蟠龙油田长2油藏控制因素研究

通过对蟠龙油田长2油藏的研究,表明其油气聚集受储层和局部构造双重控制,油藏类型属构造—岩性复合型油藏,储层主要为辫状河流沉积的河道砂体;其成藏主要控制因素包括沉积相带、鼻状构造、砂体叠置点、裂缝等因素。研究成果在油田探井井位优选、开发方案设计等方面具有一定的指导作用。     

鄂尔多斯盆地环县地区长8油气富集规律及有利目标优选

作者对环县地区长8油层组进行了详细的物源、沉积微相、砂体展布、物性、储层评价及今构造分析,在此基础上,研究了长8油层组的油气圈闭类型及油气富集规律,认为油气圈闭类型主要为岩性圈闭和构造-岩性圈闭,水下分流河道为油气富集的有利相带。油气富集程度具体受砂厚、孔隙度、渗透率等参数的控制,根据砂厚、孔隙度、渗透率等参数,参考已有的试油数据,将长8油层组的有利区块分为3类,进而对长8油层组优选出3个一类有利区块、2个二类有利区块和2个三类有利区块。     

松辽盆地北部昌德地区扶余油层砂体特征精细评价

松辽盆地北部昌德地区主要沉积相类型为三角洲前缘亚相、三角洲平原亚相以及浅湖亚相,并发育有分流河道、决口扇等为代表的5种沉积微相类型。为了下一步寻找隐蔽性岩性油气藏,利用储层定量评价研究方法,对昌德地区扶余油层各细分层的不同沉积微相类型的储层砂体进行精细的分析对比,详细解剖单井取芯段砂体。通过扶余油层各细分层河道砂体的连通性栅状图、统计各细分层的河道期次、不同成因的河道厚度以及河道宽度,刻画了河道砂体平面分布样式,总结了昌德地区扶余油层各细分层的储层砂体不同成因的物性特征,并预测重点小层的平面物性分布规律。     

二连盆地吉尔嘎朗图腾格尔二段沉积相研究

在区域沉积演化背景分析的基础上,以沉积地质学、测井地质学等理论为指导,利用取心井观察与描述、录井、测井、薄片及测试分析等资料,对二连盆地吉尔嘎朗图腾格尔组二段的沉积相进行了划分,结合区域沉积、构造演化背景,划分沉积相类型并对沉积相进行单井到连井到砂体平面展布的逐步研究,分析了其平面展布及垂向演化特征。结果表明:沉积相分为辫状河三角洲相和湖泊相,亚相分为辫状河三角洲前缘亚相和深—半深湖亚相,并进一步划分为水下分流河道间、席状砂、水下分流河道、河口砂坝、湖泥5个微相;研究区砂体厚度总体较大,平面呈东南向西北展布。研究为研究区的油气勘探提供依据。     

高桥-杏河地区砂体分布规律及沉积相研究

鄂尔多斯盆地天然气资源量非常丰富,如已发现的靖边、苏里格等大型气田.近年来的勘探表明,盆地南部的高桥-杏河地区山2-盒8段可能是天然气勘探的重要接替区.在吸收和消化前人的研究成果的基础上,根据区域背景,沉积特征和砂体形态等综合分析,研究沉积相及砂体分布规律.以取芯井建立的单井相模式为依据,利用典型的测井曲线的形态特征、砂岩等厚图,将研究区划分为水下分流河道、水下分流河道间湾、河口坝、前缘席状砂及远砂坝4种微相,进一步利用取芯井和测井资料,对储集层物性与沉积相进行分析,以指导以后的勘探生产.     

西峰油田西259井区长3_2特低渗储层测井二次解释研究

近年来,低—特低渗油藏已成为国内油气勘探开发的主要目标之一,准确评价此类复杂油藏对油田稳产具有重要意义。通过对西259井区长32特低渗透率油藏的成因机理、四性关系研究。以岩心分析化验资料为依据,采用岩心刻度测井的研究思路,重新建立了研究区孔隙度、渗透率、含油饱和度解释模型,制定了测井解释标准并进行了二次解释,满足了该油藏开发的需要,为特低渗透率油藏的研究和开发提供了思路。     

准噶尔盆地西北缘风城1号油砂矿白垩系沉积储层特征

风城1号油砂矿白垩系清水河组K1q1、K1q21、K1q22和K1q23油砂层中,仅研究白垩系沉积储层特征。通过对油砂矿储层沉积相、岩石学、粒度、储集空间类型、粘土矿物成分及敏感性、储集层物性等分析研究,油砂储层的孔隙度及渗透率较好,白垩系沉积有砂体厚度大,对油砂的富集比较有利。     

红岗油田高台子油藏成岩相控建模研究

三角洲相储层砂体相变快、非均质性强,其物性受到沉积作用、成岩作用的双重控制,而常规的单相(沉积相)控随机建模难以精确表征储层物性的三维分布。以红岗油田高台子油藏为例,通过岩芯观察、薄片分析等方法对研究区储层进行沉积相和成岩相精细研究,建立研究区沉积微相和成岩相平面展布图。并以成岩相作为约束条件储层三维属性模型。模型分析表明,采用成岩相控建立的储层属性模型精度较高,较好表征了三角洲相储层内部物性的非均质性,为后续剩余油分布研究和开发方案调整提供了可靠的地质依据。     

相控储层地质建模在剩余油分布预测中的应用

提高储层建模精度的关键在于采用地质约束的相控建模思路。本文以大庆某油田为例,提出相控储层建模具体研究思路:通过整合沉积相序、定量地质知识库、沉积微相概率以及变差函数等约束条件,按照"分级控制、层次约束"的原则建立沉积微相模型;在沉积微相模型的控制下,完成孔隙度、渗透率等储层参数模型。在此基础上,将静态的三维地质模型与动态生产资料相结合,通过整合构造、储层、流体以及动态生产信息,对剩余油分布规律进行综合评价与预测,使储层建模的结果对剩余油分布的评价起到约束作用。     

相控储层地质建模在剩余油分布预测中的应用

提高储层建模精度的关键在于采用地质约束的相控建模思路。本文以大庆某油田为例,提出相控储层建模具体研究思路:通过整合沉积相序、定量地质知识库、沉积微相概率以及变差函数等约束条件,按照分级控制、层次约束的原则建立沉积微相模型;在沉积微相模型的控制下,完成孔隙度、渗透率等储层参数模型。在此基础上,将静态的三维地质模型与动态生产资料相结合,通过整合构造、储层、流体以及动态生产信息,对剩余油分布规律进行综合评价与预测,使储层建模的结果对剩余油分布的评价起到约束作用。     

义北油田大43区块沙二段沉积微相对储层物性的控制作用

义北油田大43区块沙二段是区内重要的含油层，沉积微相控制着砂岩的展布及物性的变化，同时又控制着区块油藏的分布，因而对该区沙二段沉积微相的综合研究具有重要的意义。通过对大43地区岩心和测井资料的分析，建立了沙二段地层格架和单井相模式。研究表明，该区沙二段沉积相主要为滨浅湖滩坝沉积体系，包括滩亚相和坝亚相2种亚相，进一步可分为坝主体、坝侧缘、滩席、碳酸盐岩滩和滨浅湖泥5种重要沉积微相。该区优势相为坝主体和碳酸盐岩滩沉积微相，其控制了优质储层的形成与展布。并在前述研究基础上优选出3个有利区:D43-324至D43-332井区域、D43-393井区域、D43-357井区域。     

松辽盆地徐家围子断陷沙河子组储层特征研究

储层特征不明确是目前制约研究区沙河子组油气突破的关键难题,通过综合运用薄片观察、扫描电镜、物性测试等多种手段,系统开展了研究区沙河子组储层特征研究。结果表明,岩石类型以长石质岩屑砂岩、岩屑质长石砂岩为主,不同区块存在差异;主要发育粒间溶孔、粒内溶孔和铸膜孔等孔隙类型。其中,徐东、徐西以粒间溶孔、微裂缝为主,安达地区以粒内溶孔、铸膜孔为主;物性差,属于特低孔、特低渗储层。储层发育受埋深、沉积相类型、岩性、成岩作用控制。不同因素控制作用存在差异,埋深、沉积相控制作用更强,扇三角洲前缘席状砂、扇三角洲前缘水下分流河道、辫状河三角洲前缘河口坝砂物性最好;凝灰质含砾砂岩、凝灰质砂岩、凝灰质含砾砂岩岩性孔隙度最高。建立研究区储层评价标准,优选Ⅰ类储层,该研究成果为徐家围子断陷沙河子组下部勘探指明方向。     

大牛地气田大47—大70井区太二段致密砂岩储层特征及主控因素研究

为分析太二段致密砂岩储层特征及主控因素,以岩心观察和分析化验资料为基础,对太二段砂岩的岩石学特征、物性特征、孔隙类型、孔隙结构、成岩作用等进行分析。结果表明:该区太二段储层岩石类型主要为石英砂岩及岩屑质石英砂岩,颗粒分选性较好,但磨圆度较差;储层物性表现为特低孔—超低孔、特低渗—超低渗的特征,孔、渗相关性较好;孔隙类型以粒间溶蚀孔隙为主,次生粒内溶孔为辅,发育Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ四类孔隙结构类型;沉积作用是该区储层物性的主控因素之一,其中障壁砂坝物性最好,其次为砂坪和潮汐三角洲砂体;太二段经历了4种成岩作用类型,溶解作用使储层物性变好,压实作用、胶结作用和交代作用为破坏性成岩作用,使储层物性变差。     

大宁—吉县上古生界主要砂体储层物性及含气特征

鄂尔多斯盆地东南缘大宁—吉县地区上古生界具有巨大的非常规天然气资源潜力,其中,太2段、山2段、山1段和盒8段为研究区上古生界主要的致密砂岩发育层段。结合大量的钻井资料及储层物性测试数据对研究区4套主要砂体进行了分析,得出研究区从本溪组到盒8段砂体发育规模逐渐增大;孔隙度主要集中在5%～7%,渗透率偏低,大多在（0～0.6）×10^-3 μm²。运用曲线重叠法对研究区砂岩气层进行了识别与评价,并在考虑到区内砂岩泥质含量较高的基础上,对印尼公式的参数进行一定的优化,计算了该区的砂岩含气量,含气量整体呈现南高北低、西高东低的规律。     

新安边地区长7主力油藏辨识

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7致密油储集层致密,孔隙结构复杂,孔隙度小,渗透率低,储集层微裂缝发育,盆地新安边地区长7油藏受沉积环境控制,砂体横向变化快,纵向隔夹层发育,主力贡献层识别难度大。综合地质研究认为,长7段页岩油具有砂泥储层大面积分布、储层致密但流体可动性较好、含油饱和度高、油质轻、气油比较高、埋藏较浅、资源量大等特点。针对新安边地区长7致密油储层,通过综合应用数理统计法和岩心观察、常规测井、核磁测井识别法,建立了主力贡献层纵向识别标准,以目前勘探成果为依据,多参数综合评价确定有利区、次有利区和不利区的阈值范围。评价结果具有很好的一致性,解决了储层单因素评价过程中出现的评价结果相互交叉、不唯一的问题,有利于对致密油储层进行合理评价。应用该结果指导水平井轨迹设计优化,取得了较好的应用效果。     

川西地区上三叠统非常规天然气勘探潜力分析

川西地区上三叠统油气勘探经历了曲折复杂的过程,以砂岩地层为主,但砂岩储层表现为薄砂薄储,埋深大,物性差,勘探难度大,效益开发风险大,制约了川西油气勘探进程。川西须家河组主要为砂泥岩互层,泥页岩单层厚度和累计厚度均较大,有机质类型以Ⅲ型为主,有机碳量较高,有机质热演化程度较高,Ro在1.1%~2.3%,处于生烃高峰期,生成的天然气一部分运移到砂岩储层中,形成构造气藏及致密砂岩气藏,大部分天然气以游离和吸附状态存在于泥页岩中,为页岩气藏的形成奠定了基础。分析认为,川西地区须家河组具有致密砂岩气与页岩气共生的特点,致密砂岩气和页岩气的开发手段都以压裂造缝为改造工艺,具有相似性,为川西地区须家河组砂—泥岩一体化勘探提供了条件。研究得出,对川西须家河组非常规气勘探不能“单打一”,应有针对性地对砂岩、泥页岩实行“组合拳”式的综合勘探,从而发现更多的天然气资源。     

济阳坳陷桩海地区馆陶组上段三角洲沉积特征

为了加深对桩海地区馆陶组上段沉积相的认识,根据测井资料、地震剖面资料、等时地层切片资料等,通过古地貌及砂岩百分含量等值线图,分析馆陶组上段物源供应特征和沉积特征,对沉积相平面展布特征进行刻画,并对储层有利区进行预测。结果表明,研究区存在来自西南和东南两个方向的物源;馆陶组上段早期发育了三角洲相,三角洲平原不发育,三角洲前缘较发育,以水下分流河道、河口砂坝和支流间湾等微相为主;有利区位于发育河口砂坝和水下分流河道的中部和南部区域。     

毛乌素沙地砒砂岩成因特征分析

分布于鄂尔多斯盆地东南缘毛乌素沙地的砒砂岩,是形成于古生代的二叠纪、中生代的三叠纪、侏罗纪以及白垩纪的厚层砂岩、砂页岩以及泥质砂岩组成的岩石互层,主要岩性为陆相碎屑岩。砒砂岩具有无水时坚硬,遇水如软泥、极易被水蚀、风蚀的特性,实验发现其渗透系数为5.2×10^-3 mm/s,渗透性较好,塑性指数Ip为9.40,较大,表明亲水性较好;从砒砂岩所组成的矿物成分来看,石英是主要的岩石成分,SiO₂含量高,因此砒砂岩成分成熟度高、结构成熟度低,外观表现在胶结程度差、结构强度低。另外,通过分析古生代、中生代各个地层砂岩岩相特征、组成特征、沉积演化特征来还原砒砂岩不同形成时期的沉积环境,以解释不同厚层砒砂岩的形成原因。     

科特迪瓦盆地Albian阶下部沉积特征及展布

科特迪瓦盆地地处西非几内亚湾北部，是具有转换、被动大陆边缘叠置性质的复杂断陷盆地。伴随着西非深水油气勘探的热潮，以预测良好储层为目标，通过岩心、地震剖面、测井曲线以及录井资料，对科特迪瓦盆地下白垩统Albian阶下部沉积时期的沉积相类型及其展布进行系统研究。研究表明，Albian阶下部沉积时期属于盆地初始裂陷中期，北部物源供给充足，发育冲积扇相、扇三角洲相、湖泊相共3种沉积相类型。其中以湖泊相、扇三角洲相为主，冲积扇沉积仅发育在盆地北部边缘。该研究将为Albian阶储层评价及油气开发提供新的地质依据，也可为邻区塞内加尔盆地油气裂陷期勘探提供借鉴。