鄂尔多斯盆地直罗油田长6油层组成岩作用及孔隙演化研究

位于鄂尔多斯盆地的直罗油田三叠系延长组长6油层组为近年来新开发的一个主力油气产层。岩石学和成岩作用特征研究表明,直罗油田长6油层组以细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩为主,砂岩经历了机械压实作用、胶结作用、交代作用和溶蚀作用等成岩作用,成岩作用处于晚成岩阶段A期。成岩作用控制了储层砂岩孔隙发育特征,其中压实作用与胶结作用是导致储层超低渗的主导因素,而次生溶蚀孔隙的形成对储层砂岩物性具有一定改造作用,并控制了该区长6油层组相对高孔高渗储层的展布特征。     

杏子川油田化子坪区长6储层宏观非均质研究

通过对杏子川油田化子坪区长6油层组岩心、测井及测试资料的统计分析,讨论了研究区长6储层宏观非均质性特征.研究表明,本区长6储层的层内、层间和平面非均质性均比较强,其变化规律主要受沉积相带控制.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物性非均质性参数、分层系数、砂岩密度和层间隔层展布;平面非均质性与砂体形态及接触关系密切相关,同时利用孔隙度、渗透率的空间分布分析研究储层平面非均质性.     

川西Q地区须家河组储层流体识别方法研究

川西Q地区须家河组储层作为川西坳陷中深层重要气层系之一为典型的致密碎屑岩储层,具有多层系、多类型、多组合的储集体系特点。该区致密碎屑岩钙质含量高,非均质性强,对地层电阻率影响大,储层物性具有低孔低渗高含水饱和度特点,测井解释孔隙度、渗透率参数误差大,气水纵向上间互分布、横向上邻井对比性差导致气水层识别不准确等问题。本文根据不同流体在测井响应上的差别,采用综合指数法（FTI）、电阻率与孔隙度交会图法、正态概率分布法（P1/2）进行流体识别,得到各方法的符合率分别为86.36%、68.19%和90.91%。综合各因素分析,综合指数法（FTI）和正态概率分布法（P1/2）能达到该区准确流体识别的要求,为川西地区须家河组储层的流体识别方法适用性提供了依据。     

气相色谱-质谱联用判识稠油井主产层

针对稠油的黏度高,族组成中非烃和沥青含量高,饱和烃和芳香烃含量低,全烃色谱图很难反映各油层与井口原油的差异性,应用气相色谱指纹判识稠油井的主要产油层位困难等问题,利用辽河油田某多层混采稠油井各产油层的储层岩石(储层沥青)和混采原油作样品,进行饱和烃和芳香烃色谱-质谱实验,通过星形图分析、聚类分析、因子分析等技术的分析和研究,有效地判识了该多层混采稠油井的主要产油层位,并提出了有针对性的生产调整建议,从实施情况来看,效果明显.该方法具有适用性强、投资少、周期短、准确、快速等特点,有推广应用的前景.     

鄂尔多斯盆地W102井区长6储层成岩作用研究

通过铸体薄片观察和电镜扫描等检验方法,对鄂尔多斯盆地劳山地区W102井区长6储层的储层特征及成岩作用作了研究。研究结果表明：W102井区长6储层的岩石类型主要为灰色细粒长石砂岩,储层为典型的低孔—超低孔、特低渗—超低渗储层。此外,主要成岩作用包括压实作用、胶结作用和溶蚀作用：成岩期间的压实作用为破坏性成岩作用,对储层物性的影响不具主导性;胶结作用复杂,对孔隙度的影响较大;溶蚀作用表现为建设性成岩作用,溶蚀率增大对储层孔隙度和渗透率的改善具有积极作用。     

鄂尔多斯盆地富昌地区延长组长2段储层三维地质建模研究

鄂尔多斯盆地富昌地区延长组长2段储层属于典型的低孔、低渗型碎屑岩储层。本文通过运用序贯指示模拟法和基于目标体法建立了本区长2段地层的沉积相模型,并运用序贯高斯模拟法结合相控原理建立了本区储层物性模型,进而探讨了本区长2段储层的非均质性特征。     

川中金华地区大安寨储层微地震相分析

根据Ｖａｉｌ等人的地震地层学观点，利用地震波的振幅、连续性、相位和波形等变化特征，在常规精细处理的地震叠偏剖面上对川中大安寨储层划分出两种微地震相。再通过钻井、地质、地震三方面综合分析、研究，最终提供了该区的含油（气）相模式，即波形较连续、强能量的单波微地震相，原则上不产油（气），而连续性较差、低能量的复波微地震相为产油（气）的最佳模式，从而加深了对川中大安寨储层的再认识。     

鄂尔多斯盆地合水地区长6组浊积扇沉积特征 及其相模式分析

应用丰富的岩心资料、测井资料以及录井资料,通过岩心观察描述以及沉积相分析方法,深入开展鄂尔多斯盆地合水地区长6油层组储层的沉积相类型及相模式等研究。通过岩石类型、沉积结构、构造、古生物以及沉积环境分析,认为长6油层组沉积时期主要发育陆相湖盆深水浊积扇相,并可划分出内扇、中扇和外扇等3个亚相;通过沉积相及测井相等分析方法,以明确沉积相平面展布以及垂向演化规律,最终建立了研究区长6油层浊积扇相模式。     

利用地层测试资料计算储层泥浆侵入半径

钻井泥浆滤液储层侵入研究有助于正确识别油气水层。泥浆侵入较浅时,可以利用测井响应识别部分油层;但泥浆滤液侵入较深时,利用电阻率识别油气层就十分困难。L区实测资料说明A组油气层原油由于压缩系数大,极易造成严重泥浆侵入,增大了油气层识别的难度。运用试油与测压等资料可以较准确计算泥浆侵入半径,并对泥浆侵入校正图板进行校正,从而在泥浆侵入深的地区较为准确地识别油气层。通过应用结果证明了该方法的有效性,为综合利用测井、测试资料进行储层评价提供了新的有效手段。     

模糊数学法在储层评价中的应用 ———以鄂尔多斯盆地白于山地区延长组长4+5油层组为例

运用模糊数学综合评判法,确定储层评判对象因素集,通过对鄂尔多斯盆地白于山地区延长组长4+5储 集层研究,认为孔隙度、渗透率、排驱压力、分选系数、孔喉均值是储层评判对象因素集。经过储层评判对象因素 集逐步回归分析,建立Ⅰ～Ⅳ类储层分类评价标准,其中Ⅰ～Ⅲ类为有效储层,Ⅳ类为非储集层。最后用Q型 聚类统计对储层分析,表明白于山地区长4+5储集层属于Ⅱ类,即中等储层。     

坪北油田长7-长9油组特低渗透油层解释与应用

坪北油田长7-长9油组特低渗透油层与浅层的长4+5和长6油层有很大的不同,不能沿用老的解释标准。从分析长7-长9油组油藏特征及含油特点入手,研究测井解释模型,建立了孔隙度解释、渗透率解释、含油饱和度等测井解释模型;采用最小孔喉半径法、岩心含油产状法及试油试采法等研究手段,对油层有效厚度物性下限进行研究,确定了油层有效厚度物性下限标准及测井解释标准,以此为基础,进行了老井复查工作,重新解释油层293.6m/81层。     

安塞油田坪北区低渗透储层评价

安塞油田坪北区延长组特低渗透储层,通过这几年钻探发现主力油层为长4+52层、长61层和长62层,油层厚度达20余米,油层层数、油层厚度、原始原油地质储量和油井产量都有明显增加。从储层评价入手,系统地研究了坪北区储层沉积特征、储油层物性、孔隙结构、储油层平面分布,进行了储层分类和评价。     

低闭合油藏油水同层储层含水饱和度新模型

G地区P油层由于闭合高度低,油水分异差,存在大量的油水同层,且该区油水同层与油层的物性、电性相近,使得传统的利用电阻率和孔隙度计算含水饱和度的方法失效;加上工区开发过程中采取多层合试,单层试油且产液性质为油水同出的层位较少,可供选择进行油水同层饱和度建模的样本较少,使得该区油水同层饱和度的准确计算成为储量提交的难点.针对这一问题,提出以少量的密闭取芯井为基础样本,首先应用相渗资料建立起产水率与含水饱和度关系,然后外推到常规取芯井获得含水饱和度的补充样本,进而通过优选孔隙度、电阻率比值等建模参数,构建了适用于研究区油水同层的饱和度计算新模型,通过统计,其平均相对误差仅为3.59%,满足了储量计算的精度要求.     

直罗油田东北部长8油层组原始含油饱和度的确定

直罗油田东北部长8油层主要是受岩性控制的构造-岩性油藏,该区油水同层较为发育。针对本区这 一特点,本文在采用密闭取心法、毛管压力资料解释法(压汞法)和测井资料解释法等常规方法的基础上,依据前人 研究成果,尝试运用相渗资料分析法对该区的原始含油饱和度进行解释校正。利用这四种方法对直罗油田东北部 长8油层的原始含油饱和度进行计算,并分析每种方法的优缺点,从而确定符合本区长8油层实际情况的原始含油 饱和度,进而提高储量计算的精度。结果表明,相渗资料分析法是适用于本区原始含油饱和度计算的最优方法,最 终确定原始含油饱和度取值为45.6%。     

黄沙坨油田粗面岩室内实验研究

以辽河油田黄沙坨地区小22-14-20油藏为研究对象,进行了低渗油藏储层流动性室内实验研究。 结果表明,该油藏水敏性为弱水敏至中等水敏,临界矿化度在2500mg/L以下,相对渗透率曲线的形态基本上呈油 相相对渗透率下降迅速,水相相对渗透率上升急剧陡峭,油水两相相对渗透率跨度小的裂缝性油藏的相渗曲线特 征。在注水开发过程中,充分保证水的标准质量,防止油层的污染堵塞。现场实施结果表明,实施注水采油保持能 量是可行的,采出率由10.8%提高到11.96%。     

杏子川油田长9、长8油藏成藏规律研究

杏子川油田中生界油藏主要分布于上三叠统延长组长6、长2、长4+5油层组,尤其以长6和长2油层组油气最为富集.随着勘探开发工作的深入开展,陆续在该区发现长9、长8油藏,这两个油藏具有隐蔽、规模较小及发现难度大的特点.研究发现,长9、长8油藏分布主要受控于沉积相带,鼻状隆起是油气富集的重要条件.     

安塞地区长10_1相对高渗储层特征及控制因素分析

安塞地区长101物性变化大,高渗带高产,低渗带不出油,勘探风险大.为了更好的认识长101油层,引入了相对高渗储层的概念.利用岩心、薄片、扫描电镜、粒度、图像、X衍射、物性、压汞等多种分析手段,研究了安塞地区长101相对高渗储层的岩石学特征、成岩作用特征及孔隙结构特征,并分析出形成相对高渗储层的影响因素.研究表明,安塞地区长101相对高渗储层为中粗粒-中粒含浊沸石长石砂岩和岩屑砂岩,成分成熟度较高,胶结物主要为绿泥石胶结,成岩作用主要表现为次生溶蚀,储集层主要为浊沸石溶蚀孔、长石溶蚀孔及残余粒间孔;相对高渗储层的影响因素主要有储层的沉积相、胶结物、成岩作用、裂缝及构造作用.     

西斜坡区萨二、三油层油气运移优势路径及对成藏的作用

分析了西斜坡区萨二、三油层油气运移输导通道的构成及特征,认为砂体是该输导层的主要通道,断裂只起油气转向、汇聚和沟通作用.根据油气运移和优势路径选取原理,在古埋深恢复的基础上,确定了西斜坡区萨二、三油层油气运移3条优势路径:齐家—古龙凹陷经白音诺勒至二站、阿拉新、平洋;齐家—古龙凹陷沿滨州铁路至富拉尔基;齐家—古龙凹陷经巴彦查干至泰来.研究了油气运移优势路径与油气藏分布之间的关系,该区萨二、三油层油气运移优势路径控制着油气藏的分布,只有位于油气运移优势路径上的圈闭才是该区萨二、三油层油气聚集成藏的有利场所.     

稠油底水油藏地质研究及水平井调整实践

我国东部油田由于受沉积环境的影响,油藏类型大部分为复杂断块油藏,物性差,非均质性强.羊三木油田三断块NgI油组是一个复杂断块稠油底水油藏,投入开发近30年,目前采出程度不足8%,开发效果一直较差.通过精细油藏描述及剩余油分布研究,搞清储层及剩余油在三维空间展布的基础上,提出三断块NgI稠油底水油藏,采取钻水平井加密与钻直井加密相结合,并配合一定的油水井措施整体挖掘油藏潜力的井网调整策略.羊H1井的钻探成功,为下一步的调整、挖潜打下了坚实基础,并对同类油藏的开发调整将具有一定的借鉴意义.     

深层低渗透油层渗流规律与水驱油特性研究

深层低渗透率油藏的渗流规律及水驱油特性具有特殊性。本文通过中原油田文13北块的岩心试验资料的分析、研究,表明深层低渗透率油藏单相流体渗流表现为非达西流动,渗透率越低,启动压力梯度越高。油水两相流动反映出束缚水饱和度高,油水两相流动范围窄;垂直于裂缝方向流动的储层采收率最高。为该块及同类型油藏分析剩余油分布规律、制定合理的提高采收率方案提供了依据。