油砂山油田储层特征

油砂山油田储层主要为下油砂山组(N2^1)和上干柴沟组(N1)两套地层组成。分布井段长约500—800m。地层岩性总的特点是：上粗下细，上红下灰。储集岩主要为粉砂岩、砂岩、砾状砂岩，还有少量的泥灰岩、粒屑灰岩。储集岩具有成分成熟度、结构成熟度均偏低的长石砂岩类、岩屑长石砂岩特点。储层储集空间主要为粒间孔隙，次为裂缝。储层物性特征为中—高孔、中—高渗特征，在纵向上随埋深增加物性变差，从各类储集岩心孔、渗样品分布看，油砂山砂岩储层以Ⅰ、Ⅱ类储集岩为主。     

花土沟油田下油砂山组-上干柴沟组藻灰岩储层特征

花土沟油田下油砂山组-上干柴沟组藻灰岩储层主要有藻纹层灰岩、藻泥晶灰岩、亮晶鲕粒灰岩、亮晶介屑灰岩、亮晶藻团粒灰岩和陆屑泥晶灰岩等,其中前两类的储层物性较好。藻灰岩储层的形成主要受沉积环境的稳定性、早期淋溶和晚期胶结-充填作用的控制。藻灰岩储层在测井曲线上显示出较高的自然伽马值,在地震剖面上表现为强反射特征。利用这些特征可以进行藻灰岩储层的横向展布分析。经几口井的试油,藻灰岩储层都有油气显示,证实该类储层良好的油气前景。     

油砂山油田K_4附近致密储层潜力评价

油砂山油田K4标准层附近为高阻、低渗的致密储层;K41标准层以下为生油岩部分,属于滨浅湖-半深湖沉积,高阻层段基本不含油,岩性为灰、深灰色钙质泥岩夹粉砂岩、泥质粉砂岩,储层特性差、含油级别低,在油田历次的储量复算过程中均未包含K41标准层以下高阻层段。2013-2014年油砂山油田加强对过渡段致密储层的研究和试采力度,采用过路老井恢复和产能建设相对结合的方法,一方面对过路套损老井进行上返层调,另一方面结合产能建设加深钻探,并结合压裂和酸化储层改造措施,证实该段致密储层具备一定生产能力。     

英东地区储层分类方法研究

英东地区构造复杂,逆断层发育,破裂作用相对较强。受构造抬升的影响,岩石失去可塑性,从而产生粒内的微裂缝或构造缝。该粒内微裂缝对储层孔隙度贡献量较小而对渗透率贡献较大,体现为储层的孔隙度、渗透率相关性较差,储层分类比较困难。FZI值是一个把岩石结构和矿物地质特征、孔喉特征等结合起来的一个综合判定参数,文章引用这一参数,结合压汞实验中测试样品的毛管压力曲线特征,将研究区储层分为三类。通过对岩心分析数据、压汞实验和薄片鉴定等资料的综合分析,对比各类储层的微观特征;结合试油试采测试资料,建立相应的适合地区地质特征和油藏特点的测井储层综合分类评价标准。     

南翼山油田下油砂山组Ⅴ油组储层非均质性及对油气分布的影响

通过综合分析测井和岩心资料,在南翼山油田下油砂山组Ⅴ油组优选出22个主要含油小层,根据储层非均质性参数在层内、层间和平面上的变化,并结合隔夹层分布规律等方面表征Ⅴ油组储层的非均质性特征,从而分析储层非均质性对油气分布的影响。结果表明,Ⅴ油组储层层内非均质性整体较强,但对油气分布的影响较小;层间隔层发育稳定,平均厚度约为3 m;平面上物性特征主要受沉积相和储集岩层展布特征的影响,颗粒滩微相物性最好,储层连续、含油连片。总体上来看,层间和平面非均质性对Ⅴ油组油气分布起着主要控制作用。     

油砂山油田周期注水效果评价

油砂山油田Ⅰ、Ⅱ断块全面注水开发时间较早,长期注水开发已使部分区域一线油井水淹严重,油田综合含水快速上升、产量快速下降的矛盾日益突出。为了实现合理的注采平衡、有效控制综合含水快速上升,2009年3月开始对油田部分高含水井区域开展了周期注水试验,取得了积极成果,截至目前试验区内综合含水下降了9.7个百分点。     

柴达木盆地油砂山油田下油砂山组砂岩成岩作用和孔隙结构

对青海柴达木盆地油砂山油田下油砂山组砂、泥岩样品的分析测试表明，下油砂山组湖相三角洲砂岩的成分成熟度和结构成熟度均较低，成岩作用已达到中成岩阶段的成熟Ａ期或Ｂ期；早成岩阶段的主要成岩作用是碳酸盐胶结作用以及压实作用引起的颗粒重排；中成岩阶段未成熟期则以机械实作用为主，半成熟期以方解石和方沸石胶结作用为主，成熟Ａ期或Ｂ期的主要成岩事件是烃类大量成熟引起的晚期溶蚀。该三角洲体系中河道砂体、河口坝砂体和     

胜坨油田三区东营组三段储层特征及分类评价

通过岩心观测、岩心薄片、铸体薄片、扫面电镜及压汞资料分析,对胜蛇油田三区东营组三段储层微观特征进行了分析研究.论述了储层的岩石学特征、成岩作用及孔隙结构特征.认为储层以粉砂岩为主,储层埋藏较浅地,成岩作用较弱,常见压实、胶结和溶解作用,黏土矿物的转化作用也较普遍,属于早成岩期的B亚期;储层发育粒间、粒内及微裂缝3种孔隙...     

宁东油田储层特征研究及评价

宁东油田构造上处于鄂尔多斯盆地天环坳陷中段,本文在大量实验分析数据的基础上,结合沉积、构造等区域地质特征,对宁东油田储层特征进行系统分析评价,其主要产层延8和延9储层为河流相砂岩,含油层以粗、中砂岩为主,平均孔隙度为12.7%;平均渗透率为43.9mD,为低孔低渗储层.孔隙类型主要为次生溶孔、粒间原生残孔和微裂缝,按砂岩岩性、物性、孔隙类型、毛管压力曲线特征、测井响应特征可划分为3种类型,宁东油田产油层主要为Ⅰ、Ⅱ类较好储集岩.     

双河油田Ⅷ-Ⅸ油组油砂体评价分类及挖潜对策研究

经过30多年的高速高效开发,双河油田Ⅷ-Ⅸ油组已进入特高含水开发阶段,注采井网如何调整才能改善开发效果,是油田开发中急需解决的难题。为此在双河油田Ⅷ-Ⅸ油组将传统的油藏分析评价方法应用至更小的沉积单元——单砂体,采用静动态评价指标相结合的方法对双河Ⅷ-Ⅸ油组的86个单油砂体进行了评价分类,针对分类后油砂体存在的问题和特点提出了相应的调整挖潜对策,该方法在矿场应用后取得了良好的增储上产效果,提高采收率2.2个百分点。     

油砂山油田单井酸化研究

酸化作为一种油井增产、水井增注技术得到了广泛的应用。本文针对青海油田油砂山油田的特殊地质情况,结合单井的具体地质数据,探讨渗透率差异、酸液体系选择等问题,通过进行优化设计,进而提高酸化增产效果。     

油砂山油田地层对比研究

针对油砂山油田取心不足，地层对比研究有一定的局限性。研究结合野外露头进行油田地层精细对比，建立油砂山油田地层对比的相关标准。结果表明，不同地层构造背景及沉积环境，具有不同的地层沉积韵律，正反旋回及复合旋回，反映了油田在沉积环境中上升下降的复杂过程，加大了地层对比的难度。因此结合野外地层露头建立对比标准剖面是地层对比的关键。     

长岭气田营城组火山岩储层特征及分类评价

为研究长岭断陷营城组火山岩不同类型储层发育特点,指导气田开发,在岩心观察、岩石薄片、铸体薄片以及压汞资料分析基础上,结合岩性对火山岩储层的储集空间类型、孔隙结构、裂缝发育特征进行了研究。并以试气产能为基础,综合应用FMI成像测井、核磁测井和常规测井解释成果,建立了研究区的火山岩气藏储层分类评价标准。结果表明,原地自碎角砾化熔岩的储集空间以砾内孔及其溶孔为主,孔缝组合类型为裂缝—溶孔型,以Ⅰ类储层为主|发育气孔和溶孔的气孔流纹岩主要以Ⅰ类、Ⅱ类储层为主|而发育基质溶蚀孔、晶间微孔的少孔和致密流纹岩,以及发育基质微孔、基质溶孔和粒内溶孔的晶屑熔结凝灰岩主要为Ⅱ类、Ⅲ类储层。总体上,3类储层有效厚度比例接近,各占1/3左右,但物性逐渐变差,高导构造缝逐渐减少,微裂缝相应增加,裂缝宽度变小,导致产能逐渐变差。     

柴达木盆地油砂山油田沉积相

通过对七个泉地区地质录井和测井曲线资料分析,在下干柴沟组下段识别出2个沉积体系域。体系域主要为湖侵体系域和湖退体系域,其中储集体类型较为丰富,主要为扇三角洲砂体和深湖-伴深湖浊积砂体。将测井层序分析结果和地震储集层预测技术相结合,以体系域进行地震属性分析和沉积相编图,预测在七个泉地区东南部的三角洲前缘和北部的湖底扇砂体能够形成岩性油气藏。     

大宛齐油田康村组储层微观孔隙结构特征及分类评价

综合应用铸体薄片、扫描电镜、压汞测试等分析化验资料,对大宛齐油田康村组储层的微观孔隙结构特征进行了研究.研究表明,康村组储层主要的成岩作用是压实作用和胶结作用,其次是陆源碳酸盐颗粒的溶蚀和交代作用;储集空间类型主要为剩余粒间孔隙、粒间溶孔、粒内溶孔;喉道组合类型为中孔中喉和中孔小喉型为主.在此基础上,应用主因子分析、聚...     

柴达木盆地乌南—绿草滩地区下油砂山组滩坝砂岩特征与储层评价

 笔者运用综合地质分析手段，研究了柴达木盆地乌南—绿草滩地区下油砂山组滩坝砂岩发育分布规律、储层特征及其储集性能，分析了滩坝砂岩受古地形、古湖盆岸线形态和沉积基准面等因素控制，平面上主要分布于湖盆拐弯处辫状三角洲侧翼的潮汐环境宽缓斜坡和古隆起上，纵向上滩砂多发育在短期基准面上升半旋回，坝砂主要发育在短期基准面下降半旋回，并且具有储层薄、喉道细、渗透率低的特征。储集空间类型主要为原生粒间孔，储层储集性能取决于沉积微相类型、成岩作用和孔隙结构类型及孔喉分选性等因素。文中对研究区滩坝砂岩储层进行了评价，分为3类储层，其中Ⅰ类储层为区内的较优质储层，Ⅱ类地层为中等—偏差储层，Ⅲ类为差储层。     

油砂山油田测井资料标准化研究

以测井资料为依据,选择岩性、电性特征明显的标志层,利用趋势面法定量分析测井数据的趋势值与残差值,对油砂山油田测井资料进行了标准化工作,并利用趋势面分析法计算的残差值计算另一小层的趋势值,进而求得该小层标准化前后的孔隙度进行标准化效果检验.资料处理结果表明,解释精度有了大幅度的提高.     

罗家寨气田飞仙关组储层特征及分类评价

四川盆地罗家寨气田飞仙关组是川东北地区发现的大型高含硫整装气田,但飞仙关组储层相对较高、储集性能差异大、储层分类不明确,制约了气藏的开发。综合利用钻井、测井、岩心以及分析化验等资料,对罗家寨气田飞仙关组气藏储层岩石学特征、储集空间类型、物性特征进行分析,最终对储层进行分类评价。结果表明：(1)罗家寨气田飞仙关组储集性能较好,具有储集性的岩类包括鲕粒溶孔云岩、砂屑溶孔云岩、细粉晶云岩以及部分鲕粒灰岩;(2)储集空间以各类溶蚀孔洞为主,裂缝发育较差;(3)储层平均孔隙度8.8%,平均渗透率59.85×10^-3μm²,平均排驱压力0.130 MPa,平均中值压力0.442 MPa,平均束缚水饱和度8.91%,属于高孔隙度、中高渗透率、低排驱压力、低束缚水储层;(4)罗家寨气田飞仙关组储层以Ⅱ+Ⅲ类为主,占比达82.25%。     

柴达木盆地南翼山构造油砂山组混积沉积相特征

南翼山构造位于青海省柴达木盆地西部北区,属于西部坳陷区茫崖凹陷南翼山背斜带上的一个三级构造。通过对取心资料和录井资料统计,工区目的层为以碳酸盐岩为主的碳酸盐岩与砂岩的混积咸水半深湖相加浅湖相沉积。对剖面沉积相、沉积相相序等进行了分析,同时对主要含油小层进行了平面沉积微相展布研究,在此基础上,结合区域地质资料,并以相递变律为理论依据,总结出了南翼山油砂山组沉积相特征。     

胡尖山油田H154区长61储层特征及分类评价

通过岩心薄片、铸体薄片、压汞曲线等分析资料,对胡尖山油田H154区长61储层的储集岩主要类型、储集空间类型及储集岩物性特征进行了综合研究,并优选孔隙度、渗透率、有效厚度、初始含水率4种参数,采用聚类分析法对储层进行了评价.研究结果表明,胡尖山油田H154区长61储集岩类型主要为岩屑长石砂岩和长石砂岩;储集空间类型以残余...