油田地质特征

2024-08-14

油田地质特征（共12篇）

油田地质特征篇1

在对油田开发的过程中, 对其地质特征进行详细的分析能够有效的确保油田开发的安全性以及高效性, 从而能够为油田的开发创造出更多的利润, 促进油田开发工作的有序进行。实际过程中会出现一些技术措施以及管理专业化等方面的问题, 对其进行有效的解决是比较关键的。

1 针对我国的油田地质特征分析

为能够对油田地质特征进行形象化的分析, 本文以某地油田为分析对象, 对其浅层气藏的地质特征进行分析, 首先对油型气藏为主要形式的地质特征进行分析, 其主要就是受到断层的控制, 这一浅层气藏基本是和下部的油藏的关系较为密切, 这主要是因为两者受到了断层的阻隔, 但是这一断层又不是完全封闭的, 这样就造成了在下部的油藏脱气并且会沿着这一断层往上窜, 在这一过程中, 如果是上部以及上倾的方向有着较为有利的圈闭时这样就形成了浅层气藏[1]。

在这一储集层主要就是透镜状的砂体, 是岩性尖灭气藏, 在分布方面也会受到断层以及构造的控制。在平面方面的连通性相对较差, 非均质性较为明显, 并且是呈现出零星状的分布, 而在纵向方面的变化会比较大, 气藏的高度相对较小通常的单层厚度小于十米, 根据这些内容能够了解到在这一类型的地质特征主要就是单个含气砂体的面积不大, 但是个数比较多, 在储量方面较为分散, 砂体也会出现出现叠加连片的现象, 从而会形成一定的规模。

另外在气水的关系方面, 每个含气砂体都会形成气水的系统, 从而形成独立的小气藏, 在这些含气砂体方面都有着有边底水, 在这一油田的含气山体的横向上是不连通的, 在纵向方面都是交叠的, 从而就形成了多套互相独立的气水系统。而在储层物性方面, 这一油田的浅层气藏储集层大多是泥质胶结的粉砂岩以及粉细砂岩, 深度相对比较浅, 在成岩的作用方面相对较差, 并且胶结的程度也相对不高, 从其结构上来看比较的疏松, 有的还会呈现出散砂状。

2 针对油田的地质特征的开发对策探究

在油田的开发过程中首先要能够对油田地质特征进行足够的了解, 如此才能够从根本上对油田开发的问题得以解决, 根据以上的相关介绍可以了解到, 该油田的浅层气藏储集层胶结程度相对较低以及结构比较的疏松, 并且在开采的过程中会出现出砂的现象, 再加上泥质胶结, 这就会使得在水的作用下就更加的显得疏松, 故此在这一阶段实施防砂措施是比较必要的, 在这一气田首次投产的气田达到了三十口均是采取了这一防砂的技术, 并且取得了很有效的效果[2]。

然后就是对这一油田的气层实施保护措施, 由于浅层气藏的自身特点对钻井以及作业等的顺利实施有着决定性的作用, 这就需要对气层的作业全过程进行保护, 首先就是在钻井和完井这一阶段的保护, 主要就是通过近平衡钻井技术进行, 然后就是射孔, 在这一过程中要能够充分的对油气水的关系进行重视, 针对气水同层的井如果是厚度在两米以内, 原则上是不需要射的, 而厚度较大的要进行最大化的利用内夹层, 采取油管传输负压射孔的技术进行实施。在生产管理方面要严格的按照规定进行, 在工作制度的变化下会对油压产生很大的波动, 倘若是出现了气井水淹的情况, 那么就需要对底层压力以及产能的大小和底层的渗透性采取相应的措施, 从而有效的避免由于长时间的闭井对井底或者是地层造成的污染。

再者就是对油田开发的相关工艺的分析, 主要就是在开采的前阶段要能够将防砂技术得以运用其中, 对于零散不集中的气井可以采取井下活动气嘴技术, 然后就是采取排水采气来维持气井的生产进入正常的状态, 最后就是增压采气的工艺, 这一工艺实施的主要目的就是对浅层气藏采收率进行有效的提高[3]。

最后就是要能够对最新的油气井的动态资料进行利用, 对这些方面的知识及时的补充吸收, 并对地质模型重新的建立, 对剩余气的分布规律进行确切的探索, 对于一些已经报废的油气井上返采气, 特别是对新井的储量界限含气砂体不能够有效的达到的来进行对其储量的动用程度得以增加, 这样能够有效的对油气田的采收率得以提高。其浅层气藏的单井控制的储量界限如下表所示。

在油田的地质特征不同的作用下对其开采的规律也会存在着一定的差别, 只有结合实际的情况才能够有效的对油田进行开采, 也才能够最大化的增加开采的效益。

3 结语

总而言之, 对油田的地质特征进行详细的分析是油田开发的重要基础, 也是对其开采的策略进行准确合理实施的前提。因此, 在实际的油田开采的过程中, 要能够和实际的情况相结合针对地质结构的不同采取不同的开采措施, 有针对性的对油田进行开采, 这是对于我国的油田开采事业健康发展的关键。

参考文献

[1]李道品, 罗迪强.低渗透油田开发的特殊规律——低渗透油田开发系列论文之一[J].断块油气田, 2014.

[2]罗英俊.在全国低渗透油田开发技术座谈会上的总结讲话[J].西安石油学院学报 (自然科学版) , 2012.

[3]袁立甲, 眭金扩, 张亚琴, 王绍平.浅谈低渗透油田的开发难点及其主要对策[J].中国石油和化工标准与质量, 2013.

油田地质特征篇2

1.素填土：黄灰色，松散，含少量建筑垃圾和生活垃圾，一般厚度约0.40m，局部厚度达1.20m。

2.种植土：主要分布于拟建道路沿线的农田、经济林表层，黄褐色，松散，含植物根茎，一般厚度约0.4m.局部厚度达0.70m.3．淤泥质粘土：灰黑色，软塑-流塑状态，主要分布于沟、塘、暗沟、暗塘的底部。厚度一般为0.50-1.00m。

4.粘土：灰黄色，可塑状态，含少量铁锰氧化物及较多姜石（粒径2-15mm），夹粉土薄层。主要分布于拟建道路前段约1km,一般厚度0.8m~2.8m。

对油田地质实习的思考和认识篇3

一、让学生尽快熟悉钻采设备

资源勘查工程专业大学生油田地质实习教学所涉及到的采油设备非常多，如游梁式抽油机、皮带式抽油机、螺杆泵、电潜泵等采油设备。这些设备虽然在性能、结构、工艺上各有优缺点，但根据不同的条件选用，都能发挥积极的作用，例如游梁式抽油机,以其安装方便、调试简单、使用可靠、应用灵活而在大多数的采油井上使用。另外，还有各种注水设备、输油管线及设备、井下作业及井下管柱。在课堂教学中，大学生很难接触到这些设备的现场选用原因和应用情况的反馈，如果任课老师不熟悉，有的甚至自己都没见过，就很难保证教学质量。因此，让大学生熟悉钻采设备是课堂教学的一个很大的补充，具有重要的意义。在实习组织过程中，不仅要尽量安排大学生熟悉各种设备的原理、工作流程，还必须保证人身安全与生产安全。

二、让学生体验真正的油田生活

据调查，参加油田地质实习的大学生绝大部分都将去油田工作，他们对熟悉油田生活抱有很大的期望，具有很高的兴趣。如果把学生安排到一个艰苦的环境中，让他们体验真正的油田生活，其感受又将如何呢? 现场实习与课堂教学是完全不同的。第一，安排实习的工作地点经常变化，与住宿地点都有较长的路程，除较远的工作地点安排汽车接送外，同学们大多数时候都要走几公里路才能到达工作地点，特别是跟随采油工去巡井的学生，还得背着仪表和管钳，特别辛苦。第二，虽然安排了专门的食堂,仅提供早餐和晚餐，但过时不候; 中餐安排盒饭或就近由采油队提供简便的餐饮，学生没有选择的余地。第三，学生要接受工作环境的考验，实习时间为开学头四周，天气正冷，遇到下雨，全身被浇个透，还必须完成实习任务，接受“三老四严”教育，即对革命事业，要当老实人,说老实话，办老实事; 对待工作，要有严格的要求，严密的组织，严肃的态度，严明的纪律。 “三老四严”是油田企业文化融会中华民族优秀文化传统最基本、最典型、最生动的概括和总结,它是无法在书本中学到的。事后大多数同学说，大学四年，最难忘的就是这一段时间。

三、加强实习基地建设

2007 年初，江汉采油厂成为长江大学实践教学基地，实习基地建设成为实习教学效果的重要保证。近两年来，江汉采油厂对原有用于职工培训的采油工具实习基地、采油井口实习中心、采油集输系统实习基地都有所投入，对教学条件、用水、用电及其他教学、生活设施进行了改造，同时加紧对新的实习基地的建设，这些实习基地全部对大学生开放。为了取得最好的实习教学效果，江汉采油厂按学校的要求选派了有丰富经验和较高业务水平的技术人员负责教学工作，教学内容包括采油工艺、采油地质、采油动态分析、钻井地质、油气集输工艺等。我们还将采油厂自导自拍的8集采油技术系列电视教学片用于大学生的实习教学，收到了良好的效果。为了保证大学生的人身安全和油田生产安全，我们还安排专人负责采油井场、集输油站、联合站、作业井井场的安全教育与安全监督。

四、实习教学方法探讨

（1）实习教学应结合生产任务。油田生产任务繁重，經济指标深入到油田生产的各个方面，如何将大学生的实习行为纳入到油田生产管理中并产生一定的经济效益，对采油厂或学校来说都是一件非常有意义的事情。对于资源勘查专业高年级大学生来说，油田地质实习完全可以向本专业相关的市场靠拢，教和学完全可以放到经济建设的行为中，带着工程任务进行实习，让师生们的利益与实习密切相关。如果工地就是课堂，劳动就是学习，大学生在油田学到专业知识的同时，还练就一身不怕吃苦的本领，生产任务结束后还能获得一份较满意的收入，这种干、教、学相互有机结合的教学方法一定会受到师生们的欢迎，同时也会受到油田的欢迎。

（2）给学生更多的自主权。油田地质条件复杂，对参加实习的学生来讲，要完成实习任务是有一定难度的，除了对地质问题、采油工艺有必要的认识之外，很大一部分就是对地质思维的领悟。在油田动态分析教学环节中，刚开始时，同学们总是普遍反映迷雾一片，如果经过一段时间的思考,随着认识的深入往往迷雾逐渐被拨开，对地下地质现象有了基本的了解，同学们的地质思维能力也得到提高。这种提高是实习的主要目的。大学生的工作能力正是在这一次次的提高中得到了质的飞跃。如果在实习过程中给学生更多的自主权,相信将取得更好的实习效果。现阶段的现场教学采取了以油田技术人员言传身教为主，学校专业教师理论解析为辅的办法,教学过程还没有真正全面坚持以学生为主体、激发学生独立思考、培养学生发现问题解决问题为目的的教学方式，实习教学整体效果有待提高。

（3）在地质实习中培养学生的观察能力。在地质实习中应该明确观察的目的，引导学生定向观察，如果教师不强调每次路线的目的，学生很容易变成看热闹，每条路线上观察的目的点明了，就能把学生的注意力一下子吸引到主要问题上来，取得较理想的效果。指导学生重点观察，不同的地质现象需要观察的重点不同。因此，每条观察路线，我们都注意训练学生掌握重点观察的能力。学生在明确了观察目的以后，按照一定的观察顺序，就可根据认识不同地质现象的关键所在，分析和认识不同的地质现象。

五、结论

野外地质实习是一个丰富且生动的课堂，对于一名石油专业的学生是很重要的，因此探究高校的石油地质实习的新模式是非常重要的，也是切实可行的.

参考文献:

[1]张光明.石油工程专业人才培养模式研究与实践[J].中国地质教育，2000（2）

[2]案光忠冯秀丽，野外地质实习中的启发式教学[J],中国地质教育，2002

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浅析油田地质特征与开发对策篇4

1 油田地质特征的分析

1.1 对主要地质特征的分析

地质底层的种类是多种多样的, 对地质底层种类的划分是在油田开采过程中一项重要的技术指标。在对油田特征分析之前, 首先要熟悉并了解油田相应的地质特征有哪些, 还要对可能存在油层的地质层进行了解、对油层的空间形态进行分析;其次, 还要对油田的生油层、储集层的相应形态进行判断分析。最后。对上述的分析都要基于对油层的对比分析。油层对比是在对地下含有的矿物质、岩石的组成情况进行分析从而确定的。

1.2 地层对比分析

通过对地层信息的初步了解, 可以为油田的开采奠定良好的基础。地层对比分析的主要需要参考岩石的岩心情况, 岩石的物力性质、带电状况、接触关系以及岩石的具体的结构等, 并构建标准化的剖面图, 对地质的各层进行对比分析, 得出数据图, 完成地层的对比分析。

1.3 油层分布状况分析

油层分布状况的分析, 需要我们用到一系列的数据, 如:油层对比剖面图、油层的连通图、油砂平面图等。并逐步认识到含油砂岩在地层中是由连通体和含油砂岩组成的。油层的对比剖面图主要是用来研究油层的分布、以及砂层纵横向变化规律的图像。在绘制油层对比剖面图时要遵循项目列项要全面、各层的剖面深度要一致、产生的剖面深度与电测量的深度误差不大0.2米等要求。油砂体平面图在绘制过程中要求以所选层中最小的为单位, 再对油砂体的数据进行标准化, 最后确定以油层有效厚度为划分界限的油砂体边界。

2 油田的开发对策

通过对油田特质的测定与分析, 对其有了一定的了解后, 采取对应的以下的开发对策。

2.1 注水开发法

油层的开发和对油层的划分, 需要在油层里注水、注气, 对其注入的水、各种气体等与油层的岩石产生一系列反应, 与储集层产生物理反应, 使油层中的油、气、水的比例发生改变, 油田相应的地质情况也有可能跟着发生改变。在对油层不断的注水作用下, 岩石内的粘土矿物质被不断循环的水冲洗掉, 这样可以加大储集层的孔隙度和渗透率。当油层的温度高于对其注水温度时, 注入的水与油层不断进行温度交换, 这使得储集层温度的不断下降, 油层的温度也跟着不断下降, 然后大量的轻物质和石油便被开采出来。

在进行注水的时候要注意以下几方面:首先, 要使注入的水沿着亲水岩石颗粒的表面, 其次, 注水时要选择孔道较大的, 渗透性比较好的通道, 同时, 在亲水的油层中存在毛管力的作用, 毛管力在细小孔道中对油水的交换起着动力作用, 这样就把小孔道里的石油挤出。

注水开发可以对亲水层里的油进行开采, 开采效果好并提高了驱采效益。

2.2 油田构造和石油储藏分析法

对油田构造的分析以及对油储藏可能的位置的确定, 需要收集大量的数据并对其进行仔细的推敲和分析。读数据的分析首先要了解被开发的油田的地质断层情况、地层分层和其变化情况以及油田附近有哪些油井的信息。然后根据这些信息计算并绘制出地下油井的位置, 最后, 要科学的分析地质的剖面图以及地质的断层情况。在对油储的分析过程中, 要尤其关注水和油的分界和水油过渡带、含油面积、油储的高度等数据。根据这些数据分析油和水对应分布的规律从而确定油水的边界。

2.3 采用精细的地质研究成果

对地质研究进一步深入, 以得出更加精细的地质研究成果, 从而来提高采油的效率, 如:确定在河道砂体的边缘因为一些物理性质的变化差异而剩余油, 如果能的出相应的详细的地质研究成果, 在以上的剩余油的地区进行对油井的补孔、酸化、压裂和卡封, 进行平面层间的挖潜和调整来提高采油率。所以, 采用精细的地质研究成果提高油井的开采量是一种行之有效的方法。

3 结语

合理的油田的开发造福人类, 提高油田的开采效率可以减少浪费。通过对油田地质层的对比分析, 对油田分布状况的深入了解来确定合理的开采方法。采用注水开采法可以提高对亲油层的开采效率:对油田的构造和油储的分析, 为采油提供了技术材料的支持, 使人们对油田的开采更科学合理;对地质不断的研究得出精细的研究报告从而提高油井开采的效果。

摘要：建国以来, 我国的油田开采事业进行的如火如荼, 石油、天然气等作为基础能源, 为社会的很多行业做出了巨大的贡献。在油田开采过程中首先要对作为开采对象的土地进行地质的勘探, 并分析其特征是否符合开采要求, 在确定地质特征适合开采之后, 再选择科学合理的开发对策, 从而提高开采效率和出油率。

关键词：石油开采,地质特征,开发对策

参考文献

[1]贾显英.浅谈油田实物地质资料管理的现状与对策[J].兰台世界, 2010年, 第19期:22~24.

[2]张磊.关于油藏地质特征及开发对策研究[J].中国石油和化工标准与质量, 2012, (05) .

[3]袁立甲, 眭金扩, 张亚琴, 王绍平.浅谈低渗透油田的开发难点及其主要对策[J].中国石油和化工标准与质量, 2013, (07) .

[4]夏长淮, 刘军, 郑玲, 刘强鸿, 盖春华, 刘文英.新民油田中洼北油藏特征及开发对策[J].西部探矿工程, 2010, (05) .

[5]袁立甲, 浅析低渗透油田开发难点及其主要对策[J].中国石油和化工标准与质量, 2013 (07) .

冀西石湖金矿成矿地质特征篇5

冀西石湖金矿成矿地质特征

以幔枝构造成矿理论为指导,根据石湖金矿的地质特征、成矿物质来源、矿石品位变化、成矿控矿构造分析,指出石湖金矿区深部及外围均具较大找矿潜力.

作者：牛树银陈超孙爱群王宝德马宝军姜晓平赵永利高银仓 NIU Shuyin CHEN Chao SUN Aiqun WANG Baode MA Baojun JIANG Xiaoping ZHAO Yongli GAO Yincang 作者单位：牛树银,陈超,孙爱群,王宝德,马宝军,NIU Shuyin,CHEN Chao,SUN Aiqun,WANG Baode,MA Baojun(石家庄经济学院资源学院,河北,石家庄,050031)

姜晓平,赵永利,高银仓,JIANG Xiaoping,ZHAO Yongli,GAO Yincang(石家庄综合地质大队,河北,石家庄,050081)

刊名：黄金科学技术 ISTIC英文刊名：GOLD SCIENCE AND TECHNOLOGY 年，卷(期)： 16(6) 分类号：P618.51 关键词：幔枝构造成矿作用控矿构造找矿预测地质特征冀西石湖金矿

地质特征及找矿前景探讨篇6

关键词：青海；地质；矿产

1.矿区地质特征及矿体特征

1.1地质特征。矿区属于东昆仑的地层区，此区地层的各群、组之间都以断层接触为主，呈断块地产出，地层主体的走向呈现为近东西向。矿区主要的地层为上元古界万保沟群上碎屑岩组，岩性多数为浅灰灰岩、浅灰绿色板岩和变砂岩等。板岩和变砂岩均有局部破碎；局部的褐铁矿化和黄铁矿化发育较好。金异常则主要反映于该异常中。矿区属于断裂构造发育，延伸方向主要是近东西向，而南北向、北西向也有规模不同的金矿产出。断裂性质主要为压扭性，其次为平移断层，多数是逆冲断层；沿着断裂走向，受到构造的挤压作用，发生岩石破碎和强烈蚀变，片理初步发育，形成了宽窄不同的蚀变带，也是储矿找矿的地区。矿区内的岩浆岩活动比较强烈，常有大面积燕山期斑状的二长花岗岩体入侵，岩体呈现长方形的岩基，另外延伸侵入上元古界万保沟群组，面积达矿区的90%以上。

1.2金矿矿体的基本特征。矿点大地构造位置位于昆中断裂以南之昆南构造混杂岩带上矿点及其周边出露的地层主要为中-新元古代万保沟群温泉沟组，其岩性组合为灰绿色、灰色玄武岩、玄武安山岩、安山岩、熔岩火山角砾岩夹大理岩、泥质岩、硅质岩等，该岩组总体呈北西西-南东东向展布。矿点地处万保沟中、上游西侧的1∶5万水系沉积物AS9异常中，经踏勘检查发现矿化体多为含金铜石英脉，均产于中-新元古代万保沟群温泉沟组片理化带（蚀变带）内，矿化带长千余米，宽度在20-50m不等。矿点地处万保沟中、上游西侧的1∶5万水系沉积物AS9异常中，经踏勘检查发现矿化体多为含金铜石英脉，均产于中-新元古代万保沟群温泉沟组片理化带（蚀变带）内，矿化带长千余米，宽度在20-50m不等。含金、铜矿化石英脉在片理化带中顺裂隙产出。矿化集中地段，断续长度约1.8km，宽约10-30m，除此之外，其他地段的矿化呈细脉状（或稀疏浸染状）产出，一般长5-10m，宽约0.1-5cm，矿化体走向与地层走向相一致，倾角65-80°之间。矿点矿石类型较单一，主要为黄铜、黄铁矿化石英脉，矿石具浸染状、块状构造，他形粒状结构。矿石矿物为黄铜矿、黄铁矿，脉石矿物为石英、方解石等。经采样测试分析，铜含量最高1.11%，一般在0.07-0.78%之间，金含量最高17g/t，一般0.6-3g/t。

2.金矿找矿勘查工作存在的问题

2.1地质勘察技术存在不足。现阶段，我国在金属找矿的过程中经常采用一种地物化的三场异常相互约束的技术方法。在定位预测覆盖区以及老矿山的深部中经常用到这种地质勘察技术，并且在其中起到了重要的作用。尽管这项技术被广泛应用，促进地质勘察工作的创新，但仍然存在许多的问题。当前形势下，尽管在地质勘察中的异常情况圈定中经常用到磁、重以及电法，但是其在圈定深度以及隐藏的异常体边界的准确度还存在不足，需要进一步提高。各种非常规的深穿透地球化学勘查技术在隐伏元素异常应用中的效果十分明显，但在埋藏深度的勘查方面还有缺陷。现代先进的地震勘探技术可准确圈定地质结构中的各种构造面，可是无法找准金属矿产的主要位置。虽然这些方法有些缺陷，但在确定地质、地球化学、地球物理异常中还是常见的方法。

2.2对金矿勘察风险认识不足，组织不完善。金矿找矿勘查工作具有一定的风险性，但是对于此项工作的风险认识不足也是影响找矿及勘查工作开展的重要问题。没有认识到风险和投资之间的关系，由于金矿的找矿勘查工作能够达到成功找到金矿资源的程度需要花费很长的时间，投入很多的人力物力，需要承担一定的风险，而且专业性和操作性比较强，所以导致很多金矿找矿勘查工作单位对此项工作开展的认识不足，投入资金、人力物力不足影响勘查，或盲目的投入追求高效益而承担风险。两者都不会去的良好的成果，不能够获取最终的经济效益。同时由于我国对勘查投资没有良好的法律环境支持，勘查的资本市场没有完全建立起来，从而导致资金的引进不够顺利，加之社会对矿产勘查的认识不足，投入到勘查领域的社会资金也非常有限，从而使得金矿勘查工作不能够顺利的开展；其次，矿产资源和产业体制改革及开放滞后，没有能够形成完善的矿产勘查投入机制，不能够适应市场经济发展的要求，国家对商业化金矿勘查的经费将不再负担，这就导致了金矿找矿勘查工作出现投资真空，勘查工作无法有效组织；再者，金矿勘查单位的组织不完善，勘查队伍不仅规模小，而且技术能力不足，勘查单位对勘查结果不重视等等，都影响勘查工作的开展。

3.如何更好地进行勘察找矿工作

3.1物性工作。对一个工区内的物性特征掌握的越好，对物探异常的最终解释就越有利。采集物性标本时，对测区内各类岩（矿）石均应系统采集，采集的每种标本数量大于30块。采集标本时，地质技术人员与物探技术人员一同采集，确保标本采集覆盖测区各种岩性；标本应及时定名、编号，且详细记录采集位置，各类地质标本采集力求分布均匀且具代表性。

3.2野外总场测量。磁场测量时要严格做到仪器操作员身上无铁磁性物品；探头高度为2m；探头要求保持水平；探头方向尽可能置于南北方向；地磁日变观测始与测点观测之前，终止于测点结束之后；为了能测出地磁场日变化的细节特征，提高日变改正精度，日变观测的读数时间间隔为10秒，并且日变观测仪器和测点观测仪器的记时达到秒一级同步。野外观测时，对突变点、可疑点等进行了重复观测，在异常地段适当加密了测点。每日野外工作结束后对取得的数据进行了改正，将每天日变资料及野外测点观测的原始数据直接输入计算机，然后在计算机内进行自动日变改正。包括梯度改正、纬度改正、高度改正，采用冯治权所著软件，将每个测点的X、Y、Z输入可直接进行高度、梯度、纬度改正。野外观测数据经室内日变、高度、正常梯度、基点改正，最终求得ΔT值。

4.结束语

万保沟金矿矿点地表出露有一定的规模，根据地质条件分析，成矿条件较好，与化探异常套合。根据成矿条件，与化探异常套合较好等成矿事实分析，该点对于该地区的找矿，特别是寻找与海相火山岩有关的块状硫化物矿床，仍具有一定的指示意义及找矿前景。

参考文献：

[1]张乾，青海省格尔木市万保沟金矿地质特征及成因浅析[J].西部探矿工程，2012（9）.

[2]马忠贤，贾吉还.青海果洛龙洼金矿地质特征及找矿潜力分析[J].黄金科学技术，2012.

[3]刘江峰，青海省扎麻什西沟金铜矿床地质特征及成矿条件浅析[J].黄金科学技术，2013.

红河油田长8储层的地质特征篇7

红河油田位于鄂尔多斯盆地西南缘, 构造上位于天环向斜的南端。整体来看, 地层平缓西倾, 构造比较简单, 但局部发育小型断层及低幅度的鼻状隆起[1]。长8油层组在该区发育厚度一般在70~90m, 主要为一套灰色中-细粒岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩及少量长石砂岩与灰色、暗色泥岩、炭质泥岩的互层组合[2], 主要沉积相类型为辫状河三角洲、水下冲积扇、曲流河三角洲[3]。相关研究表明, 长8期红河油田所在区域发育了两期水进型辫状河三角洲沉积, 形成了以辫状河三角洲水下分流河道和河口坝为主体的储集相带 (长81、长82) , 构成了油气聚集的良好储层[4]。

1 长8油层组的小层划分

结合区域背景资料, 在对比研究区岩心、岩屑录井剖面以及测井相分析等资料的前提下, 按照沉积旋回及粒序特征, 将区域内长8油层组进行了细分。在划分出长81、长82的基础上, 按照沉积微相特征将长81细分为3小层、长82细分为2小层 (图1) 。

2 长8油层组沉积微相划分

通过研究区大量的岩心观察、薄片鉴定资料分析、沉积构造及其组合和测井曲线响应特征分析等综合研究, 认为长8油层组主要沉积相类型属于三角洲相里面的辫状河三角洲前缘沉积。具体可细分为水下分流河道、水下天然堤、水下决口扇、河口坝和水下分流间湾5种沉积微相[3] (表1) 。发育的沉积构造有交错层理、平行层理、块状层理、水平层理、透镜状层理、脉状层理、韵律层理、包卷层理等。

水下分流河道沉积特征与通常意义上的河道沉积相似, 只是水动力条件相对要弱一些, 纵向上表现为正韵律或复合正韵律, 底部具冲刷面, 向上为中厚层状细砂岩, 夹薄层粉砂岩、泥质粉砂岩和粉砂质泥岩。常发育有平行层理、板状交错层理、槽状交错层理等。自然伽马、电阻率曲线常呈钟形或箱型, 自然电位曲线一般为顶底突变的箱型多期叠加[5]。

河口坝砂体在本区主要发育的岩性为中-细砂岩, 在纵向上呈下细上粗的反韵律, 常见水平纹层、波状层理、沙纹交错层理、包卷层理、透镜状层理等。自然伽马、电阻率和自然电位曲线均呈中高幅的漏斗状。

分流间湾以细粒沉积为主, 在本区岩性主要由灰、深灰色粉砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩及泥岩组成, 具平行层理及波状层理。自然电位曲线相对低平, 中间夹微幅值负异常, 视电阻率曲线为低阻。

3 储层砂岩的岩石学特征

红河油田长8储层砂岩主要由细砂岩和少量中砂岩组成, 以长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩为主, 此外还有少量的岩屑砂岩。颜色以灰色、浅灰色、灰绿色最为常见。砂岩的成分成熟度普遍较低, 碎屑组合以石英、长石、岩屑质量分数近等, 富含喷发岩及浅变质岩屑为特征。石英含量一般为38%~53%, 长石含量一般为20%~41%, 岩屑及云母一般为23%~34%。云母体积分数偏高, 吸水膨胀、杂基化较严重, 会造成储层孔隙度的降低。颗粒磨圆度以次棱角状为主, 分选中等至好, 以点-线和线状接触, 结构成熟度中等。

4 储层物性特征

综合研究资料表明, 红河油田长8储层含油气丰度低、渗透率低, 纵向和横向上非均质性较强[1,2,3,4,5]。细砂岩是长8地层的主要含油气储集层, 以自然电位明显负异常、低自然伽马值及微电极差异幅度大为特征, 含油细砂岩电阻率较高, 油层电阻率一般大于25Ω·m。

长8储层发育粒间孔隙、粒内溶孔、铸模孔隙、特大孔隙、裂缝孔隙和微孔隙等多种孔隙类型, 其中以粒间孔隙最为发育。局部发育的特大孔隙和伸长状孔隙表明该区发生了一定规模的次生溶蚀作用[6]。

根据长庆油田相关研究结果, 参考区域地质资料, 将红河油田长8碎屑岩储层进行了分类 (表2) 。

对多口井岩心样品的分析结果统计, 长8砂岩孔隙度最小1.5%、最大14.7%、平均10.8%, 主要分布范围在7%~13%;渗透率最小0.50×10-3μm2、最大0.64×10-3μm2、平均0.40×10-3μm2, 主要分布范围在 (0.16~0.58) ×10-3μm2;属于低孔、特低渗储层。

5 成岩作用对长8储层性质的影响

5.1 压实、压溶作用

碎屑岩储层的成岩压实强度与深度的关系较为密切, 而压实强度对孔隙度的影响很大。研究区长8储层所处的深度一般大于2000m, 正处于孔隙度被逐渐压缩的阶段。随着长8储层砂岩中填隙物之黏土矿物含量的增加, 储层孔隙度有减小的趋势, 渗透率也随之降低。黏土基质较高的砂岩有利于机械压实作用的进行, 减小自生孔隙, 同时也抑制了储层内流体的流动, 结果是储层内孔隙喉道变得迂回曲折, 大大降低了渗透率[6]。

压实作用是早期的主要成岩作用类型, 主要表现为沉积物在负荷压力作用下不断排出孔隙水, 孔隙体积缩小, 孔隙度下降。随着油层埋深的增加, 上覆地层压力的加大, 压实作用的结果由物理变化向化学变化转化, 最终导致压溶作用的产生。压实、压溶作用使原生孔隙度迅速降低, 一般来讲, 石英颗粒的抗压实能力最强, 长石次之, 岩屑的抗压实强度最小[7]。

5.2 次生溶蚀作用

红河油田延长组砂岩中次生溶蚀作用很明显, 以与有机酸有关的长石、岩屑的溶蚀为主。长8、长7广泛发育的厚层暗色泥岩, 在有机质热演化处于成熟阶段, 有机酸浓度很高, 富含有机酸的溶液在热演化过程中释放出二氧化碳并大量侵入砂岩, 是造成砂岩中长石和岩屑等不稳定颗粒发生广泛溶蚀的主要原因[7]。

5.3 胶结作用

研究区长8储层砂岩主要以黏土矿物胶结为主, 胶结物中绿泥石、伊利石、蒙脱石含量高, 而埋藏相对较深更加促进了成岩胶结作用的进行。胶结作用是使储层孔隙度降低的主要因素, 自生胶结物对储层影响的总趋势是使孔隙和喉道变小, 使得孔隙形态复杂化, 大大降低储层的渗透率。严重时会使岩石丧失储集性能而成为非储层, 如一些岩石中的晚期方解石胶结物将孔隙空间全部堵塞, 使其成为致密岩石[7]。

压实、压溶及胶结作用大大降低了红河油田长8储层砂岩的孔隙度和渗透率。但长石、岩屑的次生溶解作用形成的溶蚀孔隙又使得储层渗透率及孔隙度得到了二次改善, 加上环边绿泥石形成之后, 岩石骨架颗粒间相对位置基本固定, 增强了长石、岩屑颗粒的抗压实强度, 从而使粒间孔隙得到了较好的保存, 反而改善了储层的孔渗性能。

6 结论与认识

本文从红河油田长8油层组的沉积相特征研究入手, 通过微相划分、储层砂岩的岩石学特征、物性特征及影响因素等方面的详细论证, 总结了该区域长8储层的地质特征, 主要有以下几个方面:

(1) 红河油田长8油层组是一套辫状河三角洲前缘亚相沉积背景下形成的多旋回沉积, 水下分流河道和河口坝微相是该套地层储层最发育的相带;

(2) 储层岩性以中-细粒长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩为主, 颜色以灰色、浅灰色、灰绿色为主, 成分成熟度较低, 结构成熟度中等;颗粒磨圆度以次棱角状为主, 分选中等至好, 以点-线和线状接触为主;

(3) 压实、压溶及胶结作用大大降低了红河油田长8储层砂岩的孔隙度和渗透率, 黏土矿物的高含量也加剧了储层物性的变差;但区域内广泛发育的次生溶蚀孔改善了储层的孔渗性, 对油藏的形成起到了很重要的作用。

参考文献

[1]李潍莲, 刘震, 王伟, 等.镇泾地区延长组八段低渗岩性油藏形成过程动态分析[J].石油与天然气地质, 2012, 33 (6) :845-851.

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[4]崔小丽.镇泾油田长8储层合理井网论证研究[D].西安石油大学硕士学位论文, 2011, 5:5-15.

[5]李功强, 赵永刚, 陈利雯.镇泾油田长81储层测井相研究[J].石油地质与工程, 2011, 25 (5) :41-44.

[6]张金亮, 司学强, 梁杰, 等.陕甘宁盆地庆阳地区长8油层砂岩成岩作用及其对储层性质的影响[J].沉积学报, 2004, 22 (2) :225-232.

油田地质特征篇8

杏子川采油厂化子坪区黑山梁区块位于陕西省安塞县化子坪乡两侧贺庄沟油区西侧, 区域面积20km2。研究区内主要含油层位为长6油层组, 2004年已全面投入开发, 目前勘探开发程度较高。区内有一水系, 贺庄沟由西向东横贯该区, 地表为黄土覆盖, 地面海拔高度差可达150~250m。但黑山梁区块分布仍有一定规律, 呈南北向展布, 为油田的勘探开发奠定了一定基础。井位原则上均顺梁走向布置大位移的纵式井组。沟谷中出露地层为白垩系洛河砂岩, 洛河砂岩的存在为油田的注水开发提供了良好的水源条件, 包茂高速公路从油田旁穿越, 该区的交通条件较为方便。

2 储层特征研究

2.1 储层发育特征

长6层砂岩矿物成份以长石为主, 其含量在60%左右, 石英含量25%左右, 岩屑及其它约占15%左右, 属低成熟度的岩屑质长石粉细砂岩。分选好, 平均粒径0.168mm, 粒度分选0.45, 成岩作用强烈, 大量的原生粒间孔在成岩过程中被破坏, 从而形成低孔、低渗的特低渗储层。但本区长6砂岩填隙物中含浊沸石, 浊沸石主要充填于砂岩粒间孔隙中, 浊沸石的形成和溶蚀, 对长6砂体的成岩和孔隙演化起了十分重要的作用。岩石颗粒间浊沸石的充填起了支撑砂岩骨架颗粒使之免遭进一步强烈压实和压溶作用, 并为后期地下水的溶蚀奠定了物质基础。而无浊沸石充填的砂体则因缺少浊沸石的支撑作用, 砂岩骨架颗粒被强烈压实、压熔而成嵌合状, 原生孔隙残留无几, 又无浊沸石溶孔, 因而成为低渗透砂体。长6层面孔率可达15.51%, 剩余粒间孔为5.1%, 长石溶孔1.41%, 岩屑溶孔0.99%, 浊沸石溶孔8.01%。

2.2 储层分布特征

在三叠世的早、中期, 鄂尔多斯盆地内由于气候比较干燥, 所以主要以河流、湖泊相沉积为主;在三叠世的晚期, 气候从干旱转变为温暖潮湿, 鄂尔多斯盆地发育一大型内陆淡水湖泊;晚三叠世末时期盆地基底抬升, 湖盆消亡。在湖盆发育、扩张期沉积主要形成了巨厚的深湖、半深湖生油岩系, 而在湖盆稳定沉降期间, 主要发育三角洲沉积体系, 在湖盆衰退时期, 湖沼相泥岩最为广泛发育, 形成了良好的生、储、盖层。沉积物源主要来自北、北东方向, 向西南和南方延伸, 砂体相对较为发育, 其砂体大量叠置呈厚巨层状。

3 油层分布特征及流体性质

3.1 油层分布特征

本区延长组长6时期, 随着湖盆的萎缩, 广泛的发育三角洲前缘水下分流河道砂体, 是本油田的主要储集层段。其下伏的长7为半深湖相的泥、页岩厚度大、分布广泛, 是长6油藏的直接油源岩。长4+5晚期广泛分布的漫滩湖沼相沉积构成了长6油层组的区域性盖层, 同时长6油层本身发育的分流间湾沉积以及自身砂岩的成岩变化亦为其油气的储集提供了良好的岩性遮挡与封盖条件。长7~长4+5沉积垂向上构成了一个完整的生储盖组合。

油藏分布在三角洲前缘水下分流河道砂体最发育的部位, 具有含油砂体分布面积广, 连片性好的特点, 由于水下分流河道的侧向迁移, 储集层 (砂体) 交错叠置, 油藏的分布也表现了交错叠置的特点。油藏受带状砂体控制, 含油性受岩性、物性控制。由于储层物性差, 非均质性强, 含油性变化也较大, 油水分异不明显, 无油水界面, 为典型的弹性—溶解气驱动岩性油藏。

纵向上, 油层在从长63到长61都有分布, 但在长62中分布最广, 连片性最好, 油层也最厚。在长62油层中又以长62-2油层最为发育;其次在长61, 其油层分布不连续;长63油层底部分布最差, 只有个别井有油层发育, 几乎不连片。油层主要发育在渗透性较好的三角洲前缘水下分流河道储集层中。

3.2 流体性质

研究目的层的原油性质具有“三低”的特点:即具低密度0.84~0.85g/cm3, 低粘度 (地面4.8~7m Pa·s、地下2~3m-3Pa·s) , 低凝固点19~20℃, 含蜡量11%~20%。本区天然气属油藏中的伴生气为湿气, 其相对密度0.9~1.2, 甲烷含量42.8%, 伴生气中C3+C4总量达到27.5%, 不含硫, CO2含量一般占1%左右。研究区储层中的地层水属封闭的高矿化度氯化钙型水, 矿化度为77.6~89.2g/L, p H值为5.9~7.0。

4 结论

(1) 长6层沉积物源主要来自北、北东方向, 向西南和南方延伸, 砂体相对较为发育, 其砂体大量叠置呈厚巨层状。

(2) 长6层分布在平面上油层连片分布, 但连通性较差, 连通系数为65.0%, 平均油层厚度19.8m, 东部及东北部油层较发育, 向西部逐渐变薄。纵向上是具有层数多、单层薄的特点。

参考文献

[1]赵俊兴, 陈洪德等.鄂尔多斯盆地中部延安地区中侏罗统延安组高分辨率层序地层研究[J].沉积学报, 2003 (21) :307~312.

油田地质特征篇9

1 油气田地质特征

在分析油气田的地质特征时, 应从四个方面入手, 即地质构造特征、沉积特征、储层物性特征及岩性特征、油层分布及砂体分布特征。地质构造特征分析是了解油田地质的前提, 只有在明确构造特征的基础上才能够为其他特征的分析提供依据。在分析油田当中油层地质单元时, 需要考察的指标包括单油层、砂层组、油层组及含油层系[1]。单油层指的是油层当中的小分子层, 其内部含有不同的隔层分隔。砂层组指的是单油层组, 如砂层组相同, 则单油层的岩性基本保持一致。油层组由砂层组构成, 其底层及盖层均由泥岩构成。含油层系指的是油水特征、岩石类型及沉积成因基本一致的多个油层组, 同一含油层系具有相似的底界面及顶界面。除了以上分析的几种地层特征之外, 储层特征分析也是油田地质分析的重要工作, 储层特征分析包括综合评价、模型建立、地质因素、裂缝性研究及非均质分析等。

2 油气田地质特征对油田开发的影响分析

2.1 对驱油效果的影响

驱油是开发油气田的重要步骤, 笔者在实践工作中发现, 相对于亲油油层而言, 亲水油层具有更好的驱油效果。亲水油层具有良好驱油效果的主要原因包括两种:

(1) 注入水之后, 亲水岩石表面就会形成水流, 水流在岩石颗粒中运动时, 存在于岩石孔隙当中的石油就会被快速驱出, 剩余油滴仅存在于较大的孔道当中。由于注入水容易窜进亲油岩石当中的高渗透及大孔道, 因此亲油岩石当中的狭小孔隙及孔壁难以实现有效驱油。

(2) 由于亲水油层当中存在较为强烈的毛细作用, 所以在进行驱油时毛细作用能够提供油水交换动力, 确保石油能够及时从油层中驱出。从另一方面来看, 将水注入亲油油层时, 毛管力相对较弱, 因此在进行驱油时会产生一定的反作用力, 对正常驱油造成不良影响[2]。此外, 地质特征还会通过间歇注水对油井产量造成影响。间歇注水是开发油气田的重要手段。间歇注水的过程中会对地层中的流体分布造成影响, 如停注, 则在一定程度上可以使石油含水率得到控制, 但间歇时间过长时, 就会导致油层压力不断降低, 因此可能会降低油井的产量。

2.2 油田后期开发中受到的影响

在开发油田时需要采出大量的油气, 当部分油气被采出后油层压力就会不断下降。当油层压力过小时, 便会对后期开发造成不良影响, 因此为了能够正常开采原油, 则必须将水或气注入到储层当中, 以便能够避免油层能量受到影响。因油层岩石与注入的水、气会发生相互作用, 所以油田储层物理性质及特征会不断发生变化。当油层分布及储层物性等地质特征发生改变时, 会引起油层中的水性质、气性质及油性质出现改变, 进而影响到原油质量[3]。另外, 由于开发油田时需要长期注水, 当油层被注入大量水时, 就会导致储层的渗透率以及孔隙度不断增加, 因此会对后期油田开发中的地质录井工作造成一定的影响。如油层温度高于注入水的水温, 则会导致原油中轻质组分的含量过大。

2.3 利用地质特征提高油田开发效率的措施

有效了解油气田所具有的地质特征不但能够保证油田开发工作的有效进行, 同时还可以为油田开发方式的改善提供有效的参考依据。为了提高油田开发效率, 则在分析其地质特征时, 可以从以下几个方面入手:

(1) 如油田的储层及构造较为复杂, 则应不断深入研究主力油层系及周围的油层系, 以便能够找出新层新块及含油砂体等, 从而为储量及产能的增加提供有效保证。在研究主力油层的过程中应注意收集好相应的测井资料、钻井资料及地震资料等。

(2) 对于已经开发的老油田, 则要对油气田当中的油层进行重新对比, 并同时根据分析资料对各个断层重新进行优化组合, 以便能够做到精确描述老油田的油藏情况。在对油田储层展布及构造变化情况进行分析的过程中, 应注意适当外扩含油边界, 以便能够为储量的增加提供参考。如油层段的电阻较低, 则可对有效厚度的下限标准进行重新分析, 以便可以发现漏滑的油层。此外, 如发现存在水窜及气窜油层, 则可以依据地质资料对原有的开发方案进行补充。

(3) 在复核地质储量时, 应选择2~3个具有较大开发潜力及储量规模的开发区进行地质评价工作, 并做好储量估算、储层评价以及地质构造复核等相关工作[4]。

(4) 如需要开发非均质油田或采用大段合采的方式开发油田, 则可以先利用地质资料建立起油藏数模, 并利用计算机数模对剩余油的分布状况进行模拟预测, 以便能够将剩余油富集钻井及地层段找出, 从而为油井位置的调整提供依据。

(5) 应根据地质资料状况对油田中所使用的采油工艺进行认真评估, 同时制定出相对应的油井举升优化方案, 为油田产量的增加提供有效的技术参考。此外, 还应根据地质特征对地面采油设施进行评估, 以便为地面采油工程系统的优化提供技术支持。

3 结束语

综上所述, 油气田的地质特征与油田开发工作息息相关, 两者存在着相互影响的关系。为了能够有效改善当前的油田开发工作, 则应对油气田的地质特征进行分析, 如地质储量、储层分布状况及构造特征等。此外, 还应了解油气田地质特征对油田开发工作可能造成的主要影响, 以便可以通过利用地质特征资料提高当前的油田开发效率, 从而为我国油气产量的提供奠定坚实的基础。

参考文献

[1]杨小栋, 虎元林, 樊国禄, 张晓刚.开窗侧钻井眼轨迹控制技术在尕斯区块的应用[J].中国石油和化工标准与质量, 2012, 32 (6) :193-194

[2]袁建波, 王统, , 陈颖杰, 樊凯.试油中影响油气层安全因素的权重分析[J].西部探矿工程, 2011, 23 (1) :112-114

油田地质特征篇10

1.1 试油结果分析

试油结果是反映油田生产最初动态信息, 也是地下流体场、压力场等情况还未复杂化之前, 最能反映油层本身状况的动态信息。由于试油往往几个小层合试, 而各小层的沉积相及在沉积相控制下地各类储层特征也不尽相同, 因此在分析时尽量使用射开单层的试油结果。从射开单层的试油数据来看:试油产量较高的井均处于水下分流河道沉积的主体带上, 而试油产量较低的井均处于水下分流河道沉积主体带的边部、河道侧翼水下分流河道沉积的主体带砂体一般较厚, 更为重要的是这些区域是古水流流动的主体区域, 在受成岩作用较弱改造的情况下, 这些区域的泥质杂基少, 孔隙空间较为“畅通”, 同时在河道的主体部位, 砂体的横向连续性更好, 使得地下流体较为顺利地从地下孔隙空间内向射孔井眼汇聚;而靠近河道主体带边部或河道侧翼相沉积带内, 泥质杂基多, 孔隙结构非均质性强, 孔隙空间“畅通”性较差, 砂体的连续性较主体带差, 使得地下流体不能很好的地从地下孔隙空间内向射孔井眼汇聚, 从而试油产量也比相带主体带要低。

1.2 初期产能分析

初期产能是指投产之后前3个月产油量的平均, 经统计候市东部平均初期产能为4.17t/d, 最大初产为7.71t/d, 为候5-24井, 位于河道主体带上;最小初期产能为0.71 t/d, 为候5-20井, 位于河道侧翼。纵观候市东部初期产能的平面分布状况, 可以看出初期产能较高的井多位于河道发育, 砂体复合连片的有利区域, 而初期产能较低的井多位于不利相带, 如主河道的边部、河道侧翼及位于主体相为分流间湾的区域, 砂体及其周围连片性变差、物性变差, 这一规律与试油结果是一致的。

1.3 单井生产状况分析

沉积于不同相带的储集体, 砂体厚度不同, 物性不同, 储层非均质性也不同, 油井的产能也不同。注采井间的砂体储层的各类特征的匹配状况及砂体间的连通状况, 是影响油井产能及其变化特征的重要的因素。

调查表明, 研究区的油井生产状况可以分为三类:一类是产量3t/d以上, 二类是产量2~3 t/d之间, 三类是产量小于2t/d的。研究区绝大部分油井产量在2~3 t/d, 合计51口油井;其次是2t/d, 合计为37口井;生产时基本稳定在3t/d以上的井较少, 合计为14口井。产量稳定在3t/d以上的14口井, 有10口井同时射开长612和长62两个层, 且均处于河道主体带上;有3口井射开的这两个层中, 有一层处于河道主体带上;只有一口井处于非主力相带上。产量小于2t/d的三类油井, 绝大部分油井未分布在河道侧翼、席状砂、主河道侧翼, 分散在间湾泥中的河道砂体, 分布在河道主体带上的井较少。上述情况表明, “物质基础”是影响产能的主要因素, 分布在主体相带的井砂体厚度大, 孔道较粗, 砂体间连片较好, 产量较高;分布在非主力相带的砂体往往由于水动力强弱的频繁交替, 使砂体薄, 且泥质含量高, 砂体间夹层发育, 注采井间连通性变差, 产量常处于低水平。

另外, 从砂体厚度上看, 候市东部主力层长612和长62的砂体总厚度较大, 但其产量不高, 其主要原因在于单砂体较薄, 夹层多, 油层泥质含量高, 影响了含油性及产量状况。

2 油井见效见水特征分析

2.1 见效见水特征

动态分析表明, 研究区注水见效较为明显, 在不包括暴性水淹井外, 全区平均见效时间为31.3个月, 平均见效后过18.6个月可见注入水显示, 平均距投产日期49.6个月;东北平均见效时间为31.2个月, 平均见效后过15.4个月见注入水显示, 平均据投产46.6个月;全区平均见效时间为31.5个月, 平均见效后过25.6个月见水, 平均距投产55.3个月见水。东北和东南相比, 二者见效时间长短相近, 但见效之后, 东北区域较东南区域可较早地见到注入水, 相差9.7个月。

动态分析表明, 研究区油井多具有单一方向受效及见水的特征, 表现出受效的不均匀性, 其结果为未或微受效方位将是剩余油的主要残留区域。

2.2 见效见水特征分析

2.2.1 东北及东南见效见水特征差异分析

分析造成候市区东部之东北和东南见效见水特征差的原因为:二者在沉积特征差异, 以及不同沉积特征下的砂体厚度和物性不同所致。研究区目前射开的主要是两个主力层长612和长62, 从两个层位的沉积微相图可以看出, 在研究区的东北部河道发育, 且相互交汇, 所形成的砂体厚度大, 物性好, 孔道相对较粗, 注入水可以沿着某一通道快速到达生产井, 从而在油井可以测试到注入水;而在研究区的东南部河道不发育, 且相互之间不交汇, 所形成的砂体厚度小, 物性较差, 孔道相对较细, 生产井较长时间无注入水显示。

东北和东南平均见效时间无大差异, 分析认为, 虽然东北部的有利相带较东南部发育, 但见效的早晚影响因素较多, 如地质因素、超前注水、裂缝存在、射孔时机等, 这些因素综合在一起, 使得东北和东南的见效时间差距不大。下面还将叙述见效时间问题。

2.2.2 单井见效见水特征差异分析

对较早见效的井进行分析, 发现影响见效特征的因素较为复杂, 超前注水对见效快慢影响较大, 除此之外, 其他见效较快的井主要受地质因素的控制, 一般平行于古水流方向, 砂体连通性好, 见效较快。

见效及来水方向也受着超前注水、砂体展布方向的影响, 同时也受储层非均质性及裂缝特征的影响。如:由于候3-27井油层薄、夹层多, 造成注水井4-26与该井的连通性变差, 使注水井4-26的注入水主要流向其他井, 而对候3-27的水驱效果差;裂缝的存在, 控制了受效及见水方位, 如候3-25油井, 其顺水流方向的注水井为塞108井, 但由于由塞108至候4-23油井方向有裂缝存在, 使得塞108注入水很快向候4-23油井方向形成水窜通道, 流向平行古水流方向的候3-25的注入水少, 而候3-25主要受效于垂直于古水流方向的候4-26井。其他存在裂缝的位置在东南部较多, 有候12-23至塞92方向、候14-23至候14-24方向、候16-23至候16-24方向、候12-25至候12-26方向、候14-25至候14-26方向、候16-25至候16-26方向, 东北部的候5-21至候6-20方位, 相应的油井已水淹。

3 注采对应关系

研究中针对鄂尔多斯盆地为稳定升降型的沉积型盆地特点, 采取以沉积模式为指导、以标志层为基准、以厚度旋回为参考、以分级控制为步骤、动静结合反复对比为方法进行了精细小层划分与对比, 在此基础上, 对注采射孔对应状况进行了调查。结果表明, 非主力油层长611-1、长611-2、长611-3的射开程度很低, 这些层位将是挖潜的有利层位。主力油层长612和长62的射开程度高, 但仍有约10%~20%的井在相应层位未能对应射孔, 使注采井间对应差, 将影响开采效果。

见效及见水特征还与射孔的对应状况有关, 如候6-22井组中, 注水井候6-22与油井候7-22、油井5-21间的射孔对应程度差, 影响了水流方向, 同时影响了产能, 候7-22井产能低, 与注采井间射孔不对应有关。

注采井间的射孔不对应影响了油井产能及其见效见水特征。在平面图上和井组分析的栅状图中可以看出, 研究区还有部分注采井间射孔不对应及补孔的井层。

4 水驱油运动规律及剩余油分布特征

根据微观模型水驱油实验及油水见效见水特征分析、储层动用情况分析, 认为研究区层的水驱油运动规律及剩余油分布特征体现在以下几个方面:

4.1 储层地质特征

储层地质特征是影响水驱油运动规律及剩余油分布特征的主要因素, 注入水往往在平行于古水流方向、河道的主体带前进速度较快, 研究区层目前孔隙型水淹井的来水方位几乎均平行于古水流方向。垂直或斜交于古水流方位、非有利相带将是剩余油的富集区域。

储层裂缝的存在也严重地控制了注入水流向, 注入水沿裂缝方位窜进, 其他方位将是剩余油的主要区域。

4.2 射孔因素

油层未射开区域、射孔对应状况及射孔时机都将影响水驱油运动规律及剩余油分布特征。

未射开的层位, 注入水无法驱替, 原油也无法采出, 该部位原油还保留着原始状态。同样, 注采井间射孔不对应的区域, 原油也基本保留着原始状态。即未射开层位和注采不对应区域是下一步挖潜剩余油的区域。

射孔时机不同, 对地下流体场将有重要的影响。如:优先射开的层位, 尽管注采井间方位不平行于古水流方向, 注入水将向着射开的方位进行卸压驱替, 待该方位流网基本形成, 在该方位水相渗透率增加, 注入水沿该方向前进更为容易。射开较晚的区域是后续保持产量的有利区域。

5 结论

(1) 研究表明, 当注采井分布在有利相带时, 往往试油产量高、油井见效快见水也快, 否则较慢。

(2) 储层地质特征是影响水驱油运动规律及剩余油分布特征的主要因素, 注入水往往在平行于古水流方向、河道的主体带前进速度较快, 研究区目前孔隙型水淹井的来水方位几乎均平行于古水流方向。

(3) 垂直或斜交于古水流方位、非有利相带将是剩余油的富集区域。储层裂缝的存在也严重地控制了注入水流向, 注入水沿裂缝方位窜进, 其它方位将是剩余油的主要区域。

(4) 油层射开状况、注采井间射孔对应状况及射孔时机都将影响水驱油运动轨迹及剩余油分布状况。未射开的层位及注采井间射孔不对应的区域, 将是下一步挖潜剩余油的区域。射孔时机不同, 对地下流体场分布将有重要的影响, 生产中可据此对地下渗流场进行控制, 提高油藏高采收率。

参考文献

[1]安塞油田候市区精细解剖, 长庆油田公司第一采油厂, 西北大学地质学系, 2006, 11

塔河油田十二区地层元素特征篇11

【关键词】塔河油田十二区；元素录井；标志层；元素特征；地层层序

引言

塔河油田十二区位于我国塔里木盆地塔克拉玛干沙漠北部边缘，在新疆库车县境内。本区钻遇岩性主要有灰岩、砂岩、泥岩、膏质岩及过渡岩性。元素录井在该区应用效果显著，岩石元素特征明显：灰岩Ca含量呈明显的高值（含量大于30%），其它元素含量低；砂岩呈明显的高Si低Al特征（石英砂岩Si含量达到40%）；泥岩呈高Al低Si特征；膏质岩中Ca、S含量较高。

一、各组段元素特征（据地层层序由上而下述说）

1、石炭系巴楚组（C1b）：该地层为一套海岸砂泥岩沉积。自上而下可分为三段：双峰灰岩段（Clb3）、下泥岩段（Clb2）、砂泥岩段（Clbl）。

（1）、双峰灰岩段（Clb3）：该地层岩性主要为灰岩。元素特征： Ca元素明显高值（最大27.56%，最小19.31%，平均24.97%），其余元素低值的特征。

（2）、下泥岩段（Clb2）：该地层岩性主要为泥质岩。元素特征：Ca、S、Sr为低值（Ca均值为5.37%，S均值为0.17%，Sr均值为226PPm），较其上双峰灰岩段明显偏低；Al、K、Fe、Si、Ba、Ti、V元素为高值。

（3）、砂泥岩段（Clb1）：该地层岩性主要为白云质、灰质砂泥岩。元素特征：由上至下Ca、Mg元素含量逐渐升高（Ca由5.0%升高至20.0%，Mg元素含量由0.5%升高至3.0%），Al、K、Fe、Si、Ba、Ti、V元素则逐渐降低。

2、泥盆系上统东河塘组（D3d）：该地层主要是陆源碎屑沉积，多为石英砂岩。元素特征：Si元素呈明显高值（Si平均为28.9%），较巴楚组的砂泥岩段明显偏高；Fe、Al、K、Ti、Ba、V元素含量为中高值，较巴楚组的下泥岩段略低，较巴楚组的砂泥岩段略高。

3、志留系（S）：该地层剥蚀严重，所钻井缺失志留系，未能采集到元素数据。

4、奥陶系上统恰尔巴克组（03q）：该地层岩性中灰质泥岩、泥质灰岩较多，岩石中泥质含量较高。Ca元素呈低～中值，Si、Al、Fe、K、Ti、Ba、V等元素含量较灰岩段略有抬升，但低于泥岩段。

5、良里塔格组（03l）：该地层均为海相碳酸岩沉积，岩性为碳酸盐岩，岩石质纯。元素特征：Ca元素呈明显高值（最大35.3%，最小27.3%，平均32.0%），其余元素呈低值。

6、桑塔木组（03s）：该地层岩性主要为泥质灰岩、灰质泥岩、灰质粉砂岩等。元素特征：Ca元素多呈中低值（Ca平均值10%），较巴楚组下泥岩段略高；Si、Al、K、Fe、Ba、Ti、V元素呈中高值，较巴楚组下泥岩段稍低。

7、奥陶系中下统一间房组和鹰山组（02yj、01-2y）：该地层均为海相碳酸岩沉积，岩性为碳酸盐岩，岩石质纯。元素特征：Ca元素呈明显高值（最大34.2%，最小24.7%，平均30.3%），其余元素呈低值。

由以上数据说明：该区元素特征和岩性特征及地层沉积特征吻合，元素录井对岩性鉴定及地层对比具有较大作用。

二、利用元素特征定名岩石名称

该区常见岩性：巴楚组上峰灰岩、下峰灰岩、下泥岩段泥岩、砂泥岩段砂岩，东河塘组细粒石英砂岩，志留系砂岩、泥岩，桑塔木组泥岩、灰质泥岩和泥质灰岩，恰尔巴克组灰质泥岩和灰岩，良里塔格组和一间房组及鹰山组纯灰岩。岩性可分为灰岩、过渡岩性（灰岩至泥岩之间）、泥岩、砂岩4大类。

这4类岩石的元素组成均以Ca、Si为主，含量均在10%以上，次为Al、Fe、Mg、Na、K含量在1—3%之间，其它元素的含量小于1%。元素含量在各岩性之间有一定的变化特征：

1、Ca元素含量由灰岩、过渡岩性、泥岩、砂岩总体呈现递减趋势，而Si元素则呈递增趋势。

2、该区灰岩元素组成以Ca为主（含量25%以上），Mg元素含量较低（低于2%），可说明该区矿物组成以方解石为主，少量白云石，岩性定名均应该为灰岩。

3、灰岩中以鹰山组灰岩最纯，其次是一间房组、良里塔格组和恰尔巴克组灰岩，之后是巴楚组双峰灰岩，其下峰灰岩含大量石膏，造成Ca元素含量低于恰尔巴克组的灰质泥岩（红层）。S元素含量较高，平均可达到5.03%，最高达到17%。

4、该区泥质岩类普含灰质，巴楚组下泥岩段以及桑塔木组泥岩Ca元素平均含量均在10%左右（折合灰質含量25%左右），据此该区泥质岩类岩性可定名为灰质泥岩或含灰泥岩。

5、该区砂岩中均含Ca元素，巴楚组砂泥岩段砂岩Ca含量为12.37%（相当于灰质30.9%），东河塘组石英砂岩Ca含量为8.46%（相当于灰质21.2%），说明该区砂岩多为灰质胶结。

由以上数据说明：该区4大类岩石元素特征明显，不同岩石其元素含量差异大，组段之间灰岩里边的Ca元素明显不同，可较好的鉴定岩性。

三、元素录井曲线与电测曲线对比说明

1、经多口井对比，发现元素可反映岩石的物质基础：Fe、Al元素可反映岩石的泥质含量，K元素一定程度上可反映地层放射性，Fe、Al、Ti、Mn、Si等元素可反映陆源物质的含量；对于海相地层，灰质越高、灰岩成分越纯则电阻率越高，Ca元素也越高。

2、通过对比分析，发现Al、Fe元素以及K、Mn、Ti等元素可反映岩石泥质含量，其曲线与电测曲线GR可比性较好；Ca元素可反映灰质含量，其曲线与电测的电阻率曲线可比性较好。说明Al、Ca元素曲线与电井GR、RD曲线耦合性强，现场通过这两条曲线可进行地层划分、岩性解释等。

3、各组段地层界面元素特征及标志层

卡拉沙依组、巴楚组、东河塘组、恰尔巴克组元素曲线特征明显，尤其是界面处，常可形成阶梯状拐点，可作为标志层进行地层对比划分。

（1）、巴楚组全区均有分布，厚度变化较大，其“双峰灰岩段”为石炭系下统巴楚组顶部的区域标志层。电性上呈低伽玛、高电阻特征；元素录井显示K、Al、Si、Fe、Mn、Ba、Ti、Zr、V、Mg元素呈低值，Ca元素呈明显高值特征，与上部卡拉沙依组泥岩的岩性、电性和元素特征区别明显。砂泥岩段Ca元素较上部泥岩段高，较下部奥陶系地层纯灰岩段低；Si元素含量较上部泥岩段低，较下部奥陶系地层纯灰岩段高，呈渐变过程，底部Ca元素与Si元素曲线上有一阶梯状拐点，Ca元素明显升高（30%以上），Si元素明显降低（5%以下）。下泥岩段与下伏地层常呈突变过程，曲线变化特征明显。

（2）、东河塘组顶部界限与巴楚组的区分主要体现在Si与Ca元素的含量上，在界限处曲线上有明显的拐点，元素曲线呈自上而下Si元素略有抬升，Ca元素略有降低的总体特征。

（3）、恰尔巴克组上部“红层”为区域性标志层，电测曲线GR值略有抬升呈指状，电阻率下降。元素特征主要为：Fe、Si、Al元素曲线升高，而Ca元素曲线下降的总体趋势。

四、结论

塔河油田十二区各组段岩石元素特征明显，反映岩石物质基础较好，可用来鉴定岩性，界面处曲线拐点或台阶明显，可作为标志层进行地层对比。元素录井形成曲线与电测曲线耦合性高，实用性强，方便地层对比划分。

参考文献

油田地质特征篇12

1 鄂尔多斯三叠地区, 地质基底向下弯曲、沉积, 形成了湖泊

西部地区下降快, 东部地区下降慢, 盘地表现出西深东浅的不对称形态。随着时间的推移形成了扇三角洲沉积体系和东北三角洲沉积体系, 两大沉积体系形成了两大油田富集区。

1.1 烃源岩特征

鄂尔多斯盘地烃源岩充分, 好的烃源岩能提供丰富的油源。三叠系延长组的母岩由第三、二段即长4+5至长9供应。延长组烃源岩具有向上的差异性, 说明了沉积对有机质的控制作用。第二、三段是延长组湖盘发展的全盛时期, 表现出深浅湖相。深湖相富含大量的有机质, 这些有机质是黑色泥、页岩和油页岩, 是生油岩的最佳材料。黑色泥岩的厚度达到70—150米, 长9和长8的面积达到八万多平方千米。

第三段为深湖。有机质比第二段丰富, 生油条件好, 是鄂尔多斯盘地主要的成油地质。母质属于腐殖—腐泥型, 最利于生油。深湖相分布面积达到三万多平方千米, 浅湖相为五万多平方千米, 总共达到将近9万平方千米, 是最理想的生油区。

1.2 有机质地化特征

(1) 有机质的类型:延长组第二、三段泥岩干酪根沥青富含泥岩富烃、低氧氮硫、高碳。接近石油, 母质元素为水生生物。第一、五、四段以贫烃、低碳、富氧氮硫, 说明了母质元素为陆生植物。从以上干酪根物质的组成成分来看, 延长组第一、五、四段为非烃。延长组长7为腐殖—腐泥型混合干酪根, 长6—长8为腐泥—腐殖型混合干酪根, 长4+5—长9为腐殖型混合干酪根。

(2) 有机质的丰度:延长组有机质的丰度具有中段好顶底差的特点。第一、第四、第五段具有陆相生油气的特点, 有机质的含量中有机碳低于1%, 氯仿沥青高于0.05%, 烃高于300×10-6。第三、二段达到较好的生油层特点, 长7层为半深水湖相, 生油指标和国内外大型油气盆地不相上下;有机质的熟度基本上都达到了“层位控制”的面貌。

2 延长组储层大面积分布, 是形成大油田的条件

延长组储层大面积分布, 东北物源控制东北三角洲, 西南物源控制扇三角洲, 从而形成了两大沉积体系的砂岩储层。

2.1 储层特征

根据沉积体系, 储层分为两大类, 即东北部三角洲沉积体和西南部扇三角洲沉积体。东北部三角洲储集体主要为平原分流河道砂体和前缘砂体。平原分流河道储层以中—中细粒砂石岩为主, 储层的单层厚度为20米左右, 物性好, 平均孔隙度为16%, 渗透率高。而前缘储层砂体以中细粒长石砂岩为主, 单层厚度为15—20米, 物性比不上平原分流河道的砂体, 平均孔隙度为12.8%, 渗透率低。长6、长4+5、长3、长2是主要的含油层位, 储层成分具有成熟度低、结构成熟度高的特点。砂体粒级有中砂级、细砂级和粉砂级, 由东向西、由东北向西南粒级呈现出逐渐变细的特点。

延长组砂岩储层空隙结构特征具有下部微喉细孔、上部粗喉细孔。储层空间构成有三种类型, 粒间孔、晶间孔和层间孔。上部含油段的储层为粒间孔, 分布在东北三角洲平原分流河道。下部含油段的角孔形态复杂, 边缘呈港湾状, 存在于西南三角洲。储层空隙都偏细, 空隙大小不一, 喉道粗细不均。上部含油层段极度不均匀, 最大孔喉和最小孔喉相差10倍以上。

2.2 砂岩成岩作用

延长组砂岩的成岩作用为:机械压实作用、胶结作用、粘土吸附作用、溶蚀作用等。这些成岩作用不利用空隙的保存, 再加上沉积作用, 形成了两类低渗透储集砂体, 即压实型低渗透砂岩和压实—胶结型低渗透砂岩。其中, 压实型低渗透砂岩储集体, 分布于盆地的长6、长7砂岩中, 油砂厚度10—40米, 粒度细, 杂基含量高。该砂岩机械压实后孔隙率损失16%, 空隙损失是由于压实作用造成的。另外一种压实—胶结型低渗透砂体成长于三角洲平原, 这类砂岩的空隙损失是由机械压实和胶结作用造成的。

3 油藏类型

鄂尔多斯盆地三叠系延长组的地势的总体特征为西倾单斜, 油藏类型表现形式多种多样, 以岩性油藏为主, 还有地层—岩性油藏、差异溶蚀油藏和构造油藏。

3.1 岩性油藏

储层的地层发生尖灭, 岩性、物性发生变化, 使储层上倾遮挡形成岩性油藏。岩性油藏常见的有两种, 即岩性尖灭油藏和非均质遮挡油藏。岩性尖灭油藏的储层发生相变, 向上倾方向发生尖灭, 导致油气移动受阻, 形成岩性油藏。此类油藏主要分布在平原分流河道和水下分流河道。

储层的砂体由于沉积形式多样, 使砂体的岩性发生结构方面的变化, 形成粒度不同、杂基含量不等的砂体, 表现出砂体储渗性的非均质性, 导致砂体上倾方向油气运移受阻, 形成非均质遮挡油藏。

3.2 地层—岩性油藏

储层因压实作用和地壳长期的升降运动, 地层的微小起伏, 使砂体增厚, 形成鼻状隆起构造, 形成地层—岩性油藏

3.3 构造油藏

断块油藏的生油岩发生断层, 使生油岩断开, 油藏油、气、水受构造控制, 油气沿着断裂面上升, 升到构造高点形成构造油藏。

3.4 差异溶蚀油藏

砂岩体在成岩早期由于大量浊沸石形成, 中成岩期干酪根热演化释放出大量的二氧化碳, 使地层中的水表现出酸性, 浊沸石胶结物和碎屑等物质在酸性环境下易发生反应, 形成大量的溶孔。距离生油岩远的浊沸石胶结物未被溶蚀, 砂岩致密, 油气运移受到阻碍, 形成差异溶蚀油藏。

摘要：本文具体分析鄂尔多斯盆地三叠系延长组的烃源岩、储层特征, 介绍了油田成藏的地质特征;列举了四中油藏类型及其形成原因和受控因素。