安塞油田王侯杏坪地区长6下段沉积微相特征与油气分布

根据岩心观察并结合铸体薄片、扫描电镜、粒度分析和测井资料,划分了安塞油田王侯杏坪地区长6油层长62、长63小层沉积微相类型,分析了沉积演化、沉积相与油气分布关系。结果表明:研究区以湖泊河控三角洲前缘亚相为主,发育水下分流河道、水下分流间湾、前缘席状沙和水下天然堤等沉积微相,骨架砂体为水下分流河道沉积;受河道迁徙冲刷影响,水下分流河道和分流间湾相间分布,形成研究区主要生储盖组合;沉积相对长6油层下段油藏分布起主要控制作用,油气聚集主要受分流河道砂体展布控制,储层发育的水下分流河道砂体是该区今后勘探的主要目标。

鄂尔多斯盆地早中侏罗世延安组软沉积物变形及成因分析

古地震相关的软沉积物变形构造在盆地演化中具有指示盆地及其周缘构造活动的作用.在鄂尔多斯盆地延安组岩心描述和野外调查过程中,于定边西南部DT3522井、安塞延河剖面中,发现并识别出软沉积物液化变形层,包括液化作用相关的枕状层、液化砂岩脉、液化角砾岩、泥火山,以及负载构造、球枕构造等9种变形构造.通过软沉积物变形层位对比,变形特征研究,结合区域构造背景认为,鄂尔多斯盆地延安组延7油层组沉积末期,发生了3期古地震活动,且呈现地震强度先弱后强的特征.

压裂液体系对储层伤害试验研究

针对目前压裂液体系长期滞留对储层伤害的问题,通过模拟各压裂段施工条件,然后就不同压裂体系对储层的伤害进行试验与评价。实验结果表明,压裂体系滞留对低渗透层均存在不同程度的伤害。随着压裂体系滞留时间的增加,对储层的伤害程度也增加,但伤害率的增加幅度却不断减小。其中,PPQ压裂体系对储层伤害最大,对3个研究区的平均伤害率分别为64.00%、81.95%、66.50%;残渣的存在导致PPQ和胍胶对低渗透率储层伤害较大,清洁压裂液对储层的伤害则较小。

延长东部矿权区延长组长4+5储层成岩作用及其对储层物性的影响分析

延长东部矿权区延长组长4+5油层组是该区目前主要的产油层之一,其储集层类型主要为三角洲平原上发育的分流河道沉积砂体。根据岩心薄片和扫描电镜观察,研究区长4+5储层成岩演化强度大,目前主要处在晚成岩A期-晚成岩B期早期,主要经历的成岩作用有压实作用、胶结作用、交代作用和溶蚀作用等。成岩作用对储层物性影响分析认为,早成岩阶段的机械压实作用和晚成岩阶段的碳酸盐胶结作用是使储集层物性变差的主要原因,而贯穿整个成岩作用阶段的溶蚀作用对储层储集性能的改善至关重要。

子北油田高台—毛家河北储层基本特征

为了搞清子北油田高台—毛家河北储层基本特征,充分应用样品化验分析、扫描电镜、铸体薄片、压汞等大量资料,开展了储层岩石学特征、储层孔隙类型、孔喉特征、成岩阶段及储层分类评价等工作。研究结果表明①长2—长6砂岩类型主要为长石砂岩、岩屑长石砂岩,填隙物总体含量均不高(4.5%~24.5%),平均为13.8%,胶结物主要是石英加大、长石加大以及水云母、绿泥石和方解石;②长2—长6主要发育有粒间孔、溶蚀孔隙、微裂隙、晶间孔等孔隙类型,储层孔隙结构大体划分中小孔细喉型、微小孔微喉型、微孔微喉型;③长2—长6储层的成岩作用处于晚成岩阶段A期,粒间溶孔是储层的主要储集空间;④储层可划分为IIIb类、IVa类、IVb类、V类共4类,其中长6储层IIIb类、Ⅳa类储层分布面积较广泛,长4+5储层IIIb类、Ⅳa类储层发育面积较小。以上成果认识对下步勘探开发具有重要指导意义。

万花-劳山区长8油层组储层特征及有利区预测

延长组是鄂尔多斯盆地重要储油层系,而长8油层组为下组合最重要的含油层位,长8储层岩石类型主要为细粒长石砂岩,填系物以自生矿物为主,胶结物有方解石、绿泥石等,以泥质胶结为主。储层孔隙度平均值为8.6%,渗透率平均值为0.27mD,属于特低孔-超低渗储层。研究区不同沉积微相物性特征具有较大差异,高孔高渗主要集中在水下分流和河口坝优势微相。孔隙类型以粒间溶孔为主,这种孔隙对孔隙度的贡献较大,是研究区最主要的储集空间;粒内溶孔也是研究区孔隙类型之一,这种孔隙对提高储层孔隙度有限。微裂缝在研究区较常见,主要是由压实作用形成的,它们的存在改善了储层物性。依据层次分析方法 ,选取构造部位、微相部位、烃源岩厚度、砂体厚度、孔隙度和渗透率作为评价有利区指标,确定各评价指标的权重,采用模糊综合评判方法对研究区有利区进行了预测,其中长81预测Ⅰ类有利区2个,Ⅱ类有利区3个;长82预测Ⅰ类有利区3个,Ⅱ类有利区3个。

青平川油田延长组长2沉积微相与油气分布

根据地表露头、钻井岩心、测井资料以及粒度分析,并结合前人对鄂尔多斯盆地陕北斜坡东部延长组长2油层组沉积微相研究成果,指出青平川油田长2油层组为辫状河沉积,主要的沉积微相类型有心滩、河道充填以及漫滩和漫滩沼泽等,其中心滩为研究区微相类型的显著特点.对研究区长2油层组的试油试采数据、含油井段岩心观察以及测井相分析研究表明,厚度较大、连通性较好的河道砂体为主要的油气富集相带,但同时受到储层非均质性、构造和水动力等因素的影响,油层被分割成不规则的块状,形成构造-岩性油藏或构造-水动力油藏等;长2辫状河河道砂体是良好的储层,下部长7烃源岩是直接的油气来源,上部长1含煤地层对其起到区域盖层作用,从而在纵向上形成良好的生储盖组合.

特低渗透油田精细测井解释模型

直罗油田延长组储层渗透率低,泥质含量高,油水层识别难度大。在采用多参数层次分析法对储层进行评价的基础上,分油层组建立了孔隙度、渗透率、含油饱和度、泥质含量的测井解释模型和油水层解释图版,并应用模型对研究区探井进行了二次解释。通过14口井单层的试油资料验证,油水层解释符合率超过80%。

利用阵列感应测井估算永宁地区砂岩泥浆侵入深度

阵列感应测井(HDIL)一维反演处理求取地层泥浆侵入深度是依据纯地层自然伽马大小和冲洗带与原状地层电阻率比值估算,其结果人为因素较大,不能满足生产定量化需求。依据阵列感应测井HDIL不同径向探测深度合成电阻率特性,结合砂岩深度、孔隙度大小,用多元回归方法反演预测泥浆侵入深度,解决阵列感应测井HDIL数据处理对泥浆侵入深度的估算的定量化需求。泥浆侵入深度预测方法模型简单,所需参数易求,效果符合实际地层侵入规律,对阵列感应测井资料应用具有指导和借鉴意义。

鄂尔多斯盆地富县-甘泉地区长6～长9油层组储层特征研究

通过对富县-甘泉地区的长6～长9油层组岩矿特征分析认为,岩石类型主要以细粒的长石砂岩、岩屑长石砂岩为主,含有少量长石岩屑砂岩。碎屑颗粒具有较好的分选性,磨圆类型以次棱角状-次棱次圆状为主,其次为次圆状。填隙物中各组分含量分布特征基本一致,胶结物含量较高,杂基含量较少,其中,胶结物中方解石含量较高,杂基中则以绿泥石为主。通过对研究区储层的物性资料进行统计分析,可以确定研究区长6～长9油层组储层均属于特低孔、超低渗储层。在纵向上,长6、长7油层组物性最好,长8油层组次之,长9油层组最差。研究区目的层的孔隙度和渗透率之间具有明显的正相关性,孔隙度均值约为8%,渗透率均值约为0.5mD,均符合致密油藏的储层条件。利用研究区长6～长9油层组探井密闭取心样品,通过普通压汞和恒速压汞试验分析表明,喉道才是决定渗流率的主要因素。

鄂尔多斯盆地下寺湾油田原油地球化学特征及油源对比

根据饱和烃、同位素和甾萜类生物标志化合物的分析资料,全面剖析了下寺湾油田长3、长6油层原油的地球化学特征,并通过油源对比确定了其主力烃源层。研究结果表明,长3、长6油层原油为同一类型原油,饱和烃含量高,成熟度生物标志物参数达到平衡状态,表征原油未遭受明显生物降解作用,中等成熟度。原油碳同位素主要分布在-32.72‰^-32.05‰之间,族组分碳同位素分布规律:非烃>芳烃>原油≥饱和烃,各样品原油及其族组成碳同位素值相近,表现出一致的同源性。原油Pr/Ph值分布1.07~1.21,C27-C29甾烷呈"V"型分布,伽马蜡烷含量较低,表征为淡水湖相沉积环境。通过油源对比并结合生储盖配套关系,揭示长3、长6原油为同一油源,并且为混源,长7烃源岩为主力油源。

延安三角洲延长组下组合长8储层控制因素分析

延安三角洲延长组下组合长8储层主要为曲流河三角洲前缘沉积,其储集岩性主要为细粒长石砂岩,孔隙类型主要为粒间溶孔,物性较差,平均孔隙度8.2%,平均渗透率0.35×10-3μm2,属于特低孔-超低渗储层。储集层性能主要控制因素为沉积作用和成岩作用,沉积作用在宏观上控制着砂体类型、形态、厚度、规模及空间分布,在微观上决定着岩石碎屑颗粒大小、填隙物的多少,对储层起到先天性的控制作用;成岩作用主要表现为压实作用、胶结作用和溶蚀作用,压实作用、碳酸盐岩胶结、黏土矿物胶结和硅质胶结等使储层物性变差,早期绿泥石环边胶结和溶蚀作用等改善储集性能。将研究区划分为4种类型储层,其中II类储层为研究区主要储层。

鄂尔多斯盆地青平川油田长4+5储层特征与储层发育影响因素分析

对岩心观察、铸体薄片、扫描电镜和实验分析资料研究表明,青平川油田长4+5储层以细粒长石砂岩为主,成分成熟度低,结构成熟度中等。储集空间以粒间孔隙和溶蚀孔隙为主,属于低孔特低渗储层。分析认为,长4+5储层储集性能受沉积环境、构造作用以及成岩作用的综合影响,且以成岩作用较为突出。其中沉积环境是影响储层储集性能的地质基础,在宏观上控制着储层砂体分布和原始孔渗性;成岩作用中机械压实和胶结作用使孔隙大量减少,而溶蚀作用和构造作用形成的裂缝有效地改善了储层物性。

鄂尔多斯盆地下寺湾油田烃源岩地球化学特征

对下寺湾油田长4+5、长6、长7各层系进行烃源岩评价。长7层烃源岩有机碳含量高,生烃潜量和氯仿沥青"A"含量都较高,有机质主要为Ⅰ型-Ⅱ1型,为好烃源岩;长6烃源岩样品差烃源岩与好-中等烃源岩相当;长4+5烃源岩以非-差烃源岩为主,有机质类型主要为Ⅱ2-Ⅲ型。通过岩石热解和生物标志化合物方法认识到各层段烃源岩均已达成熟-高成熟阶段。

鄂尔多斯盆地甘泉地区烃源岩分子地球化学特征

GC、GC-MS分析表明,甘泉地区延长组长4+5、长6和长7各烃源岩有机质饱和烃色谱为单峰型,Pr/Ph值较高,γ蜡烷指数较低,规则甾烷αααRC27-C28-C29构型均表现为"V"字型或偏"V"字型,即C27>C28<C29,表明生物来源为混源型,为低等水生生物和高等植物双重贡献,其中长7水体较深,且低等水生生物占比重大,有机质类型偏腐泥型;各烃源岩沉积环境为较低咸度水体,有机质演化程度为成熟-高成熟阶段。

万花-劳山区长6储层孔隙结构及物性下限研究

万花-劳山区位于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡的东北部,包括下寺湾和南泥湾2个采油厂,长6油层组是该区重要含油层位之一,2个采油厂结合区域储层方面的研究,特别是储层物性下限研究较少。依据岩心、铸体薄片及扫描电镜观察,研究区长6储层岩石类型主要为细粒长石砂岩,填系物以自生矿物为主,胶结物有方解石、绿泥石等,以孔隙式胶结为主。孔隙类型以粒间溶孔为主,包括少量的剩余粒间孔、粒内孔及微裂缝,孔喉组合为中孔细—微细喉型。孔隙度主要分布区间为7.0%~16.0%,渗透率主要分布区间为0.15×10^(-3)~2.0×10^(-3)μm^2,属于低孔-超低渗储层。利用经验统计法、含油产状法及最小流动孔喉半径法等3种方法,确定了研究区储层物性下限孔隙度为8%、渗透率为0.2×10^(-3)μm^2,检验结果正确率为93.7%,为储量计算、开发生产及后期滚动试油开采提供了依据。

鄂尔多斯盆地富县–甘泉地区长6~长9油层组致密油成藏研究

通过对富县–甘泉地区延长组长6~长9油层组油气成藏条件分析认为,区内长7和长9油层组的烃源岩相对较好;长7、长8油层组砂体整体上呈北西–南东向展布,为低孔–特低渗储层;长7油层组烃源岩与长7、长8油层组储层直接接触,源储大面积相邻分布,整体上形成了紧密接触的“三明治”式结构,离烃源岩越近的层位,含油饱和度相对越高。运移阻力主要为毛细管阻力,主要动力为过剩压力。研究区长7~长9油层组过剩压力的平面分布特征表明,研究区西北部,过剩压力较大,向东部呈现出逐渐减小的趋势。

延安三角洲延长组下组合长8油层组勘探有利区预测

延长组是鄂尔多斯盆地重要储油层系,而长8油层组为下组合最重要的含油层位;作为延安三角洲长8油层组油气来源的长7烃源岩在研究区空间展布广,特别是在研究区西南部,厚度一般大于25 m,而且其有机质丰度高,具备很好生烃潜质;长8储集条件优越,水下分流河道大面积分布,而且厚度较大,孔隙类型以粒间溶孔为主。建立了研究区有利区评价标准,将研究区划分为3类有利区,其中,I类有利区位于烃源岩厚值区,位于水下分流河道主体部位,物性好。在建立有利区评价标准的基础上,对各沉积单元进行了有利区预测。

子北油田高台—毛家河北成藏特征与勘探方向

为了搞清子北油田高台—毛家河北成藏特征与勘探方向,在石油地质特征认识的基础上,充分应用测试资料,开展了油藏分布特征、油气主要控制因素及油气成藏规律分析工作,同时开展了勘探有利区预测及建议。研究结果表明①主力含油层位为长4+5、长6油层组,从下部地层到上部地层水层呈增多的趋势;②油气藏在平面上呈现零散分布,毛家河北部油藏相对较为富集,高台地区油藏分布零星,整体具有面积小、层系多、连片性差等特点;③油水分布规律主要受烃源岩油源供给、构造特征、沉积相带展布特征及储层物性条件控制,体现在平面上的油水展布规律为油层基本分布在储层砂体发育、物性好、构造高部位且距离烃源岩较近的有利成藏圈闭内。以上述成果认识为指导,分析认为高台东部王家畔地区、毛家河北部马鞍山地区为今后勘探的重点区域,确定Ⅰ类有利区5个、Ⅱ类有利区12个。

湿地松资源开发与利用的前景-以安义县为例

湿地松资源开发在社会发展中发挥重要的作用,木材本身可以利用到各类木制产品中,林副产品可以经过深加工提炼各种有利物质,但就现在的湿地松资源综合开发率,还有待进一步提高,本文是通过对湿地松树种的研究,探讨湿地松为人类带来的利用价值,对现有开发价值进行阐述,对日后所带来的价值进行展望,以利提高湿地松的综合利用率。全文以安义县为例进行阐述。