鄂尔多斯盆地胡尖山地区长61致密砂岩储层成岩特征与孔隙度定量恢复

在对大量岩心和薄片分析的基础上,运用扫描电镜、阴极发光、高压压汞等实验手段,系统分析了鄂尔多斯盆地胡尖山地区长61储层的成岩作用特征及其对储层物性的影响,并进一步对孔隙演化进行了定量恢复。结果表明:胡尖山地区长61储层整体处于中成岩阶段A期,主要经历了压实—压溶、胶结、溶蚀等成岩作用,且不同成岩作用对储层的孔隙发育造成了不同程度的影响。压实作用破坏了大量原生粒间孔,是导致研究区储层致密最主要的因素,孔隙度平均减少了18.41%,孔隙空间损失率达56.62%;胶结作用次之,在堵塞了孔隙空间的同时也一定程度地增强了颗粒的抗压实强度,孔隙度平均降低了10.38%,孔隙空间损失率达19.78%;溶蚀作用使碎屑颗粒及填隙物等不稳定组分溶解而产生大量的次生孔隙,从而改善了储层物性,增加的孔隙度平均为2.26%。根据成岩作用对物性的影响,结合测井响应特征,将该区长61致密砂岩储层划分出绿泥石膜剩余粒间孔相、剩余粒间孔相、长石溶蚀相、黏土矿物胶结相、碳酸盐胶结相及压实相等6种成岩相带,绿泥石膜剩余粒间孔相是研究区最有利的油气储集相带,剩余粒间孔相次之。

安塞油田王窑地区长61^1储层构型研究

安塞油田王窑地区的主要储集层是水下分流河道。根据岩心照片和连井剖面资料提出了该区水下分流河道的6级划分方案。该区储层砂体在垂向上主要表现为不同程度的深切和浅切样式,在平面上主要表现为交切条带式。最后根据建立的储层构型,得出该区的剩余油分布特点。

鄂尔多斯盆地王家河地区长61储层四性关系研究

通过收集鄂尔多斯盆地王家河地区的测井、录井、岩心、分析化验和试油生产等资料,进行综合分析,对王家河地区长61储层四性（岩性、物性、含油性、电性）特征及其相关关系进行研究,并结合测井曲线与岩心分析数据识别出砂岩层、泥岩层以及泥质、粉砂质夹层,利用交会图技术得出常规油、水和干层的测井解释标准,对测井数据重新解释,划分出有效层段,为储层的有效勘探和开发提供依据.

吴旗地区长61储层沉积微相及物性研究

沉积微相和物性研究是油藏精细描述的重要组成部分,是储层预测和评价的基础。文章运用地质、测井等方法,对吴旗地区长61储层沉积体系进行了分析。以岩心资料、测井资料、地质资料为基础,结合沉积物粒度分析、岩心观察、取心井岩性和砂体分布特征,建立了吴旗地区长61储层的沉积相模式,并将沉积微相细分为水下分流河道、分流间、远砂坝、席状砂、河口坝5种微相类型。结合该区域地质背景资料,通过对吴旗地区长61储层单井相的划分,绘制了吴旗地区长61储层沉积时期沉积微相的平面展布图,分析了长61储层沉积微相在垂向上和横向上的变化规律。最终根据实验数据分析研究了吴旗地区长61储层的物性特征。

鄂尔多斯盆地环江-合水地区长61油层沉积相特征

根据岩心、镜下的观察、测井资料等一系列区域地质背景的综合分析,对合水地区长61油组沉积特征进行了综合研究,研究认为合水地区长61组为浊积砂体沉积,浊积体可划分为了三个沉积亚相,6个沉积微相,讨论了湖底滑塌浊积扇的形成条件,描述了其剖面、展布特征,分析了该地区为深湖浊积沉积的地质意义,并对合水地区沉积相进行研究深度的探讨了该时期合水湖盆的变化也找到了相应的证据来说明合水地区湖盆早起形成后对储集地区的影响,也证实了该地区为有利储集区。

宝塔油田沙则沟区块长61储层特征与剩余油分布

利用薄片鉴定、扫描电镜等资料分析沙则沟区块长61储层岩石学特征,进一步结合油藏数值模拟结果,分析其油藏剩余油分布规律。结果表明,沙则沟区块长61储层主要为长石砂岩,填隙物含量较少,主要为浊沸石、绿泥石、方解石;储层物性较差,为一套特低孔一特低渗致密储层;长61储层剩余油分布主要受到岩性和物性控制,其次受到注采井网的影响;长61-1小层剩余油较多,比较容易动用,其次为长61-2小层。

沿河湾探区长61储层构造裂缝特征及其分布规律定量预测研究

根据露头地层、钻井及岩石薄片等资料对构造裂缝进行了详细观测统计，分析了沿河湾地区上三叠统延长组长61储层构造裂缝的基本特征、裂缝力学性质和裂缝有效性。并以长61构造裂缝观测值为依据、以有限元数值模拟方法为基础，岩石破裂法和能量法相综合，对长61储层构造裂缝分布和发育规律进行了定量预测研究，为沿河湾地区进一步石油勘探和开发提供了地质依据。

鄂尔多斯盆地麻地沟油区三叠系延长组长61亚段致密砂岩储层特征及评价

为了明确鄂尔多斯盆地麻地沟油区长61亚段致密砂岩的储层特征,对其进行合理评价,通过铸体薄片观察、扫描电镜和阴极发光分析、高压压汞测试等方法研究了储层的岩石类型、孔隙类型、成岩作用类型及物性特征,利用核磁共振、油水相渗等实验方法研究了储层的孔隙结构和渗流特征,最后对储层类别进行划分并结合试油、试采数据分析了储层类别对石油产能的影响。结果表明:麻地沟油区长61亚段主要为浅灰色、灰色中粒、中-细粒长石砂岩,主要发育粒间孔和长石溶孔;压实、胶结与交代和溶蚀现象普遍,成岩阶段为中成岩A期;孔隙结构主要为小孔中细喉和细孔微细喉型,可动流体饱和度随渗透率的增加而增加。研究区共存在5种储层类别,以Ⅱ类和Ⅲ类为主,Ⅱ类储层物性较好,孔喉组合以小孔中细喉型为主,主要分布在分流河道较厚的砂体部位,此类储层控制下的单井石油产量一般大于1 t/d;Ⅲ类储层物性相对Ⅱ类较差,孔喉组合以小孔微细喉型为主,主要分布在分流河道或河道侧翼砂体厚度较小的部位,此类储层控制下的石油单井产量一般介于0.5~1 t/d。

低孔、特低渗储层四性关系综合研究——以安塞油田砖窑湾地区长61储层为例

为了提高目的层段油藏测井解释和有利区域预测的精度,本文通过储层岩性、测井、试油及多种分析化验等资料,对安塞油田砖窑湾地区长61储层"四性"关系进行了研究。明确了研究区储层的岩性、物性、含油性和电性特征及其相互关系,最终确定研究区长61储层有效厚度下限标准:电性下限标准为声波时差≥227.7μs/m,电阻率≥15Ω·m,并在含油饱和度≥47%,物性下限标准为孔隙度≥10%,渗透率≥0.15mD。并此标准上对研究区未试油层段进行精细二次解释,对比试油试采、生产动态情况,发现本次二次解释符合率较高。

鄂尔多斯盆地沿河湾探区低渗储层长6_1构造裂缝主要形成期应力环境判识

开展储层裂缝预测研究,首先必须认识构造裂缝形成的期次及其古应力状态。通过上三叠统延长组长61储层岩石声发射实验得出的古构造历史有效最大主应力记忆出现率,厘定鄂尔多斯盆地沿河湾探区长61储层构造裂缝形成时最大主应力介于79.12-89.99 MPa之间。通过岩石古应力分期、裂缝充填物包裹体测温和期次测定,结合区域构造应力场演化分析,确定延长组储层构造裂缝主要形成期为燕山期。通过露头区地层和覆盖区定向岩心共轭裂缝或节理应变测量,恢复了沿河湾地区燕山期构造运动三轴应力状态,即最大主应力（1δ）方向为NW—SE向,优势方位129°∠10°,最小主应力（3δ）优势方位36°∠7°,中间主应力（2δ）近于垂直。裂缝主要形成期及其古应力状态研究成果为沿河湾探区长61低渗储层构造裂缝分布和发育规律定量预测研究提供了地质依据。

定边——吴起地区长6_1储层特征及其对含油性的控制

鄂尔多斯盆地定边—吴起地区长6_1油藏平面上具有明显的分区性。在岩心观察的基础上,结合大量荧光照片、铸体薄片、扫描电镜、压汞资料以及常规物性分析测试数据,分析了长6_1不同区块储层物性、砂体厚度、泥质含量的差异,明确了储层含油性差异的影响因素。结果表明,长6_1整体属于低孔低渗储层,主要发育粒间孔和长石溶孔;储层特征具有明显的分区性,自东向西,长石含量逐渐降低,石英、岩屑和填隙物含量逐渐增加;东部区块储层物性好,排替压力低,孔隙结构好,其次为西部,中部物源交汇处储层质量最差。含油性差异与储层特征分区性密切相关,东部区块砂体厚度大、泥质含量低、物性好,储层含油性最好,中部物源交汇区因水动力的相互抵消,泥质快速堆积,砂体薄且纹层发育,物性差,储层含油性差,以产水井为主。储层含油性主要受砂体厚度、泥质含量以及储层物性综合控制,该成果为研究区下一步油气勘探提供重要借鉴意义。

鄂尔多斯盆地盐池与姬塬地区长6_1储层特征差异性研究

利用铸体薄片、压汞曲线和测井等资料,对鄂尔多斯盆地盐池和姬塬地区长61油层组的储层孔隙类型、孔隙结构及物性特征进行对比分析,并对2个地区的储层特征差异性原因进行探讨。研究表明,盐池和姬塬地区储层主要为岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩,储集空间以粒间孔和长石溶孔为主,孔隙结构较差。盐池地区储层物性整体低于姬塬地区,前者孔隙度和渗透率分别为7. 8%和0. 22×10^(-3)μm^2,后者为10. 9%和0. 56×10^(-3)μm^2,面孔率分别为2. 10%和2. 97%,属于典型的低孔、低渗储层。两者储层特征差异主要受3个方面的因素影响:沉积作用决定了储层分布范围;局部高渗带砂体受成岩作用控制;构造作用对后期储层变化有一定的改造作用,盐池地区埋深较大,不利于原生孔隙保存。因此,在今后的石油勘探开发中,三角洲水下分流河道的绿泥石膜胶结带、次生溶孔发育区是姬塬地区勘探的有利目标;而局部构造高点、裂缝相对发育区、地层水低矿化度区是盐池地区寻找"甜点区"的另一方向。

鄂尔多斯盆地安塞油田塞202井区长6_1储层成岩作用

安塞油田塞202井区长61是主力产层,储层为长石砂岩。影响产能的的主要因素是储层物性的优劣,而储层物性与受成岩作用密切相关。利用砂岩薄片、铸体薄片、扫描电镜、阴极发光等分析测试方法,研究了安塞油田塞202井区长61油层段储层的成岩作用特征。长61储层经历了压实作用、胶结作用、溶蚀作用、交代作用和破裂作用等成岩作用。按照成岩作用对储层的影响,可以把长61的成岩作用分为3类:破坏性成岩作用、建设性成岩作用和二重性成岩作用。溶蚀作用产生次生孔隙,使储层物性显著改善,是最主要的建设性成岩作用。寻找溶蚀作用发育带是油气开发中要解决的主要地质问题。

鄂尔多斯盆地盘古梁地区长6_1储层宏观非均质性研究

盘古梁地区延长组长61储层发育于三角洲前缘,为低孔低渗储层。通过对储层层内韵律性、层间差异性、平面上砂体连续性、层间层内隔夹层的评价,认为盘古梁地区长611小层以正韵律为主,长612小层砂体以复合韵律形态为主,层内非均质性严重,层间非均质性较强。平面上河道砂体沿北东-南西方向展布,顺河道方向其连续性好,垂直河道延伸方向上其横向连续性相对较差,小层平面非均质性较强。综合研究表明,储层非均质性受沉积环境影响较大,整体表现为较强的非均值性。

靖安油田大路沟区长6_1储层微观孔隙结构研究

鄂尔多斯盆地靖安油田大路沟区长61储层以长石砂岩为主,结构、成分成熟度均较低,属低孔超低渗储层。运用铸体薄片、扫描电镜、铸体图像分析、高压压汞等测试技术手段,对大路沟地区长61储层的孔隙结构进行分析研究。研究表明:储层以剩余粒间孔和浊沸石溶孔为主,喉道细小,孔喉结构复杂多样,储层连通性较好。储层最小流动半径为0.1μm,有效孔隙体积只占总孔隙体积的50%左右。

盘古梁地区长6_1油层储层特征及有利区预测

鄂尔多斯盆地盘古梁地区长61油层具有较大的勘探开发潜力。通过岩心观察、薄片研究、粒度分析,对靖安油田长61储层特征进行了深入研究和分析。结果表明:长61油层的主要岩石类型为长石砂岩和岩屑质长石砂岩,磨圆度以次圆-次棱角状为主,砂岩分选中等-较好;长61油层沉积时期主要发育三角洲前缘亚相,主要的砂体类型有水下分流河道、河口砂坝,且长621小层的水下分流河道砂体最为发育;储层物性主要为低孔低渗型且孔隙度和渗透率具有较好的相关性。此外,在储层特征研究的基础上,将该区储层划分为3类,并对有利区进行了预测,这也是进一步勘探开发的首选地区。

鄂尔多斯盆地盘古梁地区长6_1层段沉积微相研究

从区域地质背景出发,通过层理构造、岩石颜色、粒度分析、颗粒结构、测井相以及单井相的综合分析表明,鄂尔多斯盆地盘古梁地区长61层段主要为河湖交汇区三角洲前缘亚相沉积体系,物源方向为北东向。研究区内主要发育水下分流河道、河口砂坝、水下天然堤、支流间湾微相。水下分流河道及河口砂坝有利储集相带是油藏形成的地质基础。

安塞砖窑湾地区长6_1储层成岩作用及成岩相特征研究

通过观察大量岩心、铸体薄片、扫描电镜,结合样品测试数据做综合分析。在沉积环境和沉积框架下系统地分析与研究安塞砖窑湾地区长61砂岩储层成岩作用类型、成岩阶段以及成岩相。认为研究区长61储层为一套浅水三角洲前缘亚相沉积,主要发育水下分流河道、分流间湾微相,储层主要岩性为长石砂岩、岩屑长石砂岩,结构和成分成熟度中等。其成岩阶段处于中成岩A期的晚期阶段。可划分为5个成岩相,物性由好到坏依次是绿泥石胶结-溶孔残余粒间孔相、水云母胶结-粒间孔-溶蚀孔相、碳酸盐胶结-弱溶蚀孔相、浊沸石胶结-弱溶蚀孔相、压溶-压实相。不同成岩相的划分对于研究区储层评价以及生产具有一定指导意义。

姬塬油田长6_1油层组沉积相分析

通过对岩石学特征、岩石颜色、沉积构造、生物化石标志、粒度特征、单井相分析、地球化学及古生物特征研究证明姬塬油田长6_1油层组属于三角洲前缘亚相沉积,水下分流河道和水下支流间湾是主要沉积微相,与水下分流河道伴生的有水下天然堤、水下决口扇和水下河口坝沉积微相。研究区长6_1油层组以受北西方向主要物源区和北东方向次要物源区的控制,平面上发育四条规模较大的呈北西一南东向展布的水下分流河道砂体,与其伴生的有水下天然堤、河口坝砂体,水下分流河道之间发育支流间湾沉积。

姬塬油田元214区块长6_1油层沉积相分析

通过对姬塬油田元214区块长61油层岩心观察,结合岩石类型、沉积构造、测井相等相标志对该区进行了沉积相特征研究,指出元214区长61油层沉积相大致呈北东-南西向展布,沉积相类型主要为三角洲沉积相三角洲前缘亚相,主要发育水下分流河道微相,分流间湾微相,偶有河口坝微相发育。其中水下分流河道砂体是长61储集层的骨架砂体,并确定了长61油层沉积微相的平面展布,为储层有利区块预测奠定了基础。