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八连沟一金庄地区长6-长4＋5油组储层岩石类型以细粒到粗粉砂长石砂岩或岩屑长石砂岩为主,胶结物类型主要为绿泥石、方解石及石英次生加大及浊佛石。孔隙类型主要为残余粒间孔隙、溶蚀粒间孔隙、溶蚀粒内孔隙、溶蚀填隙物微孔隙及微裂缝孔等5种类型;储层孔喉结构以中排驱压力-中喉道型及高排驱压力-细喉道型为主。储层在埋藏过程中经历了不同程度的压实作用、胶结作用及溶蚀作用;胶结作用是该区最主要的成岩作用,胶结作用和压实作用是导致储层物性变差的最主要原因。沉积作用及成岩作用是控制储层非均质性的主要因素. 相似文献
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哈萨克斯坦库姆萨伊盐上油田侏罗系发育一套曲流河三角洲沉积,为典型的高孔高渗储层。通过岩心观察、粒度分析、扫描电镜、岩石薄片等资料,首次对研究区储层的岩矿特征、物性以及孔隙结构进行了详细研究。研究表明:该区主要储集层岩性的为细砂岩、粉细砂岩,成分成熟度和结构成熟度均较高,呈现出远物源的沉积特征。黏土矿物以伊利石为主,其次为绿泥石和伊/蒙混层。砂岩储层孔隙类型以原生粒间孔为主,其次为次生的溶蚀孔隙,微裂缝少见。喉道类型以粗中孔粗中喉道为主,物性好,孔隙发育。在此基础上,进一步研究饱和度中值压力等影响因素,结合沉积微相、成岩作用等储层成因的主要控制因素,将侏罗系阿阿林阶组(Ю-Ⅰ)分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层,巴柔阶组(Ю-Ⅱ)可划分为Ⅱ、Ⅲ类储层,同时通过最新的试油效果,验证了该区有利储层预测的可靠性和可行性,为该地区高孔高渗储层勘探开发提供了扎实的地质理论基础。 相似文献
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受来自西北的近源物源的控制,欧利坨子地区沙三段早期发育扇三角洲、湖泊相沉积,沙三上段沉积时期则形成以冲积扇、扇三角洲沉积为主。在此沉积背景的控制下,沙三上亚段扇中亚相以及扇三角洲平原分流河道的砂体成为主要的储层,其储层岩性特征以原生粒间孔为主,其次为粒内溶孔、胶结物内溶孔、粒间扩大孔和晶间孔等,微裂缝发育差,储层物性特征以扇三角洲平原的分流河道沉积为最优,其次扇中砂体,最差为扇三角洲平原的分流河道间沉积砂体。 相似文献
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永进地区西山窑组储层埋藏深,物性差,属致密油藏,砂岩结构成熟度和成份熟度均较低。成岩作用主要包括早期的压实作用和后期的胶结、压溶作用。孔隙类型有残余原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、泥质微孔、微裂缝,孔隙结构以特小孔、微细吼为主。储层微观特征主要受沉积相类型、成岩作用、绿泥石包膜和微裂缝的影响,其中微裂缝的存在是储层局部得以改善的主要因素。 相似文献
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红河油田位于鄂尔多斯盆地西缘天环拗陷南部,其主力开发层位为三叠系延长组长8油层组。储层岩石类型主要是岩屑长石砂岩,少数样品中为长石岩屑砂岩,粒度主要为细一中粒,以细粒为主。储层平均有效孔隙度为10.3%,平均有效渗透率0.27×10-3μm2,属于低孔特低渗储层。储层毛管压力曲线呈陡斜式分布,基本无平台发育,排驱压力较高,属于细喉型储层。依据物性和压汞曲线形态及参数特征,将储层毛细管压力曲线划分出三种类型,Ⅰ、Ⅱ类为有效储层,而Ⅲ类为无效储层。砂岩共有4种孔隙组合类型,其中以剩余原生粒间孔+次生粒间孔+粒内溶孔+铸模孔组合为主。 相似文献
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《科技通报》2016,(7)
目前对春光油田春10井区储层展布规律的认识已满足不了油田开发的需求,其造成水平井投产后开发效果存在较大差异,综合利用岩心、薄片、扫描电镜、X射线衍射、物性、测井等资料,对该区沙湾组储层特征及其展布规律进行研究。研究表明:该区储层岩石类型以岩屑长石砂岩为主;孔隙类型组合主要为原生粒间孔+剩余粒间孔+微量粒内溶孔,孔隙直径及孔吼宽度较大,孔喉分选性好,储层较均质;沉积相属于河流相沉积,渗透率与孔隙度相关性较好,为特高孔高渗储层。在"河流沉积"模式指导下,研究了储层在纵向、横向上的展布规律,储层基本成南北向分布,东西两侧均为侧缘尖灭,砂厚一般在3.0~8.0 m左右。 相似文献
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《科技通报》2017,(6)
江津地区嘉陵江组嘉一—嘉二段发育半局限台地、局限~蒸发台地沉积,可进一步划分为台坪、台内滩、半局限-局限瀉湖和蒸发瀉湖等亚相,其中台坪与台内滩为最有利储集相带,储集岩类以粉晶白云岩、颗粒白云岩、颗粒灰岩为主,主要储集空间类型包括晶间(溶)孔、残余粒间孔、粒内溶孔等,并发育少量裂缝。储层孔渗与孔喉结构数据分析表明嘉一—嘉二段储层总体表现为"低孔—低渗",储层类型为孔隙型储层,但存在少量的裂缝-孔隙型储层,孔喉结构多样,储集性能以嘉二3亚段最优、其次是嘉二1亚段。有利储集微相为储层发育与演化奠定了物质基础,沉积基底微地貌差异使得孔隙性储层在沉积早期就具有显著的非均质性,同生期溶蚀作用和白云岩化作用是储层发育的主要动力,构造裂缝对储层的改造微弱。 相似文献
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根据高分辨层序地层学和沉积特征,新场须四下亚段可划分为TX48、TX49、TX410三套砂组。主要为辫状河三角洲相的粗碎屑沉积,其中砾岩、砂砾岩属超致密储层,砂岩主要为致密储层,天然气产出须裂缝沟通,砂岩为储集空间的主要提供者但不发育裂缝,而砾岩发育。因此,用分流河道和水下分流河道微相难以描述有利储集体,需细化微相。根据沉积构造、岩性组合、电性等识别标志,将其分为砾质、砂砾质以及砂质(水下)分流河道微相、河口坝、远砂坝沉积微相。通过地球物理技术的精细刻画,揭示研究区北部、中部储层沉积微相以三角洲平原砾质、砂砾质以及砂质分流河道为主,而往南以三角洲前缘亚相的河口坝、远砂坝沉积微相为主,细化了储层的空间展布规律,可为后续的储层储集性能的研究及储层评价提供有力支撑。 相似文献
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《科技通报》2017,(8)
鄂尔多斯盆地上古生界是我国致密砂岩气勘探开发的代表层位,盆地东南部相比于盆地北部勘探程度较低,但也显示出良好的油气勘探前景。本溪组、山2段、山1段和盒8段为研究区上古生界主要的致密砂岩发育层段。结合大量的钻井资料、岩芯观察、岩石薄片、扫描电镜以及储层物性测试数据,对鄂尔多斯盆地东南部上古生界致密砂岩储层主要储层段的沉积环境与分布规律、储层岩石学特征、储集空间、成岩作用、物性特征等进行了分析研究,最终得出研究区从本溪组到盒8段,砂体发育规模逐渐增大;砂岩储层的岩石类型以中~粗粒石英砂岩和岩屑石英砂岩为主,岩屑砂岩次之;储集空间主要为溶蚀孔、残余粒间孔与微裂缝,其中溶蚀孔是最主要的储集空间;主要的成岩作用类型主要有压实作用、胶结作用、交代作用、溶蚀作用及破裂作用。成岩作用,沉积环境和物源等因素共同控制着致密砂岩储层的发育。 相似文献
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采用铸体薄片、扫描电镜、高压压汞等技术手段,对鄂尔多斯盆地甘谷驿油田唐157井区长4＋5、长6储层的孔隙结构进行分析和研究,对后期勘探开发方案的部署有一定的参考意义。研究表明：研究区长4＋5、长6储层具有低孔、特低渗的特征,储层以残余粒间孔为主。小孔和细孔是油气的主要储集空间,细喉和微喉则油气的基本渗流通道。孔喉分布组合类型以多峰分散型（不均匀型）为主。储层孔隙结构可划分为4种类型,其中中一小孔细喉型为优质储层。影响储层孔隙结构特征的因素主要为沉积微相和成岩作用。 相似文献
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采用铸体薄片、扫描电镜、高压压汞等技术手段,对鄂尔多斯盆地甘谷驿油田唐157井区长4+5、长6储层的孔隙结构进行分析和研究,对后期勘探开发方案的部署有一定的参考意义。研究表明:研究区长4+5、长6储层具有低孔、特低渗的特征,储层以残余粒间孔为主。小孔和细孔是油气的主要储集空间,细喉和微喉则油气的基本渗流通道。孔喉分布组合类型以多峰分散型(不均匀型)为主。储层孔隙结构可划分为4种类型,其中中-小孔细喉型为优质储层。影响储层孔隙结构特征的因素主要为沉积微相和成岩作用。 相似文献
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