四川盆地高磨区块龙王庙储层岩性特征及其孔隙特征分析

研究区在寒武纪时位于上扬子地块的西部,是扬子克拉通基础上发展起来的板内沉积盆地的一部分。根据钻井资料、岩心观察、普通薄片、铸体薄片等分析,对龙王庙组储层进行了研究。通过结合实验测试资料对高磨取龙王庙储层岩性及孔隙特征进行分析得出:龙王庙储层岩性特征主要分为3类,分别是颗粒白云岩,晶粒白云岩和花斑状白云岩;储层孔隙特征主要为粒间孔、晶间孔、溶孔溶洞3种。     

龙门山北段矿山梁-天井山地区栖霞组储层研究

根据龙门山北段矿山梁-天井山地区钻井资料以及实验室数据,研究栖霞组储层特征,认为栖霞组储层主要发育在栖二段,岩性以中-粗晶白云岩为主.储集空间以次生成因的晶间孔、晶间溶孔、溶洞为主.这些储层的形成与演化主要受到沉积和成岩作用的共同影响.最有利于储层形成的沉积相带为台地边缘的浅水高能型生物滩;最有利于储层形成的成岩作用是混合水白云石化和埋藏溶解作用.     

川东大猫坪构造长兴组生物礁储层特征

根据川东地区大猫坪构造长兴组钻测井资料,对长兴组生物礁储层特征进行了深入研究,探讨控制储层发育的因素.研究认为.大猫坪构造长兴组生物礁储层主要由细-中晶白云岩与礁灰(云)岩构成,储集空间主要以晶间孔、晶间溶孔及蜂窝状溶孔、溶洞为主,储层物性较差,具低孔低渗的特征,但储层段裂缝发育,形成了裂缝-孔隙型储层.这些储层的形成与演化主要受沉积相、构造作用和成岩作用的共同控制.     

鄂尔多斯盆地华池油田沉积相特征与储层特征浅析

以储层地质学理论为指导,以H152区长3油层组为研究对象,通过展开对储层成因砂体的判别和储层物性参数分布特点的研究,对储层进行科学合理的评估,为油田的勘探和开发做出贡献.研究认为H152区长3油层组沉积相类型主要是三角洲和湖泊沉积,岩石类型以长石砂岩、岩屑长石砂岩为主.     

鄂尔多斯盆地环江—刘峁塬地区长6储层特征及对产能影响

根据环江油田长6储层低孔隙度、渗透率的储层特征,用扫描电镜对铸体薄片进行了分析观察。影响储层产能主要有厚度、含油饱和度和孔隙度渗透率等。环江地区长6储层喉道类型以压实成岩的点状喉道和胶结混合成因的片状和弯片状压实喉道为主。管束软组分含量越高,压实力度越大,储层物性越差。为环江地区长6环江地区储层开发提供了有意义的参考。     

黔南拗陷独山上司组储层特征及主控因素

通过大量的铸体薄片、物性测试、扫描电镜等资料,对黔南拗陷独山甲刀寨下石炭统上司组储层特征和主控因素进行深入分析.认为上司组储集岩以泥微晶灰岩、粉晶白云岩为主,次为亮晶生物碎屑灰岩及云质灰岩.上司组经历了由混积陆棚向开阔碳酸盐台地演化的环境转变.通过对上司组储层的物性资料分析和薄片观察发现,其储集空间类型以裂缝为主,次为粒间(内)溶孔、晶间(溶)孔,属低孔低渗储层.成岩作用对储层的发育起着决定性的作用,经过压实作用、胶结作用及重结晶作用以后,上司组储层原生孔隙已破坏殆尽,而后期白云石化作用、溶蚀作用及构造破裂作用形成的次生孔、缝,使储层的储集性能得到了极大的改善.     

南海东部海域A区块渗透率测井评价方法研究

岩石渗透率是衡量孔隙介质允许流体流动和产出能力的重要参数,反映了油、气、水被采出的难易程度,是控制储层质量和油气井产能的决定性因素,是确定有效储层物性下限的重要参数之一。其准确性直接关系到储层非均质性分析、产能的确定以及开发方案设计和调整,合理的储层评价必须以渗透率为基础。对南海东部海域纯油气藏进行研究,根据取心分析和常规测井资料,采用交会图、统计分析方法,分析测井曲线的物性响应特征。采用流动单元分类方法对储层分类及其划分。建立绝对渗透率与测井资料的多元回归模型,基于流动单元划分的渗透率计算方法,利用核磁共振谱的渗透率计算方法。并将这3种渗透率计算模型进行对比分析。     

准噶尔盆地七中东区白碱滩组储层特征及主控因素

通过研究区岩心、薄片、扫描电镜分析等手段,根据沉积学原理和方法对准噶尔盆地七中东区白碱滩组储层进行了研究,认为研究区碎屑岩储层主要发育在三角洲前缘亚相之中,碎屑岩储层以岩屑砂岩为主。碎屑成分表现出较强的特殊性,成分成熟度低,石英很少,而火山碎屑岩含量较高,十分罕见。储集空间主要为残余原生粒间孔、次生溶蚀孔隙及裂缝孔隙结构以小孔、小喉型为主。研究区非均质性强,孔隙度为9.8%～32.68%,渗透率为0.02～603.77 mD,为中孔低渗致密型储层。     

储层流动单元研究在油田老区挖潜中的应用——以吉林油田乾146区块开发为例

吉林油田乾146区块经多年开采,已经进入高含水、高采出阶段.通过储层流动单元研究,运用多参数模糊聚类方法将该区高台子油层由好至差划分为A、B、C、D、E 5类储层流动单元.查明了区内主要目的层系各含油小层的储层流动单元发育特征:40、39小层主要发育A、B类优质储层流动单元,42、41、38小层则以C、D、E类储层流动单元为主,各小层储层流动单元类型及展布与初始产能吻合度较高,表明储层流动单元类型的差异是控制本区油气分布的重要因素之一.综合油藏地质特征及油田开发动态数据,对各储层流动单元的注采渗流体系进行了深入剖析,归纳总结出乾146区块高台子油层XII砂组中剩余油分布的5条规律,据此在剩余油分布预测区部署了1口扩边井和2口老区加密井,投产后分别获得了11,2 t/d、5,5 t/d和8.6 t/d的初始产能.     

游评3井金属成矿与储层及油气成藏的关系分析

本文从游评3井的金属成矿与储层及油气成藏四性入手,着重分析了该井金属成矿与储层的特征。认为该井金属成矿与储层矿物性以粗-细-粗旋回模式沉积,物性中低孔中低渗为主,主要发育三角洲前缘水下分流河道、河口坝和滨浅湖滩坝砂岩金属成矿与储层。油气层分布主要受构造、岩性、储盖配置影响。     

东营凹陷南斜坡沙四上亚段成藏规律研究

根据通过岩心观察、薄片鉴定、测井资料、录井资料、对沉积相进行了划分,确定了砂体展布特征及有利储层分布。通过对地球化学的分析,明确成藏要素及油气运移、富集规律。研究表明研究区的主要有利储集体为滩坝砂体,储集空间主要为次生孔隙;油气主要来自凹陷内部的沙四段的烃源岩;油气在运移过程中,存在2条优势运移路径,主要以阶梯型和裂隙型输导体系为主。     

四川盆地东部黄龙组碳酸盐岩储层沉积-成岩系统

四川盆地东部上石炭统黄龙组是天然气藏的主力产层.在岩心观察、野外剖面实测和室内薄片鉴定分析的基础上,结合钻井、测井、物性分析和X-衍射分析资料,对川东黄龙组碳酸盐岩储层沉积-成岩系统进行了深入研究.认为川东黄龙组主要发育萨勃哈、有障壁海岸和陆棚3个相带以及特殊的古喀斯特相,储集岩类型以白云质岩溶角砾岩及颗粒白云岩为主,有效的储集宅间类型主要为晶间孔、晶间溶孔,最重要的储层类型为孔洞缝型,最有利储层发育部位为岩溶上斜坡中的坡地和残丘微地貌单元.综合分析认为,沉积-成岩系统与储层在时空上具有良好的耦合关系,粒屑滩沉积微相控制了黄龙组储层的区域分布,早-中成岩阶段压实卤水成岩系统、古表生期大气水成岩系统以及埋藏成岩阶段的温压水成岩系统对优质储层发育贡献最大.     

黑龙江双城地区FI油层组有利储层预测研究

通过砂体厚度及物性分布、砂体属性预测及反演等方法对双城地区FI油层组进行有利储层预测。所得出的结果为:FI的3个油层组中,FI3油层组砂体较为发育,FI2油层组砂体最不发育,FI1油层组砂体呈条带状展布。3个油层组均属于低孔低渗储层,但FI3油层组砂体发育最好,埋深相对较浅,物性最好。根据均方根振幅属性得到分流河道发育区分布的范围。确定了波阻抗、电阻率、伽马为主要反演参数。通过孔隙度、平均孔隙半径、排驱压力和含油产状这4种参数划分两类有利储层,并对每一个油层组进行了分类预测。研究结果表明:王府凹陷中心区域的有利储层仍然可以作为后期的重要勘探领域。     

三肇凹陷扶余油层储层砂体研究

以岩芯、录测井等资料为基础,结合沉积相及前人研究成果,对三肇凹陷扶余油层储层砂体进行了研究。三肇凹陷扶余油层主要发育曲流河相和浅水三角洲相。典型储层砂体分为3种,曲流河道砂体、分流河道砂体以及水下分流河道砂体。3种储层砂体含油性存在一定差异,从差油层和油层所占比例来看,水下分流河道砂体含油性最好,分流河道砂体次之,曲流河道砂体最差。     

福山凹陷花场北部流一段储层沉积特征

为解决福山凹陷中特低渗透储量比例大、注水开发矛盾突出的问题,利用岩芯、测井、录井等资料,探讨花场地区流一段储层的岩石类型、构造特征,分析储层的岩相特征,明确储层的沉积环境。利用测井曲线和岩屑描述建立沉积微相的测井相模式,探究砂体的分布规律。结果表明:花场北部流一段储层发育两点物源,主要发育辫状河三角洲前缘亚相沉积;微相类型包括水下分流河道、河口坝、席状砂等5种类型;流一段储层沉积的砂体以水下分流河道为主,砂体分布具有明显规律性和方向性,水下分流河道的砂体宽度较大,由南至北呈叶状展布。该研究可为福山凹陷进一步的勘探与开发提供一定的理论依据。     

基于NMR和压汞资料的碳酸盐岩储层渗透率建模方法

由于碳酸盐岩储层存在严重的非均质性,常用的根据孔渗关系求取储层渗透率的方式得到的渗透率与实际相差较大,不适用于现实的生产。根据碳酸盐岩渗透率的大小主要受到孔隙结构的制约,而核磁共振(NMR)的T2分布情况、压汞的毛管压力曲线和储层孔隙结构关系密切的实情,给出了基于NMR与压汞资料的渗透率模型,该模型与经典的SDR模型和Timur-Coates模型相比精度较高。通过分析中东H油田M层组121块碳酸盐岩样品的NMR和压汞资料,可以看出Swanson参数、R35、R40与储层渗透率有较好的相关关系,同时在Swanson参数、R35、R40中Swanson参数与核磁共振T2LM之间的相关性最好。因此针对压汞资料较少的问题,给出了利用NMR的T2LM计算Swanson参数,从而获得储层渗透率的方法。将该方法应用于中东H油田M井,计算获得的渗透率大小与储层的岩心渗透率大小相近,证明该方法是可靠的。     

延长—延川探区东部上古生界储层特征研究

延长-延川探区经过长期陆续勘探,已达基本探明。上古生界盒8段～本溪组气层由于物性致密,对开发具有不利影响。通过各含气层段储层岩性、物性、薄片观察、孔喉结构与压汞特征研究,认为上古生界储层砂岩岩性主要为石英砂岩、岩屑砂岩,物性表现为特低孔、特低渗。根据储层综合评价将储层划分为四类,各段储层类型分布比例与试气结果具有良好的一致性,与山2段和本溪组为研究区主力储产层的结果保持一致。本区储层综合评价标准的建立可为快速识别有利储层提供有力的科学支撑。     

应用分形理论评价碳酸盐岩孔隙结构

研究区块的孔隙型白云岩储集层的孔隙结构评价困难。采用铸体薄片能直观地反映岩石孔隙结构,应用数学方法对其进行定量分析,利用分形理论对储层孔隙结构进行研究,结合岩心物性资料和核磁共振测井资料,建立了根据分形维数定量评价孔隙型白云岩储层孔隙结构的方法和标准。     

磨溪区块龙王庙组储层特征研究

四川盆地下寒武统龙王庙组是当前油气勘探最为主要的目的层段。为对龙王庙组储层进行进一步了解,为后期的油气勘探提供依据,根据所收集和掌握到的工区内的地震、钻井和地质资料,通过对研究区周缘露头的观察,并结合岩心以及薄片资料,从对龙王庙组地层的岩性、孔隙性和储层的控制因素出发进行分析研究得出:龙王庙组储集岩性主要为颗粒白云岩以及晶粒白云岩,储层孔隙类型主要有溶蚀孔洞、残余粒间孔、晶间孔及裂缝4种,并探讨了储层的几种控制因素。     

渤海古近系辫状河三角洲储层描述配套技术——以锦州25-1南油田沙河街组为例

因沙河街组储层埋藏较深,沉积相类型较复杂,储层横向变化较快,且地震资料品质较差,沙河街组储层的描述难度很大.针对以上技术难点,建立辫状河三角洲储层描述的"四步法"技术体系,即背景岩性分析砂层组技术、目标层地质模式分析技术、模式约束地震相分析技术、恢复古地貌储层描述技术.以锦州25一1南油田为例用此方法预测沙二段储层的展布规律.从开发井结果看,锦州25-1南油田沙二段新井全部钻遇设计油层,且基本上为自喷生产,平均单井产油能力为225m3/d,产气量为3×1043/d,油藏开发效果好.