鄂尔多斯盆地红河油田长9段裂缝分布定量评价

鄂尔多斯盆地红河油田长9段油气资源潜力巨大,油气成藏和产能均受控于断层裂缝系统。裂缝主要为区域构造裂缝和断层共(派)生裂缝。在对野外露头、岩心、成像测井裂缝特征分析的基础上,利用有限差分法软件对燕山运动期和喜马拉雅运动期的古应力场进行模拟;利用裂缝发育密度的控制函数对断层共(派)生裂缝进行预测。评价结果认为,裂缝主要分布在砂体发育区及断裂带附近,预测精度达78%,为优选勘探目标区提供了地质依据。

鄂尔多斯盆地三叠系长7油层组页岩储层特征

以单井储层地质分析为基础,结合样品实验测试分析、露头资料和前人研究成果,从页岩地球化学特征、岩矿特征和储层条件等方面对鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7油层组页岩储层特征进行了研究。长7油层组主要为深湖-半深湖沉积相;富有机质页岩主要分布在盆地南部,在下寺湾-富县一带和盐池-姬塬一带厚度最大;自南缘渭北隆起向西北埋深逐渐加大,埋深<2.5km。有机质类型以Ⅰ型为主,其次为Ⅱ型,有机碳质量分数为0.51%～22.6%,Ro分布于0.7%～1.2%。岩性以黑色纹层状页岩、粉砂质页岩为主。页岩储层储集空间分为基质微孔和有机质微孔,其中基质微孔主要由粒间微孔、晶间溶孔和黏土矿物晶间孔构成,有机质微孔主要为有机质演化过程中形成的油孔和气孔;物性表现为低孔、特低渗的特征。综合该套页岩储层的地化品质、岩矿组成、储集条件等,认为其具有一定的页岩油气勘探开发潜力。

四川盆地须家河组泥(页)岩储层孔隙特征

研究四川盆地上三叠统须家河组黑色泥(页)岩的微孔隙特征及其控制因素。对须家河组泥(页)岩储层的井下岩心进行系统采样,进行场发射扫描电镜/能谱分析、比表面积和孔径、总有机碳含量、有机质成熟度、生油岩热解分析、X射线全岩和黏土矿物含量等一系列分析测试。结果显示,须家河组泥(页)岩的主要孔隙类型为粒间孔、粒缘缝、有机质气孔、粒间溶孔、黏土矿物晶间隙以及微裂缝等。其中有少数粒间微孔、粒间溶孔和粒缘缝的孔径可达到微米级。比表面积和孔径分析的孔径主要分布在0.895～19.907nm,以微孔为主;微孔和中孔的体积占孔隙总体积的92.5%。影响孔隙发育的因素主要有埋深、成岩演化、矿物、有机质丰度和热演化。埋深增大会造成微孔和中孔的体积减小,但成岩演化的溶蚀作用和黏土矿物组合的变化有利于大孔的体积增加;总有机碳含量与微孔和中孔的体积、比表面积以及微米级孔径正相关,起到主控作用;有机质成熟度对孔径和孔体积的控制作用较弱。

模糊物元分析理论在塔河2区老井挖潜的应用

塔河油田石炭系卡拉沙依组砂岩储层是典型的低阻油藏,油藏四性关系复杂,使用传统简单的储层优选方法具有一定的盲目性.通过分析塔河2区54口油水井,找出影响单井产能的主要因素,在此基础上使用模糊物元方法建立了适合该区选井的数学模型,并根据油田实际情况建立了模型判别标准.最后通过实例分析,表明该模型与研究区实际情况有较好的符合性,为该区老井挖潜选井选层工作提供了指导.

重叠图法在储层油水层识别中的应用

油水层的定性识别是现场油气解释和射孔选段的重要依据。以定边油田罗庞塬油区为例,应用重叠图技术对储层流体进行识别,该方法中油、气和水层均有较好反映,在实际生产应用中便捷、快速且有效。

鄂尔多斯盆地裂缝性低渗透油藏渗吸驱油研究

裂缝性低渗透油藏储层岩性致密,裂缝发育,非均质性强,注水开发效果差,利用水的自发渗吸作用驱油是一种经济有效的开发手段。文中利用鄂尔多斯盆地延长油田西区采油厂的天然露头岩心,通过自发渗吸实验,研究了边界条件、润湿性、温度、原油黏度、界面张力及渗透率等因素对渗吸驱油作用的影响。实验结果表明:润湿性、黏度、界面张力及渗透率是影响渗吸驱油的主要因素,岩石越亲水,原油黏度越低,渗吸驱油效果越好。对于亲水岩心,渗透率相近时,界面张力为0.04 m N/m时渗吸效果最佳;岩石渗透率差异明显时,渗透率为2.94×10^(-3)μm^2时渗吸效果最佳。实验结果为鄂尔多斯盆地裂缝性低渗透油藏渗吸驱油提供了重要的指导作用。

黔北谢坝构造牛蹄塘组应力模拟及分布预测

本文结合前人研究对黔北地区的构造演化以及本文研究区内牛蹄塘组地层发育情况进行了梳理,通过对谢坝构造的牛蹄塘组地层的岩石进行力学分析并建立构造模型,运用混合离散及有限差分方法对研究区域的现今应力场进行研究和模拟并根据mohr-coulomb岩石破坏接近程度对裂缝的发育分布进行预测。研究结果显示,谢坝地区断裂附近因为背斜构造形态控制,形成张性的滑动面。断层所在位置的应力值为较低值的张性应力。而因为最小主应力方向是平行于背斜的轴部,区域内的断层附近的整体区域均是以压性应力为主。对于断裂及裂缝的发育对保存的破坏作用,北东-南西向断层的控制范围较大,而北西南东向断裂的破坏作用相对较弱,对保存条件影响较小。