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。     

哈萨克斯坦NB油田白垩系沉积特征研究

哈萨克斯坦NB油田正处于增储上产的中后期,如何提高构造主体地区的产能和争取周边地区的滚动勘探突破是急需解决的主要问题,目的层白垩系油气藏受岩性控制作用明显,因而白垩系的沉积特征以及砂体分布规律的研究非常重要。在岩心观察的基础上,结合区域沉积构造演化、单井相特征以及测井资料,对白垩系沉积特征进行研究。结果表明,研究区为三角洲前缘亚相,主要发育水下分流河道、河道间砂、河口砂坝、前缘席状砂和河道间泥等沉积微相,并建立了相应的测井相识别模型,明确了各小层的主力砂体空间构型,有效指导了NB油田提高产能开发方案和滚动勘探部署。     

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2_2和长2_1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。     

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。     

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。     

点坝砂体内部建筑结构定量分析方法研究

曲流点坝是河流相最重要的储集砂体,而点坝砂体内部夹层是剩余油的主要控制因数。针对大庆油田特高含水后期、产量递减快、点坝砂体剩余油分布复杂等问题,通过砂岩厚度变化、渗透率变化、孔隙度变化、砂体层位变化等方法精细描述废弃河道和点坝砂体平面分布特征,以野外露头和现代沉积为指导,以岩心资料、测井资料和经验统计公式等为依据,定量求取点坝砂体内部界面的倾角、侧积体规模、曲率、波长、振幅、跨度等参数,系统定量的建立起曲流河点坝砂体建筑结构模型,并确定了剩余油的分布位置,平面上剩余油主要分布在废弃河道边缘,垂向主要分布在点坝的上部,对后期点坝砂体内部剩余油定量描述和挖潜具有重要的指导意义。     

涪陵页岩气田焦石坝区块五峰—龙马溪组沉积微相研究——以JYX-4井为例

五峰—龙马溪组属于浅海陆棚相沉积,可进一步细分为深水陆棚亚相和浅水陆棚亚相,暗色富有机质、富硅质泥页岩。沉积时期研究区主体为深水陆棚沉积环境,沉积相带大体呈北东向展布,向北西方向逐渐过渡为浅水陆棚亚相–滨岸相;利用涪陵页岩焦石坝地区重点评价井JYX-4井等测井资料、薄片鉴定、岩心观察及古生物特征,通过电性特征分析、古生物发育特征分析、矿物富集特征分析、岩石矿物组分分析等,将JYX-4井目的层沉积微相自下而上划分为:粉砂质粘土页岩微相、粉砂质粘土质混合页岩微相、粘土质粉砂质页岩微相、粘土质硅质页岩微相、灰云质泥岩微相、硅质页岩微相。     

定北地区上古生界天然气成藏类型及模式

定北地区石炭—二叠系砂体是油气运移的主要输导系统,裂缝在局部地区改善或提高了砂体的输导能力。源储距离和砂体叠置区在很大程度上决定了天然气的主要充注区。总结出主要的充注路径模式为:砂体连通性+砂体成岩相。通过气藏解剖,对研究区的成藏类型进行了划分,划分为四种类型:分别为源内充注型气藏、近源充注型气藏、远源充注型气藏和断砂组合型气藏。通过对天然气聚集和逸散破坏的过程进行分析,研究区的气水分布表明天然气的充注主要以源内充注,近源充注,远源充注以及断砂组合式充注,并总结出了气水分布模式及成藏模式。     

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。     

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。     

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。     

复合河道内部单期河道边界识别方法研究

大型复合河道内部单一期次河道的识别对认识复合河道砂体内部的渗流特征及剩余油的挖潜具有重要的意义。针对过去复合河道内部单一期次河道识别方法单一、识别精度低、没有建立起具有普遍适用性的识别方法体系,以野外露头剖面为指导,利用同期不同河道侧向叠置法、高程差识别法、曲线特征法、断续河间沉积法、废弃河道法、夹层变化法、韵律变化法、河道砂体厚度差异法及动态差异法,通过三维视窗,采取三维多方法联动技术,实现了研究区单一期次河道的精细识别,对搞清不同沉积环境大面积分布的河道砂体内部的连通状况,确定油水井间的连通关系,提供了一种较好的技术手段。