长庆油田基本地质情况

长庆油田基本地质情况

第一课 陕甘宁盆地气田南部岩性特征地层岩性 陕甘宁盆地是一个稳定沉降、坳陷迁移、扭动明显的多旋回克拉通沉积盆地。盆地内进一步划分为西缘冲断推覆构造带、天环向斜、中央古隆起、陕北斜坡、渭北绕褶区、晋西绕褶区、伊盟绕褶区等七个一级构造单元，中央古隆起构造盆地的主体，是盆地内较大的一级构造单元，它在古生代一直继承发展。从区域地质结构分析，盆地西部是深坳陷斜坡区；中部是古隆起潮坪区；东部是浅坳陷盐洼带，现在Ⅰ区位于陕北斜坡构造上，掌握Ⅰ区内地层岩性特征，对现场录井很有必要。 陕甘宁盆地地层沉积虽然稳定，由于沉积期剥蚀，分化程度不同，所以在厚度上略有变化，现将所在Ⅰ区地层岩性特征分述如下： 一． 新生界第四系： 岩性特征为：未固结土黄色松散状砂土，底为砂砾岩，厚度:20～110m，本Ⅰ区内厚度在10左右，现场录井时应注意钻时变化，钻时变慢，排除地面因素，地层有蹩跳现象，这就是该区底界井深，现场注意特征。四系厚度变化主要受喜马拉雅构造运动影响，中生界缺失第三系部分第四系岩石，与白垩系为不整合接触。 二．白垩系志丹统： 1．岩性为棕红色泥岩及棕红色细砂岩，砂岩成分主要为石英及长石，粒度较均，半棱角状，泥质胶结，较疏--疏松泥岩，具吸水性及可塑性。 2．分层依据：志丹统底部砂岩，泥岩颜色均以红色为主。现场从泥浆颜色，钻时变化来区分。本区岩层受燕山运动影响，分化、剥蚀至洛河组，所以厚度在450m以下。与上覆安定组地层呈不整合接触。 三．侏罗系中统： 安定组： 1．岩性：顶部为灰褐色泥灰岩，为本区安定组标志层，底部为浅灰绿色泥岩与灰色细砂岩互层。 泥灰岩：灰质含量较高，泥质分布不均，遇盐酸反应剧烈，具贝壳状断口。 砂岩：成分以石英为主，长石次之，粒度较均。颗粒呈半棱角—次圆状。泥质胶结，疏松。 泥岩：质较纯，含砂，具吸水性及可塑性性软。 2．电性：电阻率呈中高值，井径规则，自然伽玛呈锯齿状。 3．分层依据：本组顶部泥灰岩是一个标志，电性上顶部声速曲线形成一个明显台阶。底部特征明显。 本区域安定组厚度较薄25—45m，顶部泥灰岩特征明显，钻时慢，岩屑遇稀盐酸反应剧烈，为现场标志层。本段与下伏直罗组地层呈整合接触。 直罗组： 1．岩性：绿灰，灰色细砂岩与浅灰绿、深灰色泥岩呈不等厚互层，砂岩成分以石英为主，长石次之，半棱角状，泥质胶结，疏松。泥岩微含砂，具吸水性及可塑性，较软。 2．电性：电阻率自上而下由低变高，井径不规则，多处呈锯齿状，声速曲线基本平缓。 3．分层依据：进入直罗组泥岩色调逐渐加深，由红色地层～绿色地层～灰色地层，表现为从氧化环境～弱还原环境～强还原环境的转化。砂岩略带绿色，电性特征明显。局部底砂岩厚度大，可作为对比标志层。本区块底砂岩厚度不大，不能作为分层特征，厚度在270m左右，与下伏延安组地层呈整合接触。 第二课 延安、延长分层特征 一．直罗与延安现场划分： 直罗组的泥岩为灰绿色、深灰色，主体岩性泛绿，而延安的泥岩主要为深灰、灰黑色，夹有煤层，主体上泛黑，与直罗的泥岩相比，延安组的要较深，较黑。从砂岩上来说，直罗的底砂岩，在南部区块，其较薄，颜色也泛有绿色，而延安的砂岩则较厚，但在大水坑和吴旗等地区，直罗的底砂岩则较厚，可达80米左右。在南部现场上直罗与延安划分主要从岩屑的颜色上来说区分。从钻时上来划分二者时，在直罗组内钻进时，根据区块地层的厚度，在预测井深的同时，如有钻时突然加快现象，则可定为直罗的底砂岩，其下为延安。在真区划分地层时，要以岩屑为主，钻时作为辅助进行。在电测区划上，直罗的底砂岩显示较好，易划分。 二． 延安组小层特征： 1．延安组地层是一套砂泥岩互层间夹煤层的河流沼泽相沉积的地层，按沉积旋回及岩性组合特征，将含油砂岩分为十个油层组，即y1,y2,……y10。 2．岩性：深灰、灰黑色泥岩，砂质泥岩与浅灰色细砂岩夹煤层。 砂岩成分以石英为主，长石次之，半棱角～次圆状，泥质胶结，较疏松。 泥岩质纯，性脆，硬。吸水性及可塑性差。 3.电性：电阻率呈中～高值，井径上部规则，下部部规则，声速曲线变平缓，底部呈尖齿状，自然电位顶部较平值，底部偏负明显。 4．分层依据：进入延安组，泥岩颜色变深，并夹有薄煤层，底部砂岩发育。 与下伏延长组地层呈假整合接触。 5．主力油层延9、延10特征： y9、y10岩性为一套石英砂岩，粒度为中细粒，含砾不等粒砂岩，石英含量70～85%，最高可达95%,长石<25%,一般15～20%,岩屑<8%, 胶结物：泥岩为主，含高岭土质、灰质、石膏质。 胶结类型：孔隙式、接触式、基底式、镶嵌式。 胶结程度：疏松～较疏松，较致密。 6．物性：平均孔隙度15.8%，渗透率251.9μm2,属中孔、中渗油层。 三．延长组小层特征： 1．延长组为一套湖泊～河流相及沼泽沉积，厚度1000～1300m。岩性为上部灰黑、深灰色泥岩夹浅灰色细砂岩；中部为褐灰、灰黑色泥岩与浅灰、灰白色细砂岩呈不等厚互层；下部为灰黑、褐灰、杂色泥岩与浅肉红色细砂岩互层。 砂岩成分以石英及长石为主，粒度较均，半棱角～次圆状。泥质、高岭土质及沸石质胶结，较致密。 泥质质纯，性脆且硬。吸水性及可塑性差。 2．电性：电阻率起伏变化大，半径不规则，自然电位偏负明显，声速曲线上部平缓，下部起伏很大，自然伽玛高低值变化明显。 3．分层依据：进入延长组，砂岩颜色变浅，底部以浅肉红色长石砂岩为主。电性上呈多旋回性。 与下伏纸坊组地层呈整合接触。 第三课 延长组小层划分对比及相分析 1．长10期：长10厚100m左右，底部大段浅肉红色中细砂岩。 2．长9期：长9厚110～150m之间，深灰色、灰黑色泥岩夹绿色细中粉砂岩，电性上电位平值、高伽玛、扩径、高声速，划分上以砂岩为底，泥岩为顶。 3．长8期：长8厚120～140m，岩性为浅灰绿色中细粉砂岩与深灰色、灰黑色泥岩呈不等厚互层。成岩作用较差，电性上反映为大井径、高声速、高伽玛、自然电位曲线变化较明显，划分顶底均以砂岩为界。 4．长7期：长7厚约30m左右，深灰色、灰黑色泥岩为主，钙质胶结，粉砂岩，电性上自然电位曲线平值、高伽玛、低声速，偶见高峰脉冲。 5．长6期：长6本段为三角洲沉积体系。剖面上由3个反旋回组成，即自下而上为暗色泥岩、粉细粒砂岩。自上而下将三个旋回分别命名为长61、长62、长63，三个亚油组（亚段）。 电性；自然伽玛曲线多呈漏斗型。 岩性：为灰色、浅灰色细粒长石砂岩夹薄层灰质砂岩，次棱角状。 胶结物：泥质、绿泥石、灰质、硅质及少许白云质。 胶结类型：孔隙式。 胶结程度：较疏松～较致密。 储层砂体分布：主要受三角洲前缘相水下分流河道和沙口坝砂体大面积展布，纵向上多油层迭合，横向上多油砂体复合连片。 主力油层特点：分布稳定，原生孔隙发育，油层厚度10～20m,平均孔隙度11～14%，平均渗透率1×10-3μm2属中低产、低丰度的低渗性岩性油藏。 6．长4+5期：岩性为浅灰色中、细砂岩夹灰黑色泥岩及炭质泥岩，厚度80～110m，划分以泥岩顶为界。 7．长3期：厚度70～130m，岩性为浅灰色，灰绿色中、细砂岩与灰黑色、深灰色泥岩，电位曲线偏差明显，声速较稳定，自然伽玛呈箱状，钟形起伏，砂岩为底界，顶以泥岩顶为界。 8．长2期：岩性为浅灰色中、细砂岩，深灰色、灰黑色泥岩，薄煤层，以及2～3个块状砂岩段组成，最厚200多米，自然伽玛、自然电位曲线多呈箱形，底界以砂岩为底界，顶以泥岩顶为界。 储层岩石类型：砂岩、粉砂岩、细砂岩，成分为石英65%,长石2.5%。 胶结物：泥质、高岭土质、灰质、泥绿石，分选好。 孔隙类型：原生粒间孔为主，少量长石或碳酸盐溶孔。 ① 原生孔隙 ② 次生孔隙 单个砂层厚度大，20～200m。 单个油层厚度小，<10m，局部达15m。 典型的底水油帽型岩性油藏。 9．长1期：岩性为浅灰色细砂岩与灰黑色、深灰色泥岩互层，夹炭质泥岩及砂质泥岩。 选择确定标志层： 1．标志层首选长7中、下部的大段深灰色灰质泥岩，暂定为S。该层区域上分布稳定，厚度大，最厚25米，最深5～6米，一般10米左右。无论湖相，陆相均有分布。岩性质纯，性软，略具滑感，可钻性差。电性特征：低电阻、大井径、高声速、高伽玛。 2．次选K 1标志层。该层位于长7中上部，岩性为褐灰、深灰色凝灰质泥岩。电性上以声速曲线特征明显，低值背景的梯形或直三角形凸起，区域上分布稳定，厚度5～10m，S1和K1作为划分长7的标志层。 3．K2和K3标志层：K2位于长63底部2～5米处，K3位于长62油层组底1～3米处，岩性为深灰色凝灰质泥岩，彼此相距10～30m，一般为四个你灰质泥岩薄层。最下面为K2，最上为K3。电性上呈现低电阻，高声速脉冲大井径，结合S1与K1标志层，可划分为长7与长6界限，一般以K2底界为K6底。 4．选K9标志层：岩性为浅褐黄色凝灰岩或凝灰质泥岩，钻屑呈片状，长条状或板状，表面具滑感，显荧光，俗称“皂土泥岩“。电性特征：具有”二高二低“即高伽玛、高声速、特低电阻，特低密度。区域上分布稳定，结合其下长2大段分流河道厚层复合砂岩可区分长 1底界。 现场中首选K9标志层，其次石K2、K3标志层。 第四课 纸坊、和尚沟、刘家沟、石千峰、石盒子组地层岩性特征 一． 中统纸坊组： 1．岩性：杂色泥岩与浅肉红色细砂岩呈不等厚互层，泥岩色调上部以褐、灰褐为主，下部以紫红色为主。砂岩成分以长石及石英为主，半 棱角～次圆状泥质及高岭土质胶结，较致密，泥岩具吸水性及可塑性，软。 2．电性：电阻率呈中、高值，井径不规则，声速曲线起伏大，自然伽玛曲线上部高低值变化大，下部逐渐变小。 3．分层依据：进入本组地层后，砂岩成分中长石含量明显增多，泥质由灰黑、褐色变为暗棕色、暗紫色，局部为杂色。 二．下统和尚沟组: 1．岩性：以暗棕、灰褐色、蓝灰色为主的杂色泥岩与浅肉红色砂岩呈不等厚互层。砂岩成分以长石、石英为主，半棱角状～次圆状，泥质及高岭土质胶结，较致密～疏松。泥岩质纯，具吸水性及可塑性，软。 2．电性：电阻率呈高值,井径规则,声速曲线变化小。 3．分层依据：进入本组地层泥岩以暗棕色为主，砂岩以浅肉红色为主。 与下伏刘家沟地层呈整合接触。 三．下统刘家沟组： 1．岩性：上部为浅肉红色、下部为浅棕色细砂岩夹杂色泥岩。底部主要为一套砂岩，浅红、肉红。现场中可见红色泥岩和深色泥岩，其中大量深灰色泥岩也有，细看很好的磨圆，表现为以前地层泥岩没有被带上来。当岩屑中连续出现较厚层、纯的泥岩时，即进入石千峰组，其泥岩也为棕红色，钻时上刘家沟底的钻时砂泥岩分别不大，同为15～17分之间。 2．电性：电阻率呈中～低值，井径规则，声速曲线变化平缓，自然伽玛曲线呈锯齿状。 3．分层依据：进入本组地层泥岩色杂，砂岩成分中自上而下长石含量减少，石英含量增高，底部砂岩发育，电性特征明显。 与上伏石千峰组地层呈假整合接触。 四．二叠系上统石千峰组： 1．岩性：上部为棕色、棕褐色泥岩、砂质泥岩夹浅棕、浅灰色细砂岩；中部为棕褐色、棕红色泥岩与浅棕、浅灰、灰白色细砂岩互层；下部为浅灰色细粉砂岩与暗棕色泥岩呈不等厚互层。 砂岩成分以石英为主，长石次之，半棱角～次圆状，泥质与铁质胶结，较疏松～致密。 泥岩质纯，具吸水性及可塑性。 2．电性：电阻率为中～高值，井径不规则，自然伽玛曲线高低值变化大，对砂泥岩分辨明显。 3．分层依据：进入本组地层泥岩颜色以红为主，电阻明显高于石盒子组。 与下伏石盒子组地层呈整合接触。 五．上下统石盒子组： 1．岩性：上部为暗棕色泥岩夹浅灰、灰白色砂岩；中部为暗棕色、浅灰色泥岩与灰绿、灰色砂岩互层，下部属半氧化环境下的内陆河流相沉积。按岩性组合自上而下分为四个沉积正旋回～盒5～8，每个旋回一般都是由总厚度5～35m的一至三个砂层，其上封盖20～60m左右的泥质岩组成。盒7盒8砂岩发育，厚度大，泥岩薄，砂岩以浅灰、灰绿色长石、岩屑质石英砂岩居多，中～粗粒～不等粒为主，自上而下由细变粗，由北至南变细，厚度140～160m。 2．电性：电阻率为低值，呈小锯齿状，井径不规则，自然伽玛曲线高低值变化明显。 3．分层依据：进入本组地层泥岩大段出现，砂岩颜色变浅，电阻率明显低于山西组。 与下伏山西组地层呈整合接触。 第五课 山西、太原、本溪组地层岩性特征 一．山西组： 1．岩性：上部为灰、褐灰色泥岩、砂质泥岩夹浅灰、灰白色细砂岩；下部为灰、深灰色泥岩、砂质泥岩夹灰白色细砂岩、炭质泥岩及煤层，是一套海退厚的湖沼相三角洲平原相沉积。 砂岩成分以石英为主，长石此之，半棱角～次圆状，泥质胶结，较致密～较疏松。 泥岩质纯，较硬，吸水性及可塑性好～差。 2．电性：电阻率呈高值，井径不规则，声速曲线上部平缓，下部起伏变化大，呈尖齿状，自然伽玛呈中～高值。 3．分层依据：进入本组地层泥岩颜色加深，有煤层，炭质泥岩出现气测基值抬高，电性上表现为高电阻、高伽玛。 与上伏地层太原组呈假整合接触。 二．石炭系上统太原组： 1．岩性：灰褐、深灰色泥晶灰岩与灰黑色炭质泥岩及煤层互层，底部夹灰白色粉砂岩。 灰岩：成分主要为方解石，见少量陆源碎屑，遇盐酸反映剧烈，具贝壳状断口。 砂岩成分以石英为主，长石此致，半棱角状，泥质胶结，较疏松。 2．电性：电阻率自上而下由高变低，井径较规则，声速曲线顶部明显低于山西组，呈尖峰状，自然伽玛低值。 3．分层依据：本组地层顶部灰岩为一重要标志，电性特征明显。 与下伏本溪组地层呈整合接触。 三．中统本溪组： 1．岩性：是在海陆交互频繁背景下的添平补齐，快速沉积的产物，岩性较杂，泥岩、石英砂岩、煤层、薄层灰岩、透镜体、铁铝土岩。 砂岩成分以石英为主，长石次之，次圆状，泥质胶结，疏松。 泥岩质纯，吸水性及可塑性差，较硬。 2．电性：低电阻，自然伽玛高值，井径较规则。 3．分层依据：进入本组地层以大段灰黑色泥岩为主，电性上与下伏地层形成明显分界。 与下伏马家沟组地层不整合接触。 第六课 奥陶系马家沟组小层岩性 一．马五1： 1．岩性：浅灰色、灰色细粉晶云岩、孔洞云岩，深灰色含泥、泥质云岩，角砾状泥质云岩，黑色含云、云质泥岩及深灰色凝灰质泥岩、白云岩，成分中白云石含量占85～96%，泥质占4～8%，黄铁矿占1～5%。 凝灰质泥岩：成分主要为火山碎屑，次为泥质，易碎，呈鳞片状。 2．电性及分层依据： 进入马五11声速平缓，自然伽玛由低变高，岩性为细粉晶云岩，以高伽玛底分层。进入马 五12自然伽玛曲线出现两低两高特征，岩性为细粉晶云岩夹薄层泥岩，以第2个高伽玛底分层。进入马13自然伽玛出现低平，岩性为细粉晶云岩及孔洞云岩，以低伽玛底分层。进入马五14，自然伽玛出现高～低～高特征，岩性为两层泥岩夹云岩，底部由薄层凝灰质泥岩，以高伽玛底部凝灰质泥岩分层。 二．马五2： 1．岩性：褐灰色泥粉晶云岩，深灰色含泥云岩、泥质云岩及角砾状泥质云岩。 白云岩：成分中白云石含量92～95%，泥质占5～8%。 2．电性：声速低，自然伽玛表现处低～高～低特征。 3．分层依据：以自然伽玛第二个低伽玛即云岩底分层。 三．马五3： 1．岩性：褐灰色云岩、深灰色含泥、泥质云岩与灰黑色含云泥岩互层，底部角砾发育。 白云岩：成分中白云石约占90%，泥质及方解石约占10%。 2．电性：声速略由起伏，自然伽玛值普遍偏高。 3．分层依据：马五层。 四．马五4： 1．岩性：上部为灰色细粉晶云岩，褐灰色角砾状孔洞云岩与灰色角砾状含泥灰质云岩、含灰泥云岩互层；中、下部为灰色含泥云岩、灰黑色含云含灰泥岩、灰绿色凝灰质泥岩及灰色膏质云岩。 白云岩：成分中白云石含量为87～93%，泥质占5～6%，方解石占2～7%。 凝灰质泥岩：细腻、具滑感、易剥落。 膏质云岩：成分中白云石约占75%，膏质与泥质约占25%。 2．电性：自然伽玛顶部表现为低平，中下部呈锯齿状。 3．分层依据：顶部为溶孔云岩，底部膏质云岩，以锯齿状伽玛底分界。 五．马五5： 3底部角砾发育，岩石颜色较深，以高伽玛底分 1．岩性：灰黑色灰岩、泥灰岩。 灰岩：成分中方解石约占90%，泥质约占10%，遇酸反应强烈，具泥晶结构。 2．电性：声速、自然伽玛明显降低，呈平直状。 3．分层依据：岩性为灰岩，电性平直。 五．马五6： 1．岩性：深灰色泥质云岩与灰色膏质云岩互层。 2．电性：声速、自然伽玛曲线呈锯齿状。 3．分层依据： 进入本组地层膏岩很发育，自然伽玛曲线升高。 第七课 现场油层录井技术 一．含油级别的划分和描述内容： 饱和油：含油面积占岩石总面积>95%，含油饱满均匀，颗粒表面被原油糊满，局部少见不含油的斑块、团块和条带等。颜色呈棕、棕褐、深棕、深褐、黑褐，看不到岩石本色，油脂感强，可染手，原油芳香味浓刺鼻，滴水试验呈圆株状不渗入。 富含油：含油面积占岩石总面积70～95%，含油较饱满，较均匀，含有较多的不含油的斑块、条带状、颜色棕、浅棕、黄棕、棕黄色，不含油部分见岩石本色，油脂感较强，手捻后少染手，原油芳香味较浓，滴水试验呈圆株状不渗入。 油浸：含油面积的岩石总面积40～70%，含油不饱满，油浸呈条带状，斑块状不均匀分布颜色浅棕、黄灰、棕灰色，含油部分不见岩石本色，油脂感弱，一般不染手，原油芳香味淡，含油部分滴水试验呈馒头状。 油斑：含油面积占岩石总面积5～40%,含油不饱满,不均匀,多呈斑块,条带状含油,多呈岩石本色,含油部分滴水呈馒头状或缓渗. 油迹：含油面积占岩石总面积<5%，含油极不均匀，肉眼难以发现含油显示。用有机溶剂溶释后，可见棕黄、黄色，颜色为岩石本色，无油脂感，不染手，能够闻到原油味，滴水缓慢渗入或渗入。 荧光：含油面积占岩石总面积无法估计，荧光系列对比在7级以上，为岩石本色或微带黄色，无油脂不染手，一般闻不到，个别有滴水试验渗入或呈馒头状。 荧光点滴试验操作流程 送代表性岩屑一颗（3×3mm） 放 置 滤 纸 压 碎 点 氯 仿 一 滴 待 干 荧 光 直 照 定 级 点滴试验分级表 级 别 Ⅰ Ⅱ Ⅲ 荧光颜色 灰黄、黄、亮黄、黄白 黄灰、黄白、褐黄 黄白 荧光系列操作流程 浸泡1小时和24小时 将碎岩屑装入试管加氯仿5ml 称研碎的岩屑一克 挑选真岩屑并研碎 清洗研钵、试管、准备用具 产 状 均匀～较均匀 不均匀～放射状 环状或斑点 填写、记录 照射、对比、定级 第八课 一．概述： 地球物理测井是指采用专门的仪器，沿钻井孔测量地球物理特性的方法。在油气田勘探开发过程中，测井是发现和评价油气层的重要手段之一，也是解决一系列地质问题的重要手段。 1．岩层有各种地球物理特性，如导电性、声学性质、放射性等，利用这些性质，研制处各种测井仪器，测量岩石的地球物理性质的变化，可间接地认识岩层的地质特征。 2．在现阶段石油勘探开发测井所担负的任务。 二．电法测井： 1．自然电位测井（SP）： ⑴自然电位测井的基本原理： 自然电位测井是所有测井方法中最简单的一种。将一测量电极M放入井中，另一个测量电极N放在地面上，在不存在任何人工电场的情况下，使M电极由下而上沿井筒移动用测量电位差的仪器测量出一条M电极相对于N电极之间的井内自然电位差变化曲线，对于油气钻井来说，主要是由于地层水和泥浆滤液盐类离子浓度差异，地层与钻井液柱压力不平衡，导致井壁内外两测富集正负电荷而产生扩散，吸附电动势或过滤电动势，从而引起自然电流，并产生自然电位。 ⑵自然电位（SP）曲线特征： 自然电位在测井曲线图上，用每百米偏转数所代表的毫伏数和正负方向来表示井内自然电位的相对大小，无绝对零值。若某一地层的SP对于泥岩基线发生偏移时，则称为SP异常。SP曲线偏向泥岩基线左方为负异常，偏向基线右方为正异常。 自然电位的形态特征：在地层岩性均匀稳定，并且上下围岩性质相同时，以地层中心具对称性。根据自然电位在岩层界面上变化最大的特点，可用SP曲线上急剧变化的拐点或半幅点来划分岩层的界面。 ⑶自然电位测井曲线的应用： ①划分孔隙性、渗透性地层，自然电位曲线上一切偏离泥岩基线的明显异常时孔隙性和渗透性较好的储集层标志。 ②判断地层岩性，如：简单的砂泥岩剖面中储集层时砂岩，非储集层时泥岩。 ③判断油气水层：SP异常可帮助区分油气水层，但不是主要依据，一般来说，油气层的SP异常略小于水层，完全含水，岩性较纯，厚度较大的纯水层SP异常最大，下部含水饱和度明显升高的油水同层，SP异常由上往下由渐大的趋势。 ④进行地层对比和沉积相研究。 岩石孔隙高压铸体仪应用及铸体分析 岩石孔隙高压铸体仪及应用 一． 概述 碎屑岩是重要的油气储集层，埋藏在地下的油、气、水之所以能够储集在碎屑岩中，是由于其中有孔隙和裂缝等储集空间，而流体就是沿着岩石的有效孔隙进行渗流。可见有效孔隙是碎屑岩，特别是砂岩的重要结构特征之一。研究碎屑岩的结构，不仅要认识碎屑岩颗粒的粒度分布，也要认识孔隙大小的分布。砂岩的孔隙空间实际上是由细小喉道连通着的一些显微孔洞。岩石通过高压铸体磨制成薄片就可以鉴测其孔隙的大小分布及面孔率，所以岩石孔隙高压铸体仪是用于储气层岩内部结构的配合关系，是评价油层储集性能，进行储集量计算及油田开发不可缺少的设备。 二． 岩石孔隙高压铸体仪的主要参数 1． 工作压力：≤50Mpa； 2． 工作温度：室温∽150℃； 3． 真空度：-0.095Mpa; 4． 样品直径：≤50mm； 5． 电源电压：220v,50Hz； 三． 岩石孔隙高压铸体仪的基本原理 岩石是一种多孔介质，孔隙结构十分复杂。进一步研究其内部结构而建立铸体薄片，将低粘度的铸体液经过真空饱和，然后高压高温灌注到岩石孔隙中去，然后在孔隙中固化。再通过偏光显微镜鉴测获得岩石空隙的几何形态，大小，连通情况，发育程度及组合关系等。为研究工作提供依据。 四． 岩石孔隙高压铸体仪的结构特点 该仪器采用zxz-2型真空泵对所选取的岩石样品进行抽空。确保高压铸体时灌注液注入效果。高压铸体采用电动加压泵进行加压，退压，速度可任意调节，并可设定压力上限和下限，压力超出所设定的范围时，马上发出报警。加热固化可预先设定所需温度时间，然后仪器可完全进行自动控制操作。ZT-Ⅱ型高压铸体仪整机操作方便，安全性能高，自动化程度高，完全可以满足生产需要和科研需要。 五． 铸体液的配制 1． 所用试剂为：甲基丙烯酸甲酯，偶氮二异丁腈，油溶红。 2． 甲基丙烯酸甲酯，偶氮二异丁腈，油溶红的配制比例为：1000：4：7。 根据岩石样品的数量，按比例配制一定量的铸体液待用。 铸体薄片原理及分析 一、基本原理 油气层岩石是一种多孔介质，孔隙结构十分复杂。为了进一步研究其内部结构而建立的铸体薄片是将低粘度环氧树脂经过真空饱和和加压高温灌注到岩石孔隙中去，然后在孔隙中固化。由于岩石孔隙被有色胶充填，故在显微镜下十分醒目，容易辨认，再通过铸体薄片图象分析系统测定岩石孔隙的几何形态、分布、大小、连通情况、平均孔喉比、平均孔隙半径、喉道、配位数、裂缝长度、宽度及裂隙率等。系统给出的几十种定量数据，为确定油气层储量及出油气量提供了相关依据。 二、铸体薄片图象分析系统主要仪器设备为： 图象分析仪：图象采集帧存板的分辨率不少于512X512象素点；彩色摄像头，照度不低于31X，分辨率不少于430线。 实体显微镜：放大倍数根据岩性要求选择，无级变焦，或偏光显微镜。 偏光显微镜要求具有透射光的偏光显微镜，物镜为2.5X~40X，具备图象分析系统的接口(CCD接口) 计算机：最低配置为PⅡ233,内存32M，硬盘4.3G，要求配光驱，打印机无特殊要求，建议配备可读写光驱，以得图象及数据备份。 图象系统的处理过程如下： 原始图象-图象预处理-图象分割-参数计算-保存数据-打印报表(存入数据库) 三、孔隙特征测定 1、视域和放大倍数的选择 1)选择有代表性的视域，但不重复； 2)在同一张铸体薄片里，根据孔隙半径大小及均质程度选择一个合适的放大倍数。 2、孔隙分割的原则 由三个或三个以上岩石颗粒所包围的空间叫孔腔(如图1)；相邻两孔腔之间的连接部分(两颗岩石颗粒之间的空间)称为喉道，在喉道的最窄处将它分为两部分，分别归于其连接的孔腔。孔腔和连接它的部分喉道的总体，称为孔隙。 图 1 喉道宽度：连接相邻两孔腔的喉道最窄处的宽度。 孔隙半径：与所测孔隙等面积之圆的半径。 面积的频率：所测图形(岩石颗粒、孔隙)中某一径长范围图形面积Ai占所测图形面积∑Ai的百分数，记为ƒi=(Ai/∑Ai)x100%。 配位数：与一个孔腔连接的喉道个数。 3、测定孔隙基本特征值 1)面孔率，是指铸体薄片中某一截面上孔隙面积占整修岩石薄片面积的百分比，一般用目估法。 2)孔隙面积。 3)孔隙周边长。 4)与孔腔连通的喉道个数。 5)喉道宽度。 4、导出孔隙特征参数 1)孔隙半径，按下式计算： Rp=(Ap/π)½……………………………………………(2) 式中：Rp——孔隙半径，μm； Ap——孔隙面积，μm2。 2)平均孔隙半径，按下式计算： Rp =Rpiƒi/100……………………………………(3) i1N式中：Rp -平均孔隙半径，μm； Rpi-第i个孔隙半径，μm； ƒi-面积频率，%。 3)比表面，按下式计算： S0=4Lp/πAp……………………………………………(4) 式中：S0-比表面，μm-1； Ap-孔隙面积，μm2； Lp-孔隙周边长，μm。 4)平均孔隙比表面，按下式计算： S0=S0i/N……………………………………………(5) i1N式中：S0-平均孔隙比表面，μm-1； Soi-第I个孔隙的比表面，μm-1； N-孔隙个数。 5)形状因子，按下式计算 F=4πAp/L2p………………………………………………(6) 式中：F-形状因子，I； Ap-孔隙面积，μm2； Lp-孔隙周边长，μm。 6)平均孔隙形状因子，按下式计算： F=4πFi/N…………………………………………(7) i1N式中：F-平均孔隙形状因子，I； Fi-每I个孔隙的形状因子，I； N-孔隙个数。 7)孔喉比，按下式计算： Rpt=2Rp/Hi/n…………………………………………(8) i1N式中：Rpt-孔喉比，l； Rp-孔隙半径，μm； Hi-与一个孔腔连通的第I个喉道的宽度，μm； n-与一个孔腔连通的喉道个数。 8)平均孔喉比，按下式计算： Rpt=Rpti /N…………………………………………(9) i1N式中：Rpt-平均孔喉比，无因次； Rpti -每I个孔隙的孔喉比，无因次； N-孔隙个数。 9)均质系数，按下式计算： a=Rp/Rpmax………………………………………………(10) 式中：a-均质系数； Rp -平均孔隙半径，μm； Rpmax-最大孔隙半径，μm。 10)孔隙半径分选系数，按下式计算： Sp=[(Rpi-Rp) ƒi/100]…………………………(11) i1N212式中：Sp-孔隙半径分选系数； Rpi -第I个孔隙半径，μm； Rp -平均孔隙半径，μm； ƒi-面积频率，%。 11)平均孔隙配位数，按下式计算： CN=CNi/N……………………………………………(12) i1N式中：CN -平均孔隙配位数； CN -第I个孔隙的配位数； N-孔隙个数。 5、孔隙特征测定质量要求 i 1)任一放大倍数下，孔隙直径小于象素点径长三倍的孔隙，不予统计。 2)视域数不少于4个，总孔隙数不少于300个。 3)抽查10%样品重复测定结果，当平均孔隙半径大于或等于100μm时，其相对误差小于3%；平均孔隙半径小于100μm时，每减少10μm，其相对误差增大1%。合格率不低于80% 6、孔隙特征测定和计算的数据修约 1)长度修约到一位小数，单位μm。 2)面积修约到一位小数，单位μm2。 3)量纲1的量取两位小数。 铸体薄片鉴定时除鉴定普遍薄片的内容外，还应进行储集空间的描述与测定，，此项鉴定也是储层研究的主体内容之一。储集空间按大小，形态一般分为孔、洞、缝三大类，但不同的岩石类型又按其成因分为若干个亚类。 碎屑岩储集空间类型分为孔、洞、缝三个大类，按其成因又分成14个亚类，见表10。 表10 碎屑岩储集空间类型表 类 亚类 空间大小mm 粒间孔 原生 粒内孔 微 孔 粒内溶孔 粒间溶孔 颗粒溶孔 孔 ≤2 超大孔 次生 粒模孔 铸模孔 晶模孔 生物模孔 晶间孔 收缩孔 洞 次生 溶洞 >2 原生 层间缝 成岩缝 缝 — 次生 构造缝 溶蚀缝 碳酸盐岩储集空间类型 孔、洞 碳酸盐岩中根据其成因孔隙分为15个亚类。大于或等于2mm为洞， 见表11。 裂缝 镜下鉴定未充填或半充填的各种类型裂缝见表12。 表11 碳酸盐岩储集空间类型表 类 亚类 空间大小mm 粒间孔 粒内孔 生物孔 原生孔隙 <2 生物钻孔 晶间孔 鸟眼孔 粒间溶孔 粒内溶孔 粒模孔 铸模孔 溶孔 晶模孔 <2 晶间溶孔 晶内溶孔 非组构溶孔 洞 溶洞 溶洞 ≥2 表12 碳酸盐岩裂缝类型 类 亚类 形状 特征 组系分明、缝壁规则、交叉状、平直、切割力立缝、斜缝 方格状、侧羽强、延伸较远、状、棋盘状 斯序明显 构造缝 不规则、破碎网纹、网格状、网缝 状，切割围岩呈角砾状 杂乱状 延伸方向一致，构造-溶蚀缝 不规则串珠状 缝壁凹凸不平 单-溶蚀缝 弯曲、沟渠状 无方向性 溶蚀缝 缝内常有陆源漏斗状、蛇曲碎屑或围岩碎古风化缝 状、香肠状 块充填，并常见氧化铁质浸染 缝壁常有不溶压溶缝 锯齿状 物残留 成岩缝 层间缝 平整状 随层理变化 层内缝 收缩缝 平行状 不规则弯曲状 仅限于层内 常见于层间 鸟眼孔 粒间溶孔(针孔) 粒内溶孔 新月型溶孔 晶间孔 晶模孔(针状膏模晶间溶孔 构造缝-网缝 岩浆岩储集空间类型 岩浆岩中成岩缝—压溶缝 孔、收缩孔 洞、缝发育时可作为储集空间，应阐述成因、分布、控制因素及其与油气关系等。 岩浆岩中常见的孔隙有：气孔、晶间孔、斑晶溶孔、基质溶孔、杏仁体内孔、裂缝。 变质岩储集空间类型 变质岩常见储集空间：晶间孔、溶孔，溶洞以及碎裂带附近裂缝发育。描述其发育情况及大小、形态、延伸等。 火山碎屑岩储集空间 火山碎屑熔岩类储集空间与帆布背包岩储集空间类似，火山碎屑沉积岩类储集空间与碎屑岩储集空间类似，可借鉴并阐述其成因、分布。 孔径、喉道的确定 测量整个铸体薄片孔径的大小、喉道的宽窄，写出最大值与范围区间值(最大值/主要区间值)，如孔径：0.50.02mm。喉道：mm。 (0.1~0.3)0.01~0.02裂缝的测量 1 岩片裂缝面密度 面密度是单位面积内裂缝的条数。对规则的岩片的面积，可直接测量求得；对不规则的岩片面积，用厘米格透明纸或求积仪求得，然后统计该面积内不同类型的裂缝条数，代入公式： T1=n/A ………………………………………………..(G1) 式中：T1-单位面积中的裂缝条数，条/mm2； n-裂缝条数； A-岩片面积，mm2。 2 岩片面长度 面长度是单位面积内裂缝的累积长度，用G1方法测出岩片面积，测量裂缝总长度，代入公式： T2=L/A ………………………………………………..(G2) 式中：T2-单位面积中的裂缝长度，mm/mm2； L-裂缝的累积长度，mm。 3 岩片裂缝线密度 取垂直裂缝组系的线段法线，量其长度，并统计法线切过的裂缝条数，代入公式： T3=n/D ………………………………………………..(G3) 式中：T3-线密度，条/mm； D-法线长度，mm。 4 面缝率 面缝率是未充填裂缝总面积和岩片面积之比，用G1方法求出岩片面积，测量出裂缝平均宽度和裂缝长度，代入公式： M=L.b/A……………………………………………………..(G4) 式中：M-面缝率，% b-裂缝平均宽度，mm。 质量要求 岩石定名准确，方案描述精练，确切、主次分明，层次清楚、书写整洁。 目估法和面积法鉴定时，含量绝对误差见表13 表13 质量要求 矿物组分含量% 绝对误差% 1~3 1 >3~10 3 >10~40 5 >40 7