简介：苏里格气田是发育于上古生界碎屑岩系中的大型砂岩岩性圈闭气田,气层由多个单砂体横向复合叠置而成,基本属于低孔、低渗、低产、低丰度的大型气藏,开发难度较大。该气田盒8段存在大量低阻气层,本次研究应用定性识别法（测井参数交会图法、正态分布法和声波差值法）和定量识别法（多元统计法）进行了气水层识别。由于定性识别法的解释结果的准确与否很大程度上取决于分析人员的专业知识、工作经验和地质情况的复杂程度,所以准确性较差。将多元统计法引入测井综合解释中,判别正确率达到91.3%,识别精度得到显著提高。

简介：通过大量岩石薄片、铸体薄片及其它常规分析，对苏里格南部地区盒8段储层岩石学特征、孔隙结构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。研究表明，储集层的岩石学特征为：成分成熟度高、填隙物含量高、填隙物结构以胶结物一杂基混合填隙为主、富含塑性易变形岩屑、分选中-好、磨圆中—好、结构成熟度中等。孔隙类型以次生溶孔最为发育，微孔-中孔是主要油气储集空间。成岩作用对储层的影响有利有弊，压实与胶结作用使原生孔隙几乎丧失殆尽，溶蚀作用所形成的次生孔隙改善了砂岩储层的孔渗性。

简介：综合利用岩心、测井及各种分析化验资料,运用储层沉积学、岩石学、构造地质学及成岩作用等相关理论,从储层低渗透宏观及微观成因方面详细总结了B油田致密砂岩储层的低渗成因。研究结果表明,沉积相带是决定储层物性好坏的先决条件;压实作用是储层物性好坏的主导因素;胶结作用是储层好坏的关键因素,使孔隙度、渗透率进一步变差;溶蚀作用使次生孔隙发育,在一定程度上改善了储层物性。综合研究认为,低渗透储层物性的影响因素主要为沉积作用和成岩作用,为讨论该地区储层致密原因提供了可靠依据。

简介：通过机理模型,研究了M1油藏CO2驱气水交替注入的主要技术参数,并在此基础上,结合各井组地质模型,利用正交实验设计确定了各井组最优气水交替注入方案。结果表明,气水交替注入时除了CO2注入量、注入气体浓度、CO2注入速度、注水速度、CO2段塞数、气水段塞比等因素外,焖井时间和前、后段塞比都会对开发效果产生影响,但这两个因素在此之前并没有引起人们的重视。同水驱效果相比,开采后期气水交替注入的采油量有了明显提高,而含水率却比水驱低。因此,CO2驱气水交替可以在M1油藏使用。

简介：在南海西部油田的油气勘探中，经常钻遇大量的CO2等非烃类气。根据CO2与烃类气的物理性质差异，利用不同测井资料计算的视孔隙度差异来识别CO2，并根据图版估算CO2含量，结果得到了录井资料、取样分析资料的验证，该方法在南海西部油田取得了良好的应用效果。

简介：通过分析P2井区常规测井曲线的响应特征,总结研究区目的层段的不同沉积亚相、微相的测井响应模式,建立了测井相模式。简要讨论了地层倾角测井的原理、测井响应特征及其在软件上的实际操作运用,利用P2井区的地层倾角资料对研究区目的层段的古水流方向和砂体展布等问题进行了研究,并总结了该区地层倾角测井资料精细处理成果。研究结果表明,该研究区的古水流方向大致为由北西向南东流。综合两种测井方法分析认为,P2井区沙湾组的沉积环境以河流、三角洲前缘沉积为主。

简介：针对玛东2井区源边一不整合—斜坡的地质特点，综合地震、地质、测井资料对玛东2斜坡区二叠系不整合面进行了识别，以不整合面为框架，建立了研究区地层结构模式。在此模式下对已发现油藏进行了再认识，分析了生、储、盖的配置关系，探讨了不整合面与油气成藏的关系。认为研究区二叠系存在5期不整合面，两种不整合面类型；不整合面不仅控制了地层结构、接触关系、展布特征和圈闭类型，还控制了油气的运移，最终控制油气的富集；玛东2井区油藏为地层超覆油藏，为源边-不整合-斜坡成藏模式。