鄂尔多斯盆地陇东地区长9油层组储层沉积学特征

通过对36口井的岩心观察描述和108件样品的铸体薄片鉴定、扫描电镜、物性、孔隙结构分析的综合研究,表明鄂尔多斯盆地陇东地区三叠系延长组长9油层组属于浅水三角洲沉积体系,储集岩主要为三角洲平原水上和前缘水下分流河道微相的灰色中-细粒岩屑长石砂岩,储集空间以剩余原生粒间孔为主,次为粒间和粒内溶孔,少量铸模孔,喉道以中、细喉为主,储层物性中等略偏差,属中-低孔、低渗孔隙型储层。储层发育受沉积作用、砂体厚度和成岩作用复合控制,可划分为4类储层,有利于储层发育的沉积微相依次为水下分流河道、水上分流河道及河口坝砂体,好的Ⅰ、Ⅱ类储层主要发育于水下分流河道砂体中。

鄂尔多斯盆地姬塬地区长9油层组成岩相特征

在综合研究的基础上,对姬塬地区长9油层组的储层特征、成岩特征和成岩相特征进行了研究。结果表明:(1)研究区长9油层组储层主要为粒度较粗的长石砂岩、岩屑长石砂岩,杂基含量较少,以绿泥石和浊沸石胶结物为主,储集空间以粒间孔和粒内溶孔为主;(2)储集砂岩目前主要处于中成岩A期—B期,弱的压实作用、胶结物和自生矿物有限充填作用和较为发育的长石和浊沸石溶蚀作用,对原生粒间孔的保留和次生孔隙的形成具有重要影响;(3)将该区划分出浊沸石溶蚀相、绿泥石环边残余粒间孔相和硅质胶结相,其分布与物源供给、沉积特征和水动力作用有关;(4)该区最为有利的成岩相为与分流河道砂体相关的绿泥石环边残余粒间孔相和浊沸石溶蚀相。

陇东地区长9沉积特征及湖岸线确定依据

湖岸线位置的确定对于寻找优质储层非常重要。以鄂尔多斯盆地陇东地区延长组长9油层为例,在沉积环境标志分析的基础上,从地层厚度、砂体发育特征、砂地比、岩性及沉积构造、古生物特征、剖面结构、地球化学指标等多方面入手,明确了长9沉积时期的湖岸线位置。在此基础上,探讨了湖岸线对储集砂体发育的控制作用,以期为长9油层组进一步勘探开发提供有益的指导和理论依据。

环县—正宁地区长9油层组沉积物源分析

为了厘清鄂尔多斯盆地环县—正宁地区长9油层组物源方向,利用重矿物特征、砂岩碎屑成分特征、石英颗粒阴极发光特征、全岩及黏土矿物组成以及砂岩粒度分析等多种研究方法进行物源分析。研究结果表明:研究区长9油层组沉积期的物源供给主要为西部和西南部两大物源区,西部物源供给路线较近,主要影响环县周边地区,西南物源供给路线较远,影响峡口—长武—宁县—合水地区,华池附近可能受到西部和西南部两支物源的共同影响。

鄂尔多斯盆地周长地区长9油层组浊积岩及致密油勘探意义

对周长地区延长组长9油层组浊积岩进行研究,并通过油源条件、储层特征、储盖组合、排烃压力对其致密油勘探意义进行了探讨。研究发现,周长地区浊积岩岩性主要为长石砂岩,发育不完整鲍马序列及准同生变形构造。储层孔隙度平均为5.18%,渗透率平均为0.17m D,属致密储层。分析化验表明李家畔页岩为优质烃源岩,可为长9油层组致密油提供充足的油源,同时可作为有效区域盖层,浊积砂体与李家畔页岩构成良好储盖组合,具备一定致密油勘探潜力。长9烃源岩生烃增压产生的源储过剩压力差是原油向下运移的动力,应根据排烃压力与良好储盖组合相结合确定致密油勘探有利目标。

油源对比方法简介及鄂尔多斯盆地长9油源研究现状

油源对比是油气地质研究中必不可少的一种技术,本文对油源对比方法进行了简单介绍,其中生物标志化合物对比法是最常使用的方法。近年来鄂尔多斯盆地延长组中下组合油藏的发现使其成为勘探开发的热点话题。通过对鄂尔多斯盆地长9烃源岩发育范围、生烃潜力以及长9油层组原油地球化学特征的研究,发现鄂尔多斯盆地志丹南部地区长9油层组发育有较好的烃源岩,生烃潜力高,最大厚度可达20 m以上,通过对比发现志丹地区长9油层组的原油与长9暗色泥岩烃源岩生物标志化合物组成相似,有较近的亲缘关系;其它地区长9油层组的原油与长7油层组烃源岩具有较近的亲缘关系。因此,鄂尔多斯盆地志丹及其邻近地区长9油层组的原油有长9油层组的烃源岩贡献,其它地区绝大部分为长7油层组的烃源岩贡献,与鄂尔多斯盆地延长组长9油层组烃源岩分布是一致的。

子长油田坪庄区长9油层勘探实践与认识

子长油田坪庄区位于鄂尔多斯盆地东部,目前已完钻下组合探井5口,长9油层均有油气显示,但常规压裂试油效果差。通过区域地质研究、储层认识,分析认为该区长9属于典型的特低孔、特低渗储层,引用体积压裂储层改造技术,取得了良好的试油效果,为下一步勘探提供新的思路。

Prediction of natural fracture in shale oil reservoir based on R/S analysis and conventional logs

Investigation into natural fractures is extremely important for the exploration and development of low-permeability reservoirs.Previous studies have proven that abundant oil resources are present in the Upper Triassic Yanchang Formation Chang 7 oil-bearing layer of the Ordos Basin,which are accumulated in typical low-permeability shale reservoirs.Natural fractures are important storage spaces and flow pathways for shale oil.In this study,characteristics of natural fractures in the Chang 7 oil-bearing layer are first analyzed.The results indicate that most fractures are shear fractures in the Heshui region,which are characterized by high-angle,unfilled,and ENE-WSW-trending strike.Subsequently,natural fracture distributions in the Yanchang Formation Chang 7 oil-bearing layer of the study area are predicted based on the R/S analysis approach.Logs of AC,CAL,ILD,LL8,and DEN are selected and used for fracture prediction in this study,and the R(n)/S(n)curves of each log are calculated.The quadratic derivatives are calculated to identify the concave points in the R(n)/S(n)curve,indicating the location where natural fracture develops.Considering the difference in sensitivity of each log to natural fracture,gray prediction analysis is used to construct a new parameter,fracture prediction indicator K,to quantitatively predict fracture development.In addition,fracture development among different wells is compared.The results show that parameter K responds well to fracture development.Some minor errors may probably be caused by the heterogeneity of the reservoir,limitation of core range and fracture size,dip angle,filling minerals,etc.