鄂尔多斯盆地长7段页岩油优质储层特征分析

以YJ1井为研究对象, 采用扫描电子显微镜和高压压汞技术, 对鄂尔多斯盆地长7段页岩油储集空间进行定性和定量表征; 通过核磁共振技术研究储层可动流体, 详细地探讨影响储层质量差异的主控因素。结果表明, 鄂尔多斯盆地长7段页岩油优质储层的岩性主要为细粒?极细粒岩屑砂岩, 沉积微相主要为砂质碎屑流沉积; 储集空间包括原生粒间孔隙和次生溶蚀孔隙, 粒间孔占比多于溶蚀孔。根据孔隙结构特征, 将储层划分为3类, 其中Ⅰ类储层为研究区内最优质储层。研究区储层流体的可动性主要受孔隙结构的影响, 可动流体主要分布在大孔隙内, 有效的孔隙体积是流体可动性的制约因素。研究区内砂质碎屑流成因的砂体是形成优质储层的必要条件, 岩石中骨架颗粒与胶结物的比例是导致储层物性变化的原因, 当骨架颗粒增加而胶结物含量降低时, 易形成优质储层。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组裂缝特征及成因

鄂尔多斯盆地姬塬地区上三叠统延长组长8、长6及长4+5油层组属于典型的低孔、低渗型砂岩储层,广泛发育的裂缝系统对储层物性改善和油气运聚成藏具有重要控制作用.综合应用野外剖面和钻井岩心,结合测井及镜下鉴定资料对该地区裂缝发育特征及其成因进行综合研究,结果表明:姬塬地区各油层组发育早期东西向和北西-南东向共轭剪切裂缝为主,...     

姬塬地区长8油层组碳酸盐胶结物特征与成因

碳酸盐胶结物是姬塬地区长8油层组储层砂岩中的主要自生矿物.薄片分析、碳氧同位素测试、电子探针成分分析表明该区碳酸盐胶结物主要类型为微晶无铁方解石、亮晶或连晶铁方解石与含铁方解石.微晶无铁方解石形成于成岩作用早期,含量高,但分布局限,与局部过饱和的碱性湖水沉淀有关.亮晶与连晶铁方解石或含铁方解石1δ3CPDB值为-4.1‰~-13.1‰,1δ8OPDB值为-19.7‰~-32.3‰,胶结类型多样,分布普遍,为该区主要方解石类型,其形成主要与烃源岩中泥岩矿物有机质演化有关,为中成岩A期—B期阶段产物,形成时代相对较晚.碳酸岩胶结作用对储层具有较为明显的负作用.     

鄂尔多斯盆地周家湾长6和长8油层组成藏控制因素

探讨鄂尔多斯盆地周家湾地区三叠系延长组长6、长8层成藏主控因素及成藏模式。从长7烃源岩生排烃影响原油运聚及长6、长8沉积、成岩的差异性研究入手,总结成藏差异。结果表明,长7大面积分布的烃源岩为成藏提供了物质基础和运移动力;该区发育的长6、长8连通性砂体和构造裂缝提供了运移输导条件;长6、长8大规模叠置砂体形成了良好的储集体;沉积、成岩差异形成的相对高孔高渗储层发育区控制着油藏富集区的分布。长6层成藏模式表现为长7油源先向上运移至长6成藏,而后侧向沿连通砂体继续运聚成藏,直至扩展到远离长7烃源岩分布区,形成沿北东向砂体大面积展布的油藏;长8层成藏模式则主要为长7烃源岩向下运聚成藏,二次侧向运移较少,油藏面积较小。     

鄂尔多斯盆地陇东地区长9油层组储层沉积学特征

通过对36口井的岩心观察描述和108件样品的铸体薄片鉴定、扫描电镜、物性、孔隙结构分析的综合研究,表明鄂尔多斯盆地陇东地区三叠系延长组长9油层组属于浅水三角洲沉积体系,储集岩主要为三角洲平原水上和前缘水下分流河道微相的灰色中-细粒岩屑长石砂岩,储集空间以剩余原生粒间孔为主,次为粒间和粒内溶孔,少量铸模孔,喉道以中、细喉为主,储层物性中等略偏差,属中-低孔、低渗孔隙型储层。储层发育受沉积作用、砂体厚度和成岩作用复合控制,可划分为4类储层,有利于储层发育的沉积微相依次为水下分流河道、水上分流河道及河口坝砂体,好的Ⅰ、Ⅱ类储层主要发育于水下分流河道砂体中。     

丘陵油田陵二区三间房组油藏剩余油分布规律

目的 对丘陵油田陵二区三间房组注水开发生产状态下的剩余油分布做进一步的分析研究。方法 以地质研究成果为基础，结合生产动态资料，运用动态分析等方法对丘陵油田陵二区三间房组油藏的剩余油进行研究。结果 受地质因素和生产状况双重作用的控制和影响，纵向上三间房油层组顶部动用程度差，剩余油相对富集，中下部动用程度高，剩余油饱和度低；平面上剩余油主要分布在主相带的侧翼、断层附近、注水井间压力平衡区和采油井之间的死油区。结论 为加密井井网调整提出理论指导，最终达到稳产、增产，提高采收率的目的。     

鄂尔多斯盆地马岭地区长8段油藏主控因素

探讨鄂尔多斯盆地马岭地区上三叠统延长组第8段石油富集的主要控制因素。通过大量的钻探、分析化验资料,对长81和长82亚段的沉积、储层、油藏特征进行了对比研究。结果表明长7段烃源岩控制了长8段油藏的分布范围;烃源岩在主要生烃期形成的过剩压力为石油运移到长8段储集层的主要动力;长81油藏富集于水下分流河道微相和长石溶蚀成岩作用形成的相对高渗砂体,长82油藏主要分布于滩坝微相和绿泥石膜胶结作用形成的相对高渗储集层。近源和优势砂体的有效组合是长81油藏大面积分布的主控因素,裂缝和相对高渗砂体配置是长82油藏富集的关键。针对该区长8油藏的勘探思路是:自东向西推进,长81亚段追踪优势砂体,长82亚段寻找高渗砂带。     

低渗、特低渗油田注水开发见效见水受控因素分析--以鄯善油田、丘陵油田为例

以特低渗的鄯善油田和丘陵油田为例，对特低渗油田注水开发见效见水受控因素进行了分析，研究表明：①特低渗油田注水开发见效见水的控制因素有砂体的连续性、储层的物性非均质程度、射开层数、注采比及地层压力情况；②地饱压差低的特低渗油田，注采比及地层压力情况是注水见效见水的首要控制因素，这类油田应尽早注水保持地层压力；②在某一物性范围内，物性非均质程度比物性好坏对特低渗油田注水见效见水的控制作用更为突出i这一研究结果对同类油田生产具有一定的指导意义。     

地方性网络信息服务及其组织管理模式初探

对现代信息服务和用户进行了分析研究,探讨了地方性特色信息网络服务与个性化信息服务,研究了地方性特色网络信息服务的组织管理体系。     

陇东油区长8含油砂岩成岩过程中的孔隙度演化

 利用铸体薄片、X-射线衍射、扫描电镜、物性等资料,分析陇东油区长8 含油砂岩成岩作用和孔隙度演化过程。研究表明,含油砂岩处于中成岩阶段A 期,经历的强压实、胶结及弱溶解作用是其致密化的控制性因素,其中压实孔隙损失率为38.9%,胶结孔隙损失率为38.0%,而溶蚀孔隙度仅为3.9%。孔隙度演化分析表明,含油砂岩的初始孔隙度为37.3%,早成岩阶段的压实和胶结作用后剩余原生粒间孔隙度为17.9%;中成岩阶段的第1 期油气充注时孔隙度仍高达17.0%,第2 期油气充注时孔隙度仅为12.5%,说明含油砂岩在两期油气充注之间的成岩过程中成为致密砂岩储层。