姬塬地区长8油层组储层特征分析

为确定长8油层储层现今表征,储层物性受黏土矿物胶结物控制模式,储层沉积作用和沉积后期所经历的成岩变化,通过铸体薄片、扫描电镜等方法研究了储层基本特征和成岩作用及沉积作用,在整体低渗的背景下,部分位于相对渗透率较高区域的油井有较高的产量,理清研究区长8储层富集规律,对地区内岩石孔隙度下降因素进行剖析。结果表明,姬塬地区有利储层多发育水下分流河道和河口坝沉积,特别是砂体中心部位储层物性是最好,可见长8油层组的储集性能和渗流性能好,即粒间孔型、粒间孔+溶孔型和溶孔+粒间孔型。溶孔型、粒间孔+微孔型两种孔隙组合类型的渗流性能较差。微孔型和溶孔+微孔型两种孔隙组合类型的储集空间主要由半径极小的微孔构成,连通性较差,其孔隙内表面积和渗流阻力,储集性能和渗流性能较差。

吴起油田白河北部长8储层特征及其控制因素研究

为对吴起油田长8地区的储层特征存进行进一步深入的了解,利用研究区内高压压汞、岩石薄片、铸体薄片以及物性特征等资料,对吴起油田白河北部长8储层的岩石学特征、孔隙类型及结构、孔渗特征等进行研究,并对可能影响储层物性的因素进行讨论,得出:沉积微相和成岩作用是影响该储层的主要因素。储层特征:分流间湾、下分流河道和远砂坝是白河北部长8沉积微相主要的存在形式,其河口坝的发育程度较低,以浅灰、灰色细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩为主要的岩石类型,研究区孔隙类型以岩屑溶孔、长石溶孔、粒间孔隙居多,晶间孔的数量较少,可见少量的微裂隙。总体上看长8储层的类型属特低孔、超低渗致密储层。分析研究范围各小层的物性可得,其中长8_(2)^(2)物性最好。

鄂尔多斯盆地西峰东部长8致密砂岩储层特征研究

【目的】为明确鄂尔多斯盆地西峰地区东部长8致密储层特征及其控制因素,基于多种储层特征参数进行综合研究。【方法】采用测井曲线分析、岩石薄片观察、高压压汞及扫描电镜等方法,研究长8致密砂岩储层的沉积相标志、岩石碎屑物及填隙物特征、孔隙及物性等特征,并分析复杂成岩作用对储集砂岩致密化的影响。【结果】研究表明:西峰东部地区长8致密砂岩储层多为(中)细粒岩屑长石砂岩及长石岩屑砂岩,多见孔隙、压嵌-孔隙胶结及线接触,残余粒间孔和长石溶孔发育,多见细-微孔细喉道或微孔细喉道型孔隙结构。【结论】强压实作用和方解石胶结是储集砂岩致密化的主要因素,铁方解石的胶结作用和交代作用、绿泥石薄膜及溶蚀作用是优质储层发育的主要因素。

鄂尔多斯盆地富县地区长8段油气成藏主控因素研究

近年来,富县地区延长组长8段油层组发现了工业油流井,但平面分布不均,具有点状含油的特点,勘探开发总体显示出该区具有多层位含油、局部层位富集的特征,但油水分布主控因素与富集规律尚不清楚,制约了该区下组合油气的勘探开发,为此,基于钻井和生产资料,分析了研究区长8段油层组的油藏类型、主控因素和成藏模式,研究表明,区内长8段油藏类型主要为上倾尖灭岩性油藏、透镜状岩性油藏和致密层遮挡岩性油藏;油气成藏受烃源岩、储层物性、砂体厚度、局部构造共同控制;长8段油气成藏模式为典型的三明治型,有利于致密油的形成。

鄂尔多斯盆地南梁-华池地区长8储层微观孔喉结构差异及成藏意义

南梁-华池地区位于鄂尔多斯盆地的湖盆中心,长8层紧邻上部优质烃源岩,是鄂尔多斯盆地勘探开发的重点层系之一。为探究该区不同物性储层微观孔喉结构特征及差异,通过铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、恒速压汞等方法,系统研究了南梁-华池地区长81储层微观孔隙结构,对比分析了研究区不同物性样品微观孔喉结构差异及其成因。研究结果表明,南梁-华池地区长8_(1)储层微观孔隙结构复杂多样,微观非均质性较强;随着渗透率的增大,孔喉变异系数、分选系数越大,微观均质系数越小,储层微观非均质性越强;渗透率大于1 mD的储层,大孔喉数量相对较多,连通孔喉半径比、迂曲度较小,孔喉结构多呈“通道型”型,渗透率贡献率主要依靠少数半径大于6μm的连通喉道,而渗透率小于1 mD的储层,连通孔喉半径比较大,孔喉结构多呈“束口袋”型,渗透率贡献率主要由其喉道半径峰值区间的小喉道决定。不同储层物性的微观孔喉差异主要由沉积、成岩差异而形成的。研究区水下分流河道、河口坝主砂带沉积粒度相对较粗,孔隙衬里状绿泥石薄膜发育,薄膜厚度可达10~25μm,可增加岩石颗粒的抗压强度和抑制后期碳酸盐、硅质胶结,有效保存了原生粒间孔;但由于绿泥石薄膜易吸附有机质,致使储层润湿性转向亲油,复杂的孔喉结构与润湿性特征,对该区油气运移、成藏有着重要的影响。

鄂尔多斯盆地平凉北地区上三叠统长8段储层低含油饱和度油藏特征及成因

通过岩心物性分析、恒压压汞和核磁共振测试,结合油源、构造等资料,对鄂尔多斯盆地平凉北地区上三叠统长8段储层低含油饱和度油藏的特征及成因进行了分析。研究结果表明:①平凉北地区上三叠统长8段储层含油饱和度普遍低于20%,而含水饱和度则普遍高于50%,属于典型的低含油饱和度油藏,且单井产量低,油水分异差,油藏呈零星状分布在长8段储层顶部。②供烃量不足是研究区油藏含油饱和度低的根本原因。M53井区为异地成藏,供烃距离较远导致供烃量不足;Y80井区为原地成藏,原地烃源岩排烃量小导致油气充注不足。③M53井区受低幅度构造影响,油气垂向和侧向运移动力不足。全区储层物性非均质性强,微细孔喉较为发育,束缚水占比大,可动水占比小,导致油气驱替可动水后其饱和度较低,从而使研究区油藏分布较分散、含油饱和度较低。④M53井区上新庄地区西南部构造高部位物性较好的储层为下一步增储上产的重要目标。

甘泉油田长8油藏水下分流河道砂体钙质夹层特征及成因

钙质夹层研究对油田开发初期井网布置、后期增储上产等具有重要意义。通过岩心观察、铸体薄片观察、扫描电镜观察、测井资料分析等手段,对甘泉油田延长组长8段钙质夹层岩性、电性、分布成因及其对储集层非均质性的影响开展了系统研究。结果表明,钙质夹层发育受水下分流河道微相控制,主要发育在砂体顶部和底部,具有稳定性较高、厚度较大等特征,此外,具有低自然伽马、低声波时差、高电阻率的测井响应特征。钙质夹层发育主要受控于2期方解石胶结,第一期与同生成岩期方解石的过饱和沉淀有关,此时期,壳类生物残体的溶解、河流携带的Ca^(2+)及CO_(2)^(3-)、大气中CO_(2)的溶解等是方解石胶结的物质来源;第二期方解石胶结为中成岩阶段B期的孔隙式胶结,地层中残留流体的Ca^(2+)及CO_(2)^(3-)、不稳定组分溶蚀、黏土矿物转化等为钙质胶结提供了Ca^(2+)及CO_(2)^(3-)。钙质夹层的发育增强了储集层砂体的层内非均质性,导致砂体垂向连通性变差和油水关系复杂。在油藏注水开发过程中,钙质夹层与相邻非渗透性隔夹层斜交形成有效隔挡,形成局部剩余油富集区。

鄂尔多斯盆地马岭地区南部长8储层油气成藏与富集规律

马岭地区南部上古生界油气资源潜力大,已成为鄂尔多斯盆地重要的勘探目标。基于地质特征与开发现状的研究基础,通过测试分析资料统计结果,分析该区长8油藏的油气富集规律。结果表明,该区长8油藏分布与长7烃源岩发育的厚度有关,储油砂体主体带清晰,油气聚集受储层物性和沉积相的控制,小范围内也可能受构造控制,其次还与孔隙结构和润湿性有关。

鄂尔多斯盆地安塞南地区延长组长8段油藏富集规律

鄂尔多斯盆地安塞南地区延长组长8段发育低孔、超低渗储层,以安塞南丹东-河庄坪地区长8段致密油藏为例,利用大量的岩心、薄片、电镜、物性、地化及测井资料,系统地开展了长8油层组储层特征、油藏发育控制因素及富集规律研究,并构建了长8油层组的成藏模式。研究区长8油层组属三角洲前缘亚相沉积,主要岩性为细粒长石砂岩及长石岩屑砂岩,且长82亚段的分选要好于长81亚段。长8油层组储层内部的储集空间主要为粒间孔及粒间溶孔,孔隙组合包括粒间孔+溶蚀孔类型、溶蚀孔+粒间孔类型两类;镜下薄片观察结果显示,长8段的面孔率总体较低,平均总面孔率仅为3.3%。沉积微相与产能耦合关系分析认为,水下分流河道和河口坝为优势沉积微相。为此制定了研究区长8油层组储层分类评价标准,其中,Ⅰ、Ⅱ类储层为研究区主要油气富集区域,而Ⅲ类储层所占的比例最大;Ⅲ类储层被细分为Ⅲa及Ⅲb亚类,其平均试油产量分别为3.5和0.6 t/d。长8段致密油藏为典型的岩性油藏,油藏的分布主要受沉积相带和储层物性的联合控制,裂缝、高渗砂体、较高的过剩压力为油气成藏提供了运移通道和动力来源。

鄂尔多斯盆地华池地区长8段致密砂岩储层微观孔隙结构及流体可动性

为了深入研究鄂尔多斯盆地华池地区致密砂岩储层微观孔隙结构特征及储层流体可动性,优选长8段10块典型致密砂岩样品,分别开展铸体薄片、扫描电镜、X衍射、高压压汞和核磁共振等实验,分析不同孔隙结构和孔喉类型条件下的流体可动性及其影响因素。结果表明:华池地区长8段储层主要发育残余粒间孔、溶蚀孔和晶间孔3种孔隙类型;根据毛细管压力曲线形态和排驱压力大小,可将研究区储层孔隙结构划分为Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类,对应的储层物性和流体可动性依次变差;不同孔喉类型对应的可动流体赋存特征存在较大差异,中孔喉和小孔喉是研究区储层的主要孔喉类型,同时也是储层可动流体的主要赋存场所;致密砂岩储层微观孔隙结构是影响流体可动性的主要因素,此外,储层流体的可动性还受储层物性和黏土矿物含量的综合影响。研究成果为华池地区致密砂岩储层的质量评价、油气资源评估和高效开发提供了理论依据。

陇东地区HQ区块东部长8致密砂岩储集层成岩相划分

为确定鄂尔多斯盆地陇东地区HQ区块东部长8致密砂岩储集层成岩相及其演化规律,综合铸体薄片、岩石物性、岩心、测井等资料,在划分单砂层岩心成岩相和测井相后,采用优势相法,对研究区长8含油层系成岩相进行分类,筛选出对油气勘探有利的成岩相,预测其有利成岩相带展布。依据成岩作用的影响,可将目的层成岩相划分为5类:剩余粒间孔与长石溶蚀相、绿泥石胶结剩余粒间孔相、绿泥石与伊利石强胶结相、自生碳酸盐胶结相和黏土杂基压实相。剩余粒间孔与长石溶蚀相为研究区最利于油气储集的成岩相类型,有利成岩相总体上呈条带状展布,连续性较好,分布面积较大,研究区中部是有利成岩相带的主要发育区。

鄂尔多斯盆地王沟门地区长8储层特征及其控制因素

基于岩心观察、铸体薄片、扫描电镜、压汞曲线、物性分析等资料,对鄂尔多斯盆地王沟门地区延长组长8储层特征、成岩作用特征及孔隙发育的控制因素进行分析。结果表明,长8储层岩石类型主要为长石砂岩及岩屑长石砂岩,岩屑及填隙物成分较高;储层非均质性强、物性差,长8储层孔隙度平均为8.60%,渗透率平均为0.39×10^(-3)μm^(2),均属特低孔、特低渗储层;储层物性受沉积与成岩作用控制,水下分流河道砂体为有利沉积相带;中成岩A期,以机械压实、胶结及少量溶蚀作用为主,长石及塑性岩石的快速压实及碳酸盐、黏土矿物的胶结致使储层孔隙大幅度减少;中成岩B期,溶蚀作用增强,次生孔隙发育,利于孔隙的生成和保存,但压溶及中晚期胶结作用进一步加大了储层致密程度。

镇原油田H45区长8断块油藏地质综述

随着勘探开发的不断深入,镇原油田H45井区以长8为目的层滚动建产取得了较好效果。通过小层对比、沉积微相、构造特征、砂体展布、油气成藏特征等方面,深入认识H45区三叠系长8油藏。结果表明,研究区长8油藏储层物性较差,属特低-超低渗储层,砂体南西—北东走向,H45井区附近砂体最厚。受断层影响,本区长8主要发育构造—岩性油藏,油藏主要受岩性因素控制,储层物性不同造成含油性存在差异。结合开发井参数,明确了长8油藏的出油下限及油水界面。甩开井实施结果表明,本区东南部仍有扩边潜力,下一步将针对长8油层继续滚动实施。研究成果为后期建产提供了可靠的地质依据。

鄂尔多斯盆缘PY地区长8段流体饱和度特征及校正研究

致密砂岩油藏是当前非常规油气勘探中的最现实领域之一。鄂尔多斯盆地西南缘PY地区长8段主力油层非均质强、含油性差异大,相关流体饱和度参数测试分析与对比校正极为重要。通过地面测量的含油饱和度一般小于30%,常存在流体饱和度损失而和地下储层真实值之间存在较大差距,为此本文采用数理统计方法建立了该区流体饱和度校正模型。结果表明,校正之后的长8含油饱和度参数提高15%以上,更加吻合测录井显示及试油对比结果。但PY地区整体含油饱和度仍显著低于湖盆内部,其原因在于供烃成藏条件相对不利造成本区欠充注型油藏发育。由于储层物性相对较好导致可动油饱和度略高,从而出现含油显示虽差而出油尚可的情况,提出应在流体饱和度校正基础上进一步开展可动油评价。

环江油田L247区长8油藏油井低产原因分析

环江油田L247区长8油藏属于超低渗透油藏,地质状况复杂,非均质性强。随着油藏的开发,低产井逐渐增多,低产原因不清,为此开展了油井低产的内在因素和外在因素分析,总结低产原因,为下步治理提供技术支撑。研究表明:L247区长8油藏低产内在因素主要为渗透率、水驱特征及启动压力梯度;外在因素主要为超前注水量、欠注及改造规模,投产高含水井和裂缝性见水井主要低产原因为大改造规模下的超前注水导致隐性裂缝开启。

下寺湾油田桥镇区长8致密油藏主控因素分析

下寺湾油田桥镇区长8油藏属于典型的致密油藏。通过分析认为,长8沉积期三角洲前缘砂体控制致密油藏规模,优质烃源岩的分布控制致密油分布范围,有效的储集空间控制石油储集量,良好源储配置控制着致密油藏的富集程度,多重因素的有利组合是桥镇区长8致密油藏的主控因素。

鄂尔多斯盆地华庆地区长8油层组成藏特征及控制因素

通过对储层荧光、储层包裹体及原油和储层抽提物地球化学特征分析,结合储层、源岩分布特征及其接触关系,深入系统地研究了鄂尔多斯盆地华庆地区长8油层组成藏特征及其控制因素。长8段储层镜下存在两种不同颜色荧光,包裹体均一化温度频率分布存在两个峰值,流动原油的成熟度高于储层抽提物,且储层抽提物存在较严重的生物降解,说明长8油层组存在两期成藏。根据源岩演化史和储层包裹体均一化温度推断,第一期成藏发生在晚侏罗世,此时长7段源岩进入生烃门限,形成的低演化阶段产物遭生物降解形成沥青,目前油藏中的油主要是早白垩世聚集的成熟油。指出长8段油藏的分布受沉积相带、储层特征、烃源岩、储层与源岩接触关系、沥青堵塞孔隙等多种因素控制。华庆地区虽靠近长7期湖盆沉积中心,但源岩厚度及纯度存在差异,烃源岩厚度以及源岩与储层之间的输导层共同控制着该区长8段储层的含油性,烃源岩与储层之间的致密岩性段可阻碍油往下运移到长8段成藏。

鄂尔多斯盆地富县地区长8油层组高效储层形成机理

鄂尔多斯盆地富县地区长8油层组砂岩受沉积作用和成岩作用控制,具有粒度细、成熟度低的特征,为致密低渗透储层,但在局部区域仍发育有高效层段。以岩心观察、薄片鉴定为基础,采用扫描电镜、能谱分析、背散射等测试技术和方法,结合研究区测井曲线进行综合分析,认为富县地区长8砂岩高效储层主要控制因素包括:储集物性随粒度增大而变好,细砂岩好于粉砂岩;砂岩中泥岩岩屑、黑云母等塑性物质及碳酸盐含量对储层物性的控制作用明显;三角洲前缘水下分流河道孔隙度和渗透率最好,河口坝次之;高效储层对单砂体厚度有一定的要求;绿泥石环边发育井段的砂体储集物性远好于绿泥石环边欠发育地区。

鄂尔多斯盆地合水地区长8储层特低渗透成因分析与评价

鄂尔多斯盆地合水地区长8储层的物性总体较差,发育粒间孔、溶孔,孔隙结构类型属小孔隙、微细喉道和微喉道型;分析表明其特低渗透成因主要受沉积作用和成岩作用的共同影响,不同沉积微相储层的物性差异较大,柔性组分含量高、粒度细和成分成熟度较低是造成储层特低渗透特征的主要原因;同时成岩压实、胶结作用使得储层的孔隙度减小、渗透性变差,而溶蚀作用和少量成岩微裂缝的产生又在很大程度上改善了储层的特低渗透性能;水下分流河道与河口坝砂体是研究区主要储层的分布相带。

鄂尔多斯盆地华庆地区延长组长8烃源岩生烃潜力评价

通过系统研究区内长8烃源岩的有机质丰度、有机质类型和有机质成熟度,对其生烃潜力进行了评价.研究结果表明:研究区长8烃源岩的TOC质量分数、氯仿沥青"A"质量分数、总烃质量分数和生烃潜量S1+S2反映了其有机质丰度整体较高,属于好的生油岩;岩石热解类型指数S2/S3和氯仿沥青"A"族组成反映了其有机质类型整体较好,以腐殖腐泥型(Ⅱ1型)为主,少量为腐泥型(Ⅰ型)、腐泥腐殖型(Ⅱ2型);最高热解温度Tmax和生物标志化合物成熟度参数反映了其有机质已经进入了成熟的演化阶段.据此,认为华庆地区长8有效烃源具有较好的成烃潜力,作为有效油源岩意义较大,在后期的相关研究中应予以重视.