苏里格气田46区盒8段致密砂岩储层特征及主控因素

为查明苏里格气田46区盒8段致密砂岩储层特征及主控因素,文中利用铸体薄片、岩心物性、扫描电镜、压汞、T2核磁等测试分析,对盒8段致密砂岩储层开展了系统研究。结果表明:研究区盒8段致密砂岩储层储集空间类型主要为粒间溶孔、粒内溶孔、杂基孔,平均孔隙度为6.93%,平均渗透率为1.620×10-3μm2,为一套特低孔—超低孔、超低渗储层。孔喉分布不均匀,分选相对较差,以中小孔-细微喉组合为主。低体积分数岩屑、高体积分数石英、大粒径颗粒是优质储层发育的物质基础;沉积作用保留的原生粒间孔隙是次生孔隙、成岩裂缝发育的基础,也是寻找优质储层的关键。

甘泉油田长8油藏水下分流河道砂体钙质夹层特征及成因

钙质夹层研究对油田开发初期井网布置、后期增储上产等具有重要意义。通过岩心观察、铸体薄片观察、扫描电镜观察、测井资料分析等手段,对甘泉油田延长组长8段钙质夹层岩性、电性、分布成因及其对储集层非均质性的影响开展了系统研究。结果表明,钙质夹层发育受水下分流河道微相控制,主要发育在砂体顶部和底部,具有稳定性较高、厚度较大等特征,此外,具有低自然伽马、低声波时差、高电阻率的测井响应特征。钙质夹层发育主要受控于2期方解石胶结,第一期与同生成岩期方解石的过饱和沉淀有关,此时期,壳类生物残体的溶解、河流携带的Ca^(2+)及CO_(2)^(3-)、大气中CO_(2)的溶解等是方解石胶结的物质来源;第二期方解石胶结为中成岩阶段B期的孔隙式胶结,地层中残留流体的Ca^(2+)及CO_(2)^(3-)、不稳定组分溶蚀、黏土矿物转化等为钙质胶结提供了Ca^(2+)及CO_(2)^(3-)。钙质夹层的发育增强了储集层砂体的层内非均质性,导致砂体垂向连通性变差和油水关系复杂。在油藏注水开发过程中,钙质夹层与相邻非渗透性隔夹层斜交形成有效隔挡,形成局部剩余油富集区。

鄂尔多斯盆地华池地区长8段致密砂岩储层微观孔隙结构及流体可动性

为了深入研究鄂尔多斯盆地华池地区致密砂岩储层微观孔隙结构特征及储层流体可动性,优选长8段10块典型致密砂岩样品,分别开展铸体薄片、扫描电镜、X衍射、高压压汞和核磁共振等实验,分析不同孔隙结构和孔喉类型条件下的流体可动性及其影响因素。结果表明:华池地区长8段储层主要发育残余粒间孔、溶蚀孔和晶间孔3种孔隙类型;根据毛细管压力曲线形态和排驱压力大小,可将研究区储层孔隙结构划分为Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类,对应的储层物性和流体可动性依次变差;不同孔喉类型对应的可动流体赋存特征存在较大差异,中孔喉和小孔喉是研究区储层的主要孔喉类型,同时也是储层可动流体的主要赋存场所;致密砂岩储层微观孔隙结构是影响流体可动性的主要因素,此外,储层流体的可动性还受储层物性和黏土矿物含量的综合影响。研究成果为华池地区致密砂岩储层的质量评价、油气资源评估和高效开发提供了理论依据。

苏里格25、76区块上古生界山1-盒8段储层成岩作用及成岩演化序列分析

苏里格合作区块上古生界山1-盒8段砂岩储层埋深大、致密化程度高,其复杂多样的成岩作用贯穿整个沉积历史,强烈的成岩改造导致储层产能差异化显著,明确其成岩作用类型及成岩演化序列是该区天然气勘探开发亟待解决的关键问题之一。通过镜下薄片、扫描电镜、阴极发光、X射线衍射(XRD)等方法分析化验资料,对苏里格合作区块上古生界山1-盒8段砂岩储层岩石学特征、成岩作用类型与阶段、成岩演化序列进行了系统分析。研究结果表明:山1-盒8段储层主要发育岩屑质石英砂岩和岩屑砂岩,其成分、结构和成熟度均相对较高;压实、胶结、溶蚀、交代作用是影响储层物性的4种主要成岩作用类型,溶蚀与交代作用促进了低孔低渗背景下相对优质储层的形成,压实与胶结作用则是储层致密化的主要原因;山1-盒8段砂岩储层目前处于成岩阶段的中成岩B期,成岩演化序列为:早期机械压实→石英Ⅰ期加大→粒间高岭石交代石英加大边→溶蚀作用→少量自生石英、伊利石胶结→局部石英Ⅱ期加大→铁白云石交代石英,铁方解石胶结、交代→少量长石、方解石溶蚀。基于此建立的成岩演化序列为预测致密砂岩储层甜点提供了科学依据。

鄂尔多斯盆地镇泾区块延长组长8^1储层成岩作用特征及其对储集物性的影响

鄂尔多斯盆地镇泾区块上三叠统延长组长8^1储层具有成分成熟度低，结构成熟度中等到好的特点，岩性以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主。长8^1砂岩属于特低孔特低渗储层，以次生溶蚀粒间孔为主要储集空间。目前储层正处于中成岩阶段A期，主要发育压实、胶结、溶解和交代4种成岩作用类型。机械压实作用是造成长8^1储层埋深小于2000m砂岩原生孔隙大量丧失、渗透率急剧减小的主要原因，随着埋深增加，其对储集物性的影响逐渐减弱。胶结作用对储集物性的破坏主要表现为各种胶结物沉淀析出、充填孔隙、堵塞吼道，其中黏土矿物和晚期碳酸盐胶结是致使储集物性变差的主要原因，但孔隙衬里绿泥石、自生高岭石和早期碳酸盐胶结作用对储集物性的影响具有双重性，且孔隙衬里绿泥石胶结作用的建设性大于破坏性，其在减弱机械压实强度，抑制硅质胶结物发育的同时，为后期酸性有机流体的进入以及溶解产物的带出提供了有效通道，有利于溶蚀孔隙的发育。长8^1储层在埋深1800m、2000m、2100m和2300m附近存在4个次生溶蚀孔隙发育带，以长石颗粒的溶解为主。研究表明，溶解和孔隙衬里绿泥石胶结作用均很发育的层段是长8^1储层油气储集的最有利地带。

不同岩性的成岩演化对致密砂岩储层储集性能的影响——以鄂尔多斯盆地东部上古生界盒8段天然气储层为例

通过各类薄片显微镜下的定量统计与研究,利用图像孔喉、毛细管压力、扫描电镜、阴极发光、荧光分析等分析测试手段,对鄂尔多斯盆地东部盒8段致密砂岩的类型、岩石学特征、成岩作用、成岩-烃类充注演化历史及孔隙结构特征进行深入研究,分析各砂岩的成岩演化过程及其对砂岩孔隙结构与储集性能的影响。研究表明,盒8段不同砂岩类型的岩石学特征、孔隙发育状况及其成岩演化过程存在一定的差异。石英砂岩与岩屑石英砂岩经历了3期明显的烃类充注过程和多期复杂的成岩作用,应是边充注边致密,二者各类孔隙均较发育,含气性和储集性能均较好。高塑性岩屑砂岩与钙质胶结砂岩的成岩-烃类充注演化过程相对简单,前者经历早成岩阶段压实作用后部分成为致密储层,含气性和储集性能较差;后者在中成岩阶段A期后成为致密储层,各类孔隙均不发育,基本为非储层。该研究成果对深入理解砂岩类型,岩石学组分的成岩-烃类充注演化过程及其对储层储集性能的影响,预测有利储集地带均具有重要意义。

鄂尔多斯盆地镇泾区块延长组长8油层组砂岩储层特

延长组长8油层组是鄂尔多斯盆地镇泾区块的主力油层之一,岩性以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主,为典型的特低孔特低渗储层。储集空间以次生溶蚀粒间孔为主,喉道以缩颈型、片状和弯片状为主,孔喉结构发育3种类型,以II型为主。长8砂岩储层特征主要受沉积作用、成岩作用、裂缝发育程度和油气充注4个因素控制。最有利于储层发育的沉积微相为水下分流河道,且中砂岩的储集物性好于细砂岩,富含石英、长石和变质岩岩屑的砂岩的储集物性好于火成岩岩屑、沉积岩岩屑和云母含量高的砂岩。成岩作用对储集物性的影响具有双重性,建设性成岩作用包括溶解和孔隙衬里绿泥石胶结作用2种,两者均很发育的层段是油气储集的最有利地带;破坏性成岩作用主要包括机械压实作用和晚期亮晶方解石胶结作用。裂缝以白垩纪末-古近纪的构造裂缝为主,其使长8储层渗透率急剧增大,储层非均值性增强。油气充注对储集物性的影响主要表现为促进溶解作用的发生以及次生孔隙的形成和保存。

鄂尔多斯盆地吴堡地区延长组长8致密砂岩油藏成藏主控因素

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长8油层组为近年来发现的勘探开发新层系,勘探实践证实其成藏条件优越,勘探潜力大。本文以盆地中南部志丹县吴堡地区为例,对该区长8油藏成藏条件及分布规律进行了研究,结果表明:长8油藏油源主要来自于上覆长73烃源岩、长8内部烃源岩和长9顶部烃源岩,具有良好的生储层组合配置;主成藏期运移动力主要为生烃增压等形成的异常高压,油气充注到长8致密储层后主要以近距离垂向和侧向运移为主;成岩作用加剧了储层非均质性,形成成岩遮挡型准连续型油气聚集。长8油藏平面及层位分布主要受控于有效烃源岩展布、储层质量和有效盖层的控制,多种地质因素共同形成现今长8油藏分布格局。

鄂尔多斯盆地高桥地区盒8段砂岩储层致密成因

运用常规薄片、铸体薄片、扫描电镜及恒速压汞等实验手段,对鄂尔多斯盆地高桥地区盒8段储层特征进行研究,并以孔隙演化过程为线索分析了储层致密成因。研究结果表明:盒8段储层主要为岩屑石英砂岩、石英砂岩与岩屑砂岩,成分成熟度和结构成熟度均较高,储层物性差;砂岩分选性好,初始孔隙度整体较高,平均可达34.7%;受岩石组分、埋深及煤系烃源岩酸性流体的影响,压实作用强烈,破坏了大约20.4%的原生孔隙度,胶结作用破坏了其余13.9%的原生孔隙度,原生孔隙几乎被破坏殆尽;早期溶蚀产生的孔隙被压实作用破坏,而晚期溶蚀作用较弱,仅增加了大约3.4%的次生孔隙度,难以大幅度改善储层物性。因此,成岩期原生孔隙被破坏殆尽及次生孔隙形成较少共同导致该区储层致密。

鄂尔多斯盆地镇原地区长8油层组超低渗储层孔隙结构特征

孔隙结构特征作为油气勘探与开发中必不可少的重要基础资料,日益成为油气储层综合评价和油气藏精细描述中不可或缺的组成部分。根据岩石薄片、常规物性及高压压汞等分析结果,系统地研究了鄂尔多斯盆地镇原地区长8油层组超低渗储层的孔隙结构特征,并对其进行了分类评价。结果表明:镇原地区长8油层组岩石类型主要为富含长石和岩屑砂岩,总体属于低孔、超低渗储层,其喉道半径较小,产油能力较低,驱油效率不高,喉道分布的集中程度和均匀程度较差,粗细喉道分异性较强;砂岩孔隙结构可分为好、较好、中等、较差和差5类,其中中等和较差孔隙结构是镇原地区长8油层组中最为典型的孔隙结构类型。

鄂尔多斯盆地东部地区盒8段致密砂岩气低产原因分析

鄂尔多斯盆地东部地区上古生界盒8段为低孔、低渗致密砂岩储层,单井产量低,制约了该区规模储量的提交和气田的大规模有效开发,因此,有必要深入研究该区致密砂岩储层特征,并分析单井低产原因。运用铸体薄片、物性分析、高压压汞、恒速压汞、气水相渗、核磁共振与应力敏感性实验等技术手段,深入研究了该区盒8段致密砂岩储层特征和单井低产的原因,并与已开发的苏里格气田进行了对比。结果表明:研究区盒8段储层具有物性差、刚性组分含量低、塑性组分含量高、喉道半径小和可动流体饱和度低等特点;地层条件下盒8段储层应力敏感性强、水锁伤害大、气相渗流能力弱和水锁损害率高均是造成单井产量低的原因。

鄂尔多斯盆地西南部镇泾地区长8油层组致密储层评价

综合鄂尔多斯盆地西南部镇泾地区延长组长8油层组的岩心、薄片、孔渗及压汞测试等资料,在长8储层结构、储层质量发育控制因素研究基础上,对长8低渗致密砂岩储层进行了分类评价。结果表明,长8砂岩储层发育低孔-特低渗储集物性,储层孔隙结构具有细-微孔喉、排驱压力大、分选差的特征,主要可分为3种类型,其中发育Ⅰ型曲线储层孔渗性最好。沉积作用形成的物质基础决定了储层原始孔渗性能,其中分流河道及水下分流河道具最优孔渗性能;成岩作用中,压实作用是储层储集性能破坏的主要因素;溶蚀作用起建设性改善作用。选取孔隙度、渗透率、孔隙排驱压力、中值压力和中值孔喉半径等主要储层参数进行聚类分析,将长8储层划分为3种类型:Ⅰ类为最好储层,Ⅱ类为较好储层,Ⅲ类为相对最差储层。其中,Ⅰ类储层主要分布于分流河道分叉叠置及水下分流河道汇聚叠合部位,储层品质最好,为最有利勘探目标。

鄂尔多斯盆地富县地区上三叠统长8砂岩储层物性的主要控制因素

研究认为富县地区上三叠统长8期三角洲前缘水下分流河道砂岩储层物性主要受沉积微相、砂岩成分和粒度以及成岩作用的控制。特别指出沉积微相对储层的控制,实际上是沉积(微)相带对砂体类型和物性特征的控制,不同沉积微相的砂岩在储集性能上存在明显的差异。表现为三角洲前缘水下分流河道砂体的孔隙度及渗透率均高于其它沉积微相内砂体的孔隙度和渗透率,而分流间湾的沉积物粒度相对较细,杂基含量高,压实作用强,不利于后期溶蚀流体的流动,储层物性较差。强烈的机械压实、压溶作用、碳酸盐自生矿物的胶结作用使孔隙结构变差,进一步降低砂岩的储集性能;由淡水淋滤及有机物质产生的溶蚀作用,对储层改善具有重要意义。

鄂尔多斯盆地红河油田长8致密砂岩储层成岩特征

综合利用铸体薄片、扫描电镜和电子探针等分析化验资料,对鄂尔多斯盆地红河油田三叠系延长组长8致密砂岩储层的成岩作用类型、分布特征及主控因素进行了系统研究。研究区长8储层目前处于中成岩A阶段,主要成岩类型为压实作用、溶解作用及2期方解石、2期高岭石、3期绿泥石胶结作用。独立型薄层砂体分布在河道边部和河道上游,其塑性矿物含量高,以强压实作用为特征,溶解作用和胶结作用较弱,发育强压实成岩相。复合型厚层砂体分布在河道中心,其中顶部和底部砂体以强方解石胶结为特征;中部砂体根据砂体岩相类型存在多个成岩序列和成岩相,其中富含刚性矿物中—细砂岩岩相主要发育绿泥石胶结中溶解成岩相,过渡型细砂岩岩相由于早期方解石胶结程度差异,可发育方解石中胶结成岩相或高岭石中胶结成岩相。

英旺油田长8砂岩储层物性特征研究

通过铸体薄片、X线衍射、扫描电镜、常规压汞和室内敏感性实验等分析测试手段,对英旺油田长8砂岩储层的物性、微观孔隙结构及储层敏感性等特征进行详细研究。结果表明:该区长8砂岩储层属于低孔、超低渗储层,孔隙以粒间溶孔、剩余粒间孔和粒内溶孔为主,属小孔、微喉道类型,孔喉分选性一般,连通性差;长8储层敏感性以弱伤害程度为主,具有弱—无速敏、弱酸敏、弱碱敏、中等偏弱的盐敏和水敏等特点。该研究为英旺油田下一步的油气开采提供了理论依据。

苏里格气田苏14井区盒8段储层成岩作用与孔隙演化

为揭示不同成岩作用与孔隙演化之间的变化关系,以物性、铸体薄片、电镜扫描、X衍射、包裹体等实验结果为基础,对苏14井区盒8段储层的成岩作用与孔隙演化特征进行了研究。结果表明,该区盒8段储层岩性以粗砂岩和中一粗粒石英砂岩和岩屑砂岩为主,磨圆度为次棱角状,分选中等,成分成熟度高,结构成熟度较低。主要经历的成岩作用有压实压溶作用、胶结作用和溶蚀作用,本区成岩作用己进入晚成岩阶段"B"期。孔隙演化模式分析表明,盒8段初始孔隙度为35.7%,早期压实作用损失了9.71%的孔隙度,早期、晚期胶结造成23.52%的孔隙度损失,后期溶蚀作用贡献了6.34%的孔隙度,不同成岩作用对孔隙的共同影响造成了现在研究区低孔、低渗的特点。

子洲地区山西组及盒8段有利砂体成因探讨

目的为了查明鄂尔多斯盆地东部子洲地区山西组及盒8段有利砂体的特征及成因,进而寻找有利砂体及高产天然气聚集区。方法采用野外观察与室内研究相结合的方法。结果大量的砂岩样品统计显示,山西组砂岩类型以岩屑砂岩、石英砂岩为主,其次为岩屑石英砂岩,盒8段砂岩主要为岩屑砂岩、岩屑石英砂岩;不同类型的砂岩物性不同,石英砂岩物性最好,其次是岩屑石英砂岩,岩屑砂岩物性最差;沉积相分析认为,子洲地区山西组主要为三角洲前缘,盒8段发育辫状河三角洲前缘,探明了重点气层组山23及盒82沉积微相的平面展布。结论有利的天然气储集体主要形成于水下分流河道微相,由于山西组和盒8段形成时古地理条件的不同,其砂体类型及储集性能也有一定的差异。

致密砂岩储层孔隙度定量预测——以鄂尔多斯盆地姬塬地区长8油层组为例

鄂尔多斯盆地姬塬地区长8油层组为典型的低孔、低渗致密砂岩储层。由于其孔隙结构复杂、非均质性强,应用传统的孔隙度计算方法误差较大,结合姬塬地区长8油层组的具体地质特征,运用广义回归神经网络模型对致密砂岩储层孔隙度进行了预测。结果表明,利用该方法预测的孔隙度与利用岩心分析的孔隙度符合率较高。该方法对于未取心井区致密砂岩储层孔隙度的研究具有很好的应用前景。

苏X区块盒8段致密砂岩气藏水体分布控制因素

在对苏X区块盒8段的水体剖面、平面分析的基础上,得出研究区盒8段水体分布规律:剖面上,纵向水层多为单个的薄层,横向水体不连续,多为孤立水体;平面上,水体分布相对分散,无区域性大面积连片分布的水体。对盒8段砂体分布、储层非均质性、构造特征及成藏过程综合分析认为:各层河道砂体的分布是水体分布的基础;储层非均质性,是水体分布复杂的主要原因;受局部构造的影响,在局部独立的气水系统中水体在构造低部位赋存;成藏过程决定了水体赋存的形式。

鄂尔多斯盆地镇原地区长8油层组低渗透储层特征

据岩心、铸体薄片、扫描电镜和常规物性等资料,结合测井解释成果,对鄂尔多斯盆地镇原地区长8油层组砂岩储层特征进行了研究。结果表明:长8油层组砂岩储层曾遭受酸性介质的改造,次生孔隙发育;储集空间以剩余原生粒间孔、粒间溶孔和微裂缝为主,黏土矿物晶间微孔对储层物性也有贡献;储层发育受沉积相、碎屑组分、成岩和构造作用共同影响,其中沉积微相影响储层的空间展布;碎屑组分和粒度与储层物性具有直接关系;成岩作用对储层物性的影响有利有弊,压实和胶结作用可使原生孔隙大部分丧失,而溶蚀作用形成的次生孔隙可大幅度提高储层的孔、渗性,为形成优质储层的关键。