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

志丹油田纸坊北油区三叠系延长组长6-长9储层致密史与油藏成藏史研究

通过对志丹油田纸坊北地区长6—长9不同层段储层研究,恢复砂岩储层成岩致密化过程,建立各个层位砂岩孔隙演化规律.依据流体包裹体均一温度、荧光光谱测试分析,确定了研究区长6—长9油层组石油充注期次和时间,查明了该区油藏的成藏史.对成岩-致密-成藏的耦合关系分析结果揭示,研究区长6—长9油藏为“先致密、后成藏”的成岩-成藏特征,为下一步成藏主控因素确定及有利区预测提供理论依据.

志丹油田S区长2油藏开发调整研究

志丹油田对S区长2主力油层实施小层划分,作出各小层单砂体的分布图,并对沉积环境和沉积微相实施研究分析,指出油气聚集的有利相带。结合油田生产动态资料,预测S区剩余油分布规律,完善注采井网,在地层能量恢复区域对低产低效井措施改造,遏制主力油层快速水淹,提高单井产量,采出程度及最终采收率。

志丹油田长2段沉积微相特征及其控油规律

根据岩心观察和薄片鉴定结果,以及测井资料和粒度分析,并综合前人研究成果,明确指出志丹油田长2油层组为三角洲沉积,主要的沉积微相类型包括分流河道微相、天然堤微相、沼泽微相、决口扇微相和河漫滩微相。其中,分流河道微相和天然堤微相是主要的油气富集相带,长2油层由下而上的沉积具有一定的继承性;沉积相对长2油层下段的油藏分布起主要控制作用;沉积微相对志丹油田长2油层的分布及其油井产量有重要控制作用,但非唯一控制因素,局部低幅的鼻状隆起构造也有重要控制作用。

志丹油田樊川区长6油层沉积与储层特征研究

通过铸体薄片、扫描电镜、X-衍射、压汞分析、岩心物性及测井资料分析,对樊川区延长组长6储层的沉积特征和储层特征进行了综合研究。研究结果表明,樊川区长6储层为陆相湖泊三角洲沉积体系,主要的沉积相类型为三角洲前缘亚相的水下分流河道和水下分流间湾沉积微相以及前三角洲亚相。储层岩性主要为细粒长石砂岩,其次为粉-细粒长石砂岩及中-细粒长石砂岩。研究区成岩作用较强烈,主要的成岩作用类型有压实作用、压溶作用、胶结作用和溶蚀作用。其中,压实、压溶和胶结交代作用使储层的物性降低,而溶蚀作用又在一定程度上改善了储集性能。研究区长6储层储集空间以粒间孔和溶孔为主,孔隙度较好但渗透率较低,属于中孔低渗储层。综合沉积、砂体、成岩、孔隙结构、物性等参数,可将樊川区长6储层划分为4种不同类型,分别为粒间孔-溶孔型组合、溶孔-粒间孔型孔隙组合、粒间孔型孔隙组合和溶孔-粒间孔型的孔隙组合。其中,Ⅰ类储层是区内延长组最好的储集层,长61和长62油层亚组均有分布。Ⅱ类储集层是区内延长组较好的储集层,主要分布在长61油层亚组。Ⅲ类储集层是区内延长组较差的储集层,样品主要集中在长61油层亚组。Ⅳ类为非储层,该类样品在长62和长63油层亚组各有个别样品分布。

志丹油田正285井区长3油层测井解释模型

为了正确认识和评价志丹油田正285井区长3油层,在大量资料研究基础上,通过对志丹油田正285井区长3储层岩性、物性、含油性及电性之间的内在联系的充分认识,确定了测井解释长3储层孔隙度与含油饱和度的计算公式和油层有效厚度划分的测井参数标准,满足了该区从老井中解释和开发长3油层的需求,特别是对其低孔低阻油层的认识,推动了长3油层的有效开发,取得了较好的效果。

志丹油田义正区长6~1低阻油层形成机理及识别方法研究

志丹油田义正区主力开采层位为三叠系延长组长6~1油层,属低阻油层,常规方法很难明显区分油水层。从沉积特征、岩性、物性、电性、含油性、试油等方面入手,对长6~1低阻油层特征与形成机理进行了研究,并提出实用性的识别方法。研究区长6~1低电阻率油层的形成主要受高地层水矿化度、复杂的孔隙结构、高束缚水饱和度等因素影响,可采用交会图法、实测自然电位与计算自然电位曲线重叠法,结合录井、试油等资料有效识别低阻油层。应用新方法对多口井二次识别,新增储量1 008×10~4t,为该区长期稳产奠定了基础。

志丹油田纸纺地区长2油层组地层精细划分与对比

利用测井曲线和岩心资料,分析了研究区150余口探井的岩、电特征,对志丹油田纸坊地区长2油层组进行了精细划分与对比,将长2油层组自上而下划分为长211、长212、长221、长222、长23等5个不同级别的小层,各小层厚度大致相等。其中长211、长221小层为水下分流河道、分流间湾和河口沙坝沉积,砂体发育良好,是研究区长2油层组的主力产油层。长2油层组的精细地层划分与对比为研究沉积微相、砂体展布、储层非均质性及预测有利含油区块提供了地质基础数据,为研究区的储层研究及注水开发方案的确定奠定了良好的基础,对油田开发具有非常重要的意义。

鄂尔多斯盆地志丹油田永宁地区长6油藏类型及成藏模式探讨

借助大量钻测井、岩心录井、试油试采等资料,并结合多种测试方法及分析手段,深入地、系统地研究了该区地层、构造、储层沉积微相类型及展布特征、储层特征等基础上,进一步对长6油气藏进行全面综合剖析,指出长6油气藏类型主要为:①砂岩上倾尖灭岩性油气藏;②砂岩透镜体岩性油气藏;③非均质性遮挡岩性油气藏;④构造-岩性复合油气藏。在综上研究基础上,最终总结及建立了长6油气成藏模式。

志丹油田正359井区延长组裂缝发育特征及其对注水开发的影响

本文主要研究志丹油田正359井区延长组裂缝发育特征并分析其对注水开发的影响。研究区岩心裂缝观察和人工裂缝监测结果分析表明,本区储层天然裂缝主裂缝方向在北东60°～80°之间,其中主力层长4+5储层人工裂缝方位主要为北东60°～80°,长6储层人工裂缝方位主要为北东40°左右。储层物性统计数据分析表明,微裂缝发育段所对应的孔隙度和渗透率值大多接近于或者大于其整个段的平均值,微裂缝对于储集层渗透率的提高有一定的改善作用。裂缝还对注水时机、注水方式以及井网部署具有很大的影响。在注水开发时一定要明确储层裂缝的分布规律,确定合理的注水开发参数,为该区油田注水开发方案部署提供指导。

志丹油田樊川区长6储层渗透率的影响因素分析

通过研究长6储层的岩石学、物性特征,对其渗透率的影响因素进行分析。结果表明:长6储层渗透率一般随着泥质、云母、碳酸岩含量的增大而减小,随着面孔率的增加而增大,而渗透率与孔隙度的相关性却不是不好,这正反映了长6储层的低孔、低渗的问题。

志丹油田长2储层伤害地质因素分析

通过对志丹油田岩性特征、物性特征、填隙物特征、孔隙结构以及地层流体进行了分析,探讨了引起志丹油田长2储层伤害的地质因素。研究认为,酸敏是引起储层伤害的主要地质因素,速敏、水敏也能引起一定程度的损害。建议在开采过程中加入铁离子稳定剂,控制注入水的水质标准,以减弱或者预防储层伤害。

志丹油田义正地区长6储层特征研究

为了深入认识志丹油田长6油藏含油砂体内部结构,进一步研究工区储层成因及分布规律,通过取心井的岩心薄片分析、扫描电镜研究,物性分析等资料,分析了长6段油层组储层的基本岩性物性特征,总结了长6段油层组储层的岩石类型、岩矿特征、胶结特征以及岩石物性特征.

志丹油田麻台区水平井反冲砂工艺研究与应用

冲砂作业就是从油管或油套环空中,向井底注入高速流体来冲击砂堵,同时上返循环液体可将砂粒携带出来,进而达到解决油水井砂堵情况。在冲砂过程中,由于冲砂方式、施工人员操作不当、设备出现故障、地层漏失等原因造成冲散的砂子不能及时返出地面,正冲砂方式的冲击力较大,更易冲开砂堵,但由于油套环空横截面积大,导致液体上返速度比较小,携砂能力较弱,进而容易发生卡管事故,而反冲砂管柱下端安装喷头,液流返速快,同时解决了水平段冲砂不彻底的弊病。

鄂尔多斯盆地任山—杨圪崂区长2低电阻率油藏成因及识别方法研究

长2低电阻率油藏属非常规油气藏,识别和开发难度大,该类油气藏在鄂尔多斯盆地分布广泛。在长2低阻油藏成藏地质特征分析基础上,开展了长2低阻油藏成因分析,探索了低阻油层识别方法。研究认为:1)长2低阻油藏成藏有利区受纵向远源运移,有利沉积相带和鼻状微构造影响,同时储盖组合控制油气富集;2)远源运移造成油藏呈低含油饱和度、高矿化度地层水特征,低幅度微弱构造使油藏油水无明显边界,沉积作用、成岩作用使储层孔隙结构变差;3)研究区长2低阻油层识别方法分为4种,邻井对比定性评价法、自然电位差值法、可动水分析法和交会图法等方法识别低阻油层效果较好。研究成果对鄂尔多斯盆地长2低电阻率非常规油藏识别评价及及有利区预测具有一定的方法指导意义,同时对鄂尔多斯盆地长2非常规油气的增储开发具有积极的作用。

志丹正359井区延长组长4+5段剩余油分布主控因素分析

志丹油田正359井区处于中含水阶段,剩余油的分布和挖潜成为未来一阶段油田增产的主要攻关目标。为深入研究鄂尔多斯盆地志丹地区三叠系延长组长4+5段储层剩余油分布特征,文中总结前人研究成果,并通过沉积、构造、储层特征及生产动态资料分析,综合研究长4+5段储层的剩余油富集规律及控制因素。研究认为,长4+5段储层剩余油主要分布在河道侧翼至分流间湾沉积相,且剩余油富集位置隔夹层发育,注采井网不完整,存在隆起构造;储层孔隙微观特征为剩余油富集的主要控制因素;长4+5段储层孔喉半径集中在0.016~0.063μm,孔喉流动半径下限为0.107μm,孔喉流动半径下限最终决定储层中的剩余油富集总量。

志丹油田旦八区长3油层组沉积微相研究

通过对志丹油田旦八区大量岩心的观察及90多口井的单井沉积相、剖面相、平面相的分析研究,认为该区长3油组为一套三角洲平原沉积,可见到分流河道、天然堤和河漫沼泽三个微相.对研究区沉积微相展布特征进行了研究.结果表明,有利储集体为分流河道砂体,受沉积微相展布控制。

鄂尔多斯盆地志丹油田西北部延长组长6—长9致密储层微观特征

根据砂岩薄片、铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、黏土矿物X衍射、常规物性等分析测试资料,研究了鄂尔多斯盆地志丹油田西北部长6—长9致密砂岩储层的微观特征。结果表明:长6—长9砂岩储层岩石类型主要为细粒长石砂岩,胶结物成分主要为方解石;储层物性总体很差,属于致密储层,但不同层位储层物性差异明显;储层孔隙类型以长石类溶孔为主,其次为残余粒间孔,孔隙结构极其复杂;成岩作用类型包括压实作用、胶结作用和溶蚀作用;影响储层物性的因素主要与沉积相和成岩作用有关,不同沉积微相和粒度变化的储层物性差异明显,其中水下分流河道微相储层物性最好;压实作用是破坏储层物性的第一要素,胶结作用使储层进一步致密化,而溶蚀作用大大改善了储层物性;构造成因的裂缝对储层渗透率有显著影响,而对孔隙度影响微弱。研究成果可为志丹油田致密油藏的勘探与开发提供一定的借鉴。

太阳湾区块延长组长2油层组储层特征分析与研究

本文旨在通过志丹油田太阳湾F227井区长2储层综合研究,进一步认识太阳湾F227井区长2储层发育及分布状况;通过多方面资料综合研究,从而明确延长组长2储层岩性、物性、微观结构以及渗流特征等,进而为长2储层进行综合分类评价提供有力依据。

志丹油田正356区长6层可采储量标定

本研究针对志丹油田正356区长6层开发情况,采用Arps递减曲线计算产量递减规律,并预测后期生产趋势,用叠加求和方式标定研究区可采储量,最终得出研究区技术可采储量和经济可采储量。