大牛地气田低电阻率-高声波时差气层的形成与分布

大牛地气田下石盒子组的盒2、3段具有3种类型的气层,即正常Ⅰ型气层（具有高电阻率和相对较低的声波时差）、Ⅱ型低电阻率-高声波时差气层和Ⅲ型低密度气层。其中前两类气层主要为高产气层。以岩心分析化验资料、常规测井资料、特殊测井资料结合其他地质研究资料,分析了Ⅱ型低电阻率-高声波时差气层的成因。研究结果表明,微裂缝和好的储层物性引起的泥浆侵入,储层微孔喉发育引起的束缚水饱和度增大以及绿泥石黏土矿物包壳等因素是形成这类气层的主要原因,其中微裂缝是主要成因。结合裂缝预测成果,进一步验证了这类气层在平面上的分布。     

塔河油田西南地区古生界低渗砂岩油层流体分布及对渗流特征的影响

塔河油田西南地区古生界低渗砂岩油气层业已证明具工业油气潜力,但实际测试表明,砂岩油层产能低、变化大、含水高,这种特点与油气显示相矛盾。综合实际流体分析化验、岩心含油性描述、含油饱和度测试以及荧光薄片观察分析资料,开展了流体宏观和微观分布研究,建立了流体微观分布模式,探讨了流体分布与低渗砂岩油层润湿性、相渗性的关系,进而阐明了低渗砂岩油层复杂产出特征的内在主控因素。研究表明,工区古生界低渗砂岩油气层利用薄片荧光颜色划分出4类含油沥青类型,建立了两类流体分布模式,并分别对应两类润湿性特征。相渗性实验表明,流体分布模式I(亲水模式)相对模式Ⅱ(混合润湿模式)的相渗曲线具有相对较高束缚水饱和度、较高最大含水饱和度、较低残余油饱和度、较大两相渗流饱和度范围、较高等渗点含水饱和度以及较高最终驱油效率的特点。因而,在相同含水饱和度的情况下,亲水模式(模式Ⅰ)相对混合润湿模式(模式Ⅱ)油层的油相相对渗透率较高,具有较高的产能、较低的含水率和较高的采收率。实际测试资料证实上述分析是可信的。     

鄂尔多斯盆地某区块气田沉积微相与储层关系

沉积微相在储层研究中占有重要的地位,因为沉积微相的几何形态和物理特征所表现出来的孔隙度、渗透率和含油气饱和度等对储层发育的质量、规模等具有重要的影响和控制作用。以鄂尔多斯某区块气田为例,简要分析研究了沉积微相与储层物性、岩相的关系,并据此分析了沉积微相对产能的控制和影响关系,为勘探和开发部署等提供了一定依据,具有实际的指导意义。     

Waxman—Smith方程在生油岩评价中的应用：重叠法和 …

提出了两种新的生油岩测井评价方法，即基于砂泥岩导电机理，借助泥质砂岩导电方程：Ｗａｘｍａｎ－Ｓｍｉｔｈ方程计算含水泥岩电阻率Ｒ０值及生油岩的电阻率孔隙度ψＲ，然后用实测Ｒ１减去Ｒ０值，其差差值反映了生油财的有机质丰度（即重叠法）；用三孔隙度测井计算的生油岩总孔工ψＴ减去除电阻率孔隙度ψＲ，其差值也反映限生油岩的机质丰度（即双孔隙度法），该方法的最大优点是在现场缺少生油岩实验室样品时可以快速评价生油     

伊通盆地岔路河断陷油气成藏过程

揭示伊通盆地岔路河断陷复杂的油气成藏历史, 对指导伊通盆地油气勘探具有十分重要的意义.一维数值模拟结果显示: 岔路河断陷主要烃源岩在始新世中、晚期进入生烃门限; 渐新世早、中期达到生烃高峰.通过对岔路河断陷双阳组-永吉组砂岩储层流体包裹体样品中有机包裹体的荧光特征、均一温度以及共生盐水包裹体均一温度等分析, 结果表明, 岔路河断陷至少经历过3期油气充注; 结合埋藏史热史分析, 确定出油气充注分别发生在距今38.1~27 Ma、19.5~10 Ma和1~0 Ma, 与生排烃史模拟结果有很好的一致性.结合盆地构造演化认为古近纪末期和新近纪晚期两期构造抬升两度中止了油气充注过程, 最终形成了该断陷始新世晚期-渐新世中期、中新世早-中期和第四纪3个重要的油气成藏时期.      

鄂尔多斯盆地镇泾油田镇泾5井区长821小层复合砂体的构成特征及优质储层分布

采用沉积过程分析、构成分析的研究思路,以镇烃油田镇泾5井区岩心、测井和分析化验资料为依据,通过对单井岩心旋转扫描照片的过程沉积学和沉积构成分析,区分了不同岩石相和4、5级界面,划分出水下分流河道(SDC单元)和河口砂坝(MB单元)2类构成单元.并结合测井曲线分析,建立了4、5级界面和构成单元的测井响应模式.在此基础上,通过顺沉积走向的4条构成单元剖面分析,总结了该复合砂体内部构成单元的构成模式及变化规律.以分析化验资料为依据,总结了复合砂体的储层岩性、物性及孔喉结构特征,划分了储层类型,建立了优质储层的基本识别标准.进一步,总结了优质储层在水下分流河道和河口砂坝单元内部的分布模式.     

大牛地气田盒2+3段致密砂岩储层微观孔隙结构特征及其分类评价

综合应用铸体薄片、扫描电镜、压汞测试等分析化验资料,对大牛地气田盒2 3段致密砂岩储层的微观孔隙结构特征进行了详细的研究。研究结果表明,强烈的压实作用和胶结作用是研究区储层致密的主要原因,溶蚀作用和交代作用可以使储层的储集性能得到改善。沉积作用和成岩作用的双重影响使得盒2 3段储层孔隙结构异常复杂,粒间溶孔、粒内溶孔、晶间晶内微孔等次生孔隙构成了本区的主要储集空间,其中粒间溶蚀孔隙对储层的改善最为明显,可使孔隙度增大到8%~20%,粒内溶蚀孔的孔隙度平均6.27%,晶间晶内微孔的孔隙度一般低于4%。孔隙喉道组合类型以中孔小喉和小孔细喉为主。在此基础上,应用主因子分析、聚类分析等统计学方法,将盒2 3段储层孔隙结构划分为3种基本类型4种亚类,并勾绘出主力层的综合评价图,进一步分析表明,Ⅰ类、Ⅱa类储层为研究区的优质储层,测试结果为高产井,是今后致密砂岩气藏勘探开发的主要目标。     

胡１２块沙三中油藏８７ 小层高渗通道发育时机研究

胡状集油田胡１２块沙三中层状、中渗、严重非均质性油藏目前处于“高含水、低采出”阶段。研究表明主力油层严重水淹,改变了储层渗流特征,形成优势渗流通道,导致注入水产生无效循环,驱油效率下降,开发效益变差。为了改善开发效果,研究优势渗流通道形成的门槛,是识别与评价优势渗流通道,并进一步刻画其空间分布,探讨其对剩余油分布控制的关键。利用胡１２块沙三中８７小层概念地质模型,通过油藏数值模拟方法,模拟计算了８７小层优势渗流通道产生的时机（下限或门槛）,并进一步利用实际注水井组的已知生产、监测及地质资料分析获得优势渗流通道的认识与采用数值模拟方法获得的认识进行了对比。结果表明,建立在８７小层精细油藏描述、表征和概念建模基础上的油藏数值模拟研究是优势渗流通道研究的有力手段。      

致密砂岩气层的测井评价--以鄂尔多斯盆地大牛地山西组一段气田为例

大牛地气田山西组一段储层的孔隙度和渗透率均低、孔隙结构复杂、非均质性强，具有低压、低产的特征。利用测井资料，采用人工神经网络技术对致密砂岩的岩性进行了识别，共识别出中—粗粒岩屑砂岩、岩屑石英砂岩两种岩性，结合三种孔隙度测井方法进行了孔隙度和渗透率的预测，利用岩电实验资料，建立了储层微观孔隙结构与胶结指数、饱和度指数、岩石弹性力学参数之间的统计关系，获得了有效的饱和度评价参数，提高了饱和度的解释精度。并以压汞、相渗等岩芯分析资料进行了束缚水饱和度的解释，并采用多种交绘图技术，有效地识别了致密砂岩气层。该方法的特点是充分放大测井信息对天然气的响应特征，增强了气层和干层的判别差异。实践表明，上述方法对于鄂尔多斯盆地大牛地气田致密砂岩气层测井评价的符合率达到95％以上。