义东油田大81-4块咸化湖泊生物礁储集层特征

义东油田位于济阳坳陷沾化凹陷义东断裂带，该油田大81—4块沙四段成化湖泊生物礁复合体自下而上可分为5个小型礁体(2个藻礁，3个藻礁丘体)。根据岩心观察、镜下鉴定和钻井等资料，主要有3种岩石类型：白云岩类是下部藻礁的主体，灰岩类是礁丘相的主体，其它岩类(主要为碎屑岩类和盐岩)分布局限；储集空间主要有7种类型(粒间孔隙、粒内孔隙、铸模孔隙、生长骨架孔隙、角砾间孔隙、晶间孔隙和构造裂缝）。该生物礁复合体位于凸起边缘的断阶带平台，发育于有陆源碎屑供给的半清水水域，紧邻深水区。礁体形成后经历了深埋藏成岩期，对储集空间演化影响最大的成岩作用是白云石化作用、溶解作用、新生变形作用和胶结作用。预测大81—221井区及附近的2个枝管藻白云岩礁体为最有利的勘探目标，义东22井附近生物礁也有良好的勘探前景。     

川东生物礁测井响应及判别模式

系统总结了川东地区生物礁在测井资料上的响应特征,根据生物礁的地质特征,建立了一套利用测井资料识别生物礁的判别模式。     

柴达木盆地西部生物礁的识别与测井解释

柴西地区发育了储集物性极好、分布较为广泛、储量较高的生物礁储层.通过岩心描述、测井分析,并根据国内外生物礁的分类标准认为,柴西地区的生物礁主要包括藻礁、叠层石和凝块石礁.生物礁储层的物性极好,储量较大,但湖相生物礁储层在柴西地区分布不均,变化很大,难以用传统的方法进行勘探和开发.根据岩心和测井数据系统总结了生物礁各种类型的测井响应,提出了适合柴西地区生物礁储层的测井曲线特征,为油田的勘探和开发提供参考.     

火山岩储集层测井响应与解释方法

火山岩岩性岩相复杂，不同的岩性岩相决定了不同的储集层特征。综合研究火山岩的地球物理方法有７种，而对于火山岩岩性岩相的测井识别有５种。根据不同岩性选取骨架参数，建立解释模型，进行储集层参数的计算，可大大提高这些参数的解释精度，从而更好地对火山岩储集层进行评价。     

川东地区生物礁测井预测方法研究

通过测井及地质资料分析,发现川东地区三叠系飞仙关组底部的泥岩纯度及厚度与下伏二叠系长兴组是否发育生物礁有密切联系,其原因是存在长兴组生物礁的地点为局部正地形,处于相对高能沉积环境,导致泥岩沉积少且不纯,因而可以根据飞仙关组底部沉积物的岩石类型和厚度来预测长兴组生物礁纵向分布。将单井测井解释的生物礁与组合式地震成像测井(CSI)资料异常区对比,根据CSI测井资料异常可预测生物礁的横向展布,并对云安14井生物礁分布作了预测。在五百梯构造长兴组生物礁体分布研究中,用地层倾角矢量点的红模式预测生物礁的主体方位,用CSI测井资料和克里金技术恢复其形态,据此预报天东71井、天东72井、天东76井在长兴组将钻遇生物礁。五百梯构造目前仅天东72井钻入长兴组,证实该井点处存在长兴组生物礁,表明多种测井方法相结合研究生物礁的横向展布及规模是可行的,CSI测井技术有明显优势。图3表2(邹冬平摘)     

尚店油田生物礁油藏沉积特征

采用“以今论古”的方法，从区域沉积环境、沉积特征等方面综合分析，确定尚店油田沙四上亚段属滨湖环境中的生物礁相，整体上呈朵状分布，可划分为呈环带状分布的礁前、礁核和礁后三种沉积微相，其中礁核微相有利于油、气的聚集，油藏物性好、产能高、储量品住高。     

元坝气田长兴组气藏生物礁相储集层发育特征

针对元坝气田长兴组生物礁相储集层非均质性强、分布复杂的特点,应用岩心分析、测录井等相关资料,对储集层特征、优质储集层分布规律及其控制因素进行了分析与探讨。白云岩是气藏的主要优质储集岩,长兴组生物礁相储集层属于中低孔、中低渗储集层,储集空间以溶孔和白云石晶间孔或晶间溶孔为主。Ⅰ类和Ⅱ类优质储集层大多为滩相溶蚀孔洞型和潮坪相溶蚀孔洞型白云岩,主要分布于礁盖、礁顶和礁后。有利沉积微相（滩相和潮坪相等）是形成优质储集层的基础,白云石化作用和多期溶蚀作用是形成其先决条件。     

柴达木盆地西部油泉子油田浅层油藏储集层特征

柴达木盆地西部油泉子油田浅层油藏的主要含油层系为新近系上新统上油砂山组(N22), 为岩性-构造油藏。针对研究区储集层岩性认识不清, 储集空间存在争议, 依据岩心分析、成像测井和压汞、薄片等大量室内分析化验资料,对储集层的结构特征、储集物性以及对储集性能的主控因素进行了研究。指出油泉子油田浅层油藏储集层岩性主要为砂质泥晶灰岩、少量藻灰岩(含粉砂)和灰质(泥质)粉砂岩; 储集空间类型主要为粒间孔、溶孔; 储集层物性最好的为藻灰岩(含粉砂), 其次为砂质泥晶灰岩和灰质(泥质)粉砂岩; 储集性能的主要控制因素包括沉积微相、断裂作用、晚期沿断裂带大气淡水的溶解作用、有机酸的溶解作用等。     

柴达木盆地西南地区沉积物源及储集层物性研究

综合运用电子探针重矿物分析法对柴西南地区下干柴沟组的沉积物源进行了深入研究,通过研究可以确定,柴西南地区E¹⁺²₃时期主要有七个泉一阿哈堤物源区、阿拉尔物源区、祁漫塔格物源区以及东柴山物源区;其重矿物组合分为8个亚区,不同物源所形成的沉积物特征和相类型有一定 差异:七个泉-阿哈堤物源区以近距离、重力流沉积为主;阿拉尔物源区以中细粒级、河流-湖泊沉积为主;而祁漫塔格物源区和东柴山物源区以细粒级、湖泊沉积作用为主。研究预测,研究区中部物源沉积区的储集层性质总体上较优,其次为北部物源沉积区,而南部物源沉积区的储集层性质差。     

柴达木盆地狮子沟地区中深层储集空间形成机制

柴达木盆地狮子沟地区目前发现的油气主要聚集于中深层古近-新近系,其储集空间基本类型主要包括剩余原生粒间孔隙、次生溶蚀孔洞和裂缝,并形成5类储集空间组合。具有储渗意义的储集空间类型主要是次生溶蚀孔洞和裂缝。受压实作用和胶结充填作用以及沉积环境的影响,剩余原生粒间孔隙不甚发育,而次生溶蚀孔洞和构造裂缝发育。除了油源流体外,大气降水可能在有效储集空间的形成中起到过重要作用。     

柴西南区岩性油藏勘探思路及方法

柴西南区是柴达木盆地石油勘探的主要区域,石油资源量为15.35×10⁸ t,目前已探明石油地质储量3.53×10⁸,整体探明率低,勘探潜力大,目前发现以构造油藏为主。随着勘探程度的提高和勘探技术的进步,岩性油藏勘探正逐步成为该区主要的勘探领域。油气地质评价表明,柴西南区发育河流三角洲体系控制的古近–新近系碎屑岩岩性油藏,勘探领域广阔,具有良好勘探前景。近几年在红柳泉$E^1_3$油藏、乌南$N^1_2$油藏、昆北$E_{1+2}$ 油藏等地区的岩性勘探取得了良好成效,由此形成了比较成熟的勘探思路和方法。     

利用FMI成像测井识别柴西第三系藻灰岩储层

柴达木盆地西部地区主要储层藻灰岩厚度薄,多种岩性混杂,仅依靠常规测井评价精度低;藻灰岩本身的多样性又导致了测井响应的多样性,进一步加剧了储层识别和评价的难度.从分析藻灰岩的沉积特征入手,讨论了各种岩性的矿物组成,定量归纳了它们的测井响应特征,指出利用常规测井不能准确划分这类岩性.微电阻率成像测井对识别藻灰岩和区分非储层有着独特的技术优势.依据藻灰岩的图像形态特征,提出了以微电阻率成像测井为主,结合常规测井判识藻灰岩储层的方法.     

鄂尔多斯盆地低渗透气藏测井解释技术

着重介绍了用测井资料确定鄂尔多斯盆地低渗透气藏的地质参数及其业度,介绍适用于低渗透气藏的气层判识方法,对发现井测井解释作了实例分析。     

柴达木盆地砂砾岩油藏储层有效性评价及应用

结合柴达木盆地某油田第三系路乐河组砂砾岩储层的特点,综合分析了影响储层品质的各种因素,优选泥质和碳酸盐含量、流动孔喉中值半径、孔隙度、渗透率和束缚水饱和度作为储层有效性评价的特征参数,结合生产资料建立储层有效性评价分类标准,采用K-means聚类方法将储层有效性分四大类,以生产资料为依据,通过对比分析判别准确率,建立储层有效性分类评价模式,实践应用证明,对研究区储层有效性分类能够达到产能分级,提高了储层有效性识别精度,应用效果良好。     

柴达木盆地南翼山构造油气成因及成藏分析

南翼山构造油气藏是目前柴西北区发现的最大油气藏。其深层E23是凝析气藏, 浅层N22是正常密度的油藏, 这种分布格局在柴西北区是唯一的, 对它进行成藏解剖对整个柴西北区的油气勘探具有重要的意义。结合原油轻烃、天然气碳同位素和生物标志化合物综合判识油源, 认为南翼山构造的N22与E23储集层原油来源不同, 深层E23油气来自E23烃源岩, 浅层N22的油来自N1 烃源岩; 南翼山构造的油气是就近捕获的产物, 不是从南边长距离运移而来, 深部凝析气藏的形成受有机质类型和成熟度共同控制。     

百色盆地致密储层钻井液污染测井评价及应用

百色盆地东部坳陷中央凹陷带那读组储层具有低孔隙度低渗透率特征,一直缺乏有效评价该地区储层泥浆污染程度的方法.首先通过研究泥浆侵入对电阻率测井的影响,理论推导了一种直接利用深、中、浅电阻率组合测井资料计算泥浆侵入深度的方法,并根据泥浆污染深度与泥浆侵入深度的关系式,得到储层泥浆污染程度评价定量指标;其次分析储层产量和物性参数的相关程度,建立了储层产量和物性参数间的定量计算模型,间接地实现了储层泥浆污染程度的定量评价,形成了一套用测井资料评价储层泥浆污染程度方法,为科学钻井的实施提供了重要依据.经实钻结果验证,所建立的评价方法有效可行,取得了良好的经济效益,具有明显实用价值.