鄂尔多斯盆地东南部马家沟组上组合沉积微相特征及展布规律

探讨鄂尔多斯盆地东南部地区奥陶系马家沟组上组合沉积微相类型、特征以及展布规律。通过对典型钻井岩心和野外剖面进行岩石类型、结构构造的研究,对研究区的沉积微相进行识别,研究其发育特征,再现其时空分布规律。结合各单井相分析,系统编制各层系的岩相古地理图件;在相分析和古地理研究基础上,开展岩相古地理演化过程分析,揭示沉积古地理演化规律。结果表明马家沟组上组合主要发育泥云坪微相、灰云坪微相、膏云坪微相和含膏云坪微相。从马五_4沉积期到马五_1沉积期相对海平面逐渐降低,而海平面的降低控制了沉积微相的发育和空间展布。     

鄂尔多斯盆地低孔低渗储层 渗透率测井建模研究

将岩心分析数据与测井信息相结合,直接利用或构建渗透率测井响应敏感参数,采用多元线性回归分析建模方法,研究建立了鄂尔多斯盆地研究区长61低孔低渗储层渗透率测井解释模型。依据泥质含量参数特征,对两种不同岩性特征的储层分类进行渗透率测井响应敏感参数多元线性回归分析,分别建立渗透率测井解释模型,对应于研究区两类不同的沉积微相特征。结果表明,分类建立的模型测井解释渗透率与岩心实测渗透率一致性良好,满足研究区解释精度要求。因此,在沉积微相背景约束条件下,对研究区储层选择合理的测井参数进行多元线性回归分类建立渗透率测井解释模型在研究区低孔低渗储层中可以达到较好的应用效果。     

鄂尔多斯盆地直罗油田和尚塬区长2油层沉积相与储层特征

通过综合运用地质研究方法,从沉积微相类型及砂体展布特征、储层砂体物性、储层主要成岩作用等方面对鄂尔多斯盆地直罗油田和尚塬区长2油层组进行了综合研究。研究得出长2段储层岩石类型以细粒长石砂岩为主;储层物性较差,微裂缝对改善储层渗透性贡献不明显,属中低孔、特低渗储集体;受沉积相和沉岩作用控制,水下分流河道是形成储层的有利相带;压实作用对储层影响较大,其中机械压实作用和胶结作用破坏性较强,而溶蚀作用为储层建设性的成岩作用。     

鄂尔多斯盆地中山川地区延长组长61沉积微相研究

中山川地区长61是该区重要产层之一,本文以露头、岩心、测井资料为基础,通过对研究区内长61地层的岩性特征、岩石结构、沉积构造及测井相等特征进行分析,从而对该区长61沉积微相类型、特征有了更清楚的认识.认为中山川地区延长组长61主要由三角洲平原亚相组成,主要沉积微相类型为水上分流河道和分流河道间微相,本区从东向西共发育四条分流河道砂体,成为油气良好的储集场所.     

鄂尔多斯盆地甘谷驿油田东区长6油层储层特征及储层评价

鄂尔多斯盆地甘谷驿油田东区长6油层为该区的的主产层之一．本文在长6储层沉积特征研究的基础上，对储层岩石学、成岩作用、孔喉结构及物性特征进行分析、研究，并作出综合评价．结果表明，长6储层为中—低孔、低渗型储层，其储层主要表现为ⅢA类较差储层，但长6^1储层相对较好，次为长6^2储层，长6^3总体较差，以差储层、非储层为主．     

鄂尔多斯盆地樊学地区三角洲前缘沉积微相组合特征及油气意义

运用沉积学基本理论,对鄂尔多斯盆地樊学地区晚三叠世长4+5油层组沉积微相组合样式与油气意义进行了系统研究。依据密集井网、露头剖面等资料,将研究区沉积微相组合类型划分为:切叠式水下分流河道组合、分离式水下分流河道组合、叠加式河口坝组合、以河为主的坝上河组合、以坝为主的坝上河组合以及对称式坝上河组合等6种类型。通过密集井网区解剖揭示了河口区不同类型沉积微相的时空分布规律。研究认为,工区内主要发育分流砂坝型三角洲前缘,其中水下分流河道通常为过水通道,砂体聚集少;晚期水下分流河道叠加在早期河口坝沉积之上,形成三种类型的"坝上河"组合;河口坝及其周边的坝上河复合砂体是河口区主要的优势储层。     

鄂尔多斯盆地低渗透油田注水开发的调整与优化

根据鄂尔多斯盆地成功开发的主要特低渗油田——安塞、靖安、华池油田长6、长3油层的储层特征及开发实践，提出了改善特低渗油田注水开发效果的注采参数、注水方式优化及调整技术，从而达到提高单井产量及最终采收率，降低开发投资和生产成本，以提高整体开发效益的目的．     

鄂尔多斯盆地华庆地区长9沉积微相特征

综合岩心观察、粒度分析、薄片鉴定等资料,对华庆地区长9油层组沉积类型及沉积微相特征在平面上的展布规律进行了详细研究。结果表明:研究区长9油层组发育三角洲体系和湖泊体系,其中湖泊体系为浅湖沉积,三角洲体系以三角洲前缘沉积为主要亚相,进一步划分出水下分流河道、分流间湾及河口坝等沉积微相。浅湖分布在研究区东北部,三角洲前缘分布在研究区西南部,其中水下分流河道是主要沉积微相,其骨架砂体是研究区最有利的储集体,优质储层的展布形态主要受控于沉积微相的展布,水下分流河道整体呈北东—南西向条带展布,分流河道之间被分流间湾所分割,局部连片分布。     

印度河盆地Z探区砂坝储层沉积微相及沉积模式

In order to solve the oil and gas development problems of the coastal sandbar in Z block of the Indus Basin, such as thin reservoir, rapid lateral change and strong heterogeneity, based on core, logging, seismic and production test data, the microfacies division, favorable sandbody distribution and deposition model are detailed analyzed, which can provide a basis for fine characterization of the internal structure of sand bar reservoir. The results are shown as follows: According to the sedimentary facies markers, the sandbar reservoir microfacies can be divided into center bar, bar edge and inter bar. By means of seismic attributes and reservoir inversion, the internal structure and contact relationship of sandbar reservoir can be predicted effectively. The center bar is in the core part of sandbar, with the shape of point or strip on the plane. The sandstone thickness is thick (>3m), and reservoir physical property is the best, which constitutes the dominant reservoir. The bar edge is located in the flank of the center bar, which is flat sheet or strip on the plane, the lithology is thin sand and mud interbedded, single sand thickness is thin (<2m), and the reservoir physical property is medium. The inter bar is between the main sandbar, mainly fine sediment with poor reservoir physical property. The sandbar microfacies changes rapidly, and different microfacies types overlap each other, especially the inter bar interspersed between the center bar and bar edge, which intensifies the heterogeneity within the sandbar reservoir.     

鄂尔多斯盆地低渗透油田注水开发的调整与优化

根据鄂尔多斯盆地成功开发的主要特低渗油田——安塞、靖安、华池油田长6、长3油层的储层特征及开发实践,提出了改善特低渗油田注水开发效果的注采参数、注水方式优化及调整技术,从而达到提高单井产量及最终采收率,降低开发投资和生产成本,以提高整体开发效益的目的.     

鄂尔多斯盆地延长组超低渗透砂岩储层油井产能影响因素分析

为了准确预测超低渗透油藏的油井产能,必须认识清楚油井产能的影响因素.根据鄂尔多斯盆地延长组超低渗透砂岩储层的油井产能与地层单因素参数间的相关性统计分析,影响这类储层油井产能的因素不仅包含油层厚度和地层渗透率,还包括储层孔隙性、电性等多个因素.由多参数确定的油井产能预测模型将存在更加复杂的结构表达式,实际产能预测问题应是一个非线性系统问题.     

鄂尔多斯盆地东部盒8段、太原组致密砂岩储层特征及低产因素

鄂尔多斯盆地致密气资源丰富,主要赋存于上古生界致密砂岩储层中。以岩心观察、分析试验等资料为基础,对鄂尔多斯盆地东部二叠系太原组、盒8段致密砂岩储层岩石学特征、孔隙特征、物性特征和成岩特征等进行研究,探讨其低产因素,为气藏开发提供依据。结果表明:盒8、太原组致密砂岩均以岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主,但其储层特征及低产原因有较大差别。盒8砂岩杂基含量少,原生粒间孔发育,但均被后期成岩矿物完全充填,以高岭石晶间孔为主;太原组砂岩杂基含量高,原生粒间孔不发育,储集空间以溶孔为主,形成于早成岩晚期-晚成岩早期阶段。太原组喷发岩岩屑、长石、火山灰的溶解为储层提供了较为丰富的储集空间;但晚成岩高温阶段形成的丝状、网状伊利石矿物充填孔隙,堵塞喉道,影响储层的渗流能力,是造成储集性能较差的主要原因之一。片状喉道为主、有效上覆压力大、软组分含量高、应力敏感性强,加之较低的原始含水饱和度、气藏压力低(压力系数为0.6~0.8),致使储层在钻井、压裂、酸化等过程中容易吸水,造成的水锁效应,是研究区低产的又一主要原因。     

鄂尔多斯盆地堡子湾地区三叠系长4+5组储层特征及对产能的控制

应用分析化验手段对堡子湾地区长4+5组砂岩储层特征进行了综合研究,结果表明:该套储层为陆相湖泊三角洲沉积体,储层岩性主要为细粒长石砂岩和细粒岩屑长石砂岩,储集空间孔隙以残余粒间孔和长石溶孔为主;储层物性较差,属于典型的低孔超低渗透储层.综合沉积、砂体、成岩、孔隙结构、物性等参数,建立了适合该区的储层评价标准并对该区储层进行了综合评价,发现不同类型储层对油气产能具有很好的控制作用:一类储层区油层发育好,试油单井产能最高;二类储层区油层发育较好,试油单井产能较高;三类储层区油层不发育,无产能.     

鄂尔多斯盆地甘谷驿油田长4+5储层砂岩成岩作用

根据砂岩薄片、铸体薄片、扫描电镜、X-衍射等,研究了甘谷驿油田长4+5油层砂体的岩石学特征、成岩作用.研究表明:该区长4+5储层储集砂体成分主要以长石砂岩为主;储层砂岩的成岩作用处于晚成岩A期,早期的压实作用、多种矿物胶结作用是使物性变差的两个重要成岩作用;而溶蚀作用,特别是长石的溶蚀是使储层物性变好的重要成岩控制因素.     

鄂尔多斯东南部三山子组储层特征研究

通过对鄂尔多斯东南部寒武系三山子组的薄片资料进行分析,结合岩心观察和野外剖面资料,发现三山子组的储层岩性主要为颗粒灰岩、颗粒白云岩、砂（砾）屑白云岩等;储集空间主要为晶间孔、粒间孔和构造裂缝等;物性方面三山子组储集岩的物性较差,属于低孔-低渗储层,局部地区发现有中孔、中－高渗段储层;储层发育主要受到中央古隆起和沉积环境,白云石化作用、岩溶（溶蚀）作用、压实―压溶作用和胶结作用等成岩作用和构造作用所控制。     

特低渗透油藏驱替特征

为了深入研究特低渗透油藏水驱油的渗流规律,建立了考虑启动压力梯度的一维油水两相驱替数学模型并进行数值求解,分析了启动压力梯度和渗透率的非均匀分布对特低渗透油藏驱替特征的影响。计算结果表明:启动压力梯度的存在导致平均含水饱和度降低和地层压力升高,驱替效率降低;渗透率从小到大驱替时驱替效果更好。该成果为特低渗透油藏的合理开发提供理论指导。     

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,...     

鄂尔多斯盆地北部FF区低阻油气层评价方法

为了解决鄂尔多斯盆地北部FF区低阻油气层测井评价问题,对研究区进行了地质分析、低阻油气层测井曲线特征分析.在岩心分析的基础上进行了工区低阻油层成因机理研究;最后针对研究区低阻储层识别的难点提出技术对策,建立了该区低阻油层判识标准,提出了多种低阻油层测井识别的辅助方法.研究表明,本区低阻油层的主要成因是目的层孔隙结构复杂及储层微孔率高、地层水矿化度高、黏土膜改善了含油地层的导电路径等.采用岩心物理实验和试油刻度与测井解释相结合的方法,可以有效提高低阻油层的判识精度.     

鄂尔多斯盆地超低渗透油层开发特征

鄂尔多斯盆地长8、长6超低渗储层石油资源潜力巨大,开发难度大.该类储层物性差,非均质性强.通过室内实验与现场试验研究,探讨了超低渗开发面临的主要问题:孔喉细小、孔隙结构复杂,排驱压力大;可动流体饱和度低;启动压力梯度大;应力敏感性强;非达西渗流特征明显;注水启动压力高,视吸水指数低,地层压力保持水平低,难以建立有效压力系统.由于传导能力差,注入水主要集中在井眼附近,使得地层压力增大,渗透率升高.生产特征是产量递减快、压力下降快,压力下降导致储层骨架发生塑性变形而造成孔隙减小、渗透率降低.