松辽盆地大安地区扶余油层致密砂岩油分布特征及控制因素

综合利用岩心、岩石薄片、恒速压汞测试及扫描电镜等资料,对松辽盆地大安地区扶余油层致密砂岩油的储集层特征、含油特征及其主控因素进行了研究。大安地区扶余油层含油特征表现为:1大面积(准)连续分布,局部"甜点"富集;2含油丰度低,致密油分布极其复杂;3含油级别以油浸—油斑为主,含油物性下限极低;4油水分异差,无统一油水界面。以上含油特征主要受控于研究区分流河道砂体的空间分布、储集层物性差异、孔喉结构及大小。分流河道砂体分布的边界即为致密砂岩油分布的外边界,致密砂岩油分布的非均质性受控于单期分流河道砂体及多期(或多支)分流河道砂体间的接触关系;物性差异控制了"甜点"的分布,进而控制了致密砂岩油的富集;孔喉结构及其大小控制致密砂岩油的油水分异程度,纳米级喉道系统控制了石油滞留成藏。图16表1参13     

姬塬油田长8油层组短期基准面旋回与储层成因分析

运用高分辨率层序地层学原理将鄂尔多斯盆地姬塬油田长8油层组三角洲前缘短期基准面旋回分为对称型和非对称型两大类。其中非对称型旋回包含向上变深和向上变浅2种类型,对称型旋回包含上升半旋回厚度大于下降半旋回厚度、上升半旋回厚度小于下降半旋回厚度和上升半旋回厚度近似等于下降半旋回厚度3种类型。长8油层组储集砂体按成因可分为水下分流河道、河口坝、复合式坝和远砂坝砂体四大类．水下分流河道砂体包含削截式和完整式2种类型．河口坝砂体包含孤立式和叠加式2种类型。复合式坝砂体为水下分流河道砂体直接叠加在河口坝砂体之上形成．它们明显受基准面升降引起的可容纳空间（A）和沉积物补给量（S）之间变化关系的影响。在基准面上升过程中,主要形成削截式和完整式水下分流河道砂体,前者A／S〈1,后者4／S〉1;在基准面下降过程中,主要形成孤立式、叠加式河口坝和远砂坝砂体．前者4／S〈l,后两者A／S〉1;在一个完整的基准面升降旋回中,如果既保留了短期基准面上升期的沉积,又保留了下降期的沉积,则形成复合式坝砂体。姬塬油田长8油层组属岩性油藏,搞清短期基准面旋回的变化规律及其对砂体的控制作用,预测水下分流河道、叠加式坝和河口坝等砂体将是下一步油气勘探的重点。     

南泥湾油田长6段砂体结构与含油性关系

研究南泥湾油田长6油藏砂体结构特征,确定有利含油砂体结构类型,有效帮助勘探与开发。从长6段沉积类型入手,依据测井曲线形态、砂体形成机理,对南泥湾油田北部长6段砂体平面展布特征进行刻画;研究发现该区长6砂体存在3种单砂体类型、3种复合砂体类型(连续叠置型、间隔叠置型、互层型)、3种横向叠置类型(相切式、分离式、对接式)。较好的油藏分布在单砂体较厚(钟型、漏斗型)的结构中,连续叠置型和侧向相切式砂体中易形成小规模油藏。     

鄂尔多斯盆地盘古梁地区长61储层宏观非均质性研究

盘古梁地区延长组长61储层发育于三角洲前缘,为低孔低渗储层.通过对储层层内韵律性、层间差异性、平面上砂体连续性、层间层内隔夹层的评价,认为盘古梁地区长61小层以正韵律为主,长612小层砂体以复合韵律形态为主,层内非均质性严重,层间非均质性较强.平面上河道砂体沿北东-南西方向展布,顺河道方向其连续性好,垂直河道延伸方向上...     

加深长2、长3油层认识利用滚动勘探开发技术寻找高效储量

鄂尔多斯盆地南部长2、长3油层主要集中在陕北地区，具有埋藏浅，物性较好，试油产量较高，经济效益明显等特点，但是这类油藏控制因素复杂，隐蔽性强，勘探难度较大。滚动勘探开发以精细沉积微相、局部构造、储层、油气聚集规律等研究为基础，总结出分流河道相是该区最主要的储集相带，分流河道砂体与局部构造的有机配合是油气聚集的有利场所，在普遍的低渗中存在局部的高渗区，这些高渗区是获得高产的理想地区；在实施过程中，依托出油或见显示井点，利用滚动勘探开发技术和方法，采用灵活多变的布井方式，在近几年的滚动勘探开发中，发现了谭南、塞413、塞422、塞423等含油区块，扩大了塞5、剖6等一批高效开发区的含油范围，为滚动勘探开发提供了有利的建产区块。     

冲积扇背景下的砂体沉积类型及优势储集砂体

依据测井、岩心资料,对准噶尔盆地西北缘乌尔禾油田百口泉组进行了砂体沉积类型划分.在冲积扇相-扇中、扇缘亚相背景下,研究区沉积物类型主要为筛状沉积、辫状河道沉积、片流沉积、泥石流沉积4种.辫状河道沉积呈明显的正韵律,具板状、槽状交错层理,富含油;筛状沉积呈微弱的反韵律,层理构造不发育,多为块状构造,含油级别较辫状河道低.在此认识基础上,明确了乌尔禾油田百口泉组地层储集砂体厚度分布特征,对优势储集砂体通过实例剖面进行了量化认定,最终确定优势储集砂体类型,优势储层为辫状河道砂体,筛状沉积为次要储层,泥石流沉积仅局部发育在东部WU7井一带,未见油气显示.在此优势储集砂体分布规律指导下部署钻探的13口评价井均在T1b2、T1b3段见到了良好的油气显示,有效指导了油田现场勘探开发.     

杨米涧-大路沟鼻褶群油藏投产评价

对鄂尔多斯盆地陕北斜坡中东部杨米涧～大路沟鼻褶群新14、塞39、G45-6区块成藏条件分析认为,这3个区块发育相对完整的西倾鼻隆背斜，砂体呈近南北向或北东向展布。Jy9砂体宽0．5～1．4km，长5.0km以上；Tc2砂体宽3-6km,长15km以上。储层具有中孔中渗或中孔低渗特征，油气显示良好。风险评估表明,油气成藏概率较大，并预测了含油面积和地质储量。实施效果证明这3个区块均为高产油藏。     

南泥湾油田W油区长2储层测井解释方法

长2油层组是南泥湾油田的重要含油层系之一,地层厚度100~150m,是一套以细粒长石为主的砂泥岩地层。油藏的分布主要受沉积相带与成岩后生作用控制,储层以分流河道砂体为主。油层钻遇不稳定,含水率高,具有低孔、低渗、低含油的特点,油、水层差异不明显。本文综合分析了长2储层的岩性、物性、含油性特征;研究了储层四性关系;对比试油数据总结了产油层与产水层的测井曲线特征和主要曲线的测井解释下限值。     

陇东地区长9油层组油藏控制因素分析及有利区预测

陇东地区长9油层组油藏以长91小层为主要含油层系,属超低渗储层。该区长9油层组油气成藏的控制因素主要有研究区地处凹陷中心、油源充足;沉积相带的展布决定了砂体分布,从而对油藏平面上的分布起到决定作用,油气主要富集于分流河道砂体中;高渗储层是形成高产富集区的基础的基础、储层砂体具有较高的电阻率的,反映出油层为优质储层,而且具有较高的试油产量,同时也严格受成岩作用的影响。     

三角洲前缘有利沉积相带储层非均质性及成因认识

储层非均质性是影响油气分布和后期挖掘剩余油的重要因素之一。综合利用测录井、岩心等资料,分析靖边油田新城区三角洲前缘有利沉积相带储层非均质变化规律及其影响因素。结果表明：长6段储层非均质主要表现为单砂体非均质和砂体结构非均质。单砂体非均质主要有正韵律和反韵律非均质,对应于水下分流河道和河口坝沉积微相;砂体结构非均质分为块状叠合箱型、叠合箱型、叠合椭圆型、叠合漏斗型等四种类型。砂体结构影响着油水分布,油藏主体以复合叠置砂体结构为主,边部为孤立性砂体,纵向上块状叠合箱型和叠合椭圆型含油性最好。储层非均质性的主要影响因素为沉积微相、成岩作用、基准面升降和构造作用。沉积作用导致砂体叠置样式和碎屑颗粒差异形成了复合砂体内部非均质性;成岩作用是引起单砂体内部非均质的主要原因;构造裂缝主要起渗流通道作用,增强了局部导流能力,使储层非均质性更加复杂;基准面旋回影响砂体叠置样式,进而影响储层垂向非均质性。储层非均质性研究可为油田合理开发提供参考建议。     

应用地化录井技术判别低电阻率油层

鄂尔多斯盆地三叠系延长组储集层为低渗透、特低渗透储集层.该盆地姬塬地区长2段、长4 5段地层由于受储集岩中黏土矿物赋存状态、层间水、束缚水含量和地层水矿化度等因素的影响,局部形成低电阻率油层,给常规录井、测井带来一定的困难.储集岩热解技术作为成熟的地化录井技术,在储集层含油性判别方面具有明显的优势,热解烃总量主要反映储集岩油气充注程度,是有效的储集岩含油性判别指标.应用地化录井技术,通过对实际资料进行分析,认为研究区长2段、长4 5段油层段储集岩热解烃总量大于10.0 mg/g,油水同层段储集岩热解烃总量为5.0～10.0 mg/g,含油水层段储集岩热解烃总量为2.5～5.0 mg/g,水层段储集岩热解烃总量小于2.5 mg/g.分析结果表明,应用该指标对低电阻率油藏的判别效果相对明显.     

姬塬地区长81亚油层组浅水型三角洲砂体结构及成因

鄂尔多斯盆地姬塬地区长8油层组为浅水三角洲沉积,其储层具有横向变化快、非均质性强的特征。为了更好地表征储层非均质性,预测储层甜点区的分布,基于岩心资料和测井资料,结合现代沉积分析,对鄂尔多斯盆地姬塬地区长8₁亚油层组的砂体结构特征、成因和分布规律进行了研究。结果表明：研究区长8₁亚油层组砂体结构类型主要有4种,即叠合箱型（包括块状叠合箱型和层状叠合箱型）、齿化钟型、孤立箱型和孤立指状,其中叠合箱型、齿化钟型均表现为多期分流河道砂体叠置,是研究区主要的含油砂体;砂体结构成因、类型及分布与古构造、古地貌、基准面旋回、物源供给和古气候等相关。结合鄱阳湖现代三角洲沉积特征分析表明,研究区砂体为分流河道沉积,具有垂向交错叠置、平面连片分布的特征,该认识对鄂尔多斯盆地延长组油气勘探与开发具有参考价值。     

顺宁油田低渗透砂岩储层沉积特征与控油因素

延长组长 2油层组为顺宁油田的主要产层,含油部分主要位于长 2¹油层,为典型的低渗透砂岩油层,由分流河道及分流间湾沉积组成,分流河道由北东向东南再向西南弯转,由主体、侧体及边部三部分组成,主体部分物性好,为油气主要聚集场所.长2^1-1油层分布广泛,含油厚度大,长2^1-2油层则分布局限,油层薄,二者同处一个油水系统,由主体向两侧由均匀-不均匀含油过渡到不均匀-斑状含油直至微含油.油水分布主要受相带、构造和砂体厚度等因素控制.     

鄂尔多斯盆地镇北地区三叠系延长组长3油层组储油砂体成因及成藏特征研究

通过对鄂尔多斯盆地镇北地区长3油藏储油砂体成因和成藏有利条件的分析,指出长3油层组的储油砂体主要有水下分流河道、河口坝以及河道与坝复合3类8种砂体;前缘沉积的储油砂体下伏深水泥岩、单斜背景上发育的鼻隆构造、局部地区缺失长3顶部的地层和周缘上覆的泥岩盖层等是本区有利的成藏条件;油藏以岩性控制为主、构造控制为辅,类型有2种即砂岩上倾尖灭型和透镜体型油藏,其中,透镜体油藏又分为3种,即鼻隆构造高部位砂岩透镜体、鼻隆侧翼砂岩透镜体和小幅向斜砂岩透镜体油藏。     

靖安油田盘古梁长6油藏流动单元的定量划分

以靖安油田盘古梁长6油藏为例,在沉积微相、储层综合定量分析评价基础上,选取储层厚度、孔隙度、渗透率、泥质含量、流动带指数、储层厚度与孔隙度乘积6个参数进行流动单元的划分。应用高分辨率层序地层学将长6油藏精细划分为15个小层,将所有砂体划分为E,G,M和P 4类流动单元。结果表明,盘古梁长6₁底部和盘古梁长6₂顶部是研究区盘古梁长6油层组的主力油层,各类流动单元与储层岩性、物性、沉积微相和产能具有很好的对应关系。此次流动单元划分的参数取值,综合评价函数与评价指标,能够真实客观地反映低渗、低孔、储层物性差、非均质性强等地质特征,符合该类储层流动单元评价划分的精度要求。     

鄂尔多斯盆地盐定地区三叠系延长组长2 油层组沉积相研究

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及其演化特征,并认为：长2 油层组早、中期（长23、长22）主要发育曲流河沉积,表现为垂向上河道砂体相互叠加,砂地比值高,平面上河道沉积广泛分布,泛滥平原沉积保存较少;晚期（长21）过渡为网状河沉积,河道砂体厚度变薄,地层砂地比变小,平面上河道呈网状分布,广泛发育河漫沼泽沉积。在沉积单元划分、对比的基础上,分析了4 个单元沉积微相的平面展布规律。     

赵凹油田安棚区深层系低渗致密砂岩储层特征

泌阳凹陷赵凹油田安棚区深层系主要指埋深大于3 000 m的核三下段,属扇三角洲沉积.岩芯描述和常规薄片、铸体薄片、扫描电镜、X-衍射分析及压汞资料研究表明,安棚深层系的岩石类型主要为岩屑砂岩、长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩.快速堆积,颗粒大小混杂,分选差,成分成熟度和结构成熟度低,是导致深层系砂岩低渗的基础条件;砂岩储层以扇三角洲前缘的水道砂和河口坝砂物性最好,席状砂次之;储层孔隙类型以次生溶孔和残余粒间孔为主,孔隙小,具两种孔隙介质,喉道细小且不均匀,孔喉分布状况差,结构复杂,为典型的特低孔特低渗储层;成岩作用,特别是压实作用和晚期碳酸盐胶结充填作用是影响储层微观非均质性和导致储层致密低渗的主要因素.     

鄂尔多斯盆地蟠龙油田长2油层沉积相特征及其控油规律

根据对蟠龙油田上百口井的单井相分析及数十口井化验分析资料的分析结果,该区三叠系延长组 长2储层岩性主要为一套浅灰色细粒长石砂岩和细-中粒长石砂岩,砂体主要为辫状河流相沉积。其中长 21油层亚组发育两条河道,长22油层亚组发育两条主河道和一条次级河道。控油规律分析表明,沉积相 对该区长2油藏的形成和油水分布具有一定的控制作用,但不是唯一控油因素。     

姬塬油田A区长6储层特征研究及开发效果评价

姬塬油田A区长6油藏位于鄂尔多斯盆地天环坳陷中-西部,为三角洲前缘水下分流河道沉积.发育长622、长631、长632三套含油砂体,单期砂体厚度薄(5～10 m),砂体呈北西南东向展布,砂体(油层)在纵向上、横向上连续性较差,且层间隔夹层多,属于长6超Ⅲ类油藏.2018年在该区开展小井距超前注水定向井试验,油藏整体开发效...     

赵石窑河道砂体储集特征

赵石窑河道砂体成分成熟度和结构成熟度均较低,岩屑和长石含量较高,泥质、硅质、铁质和碳酸盐为主要填隙物,经历了同生、埋藏和表生3个成岩阶段。粒度是造成储层岩性相孔渗性差异的主要原因,可识别出8种孔隙类型和大孔-中喉、大孔-细喉、中孔-细喉和微孔-微隙型Ⅳ种孔隙结构,孔隙结构及分布与粒度和填隙物密切相关。曲流点坝相中下部孔渗性最好,底部次之,顶部及边缘最差。