储层特征范文

储层特征范文（精选10篇）

储层特征 第1篇

关键词：页岩气储层,特征,储层改造,影响

在油气资源中, 页岩气属于新型的矿种, 吸附态、游离态就溶解态是页岩气赋存的主要形式。近年来, 世界上各个国家都大力的开采页岩气, 然而, 开采的过程中, 受到页岩气储层特殊性的影响, 开采的效果并不理想, 为了实现商业开采的目的, 必然要利用相应的技术对储层进行改造, 需要注意的是, 改造储层时, 要在明确并尊重页岩气储层特征的基础上进行。

1页岩气储层的主要特征

1.1富含有机质和粘土矿物

页岩气一个突出的特点为自生自储, 因此, 页岩气储层具有比较高的有机质含量, 这是储层各项特征中的基本特征。根据相关的数据资料可知, 在北美典型页岩发育区中, 页岩气储层中均含有比较高的有机碳, 比如在德拉华盆地中, 页岩气储层有机碳的含量平均在4.4%左右, 在加拿大西部盆地中, 储层有机碳的含量均超过2%, 最高层段的有机碳含量超过5.5%, 从这些数据中可以看出, 含有丰富的有机质为页岩气储层的特征之一[1]。实际上, 我国各地区页岩气储层的有机质含量同样也比较高, 通过对下古生界牛蹄塘组中页岩气储层的有机碳含量调查可知, 有机碳的含量均超过1%, 比较丰富。

富含有机质的页岩气储层另外一个比较突出的特点为含有丰富的粘土矿物。美国Bossier页岩中, 储层粘土矿物的含量超过了70%, 非常丰富, 而在我国的上扬子地区下古生界页岩气储层中, 粘土矿物的含量超过了20%, 最高层段可达到65% 左右, 平均50%左右, 含量非常高。

1.2细小的矿物粒度

从岩石结构上来看, 页岩的结构为泥质结构, 岩石组成中, 主要是细小的矿物粒度, 实际上, 矿物粒度在很大程度上由矿物晶体的细小程度来决定。而从沉积环境方面, 深水、静水等远离物源的环境为页岩的主要环境, 碎屑矿物经过搬运之后, 出现在沉积环境中, 搬运时, 必然会经历比较长的距离, 碎屑矿物的组分为细粒, 多为泥级, 粉砂级存在的含量非常少, 这也决定了其泥质结构的特性[2]。

1.3极低的孔隙度和渗透率

页岩气储层的物性特征为孔隙度及渗透率非常低, 依据美国的分析数据可知, 储层总孔隙度平均约为5.5%左右, 测井孔隙度平均5.1%, 而在渗透率方面, 通常在0.1m D以下, 喉道平均半径尚不及0.005mm。我国页岩气储层的孔隙度及渗透率情况与国外比较接近, 都比较小。

2页岩气储层特征对储层改造的影响

2.1岩石组成的影响

在进行储层改造时, 岩石组成在岩石力学性质及岩石敏感性两个方面产生影响。第一, 岩石力学性质的影响, 岩石力学性质中, 主要的衡量参数包含两个, 一个是杨氏模量, 衡量岩石刚性大小, 杨氏模量越高时, 页岩的脆性越大, 越有利于开采的顺利进行, 另一个是泊松比, 泊松比越小时, 页岩的脆性越大。 储层改造过程中, 如果页岩的脆性越差, 压裂的难度越高, 裂隙越不容易产生, 影响改造的效果。第二, 页岩敏感性的影响, 页岩的敏感性是指环境条件及流动条件改变后, 其物性特征的变化情况, 在页岩中, 储层敏感性的主要引起因素为粘土矿物、组合特征等, 压裂改造过程中, 如果页岩对压力液体的敏感性越高, 那么储层改造的效果越好[3]。

2.2地质环境的影响

在页岩气储层的地质环境中, 重要的两个因素为天然裂隙和地应力。天然裂隙对压裂裂隙效果的影响比较大, 压裂过程中, 人工裂隙与天然裂隙之间会存在一定的关系, 而这正是天然裂隙产生影响的表现。压裂过程中, 与天然裂隙之间应尽量多的沟通, 从而提升改造的效果。对于地下的岩石单元体来说, 会感受的3个应力, 这3个应力来源于3个方向, 相互之间垂直, 其中, 2个应力为水平轴方向上的, 1个应力为垂直方向上的。我国地质构造是非常复杂的, 且具备多样性, 应力的分布状况会存在一定的差异, 储层改造过程中, 应力会对效果产生比较大的影响。页岩气储层中, 天然裂隙比较多, 而且水平应力之间的差异比较小, 因此, 地质条件的复杂性比较高, 在进行储层改造的过程中, 必然会产生比较大的影响, 降低压裂的效果。

3结语

页岩气储层的主要特征为极低的渗透率及孔隙度, 粘土矿物及有机质的含量丰富, 这些空间分布特征、岩石组成特征及地质环境特征、物性特征均会对储层改造的效果产生不同的影响, 在进行储层改造之前, 应结合具体开采地点页岩气的实际情况, 制定合理的施工方案, 提升压裂缝隙的效果, 提高页岩气开采的产量。

参考文献

[1]张晓明, 石万忠, 徐清海等.四川盆地焦石坝地区页岩气储层特征及控制因素[J].石油学报, 2015, (08) :926~939+953.

[2]陈尚斌, 秦勇, 王阳等.中上扬子区海相页岩气储层孔隙结构非均质性特征[J].天然气地球科学, 2015, (08) :1455~1463.

普光气田储层特征及测井解释方法 第2篇

普光气田储层特征及测井解释方法

普光气田在飞仙关组-长兴组海相碳酸盐岩地层发育厚层天然气藏,储层类型以孔隙-孔洞型为主,局部有裂缝发育,储层厚度大,埋藏深度大.如何准确确定地层的岩性和计算储层参数是测井解释评价的.关键.通过对岩心和测井资料的分析,对储层岩性、物性、电性和含气性进行了分析研究,并建立了相应的储层参数测井解释模型.应用结果表明,该方法提高了储层参数计算和解释精度,在普光气田开发井测井解释中得到了推广应用.

作 者：孙耀庭 谭海芳 于世建 SUN Yao-ting TAN Hai-fang YU Shi-jian 作者单位：中原石油勘探局地球物理测井公司,河南,濮阳,457001刊 名：石油天然气学报 PKU英文刊名：JOURNAL OF OIL AND GAS TECHNOLOGY年，卷(期)：30(1)分类号：P631.84关键词：储层特征 测井解释 碳酸盐岩地层 储层评价 溶蚀孔洞 普光气田

储层特征 第3篇

关键词：储层；成岩作用；延长组；南泥湾油田；鄂尔多斯盆地

中图分类号： 618.130.2 文献标识码： A

1、前言

南泥湾油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡东南部，是鄂尔多斯盆地中生界油气较富集的一个地区。三叠系延长组长6油层是其主要生产层系，储集体主要为三角洲平原分流河道沉积的细粒长石砂岩，杂基含量少、分选中等，孔隙式胶结，孔隙度介于7-10%，渗透率介于0.3-0.9×MD，储集空间类型主要以残余粒间孔、粒间溶孔为主，次为粒内溶孔、裂隙孔等，多为小孔细喉或微细喉孔隙结构，为典型的低孔隙度、特低渗透率致密砂岩储层。南泥湾油田长6油藏为岩性油藏，储层砂体分布及物性是油气分布的主控因素，近年来勘探实践表明，该区长6油层组分流河道砂体连片分布，叠置砂体厚度达20余米，为油气聚集提供很好的地质基础，但由于该类储层成岩作用强烈，孔隙演化悬殊，导致该区储集性能变化大，油气平面分布难以预测[1-10]，因此明确该区长6油层储层成岩-成孔演化特征，分析“甜点”储层控制因素，对指导该类致密岩性油藏勘探具有主要意义。

2、储层成岩作用类型

南泥湾油田长6油层组储层成岩作用较强，类型多样（图1），主要有：

压实压溶作用：包括机械压实及化学压溶作用，在成岩早期以机械压实作用为主，主要表现为：颗粒间紧密的线-凹凸接触，长石矿物双晶滑动、机械断裂，柔性浅变岩岩屑与石英等钢化颗粒均匀分布形成刚柔相济的颗粒结构，云母或泥质含量较高储层压实作用相对较强，晚期以压溶作用为主，主要为石英、长石的次生加大，常见Ⅱ级石英加大边发育，局部石英镶嵌状接触。压实压溶作用使原生粒间孔急剧减少，同时，降低储层渗透能力。

胶结作用：延长组长6油层组储层砂岩中胶结物主要有粘土矿物、碳酸盐岩、硅质等。

①自生粘土胶结

长6油层组自生粘土矿物含量约为2.5-11%，平均为4.5%，其中绿泥石相对含量65%，伊蒙混层及伊利石相对含量10%，高岭石相对含量25%，绿泥石是主要的粘土矿物，可见多期生成，常呈碎屑包壳产出，约为25μm，少数呈毛发状充填孔隙，绿泥石薄膜在一定程度减缓压实作用程度。伊利石、高岭石含量较少，呈孔隙充填状产出。

③碳酸盐岩胶结

长6油层组碳酸盐岩含量平均为3.6%，变化较大，最高含量约为28%，主要碳酸盐岩矿物有方解石、含铁方解石、铁方解石、白云石、含铁白云石，可分为早晚2期胶结，早期以方解石为主，以嵌晶式充填和微晶式充填多见，晚期以白云石、铁方解石、铁白云石及少量菱铁矿显微晶集合体为主，胶结方式主要为孔隙式充填，其次为基底～孔隙式，晶粒较小，常见溶蚀边或蚀变，晚期碳酸盐胶结物主要有含铁方解石、铁方解石，微量白云石，常成连晶状充填孔隙，或交代碎屑形成钙化碎屑，该时期铁方解石、铁白云石等的发育使孔隙发育的渗透层变为非渗透层，甚至致密层，是导致储层致密的主要原因.

硅质胶结主要表现为石英的次生加大及其自生石英晶体充填孔隙。浊沸石的胶结不发育，仅局部见及，由于浊沸石易溶解，其形成的溶蚀孔隙对总体面孔率贡献较大。

交代及蚀变作用：研究区长6油层组交代及其蚀变作用非常普遍，但对储层的孔隙度和渗透率的影响较小，常见的交代及蚀变作用有：碳酸盐矿物交代长石及其自生浊沸石，局部形成钙化碎屑，粘土矿物交代长石及其岩屑，偶见泥化碎屑，常见长石表面高岭土化、水云母化等，其次，黑云母礦物常绢云母化，石英蚀变较弱，仅见边缘不规则，长石沿节理缝蚀变最为常见。

破裂作用：在岩心观测及其镜下薄片鉴定，都可发现长6油层不同程度发育构造裂缝及其成岩裂缝，构造裂缝切穿矿物碎屑及胶结物，多被有机质充填，裂缝面笔直，成岩裂缝多顺层分布，多为云母层间缝及泥质条带边缘滑脱缝，破裂作用对增加储层渗透能力具有显著作用，对增加储集空间意义较弱。

压实作用 云母定向排列 长石溶蚀普遍发育

长石溶孔 少量残余粒间孔

图1典型成岩作用（44井）

溶蚀作用：长6油层溶蚀粒间孔、溶蚀粒内孔分别占面孔率30%、15%，对改善储层质量具有重要作用，常见溶蚀为粒间胶结物溶蚀，特别是浊沸石溶蚀显著，形成溶蚀残余结构，局部发育超大溶孔、铸模孔，此外，长石粒内溶孔较为普遍，长石多沿节理缝溶蚀交代，往往形成孤岛状、网状，在部分井层微裂缝发育段，沿微裂缝溶蚀形成裂隙孔，极大改善储层渗透性能。溶蚀作用增加储层孔隙度3-5%，使成岩后期形成的差储层改善为有效储层。

3、成岩序列与成岩阶段划分

结合鄂尔多斯盆地中新生代盆地演化及储层自生矿物产状、相互交代作用分析长6油层组成岩演化序列。在铸体薄片及其扫描电镜下观察，自生石英多沿绿泥石包壳外次生加大，方解石不但充填粒间孔，部分充填长石粒内溶孔，石英加大边可见被方解石交代，高岭石充填原生粒间孔，部分交代长石，在微裂隙及其晚期铁方解石矿物、浊沸石矿物、石英次生加大边发现烃类流体包裹体，据此，6油层组成岩演化序列为：机械压实-早期绿泥石、方解石胶结--浊沸石胶结-早期溶解（粒间、长石粒内）-石英次生加大-高岭石胶结-晚期溶解-烃类早期充注-晚期铁方解石胶结-烃类晚期充注-含铁白云石胶结。

结合鄂尔多斯中新生代盆地演化古温标、有机地化指标，及其长6油层组成岩自生矿物产状、孔隙类型对成岩阶段进行划分。该区长6油层总体处于晚成岩A期，主要依据为：

研究区长6流体包裹体样品的分析确定古地温为115℃左右；镜煤反射率Ro介于0.7%～0.9%之间，Tmax为450℃左右，表明该区长6油层组有机质处于成熟阶段；粘土矿物主要以绿泥石为主，约65-75%，伊/蒙混层平均含量约为11%，少量高岭石、伊利石，I/S混层中的蒙皂石（S）的含量介于15～20%，为有序混层带；石英次生加大多为Ⅰ级，少见Ⅱ级，碳酸盐胶结物以方解石为主，少量含铁方解石充填次生溶孔，粒间溶孔、长石粒内溶孔发育，但仍以残余粒间孔为主，微裂缝不发育。以上说明长6油层组砂岩储层成岩作用一般已进入晚成岩A期左右。

图2 延长组成岩演化模式

4、成岩-成孔演化模式

根据鄂尔多斯中新生代盆地演化分析，延长组沉积后，原始孔隙度约为介于40%，于早侏罗世初期上升剥蚀，遭受早期浅埋深成岩作用及其大气淡水淋滤成岩作用，成岩早期压实及碳酸盐岩胶结作用发育，储层早期溶蚀不明显，多被后期胶结物充填，中侏罗世-晚侏罗世盆地一直沉降，在早白垩纪初达到最大埋深，遭受深埋深成岩作用，压实压溶作用、胶结作用强烈，孔隙度急剧减少，储层致密化，根据铸体薄片统计，压实作用减少孔隙度20%左右，胶结作用减少孔隙度15%，也在此阶段有机质成熟，烃类开始充注，排除有机酸溶蚀，发育粒间孔、粒内孔，有效改善储层质量，增加孔隙度3-5%。中白垩世后盆地持续抬升（图2）。

5、结论

①南泥湾油田延长组长6油层主要发生了压实及压溶作用、胶结作用、溶蚀作用、交代作用和破裂作用等一系列成岩作用类型，成岩作用复杂，成岩现象丰富，并对储集层孔隙发育及物性影响显著。

② 长6油层成岩序列为：机械压实→早期粘土膜（绿泥石膜或蒙皂石膜）形成→少量方解石沉淀→（含有机酸流体注入）长石颗粒溶解→石英次生加大→石油侵位→晚期铁方解石充填→晚期白云石充填或交代碎屑颗粒；成岩阶段主要处于中成岩阶段的A期

③长6油层原始孔隙度约为40%，压实及胶结作用致使孔隙度减少到5%左右，溶蚀作用使孔隙度增加2～3%，晚期碳酸盐胶结是储层致密的根本原因，溶蚀作用改善了储层质量，局部形成甜点储层。

参考文献：

[1]郑荣才，耿威.鄂尔多斯盆地白豹地区长6砂岩成岩作用与成岩相研究[J]，岩性油气藏，2007，19（2）1-8

[2] 郑浚茂，庞明编著.碎屑储集岩的成岩作用研究[M].武汉：中国地质大学出版社，1989.53-85

[3] 史基安，王金鹏.鄂尔多斯盆地西峰油田三叠系延长组长6—8段储层砂岩成岩作用研究[J]，沉积学报，2003， 21（3）：373-380.

[4] 牟泽辉.鄂尔多斯盆地庆阳以南三叠系延长组长5、长6、长7储层成岩作用[J].天然气工业，2001，21（2）：13-17.

[5] 张金亮，司学强.陕甘宁盆地庆阳地区长8油层砂岩成岩作用及其对储层性质的影响[J].沉积学报，2004，22（2）：225-233.

[6] 柳益群，李文厚，冯乔..鄂尔多斯盆地东部上三叠统含油砂岩的古地温及成岩阶段[J].地质学报， 1997，71（1）：65～74.

[7] 罗静兰，张晓莉.河流-湖泊三角洲相砂岩成岩作用的重建及其对储层物性演化的影响-以延长油区侏罗系-上三叠统砂岩为例[J].中国科学（D辑），2001， 31（12）：1006-1016.

[8] 朱国华.陕北浊沸石次生孔隙砂体的形成与油气的关系[J].石油学报，1985， 6（1）1-8.

[9]杨晓萍，裘择楠.鄂尔多斯盆地上三叠统延长组浊沸石的形成机理、分布规律与油气关系[J].沉积学报.2002， 20 （4）：628～632.

曹阳台油区储层特征分析 第4篇

曹阳台油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, 地层整体呈N N E走向, 坡度仅1°左右。地形起伏不平, 为沟、梁、峁地貌。地面海拔1100~1500m, 相对高差150~200m左右。属大陆季风性气候, 气候干燥缺水, 年降雨量300~600mm, 主要集中在7~9月份。

2 储层特征

2.1 沉积微相特征

该区长8、长9油层组沉积类型主要为三角洲前缘沉积, 三角洲前缘亚相类型分为三个微相, 即水下分流河道、河口坝、水下分流间湾。长91时期处于三角洲前缘的高速发展期, 主要发育有水下分流河道微相, 在工区的中部由南向北发育有河口坝, 局部发育小型水下分流间湾。长82时期处于三角洲前缘的间隙期, 河道较窄, 沉积微相以水下分流河道为主, 在工区的北东部和中部处发育有一个小型河口坝, 水下分流间湾较也发育。长81时期处在三角洲前缘的推进期, 水下分流间湾发育于工区中部和北东角。

2.2 砂体展布特征

长91小层砂体较为发育, 砂厚最大值28.3m, 最小值1.8m, 平均砂厚11.8m。工区中部和南西部发育的砂体厚度大于20m的砂体, 分别位于14-116井和14-117井处。砂厚最大值区域处于14-127井处, 砂厚达到28.30m。10m以下的砂体分布较少。长82小层砂体沿北东向发育先变宽后变窄, 砂厚最大值30.2m, 最小值2.5m, 平均砂厚10.93m, 工区中部和北东部均超过20m的砂体。砂厚最大值区域处于14-50井处, 砂厚达到30.2m, 10m以下的砂体主要分布在河道的边部。长81小层砂体沿北东向发育先变窄后变宽。砂厚最大值24.3m, 最小值1.7m, 平均砂厚13.66m, 工区北东部和中部内发育三处厚度大于20m的砂体, 10m以下的砂体主要分布在河道的边部。

2.3 岩石学特征

长8和长9油组砂岩成分成熟度差, 长8岩石类型为含灰质细粒岩屑长石砂岩, 长9岩石类型为中粒长石砂岩。砂岩储层具有中高结构成熟度特征。长8和长9岩屑含量分别为22.42%和9%, 平均15.71%, 岩屑呈块状分布。

填隙物:填隙物包括基质和胶结物, 长8和长9其总含量分别为19.81%和17.14%。其中:基质成分主要为泥质, 其平均含量分别为10.71%和2%;胶结物成份主要为高岭石、石英石、方解石, 胶结物含量分别为9.1%和15.14%。

2.4 储层分布特征

2.4.1 顺物源方向分布特征:

长8储层:根据油藏横剖面图分析可以看出, 长81小层砂体发育较好, 由北向南油层逐渐变厚, 油层连通性较好;长82小层砂体在北部基本不发育, 从中部向南部砂体开始发育, 连通性也变好, 但大多为干层, 含油层段较少。长9储层:长91小层砂体总体上在北部发育较差, 中部开始发育, 靠近南部有转好的趋势, 并出现油层。

2.4.2 垂直物源方向剖面分布特征

长8储层:长81小层砂体发育, 但零星分布, 连通性不好;长82小层砂体发育较差, 连通性不好, 油层段较短;长9储层:长91小层砂体发育很好, 整个油层都连通, 且油层较厚。

2.5 储层物性特征

2.5.1 物性分析

据统计, 长8油层组孔隙度范围3~13.17%, 平均值为7.76%;渗透率为0.01~9.2110-3μm2, 平均值为2.0310-3μm2。长9油层组孔隙度范围4.95~1 4.1%, 平均7.9 9%;渗透率0.0 1~31.6610-3μm2, 平均4.510-3μm2, 该区长8、长9砂岩物性整体属于特低孔、特低渗储层。

2.5.2 孔隙类型

本区长8和长9油组砂岩储层孔隙类型主要为粒间孔、长石溶孔、粒内溶孔 (长石溶孔、岩屑溶孔) 等。

2.5.3 孔隙结构

长8属于Ⅲ级孔隙结构;长9储层借用邻区资料确定属于II级孔隙结构特征。

2.6 储层评价

采用赵靖舟提出的鄂尔多斯盆地中生界储层的分类评级标准, 对研究区进行分类评价。

确定长8储层属于Ⅳa、Ⅳb类储层, 即超低渗透层;长9储层借用邻区资料:最终确定长9储层属于Ⅳb超低渗透层。

3 结论

通过对曹阳台油区储层特征的分析, 发现该区长8和长9适合同一层系开发:

(1) 物性比较相近, 长8孔隙度7.76%, 渗透率2.0310-3μm2, 长9孔隙度7.99%, 渗透率4.510-3μm2, 油层组的差异较小。适合同一层系开发。

(2) 流体性质:两油组流体性质相近。适合同一层系开发。

(3) 长8和长9属于同一油藏类型, 并且是相邻的油层组, 适合同一层系开发。

储层特征 第5篇

作 者：罗光东 柳成志 钱文博 佘瑞 作者单位：罗光东,柳成志,佘瑞(大庆石油学院地球科学学院,黑龙江,大庆,163318)

钱文博(大庆油田地质录井一公司,黑龙江,大庆,163453)

樊家川油田储层特征研究 第6篇

1 储层岩石学特征

通过岩心和薄片观察认为, 樊家川油田Y9 储层岩石为灰褐色中-粗粒 (含砾) 长石岩屑石英砂岩、粗-中粒 (含砾) 长石岩屑石英砂岩及少量含硬石膏粗粒长石岩屑砂岩。

1.1 岩石骨架颗粒特征

樊家川油田北部储层岩石骨架颗粒主要粒径分布范围为0.25-1.35mm, 平均为0.609mm, 碎屑颗粒粒径最大1.6mm, 较粗颗粒的粒径主要分布在1-1.1 mm, 碎屑含量85.7-90.2%, 平均88.075%;南部储层岩石骨架颗粒主要粒径分布范围为0.25-1.30mm, 平均0.60mm, 碎屑颗粒粒径最大1.75mm, 较粗颗粒的粒径主要分布在0.8-1.0 mm, 碎屑含量为85.8-90.6%, 平均为88.86%。

1.2 填隙物特征

储层岩石填隙物成分主要为高岭石、伊利石、铁白云石、硅质、长石质、黄铁矿、碳酸盐、硫酸盐及硬石膏等。

北部储层填隙物含量为9.9-16.6%, 平均为11.99%。其中粘土含量为3.8%-7.2%, 平均为5.54%, 占填隙物平均含量的46.21%。填隙物主要成分为硅质、伊利石和高岭石, 硅质含量平均为3.93%;伊利石含量平均为4.81%, 高岭石含量平均为0.87%。南部储层填隙物含量为9.7-13.2%, 平均为10.95%, 其中粘土含量为3.1%-9.4%, 平均为6.46%, 占填隙物平均含量的58.99%。填隙物的主要成分为硅质、高岭石和伊利石, 硅质含量平均为2.93%, 高岭石含量平均为4.18%, 伊利石含量平均为2.26%。

1.3 储层岩石结构特征

岩石碎屑颗粒呈次棱状, 颗粒支撑, 分选中等, 胶结类型为再生型、孔隙--再生型和再生--孔隙型, 接触方式为线和点线接触。长石、石英次生加大常见但加大边不很发育。部分碎屑颗粒具有定向分布特征。见有部分不稳定岩屑蚀变并变形, 铁白云石充填孔隙呈斑状分布, 部分长石挤压后发生碎裂, 黄铁矿呈自形粒状沿泥质分布。

2 储层孔隙成因类型

通过铸体薄片镜下分析认为, 延9 储层储集空间类型主要为剩余粒间孔、长石溶孔、岩屑溶孔、碳酸盐溶孔、杂基溶孔及微裂隙等, 其中以粒间孔和各种溶蚀孔为主。

2.1 剩余粒间孔

剩余粒间孔在储层中占主导地位。未被充填的粒间孔呈三角形或不规则多边形, 孔隙边缘较为平直, 这种孔隙对孔隙度的贡献较大。经镜下铸体薄片鉴定确定, 剩余原生粒间孔平均占面孔率的58.01%, 是储层的主要储集和渗流空间。

2.2 次生溶蚀孔

次生溶蚀孔隙包括长石溶孔、岩屑溶孔和杂基溶孔。

长石溶孔是由风化作用和成岩作用期的次生溶蚀双重作用形成的, 这种孔隙一般沿长石的双晶纹发育, 孔隙的绝对大小一般不大。岩屑溶孔在储层中占的比重不大, 发育不良, 孔隙的绝对大小很细小, 对孔隙度和渗透率贡献不大。杂基溶孔在次生孔隙中所占的份额稍大, 对储层的孔隙性和渗透性有较大的贡献。

2.3 晶间孔

储层砂岩的晶间孔主要是高岭石晶间孔, 这种孔隙的量与高岭石的含量有密切关系。此外, 储层还有少量的微裂隙孔, 这种孔隙的量虽然不大, 但它们对流体的渗流起着重要的作用。从储层各种成因的孔隙在岩样中所占的比例分析得知, 储层的主要孔隙类型为剩余粒间孔, 其次依次是杂基溶孔、长石溶孔、岩屑溶孔和高岭石的晶间孔。

3 孔喉分布特征

压汞技术是获得孔喉分布的主要手段。统计结果表明:半径小于0.1 μm的孔喉占储层总孔隙体积的9.99-12.53%, 平均11.26%;半径为0.1-1 μm的孔喉占储层总孔隙体积的35.32-25.98%, 平均31.48%;半径为1-10 μm的孔喉占储层总孔隙体积的57.17-31.38%, 平均48.38%;半径大于10 μm的孔喉占储层总孔隙体积的0-23.54%, 平均6.21%。统计数据表明, 孔喉大小分布的集中程度较差, 分布范围较大, 但主要还是分布在0.1-10 μm , 在此范围的孔喉占储层总孔隙体积的79.86%。尽管大于10 μm的喉道在储层中分布的较少且不均匀, 但是它的存在对储层渗透率的改善有着非常重要的意义, 所分析的岩样中渗透率高者其中大于10 μm的孔喉相对地也较多。

4 储层物性特征

该油田Y91储层的均质性明显地好于Y92, 而且Y91储层的油饱也明显地高于Y92。 Y91南部储层的均质性要稍好于北部, Y92北部储层的均质性要好于南部。

5 结语

5.1 储层岩石填隙物成分主要为高岭石、伊利石、硅质等, 其中粘土矿物的平均含量占填隙物平均含量的52.6%。

5.2 Y9储层储集空间类型主要为剩余粒间、杂基溶孔、长石溶孔、岩屑溶孔和高岭石的晶间孔, 其中以粒间孔和各种溶蚀孔为主。

5.3 孔喉主要分布在0.1-10 μm , 占储层总孔隙体积的79.86%, 大于10 μm的喉道分布较少但其对储层渗透率的改善意义重大。

5.4 Y91储层的均质性明显地好于Y92, 而且Y91储层的油饱也明显地高于Y92。 Y91南部储层的均质性要稍好于北部, Y92北部储层的均质性要好于南部。

摘要：利用压汞、铸体薄片等分析方法, 对樊家川油田Y9储层的岩石学特征、孔隙成因类型、孔隙结构特征及物性特征等进行了深入研究。研究结果表明Y91储层的均质性、油饱明显好于Y92。

子长油田某区长6储层特征研究 第7篇

子长油田某区位于鄂尔多斯东部的陕北斜坡带, 西倾单斜, 构造平缓, 以岩性圈闭为主, 由于差异压实作用, 使该区储层成一些小的鼻状隆起。这些发育在西倾单斜上的鼻状隆起与小层砂体配合对油气的聚集起一定的控制作用。

2 储层岩性及岩石学特征

根据岩性观察和薄片鉴定结果, 本区三叠系延长组长6储层段岩性主要为一套浅灰色细-中粒长石砂岩, 其次为少量的中砂岩、粉细砂岩及粉砂岩。

根据岩石薄片数据得出本区长6砂岩储层中碎屑成分一般约占80%~90%, 以长石为主, 其次为石英、岩屑和云母。岩石组分中石英含量为25.4%, 长石含量为66.8%, 岩屑含量为7.9%, 主要为中、细粒长石砂岩。胶结物主要为硅质和碳酸盐, 其中方解石占34.4%。

岩石致密程度深, 碎屑颗粒主要呈次圆-次棱角状, 分选程度中等~好, 接触关系以线状接触为主, 也见凹凸接触, 胶结类型以孔隙式胶结为主, 也有压嵌式胶结。填隙物含量一般为4%~10%, 平均6%左右, 填隙物主要以方解石、绿泥石为主, 其次为浊沸石、石英质。

3 储层孔隙结构特征

据岩石薄片分析, 本区长6层砂岩储层的胶结类型主要为孔隙式胶结, 胶结物以浊沸石、方解石为主, 并含有石英次生加大。岩石骨架结构多线接触, 颗粒支撑, 磨圆度多为次棱。以小孔-细孔喉组合为主。

4 储层物性特征

孔隙度最小为0.8%, 最大15.1%, 平均8.32%, 主要分布于7%~11%, 占总样品数的60.9%。渗透率在0.02~15.3310-3μm2之间, 平均0.6210-3μm2, 主要分布在0.1~0.5510-3μm2之间, 占全部样品数的75.8%。孔隙度大于7.5%样品平均值为9.5%, 占样品数的69.6%。渗透率大于0.210-3μm2的样品平均值为0.8210-3μm2, 占样品数的71.5%。

5结论

(1) 长6砂岩主要为细-中粒长石砂岩。碎屑成分以长石为主, 其次为石英、岩屑和云母。填隙物主要以方解石、浊沸石为主, 其次为绿泥石。岩石致密程度深, 碎屑颗粒主要呈次圆-次棱角状, 分选程度中等~好, 接触关系以线状接触为主, 胶结类型以孔隙式胶结为主。

(2) 长6储层砂岩中面孔率主要分布在1~7%之间, 平均3.9%。主要为原生粒间孔和次生孔隙, 主要孔隙类型是长石溶孔, 其次是粒间孔隙、粒内孔, 这些为后期油气的生成提供了良好的储集空间。

(3) 长6隙度最小为0.8%, 最大15.1%, 平均8.32%, 主要分布于7%~11%。渗透率在0.02~15.3310-3μm2之间, 平均0.6210-3μm2, 主要分布在0.1~0.5510-3μm2之间, 属低孔低渗储层。

摘要：子长油田某区研究程度较低, 缺乏对主要出油层系长6储层进行深入系统的研究, 本文通过对长6储层岩性观察和岩石薄片分析, 从储层特征对本区进行了综合评价, 为子长油田下一步的产能部署、精细注水开发及老井挖潜提供重要指导意义。

关键词：子长油田,长6储层特征

参考文献

[1]何自新, 鄂尔多斯盆地演化与油气[M].北京:石油工业出版社, 2003

[2]子长油田长6油层开发现状及发展潜力研究, 延长油矿内部资料, 2001

老292油藏裂缝型储层特征研究 第8篇

老292潜山位于山东省东营市河口区东北部渤海南部浅海海域，水深2～3m，区域构造上位于埕北凹陷以东，北部以埕北断层为界，南接桩西潜山带。

老2 9 2潜山自下而上钻遇了太古界、古生界、中生界、第三系以及第四系地层。太古界、古生界、中生界地层构成了前第三系潜山。老292块下古生界潜山上覆石炭～二叠系地层，与下古生界为平行不整和接触，上古生界与中生界地层呈角度不整合接触。

结合区域构造演化特征来看，埕北大断层控制着本区的构造演化，对油气成藏起着主要的控制作用，是本区油藏的油源断层。

2 储层岩性特征

老292潜山主要发育古生界储层，原生储集空间不发育，裂缝是储层重要的储集和渗流空间等。

八陡组：岩性以白云岩为主。矿物成分以方解石、白云石为主，含少量泥质、黄铁矿及自生石英。

上、下马家沟组：岩性以灰岩、白云岩为主。矿物成分以方解石、白云石为主，含少量陆源碎屑和粘土矿物。

3 裂缝网络系统

裂缝是研究区主要的储集空间，对储层的发育起着重要的控制作用。应用FMI测井资料、测井资料及岩心资料，对本区裂缝分布规律及发育特征进行了研究。

(1）裂缝类型

(1)风化破裂缝

风化缝是指岩石表生期因物理、化学风化作用形成的各类裂缝，也可以是早期构造成因缝在表生期改造的结果。主要指潜山风化面附近由于地表风化剥蚀产生的裂缝，其特点为裂缝产状复杂、裂缝宽度变化大、优势组系不明显。从F M I测井资料上看，在风化壳附近，裂缝发育密集。老292井这种裂缝发育十分明显，由于八陡组地层以白云岩为主，岩性脆，所以在早期风化改造后，后期构造应力作用下，使八陡组裂缝十分发育。

(2)构造缝

构造应力作用形成的岩石破裂。按应力机制又可分为挤压应力缝、剪应力缝、张应力缝等，其中挤压应力缝和张应力缝较常见。

挤压应力缝：形成于挤压应力环境，主要为印支期挤压作用的产物，燕山期后期也可能存在挤压应力环境，裂缝倾角一般小于45°，缝面一般见有擦痕和碳质析出，挤压应力可以形成大量裂缝，是目前地层中重要的裂缝类型之一。

张裂缝：指构造拉张活动期形成的裂缝，由于这类裂缝形成时期晚，充填程度差，裂缝有效性较高。

(2）裂缝参数研究

(1)裂缝期次

通过岩心观察、岩石薄片分析、同位素分析，老292潜山古生界裂缝形成期次可分为早期裂缝、印支期裂缝、燕山～喜山期裂缝，形成的应力环境和自然环境各不相同，方解石充填缝形成于古生界地层风化淋滤期。有效缝以燕山～喜山期裂缝为主。

(2)裂缝走向

应用FMI测井资料，对研究区的裂缝产状进行了统计，本区裂缝发育有三个优势方向，分别为：60°、105°、90°，总体为近东西向。

(3)裂缝倾角

为了便于研究储层性质，将裂缝按倾角大小分为四类，裂缝倾角<20°为低角度缝，20～65°为中角度缝，65～85°为高角度缝，大于8 5°为直立缝。应用FMI测井资料统计，从井点发育的情况来看，裂缝的倾角主要集中在50～80°之间，即以中高角度缝为主。

(4)裂缝密度

由于FMI成像测井识别的裂缝需要一定延伸长度，对裂缝宽度也有一定要求，所以识别出的裂缝级别相对较高，同级别裂缝的发育密度也可反映出不同井、不同层段的裂缝发育程度。

根据FMI测井资料统计分析，裂缝通常以裂缝发育段的形式出现，裂缝发育段的特征为裂缝发育密度由低逐次升高再降低。通过按层位统计平均裂缝发育密度来看，下古生界八陡组及太古界裂缝较发育，平均裂缝密度分别为4.3条每10m和3.2条每10m，上下马家沟组裂缝密度分别为1.9条/10m和1.8条/10m，裂缝密度相对较低。裂缝发育密度与其岩性及纵向所处位置关系密切。

4 储层的测井解释

在对老2 9 2潜山完钻井的岩性、物性、电性、含油性进行全面分析、研究后，确定有效储集层解释标准如下：

I类层：测井解释裂缝孔隙度≥0.1%，总孔隙度≥2%，或虽然总孔隙度≤2%，但是裂缝孔隙度≥0.5%，深侧向电阻率≤1000Ω.m。

II类层：测井解释总孔隙度<2%，裂缝孔隙度一般>0.1%，而且裂缝孔隙度<0.5%，深侧向电阻率≤1000Ω.m。

5 储层发育控制因素

古生界地地层沉积时间较早，后期经历了复杂的构造演化以及剥蚀作用，影响储层的因素多而复杂，结合井点储层的发育情况以及相关资料分析，影响储层发育程度的主要因素有以下两种:

(1)受风化淋滤作用（风化壳）控制

在潜山顶面风化壳附近，由于岩石长期经受风化作用，形成大量风化破裂缝，同时潜山顶面也是构造应力释放带，易形成构造裂缝。从本区储层发育情况看,在下古生界与太古界不整合面下形成良好的储层，这井的主要产油段均位于风化面附近，说明风化淋虑作用对储层的发育起重要作用。

(2)岩性控制

岩性对储层发育的影响主要表现在岩石的性质决定下古生界次生储集空间的类型以及发育程度。上、下马家沟组的岩性以灰岩为主，地层储集空间以溶蚀洞、缝为主，其次是构造裂缝。在相同应力下裂缝发育程度随岩性不同各异,按泥岩-泥质云灰岩-灰岩-白云岩顺序发育程度由弱变强。白云岩比灰岩的抗张强度弱，更易于产生构造裂缝，另外，白云岩内晶间孔、晶簇洞亦比较发育；灰岩的可溶蚀性强，溶蚀速度快，灰岩段内溶蚀孔洞多于白云岩段。

6 结论

(1）、老292潜山主要发育燕山期及喜山期构造裂缝，裂缝走向为近东西向，为高角度裂缝。

(2）、储集层主要受风化壳及岩性控制。

摘要：老292潜山油藏主要含油层系为古生界裂缝型储层,岩性为灰岩和白云岩,油藏主要储集空间类型是裂缝,原生孔隙不发育,因此,该油藏储层发育程度主要受裂缝发育程度的控制。本文通过对裂缝发育特征的定量描述,确定了储层发育控制因素。

参考文献

[1]吴孔有,洪梅,刘伟.徐黑-埕北断阶区古岩溶测井相与演化模式.西南石油学院学报.2000,Vol.22,No.3

[2]柏松章等著.碳酸盐岩潜山油田开发.北京:石油工业出版社.1996

涧峪岔区138井区储层特征研究 第9篇

1.1 研究区地层特征

长6油层组, 在盆地演化中是沉积物充填高峰期之一, 无论盆地东北的三角洲, 或者盆地西南的水下扇浊流, 均为强进积建设期, 自下而上可以分为长63、长62、长61三个沉积旋回序列, 每个旋回由砂岩、粉砂岩以及泥岩组成, 其中以长61三角洲前缘厚层砂体最为发育。

1.2 地层划分和对比

本研究区的主力油层为长6油层, 按照小层划分的原则以及研究区目的层的沉积环境, 对研究区长6油藏进行了划分与对比。

按照标志层的确定方法和标准对研究区有资料的井进行了小层划分和对比, 各剖面地层厚度变化特征分析如下:

剖面A:该剖面初始有较大下降, 后来各个小层略有起伏, 但厚度变化不大。

剖面B:该剖面地层在理138井处有较大下降, 后各小层地层略有起伏, 但厚度变化不大。

剖面C:该剖面地层起初在9315井处下降, 后在9320-6井处出现较大上升, 但各小层厚度变化不大。

剖面D:该剖面地层整体呈下降趋势, 在9303-9井处较表现尤为明显, 但各小层厚度变化不大。

剖面E:该剖面地层整体呈微升趋势, 但小层厚度变化不大。

剖面F:该剖面地层在理873井处出现明显上升态势, 后逐渐趋于平缓, 各小层厚度变化不大。

剖面G:该剖面先后在8543-2井和9320-6井处出现两次明显上升, 各小层厚度无明显变化。

剖面H:该剖面地层较平缓, 小层厚度无明显变化。

2 油藏构造与圈闭特征

在区域构造上, 工区位于鄂尔多斯盆地靠近天环坳陷的伊陕斜坡带的西部边缘, 伊陕斜坡主要形成于早白垩世, 呈向西倾斜的平缓单斜, 倾角仅为1~0.5º。斜坡带上发育一系列由东向西倾没的低幅度鼻状隆起构造, 规模大小不一, 隆起轴长2~l0km, 轴宽0.5~3.5km, 两翼倾角0.2~1.2º, 隆起幅度2~10m。这些鼻状隆起与研究区三角洲砂体有机配置, 往往利于油气的富集。

本区总体是一个宽缓的西倾单斜, 东高西低。各层宏观构造特征大体一致, 主要发育宽缓的鼻状隆起构造。基本构造面貌为西倾单斜背景上发育的一个低缓的、幅度较小的鼻状构造。研究地区构造特征主要为西倾单斜背景上由差异压实作用形成的一系列由东向西倾没的低幅鼻状隆起, 这些鼻状隆起与研究区三角洲砂体有机配置形成了良好的鼻隆背斜型圈闭, 有利于油气的聚集。

3 研究区沉积特征

3.1 研究区沉积微相特征

根据前人的研究, 结合上述分析研究区属于三角洲平原沉积, 主要包括分流河道沉积及两侧的天然堤沉积, 以及分流河道之间的漫滩沼泽微相等。

分流河道由陆上延伸到水下, 水流方向上游的单方向至下游入海时呈喇叭状散开。河道两侧发育水上和水下天然堤, 洪泛时可形成决口扇。沉积物以砂和粉砂为主, 也具有向上变细的沉积层序。当分流河道向海洋推进很深入时, 可发育有分流间海湾。海湾向陆方向与发育有沼泽的洪泛平原相接, 另一侧过渡为外海;海湾水体浅而安静, 其中的沉积物来自河道决口或由潮汐波浪自外海带入, 以泥为主, 其次为粉砂和细砂, 有时夹有贝壳层;具透镜状层里及砂纹层理, 局部可见流水及浪成以及生物扰动构造, 分流可延伸到三角洲前缘斜坡部位。

3.2 储层砂体平面展布特征

该613砂体厚度最小为0.4m, 最大为19.9m, 平均为6.51m, 从砂厚平面展布图来看, 本期砂体展布方向与沉积微相平面展布基本一致, 方向大致为北东-南西向, 砂体总体上呈条带状展布, 连片性较好, 局部存在差异性。在理877-5井、理156-6井处砂体厚度比较大, 均在12.0m以上。

4 储层特征研究

4.1 岩性特征

根据资料统计, 研究区长6储层以细砂岩为主, 其次为中砂岩, 另外含有少量的粗砂岩和粉砂岩, 具有近似的岩石学性质。根据粒度分析成果, 碎屑颗粒中粗砂粒占2.20%, 中粒占18.38%, 细粒占77.57%, 粉砂粒占1.85%。分层粒度分析结果显示从长63到长61中砂整体呈逐渐较小趋势, 细砂含量整体呈逐渐增加趋势, 粒度分选变好, 表明河道水流对砂体有较强的分选和带出细粒沉积物的改造作用。

4.2 孔隙特征

长6油组砂岩储层孔隙类型以原生粒间孔和剩余粒间孔为主, 占72%~82%左右, 其次为长石和岩屑的溶蚀孔, 占20%~30%左右;同时具有少量的伊利石和高岭石的晶间孔以及沿层理和细层理发育的层间缝和裂隙孔。

4.3 储层物性特征

子北油田长6油层, 物性条件差, 属细-较细喉道、低孔特低渗型储层。涧峪岔长6油组储层物性属低孔特低渗透。据25口井1233块有效厚度物性标准以上样品统计结果, 有效孔隙度平均为11.3%, 其中9%~13%的样品占87.99%;空气渗透率平均为1.1810-3μm2, 其中0.1~210-3μm2的样品占83.45%。

5 结论

理138油区在区域构造背景下, 为倾斜仅半度左右的西倾单斜, 构造简单, 断裂褶皱极不发育;储层砂岩发育程度低, 单砂岩厚度薄, 连通状况差。研究区延长组长6沉积相属于三角洲平原亚相沉积, 其砂体主要为三角洲平原分流河道砂体, 微相主要为分流河道和漫滩沼泽。长6储层物性较差, 为特低渗-超低渗储层, 该区油藏类型为弹性溶解气驱动的岩性油藏, 属低孔、低渗、低压、低含硫中浅层岩性油藏。

研究区长4+5下段及长6储层以细砂岩为主, 其次为中砂岩, 另外含有少量的粗砂岩和粉砂岩, 具有近似的岩石学性质。研究区长6油藏顶面埋深变化较大, 在纵、横向上都具有较强的非均质性。长61, 作为主力油层, 横向上油层连片性好, 纵向上油层连通性较好, 但厚度变化较大。

参考文献

[1]邸领军.鄂尔多斯盆地储集层物性断裂对超低渗油气藏的控制作用[J].石油勘探与发, 2006 (06)

[2]赵靖舟, 武富礼, 闫世可, 顾根深, 郭德运, 杨县超.陕北斜坡东部三叠系油气富集规律研究[J].石油学报, 2006, (05)

姬塬油田延安组储层特征研究 第10篇

关键词：姬塬地区,延安组,储层特征

姬塬油田位于陕西省定边县内, 区域构造位置属于伊陕斜坡中西部。为黄土丘陵山地, 海拔1500~1800m。沉积体系处于宁陕古河道下游的西南岸, 前人研究将沉积相划分为定边三角洲, 该区是生成与储集油气的有利地带, 储集层主要为三角洲平原的分流河道砂体。

1 储层岩石学特征

研究区的岩心化验结果及薄片分析资料表明, 延安组储层岩性以灰色-灰白色中细粒石英砂岩为主。延安组石英含量较高, 体积分数平均在37.38~72.5%之间, 长石含量较低, 一般在10.5~33.75%;岩屑在之间, 岩屑成分比较复杂, 主要有喷发岩、隐晶岩、片岩和千枚岩等, 有的含有少量沉积岩岩屑。

砂岩颗粒粒度为中-细、粉砂粒, 以中细粒为主, 胶结类型以孔隙-加大为主, 以孔隙式次之。胶结物成分主要为高岭石, 其它还有石英长石次生加大、水云母、方解石、铁白云石岩石成熟度好, 砂岩颗粒磨圆度以次圆状为主, 次棱角状次之, 分选整体性较好, 细粒石英次生加大一般到中等, 中粒石英次生加大比较发育, 常见石英颗粒间嵌合。

填隙物含量分布相对稳定, 体积分数最高为铁白云石, 可达31%, 最低为1%, 平均在10%左右。在各项胶结物中, 以硅质、铁白云石和伊利石分布相对较稳定, 长石质含量较低且分布不稳定。此外, 还有少量铁方解石, 呈零星分布;菱铁矿偶见。

2 储层孔隙特征

2.1 孔隙类型

据铸体薄片分析, 该区延安组储层孔隙类型主要有:粒间孔、溶蚀孔 (粒间溶孔、长石溶孔、铸模孔) 、并以各种孔隙同时存在为特征, 工区内延安组以粒间孔和长石溶孔最为发育, 面孔率变化范围在0.3%~15.9%之间, 粒间孔占面孔率的67%~83%, 是本区延安组最主要的储集空间类型。

2.1.1 粒间孔隙

粒间孔广泛分布于长石砂岩中, 常见长石溶孔与粒间孔隙伴生分布, 孔隙分布很不均一, 具有强烈的非均质性。充填孔隙的多为薄膜式胶结的绿泥石和方解石、白云石等胶结物。

2.1.2 次生溶蚀孔隙

次生溶孔是工区内储层的主要孔隙类型, 次生孔隙类型主要有长石溶孔、铸模孔。长石溶孔是该区延安组较主要的储集空间之一, 占总孔隙的28.6%, 以条带状熔蚀及铸模孔为主, 部分与粒间孔相连通。本区砂岩中常见的是长石铸模孔。砂岩中长石碎屑发生A-溶解, 常被方解石半充填或完全充填B-

2.2 孔隙结构特征C-

根据对研究区池33、耿1D0-1、耿213、黄34井等10口取芯井的16块样E品-的压汞曲线和图像分析资料, 研究区延安F组-砂岩平均孔径51.7μm, 油层排驱压力平均为G 0-.2367 MPa, 中值压力平均为2.3563 MPa, H中-值半径平均为1.0655μm;均值系数平均为9.584;分选系数平均为2.713;变异系数平均为0.287;歪度大于1, 显示正偏粗歪度;退汞效率变平均24.14%;进汞饱和度平均91.41%。孔隙结构以压汞曲线多呈右凹型, 平台段较明显。

总体上, 孔隙结构以中孔中喉为主, 排驱压力低, 属好-中等, 分选系数及变异系数较小, 但变化大, 说明孔隙复杂。样品为粗歪度, 退汞效率高, 储层储集性和渗流性好。

3 储层物性特征

根据研究区储层取心井岩心样品分析物性资料及测井孔渗解释结果统计, 延安组储层孔隙度最大值22.29%, 最小值6.63%, 平均15.19%;渗透率最大值为35.92%, 最小值为0.14%, 平均值为7.34%, 含油饱和度最大为49.67%, 最小值2.52%, 平均值为19.11%, 综合评价, 以中孔低渗为主。

4 储层非均质性

4.1 平面非均质性

研究区延安组砂体整体上呈北西-东南向走势, 小层砂体较发育, 平面上多呈条带状展布。延安组砂层的钻遇率平均为84.4%, 砂层连通系数平均为32.9%, 由此可知, 非均质性较强。

4.2 层间非均质性

该区延安组储层主要以三角洲平原相沉积砂体为主, 其本身具有的二元结构导致其层内非均质性较强。另外, 垂向上主要以分流河道和支间沼泽的交互出现, 且发育泥质钙质夹层和隔层, 易产生层间差异, 因此层间非均质性较强。

5 结论

研究区延安组储层岩性为灰色-灰白色中细粒石英砂岩, 分选好, 颗粒呈次圆-次棱角状, 胶结类型为孔隙-加大胶结;延安组发育粒间孔和各类次生溶孔;储层孔隙结构以中孔中喉为主;储层非均质性较强。

参考文献

[1]罗蜇谭.油气储集层孔隙结构[M].北京:科学技术出版社, 1986.

[2]王允诚.油层物理学[M].北京:石油工业出版社, 1993

[3]裘亦楠.油气储层评价方法[M].北京:石油工业出版社, 1997.

[4]杨俊杰.鄂尔多斯盆地构造演化与油气分布规律[M]北京:石油工业出版社, 2002