江汉盆地拖市地区新沟嘴组下段Ⅲ油组湖泊风暴沉积研究

依据粒度特征和沉积构造特征,在拖市地区新沟嘴组下段Ⅲ油组中发现了湖泊风暴沉积的证据,其垂向层序自下而上分为凝聚层段(凝聚粒序层)、平行层理段、丘状交错层理段、波纹状交错层理段和具水平层理泥岩段等5段,各段形成于不同沉积背景.拖市地区新沟嘴组下段Ⅲ油组发育典型的湖泊风暴沉积,这一认识为滩坝砂体沉积的成因提供了新线索.     

新沟地区新沟嘴组烃源岩热演化特征及意义

通过有机地球化学分析方法,对岩石的热解Tmax值、孢粉颜色、生物标志化合物成熟度和镜质体反射率等参数进行分析测定,系统地分析研究了新沟地区主力烃源岩的热演化程度,结果表明新沟地区烃源岩主要分布于未成熟-低成熟区间范围,烃源岩镜质体反射率值也分布于0.5%~0.6%,烃源岩均处于低成熟阶段,只能生成低成熟原油。研究还发现,本地新一区、新二区所产出的原油均为低成熟-成熟油,意味着新沟地区具有双重油源。     

新沟油田新沟嘴组层序地层特征

新沟油田以古近系新下Ⅱ油组中三套泥质灰岩、泥晶白云岩储层为主力勘探层,油气显示较为丰富,但层序地层发育特征及其对油气分布的影响不明。采用盐韵律测录井、地震响应特征分析和曲线频谱趋势属性分析技术两种方法,重新划分新下Ⅱ油组层序地层。研究区新下Ⅱ油组地层划分5个四级层序和多个准层序;通过曲线频谱趋势属性分析技术能够较好的应用于盐湖盆地层序地层划分,实现层序划分的自动化。     

新沟嘴组油藏细分压裂提高采收率研究

新沟嘴组油藏是江汉盆地第二大含油层系,资源量丰富.但其低孔低渗的油藏特征,导致开发手段有限,开发效果偏差.利用油藏工程与数学统计分析结合的方法,对开发中存在的潜力点进行分析,挖潜老油田剩余油分布特征.同时,利用全支撑压裂工艺技术,形成了一种适合低渗透薄互层油藏在高含水开发阶段有效提高采收率的方法.     

长岭气田登娄库组沉积微相研究

利用现有岩芯资料、测井资料和地震资料,对沉积相标志进行综合研究,认为登娄库组沉积属于三角洲沉积体系,亚相类型属于三角洲平原亚相,主要发育分支河道、分支河道间、天然堤、决口扇共四种微相,其中分支河道广泛发育,是最重要的储层微相类型。     

新沟嘴组低渗透油藏改善水驱开发效果研究

新沟嘴组低渗透油藏早期大多采取多层小规模笼统合压,储层平面及纵向改造极不充分,整体动用程度较低。优选老新油田,通过统计分析井温测试等动静态资料,精细描述剩余油分布规律,在注采井网优化的基础上,借助先进的压裂工艺,对动用不充分的储层实施针对性改造,取得了一定成果,同时提出了低渗透油藏高含水开发阶段"细分层全支撑压裂工艺"提液增油的新思路。     

江陵凹陷新沟嘴组深井压裂工艺技术研究

针对江陵凹陷新沟嘴组深井地层温度高、应力高、施工压力高等导致的压裂改造困难等问题,选用先进射孔弹复射孔,优化压裂管柱组合降低摩阻,优化液体配方适应储层及精选支撑剂组合匹配裂缝系统,前置酸降低破裂压力,多级粉陶段塞打磨降低近井裂缝弯曲摩阻,提高压裂设备等级等措施,加大了深井的改造强度,提高了泄油面积,取得了一定压裂效果。     

沔阳凹陷新沟嘴组下段油气分布规律研究

江汉盆地沔阳凹陷新沟嘴组下段油气在纵向上主要分布于新沟嘴组下段层序的低位体系域 ;在平面上主要分布于三角洲前缘远端距离成熟烃源岩体最近的鼻状隆起带内 ;在成因上主要分布于侧向排烃为主、发育封闭型盖层的地区。杨林尾断阶带西南部周家湾断鼻群是勘探最有利地区。     

新沟嘴组油藏注入水伤害分析及对策研究

新沟嘴组油藏为多种敏感性并存储层,普遍表现为中等偏强水敏、中等偏强酸敏。研究新沟嘴组注入水水质指标,从储层敏感性以及悬浮物、细菌和总铁含量等方面展开注入水对储层伤害的分析,并提出三项对策:控制注入水流速与矿化度;控制悬浮物含量及颗粒直径;采取有效杀菌技术特别是电解杀菌技术。     

二氧化碳助排在新沟嘴组油藏中的应用

针对江汉油区特低渗油藏地层能量下降大,地层亏空严重,在实施酸化、压裂等大型措施后残液难以返排的难题,进行了二氧化碳前置助排技术研究。在酸化或压裂前注入液态的二氧化碳,利用混相与溶解气作用,达到补充地层能量和提高措施后返排效果的目的。通过理论研究,选择一批油井进行现场试验,优化二氧化碳前置助排的施工方案和选井条件,为该技术的进一步应用提供参考。     

江汉盆地新沟嘴组储层物性特征及其控制因素

古近系新沟嘴组是江汉盆地重要的含油层系,具有丰富的油气资源.但新沟嘴组地层受沉积时间长、地层埋深等客观地质条件影响,砂岩储层物性普遍较差,低孔低渗特征明显,储量动用难度大,因此低渗透储层的形成机理和优质储层的分布规律研究已成为制约新沟嘴组勘探开发的关键问题.本文依托岩心物性分析、薄片鉴定等测试分析资料,探讨了江汉盆地新...     

松辽盆地南部海坨子地区萨尔图油层—砂组沉积微相特征

综合利用岩心,录井,测井,地震及粒度分析资料,采用沉积学,地震地层学方法,阐述了松辽盆地南部海坨子地区萨科油层－砂组沉积微相特征,沉积相以湖泊相和重力流相米,湖泊相主要为浅湖亚相,其微相类型有浅湖混合坪,泥坪及砂坪微相,以混合坪为主。重力流相识别出重力流水道和重力流扇２种沉积微相。重力流相发育区为本区油气藏形成的有利部位。     

江汉盆地新沟嘴组泥质白云岩储集特征及勘探潜力

江汉盆地新沟嘴组Ex下II油组主要为泥质白云岩,主要储集空间为晶间孔、粒间孔和溶蚀孔,裂缝提供主要的渗流通道;孔隙度平均13.6%,纵向上Ⅱ2层段孔隙发育相对较好;渗透率平均0.2md,为中-低孔、超低渗储层。综合运用录井、测井、试油试采及压汞资料,将泥质白云岩储层分成好、较好、差三类储层;结合储层含油性评价, Ex下Ⅱ油组三个层合计有利区14个,丫角新沟低凸起勘探潜力最好,潜力较好为陈沱口凹陷和沔阳凹陷。     

太原西山二叠系山西组沉积微相及其演化规律

在对太原西山地区山西组野外露头实地观测的基础上,通过采样分析、薄片镜下观测和粒度分析等手段,对太原西山地区二叠系山西组沉积微相发育特征及其演化规律进行研究。结果表明:太原西山地区二叠系山西组主要为河控三角洲沉积,可进一步划分为两个亚相和七个微相。伴随着研究区山西组沉积期海水总体由北西向南东退去,沉积环境从三角洲前缘过渡为三角洲平原沉积;沉积微相呈现出由分支河口沙坝微相→水下分支河道微相→水下天然堤→支流间湾微相→沼泽微相→陆上分支河道微相→陆上天然堤微相→沼泽微相的演化规律。     

伊川地区中元古界兵马沟组沉积特征及环境演化

通过对豫西伊川地区兵马沟组露头剖面的详细实测和野外资料的室内整理分析,运用沉积岩石学、粒度分析、沉积地球化学等方法对该地区分布的兵马沟组沉积特征、沉积环境及控制因素进行了研究。结果表明:伊川地区兵马沟组自下而上可确定并划分出扇三角洲平原、扇三角洲前缘和前扇三角洲等3个沉积亚相及多个沉积微相,是一个典型的水进型扇三角洲相沉积。本研究为华北克拉通南缘中元古代构造沉积演化研究提供新的证据。     

渤海F油田明化镇组下段Ⅳ油组沉积微相研究

结合岩心、薄片、分析测试和测井曲线等资料,对F油田明化镇组下段Ⅳ油组沉积微相进行综合分析。研究表明:Ⅳ油组储层砂岩主要为长石砂岩和岩屑长石砂岩,分选中等,磨圆度以次棱—次圆状为主。岩心中可见典型河流相的沉积构造,测井曲线特征包括箱形、钟形、漏斗形、指形、线形。Ⅳ油组发育曲流河沉积相,包括河道和边滩、天然堤、决口扇、漫滩沉积、废弃河道和泛滥沼泽沉积微相。Ⅳ_4砂组以泛滥平原沉积为主,从Ⅳ_3砂组开始,物源供应增强,平面上发育3至4条曲流河道,Ⅳ_1砂组沉积时期河道规模开始变小。     

新沟地区新沟嘴组有效烃源岩地球化学特征

新沟地区新沟嘴组烃源岩中伽马蜡烷含量存在明显差异,据此可将研究区烃源岩分为3种类型:咸水环境烃源岩中伽马蜡烷/C30藿烷值大于1;半咸水环境烃源岩中伽马蜡烷/C30藿烷值介于0.5~1.0;微咸水环境烃源岩中伽马蜡烷/C_(30)藿烷值小于0.5。新一区和新二区原油均来自于本地区半咸水环境烃源岩。新一区有效烃源岩TOC和S_1+S_2平均值分别为2.95%和23.09mg/g,且有机质类型以I和Ⅱ1型为主,具有很好的生油潜力,且有机质丰度和类型明显优于新一区咸水和微咸水环境烃源岩。新二区有效烃源岩TOC和S_1+S_2平均值分别为1.91%和11.32mg/g,有机质类型以Ⅱ1型为主,生烃条件明显好于新二区咸水和微咸水环境烃源岩。     

双河油田核三段Ⅶ油组沉积微相研究

以岩心观察、粒度分析、沉积构造特征和测井相分析为基础,结合区域地质背景,建立双河油田核三段Ⅶ油组的沉积模式,认为该区为扇三角州沉积,主要发育水下分流河道、水下溢岸砂、河口坝、远砂坝和席状砂微相.在此基础上,通过横向对比,绘制了各单层的沉积微相平面展布图,详细阐述了沉积微相的展布特征和变化规律,为寻找剩余油提供了重要的地质依据.     

砾岩油藏沉积微相定量识别

传统沉积微相的识别,主要是依据沉积特征、测井曲线相模式等资料进行逐井逐段地识别与划分.针对克拉玛依油田二区中西部八道湾组稠油油藏,应用沉积微相-岩石相综合分析方法,根据储层特征,识别并划分洪积扇扇中沉积相类型,在岩石相定量研究的基础上,进行了砾岩稠油油藏沉积微相的精细定量划分,表征了砾岩油藏沉积微相砂体之间在岩性、物性上的差异,并进一步总结了洪积扇扇中的沉积模式,研究了沉积微相-岩石相的平面展布规律,建立了不同类型沉积微相-岩石相储层地质知识库,认为扇中辫状河道粗砂岩相及辫状河道细砂岩相为主要的含油储集砂体.