鄂尔多斯盆地中东部二叠系山西组2段沉积环境及砂体展布

 鄂尔多斯盆地中东部下二叠统山西组2 段为重要的勘探层位和主力产气层。在野外露头分析、岩心观察、测井资料综合解释以及地球化学分析的基础上,研究认为山西组2 段早中期研究区受海相作用影响,山32、山22 期发育河控-潮控三角洲,其三角洲平原包括分流河道、废弃河道、泥炭沼泽和分流间洼地,三角洲前缘包括水下分流河道、河口坝、远砂坝、潮汐砂坝、分流间湾等沉积微相;山12期海水沿东南方向推出鄂尔多斯盆地,研究区在陆相湖泊背景上发育河控-湖泊三角洲。古地理条件的不同使其砂体类型及储集性能也有一定的差异,其中米脂-子洲及塔湾-高桥地区山32段储集砂体受海相环境改造彻底,在岩性特征、砂体厚度以及储集性能方面更具优越性,为天然气勘探的有利目标区。     

鄂尔多斯盆地延长组开阔浅水湖泊风暴沉积

 通过岩心观察,发现鄂尔多斯盆地延长组长8油层组具有典型的风暴沉积特征,主要包括底面侵蚀构造、丘状交错层理、特征异地煤、滞积层、生物逃逸迹等,是风暴流作用于湖岸线附近的三角洲沉积,是沉积物经再搬运和再沉积的产物。其理想的垂向序列由A-G7段构成,向湖盆中心方向,强能量风暴流形成的滞积层和块状砂岩减少,低-弱能量的丘状交错层理和波状纹层段明显增加。鄂尔多斯盆地延长组发育独具特色的开阔浅水湖泊风暴沉积,垂向上表现为多期叠置,平面上表现为对浅水三角洲沉积物的全面改造,总体上呈现出“满盆砂”,成为一种新型储集层,可形成大规模分布的岩性油气藏。     

鄂尔多斯盆地长7段致密储层微观特征研究

针对鄂尔多斯盆地致密油储层特征复杂,缺乏系统研究的问题,通过大量岩芯观察,分析化验数据统计,同时采用恒速压汞实验、场发射及CT扫描等高分辨率测试手段和方法,对长7致密油储集层形成和特征进行了研究,认为延长组长7段致密油储集体由牵引流和重力流沉积的致密砂岩形成,具有粒度细,储层厚度大,脆性指数高,储层物性差等特征。孔隙类型以粒间孔和长石溶孔为主,可见孔隙含量低,主要发育微米-纳米级孔隙,喉道以片状和管状为主,受黏土矿物和有机质充填,有效孔隙体积小,但微裂缝发育,连通性好,储层含油层物性下限低,可动流体饱和度高。     

准噶尔盆地下侏罗统页岩气形成条件

准噶尔盆地是中国西部的大型含油气盆地之一,沉积了多套烃源岩层,其中,侏罗系是盆地最重要的气源岩, 蕴含巨大的页岩气资源。通过钻井、录井、露头、岩芯资料及样品分析结果,从泥页岩的展布及埋藏条件、有机地球化 学特征、储层条件和含气特征几方面,研究下侏罗统页岩气的形成条件并对页岩气有利的勘探层位和区带进行了预 测。准噶尔盆地下侏罗统泥页岩广泛发育,以盆地西北缘及南缘沉积厚度最大;埋藏深度1 000～9 000 m,整体上具有 自北向南逐渐增加趋势;泥页岩有机碳含量较高,有机质类型以III 和II2 为主,具有倾气特征,有机质演化处于未成 熟高成熟阶段。泥页岩储层具有孔隙度低、黏土含量高的特点,储集空间以微裂缝为主。实验测得下侏罗统泥页岩 平均吸附含气量为1.42 m3/t。泥页岩段气测显示活跃,通过现场解吸试验证实了泥页岩中有天然气赋存。综合对比研 究认为,准噶尔盆地下侏罗统八道湾组为页岩气最有利的勘探层位,达巴松中拐地区为页岩气勘探最有利目标区。     

准噶尔盆地西北缘侏罗系稠油形成机制分析

 为揭示准噶尔盆地西北缘侏罗系稠油形成机制,对稠油物理性质、族组分特征及其分布规律等分析,并结合该区侏罗系油气的运移和成藏过程的研究,恢复侏罗系原油的稠变历史。研究表明,侏罗系的稠油是二叠系的原生油气藏由于构造运动的破坏,油气发生二次运移,在运移过程发生氧化、生物降解等作用而稠化,在侏罗系超覆地层中聚集成藏,后期由于构造运动和地层水的水洗作用,形成了现在的稠油分布格局。     

浪控滨岸相储层构型要素分析

 储层构型分析是开发中后期油藏研究的核心之一,是剩余油表征的重要手段。以塔里木盆地小海子野外露头及油藏覆盖区钻井取心资料为基础,采用Miall构型要素分析方法,揭示了浪控滨岸相储层构型要素类型及特征。根据地层单元沉积构造、岩性、粒度成分等特征的差异性,将浪控滨岸相储层构型界面划分为七个级次,而不同级次构型界面控制着相应级次的构型单元。二级构型单元表现为单一岩相类型,根据储层的岩性及层理特征,结合不同岩相对油气开发的控制作用,将二级构型单元划分为13种类型。根据二级构型单元时空关系,以三级构型界面为约束条件,参考储层内部渗流屏障产状,将三级构型单元划分为板状、槽状、楔状和千层饼状四种类型。浪控滨岸相储层构型要素的厘定,为储层精细刻画提供了理论依据,对高含水期油藏开发和综合调整具有重要的指导意义。     

延长油田滞后注水区注水开发特征及效果

 延长油田地理位置处于黄土高原之中,水资源匮乏,地面条件恶劣,早期开发未实施注水,且井网很不规则.为高效开发石油资源,近年采取补救性注水开发,取得了显著的增油效果,但也暴露了很多问题.本文通过注水区产量、含水、地层压力、注水压力、注采比及采收率分析,研究了延长低渗透油田注水开发特征,评价注水开发效果及注水参数的适应性.不同的油藏性质表现出不同的注水开发特征,反映了对不同注水技术政策的需求.延安组底水油藏和弱底水发育的延长组长2油藏,储层物性相对较好,渗透率在2.0×10^-3—80×10^-3μm²之间,在温和注水条件下,储层流体以孔隙渗流为主,注水各向受效均衡,油田原有不规则井网基本适应.延长组长6油藏为裂缝性岩性油藏,储层物性差,渗透率在0.3×10^-3—2.0×10^-3μm²之间,注水开发受储层裂缝及砂体展布方向影响较大,油田原有不规则井网注水适应性差,方向性含水上升快,后期调整困难,沿裂缝强化注水方式很难在老井区实施.指出针对长6油藏不规则井网,常规堵水、调剖措施将是改善注水开发效果的有效途径,并提出增加注水井的“多点少注”的注水开发方式的设想.针对长6油藏纵向多油层复合连片的特点,提出分层注水的必要性.     

四川盆地陆相碎屑岩层系油气成藏模式

四川盆地构造变形样式复杂,并且经历了多期构造演化,陆相碎屑岩层系油气成藏条件复杂。通过对四川盆地基本构造样式分析、碎屑岩层系油气圈闭类型及典型油气成藏模式综合分析后认为,四川盆地整体上可以划分为3 个构造变形区,由西至东可以划分为川西—川西北前陆盆地区、川中隆起区、川东—川东南隔挡式褶皱变形区,不同构造变形区具有不同的油气成藏模式,分别为“近源下生上储裂缝型成藏模式”、“远源不整合输导型岩性成藏模式”、“近源断裂疏导型背斜成藏模式”,并认为基底古隆起、分带差异构造变形、分层差异构造变形是该种成藏模式的主要成因,对后期的油气勘探具有一定的指导意义。     

巴喀地区西山窑组致密砂岩储层成岩作用研究

通过岩芯及薄片的观察,结合扫描电镜、X 衍射和阴极发光等资料分析,对巴喀地区西山窑组致密砂岩储层成岩作用进行了研究。结果表明：巴喀地区西山窑组在辫状河三角洲相和湖泊相环境下形成了一套低孔、低渗的长石质岩屑砂岩和岩屑砂岩;成岩作用主要处于中成岩A 期,主要的成岩作用类型有压实作用、胶结作用和溶蚀作用,其中,压实作用对储层的破坏性最大,溶解作用对储层有一定的建设性作用。     

中国黑龙江东部鸡西盆地白垩纪多期砾岩特征及古地理意义

对鸡西盆地白垩纪不同时期砾石统计结果显示: 下白垩统城子河组和穆棱组砾石主要成分为石英岩和花岗岩, 与盆地周缘露头前中生代基底主要岩性相吻合; 上白垩统猴石沟组砾石成分流纹岩、安山岩、凝灰岩增多, 出现石英砂岩和少量泥岩, 砾石很大一部分来源于下白垩统。 6个统计点的砾石主要为次棱角状到圆状, 长短轴之比集中在1~2, 粒径以小砾为主, 粒径长度符合正态分布; 沉积环境判别函数显示砾石主要属于河流(三角洲)成因。研究表明城子河组沉积时期, 盆地西部的张广才岭和盆地内的古隆起为盆地提供物源, 城子河组到穆棱组的沉积过程是一个水体不断扩大的过程; 穆棱组沉积中晚期, 盆地西部成为盆地主要物源区。晚白垩开始, 在强烈的逆冲作用下, 盆地及周缘发生区域抬升, 抬升区遭受强烈剥蚀, 为盆地提供物源, 低洼处沉积猴石沟组。