、成岩收缩孔（缝）、有机质孔和裂缝。孔隙度主要分布在1%~5%之间,渗透率主要分布在0.01~1 mD之间,具有超低孔、特低渗碳酸盐岩储层特征。储层的强非均质性导致单一的常规测井资料难以有效评价储层有效性,为此在分析储层特征基础上,将常规测井和电成像测井、岩心实验分析结果、试气等资料相结合,从岩性、物性、裂缝三个方面开展储层有效性综合评价。研究结果表明：（1）茅一段主要发育灰泥灰岩、瘤状灰泥灰岩、泥晶灰岩、瘤状泥晶灰岩四种岩性,其中优质产气层岩性为灰泥灰岩和瘤状灰泥灰岩;（2）储层段灰泥灰岩和瘤状灰泥灰岩物性最好,瘤状泥晶灰岩次之,泥晶灰岩最差;（3）裂缝在灰泥灰岩和瘤状灰泥灰岩中最为发育,裂缝孔隙度最大,有效性最好。