延长油区延131-延319井区山西组沉积微相与储层地质特征研究

摘要

本文针对延131-延319井区地层的划分与对比、沉积相类型与演化规律、储层特征和气藏特征对该区进行气藏描述研究，得到如下结论:
　　(1)对延131-延319井区二叠系下统含气地层进行了划分，将下石盒子组划分为盒5-盒8四个段、山西组又细分为山1段、山2两段。盒8段、山1段、山2段与石炭系本溪组为本区的主要产气层位。
　　(2)对延131-延319井区构造特征进行了研究，盒8段、山1段、山2段及本溪组气藏在构造上处于平缓的西倾单斜，倾角为1°左右，地层内鼻状构造相对不发育。
　　(3)延131-延319井区盒8段、山1段、山2段气层组属于三角洲前缘水下分流河道砂体与河口坝沉积，沉积微相主要为水下分流河道砂岩沉积与分流间湾粉砂岩泥岩沉积;本溪组属于海相障壁岛-潮坪沉积。
　　(4)该地区上古生界主要目的层段砂岩岩心分析样品的统计结果表明，储层孔隙度主要在0.1％～20.0％之间，渗透率在0.01mD～10.0mD之间。渗透率的变化主要受孔隙发育程度的控制，渗透率与孔隙度呈正相关系，且各层段气藏储层孔候结构差异对渗透率起决定性作用;样品的孔隙度和渗透率均偏向低值的一侧，平均孔隙度小于4.98％，平均渗透率小于1.1mD，属低孔、低渗致密型储集层。
　　(5)本区盒8段、山1段、山2段及本溪组气层天然气干燥系数为0.99，天然气组份中不含H2S气体，属无硫干气;研究区盒8段、山1段、山2段及本溪组气层水为弱酸性（PH平均值为5.36），水型为为CaCl2型（苏林分类）。地层水的总矿化度为12.94-210.09g/L，平均矿化度为69.86g/L。
　　(6)根据目的层段气藏储层展布特征以气水分布及较强的非均质性，气藏以甜点的形态分布，结合储层物性致密的特征，认为本区气藏类型属于“准连续型致密砂岩气藏”。

目录

声明

摘要

第一章 引言

1．1 选题来源及意义

1．2 现状分析

1．3 存在的问题

1．4 研究内容、方法及技术路线

1．5 完成的工作量

第二章 气田基本地质概况

2．1 地理位置

2．2 区域地质构造特征

2．3 岩相古地理演化特征

第三章 地层划分与对比

3．1 地层划分

3．1．1 石炭系上统本溪组

3．1．2 二叠系下统太原组

3．1．3 二叠系下统山西组

3．1．4 二叠系中统下石盒子组

3．1．5 二叠系中统上石盒子组

3．1．6 二叠系上统石千峰组

3．2 地层横向对比

3．3 气田构造特征

第四章 沉积相类型与演化规律

4．1 沉积相类型与特征

4．1．1 沉积相标志

4．1．2 沉积相特征

4．2 沉积相平面展布

4．2．1 本溪组沉积相平面展布

4．2．2 山2段沉积相平面展布

4．2．3 山1段沉积相平面展布

4．2．4 盒8段沉积相平面展布

第五章 储层特征

5．1 岩石学特征

5．2 孔隙类型与孔喉结构

5．2．1 孔隙类型

5．2．2 孔喉结构

5．3 成岩作用类型

5．3．1 压实作用

5．3．2 胶结作用

5．3．3 交代作用

5．3．4 溶蚀作用

5．4 储层物性特征

5．5 有利储层控制因素分析

5．5．1 物性影响因素分析

5．5．2 微观孔喉结构影响因素分析

5．6 储层非均质性

5．6．1 层内非均质性

5．6．2 层间非均质性

5．7 储层综合评价

第六章 气藏特征

6．1 流体性质

6．1．1 天然气性质

6．1．2 地层水性质

6．2 温压系统

6．2．1 气藏压力

6．2．2 气藏温度

6．3 气藏类型与控气因素

6．3．1 气藏类型

6．3．2 控气因素

6．4 产能特征

6．4．1 试气结果

6．4．2 产能评价

6．4．3 单井配产

第七章 结论

致谢

参考文献

攻读硕士期间取得的科研成果