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准噶尔盆地乌尔禾油田百口泉组储层特征及控制因素分析宫清顺;倪国辉;芦淑萍【期刊名称】《中国石油勘探》【年(卷),期】2010(015)005【摘要】运用岩心、铸体薄片、扫描电镜、X-衍射、压汞等岩矿分析测试资料,系统地研究了准噶尔盆地乌尔禾油田百口泉组储层的微观孔隙结构特征,并对储层发育的控制因素进行分析.研究表明,百口泉组储层具有成分成熟度低、结构成熟度中等的岩石学特征,储集空间以剩余原生粒间孔为主,其次为颗粒压碎缝、溶蚀孔;储层综合评价为大孔、中细喉-细喉的低孔、低渗型储层.沉积相带是储层储集性能的基本控制因素,该区广泛发育的冲积扇扇中亚相的辫状河道充填沉积、筛状沉积的砂砾岩是优质储层发育的基本条件;成岩作用是储层储集性能的关键控制因素,其中压实作用是储层减孔的主要因素,胶结作用、溶蚀作用对储层储集性能的影响有限.此外,受压实作用或侧向应力作用产生的颗粒压碎缝是本区成岩作用独特之处,它为油气聚集提供新的储集空间和渗流通道,改善储层储集性能.【总页数】6页(P11-16)【作者】宫清顺;倪国辉;芦淑萍【作者单位】中国石油杭州地质研究院,浙江省杭州市,310023;中国石油长城钻探工程有限公司解释研究中心,北京,100101;中国石油杭州地质研究院,浙江省杭州市,310023【正文语种】中文【中图分类】TE112【相关文献】1.准噶尔盆地乌尔禾油田三叠系百口泉组储层敏感性评价 [J], 宫清顺;寿建峰;姜忠朋;黄革萍;王艳清;倪国辉2.准噶尔盆地沙湾凹陷百口泉组致密砂砾岩储层特征及主控因素分析 [J], 郑超;贾春明;李思;黄川;张伟伟3.准噶尔盆地乌尔禾油田高自然伽马砂砾岩特征及其沉积微相研究——以乌36井区百口泉组为例 [J], 周俊林;王仲军;丁超;王贵文;宋光建;苏长强4.准噶尔盆地乌尔禾油田百口泉组冲积扇沉积特征及油气勘探意义 [J], 宫清顺;黄革萍;倪国辉;孟祥超;丁梁波5.准噶尔盆地玛东斜坡区百口泉组–下乌尔禾组混源油地球化学特征及定量判识[J], 蒋文龙;阿布力米提·依明;李卉;陈静;李宗浩因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
准噶尔盆地玛湖凹陷下三叠统百口泉组古盐度恢复黄云飞;张昌民;朱锐;易雪斐;瞿建华;唐勇【摘要】准噶尔盆地玛湖凹陷下三叠统百口泉组为一套扇三角洲沉积体系,以粗碎屑沉积为主,夹少量的泥岩.为了恢复百口泉组沉积时期水体的古盐度,并与上二叠统乌尔禾组、中三叠统克拉玛依组的古盐度对比,对上述3个组岩心中的泥岩样品开展了全岩黏土矿物分析和微量元素测试,采用硼元素法、锶钡比、硼镓比等方法恢复百口泉组沉积时期水体的古盐度.结果表明,泥岩样品中黏土矿物以伊蒙混层为主,适合用科奇公式恢复古盐度.玛湖凹陷乌尔禾组、百口泉组一段、百口泉组二段、百口泉组三段和克拉玛依组的平均古盐度分别为7.0‰,5.0‰,7.2‰,8.9‰和8.4‰,反映当时水体为淡水—微咸水环境;黄羊泉扇与夏子街扇百口泉组表现出不同的古盐度变化趋势,黄羊泉扇的古盐度值较低,而夏子街扇的古盐度值相对较高,可能与所选井位的古沉积环境有关.此外,锶钡比和硼镓比也指示玛湖凹陷晚二叠世—中三叠世水体为淡水—微咸水环境.%The Lower Triassic Baikouquan formation in the Mahu sag,Junggar basin is a set of sedimentary system of fan delta,which is dominated by coarse detrital deposits with a small amount of mudstones.In order to restore the paleosalinities of the water body during the deposition of the Baikouquan formation,and compared with those of the Upper Permian Wuerhe formation and Middle Triassic Kelamayi formation,whole rock tests of clay minerals and trace elements are carried out for the mudstone samples in the cores obtained from the above three formations.The methods such as Boron element,Sr/Ba ratio and B/Ga ratio are used to restore the water paleosalinities during the deposition of the Baikouquan formation.The results show that the clayminerals in the sample are dominated by illite/montmorillonite mixing layer,so Coach formula is suitable to be adopted to restore the paleosalinities.The average paleosalinities of the Upper Permian Wuerhe formation,T1b1,T1b2,T1b3 and Middle Triassic Kelamayi formation are7.0‰,5.0‰,7.2‰,8.9‰ and 8.4‰,respectively,indicating that the water at that time was fresh water-brackish water environment.The Baikouquan formation in Huangyangquan fan and Xiazijie fan exhibits different paleosalinity variation trend,relatively low paleosalinity of Huangyangquan fan and relatively high paleosalinity of Xiazijie fan may be related to the palaeosedimentary environment of the selected well locations.In addition,both Sr/Ba ratio and B/Ga ratio indicate a fresh water-brackish water environment in Mahu sag during Late Permian to Middle Triassic.【期刊名称】《新疆石油地质》【年(卷),期】2017(038)003【总页数】7页(P269-275)【关键词】准噶尔盆地;玛湖凹陷;百口泉组;黏土矿物;微量元素;古盐度;沉积环境【作者】黄云飞;张昌民;朱锐;易雪斐;瞿建华;唐勇【作者单位】长江大学地球科学学院,武汉430100;长江大学地球科学学院,武汉430100;长江大学地球科学学院,武汉430100;长江大学非常规油气湖北省协同创新中心,武汉430100;中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院,新疆克拉玛依834000;中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院,新疆克拉玛依834000【正文语种】中文【中图分类】TE111.3玛湖凹陷位于准噶尔盆地西北缘，是盆地重要的生烃凹陷之一。
第33卷第5期2021年10月岩性油气藏LITHOLOGIC RESERVOIRSV ol.33No.5Oct.2021收稿日期：2021-03-08；修回日期：2021-06-08；网络发表日期：2021-08-20基金项目：国家科技重大专项“典型盆地深层油气输导格架建立与油气成藏分析”（2017ZX05008-004-008）资助作者简介：王剑（1984—），男，硕士，高级工程师，主要从事油气地质、沉积储层方面的研究工作。
地址：（834000）新疆克拉玛依准噶尔路29号。
Email ：*********************。
文章编号：1673-8926（2021）05-0034-11DOI ：10.12108/yxyqc.20210504引用：王剑，周路，靳军，等.准噶尔盆地玛南地区乌尔禾组砂砾岩优质储层特征.岩性油气藏，2021，33（5）：34-44.Cite ：WANG J ，ZHOU L ，JIN J ，et al.Characteristics of high-quality glutenite reservoirs of Urho Formation in Manan area ，JunggarBasin.Lithologic Reservoirs ，2021，33（5）：34-44.准噶尔盆地玛南地区乌尔禾组砂砾岩优质储层特征王剑1，2，3，周路1，靳军2，3，向宝力2，3，胡文瑄4，杨洋2，3，康逊4（1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都610500；2.中国石油新疆油田分公司实验检测研究院，新疆克拉玛依834000；3.新疆砾岩油藏实验室，新疆克拉玛依834000；4.南京大学地球科学与工程学院，南京210023）摘要：准噶尔盆地玛南地区乌尔禾组砂砾岩油藏具有规模勘探潜力，是增储上产的有利领域。
综合应用岩矿鉴定、SEM ，XRD 、孔渗分析等手段，系统分析乌尔禾组沉积微相、储集空间类型及物性等储层特征和成岩作用。
乌尔禾油田百口泉组油藏特征研究刘哲;刘季业;马剑坤【摘要】油藏在勘探开发初期需要确定油水界面,进而在确定油藏油柱高度等各项参数的基础上计算储量,但一般含边底水的低渗油藏在油水界面与纯油带底界间存在油水过渡带,且油水过渡带地质特征与开发效果均和纯油层有所区别,因此正确认识油水过渡带特征对低渗透油藏开发研究有重要意义.以乌尔禾油田乌5井区为例,在测井及取心资料的基础上,精细描述了百口泉组油藏地质特征,利用试油、测压资料计算了油藏油水界面深度,并根据毛管压力曲线及油水两相相渗曲线,结合储层流体性质计算了油水过渡带高度.结果表明,受毛管压力曲线、流体性质及储层渗流特征影响,乌5井区百口泉组油藏油水过渡带较厚,整个开发层系均位于油水过渡带中.【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2017(036)008【总页数】6页(P104-109)【关键词】低渗透;油水过渡带;毛管压力曲线;油水界面【作者】刘哲;刘季业;马剑坤【作者单位】成都理工大学能源学院,四川成都 610059;成都理工大学能源学院,四川成都 610059;成都理工大学能源学院,四川成都 610059【正文语种】中文【中图分类】TE122.3油气在产生后经历漫长的地质历史后运移成藏并形成较为稳定的平衡状态，由于密度不同在重力分异及浮力作用下自上而下形成气（过饱和油藏）、油、水模式的油气水分布特征，三者之间自然形成油水或油气界面（见图1），对于未饱和油藏，经典油水分布理论一般认为介于纯油带与纯水带间存在油水过渡带[1]，而油水过渡带储层特征与开发效果均和纯油层不同[2]。
因此，有效确定油水界面及油水过渡带位置、特征是制定油藏开发方案的重要前提，对于油田的开发及调整有重要意义。
低渗透强非均质油藏油水过渡带特征有别于常规油藏油水过渡带特征，因此需要更深入的认识与研究。
目前主要有三种方法确定油水界面：（1）通过获取压汞资料得到油藏毛细管压力曲线来确定油水界面；（2）通过对储层取心岩样使用各种方法确定储层流体特征，进而确定油水界面；（3）利用测井资料确定油水界面，其中最常用的是利用电阻率测井曲线，结合试井资料进行分析确定。
东北石油大学学报第41卷第5期2017年10月JOLRNAL OF NORTHEAST PETROLELM LNIVEKSITY Vol. 41 No. 5 Oct. 2017DO110.3%9/j.issn.2095- 4107.2017.05.009准噶尔盆地乌尔禾一风南地区百口泉组储层有利成岩相胡青1_2,刘洛夫12,万青青12,汪洋1_2,季焕成3,宋光建3,张旺1_2(1.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; 2.中国石油大学（北京）盆地与油藏研究中心，北京102249; 3.中国石油新疆油田分公司风城油田作业区，新疆克拉玛依834000 )摘要:为明确准噶尔盆地乌尔禾一风南地区百口泉组成岩作用及成岩相，根据岩心分析化验数据,确定百口泉组 储层物性特征;根据岩石薄片和扫描电镜观察结果，确定百口泉组成岩作用类型及强度;根据X线衍射结果，确定黏土矿物组分及体积分数;根据岩心薄片及其测井曲线特征，采用“物性加主控因素”分类方法，划分成岩相类型并建立各成岩相测井响应特征,确定成岩相分布规律，预测有利成岩相分布区。
结果表明：百口泉组储层主要经历压实作用，碳酸盐、黏土矿物、黄铁矿、硅质胶结作用，以及长石、石英溶蚀作用。
储层可划分为5种成岩相类型，即特低孔渗杂基充填相、中孔渗弱压实强溶蚀相、低孔渗强压实强溶蚀相、特低孔渗方解石胶结相和特低孔渗强压实相，其中中孔渗弱压实强溶蚀相和低孔渗强压实强溶蚀相为有利成岩相u中孔渗弱压实强溶蚀相主要分布于乌009—风4井区，低孔渗强压实强溶蚀相主要分布于乌2—风南7—夏75井区。
该分析结果可为研究区优质储层预测提供地质依据。
关键词:成岩相；成岩作用；百口泉组；乌尔禾一风南地区；准噶尔盆地中图分类号:TE122.2 文献标识码：A 文章编号：2095 -4107( 2017) 05 -0081 -090引言储集体物性特征受沉积环境与成岩作用共同影响11-3，成岩相是在特定沉积、成岩环境下经历成岩演化阶段后的产物，直接反映储层特征14-51。
