旬邑地区三叠系长6—长7段沉积特征研究

近年来随着鄂尔多斯地区低孔、低渗岩性油气藏的不断勘探开发,致密油、致密气已成为研究的重点,需要更加精细地刻画其沉积相及沉积特征。在已有研究成果的基础上,结合岩心、测井资料及野外剖面,对旬邑地区三叠系延长组长6—长7段的沉积特征开展综合研究,认为旬邑地区在该期地处构造坡折带,物源充足,沉积相变快。长6—长7段沉积期发育辫状河三角洲前缘—深湖近源碎屑沉积体系,砂体主要以辫状河三角洲前缘水下分流河道砂体和深水重力流沉积砂体为主。长6—长7段深湖沉积中,砂体以砂质碎屑流沉积为主,浊流沉积和滑塌沉积砂体伴生;深湖相泥页岩中薄层凝灰岩夹层和各种变形构造反映了强烈的火山活动和构造运动,为深水重力流形成的触发条件提供依据。     

井震联合属性分析技术在深水浊积岩储层预测中的应用

深水浊积水道和浊积扇是西非尼日尔三角洲A油田最发育的沉积相,也是最有利的砂岩储层。该类储层非均质性强,常规预测方法精度较低。将地震属性和储层物性参数建立神经网络关系,对储层参数进行定量预测,该方法较常规的井间插值有很多优势,精度更高,且能把地震属性的信息反映到储层描述中。该方法在A油田取得了良好的效果,值得在类似油田储层预测中进行推广应用。     

鄂尔多斯盆地子长地区延长组深水砂岩露头精细解剖

鄂尔多斯盆地子长地区广泛出露延长组长1油层组深湖相浊积砂岩,在露头观测的基础上对其进行了构型单元分析。研究区长1油层组内可见7种岩相类型,分别为块状砂岩相(Sm)、具撕裂屑块状砂岩相(Smt)、平行层理砂岩相(Sh)、沙纹交错层理粉砂岩相(Fr)、同生变形构造粉砂岩相(Fd)、水平层理粉砂岩相(Fl)与块状泥岩相(Fm); 识别出水道(CH)、堤岸(LV)和朵体(LB)3种不同类型的构型单元。根据水道构型单元垂向上的岩相组合和空间分布特点,将水道分为4类,对应于浊积扇体的不同部位:在上扇区域,主要发育Ⅰ类水道(Smt-Fm-Sm),砂体横向延伸有限; 在中扇区域,主要发育Ⅱ类水道(Sm-Sh-Fr-Fl-Fm)与Ⅲ类水道(Sm-Fr-Fl-Fm),这两类砂体延伸性较好,是子长地区长1油层组深水砂体的主要组成部分; 在下扇区域,发育Ⅳ类水道(Sm-Fl-Fm)。根据水道类型的差别探索提出子长地区长1油层组深水砂体沉积模式。     

胡状集油田沙三^3亚段浊积岩沉积特征

胡状集油沙三＾３亚段浊积岩除发育鲍马层序外，还发育有各种准同生变形构造，槽模，大型交错层理，浪成沙纹层理和深水遗迹化石，该浊积岩复合体为一浊积扇体系，水道浊积岩由砾质和砂质高密度浊流沉积序列组成，而非水道只岩则主要同经典浊积岩组成。     

三角洲前缘致密储层特征及其主控因素 ——以定边地区长6油层组为例

阐明微相控制下的致密储层展布及其微观特征,对揭示致密油差异富集规律,实现有利储层的评价具有重要意义.综合运用铸体薄片、粒度分析、扫描电镜和高压压汞等技术手段,对长6段致密储层样品进行测试,获得孔隙类型和孔喉结构特征,结合沉积微相研究成果认为,定边地区长6发育三角洲前缘亚相,长石砂岩为储层主要岩石类型,储集空间主要为粒间...     

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。     

鄂尔多斯盆地南部晚三叠世事件沉积—秦岭造山耦合分析

鄂尔多斯盆地南缘晚三叠世的湖盆充填与秦岭造山关系密切,秦岭造山对延长组沉积研究十分重要.结合露头与岩心、沉积与物源区资料,分析晚三叠世秦岭造山与事件沉积的耦合性.结果表明:(1)物源区隆升,造山带前缘快速下沉,湖平面上升,南陡北缓的不对称盆地形成;盆地南缘快速堆积的三角洲前缘沉积在重力失稳条件下向造山带前缘滑塌形成浊积岩、砂质碎屑流,频繁的地震导致大量的砂岩脉形成.(2)盆地南缘火山喷发,一方面导致生物组合发生变化;另一方面由于凝灰岩富营养组份导致湖水中生物繁盛,并最终促成优质烃源岩的形成.该研究结果对寻找烃源岩、判断沉积相、分析构造背景,以及油气勘探具有一定指导意义.     

鄂尔多斯盆地胡尖山地区长72储层特征研究

根据鄂尔多斯盆地胡尖山地区延长组长72储层的砂岩薄片、铸体薄片、扫描电镜、高压压汞及常规物性等测试资料,对其储层特征进行分析.研究结果表明:储层岩石类型以细粒长石砂岩为主,石英砂岩和岩屑砂岩相对较少;储层岩石胶结物类型以铁方解石为主;储层孔隙类型以长石类溶孔为主,残余粒间孔次之,晶间孔和微裂隙很少见.储层物性总体较差,...     

鄂尔多斯盆地庆城—合水地区长7储层物性特征研究

运用扫描电镜、铸体薄片、压汞等测试手段,对鄂尔多斯盆地庆城—合水地区长7储层特征进行研究,分析长7储层物性影响因素以及储层物性与含油性关系。研究表明:研究区内长7储层以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主,碎屑粒度偏细,分选中等;填隙物以伊利石和碳酸盐胶结物(铁方解石和铁白云石)为主;储集空间主要为原生粒间孔和长石溶孔;喉道以细喉道和微细喉道为主,孔隙结构偏差;储层物性主要受沉积微相和成岩作用(压实、溶解、胶结作用)控制,储层物性越好则储层含油性越好。     

胡尖山油田延长组长6段三角洲前缘致密砂岩储层特征及其主控因素

采用粒度分析、真空浸渍铸体薄片分析、扫描电镜检测、压汞测试、黏土矿物X射线衍射和常规物性分析等方法探究胡尖山油田延长组长6段三角洲前缘致密砂岩储层特征及其主控因素。结果表明：长6段储层致密砂岩主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,岩石成分成熟度和结构成熟度均较低;主要孔喉组合为残余粒间孔+长石溶孔+晶间孔的小孔-微细喉道组合,孔隙度和渗透率均值分别为10.70%,0.69×10^-3μm²;孔渗相关性较好,为低孔特低孔-特低渗超低渗小孔微细喉道型储层,渗透率主要由数量较少的微孔、中孔贡献,孔隙度主要由数量较多的微米孔贡献;强烈的压实、泥质、碳酸盐胶结作用是长6段储层致密的主要原因;水下分流河道等优势沉积相带和溶蚀作用是储层形成的主控因素。     

致密砂岩天然气扩散能力研究

致密砂岩储层岩性致密,自生粘土矿物类型丰富且含量高,造成致密砂岩储层晶间微孔发育,岩石比表面积巨大,实验测得平均比表面积为2.13 m~2/g.在储层发育的纳微尺度空间内,天然气分子在其中的赋存状态以吸附为主,一旦微孔介质中天然气浓度发生变化,克努森数大于10时,吸附天然气将解吸、扩散、运移.实验室测定致密砂岩天然气扩散系数平均为6.86×10~(-5)m~2/s,通过模拟典型致密砂岩气井生产周期内天然气扩散量,证实扩散是致密砂岩天然气重要产出方式之一.     

川中地区中—下侏罗统砂岩储层特征

四川盆地川中地区中-下侏罗统砂岩储层的岩相-岩性特征主要受不同方向和沉积期物源控制,表现出了时空的继承性和分异性;成岩作用特征表现为强烈的压实作用,胶结、交代作用相对较弱,溶蚀作用主要发育于下沙溪庙组.储集空间类型多样,珍珠冲组和凉上段储层以剩余原生孔隙为主,川中东北部下沙溪庙组一、二段以浊沸石溶孔及长石颗粒溶孔为主;储层物性及孔隙结构显示了典型的特低孔、特低渗储层特征,垂向上以下沙溪庙组一、二段砂岩物性相对较好,平面上表现为泥质含量越低、粒度越粗,物性越好;储层分布特征揭示了储层发育受沉积物源、沉积相和成岩作用共同控制.     

川西致密砂岩气层的工程地质特征与保护对策

为了揭示川西致密砂岩气层保护技术实施的工程地质条件,研究了川西致密砂岩气藏的工程地质特点：（１）发育多套气层,砂层厚度和规模差异显著;（２）地层压力剖面为超高压异常,呈现多个压力系统;（３）储层由浅部的近常规渐变为致密、超致密类型,基块毛管压力急剧升高;（４）裂缝发育非均质,微裂缝提供了致密砂岩储层的主要渗透性;（５）粘土矿物类型丰富,储层表现为强烈的水敏和碱敏性;（６）储层渗透率对应力变化异常敏感。致密砂岩气藏的工程地质特点决定了其损害机理显著地不同于常规油气层,保护技术措施更应强调针对性。分析表明,应用水平井技术、气体类工作流体或屏蔽式暂堵技术对裂缝性致密砂岩气层保护较理想。     

地震属性技术在现河地区滑塌浊积岩油藏勘探的应用

地震属性综合研究技术可以实现对地层、岩性等特征的识别与综合描述.滑塌浊积岩岩性油藏是现河地区重要的岩性油藏勘探目标之一,勘探潜力巨大.本文在地震属性分析的基础上,对滑塌浊积岩的分布特征和成藏控制因素进行了分析,并将滑塌浊积岩划分为三角洲滑塌浊积岩和远岸深水浊积扇两种成因类型.在综合研究滑塌浊积岩的地震响应和地震相特征的基础上,提出了两种不同勘探程度下的滑塌浊积岩岩性油藏的勘探思路和应用的技术系列,重点讨论了不同勘探阶段所使用的地震属性种类,钻井结果表明上述技术具有良好的应用效果.     

低渗油藏CO_2驱中注采方式优化设计

低渗油藏储层致密,衰竭与注水效果差,由于CO_2具有易流动、降黏、体积膨胀的特点,在解决低渗透油藏开发方面表现出独特的优势.讨论了低渗油藏CO_2驱中的注采方式,分析了目前常用的连续注气、水气交替和生产井控制等注采方式的优缺点,提出应综合考虑原油采收率、CO_2埋存量、经济效益及其在低渗油藏中的适用性.并针对以上方法的不足提出了另外3种改进注采方式,通过油藏工程研究、典型模型和实例油藏的数值模拟进行测试分析,表明改进的依据生产井气油比和平均静压两种指标实施开关井控制的CO_2驱注采方法能够满足低渗油藏注气能力需要,且具有开发周期短、油藏采收率高、CO_2埋存潜力大等特点,油田实施简易,能够取得较好经济、社会效益.     

陕北富县探区长6段储层特征三维可视化研究

利用三阶段随机建模方法，对鄂尔多斯盆地富县探区延长组长6段储层特征进行了三维可视化研究。建立了地层构造格架模型和沉积微相模型，并以此为约束条件，精细表征了孔隙度和渗透率等储层物性参数的空间展布特征，为进一步寻找有利目标区奠定了坚实的基础。     

低渗油藏CO_2驱提高采收率与埋存中的有效设计(英文)

由于具有较低的粘度和注入能力,CO2驱在低渗油田开发中相比衰竭和注水开发有明显的优势,而其开发效果受地质条件、油藏能量、流体特征及工艺技术等多种因素影响．常规的油藏数值模拟方法只能进行单次单因素分析,且不能分析不同因素之间的交互作用,难以满足上述低渗油藏CO2驱中的多因素多水平的研究需要．作者将实验设计方法引入上述CO2驱优化设计的数值模拟研究中,利用该方法可以利用少量具有代表性的CO2方案,最大量地获取需要的敏感性分析信息,从而有效提高数值模拟方法的效率．采用上述方法分析了低渗油藏CO2驱中的关键因素以及它们之间的交互作用,确定了适合低渗油藏条件的CO2驱注采方式、注采井型及其优化组合．研究表明,利用大斜度井连续注CO2,结合生产井生产气油比和油藏平均压力实施开关井控制方法可以增加注入能力、缩短开发周期,并能够同时获得油藏采收率和温室气体埋存的联合优化效果;研究同时发现存在相渗滞后作用的情况下油藏CO2埋存潜力较大．     

榆林气田山2段低渗砂岩储层测井综合评价

榆林气田山2段储层属于典型的低孔、低渗、致密砂岩储层,孔隙类型以粒间孔、晶间孔为主,有少量杂基溶孔.岩性是影响储层孔隙类型、孔隙结构、储层物性和含气性的主要因素.同一岩性储层的孔渗关系、孔隙类型和结构、储产能力、电性响应特征趋于一致;随着岩性的变化,"四性"之间的对应关系也发生变化.在精细研究储层"四性"关系和准确识别岩性的基础上,对于不同的岩性建立了不同的参数解释模型,最终实现了对储层的综合评价.指出了井间储层的有利区块,为下一步滚动勘探开发提供了依据.     

坪北探区延长组长8、 长9油层组资源潜力分析

以大量的岩心和测井资料为基础,利用铸体薄片、扫描电镜及压汞等测试分析方法,对坪北探区延长组长8和长9油层组的沉积环境、储层特征以及生储盖的组合关系进行了研究,结果表明长9期属浅湖相沉积,沉积物普遍较细,其顶部发育一套优质烃源岩,厚度5～14ITI,具有良好的供烃能力;长8期位于安塞三角洲沉积前缘,主要发育三角洲前缘水下分流河道和河口坝砂体,具有良好的储集空间,以原生残余粒间孔隙为主;区域内发育自生自储式、下生上储式、上生下储式3种成藏组合类型．根据坪北探区延长组长8、长9层试油成果,综合评价认为：坪北探区自生自储式成藏组合类型和下生上储式成藏组合类型具有良好的勘探前景,可通过实施滚动勘探进一步扩大含油面积,作为下一步开发的接替资源．     

佳县—子洲地区太原组砂体成因及对储层的影响

按砂体的沉积特征和成因,可将鄂尔多斯盆地东部佳县－－子洲地区的太原组砂体分为潮汐沟道砂体,河道砂体和潮下砂坝砂体三类,不同成因的砂体,在结构组分,构造,测井曲线和展布形态等方面均有较大的差异,这些特征又明显地影响后期成岩作用类型和强度,从而控制着储层的孔隙类型,物性,分布等特征,研究表明,最有利于储层形成 与演化的砂体为潮汐沟道砂体,高的成分和结构成熟度导致胶结作用较强,压实和溶解作用表现不明显,使砂体内保留有相对多的粒间孔和高岭石晶间孔,物性也较好;这类砂体多呈条带状分布于太2时的中,南部地区,该区块的太2段亦是今后重点勘探的区块,河道砂体和潮下砂坝砂体的沉积特征决定了它们的储集性能不及潮汐沟道砂体,且分布局限,属于较差的储集砂体类型。