Physical property characteristics of Yanchang Formation reservoir in the southwest of Ordos Basin and their controlling fac-tors： taking Chang 3 and Chang 4 ＋ 5 reservoirs in Longdong area as an example

分析鄂尔多斯盆地西南部陇东地区延长组储层物性特征及其控制因素，发现沉积和成岩控制储层物性。沉积微相带不同，储层物性就不同；成岩作用中压实-压溶作用、胶结作用对储层物性具有破坏作用，溶蚀作用是储层物性改善的关键因素。沉积微相带是控制油气藏储层展布的内在因素，成岩作用是储层形成过程中控制物性演化的外部因素。

致密油储层含油性主控因素及分布特征——以鄂尔多斯盆地红河油田36井区长8油层组为例

鄂尔多斯盆地红河油田地质条件复杂,含油非均质性极强,导致水平井产能差异及开发难度大。文中基于钻、测、录井及岩心测试、生产动态等资料,对红河油田36井区长8油层组含油性主控因素及含油饱和度分布特征开展了研究。结果表明:1)红河油田由于油气充注强度整体较低,呈现“大面积含油、局部富集”的特点。2)断裂与储层物性是控制含油性的2个主要因素,不同尺度断裂及其伴(派)生裂缝带的含油性差异大。其中:中尺度断裂及其伴(派)生裂缝带既是良好的源-储输导体系,也能改善储层物性,是主要的油气富集带(区);裂缝带以外的基质区主要受储层物性影响,在优质储层发育部位,可发育形成次油气富集区。3)研究区存在断-缝输导成藏和源-储接触成藏2种油气成藏模式,由此建立了长8油层组致密油藏含油性差异成因模式,明确了高含油饱和度区呈“裂缝带内条带状分布、裂缝带以外沿优质储层片状分布”的特征,“雁列式中尺度断裂+优质储层”部位为有利的开发目标区。

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段陆相页岩层系致密储层充注物性下限及其控制因素

近年来,鄂尔多斯盆地长7段页岩层系致密储层油藏勘探取得重大突破,其储层充注物性下限的大小是评价该地区致密油勘探开发潜力的关键。本次研究通过孔隙度、渗透率(简称为孔渗)含油饱和度分析以及高压压汞等实验方法,采用物性试油法、经验统计法和孔喉半径法分析不同地区、不同层位致密储层充注物性下限,并探讨其控制因素和对油气富集的影响。结果表明:陇东—姬塬地区致密砂岩以石英为主,储层孔渗平均为8.17%和0.15×10^(-3)μm^(2);陕北地区致密砂岩以长石为主,储层孔渗平均为8.20%和0.21×10^(-3)μm^(2)。陇东—姬塬地区的长71段致密储层孔渗下限为4.93%和0.034×10^(-3)μm^(2),长72段致密储层孔渗下限为4.36%和0.027×10^(-3)μm^(2);陕北地区长71段致密储层孔渗下限为5.90%和0.048×10^(-3)μm^(2),长72段致密储层孔渗下限为5.60%和0.043×10^(-3)μm^(2)。储层充注物性下限受储层物性、源岩生烃能力和源储间距三个因素影响。储层物性好、烃源岩生烃能力强、源储间距小的地区储层充注下限低,如烃源岩厚度更大的陇东—姬塬地区储层充注下限低于陕北地区,源储间距小的长72段储层充注下限低于长71段。储层充注物性下限越低,储层含油饱和度越高。储层充注下限低的陇东地区,平均含油饱和度为31.28%,陕北地区平均含油饱和度则为28.40%,明显低于陇东地区。同理,长72段储层含油饱和度高于长71段储层。

我国对页岩气控藏因素的认识发展与未来思考

自2003年起,我国地质学界开始关注并调研美国页岩气勘探取得的进展,而国内的页岩气勘探工作也随之展开。随着研究的不断深入,石油地质界对中美页岩气地质条件的差异逐渐有了更多了解,认识到我国地质条件的复杂性。在此基础上,学界对页岩气控藏因素的研究经历了从照搬美国经验、到逐步形成以我国地质条件为基础的新认识的过程。这些新认识指导了我国页岩气勘探实践的突破。

渤中凹陷CFD6-4油田东营组储层特征及物性控制因素

曹妃甸6-4油田为渤海中西部发现的优质整装中型油田,但实钻结果表明,该区东营组储层物性差异较大,储层特征及物性控制因素尚不明确。为了解决曹妃甸6-4油田勘探过程中有利储层的预测难题,基于普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、物性、粒度等测试手段和数据,进行了储层岩石学、成岩作用、物性及储集空间特征研究。研究结果揭示:①储层主要为中—细粒岩屑长石砂岩,成分成熟度低,结构成熟度中等—低,储集空间整体以次生溶孔为主。②储层物性控制因素包括沉积微相、岩屑类型及成岩作用。其中辫状河三角洲前缘水下分流河道、辫状河三角洲平原分流河道及扇三角洲前缘水下分流河道对应的砂体粒度大、分选性好、抗压实能力强,有利于原生孔隙的保存,为主控有利储层的沉积微相类型;流纹岩及安山岩中长石含量较高,易发生溶蚀作用形成次生孔隙,改善储层物性,为有利岩屑类型;研究区储层物性受成岩作用改变明显,主控有利储层的成岩相类型为强溶蚀相、中等压实相及弱胶结相。③东营组储层发育2个异常高孔渗带,第一异常高孔渗带是在相对弱压实的背景下,由优势沉积微相控制的;第二异常高孔渗带由优势母岩类型和强溶蚀作用共同控制。

伊陕斜坡胡尖山区块长7段储层特征及主控因素分析

鄂尔多斯盆地伊陕斜坡胡尖山区块长7段致密砂岩储层岩石类型复杂,明确储集层岩石类型、微观孔隙结构特征及物性主控因素,有利于致密砂岩甜点评价及有利区优选。以胡尖山区块长7段致密砂岩为研究用样,利用全岩XRD衍射、扫描电镜、高压压汞等实验手段以及测井数据,研究了致密砂岩储集层微观孔隙结构,探讨了致密砂岩储集层物性非均质性主控因素。结果表明,胡尖山区块长7段致密砂岩主要由造岩矿物和填隙物组成,其中造岩矿物为石英、长石和岩屑,填隙物为云母、黏土矿物和方解石等,几乎不含菱铁矿和黄铁矿;工区主要发育Ⅲa、Ⅲb和Ⅳ类储层,较为致密。致密砂岩孔隙有粒间孔、晶间孔、杂基溶孔和微裂缝4类;成岩作用对储层物性影响明显,溶蚀作用对储层物性具有明显改善作用,而胶结、压实等对储层破坏作用明显。研究认为,沉积韵律对致密砂岩储层物性具有控制作用,其中,正沉积韵律型整体表现为高孔、高渗段分布于砂体底部,向上孔隙度逐渐减小;而反韵律型表现为孔隙度向上逐渐增大,高孔、高渗段分布于砂体顶部。

准噶尔盆地南缘西段齐古组深层储层特征及物性控制因素

准噶尔盆地南缘西段齐古组深层碎屑岩储层油气勘探潜力巨大,但目前针对其储层特征及物性控制因素尚缺乏系统研究,制约了后期油气勘探进程。本文综合利用铸体薄片、扫描电镜、物性、压汞及包裹体等资料,并结合区域埋藏史及古地温等相关成果,对齐古组储层岩石学特征、物性特征、成岩作用特征及物性控制因素进行系统研究。结果表明,齐古组储层具有低成分成熟度、高塑性岩屑含量及中等结构成熟度的岩石学特征。尽管储层主体埋深大于3500 m,但储集空间仍以粒间孔为主,平均孔隙度为10.29%,平均渗透率为34.12×10^(-3)μm^(2),总体上属低孔低渗储层,但仍发育部分中-高孔渗储层。储层成岩作用主要有压实作用、胶结作用及溶蚀作用,成岩强度相对较弱,主体处于早成岩B期—中成岩A期,并表现为压实强度中等、胶结物含量较低且晚期发育酸性溶蚀的特征。富石英与长石、贫岩屑以及分选好等特征有利于储层物性的保存,而储层物性损失以压实减孔最为显著,但储层内部绿泥石包壳及中成岩期的酸性溶蚀作用可有效改善储层物性。此外,齐古组地层早期长期浅埋、后期短期快速深埋、地层超压及较低的古地温梯度等因素延缓了储层成岩进程,进而降低成岩作用强度,导致齐古组优质储层得以有效保存。

鄂尔多斯盆地临兴中区盒7—盒8段有效储层物性下限及主控因素

针对临兴地区盒7—盒8段有效储层物性下限不明确的问题,基于物性数据、测井解释成果、试气资料、沉积相、铸体薄片等,综合累积频率法、采气指数法、交会图分析法开展了有效储层发育主控因素分析。研究表明:盒7、盒8段孔隙度下限值分别为6.0%、5.5%,渗透率下限值分别为0.05、0.04 mD。有效储层受沉积、成岩、构造作用综合控制,沉积作用控制了储层的空间展布和发育规模,是影响储层物性的主要因素;成岩作用对储层物性的影响较为复杂,其中,压实作用加剧了储层致密化程度,溶蚀作用产生的次生溶孔有利于有效储层的形成,胶结作用对有效储层发育的影响具有两面性;后期构造作用有利于形成构造成因微裂缝且促进矿物溶蚀,对改善局部储层的连通性具有积极意义。该研究对于临兴地区有效储层预测以及煤系地层油气勘探具有一定的启示作用。

基于物理模拟实验的致密油储层含油性特征及影响因素分析

油性是储层重要属性之一,其特征是致密油储层评价的关键参数。本文以酒西坳陷青西凹陷白垩系下沟组致密泥质白云岩储层为研究对象,通过致密泥质白云岩岩心充注物理模拟实验,查明泥质白云岩致密油的含油性特征,并分析其控制因素,为研究区致密油有利区优选提供依据。物理模拟实验结果显示,随着模拟油的不断注入和驱动压力的逐步增高,岩心中孔隙水不断被驱替,岩心含油饱和度随之增加,含油饱和度呈明显的三段式增长演化规律:初期缓慢增长阶段,中期快速增长阶段,末期稳定阶段,样品最终含油饱和度可达45.3%~56.8%。烃源岩生烃量、成藏流体组成、驱动压力大小及储层物性是影响致密储层原油富集成藏的主要因素。

CSAMT方法在岩溶型地热资源勘查中的应用:以镇江圌山勘查区为例

为开发利用镇江大路圌山地区地热资源,在分析该区深部碳酸盐岩分布及岩溶发育规律等基础上,采用CSAMT方法,结合重力、航磁等地质解释,对区内储盖结构、隐伏断裂破碎带等进行分析推断,设计了1口地热井。经钻探验证,水温、水量等各项地热井指标均达到了预期,实现了火山岩覆盖区深部岩溶型地热勘查的突破,对类似地区勘查开发该类型地热资源具有指导意义。

吉南凹陷二叠系井井子沟组二段致密砂岩储层特征及影响因素

吉南凹陷是准噶尔盆地东部新发现的含油凹陷,其中二叠系井井子沟组二段是该凹陷最主要的含油层系。基于多口井的岩心常规分析、常规薄片、铸体薄片、扫描电镜及黏土矿物X射线衍射分析等资料,系统开展了吉南凹陷井井子沟组二段砂岩储层岩矿特征、储层物性及孔隙特征、影响储层物性的主要因素研究。研究表明,井井子沟组二段砂岩储层为低矿物成熟度、中等结构成熟度,属于低—特低孔、特低—超低渗、纳米级吼道、处于中成岩A期的致密储层特征。通过定性、半定量分析,认为压实作用、胶结作用,特别是早期碳酸盐胶结作用是导致致密储层形成的主要因素,中成岩期的溶蚀作用有效地改善了储层物性。计算结果表明,井井子沟组二段砂岩储层原始孔隙度平均约27.1%,压实作用及胶结作用减孔量平均为11.3%、9.8%,溶蚀作用增孔量平均约为3.4%。

南海珠江口盆地陆丰凹陷文昌组沉积成岩特征及储层物性控制因素

为明确陆丰凹陷深部储层特征及成因机制,对凹陷南部地区7口井文昌组岩心样品进行薄片鉴定、FE-SEM观察、XRD分析及物性测试。结果表明:文昌组岩石类型为长石石英砂岩、岩屑石英砂岩、岩屑砂岩和少量石英砂岩,杂基以泥质和凝灰质为主,胶结物以自生石英、泥晶碳酸盐和自生高岭石为主。储层物性非均质性强,孔隙度为2.2%~21.6%,平均为12.0%,以次生孔隙为主;渗透率小于10×10^(-3)μm^(2)的占比达95%,呈特低—低—中孔隙度、低—特低渗透率特点。文昌组主要发育三角洲、辫状河三角洲和扇三角洲3种沉积相,包括三角洲前缘、辫状河三角洲前缘和扇三角洲前缘3种亚相及6种沉积微相。辫状河三角洲的储层孔隙度相对较高,渗透率相对居中;扇三角洲的储层孔隙度居中,渗透率相对较高;三角洲的储层孔隙度与扇三角洲的相似,渗透率相对最低;辫状河三角洲水下分流河道砂体更利于发育优质储层。文昌组砂岩经历早成岩阶段A、B期、中成岩阶段A、B期;压实—压溶作用较强,导致原生孔隙不发育;不同类型、不同期次的胶结作用抑制储层物性;长石、凝灰质和岩屑的溶蚀作用形成次生孔隙及次生矿物,孔隙度提高,但渗透率无明显提升。该结果对陆丰凹陷文昌组后续勘探开发提供基础支撑。

湖北潜江盐湖盆地潜江组储层物性影响因素分析

湖北潜江盐湖盆地储集类型有别于我国东部其它断陷盆地。本文以古近系潜江组储集层为研究对象,对大量样品储集物性分析测试、薄片镜下观察和成岩作用研究并结合勘探实践成果,研究潜江盐湖盆地特有的储集类型及其物性的影响因素。结果表明潜江盐湖盆地潜江组主要发育砂岩、含碳酸盐砂岩和碳酸盐质砂岩三类有利常规油气储层,其中砂岩储层平面上主要分布于砂泥岩相区,含碳酸盐砂岩和碳酸盐质砂岩平面上主要分布于过渡岩相区。除压实作用外,沉积相带、胶结和溶蚀作用是控制三类储层储集物性的主要因素。水下分支河道、河口坝和席状砂等沉积微相砂岩表现为中孔中渗,孔渗性较好,过渡岩相区的含碳酸盐砂岩和碳酸盐质砂岩主要为低孔低渗,孔渗性较差。白云石、方解石、硬石膏等胶结物的发育严重破坏了砂岩储层原始粒间孔隙,造成储层孔渗性变差。生烃阶段形成的有机酸可以溶蚀早期碳酸盐胶结物,形成次生溶蚀孔隙,在一定程度上改善了储层孔渗性。在此溶蚀机制下,结合生烃增压作用,研究区含碳酸盐砂岩和碳酸盐质砂岩具有一定储集能力,可以作为隐蔽性油藏有效储集层。

聚合物微球在油田应用中的机理分析及前景展望

本文针对聚合物微球现场实际应用情况,结合聚合物微球的理化性质,综合分析了聚合物微球在油田上的作用机理,研究了聚合物微球作用影响因素,指出了聚合物微球的油藏适应性及存在的不足,并对聚合物微球的发展方向提出了展望,为油田深部调驱提供了参考性建议。

二连盆地延阿参1井储层特征及物性影响因素

延阿参1井是部署在阿拉达布斯凹陷的一口重点探井,钻探目的是开展该区的油气地质评价。运用该井的岩心、测井及实验测试等资料,系统分析了储层特征和物性影响因素。研究成果明确了储层主要为岩屑砂岩和长石岩屑砂岩,储层物性受沉积、成岩及构造作用的多重控制。

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.

准噶尔盆地西北缘二叠系砂砾岩储层主控因素

准噶尔盆地西北缘二叠系碎屑岩储层的岩石学特征和物性特征的研究表明:克—百地区储层类型主要是小砾岩和砂砾岩,物性以夏子街组(P2x)为好,风城组(P_1f)和下乌尔禾组(P_2w)较差,上乌尔禾组(P3w)较好;车—拐地区储层类型主要是砂砾岩和小砾岩,物性以下乌尔禾组(P2w)为最好,上乌尔禾组(P_3w)及佳木河组(P_1j)次之.在此基础上,通过对岩芯、薄片、测井,录井及扫r电镜资料的分析,研究了沉积环境及成岩作用对准噶尔盆地西北缘二叠系砂砾岩储层物性的控制作用.研究区以扇三角洲沉积相为主,其前缘水下分流河道微相水动力条件最强,储层的泥质杂基含量最低、物性最好;平原分流河道微相水动力条件较强,在合适的条件下也可以形成优质储层;前缘水下分流河道间、平原漫滩、平原沼泽等微相由于水动力条件较弱,沉积物泥质杂基含量较高,难以形成有效储层;研究区少量发育的冲积扇相沉积物的物性大多数较差,仅扇中及扇缘的部分河道沉积物物性较好.研究区对储层物性影响明显的成岩作用主要是压实、胶结、溶蚀作用,其中压实作用是储层物性最主要的破坏性成岩作用,造成了储层物性不可逆的降低;依胶结物含量的不同,胶结作用对储层物性具有双重作用;溶蚀作用是产生次生孔隙和裂缝,并具有连通作用的最重要的建设性成岩作用.总结了研究区砂砾岩储层的主控因素:沉积相带是控制碎屑岩储层物性的关键因素,压实作用强度是决定碎屑岩储层物性条件的主要因素,胶结作用的发育程度对储层原生孔隙的保存和次生孔隙发育影响较大,酸性孔隙流体运动活跃的疏导层是溶蚀孔隙发育区和油气聚集的有利区带.

准噶尔盆地东部吉木萨尔凹陷二叠系梧桐沟组储层物性特征及控制因素

通过大量的分析化验资料,研究了吉木萨尔凹陷二叠系梧桐沟组砂岩储层的物性特征和孔隙结构特征,认为研究区储层属于低孔、中渗、粗喉道储层。根据行业标准划分出三大类六小类储层,有勘探潜力的砂层主要为三Ⅰ和三Ⅱ类储层,储层物性的控制因素主要为压实作用,还有砂岩粒径和溶蚀作用。指出埋深3 000 m为一界限值,其上压实作用弱,储层物性较好。预测从吉7井到吉17井的斜坡带为本区优质储层发育区,勘探潜力极大。

塔里木盆地顺北油气田断控缝洞型储层特征与主控因素

塔里木盆地顺北地区古生代地层中发育大量走滑断裂,沿走滑断裂分布的缝洞是其主要油气储集空间。对顺北地区断控型储层的基本特征以及主控因素尚不明确。在断裂解析基础上,通过地震振幅、测井曲线、取心综合标定等方法,并参考油气井动态资料,对研究区断控型储层开展研究工作。结果表明:储集空间包括裂缝与洞穴;不同断裂带上发育的储集体具有显著的非均质性;顺北主体区走滑断裂平面控储范围约为1.5km;在破碎体系中优势缝洞的发育位置主要依据振幅值的差异识别;油气在破碎带中为径向流动,而在裂缝带中则为单向流动,渗流特征取决于介质特征。进一步的研究揭示出控制断控缝洞型储集体发育的因素为:走滑断裂样式决定优势缝洞发育部位,断层核带结构控制储集体类型,流体对破碎体系的成岩改造促使储集空间定型。顺北地区断控型储层特征和主控因素的明确,可为今后的油气勘探开发提供思路。

塔里木盆地塔河油田石炭系卡拉沙依组砂岩储层特征与物性控制因素

综合普通岩石薄片、铸体薄片、电子探针、X衍射、扫描电镜等多种资料,对塔里木盆地塔北隆起塔河油田石炭系卡拉沙依组储层特征、成岩作用、孔隙类型及物性特征进行了探讨,并就储层物性控制因素进行了讨论。结果表明:研究区石炭系卡拉沙依组储层主要为潮坪沉积的中—粗粒岩屑石英砂岩、长石石英砂岩,其次是岩屑长石砂岩;虽然储层岩石现今埋深达5 000m,但其孔隙度和渗透率平均值分别为9.93%和34.46×10-3μm2,属于中孔中渗储层,储层孔隙主要为粒间碳酸盐胶结物溶蚀孔隙;砂岩深埋优质储层的主要原因与成岩序次和后期碳酸盐胶结物溶蚀有关,早期碳酸盐胶结抑制了压实作用,后期的碳酸盐胶结物溶蚀为储层提供了大量储集空间;成岩序次是控制该地区储层物性的关键,溶蚀作用是前提,沉积条件是基础。