基于分形理论对马岭油田北三区延10储层微观孔隙结构特征研究

根据铸体薄片以及扫描电镜实验结果,对马岭油田北三区延10储层主要孔隙特征进行研究,并利用高压压汞实验的毛细管压力图,计算不同岩样的分形维数。结果表明,研究区主要的孔隙类型为粒间孔、溶孔以及晶间孔,喉道类型为点状、片状以及弯片状;分形维数与储层物性参数以及孔隙结构参数相关性较好,可以综合表征储层的微观非均质程度;分形维数具有分区特征,主要由于研究区溶孔以及微孔隙的存在导致微观非均质性的增强,可用于储层的分类评价中。

鄂尔多斯盆地马岭油田M区延10储层有效厚度下限确定

为了准确对研究区储量进行预测,服务于后期开发,本文基于大量的文献调研,结合研究区资料开展了延10储层有效厚度下限研究。本次研究采用数据统计方法确定岩性和含油性,采用累计频率统计法,最小有效孔喉法、岩性法、含油产状法、孔隙度、含水饱和度与相渗曲线组合法及测试法来确定研究区储层孔隙度和渗透率下限,再利用储层电阻率-孔隙度-含油饱和度交会图确定电性下限。研究表明:本区储层岩性和含油性下限为油斑细砂岩;渗透率下限3×10-3μm2,孔隙度下限为9.5%,声波时差下限为234μs/m,电阻率下限为30Ω?m;有效厚度的起算取0.4 m,致密夹层的起扣厚度取0.2 m。本研究采用多种方法互相验证,确保了研究结果的准确性,本次研究不仅满足了工区后续开发技术政策制定的需要,同时研究方法对于相似课题具有参考意义。

马岭地区延10储层微观孔隙结构特征研究

通过铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、恒速压汞技术对鄂尔多斯盆地马岭地区延10储层微观孔隙结构特征进行了深入研究。结果表明:马岭地区延10储层主要为细-中粒长石岩屑砂岩。微观孔隙结构类型复杂多样是造成储层物性差的主要原因。孔隙吼道类型、孔喉半径、粘土矿物发育等因素共同影响储层的微观孔隙特征。其中,粒间孔发育,粘土矿物影响程度小,喉道半径大,孔喉比小,孔喉连通性好,结构渗流系数大是优势储层的微观孔隙结构参数。

马岭油田北三区延10储层宏观非均质性研究

马岭油田北三区延10储层主要发育平行层理、交错层理、斜层理等层理类型,韵律特征为多期次正韵律叠加;从上到下沉积相属于从曲流河相到辫状河相的过渡,从上到下小层非均质性增强,推测由于辫状河比曲流河河道变化更加频繁,沉积更加复杂导致;研究区平面上的非均质程度较强,对油田的实际开发生产影响程度较大。

鄂尔多斯盆地环江地区延安组延10储层特征及主控因素分析

为研究鄂尔多斯盆地环江地区侏罗系延安组延10储层特征及主控因素,通过大量岩心观察、测井曲线对比分析、显微镜岩石薄片鉴定、扫描电子显微镜及压汞分析等手段,对环江地区延10砂岩储层的岩石学特征、孔隙特征、物性特征及主控因素进行了详细分析。结果表明:延10砂岩储层以长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩为主,长石石英砂岩、岩屑石英砂岩、岩屑砂岩次之,成熟度一般;区内不同区域间,填隙物的含量存在一定差异,由北至南、自西向东,填隙物含量整体呈降低的趋势;储集空间类型以粒间孔为主、长石溶孔次之,孔隙结构以Ⅱ型为主,平均孔隙度为13.08%,渗透率为54.49 mD;储层物性受沉积环境与成岩作用等多种因素影响;南部地区平均孔隙度和渗透率最高,储层物性最好,有利于油气资源富集。

马岭油田中一区延10储层分类及剩余油分布规律研究

马岭油田中一区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡构造单元的南西部,经过30多年的滚动勘探开发,目前已进入快速递减期,剩余油分布更加零散、复杂。基于现有的地质资料和低渗油田储层的实际情况,选择了小层砂体平均厚度、孔隙度值、渗透率值以及含油饱和度值四个参数对研究区延10储层进行了储层分类评价,将研究区储层分为一、二、三类。通过对中一区生产井生产动态资料的分析,结合油田开发至今历年来地层压力的变化情况,确定了剩余油的分布范围,总结出了剩余油的分布特征,为油田开发后期剩余油开采提供重要依据。

鄂尔多斯盆地靖安油田杨66井区延10储层宏观非均质性研究

储层的物性是影响油气的聚集、储存和开采的重要地质因素。通过铸体薄片、扫描电镜、岩心分析及测井解释等,对鄂尔多斯盆地靖安油田杨66井区延10储层宏观非均质性进行了研究。结果表明,层内非均质性主要受渗透率非均质性、层理构造和层内夹层影响;层间非均质性取决于分层系数和砂岩密度变化;平面非均质性与砂体在平面上的几何形态及其连通方式和连通程度密切相关。研究区杨66井区延10储层宏观层内非均质性以延1011储层最强,其他各小层次之;层间非均质性延10_1^(1-1)小层较强;平面非均质性延10_1^(2-1)和延10_1^(2-2)小层强。研究区产量薄弱,明确各小层非均质性强弱对于研究区油藏的精细开发及石油稳产具有重要意义。

鄂尔多斯盆地吴起地区延安组储层流体包裹体特征与油气成藏期次分析

【研究目的】鄂尔多斯盆地吴起地区延安组油气资源分布广泛,勘探潜力巨大。对吴起地区延安组延10储层进行系统的成藏时间、成藏期次的研究,有利于油气的精细勘探开发进程,为认识和完善全盆地侏罗系油气成藏规律提供依据。【研究方法】本文采取镜下观察并结合流体包裹体均一温度-埋藏史间接投影定年法对研究区进行储层流体包裹体特征分析,进一步确定油气成藏时期。【研究结果】鄂尔多斯盆地伊陕斜坡吴起地区侏罗系延安组延10储层主要存在早、晚两期包裹体,早期流体包裹体主要分布在石英颗粒表面的溶蚀裂缝和石英次生加大边;晚期流体包裹体主要分布在切穿石英颗粒裂缝和石英颗粒表面,同时在晚期硅质胶结物和方解石胶结物中零星分布。通过包裹体均一温度测试,得出早期包裹体均一温度峰值为80~90℃;晚期包裹体均一温度峰值为100~110℃,两期包裹体均一温度连续分布。【结论】鄂尔多斯盆地伊陕斜坡吴起地区延安组延10储层存在两次连续性油气充注:第一次油气充注期次对应于距今112~106 Ma;第二次油气充注对应时间距今约102~97 Ma。两次油气充注表明研究区油气成藏时期距今112~97 Ma,为早白垩世末期。

鄂尔多斯盆地定边油区延10油层组储层孔隙演化模式研究

利用铸体薄片、扫描电镜、高压压汞等实验方法,对鄂尔多斯盆地定边油区延安组延10油层组储层孔隙演化特征进行深入研究.结果显示:研究区延10油层组储层以长石砂岩、岩屑长石砂岩为主,主要发育粒间孔,其次是溶蚀孔,孔径较大,连通性好,孔喉特征表现为排驱压力中等,喉道半径小,汞饱和度较高等,属于小孔微喉型孔隙.研究区延10油层组储层主要受成岩作用控制,其中压实作用是影响孔隙结构的主控因素,压实阶段孔隙度损失20.73%;以碳酸盐和黏土矿物为主的胶结过程孔隙度损失10.92%;成岩作用后期溶蚀发育,改善了砂岩储层的储集空间,其产生孔隙度为6.94%,本区储层计算孔隙度为13.21%,与...

鄂尔多斯盆地吴定区域侏罗系储层特征及其主控因素

侏罗系延安组延9、延10油层亚组是鄂尔多斯盆地吴定区域侏罗系主力产油层,但由于对储层特征认识不足导致开发效果未能达到预期。为油田调整开发方案提供地质依据,以常规孔渗、等岩心化验为基础,结合铸体薄片等镜下观测技术来分析、探讨研究区侏罗系主力产油层延安组延9及延10主要产油段储集砂岩的储层特征及其主控因素。研究结果表明:研究区延9、延10为中-低孔、低-特低渗储层特征,主要发育长石石英砂岩、岩屑长石砂岩;对砂岩面孔率作出主要贡献的是剩余粒间孔及溶孔,晶间孔和微裂隙对改善物性作用极小;胶结作用、压实作用是导致储层致密化的主要作用,但强烈的压实作用和溶解作用也是发育中-高孔、中渗的富油砂带的主要成岩作用。

储层流体性质识别方法---以鄂尔多斯盆地西峰油田ZT井区为例

储层流体性质识别是勘探阶段油藏基础描述之一,因此对西峰油田开展流体性质识别工作,对勘探开发有重要意义。本文以西峰油田ZT井区的延10储层为例,结合生产、地质资料进行测井孔隙度—渗透率模型和孔隙度—声波时差模型的建立,最终对研究区进行流体性质识别,对比各类方法的优越性和适用性。结果表明:延10储层的油层电阻率偏低,不利于进行含油性辨别,并且储层的油水高侵,低侵不明显,流体性质也不易识别,根据探井数据、测井曲线响应来看,仅有邻井对比法及油层最小电阻率法在该研究区可适用,且效果良好。对西峰油田ZT井区延10储层流体性质进行定性识别,筛选出适用于该研究区的流体性质识别方法,对该研究区后续油田勘探开发具有借鉴意义。