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111.
安塞油田延长组储集层特征及物性影响因素分析 总被引:14,自引:0,他引:14
通过研究区内大量岩心铸体薄片及物性等资料分析,对安塞油田延长组主要产油层组长2和长6储集层的岩石学特征、孔渗特征及孔隙类型等进行了深入研究,分析了影响储层储集性能的主要因素。结果表明:三角洲平原亚相沉积的长2储层和三角洲前缘亚相沉积的长6储层均具矿物成熟度低而结构成熟度高的岩石学特点,但长2成分成熟度稍优于长6,长2孔隙类型为碳酸盐溶孔-长石溶孔-原生粒间孔组合,物性表现为中孔、低渗型;而长6孔隙类型为长石溶孔-原生粒间孔-浊沸石溶孔组合。物性特点为中孔、特低渗型。沉积环境、岩石成分及粒径、填隙物成分及含量、成岩作用等是影响物性的主要因素。 相似文献
112.
渗透率是油藏描述和油藏工程中较为关键性的参数,因而如何求取较为精确的地层渗透率参数值显得格外重要。本文在岩心分析化验数据和相关测井曲线数据归一化的基础上,利用改进的开窗技术,借助反馈的神经网络方法逐点计算地层的渗透率。以往在利用遗传算法预测渗透率的时候,因为只考虑了单一的数据点,没有把邻近层位的数据加入学习过程中来,故影响了预测模型的精度和可信度。笔者经过系统的研究,用相邻5个层位的数据点进行学习,建立储层渗透率的预测模型。大庆萨尔图油田葡萄花油层组PⅠ1—PⅠ4小层砂岩的油气勘探实践证明,预测的渗透率与实测的渗透率的值符合较好。 相似文献
113.
塔河油田是我国最大的陆上整装碳酸盐岩油田,其油田水分布与运动特征反映了油气运移规律。该区奥陶系油田水现今总体矿化度高,南北向存在从低到高再到低的3个矿化带,各带内平面分割性强,纵向层间差异大。塔河油田奥陶系的流体经历了多期次活动,奥陶系储层共捕获了4~5期盐水包裹体,其均一温度范围集中在60~80℃,90~105℃,110~140℃和145~170℃,盐度集中在0.5%~4%、5%~10%、10%~13%、14%~18%、>18%,反映出奥陶系储层曾经历过了4~5期热流体活动,对照埋藏史与油气运移史,高盐度流体活动与油气运移具有良好的匹配关系,油田水化学指标(油田水变质系数、碳酸盐岩平衡系数等)反映出塔河油区现今保存条件良好。井剖面包裹体纵向温度、盐度纵向不规则变化表明流体的活动以侧向运移为主。流体势分析说明运移方向不仅包括塔河东、南面是烃源岩方向,而且具有高流体势的西面也可能是油气来源方向。 相似文献
114.
115.
吉林新立油田位于吉林省松原市郭县以北新庙乡境内。综合应用25口取心井薄片、镜质体反射率、铸体、电镜、X衍射等岩心分析资料,研究了泉头组的成岩作用、成岩演化序列、成岩阶段划分及储集空间类型。根据成岩作用及特有的储集空间组合,划分了4种成岩储集相类型,即A相(不稳定组分强溶解次生孔隙成岩储集相)、B相(中等压实弱-中胶结混合孔隙成岩储集相)、C相(强压实中等胶结残余粒间孔成岩储集相)、D相(碳酸盐强胶结微孔隙成岩储集相);并阐述了各类成岩储集相的特征,其中A相储集物性最好,B相次之,C相较差,D相最差。最后探讨了泉头组储集空间演化,在中成岩阶段A期形成了大量次生溶蚀孔隙,为首次在该区泉头组特低渗储层中预测相对有利的成岩储集相带提供了研究思路和科学依据,也为改善特低渗油田的开发效果奠定了坚实的地质基础。 相似文献
116.
117.
118.
119.
裂缝和溶蚀孔洞是塔河油田奥陶系碳酸盐岩的主要储渗空间,对碳酸盐岩裂缝与岩溶发育规律的研究具有重要的意义.在分析本区地质演化特征的基础上,利用不同岩溶相带在测井曲线上的不同反映,初步分析并总结了中上奥陶统尖灭线以南及以北下奥陶统岩溶发育带的测井响应特征. 相似文献
120.
大庆油田徐22井青山口组/姚家组微体生物及其古气候响应 总被引:1,自引:1,他引:0
对大庆油田徐22井青山口组/姚家组界线上下约12.20 m长的岩心做了详细采样、描述,进行了孢粉、介形类化石的处理、鉴定和分析,以恢复界线上下的古环境和古气候。研究表明,采样段底部沉积期主要出现一种相对深水还原的沉积环境,介形类、水源和陆源生物均比较繁盛,孢粉Cyathidites类型占优势,显示出一种相对温暖湿润的气候;向上岩层颜色变浅,粒度有所加粗,化石含量迅速减少,反映出沉积水体急剧变浅,气候变得比较干热,生物受到打击,在1 612.90 m界线处介形类化石完全消失,孢粉含量也急剧减少;再向上岩性明显变粗,并出现红层,反映当时湖水变得很浅,可能为三角洲淤积相,气候更加干热,并有波动,化石很少见。因此可以看出在界线上下热带、湿润-半湿润气候的大背景下,水体由深而平静变得浅而动荡,气候由相对温暖湿润变得相对干热,生物出现由繁盛到衰退的变化过程。 相似文献