白乃庙金矿床控矿构造解析

白乃调金矿区的节理包括东西向剖面共轭剪切节理,北东－北西向平面共轭剪切节理,北北东向剖面共轭剪切节理。与之相应的断层有近东西向逆断层,北东向和北西向的平移断导以及北北东向的斜冲断层。此外,北东向断层的低序次构造亦呈北北东走向,但其性质为平移断层。东西向、北东和北西向断裂形成于南北向挤压构造应力场。它们控制了主要含金石英脉展布。其中,２６号主矿脉就位于北东向平移双断裂－白乃庙断裂的北北东向低序次平移     

渤海海域黄河口凹陷新近系多油水系统油藏成因分析

为明确同类油田的开发调整方向和潜力目标,以滚动勘探开发为目的,以A油田为例,探讨了黄河口凹陷中央构造脊北端新近系多油水系统油藏成因。储层与油源断层的有效配置是控制该类油气聚集的关键因素。基于已开发油田井震一体化精细地层对比和储层展布研究,细化了储层空间展布,并结合油源断层特征剖析,系统分析了储-断耦合对油气分布的控制作用。首先,油源断裂垂向活动强弱的差异与储层的匹配控制着油气垂向上主要聚集层位;其次,断裂平面发育程度的差异与储层展布的耦合控制着油气在平面上的分布;再次,储-断接触关系影响着油气的富集和赋存规律。     

延长油田郑庄区长6油层组小层对比划分在注水开发中的应用

延长油田长6油藏为典型特低渗岩性油藏,油藏主要受陆相三角洲沉积体系控制,储层物性差、产量低、天然能量匮乏,现阶段科学合理的注水开发是延长油田持续发展的关键举措,但由于储层层内和层间非均质性强,若整个油层组笼统注采开发,则采出程度低,经济效益差。笔者综合了岩心、测井曲线、相关实验分析数据及地质录井等基础地质资料,结合区域地质特征,通过细分开发层系、开展精细地层对比、小层沉积微相及砂体展布规律研究,为优化注水开发方案和选用先进注采配套工艺技术措施提供了比笼统注采更为详尽的地质依据。     

秦家屯油田松南142 区块储层流动单元研究

秦家屯油田松南142 区块经多年开采已经进入高含水阶段,为分析注采关系、预测剩余油分布和提高原油采收率,在本区开展了储层流动单元研究。结合岩心、录井、测井资料,确定本区主要发育扇三角洲前缘水下分流河道、水下分流河道间、河口坝、席状砂4 种沉积微相,农Ⅷ ～农V 整体表现为一套扇三角洲前缘的进积式沉积。运用多参数模糊聚类分析将本区储层划分为由好至差的A、B、 C、D、E5 类储层流动单元,并依此确定了研究区储层流动单元类型的回判标准。在储层流动单元展布特征研究的基础上,对区内油、水井之间的注采关系进行了分析,并对剩余油分布的有利区带进行了预测。利用研究区生产动态资料对该研究成果进行检验,证明分析结果与油田实际生产状况吻合。     

东濮凹陷三叠系砂岩储层构造裂缝特征及形成期次

根据露头、 岩心、 薄片、 古地磁、 成像测井、 岩石力学实验等资料;对东濮凹陷北部三叠系砂岩储层构造裂缝特征及形成期次进行分析。东濮凹陷三叠系砂岩储层主要发育北北东、 北东和近东西向3组高角度构造裂缝;裂缝走向近于平行或垂直主断层;倾向为北西和南东。二马营组裂缝较为发育;和尚沟组和刘家沟组裂缝相对不发育。储层裂缝为3期;分别为燕山早期的北西向扩张裂缝和北北西、 北西西向剪切裂缝;燕山晚期形成北东向拉张裂缝;喜马拉雅期形成北北东、 北东向拉张裂缝、 北北东向剪切裂缝和东西向扩张裂缝。古、 今构造应力场和岩石力学性质的各向异性分析表明;现今构造应力场最大水平主应力和岩石抗压强度的各向异性均影响燕山早期北西向裂缝的张开度及有效性。储层裂缝表现为两期;分别为燕山晚期的北东向拉张裂缝、 喜马拉雅期的北北东、 北东向拉张裂缝;北北东向剪切裂缝和东西向扩张裂缝。研究结果阐明了东濮凹陷北部三叠系砂岩储层构造裂缝特征及发育规律。     

准噶尔盆地西北缘油区内断裂对剩余油分布的影响作用

准噶尔盆地西北缘油田勘探开发早期,对控制油藏的大断裂已有认识。进入开发后期,油区内部的微小断层的作用逐步突显出来,微小断层在油田开发中是导致地层砂体不连通、注采不对应、剩余油分布不均的重要原因。通过开发后期精细地震资料解释结合小井距密集分布的单井资料对比分析,总结出在准噶尔盆地西北缘油区内主要发育五种类型的断裂构造样式:逆冲叠式、y字型式、逆冲楔入式、背冲构造式和走滑扭断式。根据生产动态剖析认为油区内部微小断层对生产动态及剩余油分布具有重要影响,体现在影响断裂两侧储层性质分布差异、水驱油效果的差异、油水空间运动规律、油水界面的差异、注采效果差异等诸多方面,总之:综合运用各种资料分析是精细刻画储层提高采出程度的基础。     

尕斯库勒油田N1-N21油藏剩余油分布模式

尕斯库勒油田N_1-N_2~1油藏经过多年开采已进入中等含水阶段,寻找剩余油是油藏稳产增产的首要任务。根据尕斯库勒油田N_1-N_2~1油藏的取芯、测井、生产动态等多种资料,采用"单因素解析多因素耦合"的研究思路,在深入解析沉积微相、储层构型、储层非均质性、微构造、井网布置、注采关系等单个因素对剩余油的控制机理后,针对地下不同的情况,筛选出相应的优势控制因素,从多因素耦合的角度对尕斯库勒油田N_1-N_2~1油藏的剩余油分布进行了研究。总结出3种由多种因素共同控制的剩余油分布模式,对进入高含水期油田剩余油的开采有重要意义。构造起伏明显时,沉积微相-微构造-封闭断层-注采关系的控油模式是主要的剩余油分布模式,储层构型-平面非均质性-井网部署的控油模式则适用于构造平缓的部位,而储层构型-夹层-韵律性-注采关系的控油模式是纵向上剩余油分布的主要模式。     

渤中25-1低渗透油田地应力分布特征及对开发的影响

利用有限元方法, 对渤中25-1低渗透油田现今地应力状态进行数值模拟研究, 并结合低渗透储层地质特征, 分析地应力对油田开发的影响。数值模拟结果表明, 渤中25-1低渗透油田沙二和沙三段的现今地应力为压应力, 以北东东—南西西向为水平最大主应力的主要优势方位, 地应力在平面上受断层、构造起伏和沉积微相控制明显。根据地应力状态, 分析研究区的人工压裂裂缝为垂直裂缝。在远离断层的断块中部, 人工压裂缝的展布方向主要为北东东—南西西方向; 在断层附近, 由于水平最大主应力方向发生偏转, 人工压裂缝的延伸方向也会发生一定偏转, 部署开发井网时需要根据断层附近地应力的实际分布规律进行相应调整。      

高家沟长2油层构造及砂体展布特征

为掌握高家沟长2油层的储层分布规律,促进油气勘探取得新进展,在岩心观察、测井资料及前人研究成果的基础上,分析砂体展布特征,对长2段进行构造及砂体展布进行研究,结果发现:砂体平面上大体呈北东—南西、条带状展布,多起河道叠加,砂体厚度大,延伸远,展布特征主要受控于沉积环境和沉积相。研究结果为该地区进一步勘探和油藏开发提供地质依据。     

白豹油田低渗透油藏井网优化与调整研究

近几年来,每年国内的探明总储量中低渗透油田大约占70%以上;而低渗透油藏储量中未动用的部分约占60%以上。要提高我国的油田原油生产能力,主要途径就是开发低渗透油田,而井网及其适应性研究已成为低渗透油田开发创效益的重中之重[1]。白豹油田长3、长4+5、长6等均为低孔低渗-超低孔超低渗油藏,储层物性差且发育裂缝,这就很大程度地扩大了渗透率的方向性。所以,注采井排在布设时应平行裂缝走向,使注采驱油方向延垂直裂缝走向,可以极大地使基质孔隙的波及体积提高[2-3]。这一点白豹油田做得很好,开发初期采用菱形反九点面积注采井网,注水、采油井排基本与最大主应力方向(微裂缝走向)平行,虽然如此,白豹油田实际开发中仍然存在较多的问题,通过综合经济分析法对白豹油田水驱开发区块的合理井网密度进行再一次研究,为下步井网调整提供理论依据。     

惠民凹陷临盘油田储层非均质性及影响因素分析

根据对大量取心井样品的压汞曲线、薄片、扫描电镜等资料,分析了临盘油田储层岩矿特征及微观非均质性,将本研究区储层孔隙结构划分为五种类型。通过对本区河流一三角洲沉积体系内各微相砂体的平面及空间展布、砂体的几何形态和储层岩性、物性及含油性特征等研究,揭示了临盘油田古近系沙河街组储层的宏观非均质特征。总体采看,储层在平面上及垂向上、层间及层内的非均质性均较强。其非均质程度受沉积微相和成岩作用控制,注水开发也改变了储层参数的分布格局。研究结果有利于合理划分开发层系,选择注采系统,为改善临盘油田的开发效果提供可靠的地质依据。     

北石城新华夏系断裂带的初步研究

本文所述断裂带南从北白岩村附近起,北经梨树沟、北石城、年鱼沟、上峪等地,于牛郎峪附近消失,长约22公里。呈北东15°—25°方向展布;上峪以北变为北东30°—40°左右。断层倾向南东,倾角40°—60°,局部地段小手30°。断层中间被伴生的北西、北东向     

饶阳凹陷新近系馆陶组物源方向分析

为了深入认识沉积物源的位置及古流向,通过矿物成分、岩屑特征、重矿物组合及分布、砂体展布特征等分析,对饶阳凹陷馆陶组的物源方向进行了系统研究。结果表明,饶阳凹陷新近系馆陶组沉积时期,盆地存在4个相对独立的物源及古水流体系:分别为来源于北或北东部物源自北向南或北东—南西流向的水系,来源于西部物源、西南—北东向展布的水系,源于西部物源、东西向展布的水系,源于南部或西南部物源、西南—北东向展布的水系。新近系的河流流向以南北向、沿盆地长轴方向为主,盆地内砂体具有南北向带状展布的特征;中部留路地区距离物源区相对较远、盖层较发育、储盖组合条件好,为饶阳凹陷新近系油气聚集的有利区带。     

利用FMI资料分析塔河油田南部中—下奥陶统储层构造应力场

钻探结果表明,塔河油田南部地区上奥陶统覆盖区中—下奥陶统碳酸盐岩储层发育与分布明显地受断裂和裂缝控制。裂缝主要为构造开启缝,其次为钻井诱导缝,裂缝走向具有明显方向性,其形成与古构造应力场关系密切。利用大量中—下奥陶统钻井FMI资料进行裂缝识别、成因分类和走向统计分析,认为钻井诱导缝受现今构造应力场控制,构造开启缝主要受古构造应力场控制,裂缝走向与最大主应力方向一致。塔河油田南部地区诱导缝优势走向为北东向,现今最大主应力方向为北东向;构造开启缝优势走向主要有北北东向和北东东向两组,北北东向裂缝中可见充填缝,反映北北东向裂缝形成时间早于北东东向,其分别与加里东中期和海西早期的古构造应力场最大主应力方向相一致。     

塔河油田奥陶系储层构造应力场研究

油气储层构造应力场的分布特征,对油气运移、注采井网布置、储层改造等具有重要意义。为此,文章从塔河油田AD13井区的地质构造演化入手,基于油田测井资料,结合弹性力学及有限元理论,建立研究区地应力弹性力学计算模型,利用有限元软件对研究区储层地应力进行模拟研究,并将模拟结果与现场地应力实测值进行对比分析。结果表明,研究区最大水平主应力为102~130 MPa,最小水平主应力为87~110 MPa,均为压应力;研究区东部及南部最大水平主应力方向为北东向,西北部最大水平主应力方向为北东东向,西南部最大水平主应力方向为南东向,地应力大小及方向均与实际结果相符。研究结果可为研究区油气勘探开发工程提供科学依据。      

濮城油田沙一段的储层非均质性研究

储层性质的好坏直接影响到油层的产能,注水效果及石油采收率。对濮城油田沙一段储层的非均质性从层内、层间、平面的非均质性三个方面作了系统研究,该区储层的非均质程度以严重非均质型为主,层内夹层多,层间非均质性强,层间隔层分布稳定,平面非均质性较强,油田开发以层内矛盾为主,所以研究层内非均质特征能为揭示砂体展布及合理划分开发单元,选择注采系统,为改善油田的开发效果,进行二、三次采油提供可靠的地质依据。     

利用鄂尔多斯盆地镇泾油田沉积微相展布与演化规律分析油田开发调整方向

油田沉积微相的展布与演化规律控制着主要有利储层的分布,因而油田开发调整方向可根据这些规律来综合考虑。镇泾油田位于鄂尔多斯盆地西南部,该油田长6油层组属于浅湖背景下的辫状河三角洲前缘沉积,其主要沉积微相包括水下分流河道、河口坝、远砂坝、席状砂、水下分流间及前三角洲泥。该区三角洲分布主要受控于两个大致平行分布的南西-北东向主河道,受基准面升降与沉积物供应的共同作用,三角洲演化呈阶段性变化,大致经历了初始发育期、繁盛发育期、间歇发育期、活化发育期等4个演化阶段,其中繁盛发育期与活化发育期的三角洲水下分流河道与河口坝砂体是主力含油储层。研究区辫状三角洲展布与演化的特点决定了今后油田开发的重点在西南部河道带两侧及东北部三角洲前缘的前端;而垂向上应以优先考虑三角洲繁盛发育期与活化发育期的叠加砂体厚度较大为原则。     

下二门油田H2Ⅲ油组交联聚合物驱后油藏剩余油分布特征

微观驱油试验表明,交联聚合物驱后剩余油进一步减少,主要以斑块状、小油滴状等形态分布于微孔隙中;数值模拟显示,下二门油田H2Ⅲ油组交联聚合物驱后80.8%的面积已为中强水淹,纵向上79.7%的剩余油分布于主力油层.受构造、储层物性及井网因素控制,未淹、弱水淹剩余油平面上主要分布在断层附近、断层破碎带、微构造高点和砂体上倾尖灭区等部位;纵向上主要分布于低渗透层段.针对剩余油分布特征,通过完善注采关系、优化注采结构,单元含水量的上升速度和产量递减幅度得到控制,采收率在交联聚合物驱的基础上进一步提高了2.01%.     

小层对比在低渗透砂岩小油田注水开发中的应用

针对陕北低渗透砂岩小油田因沉积微相多变，层内和层间非均质性强，整个油层组笼统注采开发采出程度低以及经济效益差等现状，通过对顺宁长2^1油藏充分利用岩芯分析和测井曲线等基础地质资料，加强沉积微相研究，开展油藏小层精细划分对比及小层砂体连通性分析．明确了主要注采小层在空间上的展布规律，为优化注水开发方案和选用先进注采配套工艺技术措施提供了比笼统注采更为精细的开发地质依据。实施后明显提高了采油速度、采出程度和经济效益。     

珠江口盆地珠三坳陷文昌8-3油田珠海组一段潮坪沉积特征

文昌8-3油田珠海组一段岩性以砂泥岩薄互层为主,沉积相和储层展布横向特征变化较快,由于对其沉积相类型、展布和演化认识不清,因而严重制约了油气勘探开发进展。为弄清其沉积展布与演化,通过岩心观察和测井相分析,结合地震反射剖面分析,对珠一段沉积层序、沉积相类型及其垂向上变化特征进行了深入探讨。研究认为,研究区珠一段主要为潮坪相,可分为潮下带和潮间带两个亚相,以潮间带沉积为主,并主要发育潮道、沙坪、混合坪、泥坪等沉积微相;珠海组沉积时期海水从北东向侵入,因此平面上潮道大致由东向西延伸,沿潮道周围发育沙坪微相,可作为油气重点勘探区域;垂向上受海平面升降作用影响珠海组一段下部发育潮道沉积向中部过渡为沙、泥坪微相,而顶部以沙坪、潮道沉积为主。这一研究成果可为文昌8-3油田储层精细预测及油气田开发方案设计提供地质依据。