油田特征（共10篇）
油田特征 篇1
摘要：本文通过对杏南油田定点井历年来的长期取样、观察、分析研究, 获得大量资料, 较全面认识和掌握杏南油田原油物性和油田水在不同开采阶段的变化特征与规律, 研究了油田水性质变化对原油物性的影响。
关键词：油田,变化特征,规律
杏南油田位于黑龙江省大庆市红岗区的南部, 构造位于松辽盆地中央坳陷区大庆长垣杏树岗背斜构造南部。由于目前油田已进入高含水后期开采阶段, 水是油气开采的动力和能量。注水开发过程中, 地下原油在注入水驱替作用下始终处于不断运动和变化状态。了解油田水化学组成性质变化对理解原油性质变化具有重要作用。通过对油田水化学组成性质变化状况及规律的研究, 解释油气变化规律, 对改善油层含水采油期的开采技术和提高原油采收率具有重要意义, 进而为油田开发提供可靠的依据。
1 原油的取样
为了准确反映注水开发油田原油变化真实性和可靠性, 经过认真考虑研究决定从如下几个方面考虑。
1.1 取样井位的确定
为了使分析的样品具有代表性, 能充分反映油田各部位的情况, 对杏南油田取样井位采用拉纵横剖面的方法, 同时选轴部、两翼以及靠近油田过度带的井, 要求这些井不能位于断层附近, 含水上升较慢, 井史资料比较齐全, 共选定50口井作为定点观察井。
1.2 取样地点
考虑到取样不但应该满足分析要求, 检测结果能反映原油的真实面貌, 而且简单方便, 油样均在井场采油树油嘴取样口取。
1.3 取样方法
一个样品分析结果的精确度和新取油样的纯净与否有直接的关系, 因此取样时首先要注意取样方法, 确保油样不受污染。确保取样工具清洁干燥;待压力稳定后, 关闭循环水闸门, 放掉死油取样;取样过程中可用玻璃棒搅动, 待气泡消失, 如此反复直到取够所需用量;取完样品, 盖严盖子, 填写标签, 注明井号, 取样时间, 取样人, 分析要求等。最后注意不宜在刮风下雨盛夏时节取样, 以避免油样中掺进尘土、水分和防止轻质成分挥发。
2 原油的化学组成及变化特征
2.1 杏南油田原油的化学组成
原油主要由两种元素组成------碳及氢。原油碳含量为84~87%, 氢含量为12~14%, 其他元素主要为硫、氧、氮。氧的含量在0.1~6.9%范围内变化。氮的含量一般不多。原油里的碳氢化合物有三种:烷烃、环烷烃和芳香烃。这三种烃是原油的主要组成部分。其他还含有烯烃、炔烃。原油中的含氮、含硫和含氧化合物是石油的极性组分, 它们在油水界面与油岩石界面都具有吸附作用。
2.2 杏南油田原油的物性分析及变化特征
目前原油的物性分析主要包括密度、粘度、凝固点、闪点、蜡熔点、平均分子量、含砂, 含硫、含氮、含水、含盐、含蜡、含胶等。其中最常用的是密度、粘度、凝固点、含水、含蜡几项检测项目。含水逐年上升的同时, 密度、粘度、凝固点都呈现上升趋势。
3 原油物性变化因素探讨
油田储油层是在温暖潮湿气候下的河流三角洲及大型淡水或半碱水湖相沉积而成。在油气运移储集过程中, 随之发生溶滤, 浓缩, 生化等作用。因此引起原油物性变化因素很多, 有地层地质因素、有生物化学因素、人为因素、有注水因素等。
3.1 生物化学因素
探讨油田水性质变化对原油物性的影响, 首先了解油田水的基本组成。在油田采出水主要离子成分含量的摩尔百分数中, 氯化盐占45%左右, 重碳酸盐占50%左右, 其他如硫酸盐、碳酸盐、硝酸盐及亚硝酸盐仅占5%以下。
注入水重碳酸根离子含量低于采出水。而这一变化是由于注入水中含有钙镁铁硫酸根等离子, 在油层中的硫酸盐还原菌的作用下, 厌氧条件下有如下生物化学作用。
这一反应, 在有烃类物质存在下, 原油中的硫酸盐还原菌活跃, 借助SO42-中的氧, 使原油中烃类物质氧化。发生生物化学作用的还有注入水中的腐生菌、烃氧化菌、铁细菌。这些细菌在油层中的作用和原油性质变化都有一定影响。
3.2 氧化作用
大庆油田目前的注水主要有三方面的来源:地下水、地表水、和采出污水。这些水只要暴露在空气之中, 就有空气混入, 注入水中的溶解氧进入油层后大部分被细菌消耗, 其中一部分消耗在油层内, 使烃类物质氧化。原油密度、粘度有所增加。
3.3 水洗作用
杏南油田日注入水量很大, 低矿化度的注入水对烃类气体和原油轻烃有一定的溶解作用, 污水中一般含残余的烃类气体, 注水开采过程中经注入水的长期冲洗, 必定造成原油中的轻质成分和溶解气中甲烷、重烃形成水溶物而流失, 使原油组分含量发生变化。
3.4 温度和压力变化的影响
油层温度的下降, 会使原油中的蜡胶沥青质析出。油层压力下降, 会使溶解气逸出。溶解气逸出后, 使原油中蜡胶沥青质溶解度下降而沉淀在油层内。所以注水开发后蜡、胶、沥青质含量升高, 粘度增大。
3.5 注水因素
一般情况注水压力在油层饱和压力下, 对原油来说, 在这样的条件下, 天然气和轻烃是可以与油水一起被采出, 而注水对油层没有破坏, 但注水驱替在油层见水或水洗后, 水流的渠道更加畅通, 水的渗透能力增加, 造成油层见水沿老路走的特征, 使油井见水后含水上升快, 这对扩大油层的水洗厚度和提高注水的利用率是不利的, 会影响到油田开发效果。注水开发过程中, 储油层的岩石润湿性由亲油转化为亲水。地层含水、渗透率、含油饱和度、孔隙结构的改变必然引起油层物性的改变。
4 对油田开发的认识及建议
(1) 随着油田开发的深入, 密度、粘度、凝固点都呈现上升趋势。
(2) 注水质量直接影响油藏性质, 影响原油的基本物性。
(3) 注水开发和注水质量对油田开采起到至关重要的作用。随着油田开采进入高含水后期, 排液量和注入量都有显著增加, 因此严格控制注水质量是油田发展首要解决的问题。
油田特征 篇2
胜利油田东辛采油厂东营组地质特征及含油气规律探讨
东辛采油厂油田断裂多、含油气规律、油气藏类型复杂,搞清其地质特征及含油气规律对油田的开发的.具有重要意义.本文总结分析了东辛采油厂东营组的构造特征及储集层特征、油藏的类型及含油气特征,并整理提出了进一步开发东营组油层的建议,如,东一段以稠油开发为主的工艺技术攻关,解决防砂问题,突出东三段的开发,并通过分析表明东营组具有较大的开发潜力和价值的结论.
作 者：展才林 作者单位：胜利油田东辛采油厂,山东,东营,257255刊 名：中国科技博览英文刊名：ZHONGGUO BAOZHUANG KEJI BOLAN年，卷(期)：“”(1)分类号：U652.2关键词：复杂断块 地质特征 油藏类型 油气规律
油田特征 篇3
关键词：大庆油田；企业文化；基本特征；发展趋势
一、大庆油田企业文化的基本特征
（一）科研先行经营策略
实施科研先行是一种经营策略，是企业生产与企业文化的合理结合，充分反映出大庆油田在进行油田开发以及管理企业的基本理念。由于需要开发的位置是地下油层，具有相对特殊的工作环境，因此，需要把科研放置在首要位置，在建设初期由于技术不是很先进，企业需要正确处理科技与生产之间的关系，联合实际，研发符合自身特点的科研技术，如今已经可以提前进行预测，提高了开发工艺，促进油田开采量的增加[1]。
（二）艰苦创业企业形象
艰苦创业实际上是用来评价大庆油田所有员工的综合方式，表现着石油开采的艰难以及员工的精神面貌，大庆油田的不断发展和建设与员工的艰苦创业息息相关，在建设初期，企业发展缓慢，所有员工仍然坚持艰苦创业的理念，依靠自身的能量，不断研究和开发新的技术，提高石油的开采量，如今艰苦创业已经逐渐成为大庆油田企业发展的主要企业文化[2]。
（三）自我奉献价值观
自我奉献精神是一种基础价值体系，可以很好的激励员工和企业的行为，是核心企业文化，在企业发展最困难的时候，员工不怕累、不怕苦、不为名、不为利，自觉奉献，为企业发展提供了动力和依据，经过三十年的发展，大庆油田已经成为世界上重要的大型油田企业，促进了国家和企业的经济发展。
（四）过硬技能员工素质
大庆油田的重要评价指标就是技能过硬，综合体现技术人员的工作态度、能力、责任等，很好的反映了员工在进行生产的时候需要达到的境界和水平，此外也是评价员工是否技能达标的准则，经过三十年的建设和发展，员工都努力研究技术，学管理、学文化等，逐渐出现大量的技术能手，比贡献、讲理想、争一流已经成为员工发展的主要方向。
二、大庆油田企业文化的发展趋势
（一）稳定中变化
企业管理制度和经济体制的不断改变和创新需要与企业文化相符合，但是往往由于会存在着一定的自身企业规律和特点，不能马上得到很好地效果，所以，变化与稳定会一起存在，在稳定的前提下，适当的实行一定改变。一是，由于计划经济不断发展，能够看出企业经营的理念、企业精神以及价值观，具有一定的独立性，需要长期发挥。二是，在建立企业制度的时候，应该采取企业和企业员工认可的与计划经济适应的理念，新的管理理念与经济价值部分相符合，但是这种变革不意味着改变企业文化，没有改变企业的性质，仅仅只是在平等的前提下，把传统文化以及优秀价值观融入到员工的思想中，在以前的基础上建设和发展[3]。
（二）吸取先进外来文化
企业文化的发展，需要不断融合不同的文化，随着大庆油田国际贸易之间的不断发展，逐渐面临着更大的挑战，因此，在建设大庆油田企业文化的时候，需要吸取和借鉴外来的优秀文化，开拓企业事业，并且也应该注重优秀传统的文化的发扬和继承，企业文化发展的最根本就是传统的优秀美德，经过大量的实践表明，中华优秀传统文化不断应用到企业管理过程中，对于企业的发展具有重要意义，例如、自强不息、吃苦耐劳、诚实守信等传统美德，对于企业塑造形象、培养企业精神、推动企业发展都有着重大作用，还需要融合现代经济文明，形成具有特色符合自身发展的企业文化。
（三）重视员工素质培养
现阶段，对于企业文化具有多种定义，但是最基本的思想和内容就是企业精神、企业价值观、经营之道、企业形象、员工认同以及经营之道的行为规范和准则，是一种属于企业管理，也是企业现代化发展和管理的重要部分，主要说明的说就是企业价值观，不断坚持重视精神文明、以人为本的发展理念，从而推进企业精神文明和物质文明的共同发展。在建设企业文化的时候，切实做到以人为本，不断增加企业员工素质，提高员工职业道德、职业技能、职业素质以及职业理想等，增加培训力度。市场经济是一种法制经济、竞争机制，在发展的过程中不仅仅需要市场机制，还需要相应的职业素质，因此，在建设企业文化的时候，应该建立以人为本的理念，提高对员工培训力度，是一项需要长期发展的项目。
（四）突出企业文化
随着现代企业制度的发展，大庆油田逐渐具有独立法人资格来参加市场竞争，在企业发展和生存中，企业文化比计划经济具有更加明显的作用，因此，想要提高企业的效率和水平，就需要建立一种良好的企业氛围，保证所有员工具有统一的价值观，合力带动企业的发展，开拓市场，可以在一定程度上提高企业的附加值，使其具有更好的前景[4]。
三、结束语
总而言之，大庆油田企业文化的发展对于企业提高自身素质和社会地位具有很大的作用，依据企业自身的特点，建立符合自身发展的企业文化，逐渐朝着高素质、高效率等方向发展，可以在一定程度上改变企业形象、精神面貌、企业地位，对于国家和企业的经济发展具有一定的意义。
参考文献：
[1]闫叙.大庆油田企业文化创新思考[J].大庆社会科学，2013 （2）：63-64.
[2]刘亚军.大庆油田企业文化形成和发展的实践基础[J].大庆社会科学，2011（2）：91-92.
[3]王国君.论大庆油田企业文化的个性特征[J].大庆社会科学，2010（2）：29-31.
论当前油田企业文化特征 篇4
一、特色性强的企业文化特征
企业文化具有鲜明的个性和特色且具有相对独立性, 每个油田在发展过程中, 由于企业的生产经营管理特色、企业传统、企业目标、企业员工素质以及内外环境的差异, 因而形成了独特的文化淀积。个性鲜明的文化特色是当前油田企业文化最显著、最典型的特征。比如, 大庆油田具有个性鲜明的企业文化, 其中“大庆精神”、“铁人精神”折射出了英雄主义精神, 它时时刻刻鼓励石油人奋力拼搏, 围绕着以爱国主义为核心的民族精神, 为国争光, 为民族争气。“四个一样”、“五到现场”更是反映了石油人一丝不苟、严谨的态度和埋头苦干的奉献精神。
我国地大物博, 民族众多, 由于各民族间的经济、政治、历史和地理等多种因素的不同, 油田企业文化之间自然也存在着差异。我国石油大都分布在西部地区, 西部地区特色化的地理环境和历史发展, 使得油田企业文化带有了浓厚的民族特点。西部油田企业文化与民族文化相互融合, 相互促进。你中有我, 我中有你的特点使得油田企业文化的特色性更加突出。比如, 西部的新疆油田、塔里木油田、玉门油田、吐哈油田等都是汉族和少数民族人民共同建设起来的, 不同民族的文化特色的融入丰富了油田企业文化的内涵, 使得企业文化显现出缤纷的色彩。
油田企业在近几年的文化建设中越来越强调特色性, 个性的企业文化在为企业注入生机与活力具有重要的作用, 在很大程度上能够赋予员工荣誉感和实现员工成就感。
二、以人为本、科技领先企业文化特征
石油行业与其它行业的工作环境有很大的不同:井下作业、钻井、管线堵漏、巡线、巡逻、维修, 现场汽油较多, 有雨雾、尘土;海上作业有盐雾、海水侵蚀;是室外工作, 日晒雨淋, 一年中最低气温可达到零下40℃~50℃, 最高可达80℃。除了恶劣的工作环境之外, 石油人工作强度大, 工作时间长, 危险系数高。这些因素使得油田企业在发展的过程中一再强调以人为本, 从而使得企业文化抹上了以人为本的色彩。这主要体现在以下三方面:1.油田企业牢固树立紧紧依靠职工办企业的企业发展思路上, 油田企业管理者坚持从群众中来到群众中去的办事理念, 坚持民主决策、民主管理。2.油田企业加强对员工技能的培训, 通过开展各项活动来提高职工的素质, 促进员工思想观念、思想活动多元化, 从而加强职工队伍的建设。3.油田企业从各个方面关爱和善待职工, 保障职工的各种合法权益, 及时解决职工所需等等。
在以科技为核心竞争力的今天, 谁掌握了高科技, 谁就占据了经济的最高点。科技作为第一生产力, 在油田企业的发展过程中发挥着至关重要的作用。石油化工企企业主要分原油运输和存储, 原油裂解和炼化, 石油副产品深加工等主要几部分, 在这几个环节中都离不开高科技的支持。油田企业坚持“引进来”与“走出去”的发展战略, 不断提高自身的科技含量, 提高石油提炼的有效性;依靠科技创新, 勘探开发创出了高水平。
经济全球化对于油田企业发展来说, 既是一个机遇, 又是一个挑战。在企业文化的建设, 油田企业不断加强以人文本、科技领先的渗透, 从而使得油田企业文化具有了这鲜明的文化特征。
三、从创业走向创新的企业文化特征
新中国刚成立初期, 我国的石油完全依赖于外国进口, 经济安全受到严重的威胁。在这种情况下, 我国急于勘探、寻找石油, 必须发扬艰苦奋斗、顽强拼搏, 为国奉献的创业精神, 以大无畏的精神对石油进行勘探, 培养员工的使命感和责任感, 为保障国家能源安全、促进国民经济发展做出了重要贡献。
在经济不断发展的今天, 创新是一个企业进步的灵魂, 是实现发展的不竭动力。从创业走向创新是企业自身发展的内在要求, 也是民族永葆生命力的外在要求。创新精神作为油田企业典型的文化特征, 它有利于企业提升竞争力, 使其在激烈的市场竞争中立于不败之地;另外, 它为企业的发展提供新的思路和新的方向, 使企业发展与时俱进, 从而满足市场的需求, 有利于树立良好的企业形象, 赢得竞争的优势。比如胜利油田“从创业走向创新、从胜利走向胜利”的一个重要标志就是其从陆地走向了海洋, 从国内走向了国际, 实现了历史性的跨越。
从创业走向创新的油田企业文化特点使得油田企业不断发扬以创新为核心的时代精神, 为油田企业文化抹上了浓重的一笔。
四、结束语
油田企业文化作为一种精神力量, 它不仅创造了无形的财富, 更对企业员工产生了潜移默化、深远持久的影响。在企业优秀文化的感染下, 员工能够获得较强的使命感和责任感, 从而更好地为企业工作。油田企业文化的特征在发展过程中越来越明显, 它不仅丰富了我国的民族精神, 更在促进我国优秀文化发展发挥着重要的作用。
摘要：本文以企业文化为依托, 探讨了当前油田的企业文化特征, 比如特色强, 以人为本、科技领先等。
关键词：油田,企业文化,科技
参考文献
[1]温宁贞.企业文化建设与企业可持续发展力[J].四川冶金, 2006 (01) .
[2]王革.当前国有企业文化建设存在的几个问题及对策[J].中外企业文化, 2005 (08) .
油田特征 篇5
摘要：利用L99井区多口井在长6油层组的取芯样品进行孔隙度、渗透率物性分析，获得该区长6油层组储层孔渗参数，判识储层孔渗特征。
关键词：子北油田L99井区 孔隙度 渗透率
1 孔隙度
据区内L17、L24、L25、L33、L284、2101、2119等18口井取芯938块样品的物性分析资料统计（表1），长61油层段储层孔隙度最小值3.4%， 最大值15.5%，平均值10.9%，主要分布在8%-12%之间，占样品总数的70%以上，孔隙度大于13%和小于7%的样品数较少（图1）；长62油层段储层孔隙度最小值8.3%， 最大值14%，平均值10.7%，主要分布在9%-12%之间，占样品总数的75%以上，孔隙度大于13%和小于8%的样品数较少（图2）；长63油层段储层孔隙度最小值8.6%， 最大值13.3%，平均值10.8%，主要分布在9%-13%之间，占样品总数的76%以上，孔隙度大于14%和小于8%的樣品数较少（图3）。
表1 长6油层组物性统计表
2 渗透率
渗透率分布范围也较大，与孔隙度分布不同的是渗透率分布无明显的规律，在分布直方图上主峰不突出，呈多峰形态。长61段储层渗透率分布在0.1-1.5×10-3μm2之间，平均0.5×10-3μm2左右，主要分布在0.1—1×10-3μm2之间，大约占全部样品的85%以上（图4）；长62段储层渗透率分布在0.01-14.8×10-3μm2之间，平均1.4×10-3μm2左右，主要分布在0.1-2×10-3μm2之间，大约占全部样品的75%以上（图5）；长63段储层渗透率分布在0.2-12.4×10-3μm2之间，平均2.3×10-3μm2左右，主要分布在0.2-5×10-3μm2之间，大约占全部样品的80%以上（图6）。
3 结论
分析结果表明（表2、3、4），子北油田L99井区长6油层组储层物性较差，根据孔隙度、渗透率分级标准（表5），主要为一套低孔-低渗到特低孔-特低渗储层。孔隙度与渗透率具有较明显的正相关性关系，表现为孔隙度大者其渗透率一般也较高（图7、8、9）。
表5 孔隙度、渗透率分级标准表
参考文献：
[1]赵靖舟，等.子北特低渗油田地质研究与开发对策，1999.
[2]戴启德，等.油气储层地质学[M].石油大学出版社，1995.
[3]梅志超，等.陕甘宁盆地东部上三叠统长6油层组储集层研究，1994.
[4]贺静，等.陕北地区延长组主要油层组储层评价.1998.
冷家堡油田中部构造特征研究 篇6
1 冷家断裂背斜带构造特征及构造单元划分
从构造发育史和成因机制分析, 冷家断裂背斜带在裂陷期是一个在区域拉张环境下受台安-大洼断裂继承性控制的滚动背斜带, 盆地萎缩期区域性的构造挤压运动使台安-大洼断层下降盘地层受到强烈挤压、褶皱、断裂, 冷家断裂背斜带从东西向剖面上显出:像一个悬挂于台安断裂与陈家逆断层之间的楔形地质体, 其两条断层在底部相交, 断裂纵横交错, 相互切割。陈家逆断层限制了东部西倾正断层在深部的延伸。
冷家断裂背斜带主要发育NE、NNE和EW、NWW两组断层。断层将冷家断裂背斜带划分为外带、中带和内带三个三级构造单元。内带即背斜带的西翼被强烈挤压, 地层向西陡倾, 褶皱强烈, 不易形成构造圈闭。外带即东翼褶皱平缓, 与中央隆起衔接有数百米的地层剥蚀, 地层向西缓倾发育一系列正断层。在裂陷初期就存在一个受基底断裂控制的古潜山, 其上地层超覆沉积并形成披覆构造。东营末期的挤压使古潜山上的披覆背斜的两翼由于两侧地层相对下降, 因该区是台安-大洼断层走向转折处, 与陈家逆断层交会处。中带是冷家堡油田主要油藏所在的构造单元。另一组EW、EWW断层, 将NE向延伸的冷家断裂背斜带进一步分割成大小不一的断块, 形成南北分块的局面, 该方向的断层被陈家逆断层限制于其东部, 并被近EW向的断层进一步复杂化。
冷家堡油田以陈家逆断层为界, 将其划分为两个二级构造单元:冷家断裂背斜带和冷家西部洼陷带。这两个构造单元的构造走向近于垂直, 反映其构造背景和成因明显不同, 属于两个不同的构造系统。这两个二级构造单元内部被86条断层切割成46个四级断块, 每个断块都是一个相对独立的圈闭, 是油气聚集的基本场所。
2 冷家堡油田构造形成机制及发育史分析
根据区域构造背景及区域构造演化历史, 结合研究区地层发育状况、断裂活动规律, 火山活动等特征, 可总结出冷家地区构造形成、演化史为, 经历了前裂陷期的区域隆起阶段, 成盆初期的张裂阶段以及盆地发育鼎盛时期的断陷阶段, 断凹转化阶段和盆地夭亡时期的构造反转阶段五个时期。
古近纪前, 本区处于一种长期隆起的状态, 基底为前三系的变质岩系和花岗岩。进入中生代以后, 受燕山运动的影响, 发育一系列NE向基底大断裂, 包括台安断裂, 为辽河盆地西部凹陷的形成奠定了基础, 这时小洼古潜山已成雏形。
进入第三纪之后, 由于太平洋板块向中国大陆的俯冲加剧, 引起中国东部地幔上拱, 上部地壳因此受到近EW向张性应力而变薄, 这时像台安断裂这样的先存断裂, 在区域张性应力作用下开始活动, 断裂西盘下降, 形成低洼地区引起水进, 西部凹陷开始形成, 由于台安断裂的强烈活动, 引起玄武岩沿断裂带向上运移、喷发和溢出, 使得在初始张裂期早期沿台安断裂发育玄武岩。在台安断裂附近的一些井中的S4段都见到厚度不等的玄武岩。由于冷家地区靠近中央凸起, 当时处于水体较浅情况, 滨湖背景下的扇三角洲沉积环境, 向西陈家洼陷发育浅湖和半深湖沉积。沉积中心位于台安断裂附近, 反映当时台安断裂对沉积的控制作用。沿台安断裂分布的一套玄武岩在地形上形成一个相对隆起的地形, 为冷东同沉积背斜或滚动背斜的形成奠定了物质基础断层、地层反转作用明显, 改变了以往区域构造背景和其形成的构造形式, 形成与以往不同的构造样式, 对冷东地区油气聚散具有重要的影响。
3 结论
冷家堡中部为一由东向西方向倾斜的单斜构造。地层总体上东高西低, 地层倾向为西, 构造高点位于工区东北部冷116井附近, 高点埋深1500m, 构造幅度150~600m, 地层倾角10~150, 圈闭总面积4.253km2。冷家中部断裂系统非常发育, 共发育近北东向、北西向以及近东西向3组断裂系统。第一组为构成本区构造格架的北东走向正断层, 是构成本区构造格局的主干断层, 该组断层将冷家中部沙三三、四段油层分割成一系列由南东向北西方向节节下掉的断阶带;第二组为北西走向的正断层。第三组为近东西向的正断层。第二组断层和第三组断层是继北东向断层之后发育的断层, 断距较小, 起到复杂断块的作用。
摘要：冷家堡油田位于辽河断陷盆地西部凹陷东部陡坡带的中北段, 即中央隆起的西翼与西部凹陷深陷带之间的部位, 处在台安-大洼断裂带中北部。该区是由于新生代块断运动, 断块体翘倾活动而形成的陡坡带, 为一北东向展布的狭长断阶带, 前第三系基底由太古界、中生界地层组成, 控制了该带的构造格局及沉积体系的展布。台安-大洼断裂带的演化与西部凹陷是同步的, 都是受断裂活动、基底结构和差异压实三种因素控制, 其中断裂活动是古近纪断陷的主要控制因素。
关键词：运动,构造,格局,断裂
参考文献
[1]马福建.断层封闭性影响因素及类型划分[J].吉林大学学报:地球科学版, 2003, 33 (2) :163-166.[1]马福建.断层封闭性影响因素及类型划分[J].吉林大学学报:地球科学版, 2003, 33 (2) :163-166.
[2]冉本科, 胡永乐, 田昌炳.油藏描述技术发展与展望[J].石油勘探与开发, 2003, 30 (4) :78-81.[2]冉本科, 胡永乐, 田昌炳.油藏描述技术发展与展望[J].石油勘探与开发, 2003, 30 (4) :78-81.
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浅析油田地质特征与开发对策 篇7
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.
浅析油田地质特征与开发对策 篇8
1.1 主要的地质特征分析
首先对油田的技术特征的研究最重要的基础是对油田地质的底层划分, 对油田地质特征的分析还要对油田特征进行了解、对油层的分布和空间形态进行研究, 还要对生油层、储集层的组成特征等, 这就需要我们在油层的对比的前提下来实现, 对于油层的对比, 主要是在油田分布的一个范围之内来确定含油层中的油层的划分和对比, 关于油田对比的主要依据有特殊的矿物质、地层的岩石、岩石的组合等等。
1.2 地层对比的分析
地层划分通过掌握地层信息, 可以为油田的良好开发奠定基础。在对地层的对比分析中首先要了解地层的信息资料, 比如岩石的岩心、物性、电性、接触关系、结构关系等, 已建立标准化的剖面图, 然后对单层、砂层组、油层组进行分析, 通过这些之间的对比, 得出数据图, 以达到地层对比分析的效果, 为油田的开发提供有效的数据。
1.3 油层分布的状况分析
在对油层分布的分析中, 我们可以通过油层的连通图、油层对比剖面图、油砂体平面图和有效厚度的等值图来进行分析。在对油层分布的状态研究过程中, 能够认识到含油砂岩是由油砂体和连通体的形式分布在地层中的, 在油田开发的基本状态中主要是由四周被低渗透层的岩石隔开的连通砂岩体。油田的油层连通图在油田的地质特征中和在分析油田的开发对策的选择中发挥着基础性的作用, 在油层连通图的制定中, 准备好封堵资料和射孔的数据, 然后在进行绘图, 坚持标准化的原则;油层对比剖面图是研究油层、砂层中横向和纵向变化规律的基本等值图, 油层对比剖面图的要求项目要全面, 剖面深度与电测深度的误差不大于0.2m, 油层的剖面深度要一致;油砂体平面图, 在绘制过程中以小层为一个单位, 根据油砂体数据表将油砂体的数据进行标准化, 将油层的有效厚度作为油砂体的边界线, 绘制油砂体的平面图;有效厚度的等值图主要是以砂组的构造图和小层的数据表为依据。
2 开发对策
通过对油田地质特征有了一定的了解后, 以下是几种合理的开发对策。
2.1 通过注水开发法
为了合理开发和划分油层, 最主要和直接的方法就是注水、注气, 在注水、注气后能够与油层的岩石产生相互的作用, 能够使储集层中发生物理作用, 还能够使油层中的油、气、水发生变化, 有可能导致油田中的地质发生变化。在注入水的作用下, 经过水的长期冲刷岩石内的粘土矿物质能够被水冲刷掉, 加大储集层的孔隙度、渗透率, 当注水的温度低于油层的温度时, 通过长期的注水会引起储集层的温度不断降低, 随着油层温度的降低, 使大量的轻质物质和石油的采出。
在注水中水主要沿着亲水岩石颗粒的表面进行活动, 能够驱除亲水岩石中的石油, 但是注入水主要选择大孔道、渗透性较高的通道窜进, 其岩石孔壁上的油膜或者空隙较小的石油却很难被水驱出;在亲水油层中, 毛管力的作用可以作为细小孔道中油水交换的动力把小孔道中的石油驱出。
亲水油层具有驱采收益高、开发效果好的优点, 注水开发能够实现油层的石油的开发效果。
2.2 油田构造和油藏的分析法
油田的构造和油藏的分析建立在大量的数据的收集和分析的基础上, 首先要了解油田所在的地断层的数据情况、地层分层的变化的情况、油田周围的地质的勘探数据、油田周围的油井数据的信息等, 通过以上的数据还需要计算绘制地下的井位, 科学性的分析地质构造剖面图和断层情况。在油藏的分析中, 要关注油水的分界的过渡带、含有的面积、油藏高度的数据等, 根据这些数据分析油水的分布规律, 在确定水油边界的基础上, 绘制油藏的剖面图, 进行观察和分析油藏的状况, 确定油藏的类型, 根据不同的油藏的类型采用合理有效的开发方案, 以实现油田开发的合理性和科学性。
2.3 应用精细的地质研究成果提高油井开发的效果
在河道砂体的边缘部, 因物性变差而剩余油;在以上的剩余油的地区开展以油井补孔、酸化、压裂和卡封为主的平面层间调整和挖潜。
结语
油田开发的核心主要是了解油田的地质特征, 分析和了解油田的地质特征能够促进油田开发的合理性和科学性, 从而提高石油的利用率, 提高油量的产量, 为我国的石油开发工作做出有效的贡献。
参考文献
[1]袁立甲.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) .
奈曼油田九佛堂组沉积特征研究 篇9
1 岩石学特征
根据薄片鉴定分析结果统计, 九上段储层岩石的石英平均含量为15.78%, 长石平均含量为27.07%, 岩屑平均含量为57.12%;九下段储层石英平均含量为9.3%, 长石平均含量为29.6%, 岩屑平均含量为61.1%。
九上段储层岩性以岩屑砂岩为主, 长石质岩屑砂岩次之;九下段储层以长石质岩屑砂岩为主, 岩屑砂岩和岩屑质长石砂岩次之。岩石成分成熟度低, 反映快速水流近距离搬运特点。
2 沉积相特征
奈曼地区各类砂岩原生色主要为浅灰色、灰绿色, 泥岩的颜色主要为灰色, 并且泥岩少见纯泥岩, 多为粉砂质泥岩。结合区域构造演化特征和重矿物统计分析, 综合判断奈曼油田九佛堂组主要为短轴物源供给近岸浅水环境下扇三角洲前袁亚相沉积。
(1) 水下分流河道微相
其岩性由砾岩或砾状、含砾、含泥不等粒砂岩为主, 成熟度低, 分选中等-差, 单砂层厚度为2~20m。岩石磨圆度次圆状, 孔隙型胶结, 颗粒支撑, 点-线接触或线接触。河道底部发育块状砾岩、块状或正粒序砾状、含砾、含泥不等粒砂岩, 中部发育槽状、板状、平行交错层理, 顶部发育小型低角度交错层理和波状交错层理。河道底部粒度曲线为单段弧形, 中上部为两段式或三段式。自然电位曲线和电阻曲线为齿化钟形和箱形, 自然电位曲线的负异常幅度一般为7~30mv, 视电阻率值为30~80Ωm。
(2) 河口坝微相
位于水下分流河道的前方, 并继续顺其方向向湖盆中央发展, 含砂量高。粒度分选较好, 以细砂-粗砂为主, 沉积粒序为反韵律。单砂层厚度为4~20m。发育小型交错层理、平行层理, 偶见板状交错层理。粒度曲线为两段式。自然电位曲线为齿化漏斗形, 负异常幅度值一般为5~15mv, 视电阻率值为2.5~40Ωm。平面上呈扇形、剖面上呈底平顶凸或双凸的透镜状。
(3) 水下分流河道间微相
位于水下分流河道之间, 河道的侧方砂脊之外, 由互层的灰色、浅灰色细砂、粉砂及灰绿色粉砂质泥岩、泥岩组成。发育水平层理、波状层理、透镜状层理、变形层理以及包卷层理、泄水构造、球枕构造等。可见生物介壳和植物残体等, 虫孔及生物搅动构造发育。
(4) 前缘席状砂微相
位于水下分流河道及河口坝周缘, , 粒度复杂, 以粉砂岩、细砂岩-粗砂岩、或不等粒砂岩为主。单层厚度薄, 一般1~6m。发育平行层理、变形层理、波状层理和水平层理。较粗砂岩中粒度曲线为两段式, 较细砂岩中为三段式。自然电位曲线为指状或变化较为剧烈的齿形, 负异常幅度一般为2.5~7.5mv, 视电阻率曲线为尖锋状, 值为2.5~90Ωm。
3 沉积演化
从沉积相平面图可以看出:整个九佛堂期湖盆范围均较小, 扇三角洲沉积体系均以前缘亚相发育为特点, 且多个方向的物源均有一定程度的物质供给, 从而形成“满盆含砂”、“全区砂体广布”的特征。但该时期的早期阶段与晚期阶段相比, 还是有较为明显的差异:早期 (九下阶段) 湖盆范围相对局限, 更为闭塞, 碳酸盐岩含量较高, 沉积体系向湖盆中心推进规模较大, 纵向上砂体更为发育, 厚度大;晚期 (九上阶段) 与九下阶段相比, 湖盆范围相对较大, 湖盆相对开阔, 碳酸盐岩含量较九下段低。尤其在九下段、九上段的过渡阶段, 发生了一次规模最大的湖泛作用, 形成了一套分布范围广的稳定泥岩, 即九上段底部的灰色泥岩与灰色粉砂岩泥质, 也就是九上段与九下段之间的泥岩隔层。这一时期, 由于水体动力条件较强, 导致九上段砂泥分异作用强, 形成多套层状的细砂岩, 这一特征在反演剖面上表现明显。因此, 从早期到晚期, 九佛堂时期总体表现为水进过程:九下段是水退时期形成的一套以进积和加积为主的扇三角洲前缘沉积, 且从早期到晚期进积和加积强度发生了由弱→强→弱→强的旋回式变化, 从而形成了整个九下段砂体以厚层—块状、薄层兼有的特点, 与九上段薄互层状砂体区别明显, 九上段为加积、砂泥岩互层沉积。
4 结语
(1) 九上段储层岩性以岩屑砂岩为主, 其次为长石质岩屑砂岩;九下段储层以长石质岩屑砂岩为主, 其次位岩屑砂岩和岩屑质长石砂岩。
(2) 奈曼油田九佛堂组为近物源供给的冲积扇-扇三角洲前缘亚相沉积, 主要发育水下分流河道、河口坝、前缘席状砂和水下分流河道间微相。
(3) 从早期到晚期, 九佛堂时期总体表现为水进过程。
摘要：通过岩心观察, 结合薄片鉴定、测井、地震反射特征和物性等资料对奈曼油田九佛堂组沉积相特征进行了研究, 论述了沉积相的空间展布规律及沉积演化史。以期为奈曼油田下步勘探开发工作提供技术支持。
关键词：辽河,外围盆地,奈曼油田,九佛堂组,沉积微相,研究
参考文献
[1]丁枫, 丁朝辉.奈曼旗凹陷奈1区块九佛堂组储层特征[J].天然气工业, 2012 (12)
[2]王莹, 侯中健, 刘红岩.奈曼凹陷白垩系九佛堂组物源分析[J].特种油气藏, 2009 (02)
[3]吴志斌.奈曼油田奈1区块白垩系储层特征[J].断块油气田, 2009 (05)
红河油田长8储层的地质特征 篇10
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
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