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通过储层物性、铸体薄片和带能谱仪的扫描电镜,对鄂尔多斯盆地西部长6砂岩的致密化过程进行定量研究。研究表明,鄂尔多斯盆地西部长6超低渗透砂岩的原始沉积物孔隙度为39.3%,渗透率为22400×10-3 μm2,其致密化过程分为2个阶段;早成岩阶段的压实作用和方解石及绿泥石膜胶结作用,导致砂岩的孔隙度和渗透率急剧下降到8.0%和0.17×10-3 μm2,砂岩转化为超低渗透储层;中成岩阶段A期的油气充注成藏过程中,油气携带有机酸性流体进入超低渗透储层,长石与有机酸性流体发生反应,产生长石溶蚀孔隙,使孔隙度和渗透率提高到11.6%和0.61×10-3 μm2;鄂尔多斯盆地西部长6超低渗透砂岩致密与成藏的配置关系为"先致密后成藏,边成藏边扩容增渗"。 相似文献
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15口井岩芯和众多储层实验资料研究表明,沾化凹陷北部陡坡带始新统沙河街组扇三角洲砂体由长石砂岩、岩屑长石砂岩等构成。在埋藏成岩演化过程中,该砂岩储层经历了多种成岩作用,现储层埋深1800~4000m,处于中成岩演化阶段,总体形成了中孔中渗储层(平均孔隙度为19.7%,平均渗透率为111.5×10-3μm2)。但在成岩演化过程中,溶蚀作用对于改善储层质量起到了重要作用,主要在2800~3300m深度段,有机酸对长石颗粒的溶蚀,形成的粒间和粒内孔隙不仅增加了孔隙度,而且提高了储层渗透率,改善了储层质量(孔隙度可达到30%,渗透率达到1000×10-3μm2)。可以看出,确定次生孔隙发育深度段有利于有利储层和油气富集层段预测。 相似文献
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致密砂岩储层自生矿物特征及其对储集性能的影响——以鄂尔多斯盆地陇东地区长3油组为例 总被引：1，自引：1，他引：0
鄂尔多斯盆地陇东地区长3油组是近年来该区油藏评价新层系,分析砂岩中自生矿物特征对储层致密化机理研究有重要的意义。长3油组主要发育岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,平均孔隙度为13.35%,渗透率为4.90×10-3μm2,为低孔低渗透致密储层,目前砂岩处于中成岩阶段A期。通过铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、电子探针、X射线衍射等技术和手段,研究自生矿物的含量、类型、分布及成岩共生序列等特征。研究结果表明,早期绿泥石包膜有利于原生孔隙的保存,后期孔隙式充填降低了岩石孔隙度和渗透率;伊利石易堵塞孔隙喉道,导致储层物性变差;高岭石沉淀往往与长石溶解伴生,局部溶蚀作用强烈;晚期含铁碳酸盐胶结作用发育,镜下溶蚀现象少见,对储层的发育有破坏作用;石英次生加大边和自生晶粒占据了大量孔隙空间,同时石英也增强了岩石的抗压能力,对孔渗影响不大。总体上,长3油组自生矿物胶结对储集物性起负面效应,是砂岩储层致密化的主要因素之一。 相似文献
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《地下水》2015,(6)
通过岩心观察、测井及各类分析测试资料,对安塞油田长10储层岩石学、储层物性等特征以及储层渗流特征进行研究。结果表明:长10储层砂岩主要岩石类型为长石砂岩和岩屑长石砂岩,岩石的分选中等到好,磨圆度为次棱角状,胶结类型以孔隙、孔隙—薄膜为主;长10储层孔隙度平均值为10.51%;渗透率平均值为0.39×10-3μm2,属典型的低孔-特低渗储层。长10储层无水期驱油效率平均值为19.12%;含水95%时的驱油效率平均值为34.87%,含水98%时的驱油效率平均值为39.56%,最终驱油效率平均值为42.66%。可动流体饱和度平均值为29.07,可动流体孔隙度平均值为2.85%,可动流体参数主要受物性、孔隙发育程度、粘土矿物含量及其赋存状态和孔喉特征参数的共同影响。 相似文献
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鄂尔多斯盆地三叠系延长组广泛发育致密砂岩油气藏，其中长8油层组是该区富有潜力的勘探开发层位。成岩作用的复杂性，使得长8致密储层现今孔隙度与成藏期相比发生很大变化，因此，对长8油层组成藏充注期储层临界物性的厘定，有助于动态地评价储层质量，客观地评价储层的含油气性。根据粒度分析资料、砂岩薄片资料及含油产状统计，确定了研究区有效储层岩性下限为油斑—油迹细砂岩。并通过长8油层组有效储层的测井解释、试油、常规物性、压汞、核磁共振、相渗透率、覆压孔渗及应力敏感性试验等资料，基于统计学和超低渗透油藏流体渗流机理，优选合适的评价方法求出取镇泾区块长8油层组有效储层的物性下限为7.17%和0.10 ×10-3 μm2。基于孔隙度与时间、温度、深度、压力的函数关系，以地史模拟为基础，利用初始孔隙度及现今实测孔隙度进行端点约束，利用时深指数TDI对致密储层的临界物性进行厘定，得出两期油气充注的临界物性约为27.0%和17.0%，表明自油气充注以后储层发生了较严重的致密化过程。 相似文献
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《地下水》2015,(5)
钳二区为富县采油厂新区块,长7、长8储层为该区主力产油层,为了提高研究区长7、长8储层测井解释精度,通过现场岩心观察和室内分析化验对储层四性关系及参数下限进行研究。长7、长8储层岩性主要为长石砂岩、岩屑长石砂岩,物性结果显示研究区为典型的低孔、特低渗储层。储层岩性、物性、电性和含油性呈正相关,一般岩性越好,储层物性好,录井显示含油级别越高,同时,储层对应的电性也越高。最终确定长7有效储层下限标准:孔隙度≥7.5%,渗透率≥0.1×10-3μm2,含油饱和度≥32%,电阻率≥29Ωm,声波时差≥220μs/m。长8有效储层下限标准:孔隙度≥8.0%,渗透率≥0.1×10-3μm2,含油饱和度≥30%,电阻率≥25Ωm,声波时差≥222μs/m。 相似文献
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《地质科技情报》2015,(4)
对陇东镇北-环县地区延长组长4+5油层的储集砂体进行了储层岩石学、储层物性、孔隙结构及储层控制因素的研究,结果表明:该区砂岩以长石岩屑砂岩和岩屑砂岩组成;储层孔隙类型以粒间孔和溶蚀孔为主;孔喉组合以小孔隙-微细喉道为主,压汞实验表明孔隙结构较好,主流喉道半径较大。长4+5储层物性整体相对较好,孔隙度平均11.5%,渗透率平均1.47×10-3μm2。造成储层相对高渗的原因主要是沉积作用和成岩作用,沉积作用控制了砂体的展布,在河道主体部位发育相对高渗储层,砂岩粒径及砂体成分影响储集性能;有利的成岩作用控制了相对高渗储层的分布,中-弱压实、弱胶结的成岩强度,伴随强烈溶蚀的发生,是造成镇北-环县地区储层相对高渗的重要原因。 相似文献
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研究鄂尔多斯盆地志丹地区长9油层组的储层地质特征,通过钻井取心、薄片鉴定、物性分析及测井等资料,综合分析长9油层组的沉积、储层和成岩作用特征及其储集物性的影响因素。研究表明：长9油层组主要为三角洲前缘水下分流河道、滨浅湖和半深湖—深湖沉积,岩性以细粒长石砂岩和长石岩屑砂岩为主,整体具有成分成熟度低而结构成熟度较高的特点,孔隙类型以残余粒间孔和溶蚀孔隙为主,储层物性差,为超低孔低渗的致密砂岩储层。鄂尔多斯盆地志丹地区长9储层地质特征复杂,储集物性受沉积微相和成岩作用的共同控制,以水下分流河道砂为主要储集体,压实作用和胶结作用使储层物性明显变差,而溶蚀作用对储层物性起主要贡献作用。 相似文献
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鄂尔多斯盆地镇泾地区长8段致密砂岩油藏成藏孔隙度下限研究 总被引：7，自引：2，他引：5
鄂尔多斯盆地镇泾地区长8段现今含油储层孔隙度和渗透率下限分别为4%和0.03×10-3μm2,属于特低孔低渗油藏。主成藏期、成岩作用、埋藏史及模拟实验研究结果表明,高致密油藏缘于成藏后储层致密化。传统方法是通过统计现今含油物性下限作为成藏物性下限,这种方法不适用于成藏后再致密油藏的研究。以现今储层含油物性下限为切入点,利用砂岩孔隙度演化规律,对现今储层含油物性下限进行成藏后孔隙度损失量补偿,从而求取油气成藏孔隙度下限,利用该方法得出镇泾地区长8段石油成藏孔隙度下限为10.5%。研究表明成藏物性下限是镇泾地区长8段成藏的主控因素之一,只有成藏期孔隙度大于成藏孔隙度下限时油气才可能进入圈闭成藏。 相似文献
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针对阜新盆地浅层致密砂岩气成藏条件,在对8口井砂岩储层测试数据的分析基础上,研究了沙海组三段砂岩储层物性和沉积－成岩特征.认为阜新盆地沙海组三段砂岩储层为浅层致密砂岩储层,埋深<1500 m,孔隙度<10%,渗透率<1×10-3μm2;成岩作用控制沙海组三段砂岩的物性特征,沙海组三段砂岩主要经历压实作用、碳酸盐胶结作用和碳酸盐溶解作用,成岩阶段主要处于晚成岩A期.从而指出沙海组三段浅层致密砂岩储层适合储集来自周围气源岩生成的天然气,是盆地浅层致密砂岩气的有利勘探层位. 相似文献
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《西北地质》2020,(2)
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~(-3)μm~2,平均值为0.25×10~(-3)μm~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。 相似文献
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致密砂岩储层不同成岩作用对孔隙度定量演化的影响：以鄂尔多斯盆地姬塬油田长6储层为例 总被引：1，自引：0，他引：1
鄂尔多斯盆地姬塬油田长6储层压实作用和成岩作用强烈,储层的强非均质性制约了油气勘探效益的提高。通过开展常规物性、图像粒度、铸体薄片、X衍射、扫描电镜、高压压汞和恒速压汞等实验研究储层的微观特征,以时间为主轴,综合沉积环境、埋藏深度、古地温、构造等因素,采用“成岩演化特征”和“地质综合效应”相结合的方法建立了姬塬油田长6致密砂岩储层的孔隙度演化模拟方程,分析了致密砂岩储层成岩作用、孔隙演化等的成因机理。孔隙度演化计算结果表明姬塬油田长6段致密砂岩储层初始孔隙度为3733%,压实作用损失的孔隙度为2247%,早期胶结-交代损失的孔隙度为369%,产生的次生孔隙度为653%,中晚期胶结-交代过程孔隙度损失平均值为697%,计算孔隙度平均值为1006%。致密砂岩储层的差异性成岩演化过程是导致储层物性和微观孔隙结构差异的根本原因。 相似文献
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研究定边地区长8油层组储层特征。以常规薄片、铸体薄片、粒度分析、扫描电镜、压汞等室内分析化验资料为基础,对储层岩石学特征、孔隙结构特征、物性分布特征进行研究。确定了定边地区长8油层组储层特征。研究区长8砂岩储层岩石类型为岩屑长石砂岩,以自生粘土矿物和碳酸盐胶结物为主;孔隙类型以溶蚀粒间孔最为发育,储层具有低排驱压力,较高中值压力,储集岩岩性致密,属于特低孔-超低渗储层。 相似文献
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鄂尔多斯盆地陇东地区致密油储层主要分布在延长组长7段。通过长7段致密砂岩样品的核磁共振测试和场发射扫描电镜分析,对致密油储层可动流体赋存特征及影响因素进行了研究。结果表明:致密油砂岩岩心的最佳离心力为1.448 MPa;核磁共振T2谱截止值分布范围较宽,平均为20.64ms;可动流体饱和度低,平均为40.27%,主要被0.05~1.00μm的喉道所控制,且喉道在0.10~0.50μm区间时,致密油岩样可动流体饱和度最高、下降速度最快。整体上,可动流体饱和度与物性呈现出一定的正相关性,且在长71段,储层物性相对较好,可动流体饱和度较高。微裂缝发育程度、溶蚀孔隙、黏土矿物和石英颗粒充填孔隙等储层微观孔隙结构特征是可动流体的主要影响因素。其中,微裂缝、溶蚀孔隙的发育在一定程度上提高了储层可动流体饱和度;而黏土矿物及石英颗粒充填孔隙则导致储层可动流体饱和度的降低。关于长7段储层可动流体赋存特征的认识对鄂尔多斯盆地致密油资源开发具有一定的指导意义。 相似文献
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致密储层孔隙结构研究对于致密油气的勘探和开发具有重要意义，也是当前致密储层研究的热点。本文以准噶尔盆地三叠系百口泉组致密砾岩和鄂尔多斯盆地三叠系延长组致密砂岩为研究对象，重点开展二维大面积背散射扫描电镜成像技术（Maps）、高压压汞、微米CT和聚焦离子束扫描电镜技术（FIB- SEM）等分析测试，采用定性和定量相结合的方法对致密砾岩和致密砂岩孔隙结构特征进行表征和对比，并进一步揭示了两者的成因机制差异。研究结果表明：百口泉组致密砾岩较延长组致密砂岩储层物性好，前者孔隙度和渗透率平均为9. 29%和1. 65×10-3 μm2，后者孔隙度和渗透率平均为8. 85%和0. 39×10-3 μm2；百口泉组致密砾岩较延长组致密砂岩孔喉尺寸偏大、孔隙连通性较差及孔隙结构更为复杂，前者孔喉半径主要分布在0~200 nm和2~10 μm范围内，平均连通率60. 63%，平均孔喉配位数3. 0446，后者孔喉半径主要分布于0~4 μm范围内，平均连通率73. 60%，平均孔喉配位数2. 7832；差异化沉积作用和成岩作用是导致百口泉组致密砾岩和延长组致密砂岩孔隙结构特征差异的根本原因。 相似文献
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柴西地区致密油储层内部结构复杂、非均质性强,为了更高效地进行致密油勘探开发,利用岩芯薄片、X衍射、场发射扫描电镜、CT扫描和物性分析等方法,对扎哈泉地区上干柴沟组开展致密储层特征及储层物性控制因素研究。研究表明,上干柴沟组为典型的致密储层,以细砂岩和粉砂岩为主,填隙物含量较高,以原生孔隙为主,微米级孔隙是主要的储集空间,有效储层平均孔隙度为5. 9%,平均渗透率为0. 43 m D。储层内部孔隙分布较均匀,总体呈现微米级孔隙加纳米级喉道的特征,其中微米级孔隙基本呈片状分布,连通性好,纳米级孔隙则呈点孤立状分布。储层物性受原始沉积条件和后期成岩作用控制,坝砂泥质含量低,纯度高,物性较好。压实作用和碳酸盐胶结使储层变差,硬石膏胶结对孔隙的影响具有两面性,晚成岩期的溶蚀作用对储层改善作用明显。研究区致密油有效储层可分为三类,其中Ⅰ类有效储层为本区的"甜点"区,是下一步优先勘探开发的重点区块,Ⅱ-Ⅲ类有效储层则是重要的挖潜区,通过工程技术攻关可切实实现柴西地区的增产扩能。 相似文献