鄂尔多斯盆地什社地区延长组长31储层特征及评价

本文依据岩石薄片、铸体薄片、物性分析、压汞曲线等资料,对鄂尔多斯盆地什社地区延长组长3_1储层特征进行了深入的研究。研究分析认为:什社地区长31储层主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩,属于低孔—特低孔、特低渗—超低渗储层,储集空间主要为粒间孔和长石溶孔。储层的分布主要受沉积相带的控制,后期成岩作用对储层的储集性能也有一定的改造。综合储层分类评价标准,将研究区储层分为3类,什社地区长3_1油层组以Ⅰ类、Ⅱ类储层为主。     

鄂尔多斯盆地陇东地区三叠系延长组长8储层特征

鄂尔多斯盆地陇东地区延长组长8油层段是重要的储集层之一,包括长81和长82两个砂岩组。通过储层岩石学、储层物性、孔隙结构及储层控制因素等方面对储层特征进行分析,总结并评价储层储集性能。研究结果表明,储层岩石类型主要为中细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩,成分成熟度低,结构成熟度中—高;岩石物性总体较差,属低孔、低渗储层,发育粒间孔隙、溶蚀孔隙、晶间孔等孔隙类型,喉道以中细喉—细喉为主。储集性变化受沉积作用和成岩作用控制,沉积作用控制了储层砂体展布,进而影响其岩石学特征的表现,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,根据岩性和物性分析特征可将储集岩分为4类,优质储层的勘探应以沉积作用控制的多套砂体相互叠置的水下分流河道沉积为重点。     

陕北马岭地区延长组长71储层特征及评价

综合应用岩心、铸体薄片、扫描电镜、X射线-衍射、粒度及压汞曲线等资料,对马岭地区长7₁储层的岩石学特征、物性特征、孔喉特征和非均质性等进行了研究。结果表明:马岭地区长7₁储层属于低孔-特低孔、超低渗-特低渗储层,非均质性强;影响储层储集性能的主要因素为沉积环境、骨架颗粒性质及成岩作用。沉积环境是储层物性差的根本原因,后期成岩压实和胶结作用使储层物性变差,溶蚀作用对储层有一定的改造作用。根据储层物性参数及孔隙结构参数,将研究区储层分为4类,马岭地区长7₁储层以Ⅲ类为主。     

鄂尔多斯盆地旬邑地区长8段沉积储层特征

通过野外露头、钻井岩心、铸体薄片、常规薄片、核磁共振、X-衍射和扫描电镜等方法,对旬邑地区长8段沉积及储层特征进行详细研究。结果表明：目的层长8段主要发育三角洲前缘亚相沉积,发育3支水下分流河道。砂岩岩性以灰绿色、灰白色细、粉-细为主的岩屑长石砂岩为主,其次为长石岩屑砂岩,储集空间主要为溶蚀孔,残余粒间孔次之;孔隙类型多为组合,以发育粒间孔—微孔为主,发育Ⅱ类、Ⅲ类孔隙结构,孔隙度平均为8.04%,渗透率0.42×10^-3 μm²属于特低孔、超低渗油藏。长8储层I/S比为15%～20%,处于晚成岩A期;压实—压溶作用使得原始孔隙度减少52.3%,而胶结作用孔隙损失36%,建设性溶蚀作用增加面孔率1.67%。     

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。     

鄂尔多斯盆地姬塬油田长9储层物性特征研究

以鄂尔多斯盆地姬塬油田东部长9储层为研究对象,通过岩心观察、压汞实验等方法研究了储层岩石学、储集体物性特征和孔隙结构,同时探讨了地层敏感性方面的内容。研究结果表明：姬塬长9储层物性较差,孔隙细微,为低孔隙度低渗透率储层。敏感性以弱伤害程度为主,少量样品呈现出中等偏弱伤害程度,敏感性对储层伤害有一定影响。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区长2油层组砂岩储层特征的研究

依据相关的钻井资料,结合岩心、薄片分析等研究方法,对鄂尔多斯盆地中西部姬塬地区三叠系延长组长2油层组砂岩的储层特征以及相应的影响因素进行了探讨,研究结果得出:姬塬地区长2油层组砂岩以长石砂岩、岩屑长石砂岩为主,含有少量的长石岩屑砂岩等;研究区储层空间主要为粒间孔、长石溶孔、晶间孔、岩屑溶孔等,属于近中孔-低渗型的储层;成岩作用是该区储层发育最主要的影响因素,其中成岩过程中压实作用、胶结作用和溶解作用对储集空间有较大的影响。     

白豹地区延长组长81储层成岩作用与成岩相研究

利用铸体薄片、扫描电镜、X-衍射、物性分析、高压压汞等分析化验资料,对白豹地区长81储层成岩作用和成岩相进行了分析研究。白豹地区长81储层砂岩经历了早成岩阶段A、B期和中成岩阶段A、B期的成岩演化过程,主要发育机械压实、胶结、溶蚀及交代成岩作用。其中压实作用和胶结作用是孔隙度降低的主要原因,分别造成了18.6%和13.3%的原生孔隙度损失,溶蚀作用形成的次生孔隙在一定程度改善了储层物性。研究区发育了5种不同成因类型的成岩相带,绿泥石膜胶结粒间孔相物性、含油性最好,为研究区最有利的成岩相带;水云母胶结粒间孔相为次有利成岩相带;长石溶蚀相也为研究区比较有利的成岩相带;压实压溶致密相和碳酸盐胶结致密相不利于储层发育。     

鄂尔多斯盆地南梁西区三叠系延长组长8储层特征及主控因素

探究南梁西区长8储层的特征及主控因素,为区内石油勘探及开发提供参考。通过对铸体薄片、扫描电镜、岩样压汞等测试结果以及区内测井、录井、试油等资料的收集、整理及分析,展开对鄂尔多斯盆地南梁西区长8储层特征及影响因素的研究。研究区长8储层主要含有岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩。储集空间以粒间孔为主,其次为溶孔及微孔。储层类型为中排驱压力-中喉型,从孔渗特征判断为低孔低渗,呈现强非均质性。三角洲前缘水下分流河道是形成储层的主要相带,储层特征受控于沉积成岩作用。研究区强烈的压实压溶作用及胶结作用是储层孔隙度与渗透率低的主要原因;早成岩期A阶段形成的绿泥石膜对储层孔隙发育有利;研究区长8经历的两期溶蚀,是改善储层的重要建设作用。     

鄂尔多斯盆地合水地区长81亚油层组沉积相及对储层物性的影响

为研究鄂尔多斯盆地上三叠统延长组长8₁亚油层组沉积微相与储层物性的关系,通过岩心相、测井相及物性等资料,结合前人研究成果,对盆内合水地区长8₁亚油层组进行分析。认为：（1）长8₁亚油层组浅水三角洲前缘沉积发育水下分流河道、河口坝、前缘席状砂、分流间湾4种沉积微相。多期叠置的水下分流河道是控制砂体发育的主要微相类型,根据砂地比又可分为河道核部、河道中部及河道侧翼;（2）长8₁²小层水下分流河道砂体发育频率较高、沉积期次较多、连通性较强,其次为长8₁¹小层与长8₁³小层;（3）由沉积微相决定的岩石结构成熟度控制了储层的初始孔隙度,进而在一定程度上影响了储层现今孔隙度。水下分流河道核部储层物性最好,是有利微相类型。研究区长8₁²小层有利微相发育规模最大,为后期勘探开发首要目的层位。     

鄂尔多斯盆地双龙地区延长组长6致密油成藏主控因素

双龙地区为延长油田长6致密油勘探的重要区域,目前对区块致密油富集主控因素的认识仍存不足。基于此依据19口井的岩心资料、128口井的测井资料及26口井的试油试采资料,结合19口井的实验测试结果在成藏地质条件和致密油聚集特征进行精细分析的基础上对致密油成藏主控因素进行研究。结果表明:研究区致密油成藏地质条件良好,油水分布复杂。沉积微相及储层物性为控制致密油成藏的首要条件,单层为4 m以上的浊积水道砂体,储层孔隙度大于5.4%,渗透率大于0.16×10^-3μm²,致密油易富集;过剩压力影响油藏的平面分布,致密油多聚集在过剩压力系数相对低值区(过剩压力系数约为0.24~0.32);泥岩盖层能够形成良好的遮挡,有利于致密油就近聚集,也是造成油水关系复杂的重要原因。因此在满足砂体发育、储层物性条件的前提下,遵循过剩压力系数局部低值、泥岩盖层有效遮挡的原则,划定长6段有利勘探区域11个,以指导双龙地区致密油勘探开发工作。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区上三叠统延长组第六段高分辨率层序—岩相古地理

姬塬地区处于鄂尔多斯盆地西部地区,晚三叠世延长期该地区处在北部的安边三角洲与西部的环县三角洲交汇部位。以高分辨率层序分析为指导思想,通过钻井岩芯、测井资料和地震等资料,分析该地区延长组长油层组多级次基准面旋回界面和湖泛面的成因类型及高分辨率层序地层学特征,将长6段河控三角洲沉积划分为1个长期、3个中期、10个短期和20个超短期旋回层序,比较了各级次层序的结构类型、叠加样式和分布模式,建立了等时地层对比格架,分析了砂岩在层序地层格架中的发育状况,编制了短期、超短期旋回相域的层序—岩相古地理图,描述了不同时期三角洲砂体的展布特征,对有利储层发育层位和区带进行了预测。     

鄂尔多斯盆地下寺湾地区三叠系延长组油气富集规律

通过对下寺湾地区延长组沉积特征及演化、油气的生成条件、储层特征、油气的运移、圈闭条件及圈闭类型的综合研究,系统地分析了下寺湾地区延长组油气的富集因素和分布规律。     

鄂尔多斯盆地胡尖山-耿湾地区延长组长4+5油层组沉积特征及有利相带预测

以岩心观察为依据,结合储集层岩性、沉积构造和粒度分析等方法对鄂尔多斯盆地胡尖山—耿湾地区长4 5油层组进行沉积相分析.研究结果表明:研究区长4 5油层组为三角洲前缘沉积,水下分流河道、河口坝、分流间湾、远砂坝及前缘席状砂构成其主要沉积微相.长4 52期水下分流河道砂体之间交叉叠合连片,但水下分流河道、叠置水下分流河道分割性较强,随着湖盆短暂的扩张,长4 51期水下分流河道缩小,分流间湾进一步扩大.在沉积相研究的基础上对长4 52期进行有利相带预测,共预测出5个有利储集相带发育区,为该地区进一步勘探提供依据.     

鄂尔多斯盆地下寺湾地区三叠系延长组油气富集规律

通过对下寺湾地区延长组沉积特征及演化、油气的生成条件、储层特征、油气的运移、圈闭条件及圈闭类型的综合研究,系统地分析了下寺湾地区延长组油气的富集因素和分布规律。     

鄂尔多斯盆地胡尖山-耿湾地区延长组长6油层组沉积微相特征

鄂尔多斯盆地胡尖山—耿湾地区延长组长6油层组主要由灰色、浅灰色中细砂岩、细砂岩与泥岩互层组成.在岩心、测井、单井相及测试资料分析的基础上,分析了研究区长6油层组的沉积微相特征及各小层沉积微相平面展布特点.结果表明:长6油层组为三角洲前缘沉积,水下分流河道、河口坝、分流间湾、远砂坝及前缘席状砂构成其主要微相,有利储集砂体为水下分流河道和河口坝砂体.长63期水下分流河道砂体之间交汇作用不强;长62期水下分流河道砂体多交叉汇合成网状;长61期不同级次的水下分流河道交叉叠合连片更加明显,砂体厚度大、分布广,为研究区长6油层组主力产层.     

鄂尔多斯盆地东南缘延长组砂岩储集层裂缝特征研究

宜川-旬邑地区位于鄂尔多斯盆地东南缘渭北隆起带上, 岩性观察、成像测井资料、薄片资料研究表明, 该区发育近EW向高角度区域性裂缝; 裂缝充填物中流体包裹体均一温度及沉积—构造埋藏史的分析表明, 该区主要裂缝形成于侏罗纪末期—早白垩世之前, 是构造挤压和深埋藏作用引起的联合应力作用下的产物。经尝试性研究, 基于声波时差和自然伽马资料的R/S裂缝识别方法对该地区裂缝识别具有较好的适用性, 可以用来进行该区的储集层裂缝识别研究, 并且指出了正15井、旺9井区等不同程度发育裂缝系统, 对指导该区油气勘探研究具有重要作用。      

鄂尔多斯盆地耿湾地区长6段古盐度恢复与古环境分析

应用B,sr,Rb,Sr/Ba比值,Rb/K比值和K Na质量分数等微量元素地球化学方法并结合粘土矿物X衍射分析对鄂尔多斯盆地耿湾地区长6古盐度进行综合判别,认为长6期古水介质盐度为O.48‰～4.43‰,平均值为1.87‰,属于淡水-微咸水环境,局部为半咸水环境,且自长63沉积期至长61沉积期湖盆水体是逐渐变成的;微成化的湖水介质和封闭还原的深水环境既有利于优质烃源岩的发育,又能促使砂体早期环边绿泥石胶结形成抗压实-压溶组构,有利于原生粒间孔的保存而对储层发育非常有利;根据长6古盐度定量计算确定O.5‰古盐度等值线是淡水河流发育区与微成水湖盆分界的古湖岸线位置,并划分出淡水、微成水和半成水3个古盐度平面分区,为预测岩性地层油藏有利发育区带提供了重要依据.