直罗油田长8储层宏观非均质性研究

通过对直罗油田长8油层组岩心、测井及测试资料统计分析,讨论了研究区长8储层宏观非均质性特征。研究结果表明：本区长8储层的层内、层间、平面非均质性较强,其变化规律主要受沉积相带的控制。层内非均质性主要受沉积韵律,夹层的影响;层间非均质性主要受储层性质和隔层的控制;平面非均质性与砂体的形态和连通性、砂体的接触关系联系紧密。     

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．     

直罗油田长6储层孔隙特征及其影响因素

在沉积相研究的基础上,根据铸体薄片、扫描电镜及物性资料观测的孔隙及成岩特征进行分析,探讨直罗油田比6储层的孔隙特征及其影响因素,明确储层储集性能的主要控制因素。直罗油田长6储层的孔隙类型以长石、岩屑、碳酸盐胶结物溶蚀产生的次生孔隙为主,微喉为其主要的渗流通道。该区主要的成岩作用为压实及压溶作用、胶结作用、溶蚀作用。沉积环境对储层有着先天性的控制作用,压实及压溶作用、胶结作用使储层原生孔隙迅速减少,储层物性变差,溶蚀作用改善了砂岩的孔隙结构,但程度并不大,最终导致本区长6储层低孔低渗的特点。     

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。     

鄂尔多斯盆地西区油田延长组长8储层特征及影响因素

通过岩心观察、测井及各类分析测试资料,对西区油田长8储层岩石学、孔隙结构和储层物性等特征进行了研究.结果表明:研究区延长组长8储层为典型的特低孔-特低渗储层,层内非均质性较强,主要呈强-中等非均质型;储层砂体为成分成熟度和结构成熟度都较低的岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩;储集空间主要为粒间孔和长石溶孔;孔隙结构类型以小孔中细喉型和小孔微细喉型为主;研究区长8储层物性受沉积微相、孔隙结构、成岩作用的共同影响;不同沉积微相储层的物性差异较大;成岩作用对储层物性的影响具有两面性,压实作用、胶结作用导致储层致密,物性变差;溶蚀作用与烃类充注改善了储层物性.     

鄂尔多斯盆地直罗油田延长组长6储层沉积相特征

通过岩心观察、岩矿特征分析和测井资料解释,对直罗地区长6储层沉积相进行了系统分析。研究认为该区主要发育陆相湖泊三角洲沉积体系,主要储集砂体为三角洲水下分流河道砂体和河口坝砂体,其砂体展布受双重物源控制,呈东北-西南向展布。主要有利储层分布在长6层下部的长63和长62段,对于指导该区下步石油勘探具有重要的意义。     

鄂尔多斯盆地英旺油田长8储层非均质性研究

通过岩心分析、压汞试验等方法研究了英旺油田延长组长8储层的非均质特征,认为本区长8储层的层内、层间和平面非均质性及微观非均质性均比较强,其变化规律主要受沉积相带的控制,层内非均质性主要受沉积韵律和层内夹层影响,层间非均质性取决于层间隔层展布和储层性质变化,平面非均质性与砂体形态及接触关系密切相关.     

鄂尔多斯盆地陇东地区长8段储层特征及成岩相定量研究

综合铸体薄片、物性特征、岩心相等资料,系统分析了鄂尔多斯盆地陇东地区长8段油层组的储层特征,并以此为指导进行成岩相类型的划分;在此基础上优选出有利成岩相,以优势成岩相为主要依据,对区内有利储层成岩相带分布规律进行预测。结果表明,受成岩作用影响,研究区长8段储层可划分出4类成岩相,分别为杂基充填相(致密非储层)、碳酸盐胶结相(致密非储层)、绿泥石膜相(优质储层)和溶蚀相(相对优质储层)。孔隙演化规律的定量分析结果进一步优选出绿泥石膜相为研究区最有利成岩相。此外,平面成岩相分布规律研究表明,研究区有利成岩相带在平面上连续性好,分布区域较广,整体呈条带状分布于西北部环县地区和东南部合水地区,是优质储层发育的主要区域。     

鄂尔多斯盆地南212井区长62致密砂岩储层特征及其影响因素

为了明晰鄂尔多斯盆地南212井区延长组长6₂致密砂岩储层特征及其影响因素,综合铸体薄片鉴定、扫描电镜观察、高压压汞、核磁共振、X-衍射等分析测试资料,对储层岩石学、物性、孔隙结构特征、成岩作用及储层物性的控制因素进行研究。研究表明：研究区长6₂储层主要为长石砂岩和少量岩屑长石砂岩,为低孔—特低孔、特低渗储层,孔隙类型以粒间孔、长石溶孔为主,孔隙组合类型主要为溶蚀孔-粒间孔型,孔隙结构分为大孔-细喉型、中孔-微细喉型以及小孔-微喉型3种类型,中孔-微细喉型最为发育;成岩作用主要为压实压溶作用、胶结作用和溶蚀作用;储层物性受沉积环境与成岩作用的共同影响,在分流河道储层物性好,储层单砂体厚度越大,物性越好;压实压溶作用和胶结作用均对储层物性起破坏性作用,溶蚀作用对储层具有建设性作用。     

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.     

鄂尔多斯盆地姬塬地区长8油源分析

长8油层组是鄂尔多斯盆地姬塬地区最为有利的油气聚集层位之一,本文分析了姬塬地区长8油藏的甾萜烷生物标志化合物特征,探讨了原油成因,并进行油源对比。研究结果表明,原油δ13CPDB值介于-31.11%～-31.57%,与盆地中生界各产层湖相油型油一致。藿烷以C30藿烷占优势,位于北东运聚带上的原油含较高的C29藿烷,18a（H）-30-降新藿烷（C29Ts）次之,重排藿烷和伽马蜡烷含量较低;位于南西运聚区带上的原油C30重排藿烷相对丰度较高,C30重排藿烷与C29降藿烷的比值高（〉1.0）。甾烷中：规则甾烷含量高,含一定量的孕甾烷、升孕甾烷和重排甾烷,aβ和βa构型甾烷丰富,aaa-20R构型甾烷呈不对称＂V＂型分布。油源对比显示,姬塬地区长8油藏的原油形成于弱还原-弱氧化,淡水,微咸水环境,主要来自于长7油层组烃源岩。     

鄂尔多斯盆地长7地层油页岩含油率预测

油页岩的含油率是油页岩工业品质评价中最重要的参数之一,其计算的准确与否直接关系到炼油适宜性的有效确定。鉴于岩心测试成本较高、且不连续等因素,本文充分利用测井资料和含油率室内化验分析资料,在含油率化验分析资料归位的基础上利用现代数理统计方法优选了含油率的敏感性测井参数,采用BP非线性神经网络技术构建了研究区的含油率多测井参数预测模型。含油率预测结果表明,该法能够较好地对研究区内的油页岩含油率进行有效预测,可有效弥补实验室测样的不足,并为利用研究区测井资料进行油页岩工业评价提供了依据。     

鄂尔多斯盆地铁边城地区长2油层组剩余油模拟

为了实现油田增储上产及老井挖潜的目标,提升剩余油资源开发潜力,通过岩心、薄片、电镜、物性、模拟方法系统的研究了鄂尔多斯盆地西北部姬塬油田铁边城地区长2段主力油层的剩余油分布特征。研究显示,长2₁^3-2和长2₁^3-3小层为主力产油层,平均厚度分别为12.2 m及11.1 m。目的层砂岩储层的孔隙度通常介于12%～18%,渗透率则通常低于8 mD。根据相控原则,建立了主力产层的物理属性模型及流体模型;进而,开展了剩余油分布数值模拟研究。通过基于实测产水及产油量约束的历史生产曲线拟合,获得了剩余油的纵横向分布结果。研究显示,剩余油分布受砂体边界、物性差异及注采关系的影响。剩余油整体上成片分布;但是,受油藏物性差异的影响,注水多呈不均匀受效,因而造成局部剩余油富集。剩余油主要分布在砂体边界处,这些区域无井网控制,因而水驱程度低,剩余油分布较多。受长期注采的影响,井间会形成高渗区,这些其余类似高速通道,会发生快速水淹,其周边则形成剩余油滞留区。可见,剩余油富集明显受微相、物性、注水及井网因素的控制。     

鄂尔多斯盆地东南部延长组长7页岩气储层裂缝特征及其控制因素

鄂尔多斯盆地三叠系延长组发育多套富含有机质泥页岩,勘探实践表明页岩气勘探前景良好。裂缝研究是页岩气勘探开发研究的重要内容,其对页岩气勘探选区、压力造缝等具有指导作用。笔者通过野外地质调查、岩心观察、铸体薄片等手段,对鄂尔多斯盆地东南部三叠系延长组长7段裂缝特征进行了研究,分析了裂缝控制因素。分析了研究区三种不同尺度的裂缝：露头节理（裂缝）、岩心裂缝、微裂缝。研究结果表明,有机质丰度、矿物成分、岩性是裂缝发育的控制因素。     

鄂尔多斯盆地劳山油田W110井区长6储层敏感性分析

针对劳山油田W110井区长6储层低孔、特低渗的特征,通过系统的岩心流动实验,评价了储层敏感程度。研究结果表明:W110井区长6储层整体存在中等盐敏、中等偏弱酸敏和弱水敏、强碱敏和无速敏的特征。储层敏感性相对较弱,对研究区开采影响较大的为酸敏和碱敏,中等偏弱的酸敏使得研究区可适当进行酸化改造,强碱敏导致在注入液时需注意注入液pH值对储层的伤害。     

鄂尔多斯盆地富黄地区三叠系长6组储层物性影响因素研究

通过研究区内大量铸体薄片及物性资料分析,对鄂尔多斯盆地富黄探区长6油层组储层的孔隙类型、岩石学特征、孔渗特征及孔隙结构进行深入研究,分析储层储集性能的主要影响因素。结果表明,富黄探区长6储层整体具有成分成熟度偏低,结构成熟度低的岩石学特点。长6储层岩性主要为浅灰色、灰色中～厚层细粒长石砂岩为主,含少量岩屑质长石砂岩,小孔是主要的油气储集空间,细喉则是长6的基本渗流通道,为典型超低孔、超低渗储集层。胶结类型主要为孔隙式,次为薄膜孔隙式和压嵌～孔隙式,还有基底～孔隙式、基底式。长6储集层的物性主控因素主要包括:沉积微相、砂岩物质成分、压实和压溶作用、溶蚀作用及后期裂缝。其中储集砂体所处的沉积环境是影响该区储层物性最主要的因素。     

鄂尔多斯盆地蒲家沟油区长7超低渗透油层开发实践与初步认识

蒲家沟油区长7储层平均渗透率为0.44×10^-3 μm2,平均孔隙度为9.2％,属特低孔超低渗油田.储层物性差,油藏压力低,开发初期单井产量低、递减快、开发初期效果较差.针对油田开发过程中出现的主要问题,在油藏地质研究基础上,通过岩心观察、裂缝监测资料加深了超低渗储层的地质认识,并结合现场开发实践,运用井网、压裂设计、同步注水等优化措施,实现了较好的开发效果,取得了一定的经济效益和社会效益,积累了丰富的现场经验,为该区下一步开发奠定了坚实的基础.     

麻黄山西区块长6~2油层组沉积相研究

通过对研究区内岩心的岩石相特征、沉积构造、录井资料以及电测曲线的综合认识,结合连井地层的对比,对麻黄山西区块长62小层的沉积相类型以及砂体展布特征进行了系统的研究:认为长62小层为三角洲前缘沉积,识别出5中沉积微相;其中水下分流河道和河口坝微相是研究区储集砂体的主要沉积类型,并确定了长62油层组沉积微相的平面展布,为储层有利区块预测奠定了基础。