东营凹陷油藏低渗透砂岩储层特征及机理.docxVIP

 PAGE \* MERGEFORMAT 18 东营下沉地带低渗透Es4滩坝砂岩油藏砂岩储层特征及机理 摘要：岩心及铸体薄片观察与描述、测井、扫描电镜及岩心实验室分析资料等。用于东营下沉地带油气藏Es4低渗透砂岩储层特征及机理研究。结果表明，该储层具有中、低孔隙，低渗透，低成分和结构成熟度，细喉道德特征。这主要是由于沉积（细颗粒和泥质夹层）和成岩作用（压实、胶结、溶解）。胶结作用降低了储层物性主要有碳酸盐胶结、石英自生激怒，及自生粘土。粘土矿物通常通过填充孔，紧密贴合孔的壁，桥接，包裹颗粒，和单独的连接孔等堵塞毛孔。溶蚀作用不明显，不提高储层的孔隙度和渗透率。所以它是低渗透油藏的形成也是一个重要因素。 关键词：滩坝砂岩；低渗透；储层特征；沉淀；成岩作用 1简介 随着地层岩性油气藏理论的发展和勘探技术的不断完善，滩坝砂岩岩性油气藏勘探取得了成功。到目前为止，中国渤海湾，东营下沉地带已发现了八个滩坝砂岩油藏，其中三层次的石油储量报告多达一亿吨，表明滩坝砂岩岩性油气藏勘探潜力巨大。随着油气勘探的不断进步，滩坝砂岩油气储量将持续增加，但油气勘探和开发受到了滩坝砂岩物理性质的制约。通过研究探讨中国渤海湾沉东营下沉地带低渗透Es4滩坝砂岩油藏储层的岩性特征，对剩余油的研究和提高采收率的方案具有重要意义，积储层低渗透的机理、成岩作用和构造作用等几个方面。 中国，渤海湾盆地，东营下沉地带的一个次级构造单元暨阳凹陷，随着特征与南北和重叠的缺点，是在东西90公里长，宽65公里，南北，面积约5700公里2，又可分为北部陡坡带、中央断裂背斜带，南部缓坡带，和牛庄、利津、拳击、民丰地势低的次级构造单元等[2–3 ]。从底部到顶部的地层分为孔店组、沙河街（分为成员4，3，2和1再从底部到顶部）和东营组轮流。 2油层特征 2.1岩石学特征 中国东营下沉地带低渗透滩坝砂岩Es4少量是长石砂岩和长石石英砂岩（图1）。一般来说，石英的含量是40% - 50%，最高可达53%。长石含量是26%–44%，碎屑含量是12%–30%。碎屑，其中变质碎屑和岩浆沉积碎屑采取是主要的，采于不同的地区第二个地方。岩石矿物成熟度指数为0.7–0.95。岩石结构成熟度低，颗粒主要形状像子棱，梯度介质分选系数一般为1.27–1.62。 碎屑颗粒主要是由点、线和线、线接触，其中有局部碎屑颗粒的凹凸形状与压溶作用。主要胶结类型为孔隙型。 2.2储层空间类型和物理性质 东营下沉地带Es4滩坝砂体主要发育诱导孔隙，原生孔隙主要发育在相对较浅的砂岩中（＜2700米）。诱导孔隙类型主要为粒间、粒内溶孔（图.2A和2B）。额外大小的孔和裂缝只在几个样品看到。 东营下沉地带沙Es4滩坝砂岩储层以低、中、低渗、低渗、细喉道为特征。孔隙率为4%–25%，最多6%–17%，而在大范围（0.02–687×10–3μM 2），从六口井中的200多块最通透的样品。如梁57、105范14、17138高893等。基本上除了梁57样品是在5×10–3μM 2（所有八个样品的深度超过2700米），梁105的样品（38块）超过10×10–3μM 2。 2.3裂隙特征 东营下沉地带Es4沙坝砂岩主要发育构造裂缝和成岩裂缝。构造裂隙中，作为一个系列的张性裂隙，延伸较长，通常公司解决方案是拓宽裂缝（图2C）。成岩裂隙通常为压实裂隙，其中颗粒破碎为矿物劈裂或断裂。与构造裂缝相比，一般都比较不规则，短。扩展范围涉及粒子的特性和位置等，并且偶尔代表顶部宽和底部狭窄。 3低渗透油藏形成机理 低渗透储层分为原发性低渗储层，次生低渗透储层和裂缝的低渗透储层[4]。通常，原生低渗透储层主要受沉积细颗粒泥沙影响，高含泥、级配不良，多孔介质中有大量原生孔隙和低渗透孔隙。第二低渗透储层主要来自少数残余原生孔隙的各种成岩作用的改造，在众多的低孔低渗储层中。裂缝性低渗透油藏的构造作用主要影响。每个油藏的形成不是一个单一因素的作用，而是三个地质过程的综合影响[5]。 3.1沉淀 沉积作用不仅控制了储层的厚度、范围、空间分布等宏观特征，而且决定了岩石的成分、结构成熟度、孔隙填充量等，并控制了岩石的原生孔隙度、渗透率和后期成岩作用的类型、强度和过程。因此，它是低渗透油层形成的内在因素[6]。 3.1.1骨架颗粒和孔隙喉道 碎屑滩坝主要出现在湖边的平缓斜坡边，海湾，和湖隆起的地方[7]。这种物质主要来自沙近海如相邻（扇）三角洲，冲积扇的水下，在岸边或水下碎屑，这是再搬运和再沉积由于湖近岸的海浪和海流作用。岩性主要为细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩。海滩砂分布广泛，单层厚度较薄，一般不到2米，具有低孔低渗透性和较强的横向非均质性。条形砂分布稍小，厚的单层的特征（一般大于2米但小于5米），岩性主要为细粉砂岩，其等级和具有反韵律特征。与沙