鄂尔多斯盆地周家湾地区长4+5储层特征及控制因素分析

本文收集整理了周家湾地区延长组长4+5储层的岩心观察,扫描电镜和压汞等测试资料,从岩石学,物性,孔隙类型及结构特征等方面,统计分析了研究区长4+5储层特征及影响储层特征的主要控制因素。结果表明,研究区主要是三角洲前缘亚相中水下分流河道和水下分流间湾微相;区内长4+5储层受沉积作用影响,储层物性最好的区域分布在水下分流河道砂体,物性特征表现为以残余原生粒间孔为主;受成岩作用影响,岩石被压实而致密化,如绿泥石早期环边稳定,孔渗条件难改变,后期环边堵塞喉道使孔渗变差,碳酸盐胶结物降低原生粒间孔、储层孔渗性,但因增加了骨架颗粒强度而部分阻止压实作用;溶蚀作用改善储层孔渗条件。研究区长4+5储层属特低孔隙度,特低渗透率储层。

鄂尔多斯盆地大牛地气田马五_(6~10)亚段沉积相高频演化特征

鄂尔多斯盆地大牛地气田马五_(6~10)亚段沉积微相高频变化,分布特征尚不明确,严重制约了天然气勘探与开发。综合利用岩心、薄片、测井及野外露头等资料,详细分析了该地区马五_(6~10)亚段碳酸盐岩岩石类型及测井响应特征,划分了4种沉积微相,进一步分析了该地区马五_(6~10)亚段高频沉积相演化特征。研究表明,马五期海平面整体呈下降趋势,发育局限台地亚相,云坪、膏云坪、灰云坪微相在空间上彼此相邻,纵向上相互叠置,随海平面的涨落沉积微相在膏云坪、云坪和云坪、灰云坪、云灰坪之间频繁转化。马五_(10)、马五_(8)、马五_(7)^(2)、马五_(6)^(1)亚段主要发育膏云坪和云坪微相,马五_(9)亚段主要发育云坪和灰云坪微相,马五_(7)^(1)、马五_(6)^(2)亚段主要发育膏云坪、云坪及灰云坪微相,马五_(6)^(3)亚段则由西向东依次发育膏云坪、云坪、灰云坪、云灰坪微相。研究区海平面升降控制了沉积亚相的演化,更为高频的次级海平面变化控制着沉积微相快速变化。鄂尔多斯盆地大牛地气田马五_(6~10)亚段沉积相高频演化特征研究,将有力支撑大牛地气田马家沟组深部天然气资源的开发动用,同时为大牛地气田马家沟组沉积模式研究提供依据。

鄂尔多斯盆地上三叠统延长组长4＋5油层组中的古地震记录

鄂尔多斯盆地上三叠统延长组长4+5油层组湖泊三角洲前缘沉积中同生变形构造十分发育。通过对岩心观察及各种资料的综合分析,认为砂球、砂枕、球—枕构造、微断层递变层、微裂缝、液化卷曲变形等同生变形构造主要是由震积液化作用形成的。震积作用沉积可分为A、B、C、D、E等5个单元,分别组合形成ABCD型、BCD型或CD型、AB型、BCE型或BE型、BEBE型5种沉积序列类型,其中BCD型(CD型)和AB型最为发育。通过对古构造的分析,认为晚三叠世鄂尔多斯盆地拗陷中心的北西向基底"活化"及北西、北东向同生正断层的活动是导致该区古地震形成的主要原因。

鄂尔多斯盆地定边油田樊学地区长4+5油层组储层特征及物性影响因素研究

根据对鄂尔多斯盆地定边油田樊学地区长4+5储层特征、成岩作用及物性影响因素研究结果表明,长4+5储层岩性主要为岩屑长石砂岩、长石砂岩,分选性总体中等-较好,磨圆度较差。孔隙类型以残余粒间孔和溶蚀孔为主,分别占总孔隙的59%、34%。孔隙度变化在0.2%~17.6%,平均值为8.5%;渗透率主要分布在0.1×10^-3~0.4×10^-3μm^2,平均值为0.25×10^-3μm^2,为特低孔特低渗储层。胶结物以方解石等碳酸盐胶结物、黏土矿物和硅质为主。原始沉积组分、碳酸盐胶结作用对储层物性具有重要的影响,塑性物质含量高的储层主要因压实作用变致密。碳酸盐胶结物含量高的储层因胶结作用变致密,刚性物质含量高的储层因刚性物质支撑作用保留较多残余粒间孔及易溶组分的溶蚀作用物性较好。长石、石英等刚性物质含量越高,千枚岩、板岩、云母等塑性物质和碳酸盐胶结物含量越低,储层物性越好。

鄂尔多斯盆地定边油田长4+5致密油藏有效储层参数下限评价

有效储层的精确识别是强非均质性致密砂岩高效开发的核心和难点,综合利用钻、录井、实验及测井资料对有效储层下限进行确定才能得到理想的结果。本文结合大量岩性、含油性、物性、测井、压汞测试及解释结果,构建了有效孔隙度解释方法,并确定了致密储层含油的岩性、油气显示、物性及有效厚度的下限标准。长4+5储层的主要岩石类型为岩屑长石砂岩及长石岩屑砂岩;该储集层的孔隙类型主要有残余粒间孔、溶蚀孔及晶间孔;砂岩孔隙度主要在5%~15%,砂岩渗透率主要在(0.1~1)×10^(-3)μm^(2)。利用累积频率曲线和累积储油能力丢失曲线关系及压汞资料,确定了长4+5工业油流层的岩性下限为细砂岩,含油级别下限为油迹级,渗透率下限为0.10×10^(-3)μm^(2)。依据深感应电阻率、含水饱和度和孔隙度三者之间的交汇关系,得出各种测井参数的下限值分别为孔隙度7.0%、含水饱和度60%、电阻率10.0Ωm、声波时差220μs/m。致密砂岩厚度和储层孔隙度均与有效厚度呈正相关,即随着砂岩厚度的增加,有效厚度趋于变厚,储层孔隙度也趋于变大。

麻黄山西区延长组长4+5至长6储层成岩作用及成岩演化史研究

麻黄山西区长4+5至长6储层为一套三角洲前缘亚相的细砂岩,研究证明砂岩目前处于中成岩A期。机械压实与胶结作用是孔隙减少的主要作用,也是本区原生孔隙少、储集物性差的直接原因;而大气淡水的淋滤作用及有机酸溶蚀作用,尤其是有机酸溶蚀作用,是产生次生孔隙的主要作用,使局部储层物性有所改善,因此次生孔隙是本区油气的主要储集空间,下一步油气勘探开发应注重对有利次生孔隙空间的预测。

延长东部矿权区延长组长4+5储层成岩作用及其对储层物性的影响分析

延长东部矿权区延长组长4+5油层组是该区目前主要的产油层之一,其储集层类型主要为三角洲平原上发育的分流河道沉积砂体。根据岩心薄片和扫描电镜观察,研究区长4+5储层成岩演化强度大,目前主要处在晚成岩A期-晚成岩B期早期,主要经历的成岩作用有压实作用、胶结作用、交代作用和溶蚀作用等。成岩作用对储层物性影响分析认为,早成岩阶段的机械压实作用和晚成岩阶段的碳酸盐胶结作用是使储集层物性变差的主要原因,而贯穿整个成岩作用阶段的溶蚀作用对储层储集性能的改善至关重要。

鄂尔多斯盆地青平川油田长4+5储层特征与储层发育影响因素分析

对岩心观察、铸体薄片、扫描电镜和实验分析资料研究表明,青平川油田长4+5储层以细粒长石砂岩为主,成分成熟度低,结构成熟度中等。储集空间以粒间孔隙和溶蚀孔隙为主,属于低孔特低渗储层。分析认为,长4+5储层储集性能受沉积环境、构造作用以及成岩作用的综合影响,且以成岩作用较为突出。其中沉积环境是影响储层储集性能的地质基础,在宏观上控制着储层砂体分布和原始孔渗性;成岩作用中机械压实和胶结作用使孔隙大量减少,而溶蚀作用和构造作用形成的裂缝有效地改善了储层物性。

低阻油层成因分析及识别方法——以鄂尔多斯盆地盐池地区延长组长4+5段为例

近年来,低阻油层在鄂尔多斯盆地三叠系延长组不断被发现,逐渐成为主要产油层。针对鄂尔多斯盆地盐池地区长4+5低阻油层,通过岩芯观察、铸体薄片鉴定、扫描电镜观察、黏土矿物X射线衍射及高压压汞等分析测试,研究该地区长4+5低阻油层成因,认为构造圈闭幅度低、束缚水饱和度与地层水矿化均较高等是造成油层电阻率低的主要因素。利用交会图版法、电阻率差异法及计算自然电位差法3种方法,结合试油资料,对低阻油层进行定性识别。

镇北-环县地区长4+5油层组致密砂岩沉积相

鄂尔多斯盆地镇北-环县地区上三叠统延长组长4+5油层组致密砂岩勘探潜力巨大,但沉积相类型和特征复杂,严重制约勘探布署与开发成效。作者综合利用岩心、测井和测试分析资料并总结了前人研究成果,通过沉积相识别标志的研究,分析了长4+5油层组沉积相特征,结果表明,镇北-环县地区长4+5油层组主要为独特的河控-湖泊辫状河三角洲沉积体系。建立了辫状河三角洲沉积模式,结合取心段沉积微相分析,认为研究区最有利的储集砂体为水下分流河道及河口坝沉积。

鄂尔多斯盆地胡154 区块长4+5 段孔隙结构定量表征及分类

鄂尔多斯盆地胡尖山油田胡154区块三叠系延长组长4+5段属于低孔低渗储集层,孔隙结构相关研究较少,缺乏详细定量化分析,导致胡154区块产量下降较快,水驱控制程度不高。为定量表征研究区目的层孔隙结构,利用岩心、薄片、铸体薄片、扫描电镜、高压压汞及相渗实验资料,对孔隙结构进行定量表征及分类,结合测井曲线,对不同类型孔隙结构储集层在平面上的分布进行研究。结果表明,研究区长4+5段孔隙类型以剩余粒间孔为主,喉道类型主要为片状和弯片状。孔隙结构划分为3类:Ⅰ类孔隙结构分形维数分布于2.57~2.61,排驱压力平均为1.62 MPa,日产油量2 t以上;Ⅱ类孔隙结构分形维数分布于2.61~2.66,排驱压力平均为2.61 MPa,日产油量1~2 t;Ⅲ类孔隙结构分形维数分布于2.66~2.71,排驱压力平均为3.52 MPa,日产油量小于1 t。具有Ⅱ类孔隙结构和Ⅲ类孔隙结构的储集层在平面上分布较广,长(4+5)2孔隙结构相对好于长(4+5)1。

四川盆地高石梯地区震旦系灯影组四段微生物碳酸盐岩微相组合发育特征与储层主控因素分析

通过岩心观察、镜下鉴定、连井沉积相对比等研究,厘定了四川盆地高石梯地区震旦系灯影组四段微生物碳酸盐岩微相组合,并对储层主控因素进行分析。结果表明:(1)四川盆地高石梯地区震旦系灯影组四段沉积微相为微生物丘与颗粒滩,垂向上颗粒滩向上演化为微生物丘,识别出丘基-丘核-丘翼、丘基-丘核-丘盖、丘基-丘核及滩间海-风暴滩4种沉积序列;平面上微生物丘含量由台缘向台内逐渐降低且整体沿台缘带呈西薄东厚的特征。(2)储层主控因素为丘滩复合体和风化壳岩溶作用,丘滩复合体为储层发育提供良好的物质基础,风化壳岩溶作用极大地改善储层的物性,而埋藏热液作用对储层发育的贡献具有两面性。(3)主要存在2类储层,沉积主控型储层,发育于灯影组四段下部;表生岩溶型储层,发育于灯影组四段上部。研究成果为丰富和完善高石梯地区微生物碳酸盐岩微相分类与储层主控因素分析提供基础材料和研究实例,可为后续勘探开发工作提供借鉴。

铁边城—吴岔南井区注水开发技术研究

吴岔南井区是铁边城油区重要产油区之一,自上而下钻遇了延安组、延长组等多层系含油复合区,主力生产层系为长4+5。截至2022年5月底,区块总井数180口,其中采油井135口,注水井45口。文章中的研究通过地质和试油试采数据,以完善注采井网及注采对应为目标,实施科学配注,实现该区高效注水开发。

渤海湾盆地东营凹陷沙河街组四段膏盐层及地层压力分布特征

渤海湾盆地东营凹陷古近系沙河街组四段垂向上发育3套膏盐岩,膏盐韵律层具有明显的蒸发成因的沉积序列。膏岩层在平面上呈环状分布,从湖盆中心向盆地边缘依次沉积盐岩-石膏-泥膏岩-碳酸盐岩-泥灰岩-碎屑岩。在声波时差计算地层压力系数和实测压力统计的基础上研究发现,古近系地层压力在垂向上表现为浅层正常压力系统和深层超压系统的"双层结构"。平面上,异常压力的分布范围与膏盐岩的分布具有较好的对应关系。膏盐岩地层的压力封闭和物性封闭的双重封闭机制是东营凹陷沙河街组四段地层超压形成的重要控制因素之一。

鄂尔多斯盆地东部米探1井奥陶系马四段天然气勘探新发现及勘探方向

近期,鄂尔多斯盆地米探1井在奥陶系马家沟组四段(以下简称马四段)取得了天然气勘探新发现,展示了该盆地东部马四段具有良好的天然气勘探前景,然而,该区马四段天然气成藏条件研究十分薄弱,制约了该区下一步天然气的勘探部署。为此,基于米探1井马四段钻探新成果,综合野外露头、地震、测井、岩心、微观薄片、储层物性分析和地球化学分析等资料,系统研究了天然气成藏条件,建立了马四段天然气成藏模式,并预测了天然气勘探有利区带。研究结果表明:①鄂尔多斯盆地东部马四段天然气藏为自生自储油型气藏,烃源岩分布于桃利庙坳陷和米脂坳陷中的马三段—马一段海相地层;②该区马四段沿横山隆起、米脂坳陷中凸起带发育台内滩、台内丘相储层,其中台内滩相储层岩性为砂(砾)屑白云岩和粉—细晶白云岩,储集空间主要为粒间孔、晶间(溶)孔和微裂缝,平均孔隙度为4.95%,台内丘相储层岩性主要为微生物白云岩、斑状粉晶白云岩、斑状灰质粉晶白云岩和斑状白云质石灰岩,储集空间类型有晶间(溶)孔和微裂缝,平均孔隙度为2.47%;③断裂和微裂缝是马三段—马一段海相气源向马四段运移的通道;④马四段发育岩性圈闭和构造—岩性圈闭,其内部及上部地层中发育多套石灰岩和石膏盐岩盖层,为天然气聚集提供了有利的场所和遮挡条件。结论认为,鄂尔多斯盆地东部马四段天然气成藏条件良好,是未来天然气勘探的重点接替领域,其中榆林—靖边地区的台内滩和神木—米脂地区的台内丘为天然气勘探有利方向。

特低渗透储层微观孔隙结构和可动流体饱和度特征

鄂尔多斯盆地镇北地区延长组长4+5特低渗透储层微观孔隙结构复杂,应用常规方法较难对其品质进行合理评价。在利用铸体薄片、扫描电镜和物性分析等常规方法定性研究储层岩石学、孔隙类型的基础上,结合恒速压汞、核磁共振等非常规方法定量研究了其微观孔隙结构和可动流体特征。研究结果表明,沉积、成岩作用共同造成了储层微观孔隙结构和物性的差异,表现为平均喉道半径越大,特低渗透储层渗透率和可动流体饱度越大,储层品质越好,尤其当平均喉道半径小于1.26μm,气测渗透率小于1.0×10-3μm2时。综合研究表明,喉道是影响特低渗透储层微观孔隙结构和开发效果的主控因素。

四川盆地上三叠统须五段页岩微观孔隙结构及其控制因素

为了深入研究四川盆地上三叠统须五段陆相页岩储层微观孔隙结构,运用氩离子抛光扫描电镜(SEM)、低温氮气吸脱附以及相关地球化学分析实验等技术对该地区页岩储层的微观孔隙结构进行了研究,并对控制其纳米孔隙发育的主要因素进行了探讨。结果表明:四川盆地须五段页岩微观孔隙可分为有机孔和无机孔(粒间孔、粒内孔、晶间孔、溶蚀孔),微裂缝可分为构造微裂缝、有机质生排烃缝和成岩收缩缝等;孔隙结构类型以两端连通的圆柱孔、平行平面间的缝状孔和呈锥形的管孔为主;微观孔隙孔径分布区间大(1~80 nm),峰值主要集中于2~8 nm之间;以中孔(2~50 nm)为主,所占比例为60.21%(或以黏土矿物孔为主,所占比例为44.62%);页岩的有机质丰度和黏土矿物含量是控制纳米孔隙发育的主要因素。

松辽盆地北部汪家屯地区泉四段沉积相特征

以精细岩心观察为基础,结合录井、测井和地震资料分析,对松辽盆地北部汪家屯地区泉头组四段(K1q4)沉积相特征及演化规律进行了详细研究。研究表明汪家屯地区K1q4底界面为三级层序界面,顶界面为最大湖泛面,内部可划分为3个Ⅳ级层序:Q4-sq1、Q4-sq2、Q4-sq3;K1q4整体上属于退积型浅水三角洲沉积,通过研究识别出三角洲平原和三角洲前缘两个亚相,进一步可划分为水上分流河道、支流间湾、水下分流河道等多个沉积微相;Q4-sq1～Q4-sq3沉积时期,总体上表现为由三角洲平原到三角洲前缘水体逐渐加深的沉积过程,各层序内部砂地比比值逐渐减小,有利储集砂体在Q4-sq1沉积期最为发育。

川西龙门山前带雷四段气藏气水分布及控制因素

利用钻井、录井、测井、实验分析、测试等资料,开展储层分析、流体识别、成藏分析等研究工作,对川西龙门山前带雷四段气藏的气水分布特征及主要控制因素进行剖析。结果表明,雷四段上下两套储层的特征和流体组分均存在差异,纵向呈薄互层状,单层厚度薄,层数多,横向大面积分布;气水分布具有以下特点:雷四段不同构造气水系统不同,同一构造南北两翼气水界面不同;上下储层段流体组分存在差异。气水分布主要受构造控制,构造幅度的高低对气水分布起决定性作用;雷口坡组自身生烃能力差,成藏过程中气源不足,各局部圈闭充满度低,地层水分布广;潮坪相储层的发育位置、非均质性及断层的再次调整使气水分布进一步复杂化。

鄂尔多斯盆地米脂地区奥陶系马四段储层成因与分布

近期,鄂尔多斯盆地米脂地区米探1井在奥陶系马家沟组四段(以下简称马四段)首次获得35.24×10^(4)m^(3)/d的高产工业气流,取得了天然气勘探的新发现,展示出米脂地区奥陶系马四段具有良好的勘探前景,然而该区马四段储层研究却较为薄弱,储层成因及分布规律不清制约了下一步天然气勘探部署。为此,基于野外剖面、地震、测井、钻井岩心、岩石薄片、场发射扫描电镜以及微区碳氧锶同位素等资料,对该区储层特征、成因及分布进行了深入研究。研究结果表明:①该区马四段储层岩性主要为斑状粉晶白云岩、斑状灰质白云岩和斑状云质石灰岩,三类岩石储集空间均以晶间孔为主,含少量溶孔和微裂缝,平均孔隙度分别为3.08%、1.51%和1.29%;②储层发育主要受生物扰动作用、白云石化作用、断裂作用和溶蚀作用控制,生物扰动作用为储层发育奠定了基础条件,白云石化作用有利于孔隙的保持,断裂作用和溶蚀作用形成的裂缝和溶蚀孔进一步改善了储层的储集性能;③有利储层分布主要受海平面升降变化、古地理格局和断层控制,纵向上发育于高频向上变浅上部,横向上主要沿地势相对较高的凸起带分布。结论认为,鄂尔多斯盆地米脂地区马四段有利储层主要分布在瑶镇—大保当、神木—花石崖、万镇—米脂和绥德—碛口地区,有利面积达7200 km^(2),为下一步米脂地区的天然气勘探指明了方向。