双河西区油藏地质与成藏模式分析

通过运用储层地质学,沉积学及岩石矿物学等知识,结合志丹油田双河区延长组长2、长6油藏开发地质中的实际问题,通过油藏地质综合分析了双河西区成藏影响因素,并在此基础上给出了结论,对以后开发和储层改造提供依据。     

天山南地区碳酸盐岩成藏因素分析

天山南地区油气资源丰富、南北供烃、两相烃源,油气资源以凝析气和气层气为主,后为常规油。该地区分为海相、陆相两种油源,油气主要由该区北部的库车前陆变形带三叠-侏罗系泥岩烃源岩区、南部满加尔坳陷的寒武-奥陶系下统的碳酸盐岩烃源岩区产出。以天山南地区中两大类烃源岩储层中的碳酸盐岩储层为主要研究对象,以确定碳酸盐岩成藏条件为目标。综合运用地质,测井等方面的数据资料,以石油地质学、油气成藏地质学、构造地质学、测井方法等理论为指导方向,对天山南地区碳酸盐岩成藏条件进行系统的分析。     

曲堤油田油气成藏控制因素分析

曲堤油田为惠民凹陷重要的老油田,为有效地指导勘探,对曲堤油田进行了解剖。通过对构造条件、储层条件、输导条件、生储盖组合及构造配置等综合分析认为曲堤油田油气成藏主控因素为:有利的储盖组合控制了油气的富集层系;断层与砂体的配制控制了油气的富集成藏样式;宏观构造控制了油气的聚集。     

靖边油田大阳湾延9储层特征及油气分布和规律研究

靖边油田大阳湾区位于陕西省靖边县东坑乡境内,距靖边县城约30km,由北部的大阳湾区和南部的嶆崾涧区组成,延安组延91、延92油藏为本油田的主力油藏。靖边油田大阳湾区为低孔、低渗、低丰度、微含硫轻质常规油中型油田,为边、底水综合驱动的构造-岩性油藏,储层岩性、物性、含油性之间有较好的对应关系。通过对该区块储层岩性、物性、沉积相和储层分布特征的研究,为有利储层的预测和评价提供了重要依据。     

陕北甘谷驿油田T90井区长6成藏控制因素分析

重点探讨了甘谷驿油田唐90井区三叠系延长组长6储层,通过调研大量的试油、岩心、测井、钻井资料并结合石油地质学、沉积学等理论,阐述了这一区域的储层特征、沉积体系特点与控制因素,进一步分析了油气富集成藏的控制因素。     

延长东区本溪组气藏主控因素

在前人研究的基础上,以沉积学、天然气地质学、油气成藏地质学等理论作为依据,收录了研究区一百余口井的地质录井、测井资料以及物性分析、试气等资料,在对本溪组沉积特征、成岩作用、储层物性、微观孔隙结构等方面研究的基础上,分析并归纳了储层的控制因素。研究结果表明:本溪组气藏属于典型的岩性气藏,沉积特征与成岩作用控制的岩性差异是气藏富集的主控因素,对储层物性的好坏和气藏产能大小起到了决定性的作用;鼻状构造等因素对其油气的分布富集有一定的控制作用。     

桩海地区下第三系油气富集规律研究

桩海地区下第三系沙河街组成藏条件有利,但油气藏成藏规律和控藏因素复杂。在精细构造、地层分布研究基础上,详细分析了研究区的油源条件、储层条件、保存条件,总结了三类主要的油气藏类型及分布规律,指出了研究区的油气富集规律。油气成藏受构造和岩性的双重控制,邻近基底大断层附近油气富集,而岩性控制储层分布,决定油气富集程度。     

南泥湾油田刘台区长6油层成藏条件分析

本文对南泥湾油田刘台区延长组长6油层油气成藏条件进行了研究,通过对区域沉积背景、储层特征、圈闭及油藏类型进行分析,得出了刘台区长6油层属典型的低渗—超低渗储层,油气富集主要受物性、岩性及岩相等因素影响。有利的沉积相带和储层物性共同控制了长6油藏的油气分布。     

八面河地区古潜山基本成藏条件分析

本文以八面河油田奥陶系潜山为重点,对潜山储层类型、成因配置进行分析,认为古潜山良好储层发育于奥陶系风化壳顶面以下61米地层之内;并按成藏因素分类建立了潜山成藏模式,指出八面河地区潜山勘探的有利区。     

应用裂缝分析与油气检测技术预测芦草沟组云质岩储层

三塘湖盆地马朗凹陷芦草沟组云质岩油藏属于自生自储式源岩油藏,储层基质孔隙度2-7%,渗透率<0.05mD,属于非常规致密油藏。主要以多口出油井储层研究为基础,充分利用现有的钻井、测井资料和地震数据,井震结合寻找储层敏感性地震参数。根据裂缝检测理论和油气检测理论,运用裂缝分析和烃类检测分析等方法,对芦草沟组云质岩非常规储层进行综合预测。理清了裂缝有利发育部位与烃类检测有利区叠合部位即为有利储层的分布区。     

下寺湾油田泉54井区长2油藏储层特征及成藏主控因素研究

在系统收集和整理下寺湾泉54区块长2储层资料的基础上,利用大量的分析化验资料,通过对储层沉积特征、岩石学特征、物性特征、孔喉特征、生储盖特征、油藏特征及成藏主控因素的分析,表明该区块属于三角洲前缘亚相沉积,储层具低孔特低渗特点;具有良好的生储盖组合,油气成藏主要受沉积微相和鼻隆构造或构造相对高部位控制.     

直罗油田马莲沟区延长组长2储层特征及影响因素分析

运用储层地质学理论,结合铸体薄片、扫描电镜、物性、孔隙结构等资料分析,对直罗油田马莲沟区长2油层组储层的岩右学特征、孔渗特征、孔隙结构特征及类型等进行研究,并分析影响储层储集性能的主要因素。结果表明,直罗油田马莲沟区延长组长2段为三角洲前缘亚相沉积,长2段储层的岩石类型为长石细砂岩,碎屑颗粒以长石为主;填隙物成分主要为自生矿物;储层的孔隙结构类型以小孔细喉型为主;属中低孔、特低渗储层。沉积微相、成岩作用程度、储层孔隙结构类型以及微裂隙的发育是影响储层物性的主要因素。     

直罗油田三叠系延长组长8石油地质特征

对直罗油田三叠系延长组长8石油地质特征进行研究,通过其沉积特征、旋回特征、物源分析及储层特征综合评价得出,该区直罗油田长8期为湖泊三角洲沉积体系,主要发育三角洲前缘亚相,水下分流河道为最有利的沉积微相。依据沉积旋回特征和它的标志层,将长8层细分为长81和长82两个小层,且研究区物源来自于北东方向。储层岩性以细粒长石砂岩为主。长8储层孔隙类型以粒间孔为主,溶孔次之。     

扶余油田泉四段剩余油分布规律及挖潜有利区带预测

针对扶余油田泉四段储层地质研究现状及不足,综合利用地震、测井、钻井、化验分析资料,以储层地质学及沉积岩石学为指导,首先开展小层划分与对比、沉积微相、微构造、储层特征等方面的基础工作,并在此基础上进行剩余油分布规律研究并预测了有利挖潜区带。研究表明研究区泉四段可划分为13个小层,主要储集砂体为三角洲平原分支河道和三角洲前缘水下分支河道,储层经历了机械压实、胶结等成岩作用,次生孔隙不发育,总体上属于中孔-中渗性储层。沉积微相展布及储层的岩性、物性、非均质性是研究区泉四段剩余油分布的主控因素,正向微构造,断阶及河道侧翼等区域剩余油潜力较大,I类潜力区是下一步挖潜工作的重点区域。     

鄂尔多斯盆地中部ZC油田长2储层非均质及四性关系研究

对ZC油田x井区长2段储层进行了精细研究。结果表明:研究区为平缓单斜构造,局部发育鼻状隆起;主要岩性为细砂岩;层内非均质性不强,层间非均质性很强,平面非均质性不强;四性关系相关性较好。     

子洲油田石宅河区长6油层组沉积微相研究

结合子洲油田石宅河区录、测井资料以及地层岩性、粒度、沉积构造等相标志,分析了该区延长组长6油层沉积微相特征。结果表明,长6油层组属三角洲平原亚相,其中包括分流河道、决口扇、分流河道间微相。同时对长6油层组各小层沉积微相的时空展布特点进行分析,认为油气聚集受沉积做相控制,分流河道微相为K6油层组良好的储集层,是研究区油气开发的方向。     

图像粒度法和激光粒度法在长6油层中粒度检测方法适用性研究

研究碎屑沉积和碎屑岩的粒度大小和各种粒级的分布特征的方法称为粒度分析。粒度分析是判别沉积环境和水动力条件的重要物理标志,而且对碎屑岩系油气储层评价也极为重要[3]。选取适合勘探区域内储层特征的粒度分析方法,方能更好地为油田勘探以及后续的开发生产提供更准确的信息。目前,长庆油田和延长油田在研究＂三低＂储层（低孔、低渗、低产）的物性时,实验室粒度分析主要依靠图像粒度法和激光粒度法。本文以鄂尔多斯盆地坪桥区北部为研究区块,就上述两种检测方法在陕北斜坡中部长6油层中的适应性展开讨论。     

吴起胜利山区低阻油层的成因分析及测井识别方法

吴起胜利山区长6油层组电阻率接近临近水层,常规测井识别方法已难以将其有效区分。本文收集了大量的研究区测井资料和地质资料,绘制并分析了相关成果图,以岩心分析化验数据为佐证,将该区低阻油层成因界定为储层物性变差、孔隙结构复杂、黏土矿物和高伽玛物质的影响。适合本地区的测井识别方法是交会图法和重叠图法。     

油田采收率的影响因素分析

从深化油藏地质认识,指导油田开发调整入手,采用多学科集成化研究技术手段,开展精细油藏描述工作,有效指导油田开发调整挖潜工作.要坚持“精细挖潜,综合调整”的思路,以精细油藏描述为基础,以精细数值模拟为手段,结合油田监测资料,认真进行油田采收率的影响因素分析,使得在开发过程中人们对油气藏可采用合适的部署和有效的工艺措施,促使油气藏固有的地质特性得到改造,从而使油气藏的采收率得到提高.     

鄂尔多斯盆地长7储层宏观非均质性研究

鄂尔多斯盆地XX油田长7储层为三角洲沉积体系中的三角洲前缘亚相沉积,沉积相控制储层物性及非均质性。为了揭示长7储层宏观非均质性,本文运用统计学方法对区内储层层内韵律性、层间差异性和平面上砂体连续性进行研究,认为鄂尔多斯盆地XX油田长7层段平面非均质性较强,层间非均质性较强,层内非均质性以强非均质性为主。