纵向非均质砂层内石油运移和聚集的模拟实验

通过不同充注方式层内非均质砂层油运移和聚集的二维模拟实验表明:正韵律砂层中,不同非均质程度,即不同渗透率级差的砂层,在不同的充注方式和能量条件下,油气运移路径和通道与含油层位具有差异。当渗透率级差较小时,中部渗透率中等的砂层比下部渗透率大的砂层和上部渗透率小的砂层更容易成为油气运移路径和通道,成为含油层;当渗透率级差较大时,下部渗透率大的砂层比中部渗透率中等的砂层和上部渗透率小的砂层更容易成为油气运移路径和通道,为含油层。反韵律砂层中,渗透率级差较小时,上部渗透率大的砂层和中部渗透率中等的砂层比下部渗透率小的砂层更容易成为油气运移路径和通道,为含油层。在稳态充注条件下,侧向充注和断层充注含油层位基本相同,含油饱和度在垂向上表现为"韵律"特征;断层幕式充注下,含油面积更大,中等渗透率和大渗透率砂层均为含油层,且在大渗透率砂层中运移效率较高。     

济阳坳陷“相-势”耦合控藏的内涵及其地质意义

通过对济阳坳陷527个砂体的“相”和“势”关系统计,结合二维砂层组合模拟实验和高温高压岩心石油运移和聚集实验,探讨了“相-势”耦合的内涵。不同尺度下,具有不同的“相- 势”耦合控藏特征：砂体尺度下,主要体现在沉积相类型不同,油气聚集特征与油气充满度不同;砂层尺度下,主要体现在砂层的非均质性、砂泥岩组合和渗透率级差不同,油气运移路径和通道与含油层位不同;岩心尺度下,主要体现在视流度不同,油气运移的渗流特征和含油饱和度大小不同。成藏砂体主要位于用能量条件、流动能力和储集能力建立的“相-势”耦合控藏的PFR模式的二高一低区。“相-势”耦合定量模型为幂函数形式,可用来判别砂体含油气程度,进行含油气性预测。     

鄂尔多斯盆地东部米脂地区石盒子组8段储层特征及物性下限确定

气田目的层段储层特征及其物性下限是储量评价中识别储层、确定有效厚度的关键因素,同时也是一个气田后期能否规模有效开发的前提条件.鄂尔多斯盆地东部米脂地区上古生界二叠系中统石盒子组8段、山西组1、2段以及太原组不同程度含气,属于典型的多层段含气致密砂岩气藏.石盒子组8段在几个主力层中产气贡献能力达到25％,该段储层在研究区...     

神木气田早二叠世太原期海侵事件与砂体展布的关系

下二叠统太原组是鄂尔多斯盆地神木气田的主力开发层系,其砂体厚度大、多期叠置且各期砂岩体展布特征不明。分析认为,该区太原期海侵事件直接影响了砂岩体的展布,研究二者的关系有利于寻找有利开发层段。为此,根据标志性地层、岩性突变界面等层序界面识别的关键地质信息,以太2-太1段发育的4套石灰岩为二级层序界面,建立了太原期层序地层划分方案;在早二叠世海侵期次和方向研究的基础上,刻画出太原组层序地层格架内3期砂岩体（七里沟砂岩、马兰砂岩和桥头砂岩）的展布特征。分析认为：①太原期发生4次海侵事件,海侵方向为东南向,相应发育的4套石灰岩具有分带性且自北向南发育程度渐好;②海侵范围和期次直接影响到砂岩体的分布范围和期次,在海进和北部地区抬升及物源供给变化的控制下,三角洲平原砂岩体的分布范围逐渐缩小。最后,结合实钻数据,指出最有利开发层段为马兰砂岩段,其砂岩沉积发生在太原期波及范围最大的两次海侵事件之间,受海侵影响,沉积的砂岩颗粒受海水的淘洗作用而岩性更纯,物性也优于其他两套砂岩体。