鄂尔多斯盆地三叠系长7油层组页岩储层特征

以单井储层地质分析为基础,结合样品实验测试分析、露头资料和前人研究成果,从页岩地球化学特征、岩矿特征和储层条件等方面对鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7油层组页岩储层特征进行了研究。长7油层组主要为深湖-半深湖沉积相;富有机质页岩主要分布在盆地南部,在下寺湾-富县一带和盐池-姬塬一带厚度最大;自南缘渭北隆起向西北埋深逐渐加大,埋深<2.5km。有机质类型以Ⅰ型为主,其次为Ⅱ型,有机碳质量分数为0.51%～22.6%,Ro分布于0.7%～1.2%。岩性以黑色纹层状页岩、粉砂质页岩为主。页岩储层储集空间分为基质微孔和有机质微孔,其中基质微孔主要由粒间微孔、晶间溶孔和黏土矿物晶间孔构成,有机质微孔主要为有机质演化过程中形成的油孔和气孔;物性表现为低孔、特低渗的特征。综合该套页岩储层的地化品质、岩矿组成、储集条件等,认为其具有一定的页岩油气勘探开发潜力。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区三叠系延长组长2油层组储层特征及影响因素

通过岩心铸体薄片、粘土矿物X衍射、扫描电镜、物性分析等方法,分析了鄂尔多斯盆地姬塬地区长2储层的岩石学特征、物性特征以及孔隙结构特征.结果表明:研究区长2储层主要为长石砂岩、岩屑长石砂岩,填隙物以高岭石为主,具细粒结构,分选好,磨圆度中等.储集性能具有中孔、低渗的物性特点.孔隙类型主要为粒间孔、其次是长石溶孔.孔隙结构为中小孔、中细喉型.影响储层的主要因素为长2油层组的三角洲沉积背景以及压实、胶结、溶蚀等成岩作用.     

相控在储层地质建模中的应用——以安塞油田152区长2油层组为例

目的相控储层建模技术是当前提高地质建模精度、实用性很强的新技术,其关键是准确地建立储层沉积(微)相空间展布的数字模型,进而模拟储层属性参数的空间分布规律,为油藏数值模拟、剩余油预测研究打下坚实的基础.方法应用多参数协同、分层次约束的方法,从沉积(微)相形成与演化的成因角度建立沉积相带的地质模型,以沉积相带的时空间展布特征对安塞油田长2河流相储层建模过程进行了约束.结果通过相控技术得到的储层模型,能真实地反映储层的非均质特性和砂体的连通性,并能较准确地模拟地下含油气储层的属性分布规律,同时为油藏模拟、剩余油预测及挖潜调整提供了可靠的依据.     

鄂尔多斯盆地富县地区长8成岩相及其对储层类别的控制

富县地区延长组长8油层组是重要的产油层段之一,储层性能除了受沉积环境的影响之外,还受成岩作用、尤其是成岩相的控制.综合利用储层铸体薄片、压汞、扫描电镜和物性分析等资料对富县地区长8油层组碎屑组成、胶结物组分和储层孔隙结构、物性特征、成岩相及储层类别进行了详细研究,分析了储层成岩相分布规律及其对储层类别的控制作用.得出以下结论：研究区长8油层组主要发育5种成岩相：绿泥石薄膜胶结相、泥质胶结相、石英及长石胶结相、碳酸盐胶结相和长石溶蚀相.储层物性分布规律明显受成岩相控制,绿泥石薄膜胶结相和长石溶蚀相区储层物性最好,为Ⅱ类储层,为研究区最有利储集层发育的相带;泥质胶结相及石英、长石胶结相区储层物性稍差,为Ⅲ类储层;泥质胶结相及碳酸盐胶结相区储层物性最差,为Ⅳ类储层,即非储集岩.     

鄂尔多斯盆地环县地区延长组长8-长6油层组基准面旋回结构样式及其储层地质意义

以鄂尔多斯盆地环县地区15口钻井的测井、岩芯、物性测试和试油资料为基础,运用沉积学、基准面旋回层序地层理论方法,研究了鄂尔多斯盆地环县地区延长组长8-长6油层组层序界面级别、类型和特征,并识别出2个长期旋回、8个中期旋回以及若干个短期旋回.解剖了中短期次基准面旋回层序的结构样式,将其分为低可容纳空间向上变"深"非对称型(A<,1>型)、高可容纳空间向上变"深"非对称型(A<,2>型)、以上升丰旋回为主的不完全对称型(C<,1>型)上升半旋回与下降半旋回近乎完全对称型(C<,2>型)和以下降半旋回为主的不完全对称型(G<,3>型)5种类型.不同类型的基准面旋回层序结构对储集砂体物性的控制作用差异明显,长8、长6油层组三角洲前缘河道砂体明显受A型层序控制,而长7油层组浊积砂体则受C型层序控制.试油资料和物性资料表明,在三角洲前缘环境中发育的具A<,1>、A<,2>型层序结构砂体和在浊积扇环境中发育的具C<,2>、C<,3>型层序结构的砂体是深入勘探重点关注的储集砂体.     

鄂尔多斯盆地白豹地区长4+5油层组储层特征及储层评价

用石油地质综合方法,结合现代测试技术,宏观与微观相结合、区域资料与单井资料相结合,综合评价长4+5储层。研究可知,长4+51在白豹、南梁、元城地区发育I～II类储层;长4+52在白豹、元城、南梁地区发育Ⅱ～Ⅲ类储层。长4+52油层不是研究区内的主力油层,长4+51油层物性较好,是白豹地区的主力油层。     

姬塬地区长8油层组储层特征分析

长8油层储层物性受粘土矿物胶结物控制,储层沉积作用和沉积后期所经历的成岩变化,决定储层的现今面貌。通过铸体薄片、扫描电镜等方法对储层基本特征和成岩作用及沉积作用进行分析,在整体低渗的背景下,部分位于相对渗透率较高区域的油井有较高的产量,理清研究区长8储层富集规律,对地区内岩石孔隙度下降因素进行剖析。姬塬地区有利储层多发育水下分流河道和河口坝沉积,特别是砂体中心部位储层物性是最好,长8油层组的储集性能和渗流性能好,即粒间孔型、粒间孔+溶孔型和溶孔+粒间孔型。溶孔型、粒间孔+微孔型两种孔隙组合类型的渗流性能较差。微孔型和溶孔+微孔型两种孔隙组合类型的储集空间主要由半径极小的微孔构成,连通性较差,其孔隙内表面积和渗流阻力,储集性能和渗流性能较差。     

鄂尔多斯盆地志丹地区长9致密储层流体识别

鄂尔多斯盆地志丹地区长9致密砂岩储层地质特征复杂,低阻油层与常规油层、高阻水层与常规水层共存,导致油水层测井响应特征差异性微弱,流体识别精度极低。该研究根据储层地质特征及其测井响应特征,优选能够有效放大或突出流体性质差异性的测井参数,利用视自然电位-实测自然电位和声波时差-深感应电阻率重叠图法、声波时差、电阻率、自然电位异常幅度、自然伽马和组合参数(RILD×Δt×Cw)交会图法及Archie公式法综合识别和校验流体性质。研究表明,重叠图法能初步识别常规油、油水层和水层或干层,交会图法能进一步识别低阻油层和高阻水层,Archie公式法能通过计算含油饱和度定量识别流体性质。这种定性和定量综合识别方法能够有效识别出常规油层、低阻油层,常规水层、高阻水层和高伽马砂岩的水层,研究思路和方法有效可行,预测结果可以为鄂尔多斯盆地延长组致密储层的油气勘探提供可靠的依据。     

镇北地区长4+5油层组储层特征与控制因素

通过观察岩石及铸体薄片和常规物性分析等方法,对鄂尔多斯盆地镇北地区长4+5油层组储层砂体的岩石学特征、成岩作用、储集类型和主要控制因素进行了分析。研究表明:长4+5油层组储层砂体的孔隙主要以粒间孔和长石溶孔为主,粒间溶孔次之;成岩作用包括建设性成岩作用和破坏性成岩作用,建设性成岩作用包括溶蚀作用、绿泥石黏土膜形成作用,破坏性成岩作用包括机械压实作用、石英及长石的次生加大、碳酸盐胶结作用,其中压实作用和碳酸盐胶结是造成本区砂岩原生孔隙大量丧失的主要原因。以成岩作用为基础,建立了镇北地区长4+5油层组5种成岩相类型。储层的发育受沉积相、成岩作用和成岩相的影响。有利储层发育的沉积微相砂体类型为三角洲平原分流河道和三角洲前缘水下分流河道砂体,有利的成岩作用和成岩相为长石溶孔相、高岭石弱溶蚀相和绿泥石环边残余孔相。     

鄂尔多斯盆地直罗油田长2储层特征

鄂尔多斯盆地直罗油田长2储层主要沉积相为三角洲相沉积,水下分流河道为其主要的油气储集层,长2储层岩性主要为岩性以细-中粒长石砂岩为主,其次为细-粉粒长石砂岩,矿物成熟度低。主要储集空间为由溶蚀粒间孔、原生粒间孔和微孔隙组成的复合孔,以残余的溶蚀粒间孔为主,微孔隙少量。储层主要为中低孔、特低渗储层,非均质性较强。较强的压实作用、胶结作用是形成低孔低渗的主要因素,而溶蚀作用是储层物性改善的主要因素。     

鄂尔多斯盆地华庆地区长9储层微观孔隙结构特征

为了查明鄂尔多斯盆地华庆地区长9油层组的微观特征,利用铸体薄片、扫描电镜、毛细管压力曲线等资料对储层微观孔隙结构进行深入研究。研究认为:华庆地区长9油层组以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主,填隙物主要为胶结物,其中以铁方解石、浊沸石、伊利石和绿泥石为主;孔隙类型主要为原生残余粒间孔、溶蚀粒间孔、溶蚀粒内孔和自生矿物晶间微孔隙。依据毛细管压力曲线及孔隙特征将孔隙结构划分为5种类型:Ⅰ类(低门槛压力-中细喉型)、Ⅱ类(较低槛压力-细喉型)、Ⅲ类(较高门槛压力-微细喉型)、Ⅳ类(较高门槛压力-微喉型)、Ⅴ类(高门槛压力-微喉型)。     

深水致密砂岩储层特征及成岩相分析——以鄂尔多斯盆地西峰地区长7油层组为例

基于铸体薄片、岩心相、测井相、扫描电镜、高压压汞、物性等资料,结合前人的研究成果,系统研究长7储层特征,对其成岩相进行分析,旨在找出有利成岩相类型,并以此为依据,预测优质储层分布规律.结果表明:①西峰地区长7油层组为湖底扇重力流沉积,沉积类型为砂质碎屑流、浊流、滑塌体、泥质碎屑流,储集砂体以砂质碎屑流与浊流为主,滑塌体...     

鄂尔多斯盆地河庄地区长2油层组沉积相研究

河庄地区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中南部。其三叠统延长组是一套河流和湖泊为主的碎屑沉积。本次研究区长2沉积相研究根据大量的钻井、测井及分析化验资料,运用沉积学方法综合研究该区的沉积相。划分为水上分流河道,分流间洼地、分流河道间沼泽、分流间湾等微相类型。沉积相分析是研究砂体分布的关键技术,沉积相确定的正确与否直接影响着对砂体分布规律的认识。     

安塞油田坪桥地区长2段储层非均质性研究

目的探究鄂尔多斯盆地安塞油田坪桥地区长2储层的内部结构特征及储集物性的主控因素。方法通过岩心分析测试、测井参数解释与生产动态等资料对储层进行分析研究和综合评价。结果长2油层组中泥质、钙质夹层和富含炭屑与碳质薄层较发育。河道中心微相为均质—中等均质储层,河道边缘非均质性稍强;点砂坝与决口扇砂体属于中等非均质储层。结论储层的层内非均质性中等,层间及平面非均质性较强;沉积环境、沉积相和成岩作用等是影响储层非均质性的主要因素。     

鄂尔多斯盆地下寺湾地区长2段储层流体包裹体特征及油气成藏

长2油层组为鄂尔多斯盆地下寺湾地区主要的含油气层段之一,为确定长2油层组油气的成藏时期,采用流体包裹体测试技术和分析方法,利用包裹体的均一温度,对该地区长2油层组储层流体包裹体样品进行了系统研究.通过对流体包裹体特征的分析,应用流体包裹体均一温度的资料,结合相应沉积埋藏史、热史和生烃史,探讨了下寺湾地区油气的运聚成藏历史.下寺湾地区长2油层组砂岩储层中发育三类流体包裹体:盐水包裹体、含液态烃包裹体和液态烃包裹体.与烃类包裹体共生的盐水包裹体均一温度具有明显的单峰特征,主要分布在105～115℃.根据埋藏史和热演化史分析结果,最终确定鄂尔多斯盆地下寺湾地区长2油层组油藏为一期成藏,其成藏时间距今110～125 Ma,为早白垩世晚期.     

致密砂岩储层“四性”关系及有效储层下限研究——以鄂尔多斯盆地东部王庄区长6油层组为例

鄂尔多斯盆地东部王庄区长6油层组为致密砂岩储层,储层物性差,非均质性强,明确其储层“四性”关系及有效储层参数下限对甜点预测具有重要意义。通过岩心、测录井以及物性分析资料,明确了王庄区长6储层“四性”关系。其中细砂岩物性整体相对较好,声波时差与储层物性具有较好的对应关系,深感应电阻率则对含油性具有较好的指示性,油水层的深感应电阻率平均值为20～40Ω·m,水层为12～16Ω·m。在此基础上综合岩心、测录井、试油试采及多种分析化验资料,采用多种方法,最终确定王庄区长6油层组有效储层各项参数下限,分别为：孔隙度为8.0%,渗透率为0.2 mD,岩性下限为细砂岩,含油级别下限为油迹,含油饱和度为38.0%,深感应电阻率为20.0Ω·m,声波时差为215μs/m。     

鄂尔多斯盆地上里塬地区延长组长7油层组储层特征

以物性分析、铸体薄片分析及压汞分析等实验室数据为基础,对鄂尔多斯盆地上里塬地区下三叠统延长组长7油层组致密油储层特征进行了系统研究,结果表明长7油层组储层主要为浊流沉积所形成的浊积砂岩,岩石类型为长石砂岩和岩屑长石砂岩,填隙物含量高;储集砂岩经历了压实、压溶、绿泥石膜、溶解和破裂等成岩改造,微裂缝较发育。储集砂体孔隙结构表现为:孔隙半径平均为40.84μm,喉道宽度平均为13.22μm,具有中孔细喉特点。以上特点导致研究区储层具有储量规模大、定向井开发单产低、体积压裂能有效提高水平井单井产量的特征。     

陇东地区长9砂岩储层成岩作用及孔隙演化

探讨鄂尔多斯盆地陇东地区长9油层组砂岩成岩作用对储层物性的影响及孔隙演化模式。通过薄片鉴定、扫描电镜、X射线衍射、钻井岩心、孔渗测定等手段,对陇东地区长9油层组砂岩储层的岩石特征、成岩作用及孔隙演化进行研究。研究区长9油层组砂岩储层处于中成岩阶段A-B期,岩石类型主要为岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩,成分成熟度与结构成熟度均较低,为典型的中-低孔、低渗砂岩储层。主要成岩作用类型有压实作用、胶结作用、交代作用及溶蚀作用。通过对砂岩储层的原始孔隙度进行定量恢复,结果表明胶结作用导致储层孔隙损失约11.8%;而压实作用导致孔隙的损失达14.22%～25.37%,是造成原始孔隙度降低主要原因;后期的溶解作用及交代作用对改善储层孔隙度具有一定的建设性作用。     

致密油藏有效储层下限参数评价——以鄂尔多斯盆地中部Z区块长4+5油层组为例

鄂尔多斯盆地中部Z区块长4+5发育陆相致密油储层,致密油藏有效储层下限参数评价对甜点预测及油藏注水开发具有重要指导意义。运用该区长4+5大量岩性、物性资料、测井资料、压汞等资料,建立了致密油储层有效孔隙度解释方法,确定了适用于Z区块长4+5油层评价的岩性、物性、电性、含油性下限标准。结果表明,研究区主要发育长石砂岩。其主要孔隙类型包括粒间孔、粒间溶孔、岩屑溶孔及长石溶孔,孔隙度集中分布在8%～14%,而渗透率则集中分布在0.04×10^-3～1×10^-3μm²。岩心观察、实验分析及测井参数综合解释结果显示,本区致密砂岩储层的岩性下限为细砂岩,对应油迹级含油级别下限;物性及电性参数下限分别为孔隙度9%、渗透率0.2×10^-3μm²、含油饱和度40%、电阻率15Ω·m、声波时差226.4μs/m。此外,砂岩厚度与有效厚度呈一定正相关关系,有效厚度与孔隙度也有一定正相关关系,当储层物性较好以及砂层厚度较大,油层厚度较大;反之,当储层物性较差以及砂层厚度较小时,则主要发育差油层。     

鄂尔多斯盆地吴起—定边地区长8沉积相

目的探究鄂尔多斯盆地吴起—定边地区长8油层组沉积相类型及发育规律。方法以岩心观察的岩石相标志及测井相分析为基础,通过井剖面的相序分析、联井沉积相对比剖面及砂地比值分布规律进行综合研究。结果确定了吴起—定边地区长8油层组的沉积相类型、发育特征及沉积相展布规律。结论吴起—定边地区长8油层组发育西北、东北及西南3个方向的浅水台地型三角洲前缘沉积,其中西北和东北两个方向的三角洲前缘沉积占主导地位,不同方向三角洲前缘水下分流河道的分布具"沿河口带变宽并叠置连片"的规律。