姬塬地区长9油层组地层水化学特征及其与油藏的关系

基于地层水分析数据对姬塬地区长9油层组的地层水化学特征进行分析,在研究长9油藏主控因素的基础上,分析长9油层组原油地化参数与地层水化学特征,探讨长9油层组地层水化学特征与油藏的关系。结果表明:长9油层组地层水矿化度平均为28.7 g/L,地层水类型主要为CaCl_2型,其次为Na_2SO_4型及少量MgCl_2型和NaHCO_3型,属于整体封闭的,局部相对开放水文地质环境;从油藏运移的角度来看,长9地层水矿化度与示踪油气运移方向的地球化学参数(nC_(21)~-+nC_(22)~+)/(nC_(28)+nC_(29))及nC_(21)~-/nC_(22)~+比值有着良好正相关性,长9油藏总是从低矿化度区域向高矿化度运移,且在运移路径上均存在显示地层水化学异常的Na_2SO_4型和NaHCO_3型地层水,其一定程度上可作为断层及裂缝等优势运移通道存在的响应,同时CaCl_2型地层水可作为良好的油藏保存条件的响应,因此长9油藏大多分布在Na_2SO_4型和NaHCO_3型地层水分布区域附近的CaCl_2型地层水中;结合油藏分布区地层水化学参数的分布,提出长9油藏聚集的有利水文地质条件。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长8地层水化学特征及其地质意义

目的研究鄂尔多斯盆地姬塬地区长8地层水化学性质、油气运移及保存条件,揭示长8地层水与油藏圈闭演化特征的关系。方法利用长8地层水化学分析方法,分析地层水矿化度、离子组合系数的平面分布规律,结合区域构造演化特征对地层水化学性质、油藏保存条件进行综合研究。结果长8地层水水型为CaCl2型,靠近伊陕斜坡、浅水三角洲砂体发育区矿化度高,钠氯系数、脱硫系数低,为较强的还原环境;天环拗陷轴部断层发育区具有矿化度低,钠氯系数、脱硫系数高的特点。结论研究区长8地层水分布特征受燕山期构造运动的影响较强,不同区域地层水的化学性质明显不同,高矿化度区钠氯系数、脱硫系数低,反映较强的还原环境;封闭性好,油藏保存较好。     

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。     

鄂尔多斯盆地演武油田隐蔽性低阻油藏识别方法

探讨鄂尔多斯盆地演武油田侏罗系低阻油藏油水层识别方法,为同类型油藏开发提供依据。通过对延9油藏地层水矿化度分析、油水层束缚水饱和度计算、重点井矿片导电矿物研究等,分析了演武油田低阻油藏的成因。结果表明该区侏罗系低阻油藏主要受高地层水矿化度、高束缚水饱和度、储层岩石较强的亲水性等多重因素控制。结合开发实践,总结了适应本地区低阻油藏识别的电阻率曲线特征、侵入因子与声波时差关系图、视电阻率与自然电位关系图等多种低阻油藏识别方法,应用多种识别方法筛选出潜力建产目标区。在开发过程中,地质规律分析与多种油水层识别方法综合应用,相互验证,才能提高油藏识别率。     

孤东油田东营组低阻油层成因分析

孤东油田东营组发育低阻油层 ,因其低阻油层是电阻增大率偏低的一类油层 ,在油层解释工作中经常被遗漏。根据孤东油田东营组油层的低阻成因机制 ,结合不同类型低阻油层的具体特征 ,对造成该区低阻油层的原因进行了分析。结果表明 ,孤东油田油层水矿化度高 ,构造平缓 ,油藏动力小 ,油层含水饱和度偏高 ,多套油水系统以及原油性质存在的差异 ,这些是造成油层低阻的主要原因。同时还认为 ,对低阻油层的解释工作要从成因角度考虑 ,重视薄层和测井曲线特征异常的层段 ,从而开发出低阻油层的潜在储量 ,以保证油区增储上产。     

吴起地区长2油层组侵蚀残余地层油藏控制因素

通过铸体薄片、扫描电镜和压汞分析,以及依据油藏所处的构造形态、储层成因类型、油藏成藏要素等对油藏进行解剖分析,探讨鄂尔多斯盆地吴起地区长2油层组侵蚀残余地层油藏的控制因素。吴起地区长2油层组储层砂体孔隙类型主要为剩余原生粒间孔和次生溶孔,孔隙结构分选中等;发育上倾尖灭型、透镜体型、小幅背斜构造型和复合成因型4种油藏类型。鄂尔多斯盆地延长组侵蚀残余地层油藏成藏受古地貌、岩性和构造等多重因素的控制,油藏主要分布于古河道两侧的斜坡带上。地层完整的长2油层组内,小幅背斜构造与分流河道砂体叠置,形成规模较大的构造-岩性复合成因油藏,是吴起地区长2油层组主要的油藏类型。     

东营凹陷水化学场成因及其与超压系统耦合关系

以研究区2000余口探井的实测地压和油田水化学资料以及149个流体包裹体古压力模拟结果等为基础,利用地层水中阴阳离子平衡关系和水-岩相互作用的特点,考察东营凹陷水化学场的成因特征及其与超压系统演化特征的耦合关系以及对原油保存条件的影响。结果表明:在垂向上,2.2 km之上常压系统(沙二段至馆陶组)地层水矿化度一般低于100 g/L,属于咸水,而2.2 km之下的超压系统(沙四和沙三段)部分地层水矿化度高于100 g/L,最高达336 g/L,属于盐水;在平面上,东营凹陷东部地层水矿化度高于西部,北带高于南部,沙三和沙二段高矿化度地层水在凹陷中心沿断裂带分布,沙四段地层水矿化度以东营北带洼陷区为中心呈环带状向外减小;在水化学场和超压系统耦合作用下,超压流体封存箱中的水-岩相互作用对凹陷中心氯化钙型高矿化度地层水的形成具有重要作用,高矿化度地层水的形成某种程度上受到沙四段蒸发岩地层中盐类溶解作用的影响;不同地区和层位的原油密度不同,在凹陷边缘常压带为开启的水文地质系统,地表水渗入作用导致地层水矿化度降低,原油的轻组分散失,密度增加,油气保存条件较差,而凹陷中心超压顶面附近和超压系统内部处于封闭性较好的水文地质系统,原油密度多小于0.9 g/cm3,油气保存条件较好。     

青平川油田延长组长2沉积微相与油气分布

根据地表露头、钻井岩心、测井资料以及粒度分析,并结合前人对鄂尔多斯盆地陕北斜坡东部延长组长2油层组沉积微相研究成果,指出青平川油田长2油层组为辫状河沉积,主要的沉积微相类型有心滩、河道充填以及漫滩和漫滩沼泽等,其中心滩为研究区微相类型的显著特点.对研究区长2油层组的试油试采数据、含油井段岩心观察以及测井相分析研究表明,厚度较大、连通性较好的河道砂体为主要的油气富集相带,但同时受到储层非均质性、构造和水动力等因素的影响,油层被分割成不规则的块状,形成构造-岩性油藏或构造-水动力油藏等;长2辫状河河道砂体是良好的储层,下部长7烃源岩是直接的油气来源,上部长1含煤地层对其起到区域盖层作用,从而在纵向上形成良好的生储盖组合.     

鄂尔多斯盆地延长组异常低压与成藏关系

通过对鄂尔多斯盆地中生界延长组最大埋深期古压力的恢复,在构造抬升、温度降低等方面定量剖析异常低压成因的基础上,分析了地层压力由异常高压演化为异常低压的过程.成藏过程中,油气总是沿阻力最小的路径向低剩余压力区运移,延长组现今巳发现的油藏主要分布在成藏期及现今压力系数相对低值区.根据对延长组长6油层组压力演化的定量分析,姬塬、陕北、华庆和陇东等4个地区地层压力由最大埋深期演化至今,平均地层压力分别降低了16.01 MPa、18.10 MPa、15.62 MPa和14.13MPa.陕北地区地层压力降低幅度最大,并在压力降低的演化过程中地层压力始终较其他地区地层压力下降幅度大,由此形成了一定的压力差,促使油藏进行二次运移调整.低压的形成和演化对陕北地区长6油层组大规模富集形成亿吨级油藏起了决定性作用.     

柴达木盆地油泉子油田中孔低渗型藻灰岩储层测井评价

油泉子油田油砂山组地层岩性复杂,呈薄层状分布,属中孔隙低渗透储层,油水分异差,油水关系复杂.在测井响应中,相对低电阻率油层和相对高电阻率水层普遍存在,影响了对油、水层的识别.对测井响应特征与岩性、粒度、孔隙特征和地层水矿化度之间关系的分析表明,岩性、粒度、孔隙结构、地层水矿化度等多因素共同作用,造成了储层测井响应特征的复杂性.在常规分析基础上,应用反映储层物性特征的声波时差与电阻率比值编制交会图,可以快速有效地识别油、水层.