鄂尔多斯盆地马岭地区长8油层组物源及沉积展布特征

通过对鄂尔多斯盆地马岭地区长8油层组15口钻井岩心的岩石学特征、沉积构造、生物化石及粒度特征等的综合研究,结合轻、重矿物组合平面展布特征、数据结构变差函数分析及砂岩百分含量平面分布规律等,对该区物源及古水流方向进行了分析。结果表明:研究区物源与古水流方向为北东向和南西向,发育浅水三角洲前缘沉积,各小层沉积微相的展布随双向水流强弱的不同而变化。

致密砂岩储层孔隙度定量预测——以鄂尔多斯盆地姬塬地区长8油层组为例

鄂尔多斯盆地姬塬地区长8油层组为典型的低孔、低渗致密砂岩储层。由于其孔隙结构复杂、非均质性强,应用传统的孔隙度计算方法误差较大,结合姬塬地区长8油层组的具体地质特征,运用广义回归神经网络模型对致密砂岩储层孔隙度进行了预测。结果表明,利用该方法预测的孔隙度与利用岩心分析的孔隙度符合率较高。该方法对于未取心井区致密砂岩储层孔隙度的研究具有很好的应用前景。

鄂尔多斯盆地镇原地区长8油层组超低渗储层孔隙结构特征

孔隙结构特征作为油气勘探与开发中必不可少的重要基础资料,日益成为油气储层综合评价和油气藏精细描述中不可或缺的组成部分。根据岩石薄片、常规物性及高压压汞等分析结果,系统地研究了鄂尔多斯盆地镇原地区长8油层组超低渗储层的孔隙结构特征,并对其进行了分类评价。结果表明:镇原地区长8油层组岩石类型主要为富含长石和岩屑砂岩,总体属于低孔、超低渗储层,其喉道半径较小,产油能力较低,驱油效率不高,喉道分布的集中程度和均匀程度较差,粗细喉道分异性较强;砂岩孔隙结构可分为好、较好、中等、较差和差5类,其中中等和较差孔隙结构是镇原地区长8油层组中最为典型的孔隙结构类型。

鄂尔多斯盆地镇原地区长8油层组低渗透储层特征

据岩心、铸体薄片、扫描电镜和常规物性等资料,结合测井解释成果,对鄂尔多斯盆地镇原地区长8油层组砂岩储层特征进行了研究。结果表明:长8油层组砂岩储层曾遭受酸性介质的改造,次生孔隙发育;储集空间以剩余原生粒间孔、粒间溶孔和微裂缝为主,黏土矿物晶间微孔对储层物性也有贡献;储层发育受沉积相、碎屑组分、成岩和构造作用共同影响,其中沉积微相影响储层的空间展布;碎屑组分和粒度与储层物性具有直接关系;成岩作用对储层物性的影响有利有弊,压实和胶结作用可使原生孔隙大部分丧失,而溶蚀作用形成的次生孔隙可大幅度提高储层的孔、渗性,为形成优质储层的关键。

砂岩成岩过程中的孔隙演化定量模拟——以鄂尔多斯盆地安塞地区长8油层组储层为例

孔隙度在埋藏成岩过程中的变化是一个连续的过程,对油气成藏和区域储层评价具有重要意义.目前大部分实测孔隙度在深度上都是断续的,针对这一现状,以鄂尔多斯盆地安塞地区长8油层组储层砂岩为例,应用数理统计和数字模拟方法来定量模拟整个埋藏成岩过程中的孔隙演化.在岩石学特征、成岩作用特征以及地层埋藏史和成岩史研究的基础上,以现今孔隙度为约束条件,以埋藏深度和埋藏时间为变量,将研究区长8油层组孔隙演化进程分为孔隙度减小和孔隙度增大2个过程,并分别建立了相应的从埋藏初始至今的孔隙演化定量模型.结果表明,机械压实作用阶段的孔隙度减小过程是以埋藏深度为自变量的连续函数;压实胶结作用阶段的孔隙度减小过程、增孔窗口阶段（65～100℃）及次生孔隙度保持阶段均是埋藏深度和埋藏时间的连续函数.因此,分段模型叠加得到的总孔隙演化模型为一个四段式函数.利用研究区实际地质资料对孔隙演化定量模型进行的实例验证表明,该模型在砂岩孔隙演化模拟方面有较好的应用效果.

镇原地区长8油层组层序-岩相古地理特征及砂体展布规律

延长组长8油层组是鄂尔多斯盆地镇原地区重要的储集层之一。通过岩心观察以及测井和分析测试资料的研究,结合前人研究成果,对长8油层组进行了精细的沉积相分析,确定长8油层组属于辫状河浅水三角洲沉积体系,并从中识别出主河道、分流河道、决口扇、水下分流河道、分流间湾、分流间洼地、河口坝及远砂坝等沉积微相。在精细高分辨率层序地层分析和建立等时地层格架的基础上,以相当于小层砂体的短期旋回层序为等时地层单元编制层序-岩相古地理图,并分析各类成因砂体的发育、组合和演化特征及展布规律。研究结果可为该区长8油层组的储层预测和岩性油藏的高效勘探开发提供精细的沉积、层序资料。

姬塬油田长8油层组短期基准面旋回与储层成因分析

运用高分辨率层序地层学原理将鄂尔多斯盆地姬塬油田长8油层组三角洲前缘短期基准面旋回分为对称型和非对称型两大类,其中非对称型旋回包含向上变深和向上变浅2种类型,对称型旋回包含上升半旋回厚度大于下降半旋回厚度、上升半旋回厚度小于下降半旋回厚度和上升半旋回厚度近似等于下降半旋回厚度3种类型。长8油层组储集砂体按成因可分为水下分流河道、河口坝、复合式坝和远砂坝砂体四大类,水下分流河道砂体包含削截式和完整式2种类型,河口坝砂体包含孤立式和叠加式2种类型,复合式坝砂体为水下分流河道砂体直接叠加在河口坝砂体之上形成,它们明显受基准面升降引起的可容纳空间(A)和沉积物补给量(S)之间变化关系的影响。在基准面上升过程中,主要形成削截式和完整式水下分流河道砂体,前者A/S<1,后者A/S>1;在基准面下降过程中,主要形成孤立式、叠加式河口坝和远砂坝砂体,前者A/S<1,后两者A/S>1;在一个完整的基准面升降旋回中,如果既保留了短期基准面上升期的沉积,又保留了下降期的沉积,则形成复合式坝砂体。姬塬油田长8油层组属岩性油藏,搞清短期基准面旋回的变化规律及其对砂体的控制作用,预测水下分流河道、叠加式坝和河口坝等砂体将是下一步油气勘探的重点。

陇东油区长8含油砂岩成岩过程中的孔隙度演化

利用铸体薄片、X-射线衍射、扫描电镜、物性等资料,分析陇东油区长8含油砂岩成岩作用和孔隙度演化过程。研究表明,含油砂岩处于中成岩阶段A期,经历的强压实、胶结及弱溶解作用是其致密化的控制性因素,其中压实孔隙损失率为38.9%,胶结孔隙损失率为38.0%,而溶蚀孔隙度仅为3.9%。孔隙度演化分析表明,含油砂岩的初始孔隙度为37.3%,早成岩阶段的压实和胶结作用后剩余原生粒间孔隙度为17.9%;中成岩阶段的第1期油气充注时孔隙度仍高达17.0%,第2期油气充注时孔隙度仅为12.5%,说明含油砂岩在两期油气充注之间的成岩过程中成为致密砂岩储层。