鄂尔多斯盆地陇东地区长8油层组物源分析

鄂尔多斯盆地陇东地区延长组沉积物来源,尤其是西部物源争议较大。为探究陇东地区延长组中长8油层组的物源,对陇东地区周缘母岩的特征、碎屑岩中轻重矿物和岩屑组合特征,以及古水流和稀土元素对比分析,对研究区长8油层组的物源进行了总结。结果表明:研究区长8油层组轻矿物、岩屑、重矿物物源分区表现出较好的一致性;油层组受多个物源控制,主要为西南和东北物源,次要为西北、西部和南部物源,各个物源在樊家川-华池-安置农场一带汇聚;延长期沉积走廊与鄂尔多斯盆地具有一定的连通性,西部物源供给以河西走廊源区为主,海源古隆起为辅,二者叠加影响。

陇东环县油区M井区长8储集层特征及单井产能预测

为了制定陇东环县油区M井区长8储集层合理的单井生产方案、确保M井区产能最优化，将岩性、物性和含油性等储集层静态地质特征与渗流规律、生产状况等动态特征研究相结合，基于M井区的地质资料、岩心资料、相渗分析资料和测井资料等开展了储集层特征、剩余油分布规律及单井产能预测，预测了M井区合理的单井产量。研究表明：M井区长8储集层具备典型的超低渗透储集层特征，测井响应特征较为显著，储集层呈现对油水的双重润湿性；M井区油藏为构造岩性油藏，油水分布受到岩性控制作用，沿着河道方向，物性好、含油性好、在构造相对高部位含油性好；M井区产量主要来自于M井区中-东南部，目前剩余油在平面上主要分布在M井区北部、中南部局部区域；物性参数法、试油资料折算法和试采法适合于M井区的单井产能预测。 M井区长8储层合理的单井产量为3.5～4.0t/d。研究成果为M井区长8储集层进一步开发奠定了重要的资料基础。

长庆陇东地区油井压裂返排液配钻井液研究与应用

针对长庆陇东地区压裂返排液总量大、资源化利用率低的技术难题,以“减量化、资源化”为核心,通过对陇东油井区域4种典型压裂返排液样品的基本性能、离子成分、生化指标、发泡性能等分析研究,确定出返排液配制钻井液的主要影响因素。针对研究得出的影响因素开展了返排液预处理除砂设备、杀菌剂、抑泡剂及离子去除剂的优选评价等,同时结合长庆油气田现场生产实际确定出返排液预处理工艺技术流程,并在水资源短缺的长庆陇东致密油大井组水平井华H20-*平台完成2口井压裂返排液预处理及配制钻井液技术研究先导性试验。现场应用结果表明,预处理后返排液配制的钻井液同生产用水配制的钻井液性能基本接近,密度为1.25~1.30 g/cm^3,表观黏度损失率可控制在15.0%以内,试验井段井壁稳定、钻井液滤失量、发泡性能可控,能够很好地满足现场钻井液使用要求。该研究及应用为压裂返排液配钻井液技术的推广及提高水资源综合利率奠定基础。

鄂尔多斯盆地陇东地区延长组原油地球化学特征及成因类型划分

利用原油与岩样抽提物的族组成分离与定量分析、饱和烃色谱—色质、芳烃色谱—色质等分析测试资料,系统分析了陇东地区延长组原油的地球化学特征,并研究了原油的成因类型。研究表明,陇东地区延长组原油均为正常油,组分以饱和烃馏分为主;原油的母质来源为低等水生生物与陆源高等植物的双重贡献;形成环境为淡水—微咸水的水体环境、弱氧化—还原的沉积环境;原油为成熟油,属于烃源岩生烃高峰时期的产物。根据C30重排藿烷的相对含量,可将原油划分为3类,第Ⅰ类原油C30重排藿烷含量最低,第Ⅱ类原油C30重排藿烷含量中等,第Ⅲ类原油C30重排藿烷含量最高。其中第Ⅰ类原油最多,来自于长7油页岩,该类原油分布广泛,白豹、西峰、合水、华庆以及姬塬地区均以该类原油为主;第Ⅱ、Ⅲ类原油样品较少,与暗色泥岩关系密切,零星分布于镇北以北,西峰以东地区。

鄂尔多斯盆地陇东地区长9油层组层序-岩相古地理

通过岩心描述、岩石薄片鉴定、古生物、物源区及测井曲线等资料的综合分析,对鄂尔多斯盆地陇东地区三叠系延长组长9油层组沉积相和层序地层学特征进行了详细研究,确定长9油层组属于浅水三角洲沉积体系,可划分为1个长期、2个中期和4个短期旋回层序。以古盐度的定量计算和盐度分区为依据,进一步确定了陇东地区长9油层组沉积期的古湖岸线位置。在此基础上,以物源区、沉积相和层序分析等资料为基础,选取中期旋回层序的上升和下降相域作为等时地层单元编制陇东地区长9油层组各时期层序-岩相古地理图。结果表明,各时期古地理面貌和砂体展布格局主要受湖平面升降和物源区方向控制,最有利储层发育的水上和水下分流河道主要出现在各中期旋回的湖侵相域,砂体的延伸方向与西南部的主物源方向相平行。该研究成果对陇东地区长9油藏的后续勘探具有一定的指导意义。

陇东地区长9油层组砂岩储层成岩作用精细研究

长9油层组是鄂尔多斯盆地陇东地区最具石油勘探潜力的地层单元之一,而有关该地层单元的储层特征研究非常薄弱,成为制约该区长9油层组高效勘探开发的难点。在薄片鉴定、扫描电镜、镜质体反射率和物性分析的基础上,对陇东地区长9油层组砂岩储层特征进行了深入研究。结果表明:有利储层发育的岩性主要为水下分流河道微相的中—细粒岩屑长石砂岩和长石砂岩,是储层发育的物质基础;机械压实和方解石、石英及伊/蒙混层、伊利石、高岭石和浊沸石等次生矿物的胶结作用对孔喉具有不同程度的封堵,是储层孔隙缩减、渗透率降低的主要原因;早期次生绿泥石环边和伊/蒙混层环边胶结物虽然占据了部分孔隙和降低了储层的孔隙度与渗透率,但同时也增强了砂岩的抗压实能力和抑制了次生石英沉淀,是部分原生粒间孔隙得以保存和有利储层发育的重要条件;深部有机酸热液对不稳定组分的溶蚀作用有利于各类次生孔隙的发育,对改善储层的孔渗性贡献最大,是形成优质储层的关键。

陇东地区长_8~1低阻油层与高阻水层识别标准研究

运用测井、录井、试油试采、分析测试等资料,对陇东地区长_8~1储层低阻油层与高阻水层的识别与差异性进行了系统研究。结果表明:相对于邻近常规水层,低阻油层电阻增大率小于3,高阻水层电阻增大率大于3。同时,分析了低阻油层与高阻水层岩性和物性方面的差异性。在此基础上,建立了油水层综合识别标准,明确了油水层识别方法。该研究为陇东地区长_8~1储层勘探及增储上产提供了理论依据。

鄂尔多斯盆地古隆起东侧奥陶系古地貌预测

鄂尔多斯盆地古隆起东侧奥陶系马家沟组马五5气藏是一个与古岩溶或不整合面有关的大型古地貌一岩性气藏．前石炭纪古地貌特征严格控制了储层的分布和天然气的运移和聚集。因此，古地貌的刻画是古隆起东侧奥陶系中组合储层描述的关键。从区域地质背景入手，结合地质、测井、地震，通过模型正演、地震属性分析等技术，得到了本溪组地层厚度与地震反射振幅的关系，解释得到奥陶系顶部侵蚀面，提高了地震层位与地质分层的匹配质量，精细刻画了古地貌的形态。

陇东子午岭林区芳香油植物资源研究

目的为合理开发利用和保护甘肃陇东子午岭林区芳香油植物资源提供科学依据。方法利用野外实际考察和已有研究资料进行研究。结果子午岭林区有芳香油植物29科63属80种。其中乔木11科16属21种,灌木11科13属17种,木质藤本3科3属5种,多年生草本9科17属21种,一年或二年生草本7科16属16种。详细总结出了它们的生物性状、芳香部位和用途,提出了子午岭林区芳香油植物在开发利用上存在的问题及对策。结论甘肃陇东子午岭林区芳香油植物资源丰富,合理开发和利用值得深入研究。

陇东地区致密油储层地震预测方法研究

陇东地区位于鄂尔多斯盆地西南部，长7沉积时期区内广泛发育张家滩页岩，并发育重力流砂体沉积，为致密油提供了广阔的储集空间。长7致密储层与常规储层相比，地震响应弱，纵横向变化大，“甜点”区预测困难。通过岩石物理方法及地震正演分析，探索出储层物性、厚度变化引起地震响应的一般性规律。在此基础上，采用地震相分析、分频成像对储层砂体进行预测．采用吸收衰减及叠前高亮体、叠前泊松比反演预测储层含油性，取得良好效果。

陇东地区长9沉积特征及湖岸线确定依据

湖岸线位置的确定对于寻找优质储层非常重要。以鄂尔多斯盆地陇东地区延长组长9油层为例,在沉积环境标志分析的基础上,从地层厚度、砂体发育特征、砂地比、岩性及沉积构造、古生物特征、剖面结构、地球化学指标等多方面入手,明确了长9沉积时期的湖岸线位置。在此基础上,探讨了湖岸线对储集砂体发育的控制作用,以期为长9油层组进一步勘探开发提供有益的指导和理论依据。

陇东长7致密油藏气驱喉道动用半径下限

相比水驱,气驱能够波及到较小的喉道,研究气驱过程中气体所能波及到的最小喉道半径很有意义。选择常见的3种气驱用气:CO2、N2和空气,在驱替实验的不同阶段进行核磁共振测试,并选择相应岩心的平行样进行高压压汞测试。通过对比2种测试方法计算出来的喉道半径分布,计算出相应的转换系数C和n。再根据气驱过程中的T2截止值,使用各自转换系数求得对应的喉道动用半径。实验结果表明,驱替压差越大,驱油效率越高,其中CO2的变化幅度最高。同时发现,驱替压差越大,喉道动用半径越小,在驱替压差达到6MPa下,气驱动用半径基本稳定。该方法为致密油储层研究气驱可行性提供了评价依据,在实际生产过程中需要综合评价选择最优的驱替用气及驱替压差。

陇东地区长9砂岩储层成岩作用及孔隙演化

探讨鄂尔多斯盆地陇东地区长9油层组砂岩成岩作用对储层物性的影响及孔隙演化模式。通过薄片鉴定、扫描电镜、X射线衍射、钻井岩心、孔渗测定等手段,对陇东地区长9油层组砂岩储层的岩石特征、成岩作用及孔隙演化进行研究。研究区长9油层组砂岩储层处于中成岩阶段A-B期,岩石类型主要为岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩,成分成熟度与结构成熟度均较低,为典型的中-低孔、低渗砂岩储层。主要成岩作用类型有压实作用、胶结作用、交代作用及溶蚀作用。通过对砂岩储层的原始孔隙度进行定量恢复,结果表明胶结作用导致储层孔隙损失约11.8%;而压实作用导致孔隙的损失达14.22%～25.37%,是造成原始孔隙度降低主要原因;后期的溶解作用及交代作用对改善储层孔隙度具有一定的建设性作用。

陇东油区油井增产措施经济产量及效益评价

认为陇东油区低渗、低压、低产和非均质严重的特点 ,决定了油井措施在油田稳产中起着举足轻重的作用 ,针对该油区缺乏统一、科学的油田增产措施经济效益评价方法的问题 ,应用石油经济产量的概念 ,重点采用边际分析理论方法和近几年现场应用资料数据的统计分析结果 ,研究了油井措施的增产边际值、经济产量及产生的效益 .这对真正树立油藏经营管理观念 ,完善增产措施经济评价的方法 ,实现油田增产与增效相统一 ,减少低效措施 ,提高增产措施投资回报率具有现实意义 .

陇东地区三叠系长7段页岩油储层孔隙结构特征及成因机制

通过高压压汞、低温氮气吸附和核磁共振等实验,表征了鄂尔多斯盆地陇东地区三叠系长7段页岩油储层的孔隙结构特征,并探讨了成岩作用对孔隙结构的影响。研究结果表明:(1)陇东地区三叠系长7段页岩油储层主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩,孔隙度平均为7.55%,渗透率平均为0.149 mD,属于典型的特低孔、超低渗储层,储集空间类型以溶蚀孔、残余粒间孔、黏土晶间孔为主,并发育少量微裂缝;(2)储层整体排驱压力较高,为0.67~27.54 MPa,平均为5.54 MPa,最大进汞饱和度较低,为33.22%~84.35%,平均为64.71%,且平均喉道半径小,为0.008~0.163μm,平均为0.277μm,表现出强非均质性特征;(3)研究区典型样品的等温线形态均呈反“S”型,属于典型的Ⅳ型等温线,易出现H3型“滞回环”现象,孔径小于200 nm的孔隙以平行板状为主;(4)研究区长7段页岩油储层的孔径大多小于30μm,且随着样品物性的变好,储层内较大尺寸孔隙(大于200 nm)的占比逐渐增多;(5)研究区长7段页岩油储层经历了较强压实、较弱胶结与较弱溶蚀等3种成岩作用,其中胶结作用和压实作用具有负面影响,溶蚀作用对储层品质和孔隙结构的改善具有建设性作用。

陇东油区长8油藏油层组油藏特征分析

陇东油区油藏储量大,但是由于其地质特征研究难度大,相应的研究技术落后,导致其在开发过程中油井含水上升快且易水淹,开发效益低。以特低渗油田陇东油区为例,对其长8油藏的地质特征进行深入分析,以期为后期油藏开发提供参考。

鄂尔多斯盆地陇东地区长7页岩油成藏期次及时期确定

为了明确鄂尔多斯盆地陇东地区长7页岩油成藏期次及时期,利用流体包裹体荧光观察、荧光光谱定量化描述、均一温度投点等方法,对该地区长7储层流体包裹体进行了系统分析。研究表明:陇东地区长7储层见发蓝绿色、绿色、黄绿色3种荧光颜色的油包裹体,其中广泛发育蓝绿色和黄绿色两种荧光颜色油包裹体。根据λmax与QF535的相关关系特征,识别出研究区共有三幕油气充注,同时在井中观察到少量的沥青存在,说明有一部分早期充注的油遭受到破坏。综合分析认为陇东地区长7页岩油共发生了三期成藏,第一期油气充注发生在早白垩世初期137~139 Ma期间,第二期油气充注发生早白垩世晚期121~123 Ma期间,第三期油气充注发生中白垩世初期107~S109 Ma期间,其中第三期油气充注对储层贡献度最大。该成藏期次拟定为该地区页岩油勘探开发提供了理论依据。

陇东地区X233区长7致密岩心覆压孔渗变化规律

为了明确致密岩心在地层条件下孔隙度和渗透率与上覆压力的关系,利用CMS-300覆压测试系统、铸体薄片、扫描电镜等手段,分析了X233区致密油储层与A区超低渗储层岩心覆压孔渗特征。结果表明:(1)随着上覆压力增大,致密油储层岩心孔隙度呈减小趋势,减小的幅度较小,反映出加压作用造成的孔隙度损失率较小(RΦ=0.9);经过加压变化过程,岩心样品发生了线弹性变化;(2)随着上覆压力增大,致密油储层岩心渗透率呈减小趋势,减小的幅度较大,反映渗透率对压力有敏感性及压实作用造成的渗透率损失率较大(RK=0.19);(3)随着上覆压力增加,致密油储层覆压孔隙度和覆压渗透率与上覆压力均呈指函数递减关系;(4)经过加压变化,致密油储层渗透率与超低渗储层渗透率都与上覆压力呈指数关系;与超低渗储层相比,致密油储层经过长期的压实、胶结与溶蚀等作用,且软塑性变形物质含量相对较少,因此,压实作用对致密油储层造成的孔隙度损失率小、渗透率损失率大。该研究成果对于分析陇东地区致密油储量和油气田开发提供了一定基础数据。

陇东油区土壤石油污染现状及修复技术初探

论述了陇东油区当前土壤石油污染的危害及其现状,介绍了主要的石油污染土壤修复技术及适用范围。同时指出在陇东石油污染土壤的治理过程中,要加大石油污染发生规律、石油污染物在土壤中的迁移、固定、转化行为研究,充分利用当地自然优势,强化生物修复技术的研究和应用;同时要加大土壤石油污染的生态效应与食物安全研究,注意耕作处理等传统方法与生物修复方法的结合,经济效益、社会效益和环境效益的结合。

鄂尔多斯盆地陇东地区长7致密油成藏条件与主控因素

基于大量钻井、分层、分析化验等基础资料,结合岩心观察及薄片鉴定,通过地质和地球化学相结合的方法对鄂尔多斯盆地陇东地区长7油层组的地质条件、烃源岩条件、储层条件、储盖条件、运移通道条件等方面进行了详细分析,发现陇东地区长7油层组油藏为典型的准连续型致密砂岩油藏.研究区内浊流沉积砂体发育,丰富的油源及垂直的微裂缝为油气的运移、聚集成藏提供了良好的条件,其中孔隙发育、物性好的储层为油气富集区.鼻状构造背景对陇东地区长7致密油的富集作用不明显,而主要取决于源储一体或源储紧邻的近源环境、半深湖—深湖相及砂质碎屑流大面积连续分布的地质基础及优质储层对油藏的控制作用.