鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长4+5低阻油层成因及识别方法

近年来在鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长4+5油层组发现了大量低阻油层,但由于其成因机理及识别方法在理论和技术方面存在问题,导致其常被错判或遗漏。为此,根据岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜观察、X衍射和高压压汞分析等多种技术手段,结合测井资料及试油、试采等数据,对姬塬地区延长组长4+5低阻油层的成因及识别方法进行研究。结果表明,构造幅度低、油水关系复杂、不动水饱和度和地层水矿化度高是长4+5低阻油层的主要成因,其中,不动水饱和度高主要受颗粒粒度细、泥质含量高及孔隙结构复杂等因素控制。实例分析表明,定性识别低阻油层的邻近储层对比法、以泥质含量-孔渗比-不动水饱和度三维模型为基础定量识别低阻油层的可动水分析法及快速直观识别低阻油层的交会图版法为长4+5低阻油层识别的3种有效方法,使研究区低阻油层的解释结论与试油结果的符合率得以提高。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区长2油藏低含油饱和度成因

在储层含油饱和度测试资料的基础上,结合油源、油气成藏动力、储层物性及含油性分析,明确了鄂尔多斯盆地姬塬地区长2油藏低含油饱和度的成因机理。研究表明:研究区长2储层远离下部长7烃源岩生烃中心,油源不足是姬塬地区长2油藏含油饱和度低的根本原因;由于长2油藏构造幅度低,油气运移的动力较小,而且长2储层中束缚水饱和度较高,油气难以驱替,从而使得长2油藏含油饱和度低;此外,长2储层较强的非均质性,也是长2油藏低含油饱和度的原因。     

鄂尔多斯盆地吴起地区延长组长61低阻油层成因分析及识别方法

鄂尔多斯盆地吴起地区延长组长61低阻油层分布面积广、储量规模大,但其成因尚不明确,传统的识别方法易把低阻油层遗漏或误判。为此,从油田生产实际出发,根据钻井、录井、测井、分析化验、试油、试采及储层特征等资料,以鄂尔多斯盆地吴起地区主力生产层长61低阻油层为研究对象,利用灰色关联法分析其成因及识别方法。结果表明:长61低阻油层形成的主要原因是孔隙结构差;其次是绿泥石和铁方解石等胶结物含量高、地层水矿化度高和岩石粒度细等。在此基础上,建立交会图版法、测井曲线叠合法、核磁共振测井法、特殊录井法及多井横向综合对比法等多种针对低阻油层的识别方法,在生产应用中取得良好效果。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区上三叠统延长组长8油层组成岩相

在综合测试数据的基础上,系统地研究了姬塬地区长8油层组成岩作用类型、成岩期次与成岩流体性质,得到：①研究区长8油层组处于中成岩阶段A期,主要经历了压实-压溶、胶结、交代、溶蚀、自生矿物的充填及破裂等成岩作用;②沉积相对成岩作用的类型具有明显的控制作用,受古湖岸线位置控制的早期绿泥石环边胶结作用,是原生粒间孔得以保存的重要原因;③压实-压溶作用是造成孔隙缩减的主要原因,这一成岩作用贯穿整个成岩阶段;④自生矿物充填作用和碳酸盐胶结作用从早成岩阶段B期延续到中成岩阶段A₁期,对储层造成不同程度的破坏;⑤溶蚀和破裂作用主要发生在早成岩阶段B期和中成岩阶段A₁期,对改善储层物性意义重大。在上述研究基础上,将研究区长8油层组划为致密泥岩压实相、绿泥石环边胶结-溶蚀相、溶蚀-碳酸盐胶结相及方解石连生胶结相4个成岩相组合。储层的时空分布规律明显受沉积相和成岩相控制,研究区中部水下分流河道沉积区的绿泥石环边胶结-溶蚀成岩相带为最有利储集层发育相带。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区长2油层组储层孔隙结构特征

孔隙结构特征是油气储层综合评价和精细描述的核心研究内容之一,也是油气勘探与开发中必不可少的重要基础资料。根据岩石薄片、常规物性及高压压汞等资料的分析结果,文中系统研究了鄂尔多斯盆地姬塬地区长2油层组储层砂岩的孔隙结构特征及综合分类。结果表明：姬塬地区长2油层组砂岩主要以富含长石的砂岩类型为主,储层总体属于中孔特低渗孔隙型储层,多数孔喉半径集中在微细孔喉的范围,孔喉分布均质性和均匀程度较差,总体孔隙结构较差、产油能力较低;同时这些砂岩孔隙结构可分为好、较好、中等、较差、差等5类,中等孔隙结构最为典型。     

低阻油层成延长勘探新领域

鄂尔多斯盆地延长区延长组油层中高阻油层和低阻油层并存,低阻油层也可形成高产。仅依靠传统的油层识别和勘探方法将会低估或遗漏掉该类油层。对该区低阻油层成因的分析,作者认为。高束缚水饱和度是形成相对低电阻率油层的主控因素,高矿化度泥浆侵入和导电性矿物的存在也是低阻油层形成的主要因素。泥质附加导电性和高放射砂岩的存在对地层电阻率也有一定影响。     

马东地区低阻油层成因分析

马东地区具有优越的成藏背景,近年来针对东二段油层进行老井试油获得成功,但对其形成低电阻的影响因素没有进行整体分析。本次工作在综合分析马东地区地质情况、试油、试采及化验资料的基础上,分析并总结了该区形成低阻油层原因主要是储层岩石颗粒细导致的高束缚水饱和度、薄油层围岩影响、咸水泥浆侵入影响。通过多因素分析制定了该区低阻油层电性标准,指导了该区的老井复查,取得明显效果。为研究岩性因素及咸水泥浆引起的低电阻油气层的解释方法、提高油气层的解释符合率奠定了良好的基础。     

鄂尔多斯盆地定边地区长2低阻油层增产技术

鄂尔多斯盆地定边地区长2油藏在沉积和成藏过程中受各种因素的影响,形成了许多低饱和度油藏,油水同层比较普遍,油层电阻率普遍偏低,与水层的电阻率很接近甚至低于水层的电阻率,是定边地区广泛分布的一套主要含油层.该低阻油层具有油藏构造幅度低、油水分异不充分、含水饱和度较高、孔隙结构复杂、地层水矿化度高、钻井液滤液易侵入等特点,采用传统小型解堵压裂增产措施改造后,油层大面积产水或不产液.在反复增产改造实践的基础上,通过认真分析对比储层资料和不断总结施工成功经验,经过两年开发经验积累,终于形成了适合于定边地区长2低阻油层开发的复合配套增产技术,为后期定边地区长2低阻油藏的规模上产改造提供了技术支撑.     

基于岩石物理实验的苏北盆地油层低阻成因分析

由于苏北盆地高邮凹陷油层的低电阻率特征致使该区油水层识别难度较大,本文以实验为基础,对储层岩样进行x衍射分析、矿化度实验,压汞、岩心薄片分析,水膜厚度测试、润湿性测试,核磁共振实验等,采用分类对比的方法,找出苏北盆地高邮凹陷低阻油层在孔隙结构,润湿性,水膜厚度,粘土矿物,束缚水饱和度以及地层水矿化度等上的典型特征,从而得出导致苏北盆地高邮凹陷油层低电阻率的主要因素为以下三种:高粘土含量、较高矿化度地层水和高束缚水饱和度,为苏北盆地高邮凹陷低阻油层的识别与解释提供了理论基础。     

鄂尔多斯盆地延长组长9成藏特征

通过对鄂尔多斯盆地延长组长9油层组沉积相、储层、烃源岩特征及生储组合、油气运移动力等方面的分析．认为长9油层组存在西部辫状河三角洲沉积体系和东北曲流河三角洲沉积体系，局部为半深湖沉积。储层类型西北地区以Ⅱa、Ⅱb为主，西南和东北地区以Ⅱc为主，东南地区以Ⅲb类为主。长9发育上生下储和自生自储两种成藏组合，明确了西北灵盐-姬塬地区长9油源来自长7，属上生下储组合，东部志丹地区油源以长9为主。优选出西北灵盐-姬塬地区为长9最有利勘探区；东北安边-志丹地区是长8、长9油层组有利勘探区；西南合水-正宁、东南洛川地区为较有利勘探区，长9油层可作为上部长6、长7油层的兼探层。     

姬塬地区延长组长2油藏油气成藏条件研究

姬塬地区是鄂尔多斯盆地重点油气勘探区域之一。系统研究姬塬地区长2油藏的烃源岩、储集层、油气运移以及油气圈闭条件等,并综合分析了长2油藏的油气成藏条件。研究结果表明:姬塬地区紧邻盆地延长组生烃中心,油气供应充分,长2油藏的油气主要来自长7烃源岩;主要储层是水下分流河道砂体,岩石成分以长石砂岩、岩屑长石砂岩为主,极少量长石岩屑砂岩,为近中孔隙度、低渗透率储层;成岩作用类型主要有压实作用、胶结作用、溶蚀作用等。长7地层产生的异常高压是长7烃源岩产生的油气自下而上运移到长2地层的主要驱动力。研究区长2油藏的圈闭主要是构造-岩性圈闭,局部地区发育有构造圈闭和岩性圈闭。长2地层发育厚度较大的分流间湾泥岩均充当了长2油藏必备的遮挡和封盖层。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区长6 储层成岩作用研究

针对鄂尔多斯盆地姬塬地区三叠系延长组长 6 储层物性差,成岩作用复杂,进而引起非均质性强和渗透率低等问题,通过铸体薄片、阴极发光及扫描电镜等观察分析,认为：该区储集砂体由岩屑长石细砂岩和长石砂岩组成;储层以发育粒间孔隙和粒内溶孔为主;成岩作用主要为压实作用、胶结作用、溶蚀作用以及交代作用等;成岩演化阶段已到达中成岩 A 期;长 6 储层成岩作用为控制储层物性的主要因素之一。 通过对长 6 储层的成岩作用及其对储层物性的影响进行研究,可为该区的油气勘探和合理开发提供重要依据。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长3 油组成岩作用分析

姬塬地区延长组长3 油组是陆相三角洲背景下的岩性油藏,骨架砂体是三角洲前缘水下分流河道。储层岩性为长石砂岩和岩屑质长石砂岩,岩石成分成熟度偏低,结构成熟度较好。孔隙度均值为12. 62 % ,渗透率均值为0. 8 ×10^{- 3} μm² ,是典型的低孔、低渗油藏。根据扫描电镜、铸体薄片、阴极发光及X 衍射等资料,对研究区的成岩作用进行了研究,认为长3 油组现处于早成岩期B亚期向晚成岩期A 亚期过渡时期。研究区成岩各阶段均为酸性(p H < 6. 5) 环境,在早成岩期为开启型弱酸性水循环环境,在晚成岩期为封闭型弱酸性水循环环境,这都为溶蚀作用提供了良好的条件。机械压实作用、胶结作用和交代作用是造成长3 油组储层物性变差的主要原因。溶蚀作用在一定程度上改善了储层物性。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组成藏主控因素及成藏模式

姬塬地区长7烃源岩的总有机碳含量、总烃含量、热解烃产量等指标达到好烃源岩标准,具有较强的生烃能力。影响姬塬地区成藏的主控因素有4个,即烃源岩、沉积作用、成岩作用和剩余压力,优质烃源岩为油气藏的形成提供物质基础,水下分流河道砂体和溶蚀孔隙为油气储集提供空间,剩余压力为油气运移提供主要动力。成藏主控因素对不同层系油藏的控制作用是不同的。从长2油层组到长9油层组,沉积和成岩的控制作用逐渐增强,构造的控制作用逐渐减弱。研究区主要存在2种成藏模式:成岩-沉积-近源成藏模式主要分布在长4+5、长6、长8、长9油层组;构造-沉积-远源成藏模式主要分布在长2油层组。     

姬塬地区长9 油层组油气运移规律及模式探讨

鄂尔多斯盆地姬塬地区长9 油层组展示了较好的勘探前景,但对其成藏机制方面的研究却相对 薄弱,成为制约勘探的难题。该文应用油藏地球化学、成藏地质学和沉积学等研究手段和方法,探讨了油 气来源、运移、运移动力、运聚方式等问题。结果表明：姬塬地区长9 油层组原油来源于上部长7 油层组 的优质烃源岩;长7 烃源岩生烃增压产生的异常高压、长7 与长9 油层组过剩压力差是长7 烃类向长9 储层运移的主要动力;纵向叠置、横向上连片的砂体和区域性构造活动形成的裂缝为沟通长7 优质烃源 岩和长9 油层组储层的优势运移通道。     

鄂尔多斯盆地郑庄油区延长组长6油层组储层特征

通过岩心分析及镜下观察等研究,认为郑庄油区长6油层组储层岩石成分以长石砂岩为主,岩石成分成熟度低,结构成熟度中等,储层物性以低孔、低一特低渗为主,储层展布主要受沉积相控制,沉积类型为三角洲前缘亚相沉积。水下分流河道微相是该区的主要储集岩相。长6油层组浊沸石溶蚀作用比较发育,对改善储层物性起到关键性作用。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长82储层沉积成岩作用

鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长8²沉积期,构造相对稳定,发育浅水三角洲沉积体系,湖岸线在东南部小规模迁移,分流河道及水下分流河道构成了该区沉积骨架。在对大量薄片和岩心分析的基础上,运用扫描电镜、X-衍射、阴极发光等实验手段,对长8²储层的成岩作用进行了研究。研究结果表明,成岩作用对储层的影响具有双重性。早期绿泥石膜的发育对抵抗压实作用具有一定积极作用,早期方解石易与有机酸发生溶解反应,形成次生孔隙,改善储层物性,溶蚀作用极大程度地改造了储层物性,是次生孔隙形成的主要途径;压实作用破坏了成岩早期原生孔隙,晚期铁方解石堵塞孔隙,形成局部强钙质胶结区。沉积成岩作用对油气的分布具有决定性作用,分流河道及水下分流河道砂体厚度高值区决定了储层发育的形态及规模,在此基础上,受后期成岩作用改造的绿泥石胶结剩余粒间孔相和长石溶蚀+剩余粒间孔相是该区油气聚集的重要场所。     

尼日尔Agadem油田E1油组低阻油层成因分析

尼日尔Agadem油田E1油组普遍发育一套典型的低阻可疑层,在开发过程中,由于对其成因、含油性及产能认识不清,一直未引起足够重视。为了寻求一期油田的稳产接替潜力,针对该套低阻可疑层,采用宏观因素控微观分析的宏观、微观相结合的低阻油层分析方法,通过圈闭幅度和沉积环境等宏观地质成因分析,明确了目的层所处的三角洲前缘末端弱水动力沉积环境为低阻层的主控成因;综合利用岩心、测井及分析化验资料,对储层厚度、岩性、黏土矿物、孔隙结构、束缚水饱和度等岩石物理成因分析,明确了研究区发育3种成因类型的低阻油层,砂泥薄互层和束缚水饱和度偏高为低阻油层主要成因。通过试油和生产,证实了低阻可疑层为产能较好的油层,充分证明了对低阻油层成因分析的合理性,为低阻油层的分类识别和评价提供了依据。