陕北富县地区直罗油田上三叠统延长组长6储层成岩作用与有利成岩相带

根据物性分析、高压压汞、薄片观察、扫描电镜及X衍射资料,以及陕北直罗油田长6储层的成岩作用特征,认为该区长6储层处于晚成岩A期阶段。强烈的压实及胶结作用破坏了砂岩的原生孔隙结构,其中碳酸盐、硅质和粘土矿物胶结物是造成砂岩物性降低的重要原因,碎屑颗粒周围形成的绿泥石衬边阻止了部分石英、长石次生加大及碳酸盐胶结物的沉淀,使部分原生粒间孔隙得以保存。溶蚀作用形成次生孔隙,使储层物性得到一定程度的改善。研究区长6储层发育4种成岩相,优质储层与成岩相关系密切,其中次生孔隙成岩相物性最好,绿泥石膜相次之,它们成为储层发育的有利成岩相带。

直罗油田长6砂岩储层微观孔喉结构特征

应用铸体薄片、扫描电镜、物性分析及压汞分析等技术手段,对鄂尔多斯盆地直罗油田长6砂岩储层微观孔喉结构特征进行了研究。结果表明:储层以细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩为主;孔隙类型多样,主要为粒间溶孔和微孔;砂岩孔隙度平均7.64%,渗透率平均0.19×10-3μm2,属于低孔超低渗储层。不同沉积微相储层物性差异较大,水下分流河道和河口坝储层物性最好。孔隙多为小孔,孔喉中值半径平均0.078μm,属小孔、微喉道类型,分选一般,连通性较差。孔喉结构特征参数与物性的相关性研究表明,储层物性是排驱压力、中值压力、分选系数等多种因素共同作用的结果。利用储层物性、微观孔喉结构参数及单井产能等资料,将长6砂岩划分为3类储层,其中Ⅰ类、Ⅱ类是未来开发的首选储层。

鄂尔多斯盆地直罗油田长8油层组储层特征研究

本文应用岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、压汞实验等测试分析资料,对直罗油田延长组长8油层组储层的岩石学特征、物性特征、孔喉结构及孔喉类型等进行深入研究,试图探明该储层储集性能,为该区的勘探工作打好基础。结果表明,以水下分支河道沉积为主体的长8油层组储集砂体主要为长石砂岩、岩屑长石砂岩,成分成熟度较低,结构成熟度中等;储集空间为粒间孔、粒内溶孔和晶间孔;储层物性较差,为典型的低孔低渗储层。物源方向、沉积相的展布控制了储层平面上的物性;垂向上压实作用和胶结作用对储层物性起破坏作用,溶蚀作用则对储层物性的改善有建设作用。

直罗油田长6储层孔隙特征及其影响因素

在沉积相研究的基础上,根据铸体薄片、扫描电镜及物性资料观测的孔隙及成岩特征进行分析,探讨直罗油田比6储层的孔隙特征及其影响因素,明确储层储集性能的主要控制因素。直罗油田长6储层的孔隙类型以长石、岩屑、碳酸盐胶结物溶蚀产生的次生孔隙为主,微喉为其主要的渗流通道。该区主要的成岩作用为压实及压溶作用、胶结作用、溶蚀作用。沉积环境对储层有着先天性的控制作用,压实及压溶作用、胶结作用使储层原生孔隙迅速减少,储层物性变差,溶蚀作用改善了砂岩的孔隙结构,但程度并不大,最终导致本区长6储层低孔低渗的特点。

直罗油田长2油层组储层特征

本文从沉积学及岩石学等方面详细研究了直布罗油田储集层的基本特征，阐明了区内储集层的主要岩石类型及孔隙结构特征。分析了沉积环境及后期的成岩作用等因素对物性的控制作用。

张家湾地区长_7页岩生烃潜力及孔隙结构特征

为了摸清直罗油田张家湾地区延长组长_7页岩生烃潜力及孔隙特征,通过岩石学、有机地球化学分析以及利用扫描电镜、氩离子抛光等技术手段,对研究区长_7页岩进行了展布特征、地球化学特征和孔隙特征分析。结果表明,研究区延长组长_7段黑色湖相页岩在平面上和纵向上均存在差异,具有"北西厚、南东薄"的特征;长_7油页岩有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ_1型为主,有机质成熟度高,为好的烃源岩,页岩储层属于Ⅰ类富集型储层;孔隙类型以粒间孔、晶间孔、溶蚀孔和有机质孔为主;孔径以<0.5μm为主,储层喉道半径主要在100～750 nm,孔隙度变化范围较大,主要在0.5%～1.9%,平均约1.0%。研究认为,研究区"新发现"的长_7页岩生烃潜力较大,可动油含量较高。

鄂尔多斯盆地直罗油田长6油层组成岩作用及孔隙演化研究

位于鄂尔多斯盆地的直罗油田三叠系延长组长6油层组为近年来新开发的一个主力油气产层。岩石学和成岩作用特征研究表明,直罗油田长6油层组以细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩为主,砂岩经历了机械压实作用、胶结作用、交代作用和溶蚀作用等成岩作用,成岩作用处于晚成岩阶段A期。成岩作用控制了储层砂岩孔隙发育特征,其中压实作用与胶结作用是导致储层超低渗的主导因素,而次生溶蚀孔隙的形成对储层砂岩物性具有一定改造作用,并控制了该区长6油层组相对高孔高渗储层的展布特征。

直罗油田马莲沟区延长组长2储层特征及影响因素分析

运用储层地质学理论,结合铸体薄片、扫描电镜、物性、孔隙结构等资料分析,对直罗油田马莲沟区长2油层组储层的岩石学特征、孔渗特征、孔隙结构特征及类型等进行研究,并分析影响储层储集性能的主要因素。结果表明,直罗油田马莲沟区延长组长2段为三角洲前缘亚相沉积,长2段储层的岩石类型为长石细砂岩,碎屑颗粒以长石为主;填隙物成分主要为自生矿物;储层的孔隙结构类型以小孔细喉型为主;属中低孔、特低渗储层。沉积微相、成岩作用程度、储层孔隙结构类型以及微裂隙的发育是影响储层物性的主要因素。

二氧化氯复合解堵技术在直罗油田的应用

直罗油田长8油层储层物性极差,在生产过程中,由于种种原因导致油层堵塞,造成油井产量下降较为严重。常规酸化解堵技术能有效解除无机物堵塞,而对高分子聚合物和生物细菌等堵塞物解堵效果不佳。通过采用二氧化氯解堵技术对长8油井进行综合解堵试验性应用,能有效解除油层受到的液体污染和杂质伤害,达到增加单井产量目的。经过综合效果分析,表明该技术在直罗油田具有广泛应用前景。

直罗油田张家湾区长8段储层“四性”关系研究

根据直罗油田张家湾区长8储层区域地质特点,通过综合分析测井、录井、岩心和试油等资料,对研究区长8储层"四性"关系进行了研究,并利用交会图法制作出了油水层识别图版,建立了电阻率、孔隙度等测井参数的相关下限标准。研究结果表明,当电阻率大于26Ω·m、声波时差大于224μs/m、孔隙度大于7.8%时,解释层段为可能含油层段。

直罗油田张家湾开发区长2储层非均质性研究

为了合理地开发油气藏、提高采收率,通过岩心观察、岩石薄片鉴定、扫描电镜、压汞试验等测试技术,对直罗油田张家湾开发区长2储层的储层特征及其非均质性进行了研究。研究区长2储层的岩石类型以细粒长石砂岩为主,碎屑成分包括石英、长石、岩屑及少量的黑云母,砂岩的矿物成熟度及结构成熟度均较低;长2储层的平均孔隙度为13.8%,平均渗透率为3.04×10-3μm2,属中、低孔-特低渗储层;孔隙类型以残余粒间孔、粒内和粒间溶孔为主,孔隙结构属中孔-细喉型;宏观非均质性表现为弱层间非均质性、较强的层内及平面非均质性。

直罗油田埝沟区长2油层组储层特征研究

从岩石学特征、孔隙类型及特征、物性特征和非均质性等方面对直罗油田埝沟地区长2油层组储层特征进行了研究。直罗油田埝沟地区长2油层组储集层以细粒长石砂岩为主,粒间为点-线接触或线接触,孔隙-薄膜式、孔隙式胶结。残余粒间孔和粒间溶孔为主要的储集空间,孔喉分选一般,以中孔细喉为主,平均孔隙度为15.3%,平均渗透率为3.67×10-3μm2,为中低孔、低渗、特低渗储层。长2油组纵向上自下而上的小层中,储层物性、含油性、渗透率相差较大,层间隔层横向变化也较大。储层平面上物性差异较大,层间非均质性强。

直罗油田三叠系延长组长8段油气成藏条件分析

根据岩心照片、铸体薄片、扫描电镜和常规物性分析等资料,结合测井解释成果,从油源特征、沉积充填及砂体展布、储层物性及成岩作用、封盖保存条件等方面开展鄂尔多斯盆地直罗油田长8段油层组油气成藏条件研究。结果表明:直罗油田长7段有机质丰度高、类型好,且都达到成熟的热演化阶段,为研究区长8段油藏提供了充足的油源保障。研究区在宽缓西倾单斜背景下发育复合小型鼻状构造。长8段以三角洲前缘亚相为主,发育水下分流河道和河口坝,形成有利的沉积微相。长7段广泛发育的泥岩、致密粉砂岩、粉砂质泥岩构成该区良好的盖层。储层的有利相带、低幅度构造、储层特征共同控制研究区长8段的油气富集,且含油富集区主要受控于低幅度构造背景。

直罗油田延长组长2段岩性油藏储量参数计算方法研究

选择好储量参数是直罗油田长2段岩性油藏储量计算的关键。本文通过对该区进行地质研究,结合录井、岩心、测井和试油试采资料,研究总结了储量计算主要参数的计算以及选取的方法,不但使选取的参数具有代表性和合理性,并且达到了提高准确性的目的,为以后该类油藏的计算参数提供了思路和保证。

直罗油田长8储层有利勘探目标优选

直罗油田长8段储层为三角洲前缘亚相砂体沉积,砂体平面展布形态主要受物源、沉积微相、水动力的影响,属低孔低渗储层,具有一定的勘探开发潜力,需要进一步扩边勘探。通过沉积相、储层物性特征分析,结合烃源岩分布与异常压力之间的相互关系及其对油气富集的控制影响作用,筛选出一类有利勘探目标区3个,二类有利目标区5个;直罗地区长8储层油气富集规律的主要控制因素可归纳为"近油源、优势相、低压区"。

直罗油田姜家川区长8储层微观特征研究

通过岩芯及薄片的观察,结合扫描电镜和X衍射等资料分析,对直罗油田长8储层成岩作用及其对储层物性的影响做了研究。结果表明姜家川区长8储层砂岩类型以粉砂—细砂级长石砂岩为主,碎屑颗粒以次圆—次棱角状为主,颗粒分选性较好,胶结类型以孔隙胶结为主。研究区主要经历的成岩作用类型有压实作用、胶结作用、溶蚀作用等。压实作用、胶结作用使储集空间变小,对储层的破坏性较大,而溶蚀作用使储层物性得到一定的改善。

鄂尔多斯盆地直罗油田延长组长6储层沉积相特征

通过岩心观察、岩矿特征分析和测井资料解释,对直罗地区长6储层沉积相进行了系统分析。研究认为该区主要发育陆相湖泊三角洲沉积体系,主要储集砂体为三角洲水下分流河道砂体和河口坝砂体,其砂体展布受双重物源控制,呈东北-西南向展布。主要有利储层分布在长6层下部的长63和长62段,对于指导该区下步石油勘探具有重要的意义。

直罗油田黄家岭区延长组长2低孔渗砂岩储层特征

通过岩心观察,铸体薄片、扫描电镜和实验分析资料等的研究表明,直罗油田长2层以细粒长石砂岩为主,成分成熟度较低、结构成熟度较高、成岩作用较强的特征,与整个陕北地区三叠系延长组储层的特征一致。根据12口井200个岩心样品的分析资料统计,长2孔隙度与渗透率之间存在一定的正相关性,且相关性较好。主要发育粒间孔、溶蚀孔、晶间孔、裂隙孔,喉道以中细喉-细喉为主。压实作用、胶结作用和溶蚀作用控制了储层孔隙结构特征及储层物性。长2_2砂层组砂体的连通性好于长2_1砂层组。长2油层组砂岩储层的层内非均质性强,砂体的平面展布变化很大。

直罗油田东北部长8油层组原始含油饱和度的确定

直罗油田东北部长8油层主要是受岩性控制的构造-岩性油藏,该区油水同层较为发育。针对本区这一特点,本文在采用密闭取心法、毛管压力资料解释法(压汞法)和测井资料解释法等常规方法的基础上,依据前人研究成果,尝试运用相渗资料分析法对该区的原始含油饱和度进行解释校正。利用这四种方法对直罗油田东北部长8油层的原始含油饱和度进行计算,并分析每种方法的优缺点,从而确定符合本区长8油层实际情况的原始含油饱和度,进而提高储量计算的精度。结果表明,相渗资料分析法是适用于本区原始含油饱和度计算的最优方法,最终确定原始含油饱和度取值为45.6%。

直罗油田芦46井区注水开发可行性研究

对直罗油田芦46井区长8油藏地质概况、试采试注特征、注水开发的必要性和可行性等方面进行注水研究,研究发现:该研究区虽为低压、低孔、特低渗、弹性-溶解气驱岩性油藏,但实施注水开发后采收率可提高到27.6%,表明研究区适合进行注水开发。此次研究具有一定的实际意义,不仅为该区制定合理有效地开发方式提供了科学的依据,也为类似油田的开发提供了借鉴指导。