滨里海盆地S油田侏罗系中统储层特征研究

通过铸体薄片、扫描电镜、压汞实验数据等资料对滨里海盆地S油田侏罗纪中统的阿林阶(Ю-Ⅰ)、巴柔阶(Ю-Ⅱ)、巴统阶(Ю-Ⅲ)储层特征进行了研究。研究结果表明,侏罗系中统储层以灰色、暗灰色中细砂岩、粉砂岩为主,砂岩主要为岩屑砂岩,碎屑成分以岩屑为主,其次为石英、长石,岩屑颗粒以凝灰岩为主,其次是霏细岩和千枚岩,砂岩成熟度中等—高,储层砂岩成熟度由高到低依次为Ю-Ⅱ、Ю-Ⅲ、Ю-Ⅰ。储集空间类型主要以原生粒间孔、剩余粒间孔为主,粒内溶孔少见。孔喉组合以粗孔-粗喉为主,Ю-Ⅰ、Ю-Ⅱ储层的平均孔喉半径大于Ю-Ⅲ储层,Ю-Ⅰ、Ю-Ⅱ储层的孔喉连通性比Ю-Ⅲ好。Ю-Ⅱ、Ю-Ⅲ属于特高孔、高渗储层,Ю-Ⅰ为特高孔、中渗储层,储层整体物性好,其中Ю-Ⅱ储层的物性相对于Ю-Ⅰ、Ю-Ⅲ较好。     

基于压汞实验的致密砂岩储层物性响应及分形特征

论文为探究鄂尔多斯盆地G井区盒8段储层特征及影响储层微观孔喉复杂程度的因素。通过铸体薄片、扫描电镜、X全岩衍射实验和高压压汞等实验及分形理论,分析储层特征,并通过储层物性、孔喉特征参数及矿物成分等因素,探究各因素与孔喉复杂程度的关系。研究表明:研究区盒8段储层岩性为灰白色中—细砂岩,储集空间以粒间孔、溶蚀孔为主,喉道类型有缩颈、片状和弯片状喉道,为特低孔—超低孔的致密砂岩储层;储层分形维数多数大于2.5,非均质性较高,分形维数随储层物性变差而增大;分形维数与孔喉特征参数有较好的相关关系,孔喉特征对储层的储集性能和渗流能力有一定影响;分形维数与部分矿物之间具有相关性,矿物成分及其含量是决定孔喉复杂程度的内在因素,影响着储层的质量和物性特征。     

鄂尔多斯盆地中部长4+5低渗透储层微观孔喉特征及物性响应

论文对鄂尔多斯中部长4+5储层20组样品进行薄片鉴定、扫描电镜以及压汞实验,系统地研究了储层的微观孔喉结构特征。研究区砂岩储层主要为长石砂岩,粒间孔发育,次生溶孔主要为长石溶孔。主要喉道类型为片状喉道和弯片状喉道,偶尔可见缩颈型喉道。储层平均孔隙度为12%,平均渗透率为1.01×10~(-3) μm~2,属于低渗透砂岩储层。中值孔喉半径、平均孔喉半径以及最大连通半径均与渗透率有较好的正相关性,与孔隙度相关性较差,说明渗透率主要受到孔喉半径的影响。喉道个数与渗透率呈良好的正相关性,说明喉道对渗透率的贡献较大。退汞效率与渗透率呈较好的正相关性,与孔隙度相关性较差,其原因在于低渗透储层非均质性较强,会在一定程度上影响储层的渗流能力。     

湖盆深水砂岩成岩相及微观孔隙结构研究——以鄂尔多斯盆地黄陵地区延长组长6段为例

微观孔隙结构是深水砂岩储层表征和评价的重要参数之一。利用铸体薄片、扫描电镜及高压压汞等分析化验资料,对黄陵地区长6段深水砂岩储集空间、成岩作用和成岩相以及微观孔隙结构进行了深入分析。研究表明,研究区主要储集空间为原生粒间孔、次生溶蚀孔、黏土矿物晶间孔和微裂缝等四种类型,喉道类型以弯片状和管束状为主;黄陵地区长6段砂岩经历了早期方解石胶结和较强压实作用,使储层致密。将研究区长6段划分出四种成岩相类型,即方解石胶结相、高塑性岩屑相、绿泥石胶结相和伊利石胶结相,后两种成岩相具有较高的孔隙度和渗透率。四种成岩相表现出不同微观孔隙结构特征,绿泥石胶结相和伊利石胶结相孔喉半径分布呈双峰态—高峰值型,而方解石胶结相和高塑性岩屑相孔喉半径呈单峰态—低峰值型;绿泥石胶结相和伊利石胶结相具有较高的峰值半径、中值半径、最大连通孔喉半径、主流喉道半径和汞饱和度,且主要以微、小孔隙(孔喉半径大于0.1μm)占优势,而方解石胶结相和高塑性岩屑相,孔喉半径小于0.1μm孔隙占总孔隙体积90%以上,主要为纳米级孔隙。致密砂岩储层中,渗透率与最大连通孔喉半径、主流喉道半径相关性好于中值半径。     

延安气田东南部上古生界山西组—下石盒子组盒8段低阻气层地质成因分析

延安气田东南部上古生界山西组—下石盒子盒8段发育有一定规模的低阻气层。受地质条件、测井仪器精度等原因所限,无法有效识别低阻气层。针对这一问题,论文从岩心、分析化验、试气以及测井响应特征入手,通过高阻气层与低阻气层的对比,对低阻气层的形成的地质成因进行分析。较常规高阻气层,低阻气层中孔隙结构复杂,孔喉半径小,约为0.008～0.17μm,粘土矿物总量为16%～19%且以伊利石、伊/蒙混层为主,相对含量分别为25%～47%和32%～76%,造成了储层的高不动水饱和度。储层中发育的厚度8～15 cm砂岩与厚度为4～6 cm泥岩薄互层使电阻率测量值偏小。以上成因导致了低阻气层的发育。     

北部湾盆地涠西南凹陷WH油田沉积相研究及甜点预测

WH油田主要含油层段为流沙港组流一段,储层厚度和岩性变化快,砂体分布及连通性复杂。为厘清流一段储层分布和甜点区域,提高油田开发效益。通过测井、岩心分析和地震资料分析认为,流一段储层为缓坡陡倾型扇三角洲前缘亚相沉积,识别出水下分流河道、河口坝、席状砂、前缘滑塌、水下碎屑流、分流间湾6种沉积微相。通过物源分析、单井与连井微相、砂体追踪和储层反演预测,厘清了井间砂体连通性,精细刻画了储层展布特征,并建立了油田沉积模式和沉积演化规律。纵向上,流一段早期为扇三角洲平原和三角洲前缘亚相,逐渐演化为滨浅湖亚相;晚期演化为席状砂为主的扇三角洲前缘—前扇三角洲亚相。平面上,在5井区发育扇三角洲平原亚相沉积;3井区与6井区发育前缘水下分流河道沉积;2井区为前缘远砂坝—席状砂和前三角洲泥沉积;提出无井控的中部砂体为甜点区域。     

沁北阳泉区块煤储层孔隙分布对吸附特征的影响

为了研究沁水盆地北部阳泉区块15~#煤储层的孔隙分布规律及其对吸附特征的影响,对干燥煤样分别进行扫描电镜实验、压汞实验以及等温吸附实验。实验结果表明:阳泉区块15~#煤储层显微组分以各类镜质体为主,次为片状和粒状惰质体和壳质体及矿物质颗粒。孔隙较发育,次为裂隙,孔隙多呈条带状分布连通性好,且以过渡孔为主,孔容比达50.66%,这增大了煤的表面积。这些因素都为煤层气赋存提供了空间,使煤储层吸附甲烷能力增强。大孔、中孔发育也较好,既有利于煤层气的赋存又利于其在煤储层中的渗流。     

鄂尔多斯盆地Z区长6低阻油层成因分析及识别方法

鄂尔多斯盆地Z区长6段低阻油层发育面积广,成因多样而且复杂,传统的识别方法易将低阻油层遗漏或误判。因此,通过对研究区低阻油层测井曲线的特征分析,结合岩心分析、铸体薄片观察、黏土矿物X射线衍射和高压压汞等方法,分析长6段油层低阻成因,认为研究区油层低阻的主要因素为高束缚水饱和度和高地层水矿化度,整体构造平缓为次要因素。通过声波时差—电阻率、含油饱和度—电阻率交汇图版法和深感应电阻率—声波时差、声波时差—自然电位测井曲线重叠法配合使用可以定性识别长6段低阻油层,从而提高油井的利用率,节约勘探成本。     

四川盆地江东地区龙马溪组一段上部页岩储层含气性评价

论文根据区块内评价井焦页X-3井分析化验资料,从地层沉积、地化特征、储层物性、含气性等方面对本区块上部气层进行储层及含气性综合分析,优选有利层系。焦页X-3井上部气层50块样品岩心分析结果表明:评价井上部气层埋深3 559.5～3 610.6 m,厚度51.1 m,全区整体厚度为40 ～70 m,岩性主要发育硅质粉砂质泥页岩,有机碳含量0.54%～2.37%,平均为1.48%,有机质类型为II_1和II_2型,镜质体反射率2.69%～4.38%;孔隙度1.5%～6.6%,平均为3.70%;上部气层岩矿组分来看,石英含量平均为34.85%,碳酸盐含量平均为12.24%,脆性矿物含量较高,粘土矿物以伊利石和伊蒙混层为主,未见高岭石。现场实测总含气量1.45～2.74 m~3/t,平均为2.25 m~3/t。研究认为江东区块上部气层具备较好的页岩储层条件,含气性较好,其中上部气层的⑦、⑧小层是最优的开发层段。     

靖安油田Y66区延9_1储层流动单元研究

论文采用流动带指数划分的方法,选取孔隙度、渗透率、储层质量系数RQI和流动带指数FZI等参数对延9_1~1和延9_1~2小层进行定量划分流动单元。结果表明,延9_1~1小层流动单元分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类;延9_1~2小层流动单元分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类、Ⅳ类。延9_1流动单元在北东-西南向呈条带状展布,延9_1~1小层以Ⅱ类流动单元为主,延9_1~2小层以Ⅰ类流动单元为主,而油气主要聚集在Ⅲ类和Ⅳ类流动单元中。精确划分储层流动单元,能够为油田进一步勘探开发提供理论依据。     

组合转子同步电机参数研究

为提高组合转子同步电机的性能,在Matlab/Simulink平台下建立了永磁段和ALA段长度关系及2段d轴间夹角α可以任意改变的仿真模型。通过大量仿真,结果表明永磁段占转子全长比值k为0.6,2段d轴间夹角α为90°时组合转子电机有良好的起动性能和稳态性能。     

玛湖凹陷玛18井区下三叠统百口泉组沉积储层演化特征

玛18井区位于准噶尔盆地玛湖凹陷西斜坡,其下三叠统百口泉组以粗碎屑岩沉积为主,属扇三角洲—湖泊沉积体系。百口泉组可划分为上、中、下三段共九个砂层组,本文从垂向、横向和平面三个角度以砂层组或小层为单位剖析其沉积微相演化特征,沉积物主要来自北西和北东向,扇三角洲前缘水下分流河道沉积形成了百口泉组的主要储集层,仅T1b22砂层组中下部以碎屑流沉积储层为主。三维地质建模研究表明,玛18井区百口泉组储层空间发育及演化特征受沉积微相约束明显。     

玛湖凹陷二叠系乌尔河组典型致密砾岩储层敏感性实验研究

储层敏感性是影响非常规油气开发的关键因素之一,致密砾岩作为一种较为特殊的非常规油气储集层,因其复杂的结构组分和物性特点导致开发难度更大。论文选取玛湖凹陷玛湖1井区和玛东2井区二叠系乌尔河组发育的典型致密砾岩储层,通过岩心观察、铸体薄片鉴定和X衍射测试,明确其结构组分和孔隙发育特点及矿物含量,进而开展了基于核磁的储层岩石水敏特征定量评价实验研究。实验表明,样品岩心经历水敏伤害后的渗透率都比原始状态有明显下降,其下降幅度与储层敏感性黏土矿物的含量呈正相关;样品岩心孔隙度及分布频率较原始状态的变化则表现出并不完全一致的特点,很可能是胶结程度造成的。论文在充分考虑氦孔、液体饱和孔隙度、克氏渗透率和液体饱和液体渗透率等多项参数的前提下,根据水敏特征定义了新的水敏系数,且发现水敏系数同伊/蒙间层黏土在石英和黏土中占比的相关性最好。这为合理制定致密砾岩开发方案奠定了坚实的基础。     

演武油田S1区延8油藏主控因素分析

以鄂尔多斯盆地演武油田S1区为例,在对油藏静态地质特征分析的基础上,结合生产动态资料,并以实验数据为支撑,按照点—线—面的研究方法,全面系统的总结了侏罗系延8油藏主控因素。重点分析古地貌、构造特征、沉积微相及砂厚、储层微观特征、储层物性等与油层分布以及产能的关系,为同类油藏开展主控因素分析提供可借鉴的技术方法。前侏罗系古地貌是控制侏罗系油藏最重要的因素,直接决定了油藏的分布位置及规模大小。河道沉积的厚层复合砂体以及良好的储层物性是形成规模油藏的基础。分析表明,油藏构造特征对研究区延8储层含油性控制作用明显,局部成岩作用较强导致储层孔喉变小,含油性变差,进而加剧了油藏的非均质性。本次研究可为后期滚动扩边、增储增产以及调整开发方案提供指导意见。     

靖边油田靖探721井区长6超低渗油藏水平井井网布井探讨

以鄂尔多斯盆地长6层为主的超低渗透油气资源在中国低渗油气资源中占据主要部分,具有巨大的开发潜力,但是超低渗油田岩性致密、储层非均质性强等特征导致其开发难度大。针对该类油藏的储层特点,论文以靖边油田靖探721井区域实际地质情况为基础,建立数值模拟模型,对该类超低渗油藏水平井井网开发进行优化研究,优化结果表明:水平井方位垂直于最大主应力方向、水平段长度为700～800 m、压裂裂缝密度为1.5×10~(-2)条/m、裂缝半长为100～150 m、采用纺锤型裂缝布放模式、注采井距为500～600 m、排距为130～150 m的水平井井网系统有更好的开发效果,研究结果对靖边油田靖探721井区域长6超低渗透油田水平井井网开发具有指导意义。     

河北邢台地区Basilicus(Basiliella)的发现及其地层意义

一、前言邢台地区位于太行山南段东麓,处于山西中隆起次级构造单元——太行山隆起区内武安古生代拗陷北部、赞皇隆起东侧,奥陶系分布较广,在南端还赋含丰富的矿产。沙河、邢台和临城一带,地层发育齐全,厚度大,接触关系清楚,所含化石丰富,是太行山南段东麓奥陶系发育地区之一(图1)。由于资料和研究程度的局限,对该区奥陶系的划分对比,马家沟组(群)的时代归属等问题至今仍有不同的认     

鄂尔多斯盆地西缘乌拉力克组储层特征及控制因素

鄂尔多斯盆地西缘下古生界奥陶系蕴藏着丰富的天然气资源,通过试气结果表明,乌拉力克组的泥页岩和灰岩层段均有较好的油气显示。因此,对乌拉力克组的储层特征及控制因素的研究对该层位天然气勘探具有重要意义。本文在对乌拉力克组泥页岩和灰岩的储集空间类型和物性特征研究的基础之上,进一步对储层控制因素进行研究,并建立乌拉力克组油气成藏模式图。研究结果表明,乌拉力克组的储集空间类型主要发育裂缝、孔隙、溶洞等。泥页岩孔隙度范围为1.2%～2.8%,平均1.82%,渗透率范围为(0.01～0.1)×10^-3μm²,平均0.07×10^-3μm²;灰岩孔隙度范围为1%～3%之间,平均1.8%;渗透率范围为(0.01～0.03)×10^-3μm²,平均0.01×10^-3μm²。乌拉力克组物性特征以低孔隙度和低渗透率为主;储层的控制因素主要有构造作用、成岩作用、岩相古地理控制作用。     

防止直剪试验剪切盒倾斜的方法及初步验证

受直剪仪自身缺陷的影响,常规试验试样剪切过程中剪切盒会发生倾斜。对比研究剪切盒倾斜与不倾斜状态下的抗剪强度,提出一种防止剪切过程中剪切盒倾斜的方法,对不同干密度和不同含水率试样进行直剪试验,将试验结果与常规试验下的抗剪强度进行对比分析。结果为:相同含水率下,抗剪强度随干密度的增大而增大;相同干密度下,抗剪强度随含水率增加而减小;2种试验条件下抗剪强度曲线走势一致,防止剪切盒倾斜条件下抗剪强度、内摩擦角和粘聚力均高于常规试验条件下的试验结果。防止剪切盒倾斜方法增加了竖向荷载,导致抗剪强度偏高;防止剪切盒倾斜的试验方法操作简单、结果具有可靠性,为不同研究结果的对比提供相同试验条件,具有一定的实用价值。     

鄂尔多斯盆地中东部老草湾地区储层敏感性评价

鄂尔多斯盆地中东部老草湾地区长6储层属于低孔、特低渗储层,储层渗流条件较差。储层敏感性研究是实现储层保护,减小储层伤害的必要手段。论文在研究储层岩石学特征、孔隙结构特征及敏感性矿物特征的基础上,对研究区长6储层进行了敏感性评价。结果表明,鄂尔多斯盆地中东部老草湾地区长6储层具有等偏弱速敏、强水敏、中等偏强水敏、中等偏弱水敏、弱盐敏、中等偏强酸敏、中等偏弱碱敏等特征。储层的敏感性特征受黏土矿物成分、岩石矿物学特征、孔隙结构和物性影响,其中黏土矿物的含量和组成是主要影响因素,实际开发过程中应予以高度重视。实验结果可为研究区长6低渗透油藏的可持续开发和保护提供理论依据。     

鄂尔多斯盆地W地区马五5亚段岩相特征及其与储层分布关系

为了明确碳酸盐岩岩相与储层分布的关系,论文以马五5亚段为例,通过岩心观察、薄片鉴定等方法研究了碳酸盐岩的岩相特征,利用单因素分析、多因素综合作图法,明确了研究区的岩相平面展布规律,并结合测井解释的储层厚度平面分布特征,分析了岩相展布对储层分布的影响。结果表明,研究区马五5亚段岩相主要类型包括残余砂、砾屑次生灰岩,细粉晶残余球粒或角砾状砂屑泥晶含灰白云岩,细粉晶残余砂屑白云岩和粉晶残余砂、砾屑白云岩。岩相分布与储层分布密切相关,马五5_1小层优质储层分布的最有利岩相带是灰云岩相带,其次为云灰岩相带。