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。     

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。     

渤海湾盆地底辟构造变形特征及成因机制分析

渤海湾盆地多个构造带发育有底辟构造,对油气成藏有重要影响。由于盆地新生代演化有多种构造作用叠加改造,导致底辟构造的变形特征和控制机理较为复杂。针对渤海湾盆地不同构造单元发育的底辟构造的几何学变形特征运用构造解析与地震地质剖面精细解释的方法对其进行构造样式总结,并结合地震地质资料了解在区域和局部应力场的作用下底辟构造的形成机制。研究结果表明:(1)渤海湾盆地发育盐底辟和泥底辟两种类型底辟构造。盐底辟主要分布在东濮凹陷、东营凹陷与莱州湾凹陷,表现为盐拱张背斜、盐滚、盐—泥拱张构造、刺穿型盐鼻状构造与整合盐枕构造等;泥底辟主要集中在辽东湾坳陷,主要表现为刺穿型拱张构造样式。(2)已发现的底辟构造均主要分布在断裂附近,表明基底断裂活动是伸展盆内底辟构造的重要控制因素。另外断裂拉张活动造成的上覆层差异压实、断裂走滑压扭活动产生的局部挤压等也是盆地内底辟构造发育的重要动力。     

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。     

子长油田降沟—石家老庄长2油层沉积相特征及砂体展布规律

通过野外剖面和井下岩心观察描述并结合测井资料,对子长油田降沟—石家老庄区油层组长2沉积相特征及砂体展布规律进行了系统的研究。结果表明:该区长2沉积体系为河流体系,辫状河亚相,沉积微相主要有泛滥平原及河道砂坝;长22和长21油层组砂体的展布受控于辫状河道的延伸,向南西方向展布;降沟—石家老庄区块的河道砂体发育,泛滥平原面积较小,砂体在垂向和横向上连续较好,在北东—南西方向上连续性较北西—南东向更好,研究区物源方向为北东方向。     

吴起油田贺阳山地区长6油层组沉积微相及储层评价研究

沉积作用控制着储层的物性与连通性,是影响储层发育与分布情况的重要因素,因此对储层进行分类评价要着重考虑储层所在沉积相带。通过测井资料以及扫描电镜、岩心铸体薄片、高压压汞实验等数据对贺阳山油区长6油层组的沉积微相进行刻画并且对储层进行分析和评价。结果表明:贺阳山油区长6油层组为三角洲前缘亚相,并且储层非均质性较强,依据沉积相带以及储层物性,可将研究区储层类型可分为三类,从长6_1—长6_4来看,优质储层的分布随沉积相变化紧密贴合,随着地层变新,优质储层分布逐渐变少。