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。     

安塞油田长6油层组长期注水后储层变化特征

在注水开发模拟实验及现场测试资料的基础上,以压汞实验、物性测试等方法对模拟实验前后岩芯进行分析,研究了安塞油田长6油层组长期注水开发后储层特征变化规律及成因。结果表明,随着注水量增加,渗透率总体明显降低,渗透率平均变化4.72%;水驱后孔隙度平均增加0.15%,而孔隙组合类型未发生明显变化;退汞效率平均降低4.39%;喉道中值半径变小但分布类型没变化;储层润湿性整体向亲水方向发展。低渗透储层特征发生变化的机理主要是:储层中颗粒和填隙物在注入水的冲刷作用下发生溶解、破碎和迁移,一部分被水冲出,一部分滞留在细喉道处形成堵塞,导致孔喉连通性变差,储层非均质性增强;注入水冲刷作用使储层岩石表面及孔喉表面性质发生变化,进而引起储层润湿性发生变化。     

鄂尔多斯盆地南部镇泾油田前侏罗纪古地貌与油层分布规律

通过大量的岩心观察、铸体薄片、物性测试、测井资料解释等,用印模法编制了镇泾油田前侏罗纪古地貌图。通过分析古地貌与上覆地层延9的沉积相展布、构造格局及下伏长6的储层特征,认为延9的沉积相展布完全受控于前侏罗纪古地貌,辫状河道自高地经缓坡从山谷流出,北边河流有支流汇入南边河流;延9构造均为差异压实形成,高地和山脊易形成幅度较大的背斜构造;剥蚀面之下的长6储层物性明显受控于淋滤作用的改造程度,淋滤作用愈强、蚀变产物易带走,则储层具有较好的物性,而淋滤作用的改造程度和蚀变产物的易带走程度也完全受古地貌的控制,山谷为淋滤带最发育区。剥蚀面之上的延9油层主要受构造和砂体的控制,油层分布于高地和山脊;而剥蚀面之下的长6油层主要受控于淋滤带的改造程度,油层主要分布于山谷。     

甘谷驿油田长6油层裂缝特征及对注水开发的影响

甘谷驿油田长6油层为低孔、特低渗透细喉型碎屑岩储层。根据地面相似露头裂缝观测、岩心裂缝描述、镜下薄片裂缝观测、地层倾角裂缝解释及注水开发生产动态表明,长6油层是地面以东西和南北向宏观构造裂缝发育为主、地下主要以东西向为主的微裂缝。这种裂缝在地下大部分呈孤立、闭合状,在现今北东向80°的最大水平主应力背景下,油井压裂投产使东西向微裂缝连通并优先开启,其次为北西向裂缝。南北向微裂缝始终处于挤压状态而闭合,因此,造成油田注水开发注入水沿东西向裂缝油井水串,南北向油井见效差。     

鄂尔多斯盆地姬塬油田延长组原油性质与来源分析

通过原油与油田水物理性质、原油与烃源岩族组成、饱和烃气相色谱以及萜烷与甾烷等生物标志化合物特征的多项地球化学指标对比,表明鄂尔多斯盆地姬塬油田延长组长8、长6、长4+5等油层组原油性质较为复杂,其成熟度、母源氧化-还原环境及母质类型等方面存在显著差异。烃源岩评价也显示长9、长8、长7、长6、长4+5段的暗色泥岩有机质质量和类型有所差别,但均具备生排烃能力。油源对比结果进一步证明:成藏过程存在多套油源混源供油的成藏效应,其中长8油层组原油主要来源于长7—长8段烃源岩;长6油层组原油主要来源于长7—长6段烃源岩;长4+5油层组原油存在长7、长6及长4+5段多源烃源岩的贡献。     

鄂尔多斯盆地南部彬长区块延长组长6-长7段深水重力流沉积特征分析

鄂尔多斯盆地南部彬长区块的延长组长6-长7段发育厚层无沉积构造的块状砂岩,具有良好的油气显示和开发效益,然而关于该套砂岩的形成机制尚不清晰。确定长6-长7段砂岩的沉积相及沉积模式,对于该套低渗砂岩储层"甜点"形成机制的理解,"甜点"分布模式的预测,以及后续勘探开发都具有重要的指导意义。对彬长区块36口取心井的长6-长7段1 024 m长的岩心进行了沉积学特征描述,结合粒度分析资料及地质制图分析,确定了该套厚层砂岩的沉积相及沉积模式。结果表明:鄂尔多斯盆地南部彬长区块的延长组长6-长7段砂岩共发育15种岩相和3种主要沉积微相类型,即:砂质碎屑流、浊积岩和震积滑塌岩微相,以及它们在空间上的3类组合关系。其深水重力流沉积模式可以概括为扇根（坡折带斜坡上半部分）的震积滑塌相-砂质碎屑流亚相（沉积组合）、扇中（斜坡中下部位-坡脚）的砂质碎屑流-浊积岩沉积亚相（沉积组合）和扇端（坡脚-盆底）浊积砂等亚相（沉积组合）。通过对彬长区块延长组长6-长7段发育的致密砂岩沉积特征的分析与讨论,确定了该厚层块状砂岩的主要沉积相及沉积微相的特征及分布,为致密砂岩储层的高效开发及"甜点"预测提供了科学依据与良好借鉴。      

鄂尔多斯盆地瓦窑堡油田中山川区长2油层组储层特征

在长2储层岩性特征、沉积特征研究的基础上,以压汞实验、薄片鉴定、物性测试、扫描电镜等方法为实验手段,对储层岩石学特征、孔隙结构、物性特征及其影响因素进行分析研究.结果表明,长2储层主要以浅灰色、灰绿色块状细砂岩为主,孔隙类型都以残余粒间孔为主,次为粒间溶孔,其余为粒内溶孔、填隙物内溶孔及晶间微孔,少量的铸模孔、云母溶缝、微裂缝.其储层的孔喉分布类型主要有单峰正偏态细孔喉型、多峰分散型和单峰负偏态微孔喉型3种.影响本区储层孔隙类型的因素为沉积相、成岩作用、裂缝改造,其中沉积相及成岩作用是主要因素.     

鄂尔多斯盆地南部旬邑-宜君地区中生界储层特征

对鄂尔多斯盆地南部旬邑 -宜君地区中生界主要储集层——直罗组、延安组、延长组储层特征从沉积相、砂体纵向展布、岩性和物性等几方面进行了简要论述。通过研究指出本区储层具有低孔、低渗的特点。在纵向上以直罗组储层相对最好 ,延安组次之 ,之后才是三叠系延长组。储集层普遍具有岩性细、成岩后生变化强烈的特点。由于储层低孔、低渗 ,因此 ,油层的压裂改造措施必不可少     

鄂尔多斯盆地姬塬油田上三叠统延长组长6油层组有利储层分布及控制因素

鄂尔多斯盆地姬塬油田上三叠统延长组长6油层组为低孔低渗储层。通过对铸体薄片、砂岩物性及扫描电镜等资料的研究,分析了储层岩石学特征、孔隙类型、物性特征、成岩作用的特点及对储层的控制作用。研究表明,姬塬油田长6油层组主要是岩屑长石砂岩和长石砂岩,通过对长6油层组各个小段的物性统计分析发现,长621油层亚段的储集物性最好,显示出强的非均质性,主要的孔隙类型为残余原生粒间孔和溶蚀粒间孔。沉积作用中的沉积相分布是控制储层物性的基础,好储层一般分布在主水下分流河道和河口坝砂体中,长6油层组既经受了建设性成岩作用的改造(绿泥石薄膜的形成、溶蚀作用及破裂作用等),也经历了破坏性成岩作用的改造(压实作用、胶结作用)。在了解研究区各个时期成岩作用改造程度的基础上确定了姬塬油田有利储层的分布,优选出7个Ⅰ类和7个Ⅱ类有利目标区。      

鄂尔多斯盆地富县地区长7油层组致密砂岩成岩作用及孔隙演化

致密砂岩油是非常规油气勘探的热点领域。以鄂尔多斯盆地东南部富县地区长7油层组为研究对象,利用铸体薄片、扫描电镜、常规物性、X线衍射和稳定同位素等方法,分析致密砂岩的成岩作用,并对孔隙度演化进行半定量恢复。结果表明:长7油层组致密砂岩储层处于中成岩阶段A期,经历机械压实、绿泥石包膜、泥微晶方解石和亮晶方解石胶结、有机酸溶蚀、高岭石及蒙皂石向伊/蒙混层转化、少量微晶石英和石英次生加大等成岩作用。物性演化主要受机械压实、亮晶方解石胶结和有机酸溶蚀等成岩作用影响,但不同成岩作用在不同成岩时期所起作用存在差异。砂岩储层大致经历早成岩阶段A期(T_3—J_1末)、早成岩阶段B期(J_1末—K_1早)、中成岩阶段A期快速埋藏(K_1早—K_2早期)和中成岩阶段A期缓慢抬升等4个孔隙演化阶段,孔隙度从35.0%的原始孔隙度一直演化至现今6.6%。该研究结果对鄂尔多斯盆地东南部富县地区油气勘探有指导意义。     

鄂尔多斯盆地吴堡地区长6段浊积特征及其石油地质意义

在介绍鄂尔多斯盆地吴堡地区延长组长6段沉积特征的基础上,探讨了该储层物性特征、浊积岩特征、浊积岩分布规律及其对油藏的影响,明确了浊流沉积的石油地质意义.结果表明:鄂尔多斯盆地吴堡地区长6段以发育长石砂岩为主,填隙物成分有方解石、绿泥石、白云母以及少量的石英加大、长石加大等,砂岩储集层孔隙结构具有很强的非均质性;吴堡地区长6期湖盆沉降趋于稳定,是三角洲的高建设时期;多水系、多物源的三角洲前缘沉积为深湖浊积扇沉积提供了充足的物质基础;在吴堡地区东北部三角洲前缘水下分流河道前端发育深湖浊积扇沉积,可区分出中心微相和边缘微相两个沉积微相带,其中浊积扇中心微相以细砂岩、粉砂岩与暗色泥岩呈砂泥互层;从平面上看,浊积岩砂体非均质性在侧向上逐渐变弱,砂体底部发育厚度较大、成熟度较高的暗色湖相沉积的烃源岩,深湖相的暗色泥岩含有丰富的烃源岩,而浊积岩砂体是由深湖相的暗色泥岩构成,孔渗物性好的区域易于形成良好的上倾尖灭的透镜状岩性油藏.     

Characteristics and evolution of lacustrine turbidite of Chang-7Member of Yanchang Formation in northern Shaanxi

Lacustrine turbidite of Chang-7 Member in the studied area consists of siltstone and fine sandstone with respect to grain size, which is feldspathic lithic sandstone, syrosem arkose and arkose with respect to mineral constitution affected by provenance. There are such apparent signatures as lithology, sedimentary structure, sedimentary sequence and well logs, to recognize turbidite. During the paleogeographic evolution of Chang-7 Member, lake basin and deep lake are both at their maximum extent during Chang-73 stage, resulting in the deposition of Zhangjiatan shale with widespread extent and of turbidite with fragmental-like. Deep lake line is gradually moving toward lake center and turbidite sand bodies are gradually turning better with better lateral continuity, connectivity and more thickness, from stages of Chang-73, Chang-72 and Chang-71 , which can be favorable reservoir in deep-water.     

Characteristics and evolution of lacustrine turbidite of Chang-7 Member of Yanchang Formation in northern Shaanxi

Lacustrine turbidite of Chang-7 Member in the studied area consists of sihstone and fine sandstone with respect to grain size, which is feldspathic lithie sandstone, syrosem arkose and arkose with respect to mineral constitution affected by provenance. There are such apparent signatures as lithology, sedimentary structure, sedimentary sequence and well logs, to recognize turbidite. During the paleogeographic evolution of Chang-7 Member, lake basin and deep lake are both at their maximum extent during Chang-73 stage, resulting in the deposition of Zhangjiatan shale with widespread extent and of turbidite with fragmental-like. Deep lake line is gradually moving toward lake center and turbidite sand bodies are gradually turning better with better lateral continuity, connectivity and more thickness, from stages of Chang-73, Chang-72 and Chang-7t, which can be favorable reservoir in deep-water.     

鄂尔多斯盆地南部直罗油田长8油层油气沸腾包裹体群研究

运用激光拉曼光谱、包裹体充填度测定等方法对鄂尔多斯盆地直罗油田富南3井、6井长8油层裂缝岩芯充填物中包裹体群进行分析,发现富南3井、6井与英旺油田英16井长8油层中油气沸腾包裹体群完全相同,密集分布的气泡不停晃动,证实油气沸腾包裹体群不是孤立的、偶然的地质现象。富南3井、6井和英16井长8油层裂缝岩芯的原始裂缝性质为滑动-剪切裂缝和剪切裂缝,在区域构造的作用下,反复发生拉张-挤压交替活动;在拉张发生的瞬间,与裂缝沟通的油层里的原油发生减压沸腾,原油中的轻质馏分和其他流体进入裂缝空间;在随后的挤压发生时,裂缝基本封闭,一部分流体返回原来的油层,一部分被挤到别的裂隙空间形成新的油藏;残留在裂缝里的碳酸钙,在较高的地层压力下逐渐结晶,并把残留的轻质馏分包裹,形成油气包裹体;这些油气包裹体形成压力较高,又包裹着成分类似液化气的轻质馏分,在常温常压下就处于沸腾状态;这样的过程反复进行,在裂缝充填物中形成了沿着晶体生长线以及成片、成带分布的油气沸腾包裹体群。上述油气沸腾包裹体群的形成过程就是油气的地震泵运移机制,丰富了油气运移地震泵地质模型。     

靖安油田盘古梁长6油藏地质建模研究

建立能正确反映靖安油田盘古梁长6油藏地质特征的地质模型,通过对地层格架、沉积微相、骨架砂体、物性参数和储层非均质性的分析研究,借助GMSS地质建模软件,建立了确定型精细三维地质模型。所建立的构造、砂体、属性参数模型对该油藏的地质特征有了进一步认识,为油藏的高效开发提供了依据。     

鄂尔多斯盆地中部延长组下组合流体包裹体特征和油气充注期次

通过对储层成岩作用、流体包裹体岩相学和孔隙沥青特征的分析,在烃包裹体期次划分的基础上,结合流体包裹体均一温度特征、烃源岩热演化史、地层埋藏史和储层成岩史,确定了鄂尔多斯盆地中部延长组下组合油气充注期次。结果表明:鄂尔多斯盆地中部延长组长8段和长9段致密储层主要发育压实、胶结、交代和溶解4种成岩作用,自生矿物主要为绿泥石、石英胶结物、长石胶结物和方解石胶结物。根据包裹体宿主矿物形成序列,识别出3期烃包裹体。第一期烃包裹体分布在石英愈合缝、石英次生加大边和充填孔隙的石英胶结物中,少数低成熟的黄色荧光烃包裹体及黑色荧光沥青包裹体代表了烃源岩进入生烃门限后排出的少量烃类充注,多数成熟度较高的蓝色、蓝白色荧光烃包裹体代表了生烃高峰期大量烃类充注;第二期烃包裹体分布在长石胶结物中,数量较少,显示蓝色和蓝白色荧光,在溶蚀孔隙周围或沿解理分布,呈短柱状,边界平直;第三期烃包裹体分布在方解石胶结物中,呈孤立或零星分布,形状近六边形;后两期烃包裹体均是在烃类充注结束后捕获孔隙中烃类形成的。研究区延长组长8段和长9段经历了晚侏罗世末期至早白垩世末期的一期烃类持续充注。     

西峰油田长8油藏致密油层与非油层注水差异性实验

针对西峰油田长8油层较厚而干层、水层等夹层较多,分层射孔难度大,射孔后实施笼统注水的实际,为明确注水过程中油层、水层、干层吸水的差异性,搞清油层吸水特征,选用30块岩心进行了并联水驱流动实验。研究结果表明,当油、水层渗透率相近岩心低压并联驱替时,早期产出水是水层水,后期产出水既有水层水也有油层水;在油层渗透率大于干层条件下合注水驱时,最早的产出水来自于油层,在干层出水后,产出水仍主要是油层水;在k_油=k_水>k_干条件下合注水驱,最早出现的产出水来自于水层,而不是油层或干层,随着驱替过程的进行,干层水和油层水相继产出;在k_油>k_水>k_干条件下在低压驱至残余油之前,最早的产出水是油层和水层共同产出的,之后干层水才产出。研究结果对于正确认识油层、水层及干层在互层合注条件下油层水淹规律与剩余油分布规律,制定合理开发措施有重要指导意义。