白豹地区延长组长3储层的成岩作用与成岩相

目的 探讨砂岩成岩作用阶段划分、成岩作用类型及其对储层的影响.方法 根据铸体薄片、扫描电镜、X衍射、包裹体测温和镜煤反射率对储层进行综合分析和研究.结果 鄂尔多斯盆地白豹地区的长3砂岩储层处于中成岩A期阶段,主要的成岩作用有压实作用、胶结作用和溶蚀作用,它们对储层孔隙结构具有很强烈的影响作用.结论 强烈的压实作用和胶结作用使该区砂岩成为致密型储层,但早成岩阶段形成的绿泥石膜保护了一些砂岩的原生孔隙,从而使长3绿泥石胶结相储层中发育残余孔隙;晚成岩A期强烈的溶蚀作用使高岭石胶结相储层中发育溶蚀孔隙,从而在储层中形成孔隙发育带,构成了油气聚集的必要空间.     

陵二西区三间房组油藏储层动用状况分析

目的 研究丘陵油田陵二西区三间房组油藏储层动用状况的影响因素.方法 利用油田的动静态资料、测井资料、录井资料等进行综合分析.结果 一般注采比越高,储层动用程度也越高;平面上砂体分布面积广、连片性好、钻遇率高的小层动用较好,反之则较差;辫状河道沉积的砂体动用程度好于溢岸沉积的砂体;剖面上的动用程度与沉积的旋回性及韵律性有关,一般正韵律的储层动用程度较差,复合韵律的储层动用程度较好,并且随着时间的推移动用好的小层会越来越好,动用差的小层会越来越差;渗透率大小较其非均质程度对储层动用控制作用更为明显,但当渗透率接近时,渗透率的非均质程度对流体渗流才会起到明显的影响;但也有相反的情况,还有待于进一步研究.结论 研究例区储层动用程度的好坏与多种因素有关.     

河流相储层构型及其对油水分布的控制

针对传统的小层平面图油水分布复杂,难以掌握其分布规律的现象,以孤岛油田馆上段河流相储层为例,对储层构型研究与传统沉积微相研究进行了对比,通过储层构型要素分析法建立了精细的单一成因砂体级别的储层剖面及平面构型,并以单砂层为单位作主力层的小层平面图,分析了储层构型对油水分布的控制作用.研究表明,储层构型研究在垂向及平面上的研究尺度均比传统沉积微相研究更加精细,建立精细的储层构型的关键是识别单一成因砂体,尤其是对单一河道砂体的识别,将直接影响剖面及平面构型的精准度.储层构型要素的空间展布及平面配置结构直接控制着油水分布.层状油气藏可以存在多个油水界面,在内含油边界以上通常形成"满注"型油藏;在内、外含油边界之间,多形成大片水层中夹透镜状或条带状分布的"水包油"型油气藏.     

加压时间对储层岩心渗透率的影响

目前储层应力敏感性研究仅限于有效覆压对渗透率的影响,忽略了加压时间对岩石变形的作用.在高压孔渗仪上用拟三轴岩心夹持器和天然岩心,考察了加压时间对岩石渗透率的影响,提出并计算了单位覆压下渗透率绝对变化速率和相对变化速率.结果表明,岩石变形或渗透率变化与时间有关,渗透率随加压时间的延长而降低.在加压初期渗透率变化幅度较大,随着时间的延长,渗透率变化逐渐变缓;幂函数在总体趋势上能拟合渗透率随时间的变化,其拟合误差在工程应用的合理范围内;基础渗透率大于4.6×10-3 μm2的岩心,渗透率下降主要发生在4 h内;渗透率绝对变化速率随时间的延长而降低;渗透率绝对变化速率和相对变化速率与岩石物性有关,岩心基础渗透率越高,渗透率绝对变化速率越大,相对变化速率越小.渗透率相对变化速率的建立,为储层应力敏感性评价提供了一个新的定量参数.     

松辽盆地南部新立油田泉三、四段薄互层储层预测研究

根据松辽盆地南部新立油田泉头组的地质特征,在三维地震资料叠后处理提高剖面品质的基础上,有针对性地运用小波分频处理、测井曲线重构技术、非线性高精度薄砂体预测技术,对泉三、四段薄互层河道砂岩储层展开了地震反演预测工作．结果表明,厚度在3m以上的薄储层均能识别,钻井符合率达74．8％．     

气藏水束缚堵塞规律的研究

水束缚堵塞是导致气藏储层损害的一个主要因素。结合逾渗理论和有效介质理论,采用威布尔分布作为孔喉分布函数,建立了计算气藏水束缚堵塞严重程度的模型,并编制了相应的计算软件。计算结果表明,气藏含水饱和度的增加导致气相有效渗透率的急剧降低,当网络的含水饱和度由6．9％增至26．64％时,气相的有效渗透率下降了37.52％。这对于揭示现场实际气藏水束缚堵塞损害机理以及高效开发和保护气藏具有一定的指导意义。     

微区原位测温技术建立储层填隙物成岩演化序列——以鄂尔多斯盆地陇东地区长8为例

为研究长8储层填隙物的演化过程,通过铸体薄片、扫描电镜、碳氧同位素、激光拉曼、电子探针等分析技术,对陇东地区长8储层中的绿泥石、伊利石和碳酸盐胶结物3种填隙物进行了微区原位测温分析,确定出绿泥石、伊利石、碳酸盐胶结物的形成温度,定量地分析了长8储层填隙物成岩序列。研究表明：长8储层主要发育绿泥石、伊利石、高岭石、硅质及碳酸盐胶结物5种填隙物类型,填隙物含量存在明显差异性。陇东地区长8储层填隙物充填顺序为：Ⅰ期绿泥石环边→Ⅰ期碳酸盐胶结→Ⅰ期自生石英→高岭石+Ⅱ期自生石英→Ⅰ期伊利石→Ⅱ期绿泥石+Ⅱ期伊利石+Ⅱ期碳酸盐→Ⅲ期自生石英→Ⅲ期伊利石→Ⅲ期碳酸盐→Ⅲ期绿泥石。     

孤岛油田Ng_3~3层不同渗透率储层驱油特征

馆３－６砂层组为孤岛油田的主要开发层系,属河流相正韵律沉积。该油田经过二十余年的开发已进入高含水期。本文利用微观可视化模拟技术研究了孤岛油田Ｎｇ３３层不同渗透率储层的驱油特征、特殊孔隙结构对驱油特征的影响以及水驱残余油分布特征,并对造成这种差别的原因进行了较为深入的分析和研究。     

基于微地震事件点的SRV拟合方法比较研究

针对噪声影响下基于微地震事件点的改造体积（SRV）计算不准确的问题,开展了微地震事件SRV拟合算法研究。采用三维水力压裂模型来模拟主裂缝扩展和压裂液由裂缝向基质扩散的过程,依据断裂准则和临界孔隙压力来判断所引发的微地震事件,进而得到水力压裂SRV。基于异常点概念,采用各算法拟合去异常点前、后的微地震事件点集,进而得到相应的SRV,并与水力压裂模拟求得的SRV对比。结果表明,异常点处理可以降低噪声对3种拟合算法计算SRV的影响;面元算法虽然较为保守,但微地震事件SRV与水力压裂SRV相差不大,且具有较好的稳定性和抗噪性;三维狄洛尼三角剖分和最小体积覆盖椭球两种算法所得的微地震事件拟合SRV虽然与水力压裂SRV误差相对较大,但这两种方法不仅从数学领域清楚地划分了微地震活动区域,且提供了更详细、更定量化的SRV几何结构。     

塔中隆起奥陶系储层与油源断裂复合控藏模式

基于现有油、气、水勘探成果及储层、断裂资料,利用常规测井、地震、地化及数理统计等多种方法,对塔中隆起奥陶系油气分布及成藏特征开展研究。结果表明,奥陶系储层以礁滩沉积为基础,发育大量溶蚀孔洞及裂缝,控制了油气相对高孔渗富集。储层孔隙度和渗透率越大,与围岩之间的毛细管力差就越大,含油气概率越大、含油饱和度越高,存在油气富集的临界毛细管力（2.5 MPa）。奥陶系油源断裂交汇处为油气优先充注点,控制了油气的近源富集。距离充注点越远,油气充注强度越小,油气产能越低,油气地球化学性质规律性变化,存在油气富集的临界距离（距充注点20 km）。在储层和油源断裂联合控制下,塔中隆起奥陶系油气富集呈"近充注点-相对高孔"的地质模式,于充注点近端的高孔渗储层内优先成藏。