鄂尔多斯盆地安塞地区长8油层组沉积微相特征研究

安塞地区延长组长2、长4+5、长6油层组勘探开发程度高,进行新层位认识是保证油气生产持续发展的必由之路.本文通过对安塞地区90余口探井的岩心观察、测井资料、岩石薄片等的研究,运用测井地质学、沉积学和粒度分析等方法,认为安塞地区长8时期主要发育三角洲前缘亚相,包括水下分流河道、分流间湾、河口砂坝等微相,储层砂体展布主要受沉积相的控制,水下分流河道砂体是油气的主要聚集场所,其中长82油层是重点的勘探目标.     

蟠龙油田长2油层组沉积相特征及其对砂岩物性的影响

河流沉积体系控制着蟠龙油田上三叠统延长组长2亚油层组储集层的物性。以辫状河为主的河道砂体孔隙度高于曲流河河道砂体。不同的沉积体系又制约着成岩作用的程度。与辫状河砂体相比，曲流河砂体经历了更强烈的次生溶蚀作用，从而使曲流河砂体的渗透率高于辫状河砂体平均；曲流河砂体中较高含量的黑云母及其在成岩过程中的蚀变膨胀使砂体的孔隙丧失大于辫状河砂体。碳酸盐胶结物是影响砂岩物性的主要胶结物，它和孔隙和渗透率成负相关关系。     

清洁压裂液在化子坪油田长6油层应用研究

结合杏子川采油厂化子坪油田长6储层地质特征,引进了清洁压裂液体系,室内对清洁压裂液体系进行了系统评价,压裂液耐温性能良好,体系遇油、水均可破胶,破胶液无残渣,对填砂裂缝导流能力无伤害。现场进行了3口井的应用试验,并和可对比邻井进行了产量对比分析,试验结果表明,清洁压裂液体系较常规瓜胶类压裂液体系稳产性能良好,对化子坪油田长6储层具有较好的适应性。     

鄂尔多斯盆地化子坪北长6油层组成藏主控因素研究

长6油藏在鄂尔多斯盆地石油勘探中占重要地位,目前,长6油层的勘探已经进入勘探中后期,勘探难度越来越大,深入分析延长组长6油藏的成藏条件,搞清其成藏主控因素,对延长组长6油藏后期勘探具有重要意义。本文通过对鄂尔多斯盆地化子坪北地区长6油层组构造特征、沉积特征、储层特征及烃源岩特征等各成藏要素的细致分析,最终解剖该区长6油藏,寻找其成藏主控因素。通过研究分析认为,化子坪北区内烃源岩厚度差别不大,长6油层组沉积时期主要发育三角洲前缘亚相的水下分流河道微相和水下分流间湾微相,储层砂体以水下分流河道砂体为主,储集性能以分流河道中心的砂体储集性能最好;长6油藏主要分布在河道砂体较厚的地方。与此同时,构造对长6油藏也具有一定的控制作用,油气在长6油层组顶部构造高点或局部鼻隆部位富集。结果表明,沉积储层与构造是研究区长6油藏的主控因素,受其控制长6油层组主要发育岩性油藏及构造—岩性油藏。     

鄂尔多斯盆地永宁油田南部区块储层特征

永宁油田南部区域勘探以来,多口探井分别在长2见油气显示。为实现南部区域的高效开发,通过常规测试方法结合先进的分析理论,针对区块主力层系长2储层,开展储层岩石学特征及物性特征研究。综合分析发现该区域储层岩石以长石砂岩为主,孔隙度、渗透率较低,储层非均质性强,属于典型特低渗透砂岩油藏。     

环江油田长8储层改造工艺技术适用性分析

环江地区地表水矿化度高压裂液体难以配制,长8储层厚度大,物性差且泥质含量高。通过多项地应力和岩石力学测试,引入体积压裂技术,阐述了定向射孔多缝压裂和注水井酸化等方面储层改造技术的适用性,并强调了施工操作的关键工序,指明了提高单井产量的方向。为了缩短建井周期、增强新工艺新技术推广应用,推行了联作工艺规避井下风险,提高新井时率,从而实现了深层位的高效开发。     

春风油田排602区块沙湾组储层特征研究

春风油田是胜利油田目前西部上产的重要阵地,随着勘探工作的不断深入,发现新的油田的难度日趋增大。沙湾组是春风油田的主要产油层系,研究区主要存在井控程度低,储层展布规律有待进一步落实;物源及沉积相类型认识不清等问题,制约了该油田的有效动用。针对存在的问题,开展了系统的研究,综合运用钻、测、录井资料,结合岩心观察以及各类分析化验资料,明确排602块沉积相类型。应用叠后反演对砂体厚度进行描述,明确储层的展布规律,为油田的勘探与开发工作部署提供了重要依据。     

富-黄探区长6储层物性影响因素分析

富-黄探区延长组长6期为鄂尔多斯盆地南部沉积的上三叠统主力含油层系,整体表现为低孔、低渗特性.针对本区储层物性的低孔、低渗,物性差异较大等特点,本文从沉积环境、成岩作用和裂缝发育等方面综合探讨了影响该区物性的主要因素.通过岩心观察、铸体薄片、扫描电镜等手段,深入研究了富黄探区长6储层的影响因素.得到了沉积环境是影响储层储集性能的地质基础;成岩作用对储层物性的影响大小不等,具有建设性的同时也具有破坏性;微裂缝对于油气的渗流起到了重要作用.所以在低孔、低渗的背景下寻找相对高孔、高渗的有利区是勘探发展的方向.     

鄂尔多斯盆地麻黄山西长6油组储层特征分析

文章利用已有资料,在充分调研、系统总结和消化前人研究成果的基础上,综合运用沉积相知识,以及岩石学特征对地层进行调研,将鄂尔多斯盆地麻黄山西长6油组进行分层进行储层物性参数进行研究对该地区的总的储层特征进行分析。     

姬塬油田储层伤害特征评价及解决对策探讨

基于姬塬油田延长组油井压裂投产的特点,从地质特征分析入手,对可能造成储层伤害的潜在风险进行了分析。研究结果表明:姬塬油田延长组储层粘土矿物含量高、孔喉细微是主要的潜在伤害因素,注入水与地层水、储层岩石不配伍形成有机垢加剧了储层伤害,压裂改造过程中压裂液滤失滞留、水不溶物、破胶残渣对储层造成不同程度的伤害。根据不同的伤害机理分析探讨了解决对策,现场应用了酸化、前置酸压裂、酸蚀多缝体积压裂及高黏强溶蚀酸转向酸化4种工艺,整体改造取得了较好的增油效果,对姬塬油田提高稳产水平和开发效益具有重要意义。     

漠河盆地侏罗系储层特征及评价

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,对漠河盆地侏罗系的岩石学特征,物性特征,箜篌特征及非均质性等进行了研究。     

镇246井区长8油层组沉积相研究

本文参考了大量有关鄂尔多斯盆地三叠系延长组长8油层沉积相的文献,并总结出一套研究方法。镇246井区处于西南物源辫状河三角洲沉积体系的三角洲前缘亚相。从单井相柱状图上可以看出研究区主要发育三角洲前缘水下分流河道微相和水下分流河道间微相;由平面相可知长8段在三角洲前缘水下分流河道广泛发育。进而进行了有利相带的预测,可知沉积相的研究能够为该区的油气开发提供指导。     

镇泾油田长8段储层压裂液体系优选研究

镇泾长8油藏储层沉积环境复杂,储层物性差、岩性致密、孔喉细小,泥质含量高,储层平面及纵向非均质性强,油层薄、夹层多,储层流体流动困难,需要在确定储层工程地质特征的基础上,有针对性的优化改进压裂技术。本文以镇泾长8段为例,对在用压裂液进行性能和伤害研究,优化液体的配方。结果表明：优化的低成本低伤害压裂液体系,能够满足压裂施工要求,岩芯伤害率小于25％,且成本得到进一步降低;优化后的压裂液体系较优化前岩芯伤害率更低,伤害率仅24．3％。现场应用效果较好。     

二连盆地乌兰花凹陷阿尔善组储层特征研究

二连盆地经过几十年勘探开发,目前已进入勘探的中晚期,迫切需要寻找新的代替层,作为乌兰花凹陷主力产层为中生界白垩系阿尔善组。储层特征研究表明,乌兰花凹陷阿尔善组储层为孔隙型储层,储层以中孔低渗特征,岩性的发育程度对储层质量影响极大。     

新北油田油气层损害因素及应对措施

本文根据油田储层特点,从优化解堵技术和油层保护两个方面入手,针对储层伤害问题提出了一些措施,增产增注效果显著。     

靖安油田三叠系C6油藏注水开发后储层变化特征研究

当前,作为低渗油田使用最多的一种石油开采方法,注水驱动开发主要指的是在油田开采层的开发过程中,结合开采层孔隙结构的物性、粘土矿物含量、润湿性等地质特征的动态变化,明确对流体储层渗流特征的影响因素,并促进了驱油率、采收率的逐步改变。本文借助于取芯、测井、检验等一系列资料,就C6油藏开采层水驱作用下电性、岩性、物性、含水性、含油性等一系列指标的改变进行分析,并探索了其变化规律,对油藏在开发的下一阶段进一步合理注水开发技术政策,提高最终采收率具有重要意义。     

低渗透油田注水开发后影响残余油的因素分析

本文论述了低渗透油田开发动态特征,针对油藏地质一动态特征,多年来通过室内研究和现场试验,初步形成注水与采油同步进行技术系列,保持油井具有较高的产量,初期采用高注采比注水,恢复地层压力和油井的生产能力,进行井网加密调整,缩小注采井距,提高水驱控制程度等措施,大大提高注入水的波及系数,提高油田的注水开发效果。本文就此展开分析论述,并提出相应的几点建议。     

鄂尔多斯盆地张家湾区延长组储层特征及分布规律

鄂尔多斯张家湾区延长组为陆相三角洲沉积和湖相沉积,储层以细砂岩、粉细砂岩和粉砂岩为主,总体特征为低孔、低渗、低含油饱和度和低油气产量。详细的储层研究是油气勘探预测以及开发的基础。作为油气赋存的场所,储层的特征及分布规律是预测油气的研究重点,深入阐述储层特征具有十分重要的意义,本文将对张家湾区储层特征及分布规律进行详细研究。     

煤储层物性影响因素分析

A、B矿区是我国重要的产煤区,也是我国重要的煤层气富集地带.为了精细描述该地区的煤储层特征及其主控因素,本文系统分析了煤储层的含气性和孔裂隙发育特征的影响因素.研究表明,煤储层的含气性与埋深、构造地质条件有很好的相关性,且煤储层孔裂隙的发育主要受构造影响,孔隙发育与煤储层的煤质关系密切.     

松辽盆地北部常规油储层压裂砂堵原因及对策分析

松辽盆地北部中浅层常规油因资源分散度高、油气藏规模小、油水关系复杂,导致常规开发工艺难以完成储量提交目标,但可通过压裂改造的方法提高产量。但压裂过程中部分井出现砂堵现象,不仅影响了压裂效果,还造成了严重的经济损失。为减少压裂施工过程中的砂堵现象,提高压裂施工成功率,从优化射孔工艺、优选压裂液体系、优化施工参数和泵注程序以及提高现场管理水平等方面提出了解决砂堵问题的技术措施。改造后,2022年应用于8口井10井次17段压裂施工,一次施工成功率由2021年的85.2%提高至94.1%,现场应用取得良好效果。