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。

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。

玛湖凹陷西斜坡百口泉组砂砾岩储集层特征及物性控制因素

准噶尔盆地玛湖凹陷西斜坡百口泉组为扇三角洲砂砾岩沉积,火成岩岩屑含量高,储集层之间物性差异大,一直以来制约油气勘探。综合运用岩心观察、薄片鉴定等对百口泉组储集层特征及其控制因素进行研究,对玛湖凹陷西斜坡百口泉组砂砾岩储集层进行了重新分类及命名,结合研究区岩心粒度分布特征,在GB/T 17412.2—1998《岩石分类和命名方案沉积岩岩石分类和命名方案》的基础上,将中砾岩进一步划分为小中砾岩及大中砾岩,在此基础上明确了研究区砂砾岩粒度适中、黏土矿物含量较低及次生溶蚀发育是形成优质储集层的关键。

胶莱盆地莱阳凹陷莱阳组低渗透砂岩储层特征及物性控制因素

以野外露头、岩心观察为基础,综合采用普通薄片、铸体薄片、阴极发光薄片、扫描电镜、物性分析、黏土矿物X射线衍射等多种测试手段,对胶莱盆地莱阳凹陷下白垩统莱阳组碎屑岩储层基本地质特征进行了分析。在此基础上,结合盆地构造活动、沉积特征、成岩特征研究了该碎屑岩储层物性的控制因素,探讨了低渗透砂岩背景下优质储层的形成条件。研究结果表明:胶莱盆地莱阳凹陷莱阳组砂岩以低成分成熟度、中等结构成熟度为特征,孔隙度一般小于10%,渗透率多小于1×10-3μm2,为特低孔隙度特低渗透率储层。沉积作用是形成低渗透储层的最根本因素,它决定了后期成岩作用的类型和强度,成岩早期强烈的压实作用和胶结作用对形成低孔隙度低渗透率储层起了决定性作用;优质储层的形成主要受有机酸溶蚀作用、早期碳酸盐胶结作用、绿泥石环边胶结作用和后期构造活动的控制。其中后期构造活动是影响低渗透砂岩中有效储层发育的关键因素,白垩纪末期—新生代的构造抬升使孔隙得以保存,同时构造活动产生的微裂缝不仅可以作为油气储集空间,而且还可以作为油气运移的通道并改善储层的渗滤特征。寻找裂缝性储层是该区下一步油气勘探的方向和突破点。

准噶尔盆地莫索湾地区清水河组深层优质储层特征及其物性控制因素

为了明确准噶尔盆地腹部莫索湾地区清水河组储层特征及其成因,综合利用铸体薄片、扫描电镜、物性、X衍射等多种分析测试手段,并结合钻测井、地层测试资料及区域埋藏史、古地温、沉积体系等相关研究成果,详细分析了清水河组储层成岩作用特征及其物性控制因素,并在此基础上总结成岩模式。研究结果表明:清水河组储层具有低成分成熟度、高塑性岩屑含量及高结构成熟度的"一低两高"特征;尽管储层主体埋深在3 500m以下,但储集空间仍以原生粒间孔为主,平均孔隙度为15.47%,平均渗透率可达226.6mD,为典型的深层优质储层;储层成岩作用总体表现为"中压实中强压实、强溶蚀、弱胶结"的特征,尽管储层埋深较大,但成岩阶段整体仍处于中成岩A1亚期;区域连片的厚层辫状河三角洲前缘水下分流河道及河口坝中细砂岩及中粗砂岩是形成深层优质储层的基础,而成岩过程中储层物性保存主要受控于早期碳酸盐胶结抗压实、绿泥石包壳及后期酸性成岩流体条件下的溶蚀增孔作用;除上述沉积、成岩控制因素外,地层超压的存在使得储层在深埋条件下压实强度显著降低,是储层物性保存的关键,同时在储层成岩演化过程中及现今盆地不断降低的地温梯度也有效延缓了储层的成岩进程。

L凹陷古近系文昌组储层物性控制因素研究

运用储层地质学、沉积学理论和方法,利用岩心观察,薄片分析、扫描电镜、X衍射等多种测试手段,在研究古近系文昌组碎屑岩储层基本特征基础上,探讨了低孔、低渗储层条件下优质储层的发育条件。研究表明:沉积作用是储层形成的基本条件,其决定了后期成岩作用类型及成岩强度,成岩作用早期的压实和胶结作用是储层物性变差的主要因素;优质储层主要受控于有机酸溶蚀、早期方解石胶结和构造活动,构造抬升使孔隙得以保存,断层是疏导油气和有机酸的主要通道,寻找有断裂疏导油气和有机酸运移方向及优势相带是该区下一步的勘探方向和突破点。该研究成果对指导研究区下一步勘探有着重要的意义,同时对南海各断陷盆地的油气勘探提供必要的参考和地质依据。

川中-川西过渡带沙溪庙组第二段致密砂岩储层物性控制因素及孔隙演化

探讨川中-川西过渡地区中侏罗统沙溪庙组第二段绿泥石相和溶蚀相储层物性控制因素及孔隙演化过程。通过铸体薄片鉴定、扫描电镜分析、包裹体均一温度以及碳氧同位素等手段,开展了储层压实作用、胶结作用损失孔隙度以及溶蚀作用增加孔隙度的定时-定量研究。结果表明,压实作用是沙二段储层物性变差的第一重要因素,分别造成了溶蚀相和绿泥石相储层28.18%和22.18%的孔隙度损失;由胶结作用造成的孔隙度损失分别为8.25%和9.11%;溶蚀作用是储层物性改善的重要因素,由溶蚀作用所增加的次生孔隙度分别为5.64%和1.54%。绿泥石相和溶蚀相储层的孔隙演化有明显差异。绿泥石相储层抗压实能力较强,早期压实损失孔隙较少,在1 km埋深时,孔隙度下降至19.8%;而溶蚀相储层在1 km埋深时,孔隙度下降至16.5%左右。溶蚀作用对二者的影响也存在明显差异,绿泥石相储层增加了1.54%左右的溶蚀孔隙度,在1.7 km埋深时,孔隙度保持在18.5%左右;溶蚀相储层则增加了5.64%左右的溶蚀孔隙度,在1.7 km埋深时,孔隙度为18%左右。在晚期胶结物的作用下,储层孔隙度进一步下降,绿泥石相储层在埋深为2.48 km左右时孔隙度下降至12%,直至目前的10.25%;溶蚀相储层在埋深为2.2 km左右时孔隙度下降至12%,现今孔隙度为9.21%。储层致密化均在烃源岩生排烃高峰期之后。

准噶尔盆地南缘东段侏罗系头屯河组储层特征及物性控制因素

准噶尔盆地南缘(准南)下组合(侏罗—白垩系)油气资源丰富,其中准南东段侏罗系头屯河组是下组合重要的储层发育层位之一,但目前有关其储层特征及物性控制因素尚未有系统研究。综合利用取心井的钻测井、镜下薄片、扫描电镜、物性、压汞测试、镜质体反射率等资料,并结合区域地质背景及地层条件,对头屯河组储层基本特征、成岩演化及物性控制因素等进行了系统研究。准南东段头屯河组储层沉积水动力条件较强,储层内部杂基含量较低,整体具有低成分成熟度、高塑性岩屑含量及中等结构成熟度的岩石学特征;储层储集空间以粒间孔为主,平均孔隙度为11.6%,平均渗透率为5.7×10^(-3)μm ^(2),整体属低孔低渗—中孔中渗储层,孔喉结构以中孔—大孔、粗喉道为特征,且孔喉分选相对较好;储层成岩作用以压实、胶结和溶蚀作用为主,但胶结物含量较低,溶蚀作用表现为酸性溶蚀,且储层整体成岩程度较低,主体处于早成岩A-B期,仅部分达到中成岩A期。头屯河组储层以压实减孔最为显著,并包含构造压实和埋藏压实两方面,此外碳酸盐及黏土矿物胶结使得储层物性进一步损失。尽管溶蚀增孔作用相对有限,但目前由于储层已开始进入中成岩阶段,地层酸性流体在深层将增强,使得溶蚀孔隙增加;早期缓慢埋藏—后期快速深埋和快速抬升的埋藏方式,加之地层超压的出现和地温梯度的持续降低,使得头屯河组储层物性得到有效保存。

高邮凹陷阜宁组一段致密砂岩储层特征及其物性控制因素

针对高邮凹陷阜一段致密储层物性差异大,物性控制因素认识不清的问题,综合利用薄片观察、扫描电镜观察、高压压汞、恒速压汞和微米CT扫描等技术方法,对研究区致密储层特征开展了研究。结果表明,研究区致密储层具有高石英含量,低岩屑、长石含量,主要发育有压实作用、胶结作用、溶蚀作用和交代作用等成岩作用类型,储集空间以粒间、粒内溶蚀孔隙为主,其次为原生孔隙和晶间孔隙。通过对比研究区南部断阶带与北部斜坡内带致密储层特征,认为沉积作用、构造作用、成岩作用和孔隙结构四个因素综合作用导致了两个地区储层物性的差异,沉积作用宏观上控制不同相带储层的物性分布,构造作用通过控制不同地区储层的埋藏方式进而影响成岩作用,在不同成岩作用类型和成岩作用强度下储层形成了不同的孔隙结构类型,并最终导致了储层物性的差异。

鄂尔多斯盆地七里村油田长6油层储层物性影响因素

为明确鄂尔多斯盆地七里村油田长6油层储层物性的影响因素,利用物性测试、岩性分析、高压压汞、核磁共振和电子显微镜以及扫描电镜等技术,分析了研究区长6油层的岩石类型、孔隙类型、孔喉结构特征等。结果表明:研究区长6储层岩石类型以细粒长石砂岩为主,孔隙类型以残余粒间孔和长石溶蚀孔为主,平均孔隙度为7.30%,平均渗透率为0.21 mD。通过储层微观结构特征将研究区孔喉分成Ⅲ类,Ⅰ类孔喉半径一般大于3μm,主要分布在中-细砂岩中,Ⅱ类孔喉半径一般处于0.1~3μm之间,主要分布在细砂岩中,Ⅲ类孔喉半径一般小于0.1μm,研究区以Ⅱ类孔喉代表的储层为主。石英含量与储层物性具有正相关趋势,长石和岩屑的含量与储层的物性有负相关趋势,孔喉大小和连通性与储层物性相关性较好,孔喉越大、连通性越好,储层物性越好,孔喉的分选性对储层物性具有两面性,较差的分选性有利于后期溶蚀作用的发生。

马岭油田北三区延10_1~2储层特征及其控制因素

利用薄片鉴定、扫描电镜、压汞实验及物性分析等资料,系统研究了马岭油田北三区延1021储层特征及其控制因素。结果表明,研究区延1021储集层以成分成熟度、结构成熟度中等或偏低的岩屑长石砂岩及长石石英砂岩为主,为典型的低孔、低渗储层;储层内部构型以泥质夹层为主。储集空间以粒间孔为主,孔隙结构微观非均质性强,较大喉道控制储层渗流能力。沉积相带的差异导致储层物性的差异,并影响成岩作用的类型和强度。压实、胶结作用是储层致密的主导因素,溶蚀作用在改善储集空间的同时,还增强了孔喉连通性。微观孔隙结构可有效反映储层品质特征。

塔北隆起西部库姆格列木群底砂岩段储层特征及其控制因素

结合岩心、薄片、测井以及孔渗试验数据,分析了塔北隆起西部库姆格列木群底砂岩段储层特征,探讨了储层物性的控制因素。研究表明,底砂岩段储层岩石成分成熟度较低,孔隙类型以原生粒间孔、次生溶孔为主;依据储层物性及孔隙结构特征可将其划分为3类,其中Ⅰ类储层物性最好,Ⅲ类储层物性最差。底砂岩段4个砂组储层物性差别较大,3砂组物性最好,以发育Ⅰ类储层为主,1砂组储层物性最差,以发育Ⅲ类储层为主。储层物性主要受沉积微相和成岩作用的共同控制,水下分流河道和河口坝砂岩储层物性明显优于滩坝砂岩;压实作用对储层破坏较小,硬石膏胶结是储层致密的关键因素,溶蚀作用对储层物性的控制与原生孔隙发育程度相关。

塔北隆起英买力地区舒善河组储层特征与控制因素

基于岩心观察、镜下薄片鉴定、流体包裹体、扫描电镜等方法,结合物性及埋藏史等资料,研究塔北隆起英买力地区舒善河组储层特征及物性控制因素。结果表明:舒善河组储层岩石类型主要为长石岩屑砂岩,储集空间主要由原生粒间孔和次生溶孔构成,整体物性变化大,非均质性强,以低孔低渗、中孔中渗为主;较强水动力条件下形成的辫状河水下分流河道砂体,具有杂基体积分数低、颗粒抗压实能力强等特征,有利于原生孔隙的保存,为优质储层发育带;储层压实作用对储层物性影响最大,其次为胶结作用、溶蚀作用。舒善河组砂岩孔隙演化史和油气充注史具有良好匹配关系,有利于油气藏形成。该结果为英买力地区白垩系油气勘探提供参考。

何家集区延长组储层特征及其主控因素分析

何家集区延长组长4+5-长6储集层岩石类型以中-细粒长石砂岩为主,颗粒间多为线、点-线接触,加大-孔隙式和孔隙-薄膜式胶结,总体具有成分成熟度低、结构成熟度较高的特征。粒间孔和长石溶孔是主要的储集空间,其中以大孔和中孔为主,绝大多数渗透率<10×10-3μm2,主要为特低渗储层和接近致密储层。沉积相带、矿物成分及砂岩粒径等是影响研究区储集层性质的关键因素。另外,较强的压实作用、胶结作用也是该区形成低孔低渗储集层的重要因素,而溶蚀作用是储层物性改善的主要因素。

川口油田西南区长6油层组储层特征及其主控因素分析

川口油田西南区延长组长6油层组储集层岩石类型以长石砂岩为主,颗粒间多为点-线接触关系,孔隙式胶结,总体具有成分成熟度低、结构成熟度高,低孔低渗特征.粒间孔-溶孔为储层的主要储集空间.沉积相带、矿物成分及砂岩粒径等是影响研究区储集层性质的重要条件和关键因素,较强的压实作用、胶结作用是该区形成低孔低渗储集层的主要因素,溶蚀作用为储集层的主要增孔因素.

致密砂砾岩有效储层主控因素——以松辽盆地南部A断陷为例

松辽盆地南部深层下白垩统登娄库组、营城组和上侏罗统沙河子组广泛发育致密砂砾岩,是该区主要的储层。深层致密砂砾岩气藏显现良好的勘探前景,正确认识该类储层是有效开发其油气资源的前提条件。文中应用地质、化验分析和地球物理等方法,以松辽盆地南部A断陷为例,从沉积相带展布、成岩相类型、构造作用等方面,探讨了该区深层致密砂砾岩有效储层形成的主控因素。结果表明:有利沉积相带多发育在扇三角洲前缘亚相和辫状河三角洲前缘亚相;有利成岩相多发育在三角洲前缘水下分流河道,致密强压实相、致密压实-硅质胶结相、致密压实-含方解石胶结相为有利隔层;穹窿、断鼻等构造附近有利于该类储层微裂缝和溶蚀作用的发生,对储层物性具有明显的改善作用。

苏北盆地高邮凹陷永安地区戴南组储层特征研究

利用岩心观察、铸体薄片、扫描电镜、压汞分析、x一射线衍射等分析测试手段探讨了高邮凹陷永安地区戴南组储层的基本特征。对岩石学特征、物性特征、孔隙结构特征进行逐个详细分析，认为沉积作用和成岩作用共同控制了研究区储层物性质量。水动力强、分选程度高的沉积环境有利于形成优质储层；成岩作用主要通过压实作用、胶结作用和溶蚀作用影响储层，其中胶结作用和压实作用是研究区储层的破坏性成岩作用；溶蚀作用，特别是对碳酸盐胶结物的溶蚀是重要的建设性成岩作用。次生孔隙发育带为1900～2200m和2400～2500m。

垦利A油田辫状河三角洲前缘优质储层特征

明确渤海湾盆地莱州湾凹陷垦利A 油田古近系沙三上段优质储层特征及成因,可为凹陷内油气勘探提供依据。结合钻井、测井等资料,利用扫描电镜、铸体薄片、孔渗物性、流体包裹体等多种分析测试手段,开展构造沉积背景、埋藏史、地层温压系统等相关研究。结果表明,沙三上段储层具“高孔高渗”特征,储集空间以粒间孔为主,微裂缝较发育,孔喉以大中孔中细喉为主;储层成岩作用总体处于中成岩A 期,表现为“中压实、强溶蚀、弱胶结”的特征,优质储层的形成主要受构造背景、沉积环境、成岩作用和地层超压等4 方面的影响。莱州湾凹陷南部斜坡带的储层发育具有分带性,重力滑脱断层(F1)内侧优质储层发育,是油气成藏的有利地区。