渝东彭水廖家槽上震旦统灯影组储层特征研究

通过对宜昌莲沱上震旦统灯影组的野外剖面踏勘观察描述,研究地层分布及沉积发育特征。渝东彭水廖家槽灯影组剖面主要为一套潮坪环境沉积的白云岩,共划分为3个岩性段、4个三级旋回层序;区内灯影组储集岩以晶粒白云岩、藻纹层云岩和残余砂屑、鲕粒云岩为主。并以野外踏勘观察为基础讨论了储层发育特征、有利储层类型,找出储层发育的控制因素及分布规律,预测储层发育的有利地带。得出储集空间类型主要有:晶间溶孔、溶洞、裂缝等,属于白云岩储层和古岩溶型碳酸盐岩储层。以此为基础预测出该相带控制的研究区的物性特征较好,储层类型较好。     

南堡凹陷高南地区东营组储层成岩作用及孔隙演化研究

根据钻井取心分析测试、岩石薄片和扫描电镜观察等手段,对南堡凹陷高南地区东营组成岩作用和次生孔隙发育特征进行研究,并在此基础上划分了成岩阶段。研究结果表明,东营组碎屑岩地层经历了强烈的压实作用和胶结作用、复杂的交代作用和多期次的溶蚀作用,原生孔隙大部分被破坏,主要以次生孔隙为主,长石的溶蚀是储层中次生孔隙形成的主要原因。从早成岩B期到中成岩A1期,有机质成熟过程、粘土矿物转化等造成的酸性地层水介质,使东营组碎屑岩储层在纵向上主要发育3个次生孔隙发育带。粘土矿物的结晶、石英次生加大作用及碳酸盐胶结物的沉淀对孔隙度的降低起到了关键性作用。     

渤中凹陷西次洼东营组储层成岩作用与成岩相研究

利用铸体薄片、扫描电镜、X-衍射分析、实测物性等资料,对渤中西次洼东营组储层成岩作用与成岩相进行了研究,据此对其优质储层带进行了预测。研究结果表明,渤中西次洼东营组砂岩储层成岩作用主要包括机械压实作用、胶结作用、黏土矿物充填和溶蚀作用;成岩相主要包括压实相、胶结相、杂基充填相和溶蚀相;渤中西次洼东营组储层普遍处于中成岩A期,少量井的东一段和东二上亚段处于早成岩B期,东三段处于中成岩B期;渤中西次洼东营组砂岩储层东三段处于强压实强胶结低渗储层带内,可重点关注埋藏较浅的边缘相带,而东二段大部分储层处在中等溶蚀中等胶结储层带内,其整体勘探风险较低。     

乌南油田N_2~1油藏储层非均质性研究

乌南油田N12主要为一套三角洲前缘-滨浅湖亚相的沙泥沉积,储层属于特低孔特低渗储层。利用储层的测井物性解释资料,结合岩心分析资料,对研究区N12储层的层内、层间、平面非均质性进行了研究。研究表明,总体储层非均质性强。层内非均质性与沉积微相密切相关,单砂层垂向上渗透率以正韵律和反韵律为主,夹层多。各沉积微相非均质性强弱依次为:水下分流河道、河口坝、远沙坝-席状沙、坝核、坝缘、沙滩。层间渗透率差别大,Ⅰ、Ⅱ油组非均质性最强,单层层数越多,层间非均质性越强。储层平面非均质性变化受沉积相控制,渗透率平面变化较大,砂体相变较快,连通性较差。     

镰刀湾油田长6油层组储层特征及评价

镰刀湾油田位于鄂尔多斯盆地二级构造单元伊陕斜坡的中部,开发时间长、剩余油面积大,但产量较低,究其原因,主要为储层特征研究不系统,评价体系不明确.以储层地质学理论为指导,综合前人研究成果,利用镜下观察、物性分析、压汞等多种测试手段对镰刀湾油田长6油层组储层特征进行了分析和评价.研究区岩石类型主要为长石砂岩,岩屑长石砂岩次之,具近物源沉积特征;区内储集空间类型多样,常见粒间孔、溶蚀孔、微裂隙等,其中粒间孔相对发育,为主要的储集空间,孔隙度平均为9.95％,渗透率平均为0.85mD,高孔渗区在研究区内呈土豆状零星分布;主要发育压实、压溶作用,胶结作用,溶蚀作用;结合主要类型参数将区内储层划分为3类,其中Ⅱ类储层储集性能介于Ⅰ类与Ⅲ类之间,为主要类型,主要分布于水下分流河道砂体中.     

洛带气田蓬莱镇组储层特征及其影响因素研究

从岩石学特征、孔隙特征、喉道类型、孔喉关系4个方面对洛带气田蓬莱镇组储层特征进行了研究,并分析了其储层特征的影响因素。研究表明,研究区主要为岩屑石英砂岩,成分成熟度和结构成熟度较高,粒度以细粒为主,分选中等;以粒间溶孔、原生粒间孔为主;储层孔隙度主要集中在3％～15％,渗透率大部分大于0．2mD;储层为孔隙型储层;研究区分布面积最广的为水下分流河道沉积微相;成岩作用主要有压实作用、胶结作用和溶蚀作用。     

南八仙油田下油砂山组砂岩成岩作用及孔隙演化

对柴达木盆地南八仙油田上新统下油砂山组(N12)储层砂岩成岩作用及孔隙演化进行了研究。研究发现,N12储层主要为一套辫状河三角洲和滨浅湖砂岩,储集岩主要为长石岩屑砂岩、岩屑砂岩和岩屑长石砂岩,经历了压实压溶、胶结、交代、溶蚀等多种成岩作用,其中压实压溶、胶结作用起主要的破坏作用,溶蚀作用起主要的建设性作用。目前N12储层砂岩达到早成岩B期向中成岩A期过渡阶段。储层砂岩经成岩演化其原生孔隙近一半被破坏,次生孔隙开始大量出现,但还是以原生孔隙为主要储集空间,孔隙演化经历了原生孔隙的破坏、次生孔隙的形成2个阶段。     

绥靖油田杨19区延安组9油层组储层特征研究

以鄂尔多斯盆地绥靖油田杨19区侏罗系延安组9油层组(Jy9)为研究对象,运用沉积学、石油地质学等理论指导,结合岩心、测井、录井等资料,系统研究了储层特征。研究表明,区内Jy9储层碎屑岩以灰白色、灰褐色中-细粒长石质岩屑砂岩和长石质石英砂岩为主,结构成熟度较高;孔隙类型主要为粒间孔、粒内溶孔,局部可见微裂隙;喉道以细喉为主,含少量中喉,分布不均;孔隙度主要分布在12.0%~17.0%,渗透率多集中在8~15mD,属于中-低孔、低渗储层。     

闵桥油田古近系阜宁组火山岩储层特征研究

通过大量岩心铸体、荧光薄片及物性等资料，对闵桥油田古近系阜宁组主要油层储集层的火山岩矿物岩石学特征、主要储集空间类型等进行了详细研究，分析影响储层储集性能的主要因素，并对研究区主要储层进行分类。     

准噶尔盆地莫北油田莫116井区三工河组储层特征研究

根据莫116井区取心井资料、铸体薄片和扫描电镜等观察,结合综合录井资料及地震资料分析研究,对莫116井区三工河组岩石学特征、储层物性、孔隙类型及孔隙结构特征进行了研究。研究发现,莫116井区三工河组岩性主要为长石质岩屑砂岩,孔隙度类型主要以剩余粒间孔和原生粒间孔为主;J_1s_(2/2)较J_1s_(1/2)物性好,孔隙度和渗透率相关性较好;J_1s_(1/2)为小孔细喉道的较差储层,J1s为中孔中细喉道的中等储层。     

鄂尔多斯盆地华庆地区长6储层成岩作用研究

位于鄂尔多斯盆地的华庆地区长6储层是典型的低孔低渗储层，是近年来开发的一个主力油气产层。通过岩石学、铸体薄片、阴极发光、扫描电镜等研究方法了解到华庆地区长6油层组主要成岩作用为压实作用、胶结作用、交代蚀变作用以及溶蚀作用等；综合分析其成岩阶段位于中成岩阶段A期。其中压实作用和胶结作用是导致孔隙度降低主要原因；溶蚀作用产生的次生孔隙在一定程度上改善了储层砂岩的物性，是主要的建设性成岩作用。     

川西坳陷雷四上亚段晶粒白云岩成岩作用和孔隙演化

晶粒白云岩是川西坳陷雷口坡组四段上亚段最好的储集岩,其厚度大、分布广且孔隙度、渗透率高。区内晶粒白云岩成岩作用类型多样,主要有白云石化作用、压实作用、溶蚀作用、压溶作用、破裂及充填作用、胶结(充填)作用等。其中,胶结(充填)作用、特别是压实作用是导致区内晶粒白云岩储层孔隙度降低、物性变差的主要因素,而白云石化作用、溶蚀作用,特别是浅埋藏白云石化和古表生大气淡水溶蚀作用是产生次生孔隙,使储层物性变好的主要因素。有效孔隙均为次生型的,主要有晶间溶孔、不规则溶孔、晶间孔、溶缝等。     

下寺湾油田川道区块长2油层组储层特征研究

长2油层组为下寺湾油田川道区块的主力产层之一。通过铸体薄片和压汞资料等对研究区长2油层组储层的岩石类型、孔隙类型和结构特征以及物性特征进行了分析,并对储层进行了分类评价。研究结果表明,储层岩石类型主要为岩屑长石砂岩和长石砂岩,其中以长石砂岩为主,其次为岩屑长石砂岩;储集空间主要以粒间溶孔为主;储层物性具低孔、超低渗的特点;按孔隙结构类型将研究区储层分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类、Ⅳ类4种类型（Ⅰ类储层是好储层,Ⅱ类储层是较好储层）,且主要以Ⅱ类储层为主。     

准噶尔盆地奠北油田莫116井区三工河组储层特征研究

根据莫116井区取心井资料、铸体薄片和扫描电镜等观察，结合综合录井资料及地震资料分析研究，对莫116井区三工河组岩石学特征、储层物性、孔隙类型及孔隙结构特征进行了研究。研究发现，莫116井区三工河组岩性主要为长石质岩屑砂岩，孔隙度类型主要以剩余粒间孔和原生粒间孔为主；J1 s2/2较J1 s1/2物性好，孔隙度和渗透率相关性较好；J1 s1/2为小孔细喉道的较差储层，J1 S2/2为中孔中细喉道的中等储层。     

四川盆地HBC地区飞仙关组三段储层特征研究

以四川盆地HBC地区飞仙关组三段储层为研究对象,在实测剖面和详细观察岩心的基础上,从储层岩石学特征、储集空间类型、孔隙结构特征及储集物性特征等方面对储层进行了研究。飞仙关组三段储集岩主要为鲕粒灰岩,主要形成于台内鲕粒滩沉积体系中,储集空间主要为铸模孔、粒内溶孔和晶间溶孔,孔隙度主要分布在2％～5％,渗透率主要分布小于0．02×10-3μm2,储层类型主要为裂缝一孔隙型。四川盆地HBC地区飞仙关组三段储层以Ⅱ、Ⅲ类储层为主。     

不同成岩相微观渗流特征研究——以华庆地区长6储层为例

华庆地区长6储层属于典型的低孔、特低渗储层。利用不同成岩相真实砂岩微观模型进行了微观水驱油试验，对不同成岩相的微观渗流特征以及残余油的分布进行了研究。研究结果表明，不同成岩相的微观渗流特征存在明显差异，主要体现在流体进入孔道的启动压力、波及面积、驱替方式以及残余油的赋存状态等方面。造成这种现象的主要原因是不同成岩相的物性和孔隙结构微观非均质性的不同，结合真实砂岩微观水驱油试验驱油效率的估算结果，综合分析得出水云母胶结一残余粒间孔＋长石溶蚀相是研究区最有利的成岩相，也是油气富集的最主要相带之一，长石溶蚀＋绿泥石膜胶结一残余粒间孔相次之。长石溶蚀＋水云母胶结一残余粒间孔相和水云母胶结＋长石溶蚀相是主要的残余油赋存的成岩相，在以后的开发中应加大对这类成岩相的研究。     

鄂尔多斯盆地合水油田长8油层组储层宏观非均质特征研究

结合铸体薄片、物性、测井解释等资料,对合水油田长8油层组储层宏观非均质特征进行了较为深入的研究,认为区内储层的层内、层间及平面非均质性均较强;层内非均质特征与沉积韵律和层内夹层的分布密切相关,层间非均质特征主要受层间隔层平面展布特征及储层物性变化的影响,平面非均质特征则受控于砂体的形态及平面展布特征。     

鄂尔多斯盆地丰富川姚251区长6储层特征研究

以储层沉积为基础,结合岩石学多种分析测试资料,分析了鄂尔多斯盆地丰富川姚251区长6储层物性特征及影响因素。鄂尔多斯盆地丰富川姚251区长6主要为三角洲前缘沉积,其中水下分流河道是主要的油气储集层。储集层岩石类型以岩屑长石细砂岩为主,颗粒间多为线、点-线接触,孔隙-薄膜式胶结,具有成分成熟度低、结构成熟度高的特征。粒间孔和溶孔是主要的储集空间,其中以小孔和微孔为主,渗透率平均0．54×10^-3μm^2,为特低渗储层。结论：较强的压实作用、胶结作用是储层形成低孔低渗的主要因素,而溶蚀作用对储层物性有良好的改善作用。     

克拉玛依油田八区克上组砂砾岩油藏储层特征研究

从储层岩性特征、孔隙特征及储层物性特征等方面分析了克拉玛依油田八区克上组砂砾岩油藏储层特征。研究表明,克拉玛依油田八区克上组砂砾岩油藏储层以砂质砾岩和砾质砂岩为主,结构成熟度和成分成熟度都不高;孔隙类型以粒间孔为主,其次为粒内孔和溶孔,溶蚀作用对孔隙的形成具有重要的影响;储层储集性能总体上是中低孔中低渗。     

W区长9油层组储层孔隙结构与可动流体饱和度研究

W区位于鄂尔多斯盆地最为宽广的伊陕斜坡中段,整体表现为西倾单斜,坡度仅1°左右。延长组长9油层组为典型低孔、低渗储层。利用恒速压汞测试获得不同渗透率岩样的孔道半径、喉道半径分布曲线,其孔道半径分布差异不大,而喉道半径差异较大。运用核磁共振技术结合离心法确定W区横向弛豫时间τ2的截止值(τ2, cutof);渗透率低于0.1mD的岩心核磁图谱主要为单峰结构,平均可动流体饱和度为23.68％,流体主要受到纳米级和亚微米级喉道所控制;渗透率高于0.1mD的岩心核磁图谱主要为双峰结构,平均可动流体饱和度为55.56％,可动流体主要赋存在亚微米和微米孔隙中。