鄂尔多斯盆地唐山油区长4+5油层组沉积相研究

借鉴前人研究成果与研究区岩芯观测资料,结合沉积相的测井相应及电测曲线的特征,认为研究区长4+5油层组为三角洲前缘亚相沉积,进一步划分为水下分流河道、水下分流间湾和水下天然堤三种微相类型,油气聚集的有利场所是水下分流河道。

鄂尔多斯盆地上三叠统延长组长4＋5油层组中的古地震记录

鄂尔多斯盆地上三叠统延长组长4+5油层组湖泊三角洲前缘沉积中同生变形构造十分发育。通过对岩心观察及各种资料的综合分析,认为砂球、砂枕、球—枕构造、微断层递变层、微裂缝、液化卷曲变形等同生变形构造主要是由震积液化作用形成的。震积作用沉积可分为A、B、C、D、E等5个单元,分别组合形成ABCD型、BCD型或CD型、AB型、BCE型或BE型、BEBE型5种沉积序列类型,其中BCD型(CD型)和AB型最为发育。通过对古构造的分析,认为晚三叠世鄂尔多斯盆地拗陷中心的北西向基底"活化"及北西、北东向同生正断层的活动是导致该区古地震形成的主要原因。

鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长4+5低阻油层成因及识别方法

近年来在鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长4+5油层组发现了大量低阻油层,但由于其成因机理及识别方法在理论和技术方面存在问题,导致其常被错判或遗漏。为此,根据岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜观察、X衍射和高压压汞分析等多种技术手段,结合测井资料及试油、试采等数据,对姬塬地区延长组长4+5低阻油层的成因及识别方法进行研究。结果表明,构造幅度低、油水关系复杂、不动水饱和度和地层水矿化度高是长4+5低阻油层的主要成因,其中,不动水饱和度高主要受颗粒粒度细、泥质含量高及孔隙结构复杂等因素控制。实例分析表明,定性识别低阻油层的邻近储层对比法、以泥质含量-孔渗比-不动水饱和度三维模型为基础定量识别低阻油层的可动水分析法及快速直观识别低阻油层的交会图版法为长4+5低阻油层识别的3种有效方法,使研究区低阻油层的解释结论与试油结果的符合率得以提高。

鄂尔多斯盆地陇东地区延长组长4+5油层组储层特征及主控因素分析

鄂尔多斯盆地陇东地区延长组长4+5油层组储层由三角洲—湖泊沉积形成,其岩性主要为岩屑质长石砂岩、长石质岩屑砂岩和岩屑砂岩,岩屑含量整体较高。储层平均孔隙度为11.02%,平均渗透率为0.37 mD,属典型的低孔、低渗—特低渗储层,主要孔隙类型为粒间孔及粒内溶孔,孔隙结构以细—小孔微细喉型为主,分选与连通性较差。纵向上,长4+51小层储层物性好于长4+52小层;平面上,西南部储层物性整体优于东北部。陇东地区延长组长4+5油层组致密储层经历了压实、胶结和溶蚀等成岩作用。致密储层的形成主要受沉积和成岩作用的影响,沉积作用是形成致密储层的基础,成岩作用则是形成致密储层的关键因素,强烈的压实和胶结作用是影响储层物性的主要成岩作用。陇东地区延长组长4+5油层组有利储层多发育在三角洲前缘水下分流河道和河口坝砂体中,特别是主砂体中心部位储层物性最好。

鄂尔多斯盆地重点含油区块长4+5-长8油层组低渗透储层综合评价

通过分析鄂尔多斯盆地重点含油区块长4+5-8油层组低渗透储层特征共性及差异性,首次建立了鄂尔多斯盆地三叠系长4+5-8油层组低渗透储层统一的分类评价标准,并对鄂尔多斯盆地重点含油区块长4+5-8油层组低渗透储层进行储层综合评价。一方面评价出了有利储层发育区,为盆地长4+5-8油层组大型低渗透岩性油藏勘探、评价及开发提供了地质依据;另一方面改变了以往不同区块长4+5-8油层组储层分类评价结果不具可对比性的局面。

鄂尔多斯盆地林镇地区长4+5油层组油气成藏条件与机制

在研究鄂尔多斯盆地林镇地区延长组长4+5油层组油气藏的油气生成、储层条件、运移条件、圈闭和聚集成藏等方面的基础上,综合分析了该区三叠系延长组长4+5油层组油气藏的形成条件,并总结了其形成机制。结果表明:林镇地区延长组长4+5油层组油气主要来自长7烃源岩;储层为三角洲前缘亚相各种成因类型的砂体,属于低孔、低渗储层;广泛发育的水下分流间湾暗色泥岩、致密粉砂岩以及粉砂质泥岩可形成良好的盖层;运移的动力主要来自长7泥岩形成的异常高压。长7烃源岩生成的油气在高剩余压力的驱动下,通过垂向叠合砂体与微裂缝向上运移进入长4+5储层,并沿连通的三角洲前缘砂体横向运移进入圈闭成藏,形成鼻隆构造油气藏、岩性油气藏以及构造-岩性油气藏,其形成受烃源岩、沉积相带、微裂缝、鼻隆构造以及剩余压力等因素的影响。

鄂尔多斯盆地定边油田樊学地区长4+5油层组储层特征及物性影响因素研究

根据对鄂尔多斯盆地定边油田樊学地区长4+5储层特征、成岩作用及物性影响因素研究结果表明,长4+5储层岩性主要为岩屑长石砂岩、长石砂岩,分选性总体中等-较好,磨圆度较差。孔隙类型以残余粒间孔和溶蚀孔为主,分别占总孔隙的59%、34%。孔隙度变化在0.2%~17.6%,平均值为8.5%;渗透率主要分布在0.1×10^-3~0.4×10^-3μm^2,平均值为0.25×10^-3μm^2,为特低孔特低渗储层。胶结物以方解石等碳酸盐胶结物、黏土矿物和硅质为主。原始沉积组分、碳酸盐胶结作用对储层物性具有重要的影响,塑性物质含量高的储层主要因压实作用变致密。碳酸盐胶结物含量高的储层因胶结作用变致密,刚性物质含量高的储层因刚性物质支撑作用保留较多残余粒间孔及易溶组分的溶蚀作用物性较好。长石、石英等刚性物质含量越高,千枚岩、板岩、云母等塑性物质和碳酸盐胶结物含量越低,储层物性越好。

鄂尔多斯盆地麻黄山西区北部长4+5～长6油层组成岩作用及对储层影响

鄂尔多斯盆地麻黄山西区北部长4+5～长6油层组油气显示普遍,但试油水多油少。为搞清储层微观孔渗特征,通过岩心薄片观察及化验资料综合分析,该储层属于特低孔低渗储层,孔喉结构表现为小孔细喉型,孔隙以次生溶蚀孔隙为主。颗粒接触呈现线-凹凸接触。机械压实、压溶作用、钙质沉淀胶结及自生粘土矿物的沉淀造成储层原生孔隙减少;而泥质胶结物的溶蚀与成岩裂缝形成的次生孔缝,尤其顺千枚岩排列方向的溶缝成为油气的主要储集空间。按照成岩阶段划分标准,长4+5～长6油层组大部分层段处于中成岩B期,较强的成岩作用是造成储层低孔低渗的主要原因。结合油气充注时间,认为造成该区油层组含油性差的主要原因是油气充注的时间早于碳酸岩胶结物大量溶蚀的时间,从而部分溶蚀孔不含油。

鄂尔多斯盆地胡尖山—耿湾地区延长组长4+5油层组沉积特征及有利相带预测

以岩心观察为依据,结合储集层岩性、沉积构造和粒度分析等方法对鄂尔多斯盆地胡尖山—耿湾地区长4+5油层组进行沉积相分析.研究结果表明:研究区长4+5油层组为三角洲前缘沉积,水下分流河道、河口坝、分流间湾、远砂坝及前缘席状砂构成其主要沉积微相.长4+52期水下分流河道砂体之间交叉叠合连片,但水下分流河道、叠置水下分流河道分割性较强,随着湖盆短暂的扩张,长4+51期水下分流河道缩小,分流间湾进一步扩大.在沉积相研究的基础上对长4+52期进行有利相带预测,共预测出5个有利储集相带发育区,为该地区进一步勘探提供依据.

鄂尔多斯盆地胡尖山地区长4+5油层组储层特征研究

对胡尖山地区长4+5油层组的岩心、测井、铸体薄片、扫描电镜、物性和压汞等资料的分析表明:该区岩石类型主要为岩屑长石砂岩和长石砂岩;孔隙类型主要为粒间孔和长石溶孔;储层孔隙度为10.86%,渗透率为0.56 mD,为低孔、特低渗、致密—近致密储层。该区成岩作用主要包括压实作用、胶结作用和溶蚀作用,其中绿泥石膜对原生粒间孔的保存以及溶蚀作用对储层的孔渗性均具有建设性作用。以储层特征参数和孔隙结构参数为基础,对胡尖山地区长4+5油层组储层进行了分类评价,并将其分为4类,其中Ⅱ类和Ⅲ类储层是该区主要的储集层类型。

鄂尔多斯盆地旦八地区长_(4+5)油层组储层特征研究

对鄂尔多斯盆地旦八地区长4+5储层,采用了铸体薄片分析、扫描电镜、压汞法等分析手段研究了微孔隙结构特征,结果表明该储层有残余粒间孔隙、溶蚀粒间孔隙、溶蚀粒内孔隙和裂缝孔隙等,孔喉分布大多具双峰型特征,其次为单峰型;同时对储层特征的影响因素即沉积作用、成岩作用、溶解作用和破裂作用等进行了探讨。

鄂尔多斯盆地延安地区长4+5油层组致密砂岩储层特征

根据岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、黏土矿物X射线衍射、压汞和物性分析等资料,对延安地区长4＋5油层组致密砂岩储层特征进行了研究.结果表明：延安地区长4＋5油层组储层岩石类型主要为细粒长石砂岩;孔隙度和渗透率分别为6.0％～10.0％和0.2～2.0mD,为典型的致密砂岩储层;储集空间主要为残余粒间孔,其次为长石和浊沸石溶孔;孔隙结构以小孔细喉型为主,其次为小孔中细喉型和细孔微细喉型;压实作用及绿泥石、方解石和浊沸石胶结作用是造成储层物性变差的主要因素,而溶蚀作用在一定程度上改善了储层物性.该研究成果为延安地区长4＋5油层组致密砂岩油藏滚动勘探开发提供了地质依据.

环江油田长4+5油层组特征及测井产能评价

进行储层特征研究对于油气藏的合理开发和产能建设具有重要意义。测井信息所获得的地质参数在一定程度上可以反映储层的产能。针对环江油田延长组长4+5油层组低孔、特低-超低渗透率的储层特征,充分利用测井信息,在储层合理分类的基础上,评价影响产能的关键地质参数。利用测井多参数标定法、基于多参数分析法对长4+5油层组的自然产能进行定性识别和定量预测。通过预测结果与实际测试结果的对比分析表明,基于测井资料的预测结果与实际试油测试结果相关性较好,从而确认产能预测模型结果的可靠性,实现了通过测井手段预测试油产量,进而达到优选试油层位、指导油田勘探开发的目的。

鄂尔多斯盆地旦八地区长4+5油层组沉积相特征研究

通过对岩心的观察、测井曲线的划分,结合野外剖面及其他地质资料,对鄂尔多斯盆地旦八地区长4+5油层组21口井的单井微相进行了划分。研究认为:旦八地区长4+5主要为陆相河湖三角洲沉积体系,进而可以细分为三角洲平原与三角洲前缘亚相,为下一步有利区的预测奠定了基础。

鄂尔多斯盆地白豹地区长4+5油层组储层特征及储层评价

用石油地质综合方法,结合现代测试技术,宏观与微观相结合、区域资料与单井资料相结合,综合评价长4+5储层。研究可知,长4+51在白豹、南梁、元城地区发育I～II类储层;长4+52在白豹、元城、南梁地区发育Ⅱ～Ⅲ类储层。长4+52油层不是研究区内的主力油层,长4+51油层物性较好,是白豹地区的主力油层。

镇北地区长4＋5油层组储层特征与控制因素

通过观察岩石及铸体薄片和常规物性分析等方法,对鄂尔多斯盆地镇北地区长4+5油层组储层砂体的岩石学特征、成岩作用、储集类型和主要控制因素进行了分析。研究表明:长4+5油层组储层砂体的孔隙主要以粒间孔和长石溶孔为主,粒间溶孔次之;成岩作用包括建设性成岩作用和破坏性成岩作用,建设性成岩作用包括溶蚀作用、绿泥石黏土膜形成作用,破坏性成岩作用包括机械压实作用、石英及长石的次生加大、碳酸盐胶结作用,其中压实作用和碳酸盐胶结是造成本区砂岩原生孔隙大量丧失的主要原因。以成岩作用为基础,建立了镇北地区长4+5油层组5种成岩相类型。储层的发育受沉积相、成岩作用和成岩相的影响。有利储层发育的沉积微相砂体类型为三角洲平原分流河道和三角洲前缘水下分流河道砂体,有利的成岩作用和成岩相为长石溶孔相、高岭石弱溶蚀相和绿泥石环边残余孔相。

吴堡地区南梁油田长4+5油层组沉积微相研究

通过岩石学、岩石相及其组合特征分析,确定了吴堡地区南梁油田延长组长4+5油层组主要发育三角洲前缘亚相沉积,进一步可细分为水下分流河道、水下分流河道侧翼以及浅湖泥3种微相,并建立了不同微相的岩电响应关系。通过剖面相和平面相研究表明,长4+5油层组发育北东和南西2个方向的物源,于区内中部汇合,其中北东向物源规模较大。

三角洲河口区沉积微相演化特征及成因分析——以鄂尔多斯盆地樊学地区长4+5油层组为例

前人对鄂尔多斯盆地延长组三角洲河口区沉积微相的类型、演化规律以及成因机理存在不同认识。依据岩心、测井等资料,对鄂尔多斯盆地樊学地区长4+5油层组沉积微相特征进行系统研究,并分析其成因机制,取得如下认识:(1)研究区沉积微相的主要类型为分流河道、河口坝和分流间湾;(2)在重点小层沉积微相展布特征研究的基础上,建立了樊学地区河坝共存的沉积模式,长4+5油层组沉积早期发育薄层毯状河口坝+窄带状分流河道,长4+5油层组沉积晚期发育厚层土豆状河口坝+宽带状分流河道;(3)基于密集井网资料,对河口坝砂体的空间形态进行了半定量统计;(4)分析了控制河口区沉积微相演化的主要因素,认为受控于沉积基准面的不断下降,分流河道的分叉、聚合、侧向迁移等自旋回作用更为强烈,限制了河口坝的侧向生长,河口坝与分流河道具有此消彼长的关系;(5)河口坝砂体是三角洲前缘的优势储层,应该引起更多的重视。

镇北-环县地区长4+5油层组致密砂岩沉积相

鄂尔多斯盆地镇北-环县地区上三叠统延长组长4+5油层组致密砂岩勘探潜力巨大,但沉积相类型和特征复杂,严重制约勘探布署与开发成效。作者综合利用岩心、测井和测试分析资料并总结了前人研究成果,通过沉积相识别标志的研究,分析了长4+5油层组沉积相特征,结果表明,镇北-环县地区长4+5油层组主要为独特的河控-湖泊辫状河三角洲沉积体系。建立了辫状河三角洲沉积模式,结合取心段沉积微相分析,认为研究区最有利的储集砂体为水下分流河道及河口坝沉积。

鄂尔多斯盆地罗庞塬40073井区长4+5油层组沉积相研究

通过芯井观察和岩屑钻井资料的分析研究,结合沉积相的测井响应特征,采取先单井划分后多井沉积相对比的方法,对鄂尔多斯盆地罗庞塬40073井区长4+5油层组的沉积相、沉积微相进行了划分,得到了该井区油层组沉积相在平面上的展布特征。结果表明:该沉积相可进一步划分为水下分流河道、分流间湾、水下天然堤、水下决口扇和河口坝等5种沉积微相;研究区油气的聚集受沉积微相的控制,长4+5油层组油气聚集的有利场所是水下分流河道及河口坝微相。