靖安油田延长6组中低孔隙性储层物性研究

利用靖安油田延长 6组岩心分析资料和测井资料分析了靖安油田延长 6组中低孔隙性砂岩储层渗透性的影响因素。研究发现 ,油的有效渗透率与中低孔隙性储层的孔隙度、含水饱和度及泥质含量有关。应用多元线性回归分析法 ,建立了油的有效渗透率与储层孔隙度、标准化电阻率及自然电位的关系。应用统计关系式计算的有效渗透率与岩心分析的渗透率比较吻合。提出了应用工程测井值计算地层中油的有效渗透率的方法 ,同时还给出了储层含水饱和度与孔隙度和电阻率的关系式。     

红连油田测井参数评价研究

本文以红连油田白垩系大墩组储层为研究对象,展开储层参数研究。分析研究了＂孔渗饱＂等参数计算方法,给出了一系列的储层测井参数计算模型。实际应用效果表明,本文所应用的计算方法在红连油田有较明显的地质效果,对其他油田的储层计算有很好的借鉴意义。     

鄂尔多斯盆地靖安油田上三叠统延长组6段古湖泊学特征

成熟的湖泊系统是沉积有机质汇集的最有利的场所之一，研究区处于水浅、沉积动力学条件不稳定的三角洲水下平原和三角洲前缘环境。研究表明，靖安油田延长组６段的氢指数（ＨＩ）值一般极少超过４００，普遍小于２００，低于我国白垩纪和第三纪的湖泊相烃源岩的同类指标。其干酷根类型以木质和煤质植屑为主。另外，三角洲的保存条件远不如深水区，这是因为该区域的水动力条件使湖泊水难以形成稳定的水体分层。碳同位素（δ＾１３Ｃ）     

鄂尔多斯盆地靖安油田杨66井区延91储层非均质性

靖安油田杨66区延91油层亚组石油稳产困难,开发难度大,小层之间储层特征差异比较明显,这在一定程度上与储层非均质性密切相关.通过岩心观察及测试、测井资料统计及分析,从宏观和微观角度对延91油层亚组的延911和延912这2个小层的非均质性特征进行对比研究.结果表明:延912储层变异系数、级差、夹层频率及分层系数均较高,且...     

鄂尔多斯盆地靖安油田上三叠统延长组6段古湖泊学特征

成熟的湖泊系统是沉积有机质汇集的最有利的场所之一 ,研究区处于水浅、沉积动力学条件不稳定的三角洲水下平原和三角洲前缘环境。研究表明 ,靖安油田延长组 6段的氢指数 (HI)值一般极少超过 40 0 ,普遍小于2 0 0 ,低于我国白垩纪和第三纪的湖泊相烃源岩的同类指标。其干酪根类型表明 ,沉积有机质的物源较近 ,湖泊水动能较强。由于湖泊生有机质的加入而构成了混合的物源 ,使得干酪根类型以木质和煤质植屑为主。另外 ,三角洲的保存条件远不如深水区 ,这是因为该区域的水动力条件使湖泊水难以形成稳定的水体分层。碳同位素 (δ13 C)的数据范围为 - 2 .5 1%至 - 3.15 % ,显示出湖泊近岸区沉积有机质的特征 ,并可作为湖泊三角洲区混源有机质的佐证。     

靖安油田大路沟区长6油层组储层成岩作用与成岩相

靖安油田大路沟区长6油层组储层主要为湖泊三角洲前缘水下分流河道沉积,岩性主要为长石细砂岩、中—细砂岩.根据大量的铸体薄片、X衍射、扫描电镜、镜质体反射率等分析资料,研究了大路沟区长6储层砂岩的成岩作用类型、成岩阶段及成岩演化序列,分析了各种成岩作用对储层物性的影响.在成岩作用研究的基础上,划分出了绿泥石-浊沸石胶结相、绿泥石-方解石胶结相、方解石胶结相、泥质胶结相及浊沸石-长石溶蚀相等5种成岩相类型,其中以浊沸石-长石溶蚀相砂体物性最好.依据所建立的主要成岩相类型与测井曲线的对应关系,研究了各小层砂体的浊沸石-长石溶蚀相分布范围.     

蟠龙油田F110井区延长组储层微观非均质性模拟

通过真实砂岩微观孔隙模型实验.对储层内油、水两相流体的微观渗流机理进行模拟,以求更深层次地了解研究区延长组砂岩储层的微观非均质性及其对剩余油分布的影响.分析认为,研究区延长组储层的微观非均质性很强,且存在储层物性越好,其微观非均质性越强的特点,成岩作用和孔隙结构是影响微观非均质性的主要因素.实验表明,微观非均质性是影响水驱油效果和剩余油形成的内因.在充分认识研究区延长组砂岩储层4种主要孔隙类型的基础上,根据实验结果,建议相应地制定3类注水开发方案,剩余原生粒间孔隙型和次生溶蚀孔隙型归为一类,微裂缝型一类,自生矿物晶间微孔隙型一类.     

哈南油田阿尔善组油藏储层特征研究

以岩石薄片,铸体薄征,毛管压力曲线等分析资料为基础,结合储层物性测井参数解释结果,对南油田阿尔善储层从岩性组成,物性特征,孔隙类型及孔,非均质性等方面进行了综合评价,认为该储 为一套中低孔,中低渗储 ,其特性主要受沉积微相,成岩后生作用和构造应力等因素影响。     

东营凹陷广利油田纯化镇组低渗透储层微观孔隙结构特征

对东营凹陷广利油田纯化镇组储层的岩性、物性,成岩作用以及粘土矿物对孔隙结构的影响进行了分析,揭示了该储层的微观非均质性及低渗透特征。研究表明,该储层成岩作用较强,并进入了晚成岩阶段A亚期,储层孔隙以次生成因为主,发育粒内溶孔及微孔隙,粒间孔隙多被充填,喉道类型以片状,弯片状为主;孔隙结构以中孔细喉,低孔细喉为主。以伊/蒙间层为主的粘土矿物含量较高,且以自形较好的晶体形式充填在孔隙中,在油田开发中应注意其潜在的水敏性。     

哈南油田阿尔善组油藏储层特征研究

以岩石薄片、铸体薄片、毛管压力曲线等分析资料为基础,结合储层物性测井参数解释结果,对哈南油田阿尔善组储层从岩性组成、物性特征、孔隙类型及孔隙结构、非均质性等方面进行了综合评价,认为该储层为一套中低孔、中低渗储层,其物性主要受沉积微相、成岩后生作用和构造应力等因素影响,其层内、层间和平面非均质性均较强。最后综合储层的岩性、物性、成岩后生作用和孔隙结构等特征,对哈南油田阿尔善组储层进行了分类,将其划分为四大类。     

下寺湾油区延长组长7油层湖底扇沉积特征

下寺湾油田三叠系延长组长7油层在深湖相泥岩中发育巨厚的含油浊积砂体,拓宽了油气勘探领域。长7油层组主要发育浊积扇沉积中扇亚相、外扇亚相,中扇亚相可以识别出辫状水道、水道间漫溢、无水道席状砂等微相,其中辫状水道是主要的储集砂体;长7浊积扇为三角洲前缘分流河道沉积物继续滑落至深湖区形成的湖底扇沉积,受控于湖盆底形及其前缘分流河道,呈宽缓带状东北-西南向展布。对鄂尔多斯盆地东南部长7油层浊积沉积体系特征,垂向演化规律和有利储积砂体的分布规律研究,对指导和加快长7油层油气勘探具有重要意义。     

何家集地区延长组储层四性关系

何家集地区长4＋5和长6为三角洲平原沉积,呈北东-南西向条带状展布的分流河道骨架砂体是主要储集体。储层岩石类型主要为长石中-细砂岩,碎屑组分平均含量长石60．8％,石英22．0％,岩屑17．2％,胶结物主要为硅质、长石质和绿泥石膜,其次含水云母和铁方解石。储层孔隙类型以残余原生粒间孔为主,其次是长石溶孔和岩屑溶孔等,研究区大孔-细喉型和中孔-微细喉型最为发育,成为油气储集的主要空间。含油层段为物性较好的中-细砂岩,通常孔隙度大于10％,渗透率大于0．5×10^-3μm^2,为油水同层或含油水层,录井油气显示为油斑或油迹。电测曲线表现为自然电位负异常,自然伽玛低值,声波时差中-高值,电阻率为中值。     

彭阳油田长3段成藏条件与成藏规律

根据岩心分析、测井与试油资料,评价了彭阳油田长3段油藏成藏条件,厘定了关键成藏要素与成藏规律。长3段油藏烃源岩为延长组长6、长7段暗色泥岩,在早白垩世末期成熟,由断层、裂缝和延长组顶不整合疏导体系大量进入目的层。油藏经历了4次挤压抬升,三叠纪末期挤压奠定其构造形态,形成了鼻状和低幅度圈闭;后三期挤压使目的层整体抬升,但未破坏油藏圈闭。构造、储层与聚集条件是控制油气成藏的关键因素。长3段构造、构造-岩性圈闭形成早于或同步于油气大量充注时期。受小型三角洲平原分流河道控制,长3段砂体宽度窄、厚度薄,且后期遭受了较强的成岩作用,决定了该油藏规模普遍较小。     

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。     

薛岔油田延长组储层特征研究

薛岔油田延长组属于三角洲沉积体系,主要储集体为三角洲前缘砂坝和水下分流河道砂体.根据常规薄片、铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射和压汞资料研究表明:该区储层岩石类型主要是灰绿色细粒岩屑长石砂岩,胶结类型以薄膜-孔隙型为主,主要填隙物成分为黏土、方解石;储层孔隙类型主要为粒间溶孔,孔隙结构属于小孔细喉型;该区平均孔隙度12%,平均渗透率0.67×10-3μm2,属于低孔、低渗储层;储层性质主要受沉积相带及储层物性的控制,属于典型的岩性油藏.     

川口油田三叠系延长组长4＋5和长6储层成岩作用及孔隙演化研究

根据研究区内多口油井的长4＋5、长6油层岩石样品的铸体薄片和扫描电镜观察结果,对川口油田三叠系延长组长4＋5和长6储层成岩作用及孔隙演化特征进行分析和研究。分析表明,川口油田三叠系延长组长4＋5和长6储层成岩作用以压实压溶作用、胶结作用和溶蚀作用为主;同时川口油田三叠系延长组长4＋5和长6储层砂岩已达到了晚成岩的早期,在早成岩与中成岩阶段原生粒间孔大量减少,晚成岩的早期产生次生孔隙。成岩作用使得储层内孔隙以小孔—细喉型和小孔—微细喉型孔隙为主,储层成为特低—超低孔隙度、特低—超低渗透率储层。     

延长油田志丹西区延长组天然裂缝发育规律研究

为确定天然裂缝对志丹新区注水开发的影响,通过野外露头地质调查、岩心观察,结合实验分析研究了天然裂缝发育规律.结果表明,延长油田志丹西区延长组天然裂缝发育燕山期E-W向、NW-SE向和喜山期S-N向、NE60°四组区域构造裂缝,其中以E-W、S-N向最为发育,NE60°较为发育.地下裂缝与野外露头裂缝发育规律基本一致.天然裂缝类型主要为直立、近直立大型剪切裂缝,微裂缝不发育.天然裂缝主要在砂岩中发育,泥岩中发育较少;岩性一致时,裂缝密度与层厚呈负乘幂关系,裂缝发育程度随埋深加大而降低.     

鄂尔多斯盆地南部三叠系延长组储集层分区特征

为了明确鄂尔多斯盆地南部三叠系延长组储集层分带特征,利用锆石同位素测年、储层微观分析方法研究盆地南部三叠系延长组储层分布特征。研究结果表明:盆地南部延长组储层具有明显的分区性,可分为北物源区、混源区和南物源区3个区域。从北物源区—混源区—南物源区,长石含量逐渐降低、石英含量逐渐增高。北物源区岩屑和变质岩屑含量中等;混源区的沉积岩屑含量最高,变质岩屑含量最低;南物源区沉积岩屑含量最低,变质岩屑含量最高。填隙物中,方解石胶结物在北物源区含量最高,南物源区含量最低;水云母在混源区含量最高,北物源区含量最低;绿泥石在混源区含量最高,在南物源区含量最低。北物源区颗粒分选性较好,南物源区分选性整体较差;磨圆度混源区最好,南物源区最差。物性分布特征上,北物源区、混源区、南物源区孔隙度、渗透率大小整体呈"V"字形分布,北物源区和南物源区整体较高,混源区较低。     

关于伊陕斜坡靖边油区上三叠统延长组长7界面的讨论

伊陕斜坡作为鄂尔多斯盆地的主体部分,油气资源丰富,其中的主要生油层为中生界上三叠统延长组长7油层组.区域上,长7油层组的界定长期以张家滩页岩(K1)作为重要标志.而在靖边油区的某些地区,由于区域性标志的缺失,长7油层组的界定成为难点.以靖边油区测井曲线为基础,根据基准面旋回与测井相特征来界定长7油层组,即长7油层组发育于中期旋回的基准面较高处,为滨浅湖-三角洲环境.该方法划分的长7油层组,便于研究区域内等时沉积地层的发育,能够更好地与区域地质相联系,尤其与盆地沉积环境演化特征相匹配.