塔中地区东河塘组沉积微相分析

通过对塔中地区东河塘组的沉积背景及地层岩性特征分析，认为该层总体上是湖泊相退积型三角洲亚相-滨岸亚相沉积。退积型三角洲亚相可划分为分支河道微相、河口砂坝微相和前缘席状砂微相三类沉积微相。滨岸亚相主要发育前滨微相和临滨微相。     

塔中地区石炭系及部分奥陶系储层天然气的成因

塔里木盆地塔中地区石炭系及部分奥陶系储层内赋存着形式不同的凝析气和油田伴生气,其甲烷碳同位素值很接近。根据腐泥型有机质生烃演化模式和天然气碳同位素的分馏原理,分析认为,凝析油的是在生油高峰之后的形成的,因而凝析气的甲烷碳同位素值应比油田伴生气的甲烷碳同位素值重一些,而实际情况则是凝析气和油田伴生气甲烷碳同位素值几乎一致,且甲、乙烷碳同位素值的差值小,虽然不符合正常的碳同位素分馏原理。用单一成因的观点到解释这种现象。对此根据天然组分及碳同位素特征,结合天然气组成ln(C2/C3)与（δ^13C2-δ^13C关系图判识其成因,指出这种天然气主要是原油裂解气－深部地层古油藏的原油裂解以后气相运移方式进入石炭系及奥陶系储层。     

塔中顺西地区碳酸盐岩储层特征分析

针对塔中顺西地区碳酸盐岩储层埋藏深、类型多样、非均质性强的特点,通过对区内部分钻揭主要目的层钻井岩心、薄片及物性资料的分析,认为良里塔格组主要岩石类型为颗粒灰岩、藻粘结灰岩类;鹰山组主要岩石类型为泥晶灰岩、砂屑灰岩,储层物性表现为低孔、低渗特征,并受裂缝、断裂发育影响。"缝洞型"储集体是本区储层的主要表征,根据其组合特征可以把储层类型划分为孔洞型、裂缝型和裂缝-孔洞型。研究结果对进一步分析该区及邻区储层地震响应特征、储层发育形成机制和规律具有重要的指导意义。     

塔中地区生物碎屑灰岩储层分析与评价

介绍了塔里木盆地中部碎屑灰岩的储层特征与测井响应状况。岩石白云化中等的地层是寻找有效产层的主要区域，根据大量的岩心分析数据和岩石物理研究资料，建立了生物碎屑灰岩渗透率解释图版。利用测井数字处理成果划分有效储层，并可根据次生孔隙发育状况评价储层产液能力，解释油藏描述中出现的一些难题。     

应用产能模拟技术确定储层基质孔、渗下限

采用WS-2000全模拟岩心综合测试系统，在全模拟条件下研究了四川盆地和鄂尔多斯盆地碎屑岩油、气藏在弹性开采过程中，产量和模拟生产压差的关系，得到了日产气（油）量与储层岩石物性呈正相关关系，在模拟生产压差范围内，单井产量随生产压差增大而增大的认识；根据工业产油（气）井的产量标准，应用产能模拟资料确定：鄂尔多斯盆地P₁x₈储层孔隙度下限为5%，渗透率下限为0.4×10^-3μm²；四川盆地J₃p储层孔隙度下限为6.7%，渗透率下限为0.4×10^-3μm²，T₃x²产层孔隙度和渗透率下限分别为3.3%和0.045×10^-3μm²；J₂s油藏的孔隙度下限为2.7%，而渗透率下限则为0.24×10^-3μm²。其中除T₃x²气藏外，其余油气藏下限值均已被生产证实。     

中高渗砂岩油藏水驱后储层参数变化规律

通过对岔河集油田取心井岩心的分析,发现水驱对中高渗砂岩油藏储层参数有显著影响:孔隙度和渗透率的值随水驱倍数增加而增大,孔隙度变化幅度较小,渗透率增幅比较明显;初始孔隙度和渗透率值越高的样品,水驱后增幅越明显,这反映注入水沿着大孔道推进,对大孔道的影响最大;水驱后,储层出现面孔率和孔隙体积增大、喉道直径增大、泥质等填隙物含量降低、排驱压力和饱和度中值压力降低等变化特征;由于水驱后渗流能力增强的大孔道容易在地层中形成优势渗流通道,注入水沿优势通道推进,影响注入水的波及体积和驱油效率.因此,需要采取深部调驱等措施,封堵已经形成的优势渗流通道,提高注水开发效果.     

全直径岩心孔渗分析技术

全直径岩心分析是从储集层中取出整段岩心进行物性分析检测。由于特殊的非均质储集层在溶孔、裂缝发育段进行取样时,尤其是在大溶孔、网状缝或延伸大的裂缝处取小岩样时易于破碎,所取岩样往往不能准确反映某深度点整个井眼的孔隙发育情况;而且,对孔隙欠发育且连通性较差的严重非均质地层,小岩样往往仅反映微小的局部地层,不能反映所对应深度的真实情况。为此,开展了全直径岩心分析技术的研究,详细介绍孔隙度、渗透率监测分析原理以及测量实验的操作步骤,进行了全直径岩心孔隙度、垂向和侧向渗透率、克氏渗透率的实验。经实例效果检验结果表明,通过全直径岩心分析获得的孔隙度、渗透率数据更合理准确,可提高缝洞、溶洞型非均质储集层物性参数的精度,从而为非均质储集层的油气层开发提供更为可靠的依据。     

塔里木盆地塔河地区泥盆系东河塘组储层特征及其含油气性

塔里木盆地塔河地区泥盆系东河塘组砂体总体上呈近南北向展布,北西厚南东薄。储层的岩石类型以石英砂岩为主,次为岩屑石英砂岩和少量的长石岩屑砂岩。储集空间以原生粒间孔隙、粒间溶蚀孔隙、粒内溶蚀孔隙等次生孔隙为主,其他类型孔隙较少。该区东河砂岩储层经历了比较普遍的成岩作用,主要发育压实作用、胶结作用和溶蚀作用等成岩作用类型。受成岩作用影响和沉积作用控制,储层砂岩为中低孔、中低渗储层,平均孔隙度为11.25%,平均渗透率23.99×10^-3μm²,孔渗正相关性好。根据储层物性及评价标准,该区储层可划分为3类,并对其进行了分类评价。通过研究认为,储层的沉积环境、岩性及物性对其含油气性具有控制作用。     

低孔渗油气富集区优质储层形成条件及相关问题

低孔低渗 (孔隙度一般小于 1 2 % ,渗透率大多在 1× 1 0 - 3μm2左右 )性质的碎屑岩作为储层的油气藏是我国中西部地区稳定克拉通盆地或者叠合盆地中最主要的油气藏类型。但是 ,通过近几年的勘探实践发现 ,在低孔低渗含油气区中 ,仍有具优质储集层的高产油气藏存在。从优质储层的构造、沉积和成岩等几个方面讨论了这些优质储层的形成条件、阐述了描述和识别优势储层的原则和方法基础。认为储层的原始物质组成和结构是影响其物性特征的最关键因素、先天母质条件是优质储层之本源 ,并认为从构造和沉积环境条件入手阐明优质储层的成因至关重要     

塔中地区奥陶系碳酸盐岩储层与油气聚集带

塔里木盆地塔中地区早中奥陶世为局限—开阔台地相碳酸盐岩沉积,晚奥陶世早期发展为半岛式的孤立台地,发育台缘礁滩相沉积。塔中地区经历了加里东中期—海西早期的抬升改造,发育多期不同程度的表生岩溶作用。在不同期构造沉积演化分析的基础上,提出奥陶系碳酸盐岩储层受构造古地理环境、沉积相组合、成岩改造期次等多因素综合控制,发育表生岩溶型、台缘礁滩型、白云岩型及热液改造型4种类型储层。根据储层成因类型及其展布,在塔中含油气区划分出上述4种类型的碳酸盐岩油气聚集带。     

低渗透砂岩储层孔隙度、渗透率与有效应力关系研究

随着油气藏的开采，储层的应力状态发生变化，从而引起储层孔隙度及渗透率发生相应变化。大量的实验表明，孔隙度随有效应力的变化而产生的变化范围较小，而渗透率的变化范围较大。应用Terzaghi有效应力理论得到的结论是低渗透砂岩具有很强的渗透率应力敏感性以及弱孔隙度应力敏感性。引入双重有效应力理论，对孔渗随应力的变化关系进行重新校正和评价，表明随着应力变化，低渗透砂岩储层的孔隙度变化不大，而渗透率变化较大。而用双重有效应力计算出来的结果比用Terzaghi有效应力计算结果要小得多，表明低渗透储层对有效应力并不是非常敏感的，这在于按照双重有效应力理论，在计算本体有效应力时已在孔隙压力前乘上了一个修正因子，故在开发过程中地下岩石有效应力的变化范围就减少了很多，所以渗透率的变化幅度也就相应地减小了很多。     

应用AVO分析技术预测塔中岩溶储层含油气性

塔里木盆地塔中地区下奥陶统风化壳岩溶型储层是主要的含油气层系,其储集空间多为后期次生改造形成的溶洞和裂缝,具有目的层埋藏深、储层横向变化大、非均质性强、储层含油气性预测难等特点。该地区已钻多口成功井和失利井的岩溶储层在叠后地震剖面上都表现为"串珠状"强振幅反射特征,根据地震剖面特征不能区分油气井和非油气井。常用叠后地震资料提取的属性,无法预测被泥质填充岩溶储层含油气性。为此,采用AVO分析技术反演得到敏感属性泊松比和流体因子,能够较好区分岩溶储层被泥质填充和未填充含油气性。实际资料应用效果与已钻井成果相吻合,表明文中所述方法可以为塔中地区油气勘探开发井位的部署提供参考依据,同时也展现了AVO分析技术在岩溶储层油气检测中的应用前景。     

RICH油藏描述软件在低孔低渗油气藏中的储层预测应用研究

针对低孔低渗油气藏的岩性、物性、储集空间及储集类型等方面的特点,认为 RICH油藏描述软件的基于信息融合理论的地震岩性反演技术、空间油气模式识别技术、储层岩性解释技术能有效地解决此类油气藏的储层预测问题。本文首先重点介绍了这几项特色技术的基本原理,然后并以四川中部一个低孔低渗油气藏区块的攻关实验为例,介绍了该软件应用于此类油气藏储层预测研究的方法和应用效果。     

低渗透油藏开发与裂隙孔隙度

如何搞好低渗透油藏的开发,一直被国内外石油工作者所关注。我国著名开发专家秦同洛教授比较早的提出了“低渗透油藏开发研究的重点应不是油藏渗透率的分布和变化,而是油藏中裂隙系统的发育及其分布”。本文利用先进的核磁共振测试仪,对我国低渗透油藏近２００块样品进行了系统的测试,证实了秦先生这一观点是正确的,并分布出３５块样品的测试和整理的结果。     

孔隙度、渗透率测定结果差异性

孔隙度、渗透率测试技术和仪器不同,测试结果存在一定差异。采用不同仪器对松辽盆地北部不同层位63块样品的孔隙度和渗透率分别进行了测试并探寻其相关关系。结果表明:在覆压接近条件下,不同仪器孔隙度的测量结果相差不大,而渗透率的测量结果差异较大,渗透率越小,差别越大。     

裂缝参数对储层渗透率和孔隙度影响实验

中国致密油藏和特低渗透气藏的油气产量近年增加很快,多裂缝或缝网等大型压裂成为开采此类油气藏的重要手段。为了深入了解裂缝对油气渗流的影响,优化裂缝长度和开度等参数,以油藏工程理论为指导,以物理模拟为技术手段,开展了裂缝对致密油藏和特低渗透气藏储层渗透率和孔隙度影响实验研究。结果表明:随裂缝贯穿程度和开度增加,岩心孔隙度增大,但增幅较小;与孔隙度相比较,裂缝可明显提高岩心渗透性;当裂缝贯穿程度超过60%时,渗透率开始明显增大,当贯穿程度达到100%时,裂缝岩心渗透率要比基质岩心渗透率高10~1 000倍。     

欧利坨子地区火山岩储层特征及成因探讨

综合应用岩心观察及化验分析资料,对欧利坨子地区火山岩储层进行了继致研究,搞清了本区火山岩的岩石类型,储集空间类型及其成因,预测了有利储层发育带,为下一步火山岩的油气勘探提供了依据,该区火山岩岩石类型有熔岩（以粗面岩为主）,火山碎屑岩两大类,其成因主要是大陆环境,以岩浆分异结晶占主导地位,部分熔融占次要地位;／火山岩最有利的储集空间组合为砾间孔＋溶孔＋裂缝,从岩性上看,各种角砾岩,角砾化岩石是比较有利的储,从分布上看,火山岩风化壳和断裂破碎带是有利的储层发育带,欧利坨子地区火山岩地层极为发育,具有良好的油气勘探前景,今后应以火山岩破碎带或裂缝发育带为主要勘探目标。