延安地区富有机质页岩储层特征与页岩气富集规律

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富有机质页岩孔隙、裂隙演化与页岩气差异富集机理

富有机质页岩孔隙、裂隙演化与页岩气差异富集机理
富有机质页岩的孔隙和裂隙演化以及与页岩气差异富集机理可以从以下几个方面进行解释：
1. 有机质丰度：富含有机质的页岩通常具有较高的有机质丰度，有机质丰度对于页岩气的差异富集具有重要影响。

有机质丰度越高，差异富集效果越好。

2. 矽质含量：矽质含量是影响页岩孔隙和裂隙演化的重要因素。

矽质含量较高的页岩通常孔隙度较低，对流体运移的影响较小，容易形成孔隙隔离，导致气体难以聚集。

3. 孔隙和裂隙发育：页岩的孔隙发育程度和裂隙网络的连通性对于气体的富集具有重要影响。

孔隙和裂隙发育越好，并且连通性较好，气体的储集和运移能力越强。

4. 成岩作用：成岩作用对页岩孔隙和裂隙的演化以及气体的富集具有重要影响。

成岩作用可以导致页岩的压实和胶结，进而影响孔隙和裂隙的连接性和气体运移能力。

5. 地质构造：地质构造对页岩气的差异富集也起到重要作用。

地质构造对页岩层的压实、断裂发育以及构造应力等都会影响页岩气的富集。

总的来说，富有机质页岩孔隙、裂隙演化和与页岩气差异富集机理是一个复杂的过程，受多个因素的综合影响。

只有综合考虑上述因素，才能更好地理解和解释页岩气的差异富集机制。

页岩气成藏机理及气藏特征

页岩气成藏机理及气藏特征页岩气是泛指赋存于富含有机质的暗色页岩或高碳泥页岩中，主要以吸附或游离状态存在的非常规天然气资源。

在埋藏温度升高或有细菌侵入时，暗色泥页岩中的有机质，甚至包括已生成的液态烃，裂解或降解成气态烃，游离于基质孔隙和裂缝中，或吸附于有机质和矿物表面，在一定地质条件下就近聚集，形成页岩气藏。

从全球范围来看，页岩气拥有巨大的资源量。

据统计，全世界的页岩气资源量约为456.24xl0i2m3，相当于致密砂岩气和煤层气资源量的总和，具有很大的开发潜力，是一种非常重要的非常规资源［1-6］。

页岩气资源量占3种非常规天然气（煤层气、致密砂岩气、页岩气）总资源量的50%左右，主要分布在北美、中亚和中国、中东和北非、拉丁美洲、前苏联等地区，与常规天然气相当。

页岩气的资源潜力甚至还可能明显大于常规天然气。

1.1 页岩气成藏机理1.1.1成藏气源页岩气藏的生烃、排烃、运移、聚集和保存全部在烃源岩内部完成，页岩既是烃源岩、储层，也是盖层。

研究表明，烃源岩中生成的烃类能否排出，关键在于生烃量必须大于岩石和有机体对烃类的吸附量，同时必须克服页岩微孔隙强大的毛细管吸附等因素。

因此，烃源岩所生成的烃类只有部分被排出，仍有大量烃类滞留于烃源岩中。

北美地区目前发现的页岩气藏存在3种气源，即生物成因、热成因以及两者的混合成因。

其中以热成因为主，生物成因及混合成因仅存在于美国东部的个别盆地中，如Michigan盆地Antrim生物成因页岩气藏及Illinois盆地NewAlbany混合成因页岩气藏［2l］。

1.1.2成藏特点页岩气藏中气体的赋存形式多种多样，其中绝大部分是以吸附气的形式赋存于页岩内有机质和黏土颗粒的表面，这与煤层气相似。

游离气则聚集在页岩基质孔隙或裂缝中，这与常规气藏中的天然气相似。

因此，页岩气的形成机理兼具煤层吸附气和常规天然气两者特征，为不间断充注、连续聚集成藏（图l-l）。

有机质和黏土颗粒气体流入气体进入最终形成表面吸附与解吸页岩基质孔隙天然裂缝网络页岩气藏图1-1页岩气赋存方式与成藏过程示意图在页岩气成藏过程中，随天然气富集量增加，其赋存方式发生改变，完整的页岩气藏充注与成藏过程可分为4个阶段。

延安地区长6储层非均性特征

延安地区长6储层非均性特征1.引言延安地区长6储层具有非常丰富的油气资源，该地区储层非均性较大，这给油气勘探和开发带来了一定的难度。

深入研究延安地区长6储层的非均性特征，对于更好地认识该储层的地质特征、油气储层的分布规律以及优化勘探和开发策略具有重要意义。

2.延安地区长6储层的地质特征延安地区长6储层位于中国西部延安地区，主要由砂岩和泥岩组成。

该地区的构造作用较为显著，地层受到了多期次的构造运动的影响，形成了复杂的地质构造。

在这种构造作用的影响下，长6储层呈现出了非常丰富的非均质性特征。

3.延安地区长6储层非均性特征3.1 孔隙度非均性延安地区长6储层的孔隙度非常不均匀，孔隙度的分布呈现出明显的梯度特征。

在不同地层和不同区域，孔隙度的大小存在明显的差异，有的地方孔隙度较大，有的地方孔隙度较小。

这种非均性特征对油气储集性能产生了较大的影响，也为油气勘探和开发带来了一定的挑战。

3.2 渗透率非均性延安地区长6储层的渗透率也呈现出明显的非均匀性。

同一地层中，不同井段的渗透率存在很大的差异，有的地方渗透率较高，而有的地方渗透率较低。

这种非均性特征使得油气能够在某些区域更容易地流通，而在另一些区域则更加困难。

3.3 成岩作用和构造影响成岩和构造作用对延安地区长6储层的非均性特征也产生了显著的影响。

受成岩作用的影响，储层孔隙度和渗透率呈现出了复杂的非均匀分布特征，形成了多种类型的油气藏，构造作用也造成了储层中断层和断裂带的形成，使得储层内部的非均匀性更加复杂。

5.影响分析延安地区长6储层的非均性特征对油气勘探和开发造成了一定的影响。

非均质性储层的勘探工作更加困难，需要对储层的非均质性特征有更深入的认识，制定更合理的勘探规划。

储层非均质性对开发工作也提出了更高的要求，需要合理利用储层的非均质性特征，制定出更加适合的油气开发方案。

延安地区长6储层非均性特征

延安地区长6储层非均性特征在石油工业中，储层非均性是一个十分重要的概念。

储层非均性通常是指在石油储层中，油气分布和岩石性质的不均匀性。

在延安地区长6储层中，也存在着非均性的特征。

本文将详细介绍延安地区长6储层的非均性特征，并对其产生的原因进行分析。

我们将探讨储层非均性对油气开发的影响和克服的方法，以期为相关工作者提供参考。

延安地区长6储层主要分布在延安地区的上部，地质时代为侏罗系。

储层以灰色细粒砾质页岩为主，孔隙度较低，主要储集类型为胶结岩，储层厚度一般在10-30米之间。

根据地质勘探的数据，我们可以得知，延安地区长6储层非均性主要表现在以下几个方面：延安地区长6储层的含油气分布有着明显的非均匀性。

通过地震勘探和钻井数据分析可以发现，储层的含油气分布呈现出不规则的分布特征。

局部区域的含油气丰度较高，而周围区域的含油气丰度较低，形成了丰富与贫瘠的分布规律。

这种非均匀性的分布对油气勘探和开发带来了一定的困难，需要更加精细的地质勘探和调查分析才能够准确把握油气的分布规律。

由于长6储层岩石性质的不均匀性，孔隙度和渗透率分布也存在着明显的非均匀性。

在储层的部分区域，由于构造作用和岩石圈压力等因素的影响，使得储层的孔隙度和渗透率偏高，形成了良好的储层区域；而在其他区域，储层的孔隙度和渗透率较低，成为了非优质储层。

这种非均匀性的分布使得油气开发难度增加，需要通过合理的开发方式来克服。

延安地区长6储层的非均匀性还表现在储层物性的差异上。

根据地震勘探数据，我们可以得知，储层的物性参数（如泊松比、密度等）在局部区域存在着差异较大的情况。

这种非均匀性会影响地震波的传播特性，使得地震勘探的解释结果存在一定的误差。

在进行地震勘探和储层解释时，需要充分考虑这种非均匀性的影响，以提高勘探解释的准确性。

造成延安地区长6储层非均性的原因主要有以下几点：地质构造的影响。

长6储层分布在延安地区的上部，这一地区地质构造复杂，存在着多次构造运动的痕迹。

延安地区长6储层非均性特征

延安地区长6储层非均性特征摘要：长6储层是延安地区重要的储层之一，其非均性特征对储层的开发及油气产量具有重要影响。

针对长6储层的非均性特征，本文从地质构造、沉积相、孔隙结构等方面进行了研究分析，总结出长6储层的非均性特征及其对勘探开发的影响，为延安地区长6储层的开发提供参考。

二、长6储层的非均性特征1. 地质构造的非均性特征延安地区长6储层所处的地质构造地段复杂多变，主要受隆起、断裂等构造运动的影响，形成了多种不同类型的地质构造。

受断裂构造控制的长6储层具有较大的非均性特征，其断裂带的发育、延伸方向、断裂强度等对储层的非均匀性具有重要影响。

地质构造的起伏不平造成了长6储层的非均匀性分布，使得油气在不同地段的分布存在差异性。

2. 沉积相的非均性特征长6储层的沉积相主要受古地理环境、沉积物来源、沉积水动力学等因素影响，因此具有较大的非均质性特征。

在延安地区，长6储层主要受湖相、河相、沼泽相等沉积相的影响，不同沉积相下的长6储层性质存在明显差异，表现出非均匀性的特征。

3. 孔隙结构的非均性特征长6储层的孔隙结构是其非均性的重要表现之一，主要受岩性、成岩作用、构造变形等因素的影响，形成了多种类型的孔隙结构。

在延安地区，长6储层的孔隙结构主要包括溶洞孔隙、裂缝孔隙、微裂缝孔隙等，这些孔隙类型的分布不均匀性对储层的储集性能产生了重要影响，使得长6储层的非均质性更加显著。

三、长6储层非均性特征对勘探开发的影响1. 储层非均性对勘探方案的影响长6储层的非均性特征对勘探方案具有重要影响，首先是勘探目标的确定，由于长6储层的非均匀性分布，使得勘探目标的确定具有一定的难度，需要通过大量的地质、地球物理资料分析，在制定合理的勘探方案时需考虑到长6储层非均质性的特点，避免盲目探索造成资源浪费。

2. 储层非均性对开发方案的影响长6储层的非均性特征对开发方案的制定具有重要影响，具体表现在井网布置、注采方式、提高采收率等方面。

富县西北部地区长7页岩特征及地质意义

呈北西－南东向展布，厚度＞８０ｍ。相对低值区位于西南角、北东部井区和东南部，一般＜５０ｍ（图２）。
１地质背景
自２０１１年以来，在富县地区延长组长７段页岩勘探实践中发现有丰富的油气显示［６－９］，截止目前已对该区域长７页岩油、页岩气展开了研究，并取得了一定成果。富县地区构造上位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡南部，构造稳定，长７期受整个湖盆演化影响，富县地区在该期位于湖盆沉积中心［１０］，以发育湖湘泥页岩为主，主要集中在富县勘探区域的西北部，该泥页岩为富县地区页岩油、页岩气的生烃、成藏提供了一定的物质条件。
２１岩石矿物学特征岩石学特征一定程度上影响储层的物性，储层
内岩石的结构类型、填隙物特征影响储层的孔隙结构，导致储层内部物性的差异性［１１］。从岩心观察及镜下样品显示，研究区长７段页岩颜色主要为黑色、灰黑色，岩性多见页岩夹泥岩、粉砂岩、粉砂质泥岩。碎屑成分主要为石英、长石、云母，岩屑主要为少量火山岩岩屑，可观察到零星分布的云母碎片；另可见
在对研究区１４０余口井地层划分与对比的基础上，通过测井资料、录井资料，应用沉积旋回及考虑厚度等因素后，确定了研究区长７层位，识别并划分出页岩，计算出页岩厚度，绘制了页岩厚度平面图。经统计，研究区长７地层中页岩厚度为１２５～１０２ｍ，变化范围较大，平均厚度４９０７ｍ。页岩在长７段三个亚层中均可见，但在长７３地层中累积厚度最大。平面图展示，主要厚度变化范围在６０～９０ｍ之间，具有西北向东南方向变薄特征。较厚区域分布在西北角八卦寺区域和研究区中部偏南；两个区域
刘秀婵，党磊，赵奔，王腾飞，杨旭
（延安大学石油工程与环境工程学院，陕西延安７１６０００）

延安地区长6储层非均性特征

延安地区长6储层非均性特征
延安地区位于中国陕西省南部，是一个石油储层资源丰富的地区。

该地区的储层非均性特征主要表现在以下几个方面。

延安地区沉积环境复杂多样，储层类型丰富。

延安地区主要分布有含铀砂岩、致密砂岩、灰岩和页岩等多种类型的储层。

这些储层具有不同的孔隙结构和渗透性特征，所以在油气开发中存在较大的挑战。

储层厚度变化较大。

延安地区的储层厚度在水平和垂直方向上变化较大，有的地方储层厚度较薄，有的地方则厚度较厚。

这种储层厚度的变化导致了开发资源的不平衡，需要根据具体地质情况进行合理的开发布局。

储层孔隙度和渗透率差异明显。

延安地区的储层孔隙度和渗透率差异较大，部分地区的储层孔隙度和渗透率很高，有利于油气的储集和流动；而在另一些地区，孔隙度和渗透率则较低，这对于油气勘探和开发产生了一定的困难。

延安地区储层存在较多的构造变形和裂缝。

由于地质构造活跃，储层在构造变形过程中遭受了挤压和折叠的影响，导致储层产生了一定的压实、断裂和裂缝。

这些构造变形和裂缝对储层的渗透性和储集性能产生了较大的影响，需要在油气勘探中进行合理的预测和评价。

延安地区储层的物理性质差异较大。

延安地区的储层具有不同的物理性质，如密度、饱和度和岩性等的差异。

这些物理性质差异对于油气的流动和储集性能有一定的影响，需要在油气生产中进行相应的调整和优化。

延安地区的储层非均性特征主要体现在沉积环境复杂多样、储层厚度变化大、孔隙度和渗透率差异明显、构造变形和裂缝较多以及储层物理性质差异大等方面。

这些特征对于延安地区的油气勘探和开发提出了更高的要求，需要科学合理地进行资源评价和开发布局。

延安气田W井区下古生界马家沟组储层特征研究

134W井区位于鄂尔多斯盆地二级构造伊陕斜坡的中西部，构造整体呈现为一平缓的西倾单斜，局部可见低幅鼻隆构造，少有幅度较大、圈闭良好的背斜构造[1]。

W井区尚未开发，将是未来的重点建产区，区内下古生界马家沟组储层地质储量丰富，前景良好，开展下古生界马家沟组储层特征研究对于延安气田的增储上产具有重要意义。

1 沉积特征W井区下古生界马家沟组马五期古地理环境主要位于庆阳古陆隆起的环陆云坪，属碳酸盐高水位域沉积模式中陆棚上的台地相沉积[2]，主要是发育蒸发台地亚相、局限台地亚相和开阔台地亚相。

（1）台地蒸发相：仅有正常海水偶然性的注入，因经常暴露或者气侯干旱，可见潮上带及潮间云坪、泥云坪、云泥坪、含膏云坪等微相。

沉积构造以浅水暴露标志为主，有结核、泥裂、鸟眼、垂直虫孔、膏盐假晶、盐溶垮塌角砾和石膏团块等，生物化石较为稀少，垂向上常形成向上变浅、变薄和变咸的沉积特点，其中硬石膏结核及白云岩相易受表生淡水淋浴作用溶蚀改造形成大量膏模孔，成为溶蚀孔洞的雏形，随着大气淡水淋虑的进一步作用，沿先期形成的孔隙及裂缝等通道形成溶蚀孔洞及晶间溶孔等，成为储集性相对较好的有效储层。

硬石膏结核及白云岩相为优势相带，并决定了储层的分布和发育程度，是优质储层的物质基础。

（2）局限台地相：海水流动较为局限，处于透光带内。

主要发育白云岩、白云质灰岩、颗粒灰岩及藻粘结岩等，早期成岩胶结物普遍，生物群为浅水生物群、海洋植物。

发育云坪、颗粒滩、灰云坪、藻云坪等微相，其中颗粒滩相和白云坪相沉积控制晶间孔储层发育，经后期白云石化作用形成粗粉晶结构的白云岩，多发育为有效的晶间孔储层。

具有颗粒和架状结构的石灰岩在成岩过程中优先白云石化，经岩溶作用改造后可形成晶间孔和晶间溶孔型储层，这是马五5亚段天然气成藏的主要储集空间。

（3）开阔台地相：与开阔海连通良好，正常浪基面之上。

发育泥晶灰岩、粒泥灰岩、泥晶颗粒灰岩及亮晶颗粒灰岩。

可见大中型层理，生物群为藻类、有孔虫及双壳类等浅水底栖生物，发育灰坪，云灰坪微相，常见于马五5亚段。

延安地区长6储层非均性特征

延安地区长6储层非均性特征延安地区是陕西省北部的一个地级市，地处黄土高原，地质条件独特，自然资源丰富。

在延安地区，石油资源储量丰富，其中长6储层是该地区的重要储层之一。

长6储层非均性特征是储层地质研究的重要内容之一，具有重要的指导意义。

本文将对延安地区长6储层非均性特征进行分析，以期为勘探开发提供理论参考。

一、地质背景延安地区位于中国黄土高原北部，主要地质构造为南北走向的断裂和褶皱构造。

油气资源主要分布于五四牧场、神山地区和延长地区。

长6储层位于该地区的下古生界地层，是主要的储层之一。

该储层具有较大的储层厚度和丰富的孔隙结构，是地区勘探开发的重要目标。

二、非均性特征分析1. 储层厚度分布不均匀长6储层在延安地区的厚度分布具有一定的不均匀性，呈现出明显的水平变化。

在水平方向上，储层厚度由东向西逐渐减小，且有局部异常增厚的现象。

这种非均匀的厚度分布对储层的勘探开发具有一定的影响，需要结合地质构造和沉积环境等因素进行综合分析。

2. 孔隙结构分布复杂长6储层的孔隙结构分布较为复杂，主要表现为孔隙类型多样、分布不均匀。

主要的孔隙类型包括溶洞孔隙、粒间孔隙、裂缝孔隙等，且孔隙度和渗透率之间存在一定的非均匀性。

孔隙结构在不同地点和不同深度上的分布也存在差异，需要细致的地质调查和研究。

3. 岩石物性存在差异长6储层的岩石物性在空间上存在一定的差异，表现为密度、波速、导电率等物性参数的不均匀分布。

这种不均匀性主要受地质构造和沉积环境等因素的影响，对于储层的勘探开发具有一定的指导作用。

4. 地层构造复杂延安地区长6储层地层构造复杂，主要表现为褶皱和断裂构造的存在。

这些地层构造对储层的非均质性产生了很大影响，同时也为储层的聚集和运移提供了条件。

地层构造的分析对于储层的勘探开发具有重要的意义。

三、成因分析长6储层非均性特征的形成是多种地质因素综合作用的结果。

长6储层所处的地质构造和沉积环境决定了储层的发育程度和非均性程度。

页岩气储层的基本特征及其评价

页岩气储层的基本特征及其评价一、本文概述页岩气作为一种重要的非传统天然气资源，近年来在全球能源领域引起了广泛关注。

由于其储层特征的复杂性和评价方法的多样性，对页岩气储层的基本特征及其评价进行深入研究具有重要的理论和实践意义。

本文旨在全面概述页岩气储层的基本特征，包括地质特征、物理特征、化学特征以及工程特征等方面，并探讨相应的评价方法和技术手段。

通过对页岩气储层特征的深入剖析，本文旨在为页岩气勘探开发提供理论支撑和实践指导，推动页岩气产业的健康发展。

具体而言，本文首先介绍了页岩气储层的地质背景，包括地层分布、构造特征以及沉积环境等。

在此基础上，重点分析了页岩气储层的物理特征，如孔隙结构、渗透率、含气饱和度等，这些特征直接影响了页岩气的赋存状态和开采难易程度。

同时，本文还关注了页岩气储层的化学特征，如有机质含量、矿物杂质成分等，这些特征对于评估页岩气储层的品质和开采潜力具有重要意义。

在评价方法方面，本文综述了目前常用的页岩气储层评价方法，包括地球物理勘探、地球化学分析、岩石力学测试等。

这些方法和技术手段在页岩气储层评价中各有优缺点，需要根据具体的地质条件和勘探需求进行选择和应用。

本文还将介绍一些新兴的评价技术和方法，如页岩气储层数值模拟、微观孔隙结构表征等，这些新技术和方法的应用将进一步提高页岩气储层评价的准确性和可靠性。

本文旨在全面系统地介绍页岩气储层的基本特征及其评价方法，以期为页岩气勘探开发提供理论支持和实践指导。

通过深入研究页岩气储层的特征和评价方法，有助于更好地认识页岩气资源的分布规律和开发潜力，推动页岩气产业的可持续发展。

二、页岩气储层的基本特征物理性质：页岩储层一般具有较低的孔隙度和渗透率，这与其主要由粘土矿物、石英等细粒沉积物构成有关。

尽管孔隙度低，但页岩的裂缝发育丰富，这些裂缝为页岩气提供了有效的运移和储集空间。

页岩的层理结构明显，这种层状结构对页岩气的分布和运移有重要影响。

化学性质：页岩的化学性质多样，主要取决于其含有的矿物成分。

陈更生等-页岩气藏形成机理与富集规律初探

天然气工业２００９年５月图１页岩气藏与其他类型油气藏关系示意图（据ＰｏＵａｓｔｒｏ，２００１年，有修改）可达３５％以上，随埋藏深度增加，迅速减少，在埋深２０００ｍ以后，孔隙度仅残留１０％或更低。

据美国含气页岩统计（表２），页岩岩心孑Ｌ隙度小于４％～６．５％（测井孔隙度４％～１２％），平均５．２％；渗透率一般为（０．００１～２）Ｘ１０＿。

“ｍ２，平均４０．９×１０叫肛ｍ２。

但在断裂带或裂缝发育带，页岩储层的孑Ｌ隙度可达１１％。

渗透率达２×１０～“ｍ２。

４）气体赋存状态多样：页岩气主要由吸附气和游离气组成。

吸附气赋存于有机质颗粒与黏土颗粒表２美国主要含气页岩储层特征统计表表面，与煤层气相似；游离气则赋存于页岩基质孔隙和天然裂缝中，与常规天然气相似。

图２为美国页岩气藏中的气体组成统计结果，表明不同地质条件下形成的页岩气藏其吸附气与游离气的含量存在较大差别。

页岩气藏中吸附气含量比例较高，变化范围较大。

页岩含气量最高的（如Ｂａｒｎｅｔｔ页岩气藏）可达１０ｍ３／ｔ，最低（如ＮｅｗＡ卜ｂａｎｙ页岩气藏）仅有１．１ｍ３／ｔ，含气量平均为３．８１ｉｎ３／ｔ。

其中，吸附气含量最低为１６％，最高达８０％。

图２北美地区各页岩气藏中吸附气与游离气含量统计直方图・１８・吸附气含量的变化主要受岩石组成、有机质含量、地层压力、裂缝发育程度等因素影响，详见后述。

５）页岩需具有一定的生烃条件：按油气有机成因理论，有机质在整个热演化过程中均可生成天然气。

有机质演化进入生气窗后。

生气量剧增，应是具有商业价值页岩气藏的主要形成阶段。

根据北美地区页岩气勘探开发经验，页岩气藏勘探开发的最有利目标是有效厚度大于１５ｍ、有机碳含量大于２％、热演化程度处于生气窗范围内的页岩（表３、４）［１］。

需要指出的是，页岩有效厚度的下限不是一个固定值，其随着页岩气藏钻、完井技术的进步而变化。

北美在贞岩气藏开发的早期是打直井，当时确定的页岩有效厚度下限值为３０ｍ。

延安地区长6储层非均性特征

延安地区长6储层非均性特征延安地区是我国陕西省的重要地区，其地质构造复杂，沉积层系丰富。

在延安地区的储层中，存在着一定的非均性特征，对于油气勘探开发来说具有重要意义。

本文将结合延安地区长6储层的实际情况，分析其非均性特征。

延安地区长6储层主要分布在下白垩统延长组，属于碎屑岩储层。

长6储层主要由砂岩和泥岩组成，由于受到构造运动的影响，储层中存在着一定的非均质性。

长6储层的非均质性在储层厚度上表现出来。

延安地区长6储层的厚度在不同区块和井位上存在较大的差异。

由于构造运动和沉积过程的影响，储层厚度会在垂直和水平方向上发生变化。

一般情况下，延安地区长6储层厚度较薄，呈现出分层和倾斜的特点。

长6储层的非均质性还表现在储层孔隙度和渗透率上。

延安地区长6储层的孔隙度和渗透率差异较大，呈现出明显的非均一性。

在储层中存在着较高的孔隙度和渗透率的局部区域，但也存在着孔隙度和渗透率较低的区域。

这种非均质性的存在给油气勘探开发带来了一定的挑战，需要在勘探过程中进行详细的储层评价和预测。

长6储层的非均质性还表现在储层物性和岩石力学性质上。

延安地区长6储层的物性和力学性质存在一定的差异性。

储层岩石的密度、饱和度等物性参数存在较大的变化范围，同时岩石的抗压强度、弹性模量等力学性质也会有差异。

这些非均质性特征的存在对于油气的储存和流动产生了一定的影响，需要在开发过程中考虑这些因素。

延安地区长6储层存在着一定的非均性特征，主要表现在储层厚度、孔隙度和渗透率、储层物性和岩石力学性质等方面。

对于油气勘探开发来说，了解和研究这些非均性特征对于准确评价储层的潜力和确定优选开发区域具有重要意义。

鄂尔多斯盆地延安地区山2段储层特征及其主控因素

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１２第１４第２期８卷
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文章编号：０５８０（０）２１２０１０ — ９７２１０ — ４ — ４１
鄂尔盆地延安地区山２段储层特征及其主控因素多斯
摘要采用储层物性分析、扫描电镜、体薄片及高压压汞等实验技术，铸对鄂尔多斯盆地延安地区山２段储层岩心样品

安塞油田延安组储层特征及控制因素

收稿日期：２０２３－０９－０８；修订日期：２０２４－０３－０１。

作者简介：贾晓琴（１９８３—），女，工程师，现从事油田产能建设项目组综合管理工作。

Ｅ－ｍａｉｌ：２７４０４０００８＠ｑｑ．ｃｏｍ。

文章编号：１６７３－８２１７（２０２４）０２－００５３－０５安塞油田延安组储层特征及控制因素贾晓琴１，符　洋２，冯　楠２（１．西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安７１００６５；２．中国石油长庆油田分公司第一采油厂，陕西延安７１６０００）摘要：安塞油田是鄂尔多斯盆地较为典型的油气富集带，浅层延安组油藏埋深浅，采出程度低，开发效果不佳。

结合测井资料解释与岩心物性对延安组浅层油藏特征进行分析，进一步深化储层特征认识，进行有利区评价。

结果表明：分流河道是延安组的有利储集相带；延安组储层孔隙度主要分布在１４％～１８％，渗透率约１０．０×１０－３～８０．０×１０－３μｍ２。

延安组油水分布复杂，沉积环境、成岩作用与储层物性共同作用的结果，构造和沉积相共同控制砂体空间展布特征，研究结果可为浅层延安组储层勘探开发提供合理建议。

关键词：安塞油田；延安组；油藏评价；有利区中图分类号：ＴＥ１１２．２３文献标识码：ＡＳｔｕｄｙｏｎｓｈａｌｌｏｗｒｅｓｅｒｖｏｉｒｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆＹａｎ’ａｎＦｏｒｍａｔｉｏｎａｎｄｉｔｓａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｉｎｒｅｓｅｒｖｏｉｒｆａｖｏｒａｂｌｅａｒｅａｅｖａｌｕａｔｉｏｎＪＩＡＸｉａｏｑｉｎ１，ＦＵＹａｎｇ２，ＦＥＮＧＮａｎ２（１．ＳｃｈｏｏｌｏｆＥａｒｔｈＳｃｉｅｎｃｅｓａｎｄＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ，Ｘｉ’ａｎＳｈｉｙｏｕＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙ，Ｘｉ’ａｎ７１００６５，Ｓｈａａｎｘｉ，Ｃｈｉｎａ；２．Ｎｏ．１ＯｉｌＰｒｏｄｕｃｔｉｏｎＰｌａｎｔｏｆＣｈａｎｇｑｉｎｇＯｉｌｆｉｅｌｄ，Ｙａｎ’ａｎ７１６０００，Ｓｈａａｎｘｉ，Ｃｈｉｎａ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：ＡｎｓａｉＯｉｌｆｉｅｌｄｉｓａｔｙｐｉｃａｌｏｉｌａｎｄｇａｓｅｎｒｉｃｈｍｅｎｔｚｏｎｅｉｎｔｈｅＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ，ｗｈｉｃｈＹａｎ’ａｎＦｏｒｍａｔｉｏｎｒｅｓｅｒｖｏｉｒｈａｓｓｈａｌｌｏｗｂｕｒｉａｌｄｅｐｔｈｗｉｔｈｌｏｗｒｅｃｏｖｅｒｙｄｅｇｒｅｅａｎｄｉｎｅｆｆｉｃｉｅｎｔｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ．Ｃｏｍｂｉｎｅｄｗｉｔｈｌｏｇｇｉｎｇｄａｔａａｎｄｃｏｒｅａｎａｌｙｓｉｓ，ｔｈｅｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｓｈａｌｌｏｗｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｉｎＹａｎ’ａｎＦｏｒｍａｔｉｏｎｗｅｒｅａｎａｌｙｚｅｄａｎｄｄｅｓｃｒｉｂｅｄ，ａｎｄｔｈｅｒｅｓｅａｒｃｈｏｎｒｅｓｅｒｖｏｉｒｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｗａｓｉｍｐｒｏｖｅｄ，ｔｈｕｓｆａｖｏｒａｂｌｅａｒｅａｅｖａｌｕａｔｉｏｎｗａｓｃａｒｒｉｅｄｏｕｔ．ＴｈｅｒｅｓｕｌｔｓｓｈｏｗｔｈａｔｔｈｅｄｉｓｔｒｉｂｕｔａｒｙｃｈａｎｎｅｌｉｓａｆａｖｏｒａｂｌｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｆａｃｉｅｓｏｆｔｈｅＹａｎ’ａｎＦｏｒｍａｔｉｏｎ，ａｎｄｔｈｅｐｏｒｏｓｉｔｙｏｆｔｈｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｉｎｔｈｅＹａｎ’ａｎＦｏｒｍａｔｉｏｎｉｓｍａｉｎｌｙｄｉｓｔｒｉｂｕｔｅｄｉｎｔｈｅｒａｎｇｅｏｆ１４％－１８％，ａｎｄｔｈｅｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｉｓａｂｏｕｔ１０．０ｍＤ．Ｏｗｉｎｇｔｏｔｈｅｊｏｉｎｔａｃｔｉｏｎｏｆｓｅｄｉｍｅｎｔａｒｙｅｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔ，ｄｉａｇｅｎｅｓｉｓａｎｄｒｅｓｅｒｖｏｉｒｐｈｙｓｉｃａｌｐｒｏｐｅｒｔｉｅｓ，ｔｈｅｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｏｆｏｉｌａｎｄｗａｔｅｒｉｎｔｈｅＹａｎ’ａｎＦｏｒｍａｔｉｏｎｉｓｃｏｍｐｌｅｘ．Ｓｔｒｕｃｔｕｒａｌｍｏｖｅｍｅｎｔａｎｄｓｅｄｉｍｅｎｔａｒｙｆａｃｉｅｓｊｏｉｎｔｌｙｃｏｎｔｒｏｌｔｈｅｓｐａｔｉａｌｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｏｆｔｈｅｓａｎｄｂｏｄｙ，ｗｈｉｃｈｐｒｏｖｉｄｅｓｒｅａｓｏｎａｂｌｅｓｕｇｇｅｓｔｉｏｎｓｆｏｒｔｈｅｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｏｆｓｈａｌｌｏｗＹａｎ’ａｎＦｏｒｍａｔｉｏｎｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ＡｎｓａｉＯｉｌｆｉｅｌｄ，Ｙａｎ’ａｎＦｏｒｍａｔｉｏｎ，ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｅｖａｌｕａｔｉｏｎ，ｆａｖｏｒａｂｌｅａｒｅａ安塞油田是典型的“井井有油、井井不流”的特低渗透油田，经历了四十年的发展，成为我国陆上最早开发的亿吨级整装特低渗透油田，迄今为止已发现王窑、杏河等９个含油区块，自下而上在三叠系延长组和侏罗系延安组延９、延８、延７共发现８套含油层系。

延安地区长6储层非均性特征

延安地区长6储层非均性特征延安地区位于陕西中北部，属于陕北地区。

该地区是我国东部较为典型的碳酸盐岩储层油田之一，长6储层是该地区主要的油气储集层之一。

长6储层主要发育于延安组灰色泥质白云岩和奥陶系苏里格组灰色泥岩之间，为下白垩统盐池组二氧化碳沉积岩。

研究表明，该储层的非均质性主要表现为沉积相、沉积构造、储集空间类型等方面的差异。

首先，长6储层的沉积相具有显著的非均质性。

研究表明，在整个储层发育期内，该储层的沉积相类型经历了从静水环境到动水环境的转变。

在早期的盐湖环境下，储层主要形成了致密的白云岩储层；而在后期的碳酸盐岩漫滩环境下，储层则过渡为具有较高孔隙度和渗透率的灰色泥质白云岩储层。

这种沉积相的变化导致了该储层不同区域的孔隙度和渗透率差异较大，影响了油气的分布和产量。

其次，长6储层的沉积构造对储集空间的影响也很显著。

由于长6储层主要发育于盐池组的白云岩上，而盐池组在形成过程中受到了较大的压力和变形，因此在长6储层中常形成了清晰的构造体系，如岩溶孔、节理裂缝等。

这些构造体系对储集空间的分布和作用起到了至关重要的影响。

例如，岩溶孔是长6储层的主要储集空间类型之一，但其分布较为复杂，受到沉积构造和演化历史的多重制约，因此不同区域的岩溶孔分布和作用机理也存在明显的差异。

最后，长6储层的储集空间类型也是其非均质性的重要体现。

研究发现，该储层的储集空间类型丰富多样，包括溶孔、节理裂隙、孔洞储层等。

其中，溶孔是该储层的主要储集空间类型之一，但其空间分布和类型多样性较大，受到沉积相和地质构造的影响比较大。

此外，节理裂隙作为长6储层另一种重要的储集空间类型，也存在区域性和时空性的差异，需要更为细致的研究和解决。

综上所述，长6储层非均质性主要表现为沉积相、沉积构造和储集空间类型等方面的差异。

了解并分析这些非均质性特征，对于有效提高长6储层的勘探和开发效果，具有重要意义。

延安气田延969井区储层特征研究

延安气田延969井区储层特征研究延安气田延969井区山西组储层位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部,是典型的致密砂岩气藏,其孔隙度、渗透率极低,孔隙结构复杂,储层非均质性强,这些因素严重制约着气田后续的生产开发。

常规的单一测试手段难以有效的评价超低渗透气藏的微观孔隙结构及渗流特征,从而制约着气藏的勘探开发进程。

本论文在对研究区储层岩石物性及孔隙结构研究分析的基础上,通过物性测试、铸体薄片,粒度分析、高压压汞、核磁共振、渗吸实验、相渗实验等测试相结合的手段,在分析研究区的基本沉积学及岩石学特征的基础上,重点对研究区的微观孔隙结构特征、可动流体赋存特征、渗吸特征、气水相渗特征及其影响因素进行了研究。

主要取得了以下认识:（1）研究区砂岩类型以石英砂岩为主（61.54%）;砂岩粒度以细砂为主（54%）;填隙物以黏土、方解石和白云石为主;孔隙类型以岩屑溶孔、长石溶孔、剩余粒间孔、晶间孔和杂基溶孔为主;喉道类型以片状、弯片状为主。

（2）通过高压压汞实验,根据排驱压力小于1MPa、在12.5MPa 之间、大于2.5MPa将储层孔隙结构分为三类:其中I类为低排驱压力-微-微细喉道型,II类为中排驱压力-微喉道型,III类为中高排驱压力-纳米吸附喉道型,其中II类储层占66.7%。

排驱压力、主流孔喉半径、储层品质因子、均质系数等对储层的微观孔隙结构和物性的影响较大。

（3）根据可动流体饱和度对储层进行分类,研究区主要以III 类（中等）（30%）、V类（很差）（30%）储层为主。

样品的T2截止值分布在0.91ms126.04ms之间,平均值为41.39ms,体现出超低渗透砂岩非均质性强的特点。

渗透率是影响可动流体饱和度及T2谱形态的主要因素,更能反映可动流体的变化趋势。

陕西铜川—延安地区油页岩及油气资源特征

陕西铜川—延安地区油页岩及油气资源特征李玉宏;姜亭;武富礼;姚志刚;罗克勇【期刊名称】《中国地质调查》【年(卷),期】2016(003)001【摘要】鄂尔多斯盆地东南部的铜川—延安地区是我国油页岩资源最丰富的地区之一,其中,三叠系延长组是盆地内最具潜力的油页岩产出层位.为了掌握和评价该区三叠系延长组长7油页岩矿床特征、资源品级和勘探远景,为该区油页岩勘探开发提供依据,在对油页岩地质调查、钻探及测井等资料解释和样品分析的基础上,进行了综合研究和远景资源量估算.结果表明:该区油页岩厚度较大、油页岩段集中,分布稳定,含油率较高,为厚层中品级富—高硫油页岩;沉积环境控制了油页岩的厚度及含油率,半深湖—深湖与浅湖过渡带及湖湾环境是油页岩形成的最有利相带;该区仅500 m以浅的长7油页岩资源量达1346.46×108 t,干馏油页岩油资源量为63.70×108 t,资源潜力巨大,具有大型—特大型油页岩矿床远景.【总页数】6页(P20-25)【作者】李玉宏;姜亭;武富礼;姚志刚;罗克勇【作者单位】中国地质调查局西安地质调查中心,西安 710054;中国地质调查局西安地质调查中心,西安 710054;西安石油大学,西安 710065;西安石油大学,西安710065;中国地质调查局西安地质调查中心,西安 710054【正文语种】中文【中图分类】P618.12;TE132.2【相关文献】1.铜川-延安地区油页岩资源评价获优 [J],2.陕西省铜川-黄陵地区延长组长7油页岩特征及资源潜力 [J], 李玉宏;张文;武富礼;姜亭;姚志刚;陈高潮;王宝文;张慧元3.陕西铜川-延安地区油页岩及油气资源特征 [J], 李玉宏;姜亭;武富礼;姚志刚;罗克勇;4.陕西省铜川市宜君县棋盘镇区域油页岩分析 [J], 杨帆5.陕西铜川地区延长组长7油页岩无机地球化学特征及古环境恢复 [J], 乔世海;李玉宏;郭望;张云鹏;王勇因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

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延安地区富有机质页岩储层特征与页岩气富集规律鄂尔多斯盆地延长组长7富有机质泥页岩发育稳定,近期延安地区多口页岩气井的成功钻探证实了其巨大的勘探潜力。

然而陆相页岩与海相页岩相比存在明显的特殊性,表现出“两高三低”,即高吸附气含量、高粘土矿物含量、低脆性矿物含量、低地层压力、低热演化程度的特点。

目前针对有陆相页岩的分类评价标准、成因机理、微观赋存特征等研究不够深入,尚未形成广泛适用的研究理论和评价标准,诸多科学问题有待解决。

本文以延安地区延长组长7段泥页岩为研究对象,基于野外露头观察与样品采集、重点井岩心观察、测井综合解释分析,利用有机岩石学鉴定、全岩X-衍射、氮气等温吸附、岩石热解分析、氩粒子抛光-扫描电镜等多种实验方法,对研究区长7泥页岩岩相及其展布特征进行研究,对比分析了储集空间形态、结构、大小及孔径分布特征;进一步制定储层评价标准并进行页岩储层优选,探讨了页岩气富集规律,结合沉积相背景建立了延安地区长7陆相页岩成藏模式。

研究成果表明:延安地区长7陆相富有机质泥页岩分布广泛、发育稳
定,NW-SE向展布,总厚度10~110m,中值为43m,中南部富县地区较厚;其中长73以黑灰色至黑色纹层状油页岩为主,长72及长71以深灰色至浅灰色块状泥岩为主,夹薄层粉砂岩;泥页岩矿物成分复杂,石英、长石等脆性矿物总量占47.97%,偏低;富含粘土矿物,以伊蒙混层为主,占到57.39%;裂缝发育,以高角度斜交缝为主。

TOC均值为4.78%,中西部地区较高;Ⅱ1型干酪根为主,Ⅱ2及Ⅲ型次之;Ro 平均为0.91%,西南部可达1.1%,总体位于成熟-高成熟的生、排烃高峰期阶段。

粒间孔、粒内孔、晶间孔、有机质孔及微裂缝均有发育;孔喉直径均值35nm,分选中等偏差;1.5~5nm的孔隙对孔比表面积与孔体积贡献最大,5.5~150nm的孔
隙孔表面最为粗糙,除绿泥石外的粘土矿物含量越高孔隙结构越复杂。

Ⅰ类储层分布在研究区中西部地区。

高有机碳含量、厚度大、优势岩性、物性及裂缝发育、有利的岩性组合是页岩气富集的主要规律,其中以湖盆中心成藏模式最优。

研究成果为延安地区长7页岩气的勘探开发提供了依据,深化了陆相页岩气的相关研究及认识。