胜坨油田二区沙河街组二段三角洲储层微观特征

胜坨油田二区沙河街组二段（Ｅｓ２）三角洲储层以中细砂岩、粉砂岩为主，储层的埋藏较浅，成岩作用较弱，常见压实、胶结和溶解作用，粘土矿物的转化作用也较普遍，属于早成岩期的Ｂ亚期。储层的粒间孔隙发育，以中孔中细喉结构为主，孔喉参数变化范围较大，储层成岩和孔隙结构的非均质性较强。注水开发加大了不同相带的砂体成岩和孔隙结构的差异，进一步增强了储层的非均质性     

胜坨油田沙河街组二段三角洲相储层特征及影响因素

胜坨油田沙河街组二段是主力产油层系,随着开发的深入,出砂、水窜等情况日益严重.因而,对其储层特征进行研究有助于进一步开发.通过对取芯井段的岩石薄片、岩心铸体薄片观察,结合沉积微相及储层物性资料的对比分析,对沙河街组二段下部三角洲相储层砂岩的岩石学特征、物性特征、成岩作用等作了较为详细的研究.研究表明胜坨油田沙二段三角洲相储层总体上为一套砂(砾)岩体,岩性以粉细砂岩为主,成分成熟度及结构成熟度均较低,但储层孔渗性较好,属于高孔高渗性储层.影响沙二段储层物性的影响因素很多,其中沉积相带对储层物性起控制作用;岩性特征对储层物性影响也较大;成岩作用对储层物性也有一定的影响,压实作用是导致原生孔隙度减小的主要原因,颗粒及胶结物的溶蚀是产生次生孔隙的主要因素.     

胜坨油田二区高含水期三角洲储层非均质特征

胜坨油田二区沙二段7,8砂组三角洲砂岩油藏高含水期（综合含水率大于90％）的储层层内、层间非均质性有所减弱,但是其平面非均质性增强,且不同微相不同部位的储层非均质性有较大差异。但是,大都具较小的非均质综合指数,呈现出较强的非均质性。按照非均质性的强弱,这些微相依次为分流间湾、天然堤、远砂坝、水下分流河道和河口砂坝。其中在河口砂坝内,侧缘储层的非均质性最强,坝主体次之,坝顶部则呈中等非均质性。较强的储层非均质性对注水开发影响较大,因而造成剩余油分布的较大差异。     

胜坨油田三角洲储层岩石物理特征

注水开发油田三角洲储层剩余油分布复杂，其主要原因是储层间不同微相及不同部位的岩石物理特征有明显差异，对胜坨油田二区沙河街组二段7、8砂层组岩心及测井分析资料进行了研究，结果表明，随注水开发程度的提高，三角液储层表现为强亲水性，不同微相及不同部位砂体的毛管压力差异明显，这种差异也是造成剩余油分布复杂的重要原因，储层的相对渗透率曲线交点平均值较大，形态不对称，油水两相共渗区跨度较小，这进一步印证了储层的强亲水润湿性，该研究结果对研究区剩余油的挖潜具有重要的指导意义。     

哈南油田阿尔善组油藏储层特征研究

以岩石薄片,铸体薄征,毛管压力曲线等分析资料为基础,结合储层物性测井参数解释结果,对南油田阿尔善储层从岩性组成,物性特征,孔隙类型及孔,非均质性等方面进行了综合评价,认为该储 为一套中低孔,中低渗储 ,其特性主要受沉积微相,成岩后生作用和构造应力等因素影响。     

胜坨油田一区沙河街组二段1～3砂组高分辨率层序地层学

以高分辨率层序地层学理论和技术方法为指导,以钻井、测井资料的综合研究为基础,对济阳坳陷胜坨油田一区沙河街组二段1～3砂组进行高分辨率层序地层学分析,从中识别出超短期、短期和中期3个级别的基准面旋回层序.其中超短期和短期旋回层可划分为向上"变深"非对称型和对称型两种基本结构类型.根据旋回的结构变化特征又可细分为低可容纳空间向上"变深"非对称型、高可容纳空间向上"变深"非对称型、以上升半旋回为主的不完全对称型、近完全-完全对称型和以下降半旋回为主的不完全对称型5种亚类型.在此基础上,总结了不同结构类型的超短期和短期旋回层序的沉积序列,以及较短周期旋回在较长周期旋回中的叠加样式、变化规律和分布模式,为沙二段1～3砂组进一步的小层砂体划分、等时追踪对比、砂体几何形态和储层结构描述等精细地质研究奠定了基础.     

胜坨油田三角洲储层岩石物理特征

注水开发油田三角洲储层剩余油分布复杂 ,其主要原因是储层间不同微相及不同部位的岩石物理特征有明显差异。对胜坨油田二区沙河街组二段 7、8砂层组岩心及测井分析资料进行了研究 ,结果表明 ,随注水开发程度的提高 ,三角洲储层表现为强亲水性 ;不同微相及不同部位砂体的毛管压力差异明显 ,这种差异也是造成剩余油分布复杂的重要原因。储层的相对渗透率曲线交点平均值较大 ,形态不对称 ,油水两相共渗区跨度较小 ,这进一步印证了储层的强亲水润湿性。该研究结果对研究区剩余油的挖潜具有重要的指导意义     

胜坨油田二区高含水期三角洲储层非均质特征

胜坨油田二区沙二段 7,8砂组三角洲砂岩油藏高含水期 (综合含水率大于 90 % )的储层层内、层间非均质性有所减弱 ,但是其平面非均质性增强 ,且不同微相不同部位的储层非均质性有较大差异。但是 ,大都具较小的非均质综合指数 ,呈现出较强的非均质性。按照非均质性的强弱 ,这些微相依次为分流间湾、天然堤、远砂坝、水下分流河道和河口砂坝。其中在河口砂坝内 ,侧缘储层的非均质性最强 ,坝主体次之 ,坝顶部则呈中等非均质性。较强的储层非均质性对注水开发影响较大 ,因而造成剩余油分布的较大差异     

胜坨油田坨28块东二段砂岩岩石学特征

胜坨油田坨28块东二段一直采用天然能量开采,产量递减快,但采出程度不到15%,因此,正在转注水开发补充地层能量,提高单井产能,以提高储量动用率和采出程度。在岩心精细描述的基础上,应用薄片分析、扫面电镜分析、X衍射粘土矿物分析等室内分析方法,对坨28块东二段砂岩岩石学特征进行了较系统的研究,论证该块敏感性成因,为后期注水开发提供一定技术支撑。     

胜坨油田二区三角洲砂岩油藏剩余油形成的影响因素分析

胜坨油田二区三角洲砂岩油藏剩余油形成的影响因素是多方面的。研究表明，宏观影响因素主要有7种，其中有4种因素影响较大。侧缘微相带由于注水状况差，易于形成剩余油；小鼻状微型构造高部位剩余油相对富集，且向上驱油对油井生产有利；靠近断层的地带封闭性好，剩余油相对富集；注水井网不完善易于形成相对富集的平面剩余油潜力区。微观影响因素主要来自孔隙结构的非均质性、原油性质和注水压差，剩余油主要是在多孔隙网络体系条件下形成，其形态多以油珠、油丝、小油块和孤岛状分布。剩余油形成过程中，宏观因素对微观因素有4个方面的控制作用，它们决定油层孔喉结构及润湿性，提供水驱油动力，控制水驱油过程，影响水驱油的速度。此研究结果有助于研究区的剩余油挖潜。     

注水开发对胜坨油田坨30断块沙二段储层性质的影响

通过岩芯观测、岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜以及压汞资料分析,对坨30断块的储层微观特征和注水开发不同时期储层的岩性、物性和含油性参数的变化进行了全面分析。主要储层的岩性属于长石砂岩,成分成熟度和结构成熟度低—中等;填隙物为黏土和钙质胶结物,微孔隙发育;储层孔隙结构可以划分为特高孔特高渗特粗喉型、高孔高渗粗喉型、高孔中高渗中喉型、中高孔中低渗细喉型4种类型;注水开发一定程度上改善了孔隙结构,使储层的最大孔喉半径增大,孔喉分布集中,孔隙度、渗透率增大,泥质含量减小,粒度中值增大, 其中泥质含量(体积分数)与孔隙度反向线性相关,渗透率与粒度中值呈现正相关。     

文东油田沙三中油层储层特征研究

为了提高沙三中油层开发水平,并为各种作业措施提供地质依据,通过各种分析测试方法,对沙三中油层储层特性做了详细研究．结果表明：沙三中油层储层砂岩以粉砂岩和粉细砂岩为主,储层矿物成分成熟度较低,不稳定组分含量很高,碎屑矿物成分主要有石英、长石、喷出岩、复 晶石英、硅质、泥质和云质;岩石化学成分中 Ｃａ２＋ 、 Ｍ ｇ２＋ 含量较高,决定了地层水高矿化度和高 Ｃａ２＋ 、 Ｍ ｇ２＋ 含量．铸体薄片观察证明储层砂岩属小孔细喉型,孔隙形态不规则、喉道曲折复杂;粘土矿物主要有伊利石、高岭石、绿泥石和伊 ／ 蒙混层矿物,其产状以薄膜式和分散充填式为主;成岩作用主要有压实作用、胶结及交代作用和溶蚀作用等三种类型．储层有潜在的水敏、速敏、酸敏和无机垢损害存在．     

胜坨油田三角洲相储集层流动单元研究

根据岩心和测井资料并利用模糊聚类方法,对胜坨油田二区沙二段8^3层三角洲相储集层特点进行了研究。研究结果表明,将该区三角洲储集层流动单元分为4种类型,并从岩性、物性、电性、微观和空间分布、非均质及水淹特征等方面分析了每类流动单元的特点,建立了流动单元模式。4种流动单元的宏观、微观及空间分布规律是,在垂向上受沉积韵律控制,在平面上受沉积相带分布控制。流动单元与剩余油的形成及分布有关,将剩余油的形成与流动单元结合起来研究可以更好地预测剩余油分布,从而指导油田开发。     

流花油田礁灰岩储层微观性质及驱替特征研究

与碎屑岩储层相比,礁灰岩储层的微观孔隙结构复杂且具有油湿性,其水驱油机理主控因素尚不明确。采用“岩芯扫描电镜、铸体薄片、压汞、润湿性”等静态资料与“微观驱替及岩芯驱替实验”等动态测试相结合的分析方法,建立了“静态数据动态化”的渗流机理研究新方法,明确了礁灰岩储层的微观性质与流体驱替特征的关系以及不同孔隙结构的剩余油分布规律。研究表明,流花礁灰岩储层微观孔隙结构可分为4类,其中,I、Ⅱ、Ⅲ类为有利储层,具有低排驱压力、低退汞效率及强非均质性的特点,储层渗流能力与储层类型关系密切,主控因素有储层类型、孔喉半径比和润湿性3个关键因素。水驱前后的油水分布特点及不同岩芯驱替动态与驱替效果受储层微观性质控制并有直接的相关性。     

济阳坳陷胜二区古近系沙河街组二段8砂组三角洲砂体储层构型分析

在储层构型方法指导下,以取心井岩心和密井网测井资料为基础,借鉴现代沉积、野外露头成果,结合生产动态数据,综合多学科理论与研究成果,对胜坨油田二区沙二段8砂组密井网条件下的三角洲砂体开展了精细的储层内部构型逐级解剖,并探讨了基于构型单元储层质量分布模式。主要取得以下成果及认识:在河口坝复合体叠置样式研究基础上;按照"垂向细分"、"侧向划界"以及"平面组合"的思路,进行单一河口坝构型单元的识别划分;将研究区河口坝划分为限制性河口坝(PMB)和非限制性河口坝(DMB)。完善了单一河口坝构型模式研究,深化单一坝边界识别标志;建立了两种单一河口坝砂体内夹层分布模式。限制性单一河口坝内部夹层以泥质夹层为主,局部物性夹层,近水平状展布,将单一坝分为多期增生体;非限制性单一河口坝砂体内部增生体间的夹层以物性砂岩及钙质夹层为主,多分布在河口坝中上部,连续性较差。明确了隔夹层类型由陆向湖盆的演化规律:钙质砂岩→物性夹层→泥灰岩。基于构型单元的储层质量分布模式表明,单一构型单元分布控制着储层参数的平面展布。坝主体以发育Ⅰ类、Ⅱ类储层为主,Ⅲ类储层一般发育在河口坝内部夹层的遮挡区以及坝侧缘,Ⅳ类储层发育在席状砂。     

胜坨油田二区三角洲砂岩油藏剩余油形成的影响因素分析

胜坨油田二区三角洲砂岩油藏剩余油形成的影响因素是多方面的。研究表明,宏观影响因素主要有7种,其中有4种因素影响较大。侧缘微相带由于注水状况差,易于形成剩余油;小鼻状微型构造高部位剩余油相对富集,且向上驱油对油井生产有利;靠近断层的地带封闭性好,剩余油相对富集;注水井网不完善易于形成相对富集的平面剩余油潜力区。微观影响因素主要来自孔隙结构的非均质性、原油性质和注水压差,剩余油主要是在多孔隙网络体系条件下形成,其形态多以油珠、油丝、小油块和孤岛状分布。剩余油形成过程中,宏观因素对微观因素有4个方面的控制作用,它们决定油层孔喉结构及润湿性,提供水驱油动力,控制水驱油过程,影响水驱油的速度。此研究结果有助于研究区的剩余油挖潜。     

榆树林油田低渗储层微观特征及剩余油分布

低渗透储层是目前国内外油气勘探的主要对象之一。勘探、开发实践证明,孔隙结构特征是影响低渗储层性质的关键因素。综合镜下普通薄片、铸体薄片观察、普通压汞、恒速压汞等多种资料研究了低渗储层的微观孔喉分布特征,并根据渗透率将孔隙结构类型分为三类,结合荧光薄片分析将水洗后微观剩余油分为七类,研究了微观剩余油与微观孔隙结构的关系,认为低渗透储层微观剩余油主要是粒间吸附状、孔表薄膜状和簇状,一类孔隙结构中剩余油的形成主要和碎裂泥化和卡断作用有关,三类孔隙结构中剩余油的形成主要和绕流作用有关。     

高尚堡油田沙河街组三段Es_3~(2+3)亚段储层非均质性研究

利用测井多井评价资料求取的储层参数,结合岩心分析资料,对高尚堡油田主体开发区Es32+3亚段储层的微观、层内、层间、平面非均质性进行了多角度的研究;分析了影响储层非均质性的主要因素以及储层非均质性对注水开发的影响.研究结果表明:本区整体上属强非均质性储层,其储层非均质性受沉积环境、成岩作用和构造运动控制,是影响注水开发效果的主要因素.     

文东油田沙三中油层储层特征研究

为了提高沙三中油工发水平，并为各种作业措施提供地质依据，通过各种分析测试方法，对沙三中油层储层特征做了详细研究，结果表明，沙三中油计层砂岩以粉砂岩和粉细砂岩为主，储层矿物成民熟度较低，不稳定组分含量很高，碎屑矿物分布主要有石英，长石，喷出岩、     

哈南油田阿尔善组油藏储层特征研究

以岩石薄片、铸体薄片、毛管压力曲线等分析资料为基础,结合储层物性测井参数解释结果,对哈南油田阿尔善组储层从岩性组成、物性特征、孔隙类型及孔隙结构、非均质性等方面进行了综合评价,认为该储层为一套中低孔、中低渗储层,其物性主要受沉积微相、成岩后生作用和构造应力等因素影响,其层内、层间和平面非均质性均较强。最后综合储层的岩性、物性、成岩后生作用和孔隙结构等特征,对哈南油田阿尔善组储层进行了分类,将其划分为四大类。