经验统计法确定致密油有效储层物性下限——以鄂尔多斯盆地下寺湾长7油层组为例

有效储层物性下限是评价致密砂岩储层含油有效性的重要参数,对有效储层的评价和预测有重要的意义。前人对下寺湾地区在该方面的研究较少。本文主要介绍了经验统计法,将其应用到了下寺湾长7组,并且运用不等式确定物性下限,提高了结果的准确性。     

M油田长7油层有效储层物性下限的确定

M油田长7储层属于典型的特低孔特低渗储层,储层非均质较强,储层的特殊性和复杂性制约了该地区有效储层下限的研究,因此只有合理利用储层物性资料和试油资料,运用多种有效储层下限方法,才能得出更科学的有效储层下限值。采用试油法、测试法、分布函数曲线法、驱替压力实验法、最小流动孔喉半径法5种方法,确定M油田长7层的有效储层下限值。结果表明,M油田长7层孔隙度下限值为5.3%,渗透率下限值为0.04mD。根据已有的试油资料对有效储层下限值进行验证,成功率93.3%。     

下寺湾油田长7油层组沉积微相分析

通过观察岩心,测井曲线分析,结合录井资料,运用最新沉积学方法,分析了下寺湾油田下组合地层发育的沉积微相类型及其特征。结果表明,研究区长7油层组的沉积相主要为湖泊相,发育半深湖-浊积扇亚相,其微相的主要类型为浊积岩。长7油层组的浊积岩具有很好的成藏条件。     

压汞资料在储层物性下限确定中的应用

储层物性下限是储量计算中的重要参数之一,不同孔隙结构的储层,物性下限不同。压汞资料是研究孔隙结构的有效办法之一,本文研究从最小孔喉半径和有效孔隙百分含量出发,应用压汞资料确定储层物性下限,并以A油田K层为例进行了应用,并与正逆累积法确定的物性下限进行了比较,一致性较好,证实了该方法的可行性。     

下寺湾油田桥镇区长8致密油藏主控因素分析

下寺湾油田桥镇区长8油藏属于典型的致密油藏。通过分析认为,长8沉积期三角洲前缘砂体控制致密油藏规模,优质烃源岩的分布控制致密油分布范围,有效的储集空间控制石油储集量,良好源储配置控制着致密油藏的富集程度,多重因素的有利组合是桥镇区长8致密油藏的主控因素。     

下寺湾油田长2油层固井技术探讨

下寺湾油田属于一个低压、低渗、致密油田,其封固特点为:温差变化大、层间水活跃、上部地层承压能力低。通过多年的研究与实践,在下寺湾油田田逐步形成了一整套的固井技术手段,在勘探开发中发挥了重要作用。针对油田多个不同层系固井过程中发生气侵、气窜层间油层、气层、水层互窜。     

鄂尔多斯盆地东韩油区长2油层组沉积相研究

通过单井相和地球物理测井相分析,根据研究区长2油层组的单井相图、电测资料来研究长2油层组的沉积相,以三角洲平原亚相沉积,其沉积相可进一步划分为:分流河道、天然堤、决口扇和河漫滩及河间洼地等四种类型.油气的聚集受沉积微相的控制,研究区长2油层组油气聚集的有利场所是分流河道.     

定边樊学油区延安组延9油层组储层物性特征研究

目的：研究樊学油区延安组延9油层组物性特征。方法;通过观察大量的显擞薄片、扫描电镜、压汞、储层物性特征及孔隙结构等进行研究。结果：延9油层组物性较好,孔隙度圣一般介于11％～18％,主要分布范围为11％-16%,渗透率K相对较大,一般斧子1×10^-3～50×10^-3um。结论：该研究有助区域内油气的进一步勘探、开发。     

绥靖油田长7油层组储层特征研究

在前人研究的基础上,本文主要从储层岩石学特征、储层孔隙特征和储层平面非均质性(主要是孔隙度和渗透率)这几个方面对绥靖油田三叠系延长组长7储层进行综合研究,研究表明:该区长7储层属于中-低孔、低渗储层,岩石类型主要为长石砂岩和石英砂岩,岩屑含量较多;填隙物以高岭石等粘土矿物为主;喉道分布较均匀,以中细喉为主;Ⅰ类(好)储层主要分布在分流河道沉积微相。     

鄂尔多斯盆地王家湾区长2油层组储层特征及评价

在大量岩心、铸体薄片及物性等资料统计分析的基础上,对鄂尔多斯盆地王家湾区长2油层组储层的沉积学、岩石学、物性等特征及孔隙类型、孔隙结构等进行了深入研究,并对储层进行了分类评价。研究结果表明,研究区长2油层组岩性主要为细粒长石砂岩;储集层具有成分成熟度低、结构成熟度高的特点;孔隙类型主要为粒间孔隙、溶蚀孔隙,属于低孔~低渗和特低孔~特低渗储层。利用储层物性和孔隙结构参数将长2储层划分为4类储层,其中Ⅱ、Ⅲ类储层是研究区的主要储集层。     

鄂尔多斯盆地胡尖山油田长7致密油藏开发实践与认识

胡尖山长7油藏平均孔隙度仅8.9%,渗透率为0.17mD,属典型的致密油藏,并且天然裂缝较发育,油藏动用难度大,单井产能低,注水不见效。为探索致密油藏有效开发思路,实现长7油藏合理有效开发,该区开展了多项针对性试验,本文主要通过总结开发试验所取得的对油藏认识和开发经验,对油田开发部署调整以及开发政策提出合理性建议。     

子北油田毛家河油区长6油层组储层特征研究

通过对岩心观察、铸体薄片、扫描电镜、实验数据统计分析等方法,对毛家河油区长6油层组储层特征分析取得以下认识:(1)储层岩石为长石细砂岩;(2)孔隙以粒间孔和溶孔为主,孔隙结构类型主要是中孔细喉型;(3)非均质性为中等非均质性;(4)敏感性为弱速敏、弱盐敏、中等水敏、中等酸敏、中等偏弱碱敏、中等偏弱应力敏;(5)储层类型为特低渗-超低渗储层。     

鄂尔多斯盆地贾崾岘油区长21油层组沉积相特征研究

通过对岩石类型、颜色、沉积构造、粒度特征的研究,结合区域沉积背景、单井沉积微相、连井剖面等综合分析,确定了定边油田贾崾岘油区长2~1油层组沉积相类型及其沉积微相划分,并进行小层沉积微相及砂体平面展布规律研究。结果表明:贾崾岘油区长2~1油层组属于三角洲平原亚相沉积,主要发育水上分流河道和河道间微相,总体来看砂体的发育完全受控于沉积微相的展布,均呈北东—南西方向条带状展布。     

鄂尔多斯盆地南泥湾油田三叠系长6组储层物性影响因素研究

鄂尔多斯盆地南泥湾的主力油层是三叠系延长组长6油层组,通过研究区内大量岩心观察、铸体薄片及物性等资料分析,并对储层岩石学特征、孔渗特征及孔隙类型等进行了深入研究,并分析了影响储层储集性能的主要因素.研究区以内陆淡水湖泊河控三角洲沉积为主,储层岩石类型主要有长石砂岩、岩屑主要为变质岩岩屑,成分成熟度普遍较低,结构成熟度好;成岩作用主要为压实作用、胶结作用和溶解作用,孔隙类型以粒间孔、次生溶孔为主.优质的储层多分布于三角洲前缘水下分流河道和河口坝.沉积作用、成岩作用均对储层物性有重要影响.     

浊积岩储层宏观非均质性研究——以鄂尔多斯盆地东南地区长6_3油层组为例

鄂尔多斯盆地东南部地区长63储层主要发育滑塌浊积砂体,为低孔低渗型储集层,非均质性强。通过对该地区300余块物性资料,28块岩心资料和51口井精细测井解释资料进行数学运算和统计分析,定量研究了浊积岩储层宏观非均质性特征以及非均质性的成因和影响因素。研究结果表明:研究区目的层层内非均质性总体强烈,3个小层长631,长632和长633均有较强的非均质性。     

鄂尔多斯盆地佛古塬区长6油层组沉积特征研究

在岩心观察和地层对比的基础上,通过野外露头、钻井以及分析化验资料,对研究区长6油层组进行研究,结果表明,长6油层组储层岩性以灰色细粒长石砂岩为主,结构成熟度较高,研究区在长6期水动力环境具有较好的继承性,主要发育三角洲前缘亚相,其中水下分流河道和支流间湾是主要的沉积微相类型。     

甘谷驿地区三叠系延长组长7-长10油层组沉积相研究

通过对岩性、测井特征、沉积相标志的综合分析,深入研究了甘谷驿地区长7—长10的沉积相及其分布特征,明确了各层沉积相的变化规律。该区长7-长10期主要发育三角洲平原、三角洲前缘、浅湖亚相沉积,三角洲前缘在长7-长10期均有大面积沉积,三角洲平原仅在长10期于近物源的东南部发育,浅湖在长7,长8期发育,分布于远离物源的西北部。     

鄂尔多斯盆地子长油田长2油层组非均质性研究

对子长油田30余口取心井的岩心观察和大量样品的铸体薄片、扫描电镜分析,研究了长2油层组形成的沉积相特征及储层特征,认为子长油田长2油层展布主要受沉积相控制,主要发育在三角洲平原分流河道砂体中,储层宏观、微观非均质性均较强,其中长21的非均质性要强于长22。     

鄂尔多斯盆地正宁地区长6油层组沉积微相特征

通过岩心观察,结合测井、录井资料及相关测试资料综合分析,对正宁地区长6油层组沉积相进行了系统分析。结果表明,该区主要发育重力流-三角洲-湖泊沉积体系,识别出了砂质碎屑流沉积、浊积体、三角洲前缘、(半)深湖四种亚相。研究区仅西南角发育三角洲前缘亚相,其余地区发育大量的砂质碎屑流和浊流等重力流沉积和(半)深湖泥。     

鄂尔多斯盆地延安组储层分形特征研究——以红河油田为例

压汞是研究致密储层孔喉结构的技术之一,它可以测定总孔体积、孔径分布以认识致密储层的孔喉结构。通过对红河油田延安组红河207、红河198等井的19组岩心开展压汞实验并结合分形理论的几何模型,lgs和lgr的线性相关系数在0.977～0.998之间变化,标准偏差0.06,说明延安组储层岩石孔隙具有良好的分形结构;计算的孔隙结构的分形维数在2.49～2.68之间变化,平均值2.60,标准偏差0.06。经研究发现孔喉分形维数与孔隙度、渗透率、相对分选系数、结构系数、平均孔喉半径有一定的相关性,说明在延安组层位中分形维数也可以作为表征储层孔隙结构特征的参数,对准确认识储层有积极意义。