鄂尔多斯盆地富县西区长8储层特征及其控油作用

致密油主控因素研究一直是非常规油气地质理论的核心内容。以鄂尔多斯盆地富县西区长8油层组致密油为研究对象,利用测井、钻井、录井、岩心、薄片、压汞以及试油成果等资料,分析了储层砂体厚度、岩性、储集空间和物性等特征,弄清了长8油藏类型,揭示了储层条件对长8致密油的控制作用。结果表明:富县西区长8砂体厚度平均约4 m,储层岩性主要为中、细粒度的长石砂岩,储集空间以剩余粒间孔和粒间溶蚀孔为主,其孔隙度平均为8.04%,中值为7.5%,渗透率平均为0.36 mD,中值为0.23 mD,属于致密储层。长8油藏类型主要为透镜状岩性致密油藏,具有纵向多层叠置、平面连片分布的准连续型分布特征,不受区域构造控制。长8致密油的分布受砂体厚度、砂岩泥质含量、储层岩性和储层物性的控制。砂体厚度大、泥质含量低、物性好的中、细砂岩有利于形成致密油的富集高产。

演武—彭阳地区长8储层特征及其主控因素研究

为进一步明确演武—彭阳地区长8储层的勘探开发前景,需对储层的基本特征及其主控因素展开系统研究。通过综合分析演武—彭阳地区各类镜下照片及高压压汞等资料,并结合研究区沉积相展布和成岩作用分析,在明确储层的岩石学特征及物性特征的基础上,定性定量表征研究区储层的主控因素。结果表明:1)研究区长8储层岩性主要为岩屑长石砂岩和长石砂岩,碎屑颗粒多为细-中粒级和极细-细粒级,分选性以中-好为主,磨圆度较差,具有成分成熟度偏低和结构成熟度中等偏高的特点;2)研究区长8储层平均孔隙度为14.52%,平均渗透率为6.20 mD,总体表现为低孔特低渗特征。粒间孔和长石溶孔为主要储集空间,孔喉结构多为中小孔或小孔细喉,具较好分选性;3)研究区内沉积因素、成岩因素和构造-热演化相互联系,共同控制着演武—彭阳地区长8油层组的储层物性。

吴起油田楼坊坪油区储层特征研究及评价

为进一步了解吴起油田楼坊坪油区的储层特征,挖掘开发潜力,针对研究区长8和长9储层特征研究中存在的薄弱问题,利用岩心薄片、压汞、测井及岩心等分析资料,从岩石学特征、物性、孔隙结构以及非均质性等方面对研究区进行储层表征研究,并对储层进行了分类评价。结果表明:1)研究区油层主要成分为长石砂岩,其余依次为岩屑、云母和填隙物;2)研究区储层孔隙度主要为6%~12%,渗透率主要为(0.3~1.0)×10^(-3)μm^(2),整体上属于低-特低孔隙度及超低渗透率储层,物性较差;3)该区油组砂岩储层的非均质程度层内为不均质地层,层间为“极不均质”;4)储层类型以Ⅳ_(a)和Ⅳ_(b)为主,是超低渗储层。以上成果认识,对研究区持续开发提供一定理论依据。

盐池地区长8和长9油层油气富集的差异性分析

为研究构造和沉积对天环凹陷构造带盐池地区长8和长9油层油气组富集差异的控制作用,通过对研究区构造、沉积和储层特征的深入刻画,对2个油层的油气成藏主控因素进行了对比分析。结果表明,研究区长8和长9油层组断层、鼻隆构造发育,断层自下而上断穿延长组,主要发育于研究区东南部,其次为北部和东部;鼻隆构造多呈东西向或北东东向成排分布,具有良好继承性,是原油初次运移进入储层的优势通道。两沉积期均发育辫状河三角洲平原亚相,储层砂体主要以主河道和分流河道为主,但两者储层砂体组合特征宏观差异明显;微观上,长8储层以致密砂岩为主体,原油富集主要受沉积相带和物性控制,河道厚度大,高孔渗区带原油富集程度高,为致密砂岩岩性油藏;长9储层以中孔、低渗-特低渗以及低孔、超低渗储层为主,整体连续性及物性较好,原油富集主要受到浮力控制。优质储层在鼻隆上倾方向和梁部配置区原油富集程度高,在两翼边部和低部位边底水活跃,油藏类型为构造-岩性油藏。

鄂尔多斯盆地延长组长8油层组石油成藏机理及成藏模式

鄂尔多斯盆地延长组长8油层组在不同地区其勘探成果和油藏规模存在明显的差异,为了分析其原因,对长8油层组油藏的油源、成藏期古物性特征、毛细管力、浮力和过剩压力等进行了研究,得出了过剩压力远大于毛细管力、源储压差能够克服相应储层的毛细管力从而运移成藏的认识。在此基础上,根据姬塬、陇东和陕北三个地区烃源岩和储层发育特征、物性及运移通道的特征,构建了三种不同的成藏模式。具体表现为,姬塬地区的双向排烃、复合成藏模式:即长7段优质烃源岩异常发育,生烃增压作用强烈,使得生成的烃类流体在过剩压力的驱动下向上覆的长6—长4+5地层和下伏的长8地层中双向排烃,在多层系富集成藏;陇东地区的上生下储、下部成藏模式:长7烃源岩发育,存在较高过剩压力,下伏的长8油层组储层物性明显的要优于上覆的长6油层组储层物性,利于烃类大规模向下运移,在长8聚集成藏;陕北地区的侧向运移、上部成藏模式:长7段烃源岩在该区不发育,且上覆长6储层物性远优于下伏长8储层物性,烃类优先在长6成藏,长8油藏规模有限。这三种成藏模式代表了以长7为主要烃源岩的油藏的主要成藏机理,三者在油气分布规律上存在明显的差异。

基于铸体薄片资料的砂岩储层孔隙度演化定量计算方法——以鄂尔多斯盆地环江地区长8储层为例

利用铸体薄片资料进行储层孔隙度演化定量计算是一项重要的成岩演化和储层模拟技术,但由于参数确定和计算方法存在的问题,导致结果准确性较差。基于此,在分析前人计算方法及其误差的基础上,确定了计算参数的选用,改进和完善了计算方法与结果检验方法的应用。在初始孔隙度的确定上,相对赋一固定值作为所有样品初始孔隙度或Scherer拟合公式,根据Beard和Weyl湿砂填集实验恢复初始孔隙度具有较高的精度;在考虑压实过程中岩石表观体积缩小的情况下,推导了压实、胶结损失孔隙度与溶蚀增加孔隙度计算公式,并给出了忽略岩石表观体积变化时孔隙度演化分析的误差来源和可能的误差大小范围;结果检验方面,摒弃了以往忽略溶蚀增加孔隙度而简单进行粒间孔隙度与和氦孔隙度对比的较为粗略的方法,建立了考虑各种成岩作用结果和成岩过程中岩石表观体积变化情况下的结果检验方法。应用该方法对鄂尔多斯盆地环江地区长8储层孔隙度演化进行计算,结果与岩芯氦孔隙度相比,绝对误差-1.1%,相对误差15.3%,取得了良好的应用效果。

鄂尔多斯盆地姬塬地区长_8储层成岩作用与有利成岩相研究

利用铸体薄片、扫描电镜等测试技术和储层综合评价方法对姬塬地区长8砂岩成岩作用及有利成岩相带进行了系统分析,结果表明,长8砂岩处于晚成岩阶段A期,压实作用造成砂岩中原生孔隙丧失;受酸性成岩环境影响,长石类不稳定矿物发生溶蚀,产生的溶蚀孔隙有效地改善了孔隙的连通性和渗透性,成岩早期形成的绿泥石粘土膜保留了大量原生粒间孔,保持了较好的储层物性。结合成岩作用和沉积特征,研究区可划分出4种主要成岩相带。长石溶蚀成岩相和绿泥石膜—粒间孔成岩相是最为有利的成岩相带,分布在刘卯塬—堡子湾一带的三角洲前缘水下分流河道砂体发育区,以及小涧子一带三角洲分流河道交汇处的砂体发育区。

西峰油田长8储层的酸敏性评价

针对西峰低渗油藏在酸处理过程中存在井间差异的问题,从低渗砂岩储层的特殊地质特征出发,以西峰油田长8储层为例,首先选取不同矿物组成的岩样模拟酸化作业条件进行实验评价,并与已有常规酸化实验评价进行对比;其次对酸岩反应前后孔隙结构变化进行对比研究;最后对岩石酸敏性机理进行分析。结果表明,不同黏土矿物的溶蚀率不同,较低渗透率的岩心酸敏损害程度一般较高;酸化后铁沉淀较为严重,应对其进行相应的预防。因此一方面根据地质特征使用与之配伍的酸液配方,另一方面要具体考虑不同井层间的孔隙充填物成分,减小酸处理过程中的井间差异。

鄂尔多斯盆地延长组长8油层组沉积及其演化特征

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长8油层组是盆地西南、西北地区的主力产油层,近年来,随着勘探向湖盆中心推进,在湖盆中部长8油层组勘探也取得较大的突破。但是对长8油层组的沉积特征认识不足,制约了勘探部署。通过对长8油层组的物源分析,结合其层序地层演化规律,对长81油层和长82油层沉积特征、沉积相类型及其沉积相演化进行了研究,认为长8油层组主要发育东北、西北、西部和西南4大沉积体系,明确了汇水区的展布范围为甘泉-吴起-白豹-黄陵一带;建立了长82油层滨浅湖滩坝沉积模式和长81油层三角洲沉积模式;通过分析湖平面的变化对湖岸线迁移带的控制,认为长82油层和长81油层之间存在沉积体系转换面,解释了长8油层组沉积中期广泛发育煤层、煤线及植物根系的原因。

特低渗透油藏水驱油效率影响因素研究——以西峰油田白马中区长8油层为例

以西峰油田白马中区长8低渗储层为例,通过在不同条件下对研究区的岩心做水驱油效率和压汞试验,了解实验室岩心水驱油的基本特征,进一步分析影响水驱油效率的因素。结果表明,注入压力、注入倍数、渗透率、水驱速度和孔喉的结构特征在一定程度都会影响岩心的水驱油效率,不同的条件下水驱油效率的变化趋势不同。

陕北华庆地区长8油藏复杂水体成因与分布

陕北华庆地区长8油藏复杂的油水关系及其水体成因与分布规律是目前制约该区开发部署的关键因素之一。在综合分析复杂水体控制因素基础上,对复杂水体成因进行剖析,建立水体成因模型。研究表明:陕北华庆地区长8油藏水体分布受储层结构差异、孔隙沥青充填、绿泥石膜-有机质复合体赋存及储层润湿性等因素共同控制;将水体划分为高渗带残余沥青充填包水带、局部边底水、高渗带砂体致密透镜体滞留水体、顶部泥岩段隔档未置换带水体、致密砂岩透镜体水体、河道边部层间夹层隔档水体等成因类型;高产油井与高产油低产水的油水同层井储层物性好,沥青等充填少,且长7主泥岩段与长8储层直接接触或相距较近,无夹层或很少;在勘探开发部署中,依据不同水体成因分析,因地制宜规避水体,调整部署。

超前注水在五星庄油区长8油藏应用效果研究

针对鄂尔多斯盆地五星庄油区长8油藏特低渗、低压、低丰度以及常规注水开发效果较差和采收率低的特点,通过实施超前注水开发,提高了油藏的水驱开发效果,部分井组产量明显增加。超前注水开发技术的成功实施,对定边油区类似区块的开发具有很好的适用性和指导性作用。

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长8浅水三角洲沉积特征

与典型的河控三角洲不同，鄂尔多斯盆地三叠系延长组长8浅水型三角洲没有明显的顶积层、前积层和底积层三层结构，沉积时水体较浅（数米至十余米），煤线、植物根、虫孔等浅水环境标志广泛分布。主要发育三角洲平原亚相和三角洲前缘亚相沉积，三角洲前缘亚相相带较宽，根据水深可将三角洲前缘细分为内前缘和外前缘。由于在不同前缘相带河道的稳定程度及砂体特征不同，将长8三角洲前缘砂体分为3种类型：内前缘等厚型，主要为分流河道：内外前缘过度型．砂体为分流河道和改造的席状砂；外前缘极端不等厚型，砂体横向厚度以透镜状和多层薄砂层为主．主要为受波浪改造的席状砂体。

镇北地区长8储层差异性分析

长8油藏是镇北地区勘探、评价以及开发的重点层系之一。近年来，随着勘探评价程度的不断加深以及开发先期介入实施效果的分析，发现局部出现产能差异相对较大的问题。从储层研究入手，按照两个砂带重点开展岩矿特征、孔喉结构、物性特征等几方面的差异对比研究，找出影响产能差异的主要因素，为下一步油藏评价部署及开展适用的储层改造工艺技术攻关提供一定的依据。

鄂南镇泾地区长_8油层组沉积格架与储层质量的关系研究

沉积格架与储层质量关系研究较少,综合运用岩心、测井及地球化学分析资料,对镇泾地区长_8~1和长_8~2小层沉积格架与储层质量关系进行研究。研究结果表明:根据单套砂体与有效泥岩隔夹层发育情况,长_8~1和长_8~2小层沉积格架可划分为单层式、夹层式和互层式3类;储层质量较好段多位于单套式砂体中部;单套砂体的厚度与储层质量较好段的厚度、物性呈明显的正相关关系,当单套砂体厚度小于7 m时,储层质量较好段基本不发育;压实和钙质胶结作用是储层质量受控于沉积格架的主要机理,压实作用从整体上控制了储层质量,砂体厚度大更有利于储集空间保存,从而形成优质储层,单套砂体顶底部钙质胶结比较发育,钙质胶结砂岩的厚度与相邻泥岩隔夹层的厚度相关性较好;砂岩与相邻泥岩碳氧同位素表明泥岩的压实排水是钙质胶结形成的主要原因。该研究建立了不同类型沉积格架与储层质量的关系,阐明了储层质量受控于沉积格架的机理,为少井条件下有利区优选奠定了基础。

鄂尔多斯盆地红河油田长8油层组致密砂岩储层“甜点”成因机制

鄂尔多斯盆地红河油田长8油层组储层物性普遍具有低渗—致密特征,但局部发育储层"甜点"(即相对优质储层),并控制着油气富集高产,因此,开展储层"甜点"成因机制研究对致密砂岩储层预测意义重大。通过大量岩石薄片、铸体薄片、阴极发光、扫描电镜、荧光薄片等的系统观察与统计,结合储层矿物组成、胶结物含量、物性测试分析,从沉积建造到成岩改造开展了储层物性影响因素的全过程分析,剖析沉积、成岩、破裂及油气侵位作用对致密砂岩储层储集性能的影响。结果表明,沉积作用是控制致密砂岩储层物性的第一位因素,奠定了致密砂岩储层发育的物质基础,并控制了其原始物性;成岩作用控制了致密砂岩储层的孔隙演化,其中建设性成岩作用控制了储层"甜点"的发育,并最终控制了孔隙型致密砂岩储层"甜点"分布;裂缝大大提高了致密砂岩储层渗流能力,并最终控制了裂缝—孔隙型致密砂岩储层"甜点"分布;油气侵位抑制了胶结作用的进行,是致密砂岩储层"甜点"重要的保持机制。

西峰油田环县地区长8储层伤害的潜在地质因素分析

通过对西峰油田环县地区长8储层的矿物岩石学特征、储层储集空间类型和孔隙结构等方面进行研究,对环县地区长8储层伤害的潜在地质因素进行了详细地分析。分析结果表明,环县地区长8储层主要敏感性矿物为填隙物中的粘土矿物和碳酸盐矿物,储层酸化过程中矿物与酸反应生成的沉淀及酸化中地层释放的微粒、储层中固体微粒的迁移和入井外来流体与地层水的不配伍等是造成储层伤害的几种主要方式。

姬塬油田黄57区长8储层差异性分析

黄57区是姬塬油田勘探、评价以及开发的主力建产区块,长8油藏是黄57区开发的重点层系之一。随着勘探评价程度的不断加深以及开发实施效果的分析,发现黄57区出现产能差异相对较大的问题。从储层研究入手,分两个砂带重点开展岩矿特征、孔喉结构、物性特征等方面的差异对比研究,找出影响产能差异的主要因素,为下一步开展储层改造工艺技术攻关提供一定的依据。

长庆姬塬油田长8油藏欠注原因研究

以长庆姬塬油田长8储层为研究对象，通过研究其储层物性、注入水与地层水配伍性情况、注入水的水质情况．以及注水管网的压降，探寻长庆姬塬油田长8储层高压欠注原因研究表明：姬塬油田长8储层苯身物性差、非均质强、地层水与注入水不配伍、容易形成BaSO4垢导致近井地带堵塞、注入水水质不达标和部分注水井处于注水管网末端是造成姬塬油田长8储层高压欠注的主要原因。

鄂尔多斯盆地马岭地区长8油藏分布规律

鄂尔多斯盆地马岭地区延长组长8油层组分为长81和长82共2套油层，长8，与长8：油藏分布特征不同，为了弄清长81和长82油藏分布规律及差异原因，通过室外岩心观察和室内大量的钻探、分析化验资料，对长81和长82小层的沉积、储层、油藏特征差异进行了对比研究，认为长81油藏富集于水下分流河道微相和长石溶蚀作用形成的相对高渗储层．长82油藏分布于滩坝微相和绿泥石膜胶结作用形成的相对高渗储层。总结出马岭地区长8油藏的形成规律，长7烃源岩在主要生烃期生成的油气在异常过剩压力的驱动下，通过近源叠置砂体和裂缝向下运移，在长81多期水下分流河道砂体中普遍成藏；在油源充足、源储压差较高的地区，油气可以沿裂缝继续向下运移，在长82相对高渗的滩坝砂聚集成藏。有效源储配置使马岭地区长81油层近源砂体大面积成藏．长82油层高压点式充注相对高渗储层成藏。