致密储层脆性特征及对天然裂缝的控制作用——以鄂尔多斯盆地陇东地区长7致密储层为例

鄂尔多斯盆地储层特征与控制因素鄂尔多斯盆地储层主要分布在二叠系和三叠系，其中以中二叠统砂岩和古近系下地层最为重要。

储层以砂岩为主，岩性多样，包括石英砂岩、砾岩、页岩等。

由于盆地内部构造活动的影响，储层呈现出明显的构造调整型和景观变化。

储层产状分为均质储层和非均质储层两种类型。

均质储层具有较好的孔隙连通性，透水性好，非均质储层孔隙连通性差，透水性差。

岩石可渗透性不同，对于油气的迁移具有重要影响。

储层的特征主要受控于以下几个因素。

首先是沉积环境。

鄂尔多斯盆地沉积环境复杂，受到盆地演化、断裂活动和气候变化等多种因素影响。

研究表明，河道、三角洲和湖泊等富含砂质沉积物的地貌，是形成优质储层的重要条件。

其次是岩石物性。

鄂尔多斯盆地的储层岩石物性复杂，孔隙度、渗透率、孔隙类型等特征影响着储层的质量。

石英砂岩和长石砂岩的孔隙度和渗透率较高，是较好的储层。

此外，页岩层的分布也对储层的发育产生了一定的影响。

再次是构造和断裂。

构造和断裂活动对油气的运移、储集和保留起到了重要的控制作用。

构造调整型和景观变化是鄂尔多斯盆地储层的主要特征，断裂的分布和发育状况决定了储层的连通性和渗透性。

最后是成岩作用。

成岩作用是指岩石在埋藏过程中经历的化学、物理和地球化学等变化。

压实作用、胶结作用和溶蚀-分泌作用等都会对储层进行改造。

鄂尔多斯盆地晚古生代以来的历史埋藏深度较大，泥岩对于母岩的溶蚀-分泌作用导致储层的破坏。

由于以上各个因素的综合作用，鄂尔多斯盆地的储层具有空间展布不均、孔隙度低和渗透率不高的特点。

在油气勘探与开发中，需要注意不同类型储层的差异性特点，合理选择井位和开发方式。

例如，在均质储层开展水平井开发，增加有效储量；在非均质储层采取增强采收、酸化压裂和组合压裂等技术手段，提高储层渗透性和生产能力。

综上所述，鄂尔多斯盆地的储层特征与控制因素相互影响，形成了复杂多样的储层分布。

通过深入研究储层特征及控制因素，能够指导油气勘探与开发，提高油气资源的有效开采率。

卷(Volume)38, 期(Number)3, 总(SUM)142 页(P ages)571~579, 2014, 8(August, 2014)大 地 构 造 与 成 矿 学Geotectonica et Metallogen ia鄂尔多斯盆地长 6-长 7 段致密砂岩岩心裂缝评价标准及应用源 1, 2,玮 3, 王 芳 1, 2, 鹏 3鞠 张 (1. 低 渗透 油气 田勘 探开发 国家 工程实 验室 , 陕西 西安 710018; 2. 长庆油 田分 公司 勘探 开发 研究 院 ,陕西 西安 710018; 3.教育部造山带与地壳演化重点实验室, 北京大学 地球与空间科学学院, 北京摘 要: 鄂尔多斯盆地湖盆中心发育延长组长 6-长 7 致密砂岩, 其致密油具有很大的勘探开发潜力。

本文基于 107 口井岩心构造裂缝的观察、测量和统计分析, 建立了针对鄂尔多斯盆地湖盆中心的长 6-长 7 致密砂岩的构造裂缝评价标准。

目的是划分该盆地长 6-长 7 致密砂岩构造裂缝发育的不同程度, 尤其是裂缝面密度分布的差异性。

通过裂缝综合评价柱 状图的连井对比, 发现鄂尔多斯盆地湖盆中心在纵向上和横向上裂缝发育程度均存在明显的差异性。

长 71 段在陇东地区 的东部和东南部以及庆阳地区附近的裂缝密度较大, 而其他地区裂缝密度较小。

长 71 段在陕北地区的东北部裂缝密度较 大, 而西南部裂缝密度较小。

长 72 段在陇东地区庆阳-庆城-合水之间以及 Z78 井和正宁附近的裂缝密度较大, 而在陇东 地区西部和北部的裂缝密度较小。

长 72 段在陕北的西部裂缝密度较大, 其次是吴起地区西北部裂缝密度局部较大, 而在 其他地区裂缝密度很小。

关键词: 鄂尔多斯盆地; 长 6-长 7 段; 致密砂岩; 构造裂缝; 裂缝评价标准中图分类号: TE121; P542文献标志码: A文章编号: 1001-1552(2014)03-0571-009代表的中国致密油气储层由于属于陆相沉积, 非均 质性 强 , 裂缝分 布复杂 , 因此构造 裂缝发 育程度的 评价至关重要(付金华等, 2005; 杨华等, 2007)。

致密砂岩脆性指数测井评价方法——以鄂尔多斯盆地陇东地区长7段致密砂岩储集层为例李华阳;周灿灿;李长喜;李潮流;石玉江;王长胜【摘要】岩石的脆性指数是致密砂岩油气体积压裂设计中应考虑的重要因素之一.通过对岩石弹性参数法和矿物成分法两种脆性指数测井评价方法的分析,并应用岩石力学实验和全岩X衍射分析实验标定,建立了应用常规测井的多矿物模型确定致密砂岩脆性指数的方法.对鄂尔多斯盆地陇东地区长7段致密砂岩储集层实际资料处理结果表明,应用常规测井资料对岩石脆性指数进行评价,可以弥补由于阵列声波(或声波扫描)测井采集井数较少难以开展岩石脆性指数平面分布研究的不足,为致密砂岩油气“甜点”优选提供技术支持.【期刊名称】《新疆石油地质》【年(卷),期】2014(035)005【总页数】5页(P593-597)【关键词】致密砂岩储集层;脆性指数;多矿物模型;岩石力学【作者】李华阳;周灿灿;李长喜;李潮流;石玉江;王长胜【作者单位】中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,西安710065;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,西安710065【正文语种】中文【中图分类】TE125.1;P631.824致密砂岩油气在中国分布广泛且潜力巨大，但由于储集层致密、岩性复杂，均需采用压裂改造以获得工业产能[1-2]，因此，可压性评价对于优选压裂井段具有重要意义。

文献［3］通过页岩脆性指数表征岩石的可压性，为致密储集层的可压性评价开辟了思路。

岩石的脆性指数是致密砂岩油气体积压裂设计中应考虑的重要因素之一，也是测井“七性关系”研究的重要内容之一[4]。

国内外针对非常规储集层岩石脆性指数开展了大量研究工作，在测井评价中主要采用岩石弹性参数计算法和岩石矿物组分计算法计算岩石脆性指数。

鄂尔多斯盆地周长区长 7致密油储层特征及影响因素摘要：鄂尔多斯盆地的周长区致密油含量十分丰富，有着较大的勘探价值。

但是目前我国对周厂区储层特征的认识并不充分，所以在钻探是存在较强的盲目性，这在一定程度上影响了致密油储层勘探的效果。

另外，致密油的开采本身难度较大，会受到诸多因素的影响。

因此，鄂尔多斯盆地周长区长7致密油储层开采需深入分析其油储层特征和影响因素，以此来为后续的开采提供指导。

基于此，本文从周长区长7储层岩石学特征入手，首先分析储层孔隙结构特征，最后探究储层发育的影响因素，希望可以借此给周长区勘探的相关研究提供一定的参考。

关键词：周长区；致密油；特征致密油是石油领域的热点，近几年受到社会各界的广泛关注。

一般而言，致密油游离或吸附在生油岩中，没有大规模的长距离移运而形成的石油聚集，油源条件相对较好。

鄂尔多斯盆地的周长区长7储层的致密油资源十分丰富，有着较大的勘探和开发潜力。

但是致密油储层存在低孔低渗的问题，其成藏机理较为复杂，因此开采的难度极大。

在这一背景下，需要细致的分析油储层特征，探究其影响因素，这样才能为后续的勘探和开采奠定基础。

1储层岩石学特征周长区位于陕西省的吴起镇，地处鄂尔多斯盆地陕北斜坡的中西部，因此油藏主要为岩性油藏。

经过早期的研究和勘探，鄂尔多斯盆地在三叠纪早期开始周边抬升，形成了大型的咸水湖泊。

周长区长7储层的岩石主要为块状细粒的长石砂岩，颜色主要为灰褐色。

周长区长7储层岩石的粒径主要分布在0.08-0.26毫米，其孔隙为胶结类型。

从岩石的组成来看，其中碎屑约80%为长石。

石英含量为20%左右。

2储层孔隙结构特征周长区长7储层岩心铸体薄片的总面孔率平均为4.5%，孔隙的类型为粒间孔，另外还有沸石溶孔和长石溶孔。

为进一步探究其孔隙结构特征，对其进行压汞实验，得出其平均孔径为25.31微米，平均喉道直径为0.73微米，因此其属于小孔细喉型。

周长区长7储层的组排驱压力的平均值为3.812MPa，孔喉中值半径的平均值为0.023微米，分选系数的平均值为1.792，最大汞饱和度的平均值为86.312%，退汞效率的平均值为30.985%。

鄂尔多斯盆地东部上古生界致密储层成岩作用特征及其与天然气成藏耦合关系上古生界致密储层是指储层孔隙度低、渗透率差的岩石，具有高孔隙度压汞规律不明显和低渗透性储层的特点。

其成岩作用特征主要包括压实作用、封闭作用、溶蚀作用和改造作用。

压实作用是由于地质作用导致沉积物颗粒之间的相互作用，形成致密储层。

封闭作用是指在成岩过程中，岩层中的孔隙被填充或封闭，导致储层渗透率降低。

溶蚀作用是地下水对岩石的浸蚀作用，使得储层中的溶解物质逐渐溶解。

改造作用是指岩石在成岩过程中发生的结构和成分改变，导致储层孔隙度和渗透率下降。

上古生界致密储层的成岩作用对天然气的成藏有着重要的影响。

首先，成岩作用使得储层的孔隙度和渗透率降低，形成致密储层，从而影响天然气的储集和流动。

其次，封闭作用导致储层渗透率降低，形成天然气的密封层，使得天然气能够在砂岩和泥岩之间储集和保存。

此外，溶蚀作用会使得储层中的天然气逐渐溶解，但也有可能通过溶蚀作用形成孔隙并聚集天然气。

最后，改造作用改变了储层的孔隙结构和成分组成，影响储层孔隙度和渗透率，进而影响天然气的储集和流动。

天然气成藏与上古生界致密储层的耦合关系主要表现在以下几个方面。

首先，致密储层的形成为天然气的储集提供了硬件条件，通过岩石的压实和封闭作用，形成了具有一定储藏空间的储层。

同时，致密储层的低渗透性使得天然气在储层中具有相对较好的密封条件，减少了天然气的泄漏风险。

其次，成岩作用对储层的孔隙度和渗透率有着重要的影响，直接决定了天然气的储集和流动能力。

较高的孔隙度和渗透率有利于天然气的储集和流动，而较低的孔隙度和渗透率则限制了天然气的运移。

再次，溶蚀作用可能会对储层中的天然气产生影响，既可能使天然气溶解，也可能形成孔隙并聚集天然气。

最后，改造作用改变了储层的孔隙结构和成分组成，从而进一步影响天然气的储集和流动。

综上所述，鄂尔多斯盆地东部的上古生界致密储层具有成岩作用特征，并与天然气的成藏具有紧密的耦合关系。

致密天然气砂岩储层成因和讨论随着全球能源需求的不断增长，天然气的地位越来越重要。

而致密天然气砂岩储层作为天然气的主要储藏之一，其成因和特征备受。

本文将致密天然气砂岩储层的成因作为主题，探讨形成该储层的主要因素及特征，旨在为相关领域的研究和应用提供参考。

致密天然气砂岩储层是指以砂岩为主要储集岩石，孔隙度较低，渗透率较低，储层压力较高的天然气储层。

致密天然气砂岩储层的成因类型主要包括沉积环境、成岩作用、构造运动和古气候等因素。

沉积环境是致密天然气砂岩储层形成的重要因素。

在一定的地质历史时期，特定的沉积环境导致砂岩沉积物的沉积方式和沉积厚度会影响砂岩储层的孔隙度和渗透率。

例如，在盆地中心和盆地边缘的砂岩沉积厚度较大，但孔隙度和渗透率较低，而在盆地边缘和斜坡上的砂岩沉积厚度较小，孔隙度和渗透率较高。

成岩作用也是致密天然气砂岩储层形成的重要因素。

在砂岩沉积后，会发生压实、胶结、重结晶等成岩作用，这些作用会改变砂岩的孔隙度和渗透率。

例如，压实作用会导致砂岩孔隙度降低，渗透率显著降低；胶结作用也会降低砂岩孔隙度，但渗透率降低程度较小；重结晶作用会改善砂岩的孔隙度，提高渗透率。

构造运动和古气候也是致密天然气砂岩储层形成的重要因素。

构造运动会影响砂岩的沉积环境和成岩作用，进而影响砂岩储层的孔隙度和渗透率。

古气候则会影响砂岩沉积物的成分和粒度，进而影响砂岩储层的孔隙度和渗透率。

致密天然气砂岩储层的成因是多方面的，主要包括沉积环境、成岩作用、构造运动和古气候等因素。

这些因素相互作用，共同影响着砂岩储层的特征和发育。

因此，在研究和应用致密天然气砂岩储层时，应该综合考虑这些因素，以期更加深入地了解该储层的特征和发育。

也需要注意保护环境，合理利用资源，实现可持续发展。

致密砂岩气藏是一种非常丰富的天然气资源，但由于其储层特征的复杂性和隐蔽性，使得致密砂岩气藏的储层识别和开发难度较大。

因此，研究致密砂岩气藏储层特征及有效储层识别方法对提高天然气开采效率和降低开发成本具有重要意义。

致密油储层微观特征及其形成机理——以鄂尔多斯盆地长6—长7段为例钟大康【摘要】鄂尔多斯盆地陇东地区长(延长组)6段和长7段富含大量致密油,但由于对其微观特征与成因缺乏深入了解,阻碍了该区致密油的有效开采.为此,根据岩石孔隙铸体薄片、场发射扫描电镜等技术,对研究区长6段和长7段致密油储层微观特征及其成因进行了深入研究.结果表明:研究区致密油储层形成于三角洲前缘远端远砂坝-席状砂及半深湖-深湖重力流沉积环境,岩石粒度细(主要为极细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩及粉砂质泥岩)、杂基含量高(8%~10%),几种储集岩的孔隙均极不发育,面孔率低,平均1畅8%,孔径小(平均30μm),喉道细(平均0畅08μm),平均孔隙度9%,渗透率基本上都低于0畅3×10-3μm2,物性差.孔隙类型主要为粒间杂基微孔、长石及岩屑溶孔、胶结物晶间微孔.不同岩石类型其微观特征存在差异.沉积环境决定了其粒度细、粘土杂基高,细粒高粘土杂基岩石抗压性差,强烈的压实作用导致大量的原生孔隙损失,孔喉变得更加细小;孔喉细小的岩石由于孔隙中各种流体离子的半渗透膜效应引起强烈的碳酸盐和粘土矿物胶结,尤其是伊利石搭桥状和丝网状胶结,使岩石孔隙度渗透率进一步变差,后期酸性流体也难以进入发生溶蚀作用;云母与水云母杂基及碳酸盐胶结物对石英的强烈交代导致岩石抗压性变差以及固体体积增加,最终导致岩石的致密化.%The 6th and 7th members of Yanchang Formation (Chang 6 and Chang 7) contain a large number of tight oil inthe Longdong area of Ordos Basin.However,poor understanding of their microscopic characteristics and genesis has hin-dered the exploitation of tight oil.The current study attempts to investigate the pore throat characteristics and genesis of tight oil reservoirs of Chang 6 and Chang 7members of Yanchang Formation on the basis of pore cast thin section,field emission electron microscopy ( FE-SEM) and so on.The results show that the tight oil reservoirs were deposited in distal bar and sheet sand of delta front and gravity flow of semi-deep to deep lake,and the tight oil reservoir rocks with fine grain size and high matrix content ( 8%-10%) consist of very fine sandstones, siltstones, pelitic siltstones and silty mudstones.These reservoir rocks have very poorly developed pores,low thin section porosity averaging at 1.8%,small pore radius averaging at30μm,fine throat radius averaging at 0.08μm,low porosity averaging at 9%and low permeabi-lity of less than 0.3 ×10 -3μm2 .The main pore types of the tight oil reservoirs are micropore of intergranular matrix,dis-solution pore of feldspars and rock fragments and intercrystalline pore of cements.The microscopic characteristics of dif-ferent oil reservoir rocks are different.The low-energy sedimentary environment is decisive in determining the fine grainsize and high matrix content of the reservoir sandstones,which have weak resistance to compaction in early burial stage, hence,significant amount of original pore volume is lost,and the pore throat sizes become smaller.In the reservoir rocks with tiny pore throats,the strong carbonate and clay mineral cementation ( especially the bridging and network-like ce-mentation of illite) ,caused by semi-permeable membrane effects of ions,further reduce the porosity and permeability of the reservoir rocks, preventing the later acidic fluid dissolution and formation of secondary porosity.In addition, the strong replacement of quartz by detrital micas grain,hydromuscovite matrix andcarbonate cement lowers the resistance of the reservoir rocks and increases the solid volume,finally leading to the tightening of the reservoir rocks.【期刊名称】《石油与天然气地质》【年(卷),期】2017(038)001【总页数】13页(P49-61)【关键词】微观特征;形成机理;储层;致密油;鄂尔多斯盆地【作者】钟大康【作者单位】畅中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室,北京,102249;畅中国石油大学(北京) 地球科学学院,北京,102249【正文语种】中文【中图分类】TE122.2随着我国对油气资源需求量的不断增长及石油工业的发展，油气勘探开发领域已经开始从常规油气资源延伸到非常规油气资源[1-12]。

162结合我国的具体情况来看，致密油主要存储于鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、四川盆地等盆地地形区。

以鄂尔多斯盆地合水地区7致密油储层情况来看，其与国外的致密油储层有着一定的差异性，在开采过程中，必须对储层的岩石特性予以把握，才能够在汽油开采时，具有较高的效率和较高的开采质量。

1　鄂尔多斯盆地合水地区7致密油储层的现状我国致密油藏储存情况与其他国家有着较大的差别，这与我国自身的地形特征有着密切的关联性。

鄂尔多斯盆地合水地区7致密油储层呈现低压异常的特征，这样一来，在进行致密油开采过程中，必须对储油层的实际情况进行把握，并采取有效的开采办法，才能够保证致密油开采工作顺利完成。

在具体研究过程中，结合了相关文献资料，为本文的研究提供了一定的理论基础，保证相关研究结果具有一定的实践性。

鄂尔多斯盆地合水地区7致密油储层位于鄂尔多斯盆地西南部，其储层的岩石结构主要以长石砂岩和长石砂屑岩为主，并且含有少量的岩屑砂岩。

从岩石的相对含量来看，所占比例最大的为低石英和高长石，分别为40%和20%以上；其次为高岩屑，所占比例为17%以上；再次为高杂基和高云母，这两种岩石所占比例分别为10%和3.5%以上；最后低胶结物，所占比重为5%。

从鄂尔多斯盆地合水地区7致密油储层的岩石结构特征来看，储岩成分成熟度较低。

同时，在成岩过程中，柔性千枚岩是鄂尔多斯盆地合水地区7致密油储层的主要岩石结构，其次为喷发岩的岩屑。

该储层空间主要以溶孔为主，其次为残余原生粒间孔，孔隙较小。

孔喉较小，细歪度和分选系数较大。

结合上述分析来看，鄂尔多斯盆地合水地区7致密油储层的孔隙度主要分布在5%～10%范围内，并且空气渗透率在0.01～0.1mD范围内。

2　鄂尔多斯盆地合水地区7致密油储层成因分析鄂尔多斯盆地合水地区7致密油储层的致密油储量较为丰富，分析储层成因，可以在开采过程中，针对于鄂尔多斯盆地合水地区的地形特征，选择有效的开采方法。

同时，把握储层特征，有利于发现更多的致密油储区，以有效缓解当下我国石油资源日益紧张的局面。