基于主成分分析法的测井数据识别岩性——以富县延长组长6地层为例

油气藏的分布与岩性息息相关,所以进行岩性的识别分层,有助于判断地层的储层分布。取心实验十分昂贵,同时在钻井过程中获得岩心是不连续的,所以存在岩心数据较少的问题。为了更好地判断岩性和降低成本,在本研究中,将陕北富县延长组长6地层发育较多的四种岩性一共99个岩心取点与其对应的测井数据进行相关性分析。选择的自然伽马测井(GR)、井径测井(CAL)、声波时差测井(AC)和中子补偿测井(CNL)四条测井曲线来分析富县延长组长6岩性特征。随着粒径变大和黏土含量的减少,GR、CAL、AC和CNL值趋于降低,能够明显划分。利用主成分分析方法,对数据进行降维,提取特征,进行归纳,解决岩性的多解性问题,建立了岩性判定指数,然后将其运用于陕北富县地区多个钻井,验证其方法和构建的数学模型的适用性和有效性。结果表明,主成分分析是行之有效的分析岩性的方法,提高了准确度,岩心的岩性与测井数据识别的岩性具有良好的一致性。

鄂尔多斯盆地延长组长6储层特征及差异性对比

通过薄片鉴定、扫描电镜、物性分析等手段,对鄂尔多斯盆地陕北、姬塬、华庆、陇东四个不同地区长6油层组的储层岩石学特征、孔喉结构特征及物性特征进行对比分析。结果表明,岩石类型具有显著的东西分带性,储层填隙物含量较高,平均12.3%~17.5%,组分含量具有差异性和规律性,总体变化趋势是从湖盆边部向沉积中心,绿泥石膜胶结含量逐渐减少、含铁碳酸盐胶结物和伊利石含量逐渐增高。储层储集性能较差,面孔率普遍较低,平均2.13%~4.90%,孔隙类型以粒间孔和次生溶孔为主,陕北地区具有高面孔率、高粒间孔、高次生溶孔的特征,这在盆地长6储层面孔率普遍较低背景下是个例外。孔隙结构类型为小孔微细喉和小孔细喉型为主。储层孔隙度渗透率较低,孔隙度为7.8%~12.6%,渗透率0.22mD~0.76 mD,属于典型的特低-低孔、特低渗-致密储层。

物源对鄂尔多斯盆地中部延长组长6砂岩孔隙发育的控制作用

延长组长6油层组是鄂尔多斯盆地主力产油层,平面上储层储集性能差异较大。通过盆地中部大量长6砂岩岩矿资料,结合盆地周缘露头剖面资料系统分析,认为鄂尔多斯盆地中部长6沉积期存在西部、北东、西北、北部、东南方向及多物源控制的沉积区,且受不同方向物源控制的长6砂岩轻、重矿物组合,填隙物类型和组合及成岩矿物等均不相同,其中混源区受多物源的共同影响,但轻、重矿物组合及孔隙发育程度主要受主物源控制;砂岩成熟度、粒径、碎屑组分、填隙物类型与组合和成岩作用是控制长6砂岩储层孔隙发育的主要因素,且不同物源控制区长6储集砂岩的孔隙保存条件不同,物性相差较大。研究结果说明确定不同方向物源控制区、混源沉积区长6储集砂岩孔隙特征及孔隙发育控制因素是掌握孔隙性砂体分布规律的前提。

安塞油田上三叠统延长组长6油藏储集因素

目的为了更好地勘探安塞油田长6油藏,研究影响石油富集成藏的因素。方法通过岩心观察、薄片观察、扫描电镜及阴极发光、粒度分析,对安塞油田长6油层组岩性特征、沉积相特征及成岩作用进行研究。结果该区长6油层组油砂体累计厚度较大,粒度细,沉积相变快,储层物性纵、横向具有明显的非均质性;影响石油富集成藏的储集因素包括岩石学组分、沉积相、砂体展布、成岩作用及物性等;沉积相是最主要的因素,三角洲前缘水下分流河道砂体是主要的储集体。结论安塞油田下一步勘探重点应在水下分流河道砂体带上寻找次生孔隙发育区。

鄂尔多斯盆地山城-演武地区三叠系延长组长6-长8低渗储层特征及成岩作用研究

鄂尔多斯盆地山城-演武地区三叠系延长组长6-长8段砂岩属于典型的低孔低渗储集岩,具有粒度细、成分成熟度低、磨圆度差、分选中等等特征。通过薄片、X射线衍射、扫描电镜、压汞、阴极发光等分析手段,研究了延长组长6-长8段砂岩储层的特征、成岩阶段及演化模式,分析了低渗储层物性的影响因素,指出沉积相带是影响储层储集性能的地质基础,机械压实作用和晚期的铁方解石胶结作用是影响低渗透砂岩储层形成的主要因素,绿泥石包膜、溶蚀作用及微裂缝对储层储集性能的改善起到了积极作用。

子长地区延长组长6段基准面旋回层序识别

目的探讨鄂尔多斯盆地子长地区上三叠统延长组长6段基准面旋回层序的识别方法、结构特征、变化规律及成因机理。方法根据岩心、露头、测井资料识别界面,应用旋回层序测井响应模式划分层序,采用等时对比方法横向追踪对比旋回层序。结果研究区长6段可划分为1个长期、7个中期、31个短期旋回层序,建立了研究区以长期旋回层序为框架、以中期旋回层序为对比单元的等时地层格架。结论晚三叠世鄂尔多斯盆地超长期基准面下降之初的三角洲建设时期,研究区沉积了以长6段为主体的C1型长期基准面旋回层序,其长、中期旋回层序等时地层格架的建立为进一步开展短期、超短期旋回层序划分与对比、小层砂体追踪及流动单元识别奠定了基础。

靖边油田乔家洼汕区延长组长6段油藏特征分析

本文通过对靖边油田乔家洼油区延长组长6段油藏的地质特征、成藏机理及沉积相与油气关系进行分析研究。结果表明:本区延长组长6油藏为特低孔-特低渗-微细喉-低饱和-层状-岩性油藏,指出储层特征、沉积相带与油气富集程度密切相关,分流河道砂岩主体带是油藏形成的有利场所。成藏规律研究认为,该区东西方向成藏条件差,南北方向储层物性好,为近期勘探开发的有利目标区。

陕北地区延长组长6 1段油水层识别及含油性评价

陕北地区三叠系延长组长6 1段是石油勘探开发的重要层位，该段普遍发育高自然伽马砂岩，该类储层和常规储层测井响应特征不同，这使得陕北地区延长组长61段储层电性、物性变化复杂，给储层测井评价带来很大困难，本文提出在分区域、分储层类别基础上建立测井解释图版，该解释图版油、水层点的分布规律较为明显，可以进一步应用到实际的测井解释中。高伽马储层岩心分析饱和度与邻近常规储层相差不明显．但是．由于高伽马储层电阻率数值下降明显，造成高伽马储层与邻近常规储层利用测井资料计算出来的含水饱和度相差较大．因此，有必要对高伽马储层饱和度计算公式进行修正。本文在储层分类基础上，分析了陕北地区延长组长6 1段储层饱和度测井计算的影响因素，建立了该地区长6 1段复杂储层含水饱和度计算公式。

鄂尔多斯盆地东南部延长组长6沉积碎屑锆石U-Pb年龄物源、构造指示意义——来自黄龙县、铜川市金锁关地区延长组碎屑锆石年代学证据

选取鄂尔多斯盆地东南部黄龙县、铜川市金锁关地区延长组长6地层沉积碎屑岩为研究对象,运用LA-ICP-Ms锆石U-Pb同位素年代学方法,探讨黄龙、金锁关地区延长组长6地层的物质来源。结果表明,黄龙和金锁关地区锆石年龄范围为2730.4~213.6Ma。其中,金锁关地区锆石年龄比较复杂,大致可分为5个年龄段:2 300~2 730 Ma,1 600~2 100 Ma,800~1 200 Ma,400~500 Ma和200~352 Ma,有较明显的5个峰值。黄龙地区锆石年龄分为3组,缺失800~1 200 Ma,400~500 Ma两段年龄。这5段年龄分别与太古宙末的古微陆块的拼合以及华北克拉通基本形成期的构造热事件、吕梁运动构造热事件(即华北克拉通的破裂与焊接)、新元古代岩浆热事件、早古生代加里东碰撞造山事件以及晚华力西-印支期构造热事件相对应。将两个地区的锆石年龄与周缘地质体年龄结构进行对比后发现,黄龙地区的沉积碎屑岩来源于华北克拉通南缘的岩浆-变质杂岩,而金锁关地区的碎屑岩不仅有华北克拉通古老地壳的再循环,还有秦岭地区剥蚀物质提供的物源。

鄂尔多斯盆地陕北地区延长组长6原油地球化学特征及油源分析

通过对原油、含油砂岩、露头剖面样品、钻井泥岩分子地球化学特征和碳同位素的分析表明:鄂尔多斯盆地陕北地区长6原油为轻质原油,具有低密度、低黏度、低凝固点的特征;原油和含油砂岩抽提物族组成中,饱和烃含量所占比重大,饱芳比高、原油碳同位素轻,小于-32‰;原油正构烷烃碳数分布型式为前峰型单峰态,正构烷烃保存完整,主峰碳为nC_(13)~nC_(22),原油具明显奇偶优势比,轻质组分占优势,植烷优势明显;原油规则甾烷呈"V"和"L"型分布,β胡萝卜烷含量很低,ααα20RC_(27)甾烷相对含量高于ααα20RC_(29)甾烷;伽马蜡烷含量低,孕甾烷及规则甾烷相对较高,硫芴含量较高,三芳甾烷和甲基三芳甾烷丰度较高,反映了原油的母源形成于盐度不高的沉积环境,有机质母源以浮游水生生物及高等植物的输入为主;原油饱和烃中,甾、萜烷的αααC_(29)甾烷20S/(20S+20R),αααC_(31)甾烷20S/(20S+20R)等参数均处于热演化平均状态,甲基菲指数表明原油处于成熟阶段。通过对延长组长9、长7段烃源岩与长6原油、含油岩心抽提物,甾、萜类化合物特征对比分析表明,长6原油与长9烃源岩的生物标志化合物存在较大差别,二者对比性较差,不具备相关性,没有亲缘关系;长6与长7烃源岩的对比性较好,因此认为长6原油主要来源于长7段烃源岩。

陕北地区延长组长6段高伽马砂岩储层参数确定方法

陕北地区三叠系延长组长6段是石油勘探开发的重要层位,该段普遍发育高自然伽马砂岩,该类储层与常规储层测井响应特征不同,给长6段储层物性参数及含水饱和度测井计算带来一定的难度。在高伽马储层与邻近常规储层测井特征对比分析基础上,建立了陕北地区延长组长6段高伽马储层孔隙度、渗透率、泥质含量计算公式,并进一步讨论了该类储层在平面上的含油性。高伽马储层岩心分析饱和度与邻近常规储层相差不明显,但是,由于高伽马储层电阻率数值下降明显,造成高伽马储层与邻近常规储层利用测井资料计算出来的含水饱和度相差较大,因此对高伽马储层饱和度计算公式进行了修正。在储层分类基础上,分析认为影响陕北地区长6段储层饱和度测井计算的主要因素是高伽马储层电阻率和孔隙度变化,并进一步建立了该地区长6段复杂储层含水饱和度计算公式。

陕北志丹地区三叠统延长组长6沉积微相研究

以志丹地区三叠系延长组长6为研究对象,针对研究区目的层段的地质特征、沉积条件,以沉积学、现代石油地质学、储层地质学、油层物理学、地球物理测井理论为指导,以地质资料为基础,测井资料精细处理与解释为手段并结合生产测试资料,对该区的沉积微相类型进行了系统的研究,认为该区长6属于三角洲前缘亚相沉积,主要为前缘河口亚相,进一步划分为分流河道、分流间湾、河口坝、远砂坝等微相,其中分流河道及河口坝复合沉积的"坝上河"砂体比较发育。

鄂尔多斯盆地直罗油田延长组长6储层沉积相特征

通过岩心观察、岩矿特征分析和测井资料解释,对直罗地区长6储层沉积相进行了系统分析。研究认为该区主要发育陆相湖泊三角洲沉积体系,主要储集砂体为三角洲水下分流河道砂体和河口坝砂体,其砂体展布受双重物源控制,呈东北-西南向展布。主要有利储层分布在长6层下部的长63和长62段,对于指导该区下步石油勘探具有重要的意义。

郑庄油区延长组长6油层组储层岩石学特征研究

本文主要针对郑庄油区延长组长6油层组,采用岩心常规薄片、铸体薄片和扫描电镜等方法,结合野外钻井岩心观察描述,对全区7口钻井、70多块铸体薄片进行详细观察分析。分析结论认为长6油层组砂岩以细粒长石砂岩为主,砂岩颗粒分选好,粒级比较均一,圆度为次棱状。杂基含量低,颗粒支撑,以线状接触为主。胶结类型有孔隙式、接触式,为典型碎屑岩储层特征,为将来根据其岩石学特征制定相应合适开发方案提供了基础地质依据。

子长地区延长组长6段沉积特征及湖岸线划定

通过对子长地区延长组长6段储层的岩芯观察、粒度分析、钻井及测井资料等的综合分析,系统研究了该区长6段储层的沉积微相特征、砂体展布特征,并划定了其湖岸线的位置。研究表明,子长地区延长组长6段储层主要发育三角洲平原及三角洲前缘两种沉积亚相,进一步划分出分流河道、分流间湾、水下分流河道、水下分流间湾及河口坝等5种沉积微相。在此基础上,明确了湖岸线的位置,并探讨了其对优质储集砂体的控制作用。

鄂尔多斯盆地陇东地区长6-长8段储层特征及其主控因素

鄂尔多斯盆地陇东地区三叠系延长组长6—长8段储层以长石砂岩为主,结构、成分成熟度均较低,属典型低孔低渗储层.利用岩心、铸体薄片、扫描电镜及物性分析等资料,分析长6—长8储层特征,指出影响砂岩储集性能的主控因素为沉积环境、骨架颗粒物理化学性质、填隙物成分和含量、成岩改造程度.沉积环境是造成储层渗透性偏差、产能低的基本原因,而储层储集性能后期的改变受成岩作用控制,骨架颗粒和填隙物则为成岩改造作用提供物质基础.

鄂尔多斯盆地深部流体示踪:三叠系延长组高自然伽马砂岩特征及成因分析

鄂尔多斯盆地中部三叠系延长组长6段是石油勘探开发的重要层位,该段普遍发育高自然伽马砂岩,但对其相关研究却很薄弱。一般认为,该区长6段砂岩自然伽马异常高是与长石、黑云母、粘土含量及火山凝灰岩有关。文中通过对高伽马砂岩及邻近常规砂岩的显微镜薄片观察、X光衍射及粘土矿物分析、电子探针及质谱仪化学元素分析以及沉积与分布特征分析,认为与常规砂岩相比,高伽马砂岩具有以下特点:钾长石、绿泥石、铁泥质粘土杂基含量明显上升,石英含量明显减少,长石高岭石化强烈,岩屑含量较高,且岩屑假杂基化较为普遍。Th、U、K放射性元素含量较高,其中Th元素含量上升最为显著,主要存在于独居石、金红石、铁泥质粘土、钾长石及部分锆石、磷灰石、黑云母、岩屑中;U元素主要存在于大多数的锆石、部分磷灰石、黑云母及含镁方解石中;K元素主要存在于钾长石、黑云母、金红石、铁泥质粘土、部分钠长石及岩屑中。高伽马砂岩不受沉积相的控制,火山凝灰岩与高伽马砂岩的形成无必然联系,高伽马砂岩与来自于盆地东北方向的物源有一定的亲缘性。综合分析认为,深部热液活动可能导致了高伽马砂岩的形成。

陕北长6段高自然伽马砂岩地球化学特征及意义

陕北地区上三叠统延长组长6段是勘探开发的重要层位,该段普遍发育高自然伽马砂岩。通过对高伽马砂岩及邻近常规砂岩的主元素、痕量及稀土元素、电子探针微区元素、能谱测井放射性元素分析认为,高伽马砂岩中Th、U、K放射性元素含量比常规砂岩都高。其中Th元素含量上升最为显著,主要存在于独居石、金红石、铁泥质黏土、钾长石、部分锆石、磷灰石、黑云母及岩屑中;U元素主要存在于大多数的锆石、部分磷灰石、黑云母及含镁方解石中;K元素主要存在于钾长石、黑云母、金红石、铁泥质黏土、部分钠长石及岩屑中。火山凝灰岩对高伽马砂岩的影响是次要的,高伽马砂岩与来自于盆地东北方向的物源有一定的亲缘性;但该方向上的物源不是高伽马砂岩形成的主要控制因素,热液活动可能对高伽马砂岩的形成有着重要的影响。

鄂尔多斯盆地吴起曾岔地区长6油层组储层特征及控制因素分析

通过对鄂尔多斯盆地吴起曾岔地区延长组长6储层的铸体薄片、电镜扫描、压汞等资料的综合研究,分析了储层的岩石学、孔隙结构及物性等特征,并剖析物性优劣的控制因素。研究表明,以水下分流河道为储集主体的长6储层砂岩主要为长石砂岩、岩屑长石砂岩,填隙物以绿泥石和(铁)方解石为主,储集空间以残余粒间孔和长石溶孔为主,喉道为小孔细喉型,物性较差,为低孔特低渗储层。控制储层物性的主要因素有:源区母岩、沉积环境和成岩作用(压实、胶结和溶蚀)等。

横山地区长6储层孔隙结构特征及分类

据大量岩石薄片及扫描电镜分析,长6砂岩储集层的孔隙类型主要有残余粒间孔隙、溶蚀粒间孔隙、溶蚀粒内孔隙、填隙物内微孔隙和微裂缝孔隙等。在定性基础上进行定量分析研究,参考砂岩毛管压力曲线形态特征,并依据排驱压力和中值半径交会图,将横山地区长6储层分为三种孔隙结构类型。