鄂尔多斯盆地靖安油田杨66区延10_(1)油层组砂体连通性评价

鄂尔多斯盆地靖安油田杨66区延10_(1)油层组属于低孔-低渗储层,渗流条件相对较差,注水见效情况不均。为了合理有效地开发油田,将静态和动态两种连通性分析方法相结合,系统地阐述了延10_(1)油层组的砂体连通性特征。通过单砂体叠置类型判别砂体静态连通性,并引入连通厚度与连通系数概念进行定量评价。在开发过程中,从产能变化与注水响应两方面着手,对研究区井间砂体的动态连通性进行定量研究。结果表明,整个杨66区中部延10_(1)油层组的砂体连通性较好,西南部和东北部的砂体连通性较差;从各小层来看,延10_(1)^(1-1)小层和延10_(1)^(1-2)小层砂体具有良好的垂向叠置及横向叠置关系,连通厚度大多在6~10 m,连通系数大多在80%以上;延10_(1)^(2-1)小层和延10_(1)^(2-2)小层砂体的垂向叠置及横向叠置关系较差,连通厚度大多在0~4 m,连通系数大多在20%左右。

吴起地区长10_(1)油藏主控因素与有利区预测

目前吴起地区长10_(1)油层的成藏控制因素和富集规律不明确,严重制约了勘探开发的深入,亟须开展系统的成藏主控因素研究。本文通过对长10_(1)油藏主控因素剖析和油藏剖面研究,结合试油结论,认为长10_(1)油藏为低孔低渗油藏,并受构造、沉积和物性等因素综合控制。通过对长10_(1)层位物性及其砂体厚度等参数统计分析,建立起储层综合评价标准。针对研究区的有利储层,预测出3个成藏有利区。旨在为该区下一步油气勘探提供一定的借鉴。

基于灰色关联度储层非均质性研究——以镇北油田Z303井区延10_(1)油层组为例

以镇北油田Z303井区延10_(1)油层组为例,选取砂体厚度、砂层密度、隔层密度、变异系数、突进系数、渗透率级差、均质系数7项储层参数建立储层非均质性评价体系,采用灰色关联度综合评价法确定各口探井储层参数的相关度,计算储层非均质性综合评价指数。结果表明:储层非均质性分布特征与沉积相展布基本吻合。该方法原理简单易懂,且能够对储层非均质性准确评价。

宁东油田延安组延10油层组油气成藏条件研究

宁东油田地理位置位于宁夏盐池县、甘肃环县境内,构造位置位于鄂尔多斯盆地天环向斜中段西部。本文拟通过系统研究,综合系统地分析出延10油藏的油气成藏条件,为油田寻找接替储量提供可靠依据。前人的研究成果表明,宁东油田延安组烃源岩不发育,油源源于延长组长7油页岩至下而上运移。宁东油田在延10沉积期,是一套以河流-湖沼相为主的沉积体系,发育河道、边滩、沼泽等微相。研究区延10层的主要储层是河道砂体,储层岩石成分为以石英砂岩为主,岩屑石英砂岩次之,为低孔隙度~特低渗储层,成岩作用类型主要有溶蚀作用、次生作用等。研究区延10油藏的圈闭类型主要岩性圈闭。湖沼泥岩充当了延10油藏的封盖层。

鄂尔多斯盆地演武地区延安组延10油层组沉积相研究

演武地区延10段是鄂尔多斯盆地延安组重要油层组之一,但对其沉积相的相关研究较为贫乏。结合整个鄂尔多斯盆地的构造及沉积演化特征,通过对演武地区延10段的岩石学特征、泥岩颜色、沉积构造等特征的综合研究,并结合沉积岩石学、层序地层学、岩相古地理等地质理论,认为演武地区延10油层组属于河流沉积体系,发育辫状河相,并进一步将其划分为河道砂坝、泛滥平原等两个沉积微相。根据延10段沉积微相的展布及演化规律,并结合其区域沉积和构造背景,建立了研究区延10油层组的沉积模式。

定边五星庄油区延9、延10油层组地质特征研究

通过研究分析各种钻井取芯资料,确定了定边油田五星庄区延9延10油藏构造类型、砂体展布及沉积相类型,认为延9油层组为三角洲平原沉积,主要发育河漫沼泽、分流河道和水下分流河道3种微相类型,属构造油气藏;认为延10油层组为河流相沉积,主要发育主河道、支流河道和河漫滩3种微相类型,为岩性-构造油气藏。在此基础上进行了有利区的预测,为老油田的扩边勘探提供了有力的依据。

鄂尔多斯盆地边底水油藏开发方案效果评价——以东仁沟延10油层组为例

东仁沟油区延安组延10油藏为典型的构造—岩性油藏,储层物性好,边底水发育,但是开发效果较差,有必要进行注采结构调整。通过各种理论和经验公式确定了东仁沟油区延10油藏的合理注采井网为不规则反七点井网,根据储量平面分布、储量动用状况、累计采油量、含水率分布进行井网加密。合理井网密度为26口/km^2,合理井距在208m左右,合理地层压力保持水平为10.77MPa,最小合理流动压力平均为5.04MPa,生产压差为7.6MPa,注采比可保持在1.1∶1,合理注采井数比为1.85∶1,合理采油速度为1.12%,采液速度为4.40%。在此基础上对该区开发方案进行了调整,并进行了20年开发期限的效果评价,预测结果显示,20年后单井日产油、累计产油量、采出程度均比方案调整前明显提高。

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...

马岭油田P167井区延10油藏特征及有利区预测

马岭油田P167井区以延10油层组为目的层,采用300m正方形反九点井网滚动开发。该区延10油层组油藏含油面积大,储层物性好,试油产量高。通过对P167井区延10油层组油藏的地质特征、油藏特征及开发效果的认识,对有利区进行了预测,对后期提高采收率具有重要意义,为油藏下一步的开发决策提供了有力的依据。

姬塬地区长81油层组砂体结构特征及对油藏的控制作用

作为姬塬地区主力开发层系的长81油层组,其砂体的交错叠置关系严重影响该地区油藏分布规律的认识。为了研究长81油层组砂体结构特征及其对油藏分布的控制作用,立足于长81油层组的砂体形成机理,综合沉积、测井等资料划分砂体结构类型,刻画砂体的横向交错和纵向叠置关系,进而厘清砂体结构对油藏分布的控制作用。研究结果表明:姬塬地区的砂体结构可划分为4种类型,分别为叠合箱型、齿化钟型、孤立箱型和孤立指状型,其中叠合箱型砂体含油性好,是油藏主要储集体;齿化钟型和孤立箱型砂体顶底含油性差,中部含油性好且均匀;孤立指状型砂体物性和含油性均较差。该地区的砂体结构与有利区分布具有显著关系,叠合箱型砂体发育地区多为Ⅰ类有利区。研究成果可为姬塬地区长8油藏的精细勘探开发提供依据和方向。

新安边区延9、延10储层分类评价研究

新安边区块位于鄂尔多斯盆地最为宽广的伊陕斜坡带北部,根据该区块砂体的平面展布分析,沉积微相研究以及该区块储层特征的分析,进一步按不同单元进行综合评价分类。共划分了Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类储层。并对该区块有利区分布进行了预测。

靖安地区延安组沉积相特征及砂体叠置关系

在野外露头勘测、岩心观察、薄片鉴定及测井资料解释的基础上,对靖安地区延10~延9油层组各小层沉积微相特征和砂体叠置关系进行研究。结果表明延10油层组以辫状河沉积为主,发育河道砂坝和泛滥平原等沉积微相;延9油层组以三角洲平原沉积为主,划分为分流河道和河道间等沉积微相。延10油层组砂体垂向叠置类型为块状厚层砂体,且以延101^1-2小层最为发育,砂体横向叠置主要为垂向叠置和切割叠置,代表性层位为延101^1和延101^2小层。延9油层组砂体垂向叠置类型主要为薄互层砂体,发育在延92^2小层,砂体的横向叠置类型以水平搭接式和孤立状为主,代表性层位为延91^2和延92^2小层。

鄂尔多斯盆地吴起地区侏罗系延10油层组成藏控制因素分析

油藏要素及控制因素研究分析表明,吴起地区侏罗系延10油层组成藏受控于古地貌、储集体、构造以及盖层等因素,延长组长7油页岩是延10油层组有效的源岩供给,辫状河道、心滩等微相砂体是油气良好的储集场所,储层物性较好,前侏罗纪深切河谷是油气运移成藏的主要通道,生烃作用产生的超压使得油气沿着通道运移,并最终在西倾单斜背景下的鼻状隆起聚集成藏。油藏具有油源近、储层发育、生储盖配置较为理想的下生上储特征,并具有多套生储盖组合。

砂质辫状河心滩及河道砂微相的识别特征与方法

砂质辫状河心滩、河道砂微相的识别特征及识别方法研究是陇东油区侏罗系油藏基础地质研究中的重要课题,为此,以陇东油区中部Z304-5井区延10油层组为例,从岩心、测井、录井等资料入手,在系统分析岩性、沉积构造和测井曲线形态的基础上,定性识别与区分心滩与河道砂微相;选用自然伽马、声波时差、补偿密度、补偿中子、电阻率和自然电位等6类测井技术,提取测井参数,绘制沉积微相测井蛛网图。蛛网图分析结果表明:Z304-5井区心滩微相图形主要呈单峰"近似不规则的五边形",而河道砂微相图形多为双峰"规则的六边形";编制沉积微相平面图发现,研究区主力层延102心滩微相呈孤立的不规则状自南向北展布,被河道砂微相包围。因此,以定性手段分析地质特征、蛛网图反映测井响应特征、沉积微相平面图研究宏观展布特征,三者相结合可为油藏的砂质辫状河控砂微相精细研究提供一种实用方法,对同类油藏沉积微相的研究具有借鉴作用。

低渗透砂岩储层物性及含油性下限的综合分析研究

低渗透砂岩储集层是一个复杂的系统,其物性受储层特征、地层温度、地层压力等众多因素的影响,导致有效储层物性下限确定较为困难。本次研究以鄂尔多斯盆地马岭油田延10油层组为例,应用经验统计法、分布函数曲线法、测试法等多种方法相互对比、验证,综合标定储层物性与含油性下限分别为:孔隙度为11.7%、渗透率为1.2×10-3μm2;含油饱和度为43%。为油田的进一步开发提供可靠依据。

创面愈合过程中创缘表皮干细胞的再分布

目的:研究皮肤干细胞在全层皮肤创面愈合过程中的分布与增殖分化特征,以及该特征在创面愈合过程中的作用。方法:10只Wistar大鼠背部各制备4个面积为2.54cm^2的全层皮肤创面,将创面随机分为2组,即银锌霜治疗组(20个创面),空白对照组(20个创面)。分别于伤后3d、1周、2周和3周以组织学检查动态观察各组治疗效果,并以β_1整合素、角蛋白19(K19)免疫组化法检测表皮干细胞在创面愈合过程中的表达情况。结果:两面创面愈合率为银锌霜组80%(16/20)。两组创面肉芽组织于各时相点均未见β_1整合素、K19阳性细胞出现,但于创缘表皮的层或颗粒层出现了散在的β_1整合和K19同时染色阳性细胞。且越接近创面这些阳性细胞越密集,组织学上与基底层的阳性细胞无直接联系,其数量随着创面的缩小渐渐增加,直到创面愈合。上皮化后,这些阳性细胞逐渐减少,并随着愈合创面表皮脚的出现而消失,而感染创面的阳性细胞数量明显少于未感染创面的阳性细胞数。结论:表皮干细胞能动地与创面的修复,创缘表皮干细胞再分布的主要功能可能促进创面再上皮化。

基于劳伦兹曲线法定量表征储层非均质性研究

由于常规参数的计算方法难以在统一标准下衡量储层非均质程度。采用劳伦兹曲线法以陇东地区ZH342井区延10油层组中砂体(单砂层)为研究对象,对其进行了储层非均质性定量表征。结果表明:单砂层Y10_(1)^(1),Y10_(2)^(1),Y10_(3)^(1),Y10_(3)^(2)非均质程度系数依次为0.4665,0.2422,0.0726,0.1555,非均质性逐渐增强后略微减弱;控砂微相与砂体非均质性相关,心滩沉积砂体较为均质,河道沉积砂体较为非均质。该方法计算所得的非均质程度系数是评价非均质性的有效参数,能够在统一标准下表征储层非均质性,为油田开发提供更为客观的评价结果。