孤岛油田馆上段馆1＋2辅助标志层的发现及其意义

以测井响应特征分析为依据，以旋回地层学界面识别和地震反射特征分析为基础，对孤岛油田馆上段辅助标志层进行了研究。研究结果表明，在孤岛油田馆陶组上段馆1 2砂层组有两个辅助标志层。测井资料的充分利用和首选对比标志的研究是寻找并确定油田开发中后期河流相储层辅助标志层的两个重要环节。寻找并确定辅助标志层是河流相储层划分对比的关键，应当始终给予重视。     

孤岛油田馆(1+2)地层划分对比与沉积模式

孤岛油田馆(1 2)砂层组属于河流相沉积，其纵向、横向相变迅速，砂体难以大面积追踪，本利用河流结构单元分析法、标准层与辅助标志层控制下的“旋回-厚度”对比法，很好地解决了馆(1 2)地层的划分对比问题，其中馆(1 2)砂层组内辅助标志层的发现为地层的划分对比提供了重要的保证．根据结构单元分析、砂体的岩性特征、粒度特征、河流砂体的空间展布形态以及河流曲率的计算，对馆(1 2)河流沉积的垂向旋回性及沉积模式进行了研究。对比Miall的16种河流分类方案，孤岛油田馆(1 2)砂层组属于细粒曲流河沉积．     

河流相储层精细对比及沉积特征探讨——以惠民凹陷大芦家地区临25-1断块馆二上段为例

以惠民凹陷大芦家临25-1断块馆二上段河流相储层为例,对河流相储层精细对比研究方法以及其沉积特征进行探讨。针对研究区开发中存在的小层对比不清,有利储层分布不明确的问题,以标准层划分层位,以沉积旋回法、河流叠加砂体对比原则划分沉积单元,建立精细小层对比格架;通过观察分析取心井岩石成分、沉积构造等一系列特征,结合测井曲线资料,揭示研究区内小层沉积微相及其展布特征。研究表明,大芦家地区临25-1断块馆二上段小层叠加样式包括间歇叠加、连续叠加、侵蚀叠加三种类型;主要为曲流河沉积,发育点坝、天然堤、决口扇、泛滥平原四种微相;早期主要是河道砂体沉积,点坝砂体连片分布,晚期北部的决口扇沉积发育较明显,二者为研究区的有利储层。     

孤岛油田馆(1+2)砂层组沉积模式及其对剩余油分布的控制

在地层划分和对比的基础上,结合粒度分析、河流砂体形态、河流曲度等特征,对孤岛油田馆(1+2)砂层组沉积模式进行了研究。结果表明,馆(1+2)砂层组属河流相沉积,对比Miall的16种河流分类方案,其属于细粒曲流河沉积。剩余油分布研究表明,馆(1+2)油藏主力油层仍是剩余油分布富集区,非主力油层则是剩余油分布高饱和度区;受注水波及程度和重力分异作用的影响,储层内部垂向上形成中上部剩余油富集,而平面上低渗结构单元和注采不完善地区剩余油富集。孤岛油田馆(1+2)砂层组曲流河相沉积模式控制了储层砂体的内部结构和宏观非均质性以及注入水的空间运动规律,从而控制了剩余油的空间分布。     

储层建筑结构要素分析及在剩余油挖潜中应用

储层非均质性研究是油田开发后期剩余油挖潜、提高采收率的关键。以河流沉积学理论为指导、以现代沉积、露头调查为依据,利用密井网条件下丰富的测井资料和储层建筑结构层次分析方法对孤岛油田馆陶组上段储层进行了研究。研究认为,孤岛油田馆陶组上段储层可划分为十个层次,并将储层精细解剖到第七层次,识别出主河道、废弃河道、决口水道等七种建筑结构要素。在储层精细对比的基础上,总结出以单一河道砂体追溯为核心建立单砂体建筑结构模型的方法,并探讨了这种地质结构模型对于油田开发挖潜的重要意义。     

埕岛油田馆上段储层非均质性研究

通过对我国第一个浅海-极浅海特大油田—埕岛油田馆上段储层层内韵律性、层间差异性、平面上砂体连续性、层间层内隔夹层的定量评价以及储层微观孔隙结构的研究,揭示了埕岛油田馆上段储层宏观、微观非均质特征,指出埕岛油田馆上段储层平面非均质性与微相带、砂体发育密切相关,并建立了埕岛油田馆上段储层四种类型的孔隙结构模式,对指导埕岛油田馆上段油藏进行各种开发调整有着重要的指导意义。     

埕岛油田馆上段层序地层研究

应用河流相高分辨率层序地层学对埕岛油田馆上段储层进行层序地层研究,建立馆上段层序地层格架,并开展了层序地层与储层特征影响研究.通过研究将馆上段划分为3个中期旋回MSC1,MSC2,MSC3,6个短期旋回.并以中期旋回为单元分析了储层特征:MSC1砂体厚度较大,平面连通好,但层间非均质性强;MSC2主要为曲流砂坝沉积,砂体部分连通,厚度较薄,层间非均质性中等;MSC3为单期河道沉积,砂体基本为孤立式,层间非均质性最弱.     

孤岛油田馆（1＋2）砂层组沉积模式及其对剩余油分布的控制

在地层划分和对比的基础上，结合粒度分析、河流砂体形态、河流曲度等特征，对孤岛油田馆(1 2)砂层组沉积模式进行了研究。结果表明，馆(1 2)砂层组属河流相沉积，对比Miall的16种河流分类方案，其属于细粒曲流河沉积。剩余油分布研究表明，馆(1 2)油藏主力油层仍是剩余油分布富集区，非主力油层则是剩余油分布高饱和度区；受注水波及程度和重力分异作用的影响，储层内部垂向上形成中上部剩余油富集，而平面上低渗结构单元和注采不完善地区剩余油富集。孤岛油田馆(1 2)砂层组曲流河相沉积模式控制了储层砂体的内部结构和宏观非均质性以及注入水的空间运动规律，从而控制了剩余油的空间分布。     

姬塬油田铁边城区延长组长2油层组地层精细划分与对比

利用测井曲线和岩心资料,分析了研究区近150口探井长2油层组的岩、电特征,对姬塬油田铁边城区延长组长2油层组地层进行了精细划分与对比。在全区内寻找分布比较稳定的主要标志层K9、延9煤层、长2底砂岩以及K7、K8等辅助标志层,将长2油层组自上而下划分为长21、长22、长23、长22和长23等5个不同级别的小层,各小层厚度不等;其中,长2小层砂体发育,属水下分流河道微相,为姬塬油田铁边城区长2油层组的主力产层。长2油层组精细地层划分与对比在油田开发中、后期,为研究砂体展布、沉积微相以及最终预测有利含油区块等提供基础数据,对油田开发具有重要意义。     

孤岛油田Ng_3~3层不同渗透率储层驱油特征

馆３－６砂层组为孤岛油田的主要开发层系,属河流相正韵律沉积。该油田经过二十余年的开发已进入高含水期。本文利用微观可视化模拟技术研究了孤岛油田Ｎｇ３３层不同渗透率储层的驱油特征、特殊孔隙结构对驱油特征的影响以及水驱残余油分布特征,并对造成这种差别的原因进行了较为深入的分析和研究。     

二叠盆地Wolfcamp统致密油成藏特征及主控因素

在分析二叠盆地Wolfcamp统构造、沉积特征的基础上，通过烃源岩、储层等方面的系统研究，深入剖析了Wolfcamp统致密油成藏条件，探讨了致密油成藏主控因素。研究结果表明，Wolfcamp统具有致密油富集的优良地质条件，发育一套优质烃源岩，以硅质泥岩和钙质泥岩为主，并和储层呈现"下源上储、源储互层"的优良配置关系。致密油产层和产能分布主要受烃源岩、储层和源储配置控制。烃源岩特征为最核心的控制因素，它决定了资源丰度；储层特征和优良的源储配置关系决定了致密油主要产层、油气运移方式和排烃效率，是致密油富集的关键因素。     

准东三台—北三台地区储层沥青和稠油特征与成因分析

根据原油、储层抽提物和烃源岩地球化学特征,对三台—北三台地区储层沥青和稠油成因进行分析,并研究沥青和稠油对勘探的影响.结果表明:该区稠油和储层沥青分布广泛,稠油主要分布在侏罗系和三叠系地层中,沥青主要分布在侏罗系头屯河组及其以上地层中;稠油和储层沥青均表现出严重生物降解的特征,且来源单一,主要来自二叠系平地泉组烃源岩;三台—北三台地区储层沥青和重质稠油主要是低—未成熟阶段的原油遭严重生物降解的结果,中质稠油主要是成熟阶段原油遭中等生物降解或散失所致;研究区源岩生烃高峰期产物并没有遭受严重破坏,具有较好勘探前景,下步勘探应以中细砂岩分布带和构造下倾部位储层为主要目标.     

油气田低电阻率油层成因机理分析

为提高低电阻率油层测井评价的可靠性，本文选取大港油气田低电阻率油层作为研究对象。通过对储层沉积特征、泥质含量及类型、孔隙结构、泥浆侵入、油层厚度、测井系列和地层水矿化度等影响因素的分析，系统剖析低电阻率油层的成因和机理，揭示低电阻率油层的地质及测井特征，为探索出识别低电阻率油层的有效方法奠定基础。研究表明，原始低电阻率油层的形成与地质作用密切相关；次致低电阻率油层的形成则主要受泥浆侵入深，油层薄，测井系列及高地层水矿化度等外部因素影响。     

惠民凹陷临南斜坡带油气成藏模式

从构造及沉积背景出发 ,在对现今油气分布特征及成藏条件研究的基础上 ,对惠民凹陷临南斜坡带的油气成藏模式进行了研究。研究结果表明 ,临南斜坡带的油气富集主要受二级断裂、构造背景、油气运移期断层的活动强度和断层的封闭开启性所控制 ,临南斜坡带多种类型的油气藏有其特定的分布规律。在平面上 ,构造背景控制了油气富集区的形成 ;纵向上 ,馆陶组油气藏主要分布于边缘地层不整合面附近 ,沙河街组油气藏主要分布于斜坡的断阶带内。在斜坡的边缘以稠油、超覆、不整合油气藏为主 ,斜坡中部以断块油气藏为主 ,斜坡近洼陷部位则以断鼻油气藏为主。根据分析结果建立了临南斜坡带的两种油气成藏模式     

青东凹陷沙三段、沙四段储层生油潜力与油气分布规律研究

青东地区是胜利油田勘探程度较低的地区之一,基于该区地层发育特征认识不足以及油气分布规律不明朗等问题,首先在构造、油藏类型、测井和地质资料基础上对研究区发育形态位置进行剖析,在明确了青东地区地层发育特征的基础上,结合烃源岩热分解资料,对该区烃源岩进行了研究,通过分析已钻井热解数据找出主要油源层以及生油潜力区,从绘制的沙四上亚段暗色泥岩等厚图和沙三下亚段暗色泥岩等厚图可以得到砂体在平面的上分布规律,进而初步确定了该区烃源岩特征以及油气在横、纵向上的分布规律,研究结果有利于对青东凹陷进行深入挖潜,为后续勘探开发提供地质依据。     

青东凹陷沙河街组稠油成因及影响因素

青东凹陷西部和西南部边缘部位沙河街组广泛存在稠油油藏,目前在这些稠油的成因机制方面未开展深入研究,没有取得明确的认识,影响了研究区资源量评价和油气勘探进程。根据原油物理性质和生物标志物组成特征对研究区稠油的成因进行了综合分析。结果表明,研究区稠油中既存在有原生的低熟油,又分布有由次生作用（生物降解作用）产生的稠油,其中,低熟油主要分布在凹陷西南部的青东5井区;生物降解油主要分布在凹陷西部斜坡带及青东-青南过渡带,原油的降解等级为2~8级。原油的生物降解程度呈现出下轻上重、北轻南重的规律性变化。研究区稠油的形成与分布主要受有机质早期生烃、古地形、构造背景等因素影响。     

下寺湾油田泉65井区长2油藏压裂改造工艺优化研究

泉65井区是一个多油层复合浅层油田,三叠系延长组长2,侏罗系延安组Y7、Y9均获得工业油流。三叠系延长组长2油层组,是泉65井区2010年开发的主力油层,属典型的低压、低渗、低温地层,这种油层浅、低压、低渗、低温的地质特性,决定了压裂增产为其主要的增产方式。三叠系长2油藏油水关系复杂、非均质性较强制约了水力压裂工艺的实施,油层改造是实现高效开采的关键。结合2010年与2006-2009年压裂工艺及施工参数及现场实验基础上进行系统性总结分析,提出了长2油层的压裂改造思路及模式,对于提高低渗透油藏开发具有重要作用。     

陕甘宁盆地陇东地区长3油组坳陷湖盆岩性油藏成藏模式

陇东地区三叠系延长组位于陕甘宁盆地陕北斜坡的南部 ,其中长 3油组发育了一套坳陷型湖泊三角洲前缘碎屑岩沉积 .该区构造发育简单 ,缺乏断层 ,油藏类型属岩性油藏 .通过对长 3油组岩性油藏的储油砂体成因和成藏要素进行分析 ,认为该区长 3油组油藏特征主要反映在储油层成因和圈闭两种因素上 ;储油砂体下伏深水泥岩、巨厚的坝上河砂体、“无根”的断头砂和单斜背景上的小背斜等是油藏 4种主要组合要素 .油气藏的形成有 4种模式 :古地形巨厚砂岩差异压实小幅背斜成藏模式 ;单斜构造背景上的上倾尖灭油藏成藏模式 ;烃源岩内砂岩透镜体圈闭成藏模式 ;鼻状构造高部位与砂体匹配构成构造—岩性圈闭成藏模式 .     

渤海A油田馆陶组低阻油层成因机理研究及流体性质识别新方法

低阻油层作为一种非常规、隐蔽性强的特殊油层,勘探潜力巨大。研究区低阻油层的形成受多重因素的影响,测井响应特征在油水层的对比度较低,造成测井解释困难。为此,首先从宏观和微观两个方面深入分析低阻油层的成因机理;其次,将测井、气测录井以及生产开发资料相结合,针对研究区气测烃组分数据的特点,改进了含油气丰度计算方法用以定量识别低阻油层。结果表明：弱水动力环境和压实作用是低阻油层的宏观成因,孔隙结构复杂导致的高束缚水饱和度是普遍微观成因,天然淡水水淹成藏模式导致的油水层矿化度差异是主控成因。改进的含油气丰度能够有效定量的识别研究区低阻油层,解释符合率达到84.7%,可以为渤海A油田低阻油层的挖潜工作提供定量依据。     

AS油田WY区特低渗透油藏水淹层评价方法

AS油田WY区特低渗透油藏的原始地层水矿化度很高,长期注淡水开发导致油层的电阻率呈现不对称U型曲线特征,强水淹油层的电阻率甚至高于原始油层的电阻率。特低渗透油藏水淹规律的影响因素复杂以及受储层本身特征的影响,适合中、高渗储层剩余油评价测井方法不适用于特低渗透水淹层评价。在岩电实验的基础上,明确了特低渗透油藏淡水驱水淹层机理。即当注入淡水的电阻率大于地层水电阻率时,且当其比值足够大时,水淹层电阻率明显高于原始油层,即出现U型曲线现象。根据常规测井曲线及岩芯分析资料,通过地层水矿化度与自然电位幅度、电阻率、声波时差等测井曲线组合进行了水淹层定性识别,探讨了地层混合液电阻率的求取方法,建立了淡水驱水淹层的定量解释模型。解释结果与试油投产符合率达85%以上。