Diageneses and Their Influences on Reservoir Properties of Chang 2 Oil Member in Renshan Region, Zhidan Oilfield, Ordos Basin

1 Introduction Yanchang Formation in Upper Triassic,Ordos basin contains the most abundant hydrocarbon resources in North China(Wang et al.,2014).The sandstones are the most important oil-bearing reservoirs in Yanchang

孤岛油田南区馆1+2砂层组细分对比标志特征

基于沉积学和储层地质学理论,以孤岛油田南区馆1+2砂层组高弯曲流河沉积为例,充分利用密井网条件下的测井资料,研究储层细分对比中的标志类型、特征、分布及其应用。首先,介绍了馆1+2砂层组的测井响应、地震反射等宏观特征;接着,利用感应电导率曲线、自然电位曲线的响应特征寻找细分对比标志;然后,将选取的标志联合使用得到孤岛油田南区馆1+2砂层组的顶面构造图。结果表明:研究区缺少全区性标志,但存在局部性标志;局部性标志有泥岩类、砂岩类、"钙质尖"类、砂泥组合类等4类;泥岩类标志表现出高感应电导率特点,砂岩类标志表现为低电阻率,自然电位曲线呈"箱形"或小型的"钟形","钙质尖"类标志表现为高电阻、高微电阻、低声波时差,低自然电位值的尖锋,砂泥组合类标志表现为感应曲线特征的可对比性强;泥岩类和砂岩类标志分布面积较大,呈局部连片状;"钙质尖"类和砂泥组合类标志分布面积较小,呈条带状;上述4类标志在平面上的叠合分布完全覆盖研究区。总之,充分利用好局部性标志,同样能够很好地进行类似地区的储层细分对比。

伊拉克哈法亚油田Mishrif组MB1-2亚段局限台地碳酸盐岩储层特征及评价

伊拉克南部哈法亚油田Mishrif组广泛发育碳酸盐岩局限台地沉积。基于岩心、薄片资料,分析Mishrif组MB1-2亚段碳酸盐岩局限台地沉积微相、岩性与孔隙发育特征,研究碳酸盐岩储层特征。结果表明:储层总体上具有相控性,沉积微相对储层起主要控制作用,可分为生屑滩相储层、潮道相储层及潟湖相储层,储集空间主要分为微孔、晶间孔、粒内溶孔、铸模孔、粒间溶孔、溶蚀孔洞、粒间孔、体腔孔和生物格架孔。颗粒灰岩储集性最好,泥晶灰岩储集性最差,储集性同时受孔隙类型与成岩作用类型控制。该结果为哈法亚油田油藏挖潜和开发策略制定提供指导。

鄂尔多斯盆地靖边油田大路沟区长2储层微观特征

根据铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、常规物性等分析测试资料,研究了靖边油田长2储层微观特征,结果表明:长2储层为中-细粒长石砂岩,方解石和黏土矿物为主要的胶结物,储层物性总体以中-低孔、低渗为主,残余粒间孔为主要的储集空间。长2储层平均孔隙直径主要分布于20~60μm,平均中值半径小于1μm,可分为4种孔隙结构类型,以Ⅱ类为主,其次为Ⅰ类和Ⅲ类。该研究可为该区的下一步开发提供地质依据。

鄂尔多斯盆地瓦窑堡油区长2^(1)段储层沉积相特征研究

以鄂尔多斯盆地瓦窑堡油区长2^(1)段储层为主要研究对象,结合野外剖面和沉积特征、测井曲线特征对其沉积相特征和砂体展布规律进行了深入的分析与探讨。结果表明:研究区长21段储层主要以曲流河沉积为主,发育两种沉积亚相,四种沉积微相,且沉积相带对砂体的展布规律具有很好的相控作用,这为后期储层评价以及勘探开发工作的开展提供了地质依据。

秦皇岛29-2油田与米桑油田的混合沉积储层对比

对比我国秦皇岛29-2油田与伊拉克米桑油田的储层岩性、储集空间、沉积模式等特征。秦皇岛29-2油田与米桑油田均发育混合沉积,前者发育湖相混合沉积,后者发育海相混合沉积。这两类沉积储层都具有岩性复杂多样、物性差异大的特点,且储集空间均以次生溶蚀孔隙为主,残余原生孔隙度不高,部分颗粒间有少量原生孔隙在一定条件下得以完好保存。二者储层岩性的差异在于:秦皇岛29-2油田的沙二段储层厚度变化大且规模有限,主要优质储层为生屑云岩层;米桑油田的储层厚度稳定且分布广泛,主要优质储层为含石英砂岩层。其储集空间的差异在于:秦皇岛29-2油田沙二段受到淡水淋滤作用;米桑油田Asmari组在构造作用下形成大量微裂缝,扩大了储集空间,加大了储层的连通性。构造作用、沉积物源供给的差异导致了两油田储层规模和分布特征的差异。

双河油田核三段Ⅰ油组沉积微相

通过双河油田核三段Ⅰ油组湖盆陡坡型扇三角洲的沉积微相研究认为,研究区沉积微相可分为水下分流河道、河口坝、水下溢岸砂体、前缘席状砂、分流间湾、重力流砂体和前三角洲泥,研究层段可作为储层的砂体主要为水下分流河道砂体、河口坝砂体、前缘席状砂砂体及水下溢岸砂体。根据岩—电对应关系确定出典型测井相模式,并通过测井相研究建立了研究层段沉积微相的测井相模式,以该模式为依据对工区内各单层沉积微相进行识别,进而分析了沉积微相的平面展布特征及对非均质性的影响。

双河油田强边水小断块普通稠油油藏聚合物驱开发实践与认识

双河油田核二段油层层数多、单层含油面积小、非均质性严重、边水活跃,属于典型的强边水小断块油藏,综合含水高,开发效果逐年变差,为此,开展小断块油藏聚合物驱边水控制技术、井网调整技术、注采参数优化技术、前缘段塞优化技术以及合理配产配注技术等研究和初步应用,应用结果表明,聚合物驱可有效提高强边水小断块油藏最终采收率。

桩西油田桩45-1断块沙二段沉积微相研究

根据岩心、测井、地震等资料,在单砂层划分对比的基础上,对桩西油田桩45-1断块沙二段沉积砂体进行分析,认为研究区主要是滨浅湖环境的近岸水下扇和砂坝沉积。分析认为,水下扇可划分为扇根、扇中、扇缘三个亚相,其中扇中亚相可细分为辫状水道、扇中前缘、水道间微相;砂坝可细分为坝缘、坝中微相。在此基础上,对沉积微相与含油性关系进行了分析,为剩余油分布研究及开发方案调整提供了较为坚实的基础。

分支水平井技术在单家寺特稠油油藏开发中的应用

通过对单家寺油田单2块沙一段特稠油油藏特征的系统研究,探讨了分支水平井开发特稠油油藏边际储量的巨大优势。分支水平井具有泄油面积大、单井产量高、节约钻井费用等特点,可实现特稠油边际储量的有效动用。以单家寺油田单2块沙一段为例,从分支水平井部署的位置优选、分支水平井参数优化及轨迹设计与优化等方面描述了水平分支井的地质设计技术,并提出在分支水平井钻进过程中进行实时跟踪分析,以确保分支水平井的顺利完钻,从而达到高效开发特稠油边际储量的目的。

南八仙油田下油砂山组地层物源分析

利用录井、钻井等的相关资料较为深入的分析了南八仙油田下油砂山组(N12)地层中的重矿物、成分成熟度、砂砾岩厚度分布以及泥岩氧化色。矿物鉴定资料表明南八仙油田由北东至南西向稳定重矿物含量逐渐增高,而且呈现出以"锆石+石榴石+电气石+绿帘石+榍石+金红石"的主要组合形式;ZTR指数范围为0.15～0.36;成分成熟度指数均值为0.77,成熟度低,且均呈现出由北东至南西向,由南东至北西向增大的趋势;砂岩厚度由北东、南东至南西、北西向逐渐变薄;研究区泥岩氧化色在研究层位分布区域广,且沿北东至南西向逐渐减少;下油砂山组(N12)物源主要来自北东方向的祁连山系古老变质岩区,部分来自南东方向构造高点,同时也表明柴达木盒地在该期处于萎缩期。

吕家庄油田A区块阜二段砂岩孔隙结构特征

运用铸体薄片、荧光薄片、扫描电镜、X衍射、压汞曲线等分析测试手段,对吕家庄油田古新统阜宁组二段储层孔隙结构特征进行了较为细致的研究。结果表明,阜二段储层孔隙主要是以溶蚀作用形成的小孔为主;喉道相对狭小,以细喉为主,呈片状、弯片状及管束状;孔喉间以小孔细喉型组合方式为主;孔喉的相对细小是该区物性较差的主要原因。在聚类分析统计学方法的基础上优选出渗透率、门槛压力、中值半径、分选系数、最大进汞及退汞效率评价参数,并根据这些参数将研究区目的层的孔隙结构划分为三类。

渤海JS油田气顶边水油藏气窜水淹规律探索

JS油田沙河街组发育气顶边水窄油环的层状构造油气藏,采用水平井分层系开发模式,初期开发效果较好,后期面临气窜、水淹生产问题,产量递减率较大。在小层精细划分与对比、沉积微相研究的基础上,对油田主力砂体组合模式进行分类,建立对应机理模型;采用数模法研究气、油、水三相流体运移规律,总结了各种砂体组合模式下的气窜、水淹特征;研究成果成功指导油田多口井的卡气、堵水作业,增油效果显著。

王官屯油田官西地区孔二段储层预测研究

王官屯油田官西地区孔二段储层物性较差,通过地震属性及测井储层反演等方法对全区进行了储层预测识别,识别储层发育规律分析表明,孔二段储层在地震属性和测井反演上都有较好的反映,为下步重点开发奠定了基础。