鄧小梅--油藏描述報告.doc

1、油藏描述研究報告 學(xué) 院: 油氣資源學(xué)院 班 級： 勘探0801 姓 名: 鄧小梅 學(xué) 號： 200811010105 西安石油大學(xué)二零一一年十月內(nèi)容摘要鄂爾多斯盆地陜北斜坡為一平緩的西傾單斜， 構(gòu)造簡單.通常認(rèn)為包括長2 油藏在內(nèi)的三疊系延長組油藏的形成和分布主要受沉積相控制, 油藏類型主要為巖性油藏， 構(gòu)造等其他因素對油藏的形成和分布并不起重要控制作用。但研究發(fā)現(xiàn)， 陜北斜坡三疊系長2 油藏的形成與富集實際上受沉積相帶、鼻狀隆起背景、斷裂、水動力等多重因素控制。鼻狀隆起， 尤其是大型鼻狀隆起的圍斜部位油藏最為富集； 斷裂是長2 油藏形成和分布的重要控制因素; 水動力條件是油藏上傾方向重要的

2、遮擋因素之一。因此, 長2 油藏的類型復(fù)雜多樣， 除巖性油藏外， 以構(gòu)造2巖性、構(gòu)造2水動力油藏為主的復(fù)合油藏可能是該區(qū)長2 油藏的主要類型。關(guān)鍵詞:鄂爾多斯盆地； 陜北斜坡; 三疊系; 長2 油藏; 分布規(guī)律; 油藏類型目錄一、 區(qū)域地質(zhì)概況二、 地層與構(gòu)造特征三、 沉積相類型及分布四、 儲層特征五、 油水、水、干層測井解釋六、 油藏特征七、 認(rèn)識與結(jié)論第一章 區(qū)域地質(zhì)概況第一節(jié) 區(qū)域構(gòu)造背景及演化一、區(qū)域構(gòu)造特征研究區(qū)位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中東部的子長地區(qū),鄂爾多斯盆地屬于克拉通盆地,其西南為特提斯喜馬拉雅構(gòu)造域,東部為濱太平洋構(gòu)造域。除周緣的渭河、河套和銀川等三個地塹外，盆地中部的廣大

3、地區(qū)表現(xiàn)為一個南北向軸線偏西不對稱的向斜盆地.它的東翼寬緩開闊，西翼狹窄,因此，中部臺塊的廣大地區(qū)呈現(xiàn)為一個大型平緩的西傾單斜,最西緣稍稍翹起,即被沙井子-馬家灘斷褶帶東緣的大斷裂所截斷二、區(qū)域構(gòu)造演化地史上，鄂爾多斯盆地處于中國東部穩(wěn)定區(qū)與西部活動帶之間的結(jié)合部位,具有穩(wěn)定沉降、拗陷遷移、扭動明顯、多沉積旋回的構(gòu)造沉積演化特點,大致可劃分為4大構(gòu)造沉積演化階段。1、早古生代克拉通拗陷早期海相沉積階段鄂爾多斯盆地是在新太古代-古元古代陸塊（克拉通）基礎(chǔ)上發(fā)展起來的.從早古生代開始，盆地與華北地臺聯(lián)為一體,進(jìn)入華北克拉通拗陷沉積期.寒武世，開始古生代第一次海侵，盆地下沉，海侵規(guī)模擴(kuò)大，后期，伴隨

4、慶陽古陸的形成與海退發(fā)生，盆地沉積范圍明顯縮小，沉積以白云巖為主.早奧陶世早期，懷遠(yuǎn)運動使盆地整體上升，晚期隨著構(gòu)造沉降的發(fā)生發(fā)生古生代第二次海侵，形成陸表海碳酸鹽巖沉積.加里東末期-華力西早期，盆地一直處于整體抬升階段，遭受1億多年的風(fēng)化、淋濾、剝蝕，而普遍缺失晚奧陶世-早石炭世沉積。2、晚古生代中三疊世大型克拉通內(nèi)拗陷晚期沉積階段從華力西中期開始，盆地再度發(fā)生沉降進(jìn)入大型克拉通拗陷晚期，發(fā)育海陸規(guī)模擴(kuò)大，早二疊世,盆地上升為陸，氣候變得干旱,早期,海水逐漸退出盆地，盆地內(nèi)部沉降幅度一致， 形成厚度不大的山西組三角洲含煤沼澤-湖泊沉積，間夾海相灰?guī)r沉積.晚期，進(jìn)入全面陸相沉積階段。3、晚三疊

5、世早白堊世陸內(nèi)擠壓前緣盆地陸相沉積階段 晚三疊世延長期，鄂爾多斯湖盆具有面積大、水域深、深度淺、地形平坦和分割性較弱的特點。延長組沉積過后受印支運動及燕山運動影響，全盆地一度整體抬升遭受剝蝕。到早侏羅世早期，盆地轉(zhuǎn)為沉降而形成填平補齊式的富縣組河流相沉積。早白堊世初期，形成了現(xiàn)今盆地西深東淺、南低北高的地向斜，陜北斜坡漸具規(guī)模且占據(jù)盆地中部廣大地區(qū)。4、新生代拉張斷陷干旱陸相沉積階段 燕山后期至喜馬拉雅期,盆地整體抬升,形成鹽湖、河流沉積；漸新世以后，盆地全面上升，周緣形成多個地塹型斷陷盆地，此間，鄂爾多斯盆地內(nèi)部地層變形與6個主要一級構(gòu)造單元和次級構(gòu)造得到加強(qiáng)并最終定型.第二節(jié) 區(qū)域沉積背景

6、及演化一、區(qū)域沉積相特征具有穩(wěn)定沉降、拗陷遷移、扭動明顯、多沉積旋回等特征.中生代晚三疊世，鄂爾多斯盆地演變成一個不對稱的內(nèi)陸淡水湖盆，東淺西深，北淺南深。由于盆地形態(tài)的不對稱，導(dǎo)致沉積相帶的不一致。盆地東北部相帶寬，分布有序，發(fā)育沖積平原相、辮狀河及泛濫平原相、三角洲平原相、三角洲前緣相、淺湖及半深湖相；盆地西部地形陡，相帶窄，出現(xiàn)跳相現(xiàn)象，沿盆地西緣是延長組沉積的深陷帶，由沖積扇沉積直接入湖,形成水下扇沉積,缺失沖擊平原等相帶二、區(qū)域沉積相演化上三疊統(tǒng)延長組為內(nèi)陸坳陷型盆地演化的第一沉積階段,為一個完整的水進(jìn)水退旋回，自下而上包括長一段(長10油組）、長二段（長9、長8油組）、長三段（長7

7、、長6、長4+5油組）、長四段(長3、長2油組）和長五段（長1油組）等五個層段十個油層組。長一段代表內(nèi)陸坳陷型盆地發(fā)育的開始,以河流相和濱淺湖相為主，廣布大型塊狀交錯層砂巖。長二段湖盆擴(kuò)張,沉積范圍增大,出現(xiàn)淺水局部半深水沉積。長三段湖盆繼續(xù)擴(kuò)大而后轉(zhuǎn)為收縮，其中的長7代表湖盆最大擴(kuò)張期，沉積范圍最大，水體最深，發(fā)育半深水深水的深灰色、灰黑色泥巖及油頁巖；長6及長4+5為湖退早期，具特征的反旋回沉積層序，在湖盆周邊廣布三角洲沉積體，是盆地最早的儲集巖發(fā)育期，沿盆地的東北分布一系列河控型淺水湖泊三角洲。長四段湖盆進(jìn)一步收縮，岸線向湖心推進(jìn)，原來的淺水三角洲已不斷平原沼澤化，岸內(nèi)主要分布濱淺湖相。

8、長五段代表湖盆的枯竭期，大面積沼澤化，主要巖性為泥巖夾煤層與砂層的互層.延長統(tǒng)沉積后，晚印支運動使陜甘寧盆地整體抬升,遭受風(fēng)化剝蝕，形成高地和溝谷交織的波狀丘陵地形。早侏羅世在此基礎(chǔ)上開始了新的沉積旋回，代表坳陷型盆地演化第二階段沉積.早期是富縣和延10期的河流相砂礫巖，充填鋪蓋在溝谷及其兩側(cè)的漫灘階地，形成東西向展布并嵌入上三疊統(tǒng)延長組中的巨大塊狀復(fù)合型砂體。中晚期隨著早期粗碎屑沉積物的充填鋪蓋，沉積基面漸趨平原化，氣候轉(zhuǎn)向溫暖潮濕，出現(xiàn)廣闊湖沼環(huán)境，沉積煤系地層。中侏羅世為另一沉積旋回，代表坳陷型盆地演化的第三階段沉積,下部河流相砂巖平行不整合于延安組不同層位之上,是該沉積階段的開始，進(jìn)而

9、沉積上部淺湖相雜色泥灰?guī)r，隨后,受燕山運動的影響，盆地抬升結(jié)束了第三階段的沉積。早白堊世,印度板塊和太平洋板塊的聯(lián)合作用，使盆地周邊褶皺斷裂加劇，加速了新生山系的風(fēng)化剝蝕,在盆地中沉積厚達(dá)千米的砂礫巖河流沖積相和砂泥巖互層干旱型湖泊沉積，是坳陷型盆地演化的第四階段沉積。第五階段沉積為上、下第三系的河流和咸化湖泊沉積，分布局限，僅見于盆地整體抬升后殘留的局部低洼處第二章 地層與構(gòu)造特征第一節(jié) 地層特征一、地層巖石類型為灰綠色、淺灰色厚層塊狀中細(xì)粒長石砂巖夾灰黑色、藍(lán)灰色粉砂質(zhì)泥巖。巖性基本一致。長2油層組為灰綠色、灰色、淺灰色中細(xì)砂巖夾粉砂質(zhì)泥巖、暗色泥巖。二、地層沉積旋回特征北粗南細(xì)，上粗下細(xì)

10、的巖性分布特點;整個層序由低位、湖進(jìn)及高位體系域組成.低位體系域厚度較大,主要由三角洲平原亞相分流河道和分流間灣微相細(xì)粒砂巖與粉砂巖夾泥巖組成向上垂向加積和進(jìn)積的準(zhǔn)層序組。高位體系域以三角洲平原分流河道夾含煤沼澤、分流間灣微相沉積為特征,由細(xì)砂巖、粉砂巖、粉砂質(zhì)泥巖及煤層線組成向上變淺的加積型和進(jìn)積型的準(zhǔn)層序組。三、地層分布規(guī)律不同的層序沉積相得展布具有較強(qiáng)的繼承性，即東西兩地均主要發(fā)育三角洲前緣亞相、三角洲平原亞相，二者間均主要為較深水的前三角洲淺湖-半深湖亞相沉積區(qū)，東西兩地沉積相均向二者之間區(qū)域進(jìn)積式超覆延展;同時，又發(fā)生明顯的垂向演化，由于不同層序形成時期物源供給、氣候條件、湖侵規(guī)模和

11、范圍等存在明顯差異而導(dǎo)致不同層序內(nèi)儲集砂體的發(fā)育與展布樣式的變化.第二節(jié) 局部構(gòu)造特征一、局部構(gòu)造形態(tài)長2油層組為曲流河沉積相。二、深淺層局部構(gòu)造變化特征區(qū)域構(gòu)造線近于南北走向，西高東低，為西傾大單斜。第三章 沉積相類型及分布第一節(jié) 沉積相類型及特征一、 沉積相類型及特征河流相從岸上到湖心依次出現(xiàn)三角洲平原、前緣及前三角洲3個亞相，它們在剖面上的垂向疊置層序，反映三角洲的進(jìn)積退積演化。區(qū)內(nèi)延長組中,三角洲的3個亞相均有發(fā)育，特征明顯.1、河道間亞相可識別的的微相主要有泛濫平原、天然堤、決口扇。1）泛濫平原微相：廣泛發(fā)育于長2 等油層組中，以泥質(zhì)巖為主，夾碳質(zhì)泥巖和煤線，長石居多，泥質(zhì)膠結(jié)。巖石

12、組合具有向上變細(xì)系列,水動力條件和側(cè)向侵蝕作用較強(qiáng).2)天然堤微相：以泥質(zhì)巖為主的砂泥巖組合,以淺灰色、灰色、灰綠色泥巖、碳質(zhì)泥巖及粉砂巖為主。3）決口扇微相:以砂泥巖互層為特征的巖性組合。2、河道亞相可出現(xiàn)河道砂壩、河床滯留層等微相。1）河道砂壩微相：以厚層塊狀砂巖為主的砂泥巖組合,多為正旋回。2）河床滯留層微相：礫質(zhì)河以礫巖及礫狀砂巖為主，砂質(zhì)河常見滯留泥礫.由河水?dāng)y帶的物質(zhì)在河流入湖區(qū)快速卸載堆積形成的沉積微相，具向上粒度變粗、泥質(zhì)含量減少、單層厚度變大的反韻律遞變粒序特征，反映砂體堆積過程中水動力條件不斷加強(qiáng)。砂巖成分成熟度均相對較低，反映河口砂壩向上只減少、粒度變粗、進(jìn)積作用增強(qiáng)的特

13、點。二、 測井相類型及特征測井相是測井曲線的形態(tài)、幅度及其組合、縱向變化等特征的總和，是地層巖性、泥質(zhì)含量、粒度大小、分選性及巖相序列等特征的客觀反映。本區(qū)延長組測井曲線主要具有下列8種能特征地反映沉積相的典型測井相類型：1） 鐘型：底部突變、頂部漸變而形似鐘型，反映水動力逐漸減弱、物源供給量減少，表征分流河道的側(cè)向遷移和正粒序沉積序列結(jié)構(gòu)特征。2） 漏斗型:底部漸變、頂部突變而形似漏斗狀,反映水動力逐漸增強(qiáng)的三角洲河口砂壩沉積的反粒序結(jié)構(gòu)特征.3） 箱型：頂、底均為突變或加速漸變，反映略具下粗上細(xì)正粒序沉積結(jié)構(gòu)，分選性下差上好,主要代表水動力條件穩(wěn)定、物源供給豐富的河道堆積。4） 指型：底部

14、減速漸變、頂部加速漸變且幅度差異明顯而形似指狀，多代表遠(yuǎn)砂壩、廢棄河道堆積.5） 齒形：曲線幅度高低頻繁變化而形似鋸齒狀，根據(jù)齒中線傾斜方向分為反向、正向及對成型3種.區(qū)內(nèi)以前2者為主。6） 漏斗-箱型組合：下部漏斗型，上部箱型，反映早期水動力逐漸增強(qiáng)、晚期較強(qiáng)的水動力條件持續(xù)穩(wěn)定，物源供給豐富，多為河道前端河口砂壩沉積。7） 箱鐘型組合：下部箱型，上部鐘型，反映初期2水動力較強(qiáng),物源豐富,后期水動力逐漸減弱、物源供給減少、表征分流河道遷移與垂向沉積正粒序特征。8） 平直型:自然電位曲線微齒形成或低平少有變化，反映靜水低能條件下分流間灣、淺湖-半深湖細(xì)粒物質(zhì)沉積.第二節(jié) 沉積相及砂體分布規(guī)律一

15、、沉積相分布特征及規(guī)律長2油層組主要發(fā)育河道間亞相。 沉積相分析表明, 該地區(qū)延長組長2油層組的沉積相主要為辮狀河流沉積相。其中河道砂體沉積是長2油藏形成和分布的主要部位。在河道位置砂體發(fā)育規(guī)模大,厚度好，物性好,因而含油性好。而在河道間部位，砂體減薄，甚至尖滅，巖性變細(xì),物性變差，非均質(zhì)性增強(qiáng)，泥質(zhì)成分增多，因而含油性變差. 三、 骨架砂體分布特征及規(guī)律長2油層組中,泛濫平原微相中泥巖特別發(fā)育，單層厚度大，粒度粗，具向上變細(xì)的正韻律；發(fā)育較大槽狀及板狀交錯層理，底部多見沖刷充填構(gòu)造，上部為較弱的波狀層理.因此，本油層組主要的儲集巖成因類型以辮狀河河流沉積亞相泛濫平原微相砂體為代表，同時，因為

16、河流流速大，河底輸砂強(qiáng)度大，心灘移動，改造迅速，河床地貌形態(tài)變化快。辮狀河形成了坡降大、流量變化大、河岸抗蝕性差、河載推移質(zhì)與懸移質(zhì)比很大的環(huán)境。辮狀河流沉積相沉積砂體以心灘(壩）為主,心灘是在多次洪泛事件影響下,沉積物不斷向下運移時垂向和順流加積而成。砂體不具向上變細(xì)的粒序，但大型板狀交錯層理和高流態(tài)的平行層理較易發(fā)育，另一類砂體為廢棄河道充填砂。一般以含礫質(zhì)沉積為主，河岸沉積物較疏松,側(cè)向遷移與擺動十分迅速,因此形成多個成因單元砂體側(cè)向連接成大面積連通的砂體.長21砂地比等值線圖長22砂地比等值線圖長23砂地比等值線圖第四章 儲層特征第一節(jié) 儲層巖性及物性特征一、儲層巖性特征（一）砂巖組成

17、成分該地區(qū)延長組砂巖成分主要包括石英、長石、巖屑等碎屑與雜基、膠結(jié)物等填隙物，特點是長石、巖屑含量高，石英含量少,成分成熟度低。1)石英：含量約為2458%，平均42；以單晶為主,多晶少見。2）長石:含量為41%60%，平均50；主要為更-鈉長石、微斜長石及條紋長石.3）巖屑:含量為313%,平均6；主要為硅質(zhì)巖屑和碳酸鹽巖屑，次有變質(zhì)泥巖和砂巖 、千枚巖、石英巖等巖屑.4)填隙物：含量為5%40%，平均6%，主要為泥質(zhì)雜基和碳酸鹽膠結(jié)物、粘土礦物膠結(jié)物、硅質(zhì)膠結(jié)物等。(二)砂巖巖石結(jié)構(gòu)特征該油層組發(fā)育長石砂巖和少量中粒長石砂巖儲層，并以細(xì)、中砂巖為主,與長6、8油層組相比，長2油層組砂巖儲層

18、最為發(fā)育,具有粒度偏粗、厚度最大的特點。二、儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征一） 孔隙結(jié)構(gòu)類型該儲層的孔隙結(jié)構(gòu)類型主要可歸納為3種類型.1） 大孔中細(xì)喉型:它是區(qū)內(nèi)孔滲性較好的但不多見的一類孔隙結(jié)構(gòu)類型,主要是分選性好較好、雜基含量低得中-細(xì)砂巖，可見于長2油層組三角洲平原水上分流河道微相。孔隙類型以殘余粒間孔、粒間溶孔為主，占孔隙總量的60以上，次為粒內(nèi)溶孔、鑄?？椎?喉道以細(xì)喉為主，部分為中喉、微細(xì)喉,孔喉比為100200，孔隙連通性較好.2） 中孔細(xì)-微細(xì)喉型：是區(qū)內(nèi)孔滲性中等且較發(fā)育的一類孔隙結(jié)構(gòu)，發(fā)育于分選中等-較好并含有一定數(shù)量雜基的細(xì)粒砂巖中.3） 小微孔微細(xì)喉組合類型：是區(qū)內(nèi)孔滲性較差而又最發(fā)

19、育的一類孔喉組合。主要發(fā)育粘土雜基、自生粘土礦物晶間微孔、碳酸鹽膠結(jié)物晶間微孔，占總孔隙度的70%以上。二） 長2油層組孔隙結(jié)構(gòu)特征參數(shù)長2油層組砂巖排驅(qū)壓力為（0.57-3.02）x106Pa，平均為1。285x106Pa；中值壓力為（2.8-13。81)x106Pa，平均喉道半徑為0。073-0。404µm,其平均值為0.261µm；最大喉道半徑為0.244-1。434µm，平均為0.85µm，表明喉道以微細(xì)喉為主，次為細(xì)喉、微喉及少量中喉；喉道分選系數(shù)為0。121.95，平均為1。52；歪度為1。098.9，平均為2.52；退汞率為17。7%29。

20、64，平均為22。36%。壓汞曲線多為偏粗歪度、曲線呈短平臺狀，孔隙喉道分選性好。三、儲層成巖作用特征分為破壞性和建設(shè)性兩大類：（一）破壞性成巖作用主要類型及特征1、壓實、壓溶作用該儲層砂巖中，石英含量相對較低，而“抗壓實性"差的塑性碎屑長石、巖屑等含量較高，這在很大程度上導(dǎo)致壓實作用極為強(qiáng)烈。2、膠結(jié)作用本區(qū)延長組砂巖膠結(jié)作用類型眾多且強(qiáng)烈，根據(jù)膠結(jié)物成分主要分為粘土礦物、碳酸鹽和硅質(zhì)3種膠結(jié)作用。綜上所述,本區(qū)延長組砂巖強(qiáng)烈的膠結(jié)作用、尤其是強(qiáng)烈的碳酸鹽膠結(jié)作用，嚴(yán)重降低了儲層的孔滲性.但它也為晚期溶蝕孔的形成提供了物質(zhì)基礎(chǔ)。（二）建設(shè)性成巖作用的主要類型及特征1、溶蝕作用該地區(qū)

21、延長組砂巖溶蝕作用大致可分為3個時期:1)準(zhǔn)同生期，石英、長石、巖屑等碎屑邊緣微弱溶蝕成港灣狀，但溶蝕形成的空間因壓實作用而被擠入的泥質(zhì)雜基所填充而失去意義.2）淺埋藏期,因溫度壓力升高原生孔隙減少而孔隙流體沿顆粒邊沿加速運動,使顆粒邊緣不同程度溶蝕而形成粒間擴(kuò)大孔隙。3）深埋藏期,形成次生孔隙，多被后期方解石、白云石或瀝青所填充。2、交代作用常見的有：1）方解石沿碎屑顆粒邊緣、解理縫邊緣交代長石、石英及其次生加大邊及巖屑。2)碳酸鹽礦物之間的相互交代。3）碳酸鹽礦物交代其他的礦物。4）粘土礦物交代碎屑等礦物。3、破裂作用該區(qū)內(nèi)延長組砂巖破裂作用不普遍，所以破裂作用對此區(qū)砂巖組的影響不大.四、

22、儲層物性特征長2油層組由以上有效孔隙度直方圖和有效水平滲透率直方圖分析得：長2油層組砂巖孔隙度13。2%-18.5%，平均值高達(dá)15。85%,其中大于15的樣品數(shù)達(dá)到78；滲透率為（46.2125.6）x103µm2，平均為85。9 x10-3µm2。由T3c42交會圖分析可知，孔隙度與對數(shù)滲透率間存在較強(qiáng)的正相關(guān)性,反映了本區(qū)本區(qū)長2油層組砂巖主要為孔隙型儲層,裂縫不發(fā)育。但局部孔隙度相對較低的部位卻具有較高的滲透率，可能是因次生溶蝕作用形成較粗喉道的結(jié)果，同時,少量高孔隙度部位滲透率卻較低，喉道較窄，說明孔隙主要為粒間微孔等非連通孔隙。第二節(jié) 儲層物性影響因素一、儲層物

23、性與巖性及孔隙結(jié)構(gòu)關(guān)系長2油層組巖石明顯具有結(jié)構(gòu)疏松、碳酸鹽膠結(jié)強(qiáng)度減弱、物性條件較好的特點，主要為中、低滲儲層。長2 油層組孔隙結(jié)構(gòu)相對較好，整體屬于中孔細(xì)喉型。細(xì)孔微喉型，局部發(fā)育小孔中喉型，孔喉連通性中等.二、沉積相對儲層物性的控制作用該地區(qū)延長組沉積相對儲層的控制作用非常顯著,對儲層物性等特征也有重要的影響。1）不同沉積微相砂巖儲集性和孔隙結(jié)構(gòu)存在明顯差異：區(qū)內(nèi)延長組前緣孔喉分選性較好、河口砂壩微相砂體孔喉分選性相對較差、遠(yuǎn)砂壩砂體孔喉分選性相對較差、分流間灣微相砂體孔隙結(jié)構(gòu)最差。2）不同粒度的砂巖物性和孔隙結(jié)構(gòu)存在較大差別：砂巖粒度大小與物性存在明顯的正相關(guān)性，孔隙度、滲透率隨粒徑的

24、減小而降低.長2油層組儲層粒度相對較粗，孔滲性相對較好.3、不同沉積微相帶砂巖壓實、膠結(jié)作用強(qiáng)度不同而具有不同的儲集性三、成巖作用對儲層物性的控制作用在埋藏成巖過程中,成巖作用對沉積巖石的物性、結(jié)構(gòu)乃至成分都產(chǎn)生了深刻的影響,其中最突出的表現(xiàn)之一,就是使巖石的孔滲性及孔隙結(jié)構(gòu)發(fā)生了顯著的變化。1、 較強(qiáng)的壓實作用是導(dǎo)致本區(qū)延長組儲層物性變差的主要地質(zhì)因素,淺部油層組的物性條件明顯優(yōu)于埋藏大的深部油層組,同時隨著埋深加大、日益增強(qiáng)的壓實作用對巖石物性產(chǎn)生的負(fù)面影響越大。2、 較強(qiáng)的膠結(jié)作用嚴(yán)重影響了儲層的儲集性能。3、 較弱的溶蝕作用未能明顯改善儲層的儲集條件.綜上所述，該區(qū)延長組砂巖富含陸源碳

25、酸鹽巖碎屑、長石、巖屑等不穩(wěn)定組分,早成巖期較強(qiáng)、較長時間的雅士、膠結(jié)作用使物性變差，而在晚成巖期，溶解作用的廣泛進(jìn)行而形成了一定數(shù)量的次生溶蝕孔隙,但較晚，較弱的有機(jī)酸溶蝕作用對儲層沒能起到極為顯著的改善作用；同時巖石中的陸源碳酸鹽巖碎屑及其成巖演化又成為晚期碳酸鹽膠結(jié)物形成的主要物質(zhì)來源，形成強(qiáng)烈的晚期碳酸鹽膠結(jié)作用，因而導(dǎo)致了其較差的儲層物性,形成了壓實、膠結(jié)型低孔滲儲集砂體。第三節(jié) 儲層分類與評價一、儲層分類標(biāo)準(zhǔn)根據(jù)以下三方面的參數(shù)劃分：1）儲集物性參數(shù)孔隙度、滲透率;2)微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征參數(shù)壓汞測試的孔隙結(jié)構(gòu)特征參數(shù)(排驅(qū)壓力、飽和度中值壓力、最小非飽和度孔隙體積、中值喉道半徑、分選

26、系數(shù)等）,成巖作用強(qiáng)度與次生孔隙發(fā)育程度等;3)宏微觀的儲層沉積相帶與巖石學(xué)定性定量參數(shù)沉積微相、儲層巖石厚度、巖性及填隙物含量等。二、儲層類型及特征分為四類：1、好儲層：僅在長2油層組河道河道砂壩微相中-細(xì)粒砂巖中偶爾見及.2、中等儲層：以長2 油層組河道間決口扇、長6和長8等油層組中的三角洲前緣水下分流河道及河口砂壩細(xì)砂巖為主.3、差儲層：是延長組內(nèi)主要的儲層類型，含量達(dá)41以上。其壓汞曲線細(xì)歪度、分選好，平臺較短或呈斜坡。巖石顆粒多以線接觸為主，見凹凸接觸。以河道間泛濫平原微相部部泥質(zhì)細(xì)砂巖、粉砂巖為主.4、極差-非儲層:含量大約為30%40%，主要見于天然堤的砂質(zhì)泥巖和泥質(zhì)粉砂巖。第五

27、章 油水、水、干層測井解釋第一節(jié) 儲層電性及含油性特征一、儲層電性及含油性特征1）油水層含油產(chǎn)狀以油侵及油斑為主，少量為油跡.深電阻率較高，長2油層組一般大于16m,聲波時差較大，長2油層組一般大于220s/m.2)含油水層含油產(chǎn)狀以油跡及熒光為主,少量為油斑。深電阻率較低，長2油層組一般介于1416m,聲波時差較大，長2油層組一般大于220s/m。3）水層無含油產(chǎn)狀，少量為熒光，水層深電阻率較低,長2油層組一般小于16m,聲波時差較大，長2油層組一般大于220s/m。4）干層干層含油產(chǎn)狀以油跡和熒光為主，少量為油斑。干層深電阻率較高，長2油層組一般大于16m,聲波時差較小,長2油層組一般小于

28、220s/m。四、 儲層電性、含油性及物性關(guān)系 長2油層組巖石明顯具有結(jié)構(gòu)疏松、碳酸鹽膠結(jié)強(qiáng)度減弱、物性條件較好的特點,主要為中、低滲儲層。長2的油水層、含油水層、水層的聲波時差都較大，說明孔隙度大,干層孔隙度較小；油水層的深電阻率較高，說明滲透率較好,含油水層和水層的滲透率則較低.五、 儲層孔隙度及含油飽和度測井解釋模型第二節(jié) 測井解釋標(biāo)準(zhǔn)及解釋結(jié)果一、 測井解釋標(biāo)準(zhǔn)圖版二、 油水、水、干層測井解釋結(jié)果第三節(jié) 油水層及其屬性分布特征與規(guī)律一、 有效厚度及其分布特征與規(guī)律 長2 有效孔隙度等值線圖三、 有效孔隙度及含油飽和度分布特征及規(guī)律 長2有效孔隙度等值線分布圖 長2含油飽和度等值線圖第六章 油藏特征第一節(jié) 油藏流體系統(tǒng)特征一、油藏流體性質(zhì)原油性質(zhì)具有“三低一中”的特點，即低密度、低粘度、低凝固點、中等含臘量。油藏原油性質(zhì)總的變化趨勢是老層位（長6)比新層位（長2）好,油藏內(nèi)部比油藏邊部好，埋藏深的較埋藏淺的好。天然氣均屬油藏中的伴生氣，為濕氣。二、油藏溫度及壓力系統(tǒng)油層原始地層壓力為8。39.8兆帕，壓力系數(shù)為0.70。8，屬同一壓力系統(tǒng)，地飽壓差3.04.0兆帕.第二節(jié) 油藏生產(chǎn)動態(tài)特征一、油藏生產(chǎn)動態(tài)長2 油藏盡管形成于陜北斜坡這一簡單西傾單斜背景下， 但受差異壓實作用等因素的影響, 該區(qū)長2 油層鼻狀隆起比較發(fā)育， 對長2