鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组6段油藏差异成藏因素

延长组6段（长6段）是鄂尔多斯盆地姬塬地区石油勘探的重要目的层。其油层埋深大、油-水关系复杂,油藏在垂向和平面分布上具有明显的差异性。利用大量岩心观察、铸体薄片和试油等资料,结合包裹体和原油生物标志化合物等地化资料,对姬塬地区长6段油藏地质特征进行了对比分析,并对油藏的差异富集因素进行探讨。研究结果表明,油源条件、砂体类型和储层物性是控制长6段油藏差异富集的关键因素。优质烃源岩、优势砂体和相对高渗区3个有利因素的叠加效应,形成了长6段油藏的富集区。受沉积环境影响,垂向上,姬塬地区长6段的3个亚段中长6¹亚段砂体厚度大,砂体类型以Ⅰ类为主,横向分布稳定,延伸较远,储层喉道半径较大,物性较好,油气富集程度最高;平面上,东、西部砂体具有厚度大、类型好、泥质夹层少和物性好的特征,加之区内烃源岩厚度大,供烃能力强,是源-储配置有利的成藏区带。姬塬地区中部砂体厚度虽大,但单层砂体薄且层数多,泥质夹层多,储层非均质性强,区内烃源岩厚度较薄。因此,中部储层物性虽较好,但区内储层含油性较差,以产水井为主。     

安塞油田H区长6油层组储层非均质性与含油性关系研究

通过对安塞油田H区长6油层组岩心观察、测试及测井资料的统计分析和研究,讨论了研究区长6油层组长61-2、长62-1和长62-2小层的非均质性特征,并分析了各类非均质性对储层含油性的影响和控制作用。研究表明,长6油层组各小层层内和层间非均质性整体较强,平面非均质性较弱。储层垂向上粒度的韵律性及层理构造特征是影响储层含油性的重要因素;层内渗透率非均质性及层间分层系数的差异对储层含油性的影响较弱;层间有效砂岩密度的差异对储层含油性具有一定的控制作用,但不是主要控制因素;储层含油性主要受储层砂体平面展布和储层物性的控制;储层孔隙结构的微观非均质性控制着油气进入储层的饱满程度。     

鄂尔多斯盆地吴起油田长63储层非均质性研究

综合录井、测井、岩心等资料,从储层层内、层间、平面三个方面研究鄂尔多斯盆地吴起油田长6_3储层非均质性。结果表明:吴起油田长6_3储层层内非均质性较强,主要表现为砂层层理发育,多为平行层理和斜层理;层内渗透率非均质性也很强,并且层内夹层发育;长6_3储层层间非均质性存在差异,长6_3~2小层非均质性要强于长6_3~1小层;长6_3储层平面非均质性强,表现在砂体分布和物性方面,这主要与沉积时期的沉积微相类型有关。     

鄂尔多斯盆地定边地区长2储层非均质性研究

在岩心资料和测井数据统计的基础上,通过定量计算定边地区长2储层的渗透率变异系数、突进系数和级差等参数,对储层的层内、层间及平面非均质性进行了研究。长2储层各砂层组主要为三角洲平原的分流河道砂体,层内非均质性较弱;储层内部单砂层数多,泥质夹层和隔层发育,层间非均质性较强;在平面上,分流河道砂体的非均质性较弱,天然堤、决口扇和沼泽砂体的非均质性较强。综合分析认为,定边地区长2储层为中等非均质性储层。     

子洲气田山2段储层非均质性研究

以子洲气田山2段(S2段)储层的测井资料为基础,结合沉积相资料,从层内、层间、及平面的非均质性三个方面研究储层的非均质性特征。研究认为,S2段储层内普遍存在夹层,以泥质夹层和致密夹层为主,通过对渗透率非均质性参数的定量计算,认为该储层S23段层内非均质较强,S21段和S22段为相对均质型储层;S2段储层具有较大的分层系数,存在层间隔层,主要为泥质隔层,分布不稳定,具有层间差异性;S2段储层各小层砂体连通性受沉积微相控制,S23段砂体连通性较好,物性分布稳定,平面非均质性差,但是其它小层平面非均质性相对较强。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区长6成藏主控因素分析

鄂尔多斯盆地姬塬地区长6油藏总体大规模发育,但油藏特征复杂、区块差异大、单个油藏内部变化大,为此重点研究了砂体结构、储层物性及其非均质性对油藏的影响:姬塬地区长6成藏受多因素控制,烃源岩分布范围、输导体系的配置和成藏动力控制了油藏平面上区域性的宏观分布,而砂体结构、储层物性及非均质性则控制了大型复合岩性油藏内油藏分布的不均匀性。姬塬地区延长组长6油层组油气成藏以近源充注、隐形输导、快速聚集的成藏模式为主。与优质储集空间等时发育的生烃高强度区、异常高压带及微裂缝发育带的叠置区域,应该是姬塬地区延长组长6油层组岩性油藏富集和勘探部署的有利区带,而在有利区带,储层物性、平面及垂向的非均质性又在微观上控制了油藏的分布范围。     

子北油田赵家台地区长61和长4+52储层非均质性研究

通过铸体薄片、扫描电镜、压汞分析、岩心分析及测井解释等,对子北油田赵家台地区延长组长61和长4+52储层非均质性进行了研究.研究结果表明,赵家台地区长61和长4+52储层宏观层内、层间、平面及微观非均质性均较强,其变化规律主要受控于沉积相带和成岩作用.层内非均质性主要受沉积韵律和层内夹层影响,层间非均质性取决于层间隔层展布和储层物性变化,平面非均质性与砂体在平面上的几何形态及其连通方式和连通程度密切相关,孔喉结构的复杂性直接影响储层微观非均质性,中孔细喉型、小孔细喉型为有效孔喉类型,微孔微细喉型为差孔喉类型.     

姬塬地区延安组及延长组上部储层特征及成藏条件分析

姬塬地区位于有利生油区内，有效烃源岩厚度大，油源充足。同时长2、长3砂体发育，延安组延9、延10储层物性好，具有形成岩性油藏和构造—岩性油藏的圈闭条件。本文主要对姬塬地区长2、长3储层进行了分析，认为长2、长3砂体发育，含油显示普遍，但由于长3砂岩填隙物中富含高岭石、硅质、绿泥石、铁方解石及铁白云石，且岩屑中云母含量较高，加之压实作用强烈，是导致长3储层较致密，非均质性强，物性普遍较差的一个主要因素，但低渗中也存在高渗区。通过对该区延9、延10、长2、长3储层特征分析，认为姬塬地区延9、延10、长2储层物性相对较好，是今后勘探的重点层系。     

鄂尔多斯盆地大牛地气田太原组致密储层非均质性特征

利用钻井岩心资料、测井资料和测试分析资料,对鄂尔多斯盆地大牛地气田太原组储层的非均质性进行分析,结果表明,太原组整体非均质性较强,太1段层内夹层少但厚度较大,太2段夹层较多但厚度较小;层内非均质性参数、渗透率变异系数、突进系数和级差表明,太2段层内非均质性较强;在层间非均质性及平面非均质性上,太1段非均质性明显较太2段强;平面非均质性与砂体展布关系密切,顺着砂坝方向的砂体连通性较好、非均质性较弱,垂直于障壁砂坝方向的砂体非均质性较强。     

洛河油田长7油藏沉积微相对储层的控制作用

洛河油田长7储层为三角洲前缘沉积,主要发育三角洲分流河道和河口坝微相沉积。分析了沉积微相对砂体展布、储层物性、含油性、以及非均质性的控制作用,研究表明,水下分流河道主体为有利沉积微相,砂体厚、物性好,含油性好,以油斑-油浸为主,有利测井相为齿化箱形、箱形和钟形。从渗透率韵律性及非均质定量参数两个方面评价了储层沉积微相内部的非均质性,分流河道的非均质性较强,河口坝次之。     

陇东城壕—南梁地区长6储层特征研究

陇东城壕—南梁地区位于鄂尔多斯盆地最有利的生油区内，是近几年陇东油田重点勘探和评价的区块之一，而中生界三叠系延长组长6油层组是该区块重要的勘探目标层位和产油层位。通过对城壕—南梁地区长6储层的岩石学、孔隙类型和储层非均质性分布特征的研究，认为城壕—南梁地区长6储层物性、含油性差异大、非均质性强；区内广泛发育的水下分流河道沉积微相砂岩具有孔隙度和渗透率都较好的物性条件，是有利的油气聚集场所。     

何家集区上三叠统延长组长4＋5—长6油藏储集因素

何家集区长4＋5—长6油层组储层砂体累计厚度较大，粒度较细，沉积相变快，储层物性纵、横向具有明显的非均质性。影响石油富集成藏的储集因素包括岩石学组分、沉积相、砂体展布、成岩作用及物性等，其中沉积相是最主要的因素，三角洲平原分流河道砂体是主要的储集体。何家集区下一步勘探重点应在分流河道砂体带上寻找次生孔隙发育区。     

鄂尔多斯盆地太阳湾油区长2 储层非均质性研究

储层非均质性是影响剩余油分布的重要因素之一。 近年来,太阳湾油区剩余油滞留现象严重。 针对这一现象,结合该区实际地质情况,利用区内岩性、物性、电性及含油性等资料,定性评价该区长 2 储层非均质性及其成因,并分析非均质性对储层剩余油分布的影响。 采用实验、测井及标准对比等方法,将区域非均质性分为层内、层间、平面和微观非均质性 4 类进行探讨。 结果表明：研究区层内非均质性较强,主要受沉积构造、粒度韵律、渗透率非均质性及夹层分布等因素的控制;层间非均质性总体较强,各小层发育不均一,长 2³ 小层层间非均质性相对最强,长 2² 和长 2¹ 小层次之;平面非均质性受砂体及沉积微相展布影响较大;微观上孔隙结构复杂,各种成岩作用加剧了储层非均质性程度。通过对储层非均质性的研究,可以为掌握研究区剩余油分布状况及后期勘探开发提供重要依据。     

鄂尔多斯盆地志丹地区延长组长7致密油成藏条件与成藏特征

采用地质与地球化学相结合的研究方法,通过致密油分布、物理性质、油源地球化学特征、储层特征及非均质性、圈闭条件及油水分布特征综合分析长7致密油成藏条件、主控因素与成藏特征。结果表明:长7致密油藏具备形成准连续型油气聚集的成藏地质条件和特征;长7油层组中发育优质烃源岩,主要以长7³中的张家滩页岩为最优,烃源岩分布范围控制了致密油成藏外边界,烃源岩厚度大于20 m地区为最有利成藏区;长7致密油成藏具有良好的生、储、盖组合配置,重力流砂体主要呈透镜状或条带状分布于泥岩或油源岩中,具有优先捕集油气的优势;长7致密油成藏对圈闭要求相对较低,其遮挡条件主要为岩性、物性及成岩边界,动力圈闭也是重要的圈闭类型。长7致密油富集与局部构造背景没有直接的关系,而主要取决于储集层展布及物性;高强度生、排烃及强充注造成长7储层原始含油饱和度较高;受原始物质组成及成岩强度的影响,长7储层非均质性很强,致使油、气、水在致密储层中分异差,油、水分布复杂。     

鄂尔多斯盆地华池地区长 6 油层组重力流特征及控制因素

以岩心观察为基础,通过岩石学特征和原生沉积构造等相标志分析,认为华池地区长 6 油层组主要 包括砂质碎屑流和浊流 2 种重力流沉积,但二者发育位置存在差异。 其中,砂质碎屑流位于上游,浊流位 于下游。 砂质碎屑流和浊流在沉积上的差异,决定了其储层特征的差异,相对于浊流砂体,砂质碎屑流砂 体成分成熟度更低,填隙物含量更低,储层物性更好和含油性更好。 华池地区长 6 油层组储层中填隙物类 型主要为伊利石、钙质和绿泥石膜,砂质碎屑流砂体中伊利石和钙质含量较高,浊流砂体中绿泥石膜含量 较高。 华池地区长 6 油层组储层主要储集空间为原生粒间孔和粒内溶孔,而且砂质碎屑流砂体的面孔率 明显高于浊流砂体。 砂质碎屑流砂体中长石含量较高,为溶蚀作用提供了更多的物质基础,因此砂质碎屑 流砂体中的粒内溶孔较浊流砂体发育,这是该砂体储层物性好于浊流砂体的重要原因。     

苏里格气田苏49区块盒8下亚段致密储层非均质性特征

苏里格气田苏49区块盒8下亚段发育典型致密砂岩气藏,气水分布规律复杂且单井产气量差异大,为了明确储层非均质性对气藏分布和气井产能的影响,实现气田高效开发,在精细地层划分对比的基础上,充分利用钻测井、测试分析和气井生产资料,对储层层内、层间和平面非均质性进行系统研究。结果显示:①研究区盒8下亚段层内和层间非均质性均较强,其中盒8下2砂层组储层物性总体较差、层内夹层多、砂体垂向和平面上连通性差,其非均质性要强于盒8下1砂层组;②平面上,研究区西部的层间和平面非均质性均严重,中部苏176三维区及附近的盒8下1砂层组砂体连通性好,存在相对高孔高渗带,夹层较少,有利于天然气富集并成藏;③储层非均质性对含气性、气层宏观展布和开发效果影响均明显,相对好的储层物性、连通性和低的夹层频率均是天然气富集和高产的关键。该结果可为研究区及类似地区井位部署和后期开发提供参考。     

低渗透油藏提高水驱效率技术对策——以胡尖山油田H区长4+5油藏为例

胡尖山油田H区长4+5油藏为鄂尔多斯盆地典型低渗透油藏,低孔、低渗、低压。长4+5油藏为多期河道叠加复合砂体储层,隔夹层发育、非均质性强,多层合采、多层分层注水。经多年开发及井网加密调整后,注水沿高渗带及诱导缝突进,油井多方向见水,水驱开发矛盾突出,水驱开发效率低。通过梳理影响H区长4+5油藏水驱效率提高的关键影响因素,有针对性地采取治理对策,达到提高低渗油藏水驱效率的目的。结果表明,影响研究区油藏水驱效率提高的主要因素为储层砂体连通程度、储层非均质性、水驱后诱导裂缝及高深渗带发育、水驱后储层物性变化及分注井分层注水有效性等。通过采取油水井补孔、单层增注、深部调剖调驱、均衡平面采液、优化分注工艺等治理技术对策,油藏水驱效果得到改善,油藏最终采收率提高,油藏向良性开发转变。     

有限充注动力背景下致密储层油水差异成藏再认识——以鄂尔多斯盆地华池地区延长组8段为例

鄂尔多斯盆地西南部延长组8段致密储层已发现如西峰和姬塬等油藏连片富集区，但在进一步勘探部署时亦发现如华池和城壕等油水差异富集区，储层中油藏的主控因素和分布规律不明。通过对华池东西部烃源岩条件、源储接触关系、砂体规模、储层物性及非均质性的对比解剖，探讨了油水差异富集区原油的成藏主控因素和富集规律。研究结果表明，源储压差作为致密油的主要成藏动力，其在倒灌运移模式下所能提供的原油充注动力有限。造成华池东西部油水差异富集的主控因素有源储间发育的泥质隔层、砂体发育规模和储层非均质性。其中泥质隔层决定了原油能否向下运移，砂体规模决定了原油能否侧向封堵，储层非均质性决定了单砂体中原油的差异性富集。在有限的充注动力背景下，规模大、整体物性好、均质性强的储层不利于致密油的富集，反而规模小、整体物性较差、非均质性较强的储层因容易形成岩性和物性遮挡而更利于致密油的富集。结果不同以往“好砂带找油”的观点，对鄂尔多斯盆地油水差异富集区下一步的勘探具有一定的参考价值。