河流相储层剩余油成因类型及分布模式

以鄂尔多斯樊家川油田为例,通过综合分析开发地质、生产动态资料,研究了河流相储层剩余油成因类型及分布模式。河流相储层剩余油可细分为13种成因类型,其中井网未控制型、注采不完善型、层间干扰型、呈片分布差油层型、微正向构造控制型剩余油是注水开发后期主要挖潜的对象。在纵向上,剩余油分别呈分散相、片状、集合块状连续层状分布于单砂体不同部位,在渗透性差异较大的不同砂体之间由于层间干扰形成层间干扰型剩余油;在平面上,河道砂主体侧缘主要为决口扇或溢岸成因的薄层近未水淹剩余油层和上倾尖灭型剩余油。而在河流相复合砂体的任何部位,都可能存在被漏掉的微砂体、微构造型、外延断棱型剩余油。

樊家川油田河流相储层砂体非均质模型及剩余油分布

河道砂体内部沉积结构韵律性变化和夹层的发育导致垂向上储层形成严重的非均质性,从而控制了注入水垂向上的波及体积和剩余油的分布。根据多口取心井及检查井资料,建立了各类河道砂体非均质模型,并采用检查井水洗剖面详细描述和数值模拟方法,研究了砂层内不同夹层分布及其韵律性变化所产生的非均质模型中剩余油分布规律,为该油田高含水开发后期进行井网综合调整及其剩余油挖潜提供基础。

樊家川油田河流相储层高分辨率层序地层特征

针对河流相储层标志层缺乏、砂体叠置掘蚀严重、难以精细等时对比的难点,应用基准面旋回原理,重点解剖典型取心井及其测井响应模式,将樊家川油田主要含油层系中侏罗世延安组Y8～Y10油组划分为7个短期、3个中期、2个长期基准面旋回层序,对应于不同级次的储层成因单元,同时建立以中期旋回为年代地层格架,短期旋回为等时地层对比单元的层序地层格架,对河流相多期叠覆储层进行了精细等时划分与对比,详细分析了河流相储层短期基准面旋回类型及其叠加式样,探讨了各级基准面旋回对储层分布的控制作用.

甘肃樊家川油田延9油层储层沉积微相分析

储层微相研究是油田开发后期储层非均质性精细表征及剩余油分布规律研究的重要内容。笔者从岩心资料分析入手,按照成因相→成因相组合与成因分析→测井微相模式→单井测井相分析→平面微相分析的思路,对樊家川油田延9油层河流相储层进行微相细分研究,归纳出沉积微相平面展布特征,为油田开发及剩余油分布规律研究提供重要信息。

樊家川油田储层渗流单元分析及其剩余油分布

樊家川油田已进入开发后期,为了精确预测层内剩余油潜力,解剖更小级别的储层非均质单元分布,在储层沉积微相研究的基础上,应用储层FZI值进行单一河流沉积单元的渗流单元划分,并讨论了成因砂体与渗流单元的关系以及渗流单元中剩余油分布规律,从而提高了剩余油预测的精度。

甘肃环县樊家川乡饮用水水源水质评价与分析

本文通过对甘肃省环县樊家川乡水源地地下水进行采样检测,分别采用单因子指数法和综合评价法对樊家川饮用水水源的水质进行评价与分析,检测结果为该地区Cr^(6+)超过《地下水质量标准》(GBT 14848-93)Ⅲ级标准3.3倍,建议在供水站采取生物材料吸附法增加水处理设施,活性炭吸附法,安装除铬填料装置,去除饮用水中Cr^(6+)。

鄂尔多斯盆地樊家川地区三叠系长6_(3)储层特征及主控因素

鄂尔多斯盆地樊家川长6储层为新的开发区域,其中长6_(3)为主力油层。为研究其致密储层特征及主控因素,开展了岩石薄片鉴定、常规物性及高压压汞分析等,对储层的岩石学、物性及孔隙结构特征进行了详细研究,建立了不同孔隙结构与成岩参数的识别函数,分析了不同孔隙结构储层储集性能主控因素。结果表明:①樊家川地区长6_(3)主要岩石类型为岩屑长石砂岩,岩性较细,黏土矿物主要发育水云母,其次是绿泥石,碳酸盐胶结物主要发育铁白云石,其次是铁方解石;②樊家川地区长6_(3)储层孔隙主要发育粒间孔和长石溶孔,物性较差,平均孔隙度为9.05%,平均渗透率为0.17 mD,以低孔-特低孔、超低渗储层为主;依据孔隙结构分类标准将樊家川长6_(3)储层孔隙结构分成3类,并区分各自的喉道类型与分布区域;③沉积微相是控制樊家川长6_(3)储层物性和含油性的关键因素,压实作用是造成储层致密化的主要成岩作用,胶结作用和溶蚀作用是造成孔隙结构差异的重要因素,且不同孔隙结构储层其沉积和成岩作用的影响存在较大差异。该研究结果对长庆油田致密油的综合评价具有指导价值。

樊家川油田中区剩余油分布规律研究

运用地质、测井、数值模拟、油藏工程等多学科知识对樊家川油田中区剩余油富集区分布规律进行了精确预测,最终得出樊家川中区剩余油富集规律的同时也对其他油气藏的稳产研究提供了一定借鉴意义。