渤中凹陷A2‐1构造东营组储层物性控制因素分析

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• 责任者：朱文森^c中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海油田勘探开发研究院^d1985^f助理工程师 ; 王清斌 ; 刘士磊 ; 宋章强 ; 王雪莲 ; 陈延芳
• 刊名：海洋石油
• 出版年：2011
• 卷期：31^b4总151
• 关键词：砂岩储集层11^a渤海湾盆地20^a储层性质 ; 油气成因 ; 东营组 ; 油气勘探 ; 渗透率 ; 压实作用 ; 沉积作用 ; 溶蚀作用 ; 储集层31^a渤中凹陷
• 页码：59～62,67
• 索书号：P226.706/449-3
• 图表：^c参11插图
• 分类号：0831
• 文摘期号：2012/06/b

摘要

根据岩石薄片、扫描电镜、物性和测井等资料，分析了渤中凹陷A2‐1构造东营组砂岩储层品质控制因素，探讨了测试段产能差异的原因。通过分析认为:渤中凹陷古近系东营组储层物性主要受压实作用、沉积条件、碳酸盐胶结、溶蚀作用和黏土转化阶段控制。在负胶结物投点图上，大部分砂岩都落在压实作用区间，显示了压实作用是减少孔隙的主要因素;沉积条件对储层物性的影响突出体现在粒度和泥质含量方面的影响，随着粒度变细、泥质含量增加，渗透率明显降低。储层中普遍含碳酸盐胶结物且含量较高，是DST2测试段渗透率低、产能差的重要原因之一。两测试段储层中溶蚀作用普遍存在，主要体现在对长石的溶蚀，DST2测试段是强超压的半封闭系统，溶出物不能有效带出系统而沉淀在孔隙和喉道中，对储层物性破坏较大。黏土转化阶段与渗透率的快速降低段有较好的对应关系，渗透率变差段主要出现在伊蒙混层有序混层带以下。