鄂尔多斯盆地延安组低对比度油藏饱和度分布模式与测井评价
鄂尔多斯盆地低阶煤煤层气资源评价
延6期沉积体系与煤层分布特征图3 鄂尔多斯盆地侏罗系延安期延6沉积相图图4 延安组延6煤层厚度及埋深图(3)煤岩煤质特征A、煤岩显微组分分布特征盆地北部煤岩显微组分中镜质组含量略高于南部，北部的煤岩显微组分特征如表3所示，从统计结果看，镜质组平均含量57.85%，半丝和丝质组平均含量39.65%，稳定组含量1.82%。
镜质体反射率变化在0.48～0.58%之间，总体来说镜质组和丝质组含量均属中等。
类煤的主要化学指标变化均较大，水分为20.97～47.4889.75%侏罗系延安组煤岩镜煤反射率（Ro）0.3%～1.0%，为褐煤～气煤。
总体煤阶北低南高，高煤级分布位于盆地南部的庆阳—吴旗—富县之间。
C、煤热演化程度及含气量鄂尔多斯盆地侏罗系延安组煤岩热演化程度图(1)构造条件延T T 宁探1宁129煤层反射N低角度单斜式向斜式高角度单斜式图5 侏罗系煤层气成藏模式图(2)顶板岩性延安组延9煤层顶板岩性及厚度图由延安组延9煤层顶板岩性及厚度图可以看出，延9煤顶板岩性主要有泥岩和砂岩（泥质砂岩）两类，泥岩顶板分布面积约占区块总面积的3/4，砂岩顶板区占1/4弱，对于煤层气勘探而言砂岩顶板区不利于煤层气成藏，也不利于煤层气开发，泥岩顶板区煤层气保存条件好，有利于煤层气开发。
煤顶砂岩分布区，煤层缺失、减薄或分叉，砂岩顶板不但使煤层变薄或尖灭，甚至连煤层都不存在，更谈不上煤层气成藏，可见，煤层顶板岩性对延安组煤层气成藏具有极为重要的控制作用。
(3)水文地质条件延5―延7期水化学性质分布图延9―延10期水化学性质分布图(1)煤岩储集性能煤样进行实验室分析，内容包括扫描电镜、压汞法、铸体薄片鉴定、孔隙度测定等。
煤层割理系统是煤层甲烷从煤基质中解吸扩散出来后渗流并向井筒移动的主要通道，研究并预测割(2)煤层含气性(3)煤层气资源潜力应用体积法，对侏罗系延安组区带煤层气资源量进行了计算。
计算结果表明，鄂尔多斯盆地侏罗系延安组煤层埋深300～2000m 埋深内，含煤总面积8.35×104km2，煤层气总资源量8.08×1012m3。
鄂尔多斯盆地三叠系延长组超低渗透大型岩性油藏成藏机理研究
研究
01 引言
03 参考内容
目地是我国重要的石油产区，其中三叠系延长组是该盆地最具潜力 的油藏之一。这些油藏属于超低渗透大型岩性油藏，其成藏机理的研究对于石油 勘探和开发具有重要的意义。本次演示将围绕鄂尔多斯盆地三叠系延长组超低渗 透大型岩性油藏
沉积特征
鄂尔多斯盆地三叠系延长组的沉积特征具有明显的时段性。在晚三叠世，盆 地处于湖沼相沉积环境，主要沉积了泥质岩、砂质岩和碳酸盐岩等。这些岩石组 合具有高有机质含量，是良好的生油层。在早侏罗世，盆地开始进入陆相沉积环 境，
主要沉积了砂岩、泥岩和煤等，这些岩石组合具有较少的有机质含量，但仍 然是较好的生气层。
参考内容
一、引言
鄂尔多斯盆地是中国重要的石油产区，具有丰富的石油和天然气资源。延长 组是该盆地重要的含油层系，其低渗透致密岩性油藏的成藏机理对于石油地质学 具有重要意义。本次演示将从成藏条件解剖和孔隙演化的角度，探讨鄂尔多斯盆 地中生界上三叠
统延长组低渗透致密岩性油藏的成藏机理，并归纳其成藏演化模式。
该盆地储层物性和电性特征也较为复杂，不同地区和不同层位的储层物性和 电性存在差异。
最后，通过对鄂尔多斯盆地三叠系延长组油藏成藏条件的研究，揭示了该盆 地油藏的成藏特点。研究发现，该盆地油藏主要受古构造、古地貌、古水文等因 素的影响，不同地区和不同层位的油藏成藏条件存在差异。此外，该盆地油藏类 型也较为复杂，包括构造油藏、地层油藏和复合油藏等。
1、烃源岩的形成和演化：优质的烃源岩是油藏形成的基础。在鄂尔多斯盆 地，烃源岩主要形成于湖泊沉积环境，通过生物化学作用不断产生油气。
2、储集砂体的形成和演化：湖相重力流沉积与三角洲前缘沉积形成了有利 的储集砂体。这些砂体在沉积过程中形成了良好的储集空间和储集物性。随着时 间的推移，这些砂体逐渐压实，孔隙度和渗透率降低，形成了致密的储集层。
211261542_基于测井解释的延安组地层精细划分与对比＊
科技与创新┃Science and Technology&Innovation ·58·2023年第10期文章编号：2095-6835（2023）10-0058-03基于测井解释的延安组地层精细划分与对比＊杨泽1，张奔2，白雪松1（1.陕西铁路工程职业技术学院城轨工程学院，陕西渭南714000；2.中国石油集团测井有限公司地质研究院，陕西西安710000）摘要：随着国内各大油气田步入开发中后期阶段，初期的地层划分精度已然不能满足生产需求，而在含油气地层的详细描述与对比中，测井技术是最为实用且高效的一种方法。
基于层序地层学与旋回地层学理论，以鄂尔多斯盆地西缘L 区延安组为例，运用对比标志层法、沉积旋回对比法、地层等厚法、邻井追踪法等方法，结合自然电位、自然伽马、声波时差、电阻率等测井曲线特征，对该区块300多口井进行分析研究，完成了L区延安组地层精细划分与对比，阐述了测井曲线应用于地层精细划分与对比的基本原理与方法。
关键词：鄂尔多斯盆地；延安组；测井曲线；地层划分与对比中图分类号：P536文献标志码：A DOI：10.15913/ki.kjycx.2023.10.016地层划分与对比是沉积层序旋回性与储层非均质性相结合的体现，其直接影响到油田勘探开发过程中对油藏分布规律的认识。
目前，随着国内大多数油气田开发进程步入中后期阶段，地层压力下降、含水率上升、层间和层内矛盾突出、小层变化复杂、储层非均质性变强，建立油水井间有效的驱替系统并摸清储层注水见效规律已然成为开发过程中最为突出的问题之一[1-3]，而对含油层系进行细致的地层划分是油气田开发地质研究中最基础的工作。
在鄂尔多斯盆地石油勘探早期，勘探长庆油田以及延长油田时均对三叠系及侏罗系含油地层展开详细研究，并且将侏罗系下统延安组地层自下而上大致划分成延10—延1的10个油层组[4-5]。
现今这种粗略的划分已然不能满足油藏工程设计的需要，必须在原有的地层划分基础上进行精细划分。
鄂尔多斯盆地东南部碳酸盐岩储层测井评价与储量参数确定方法--以富县地区马五5段为例
鄂尔多斯盆地东南部碳酸盐岩储层测井评价与储量参数确定方法 -- 以富县地区马五 5 段为例摘要：鄂尔多斯盆地东南部地区奥陶系马家沟组马五段发育灰云混杂、部分地区含膏的地层，储层的孔隙类型复杂多变，非均质性强。
依托矿物成分的测井骨架特征值，从岩性分析入手，以岩心为基础、以成像测井为依托，以常规测井为最终入手点，对储层进行了分析，并确定了有效储层的孔隙度、渗透率、含气饱和度等测井参数下限。
关键词：岩性识别富县区块成像测井测井参数引言鄂尔多斯盆地下古生界马家沟组碳酸盐地层岩性复杂多变，纵向上石灰岩地层与白云岩地层交替出现，但多数地层为方解石与白云石同时存在的混合岩性地层，同时还常含有石膏质、泥质、硅质与有机碳等，此外还存在大范围的坍塌角砾岩。
储层的孔隙类型亦复杂多样：基质孔隙、溶蚀孔隙与裂缝、溶洞都有存在，因此测井评价要从岩性识别入手，在确定矿物成分比例的基础上，利用特殊测井项目结合镜下分析识别孔隙类型，在对全区孔隙类型有基本的认识与了解的基础上进行孔隙度、渗透率与含气饱和度的计算工作。
1、岩性识别碳酸盐岩岩性的识别主要基于岩石中各种矿物骨架值的不同[1]（表1），采用双曲线或者多曲线综合进行识别。
目前市面上常用的测井解释软件，如Forward，大多采用的是交会图版法，利用测量的密度值与声波时差值或者补偿中子值进行计算，实际分析时再搭配PE值进行定性参考。
鄂尔多斯盆地东南部地区马家沟马五段碳酸盐岩地层中的主要矿物成分有方解石、白云石和硬石膏，利用密度和PE进行定性识别，相对而言，如表1所示，方解石是低密度高PE，白云岩的特性是高密度低PE，硬石膏的特点是高密度高PE，由此，通过测井数据就能对地层的岩性成分有大致的掌握。
表1 碳酸盐岩中主要矿物的测井响应数值表（据D.W.Hilchie与斯伦贝谢公司）2、孔隙类型确定溶蚀孔洞与裂缝的发育对于碳酸盐岩储层品质的提升具有重要意义，所以对其进行识别也是碳酸盐岩储层研究中的重要内容。
211004392_鄂尔多斯盆地低渗透气藏水平井开发技术难点研究
182就目前形势来看，鄂尔多斯盆地气藏主要包含两大类，其地质复杂程度较高，水平井开发技术虽已在鄂尔多斯气藏中得到广泛应用，但单井产能攻关方向却有待清晰。
基于此，本文将对该内容进行针对性探究，为降低低渗透气藏开发风险，提高单井产能奠定良好基础。
1 鄂尔多斯气田概述鄂尔多斯盆地位于我国西北地区的东部，既属于沉积盆地也是一个巨型地下水盆地，总面积为37×104km 2。
在鄂尔多斯盆地中，主要分布着两种生物气藏，其一是以苏里格气田为代表的上古生界气藏，就实际已经探明的气田区域（苏里格、子洲、神木等）来说，聚集了大量的油气，即为我们所说的岩性油气藏。
其中苏里格气田蕴藏着丰富的地质储量，目前已经探明的地质储量远超3.17×108m 3，一跃成为我国陆地上排名第一的气田。
详细来说，上古生界气藏的显著特征如下，第一，烃源岩发育度好，具有较高的成熟度，并具有广覆式生烃特点，提供了丰富的源岩基础加快了油气藏的形成。
第二，有较大的存储空间，砂岩分布呈现连片叠加形式。
第三，具有优异的生储备配合条件，包含多种类型的成藏组合，如自生自储式成藏组合、下生上储式成藏组合。
第四，在沉积和成岩的共同作用下，导致有效储层缺乏良好的连通性。
第五，在整体低渗透条件下，高渗富集区带随之发育。
2 水平井开发技术2.1 水平井地质导向技术水平井地质导向技术主要分为上古生界气藏水平井地质导向技术和下古生界气藏水平井地质导向技术两大类。
其中，下古生界气藏水平井的主要包含以下技术内容：在了解分析随着资料的基础上，进行地质模型的修正，并在制定钻进方案的同时，构建随钻地质模型。
与此同时，还需依据小层边界沿线对钻头的空间位置进行精准判断，完成层斜角变化的岩性边界的预测；此外，需依托于随钻伽马、钻时等对比方式完成轨迹调整的综合信息分析法。
2.2 水力喷砂体积压裂技术该技术借助多喷射器完成同时喷砂，射孔簇数的转变也由此达成，在此过程中，携砂通道也会从油管转变为环空，而且选择的注入方式多为油管小排量补液和套管大排量加砂，再加上防反键喷射器和新型钢带式风格器的帮助，高压高排鄂尔多斯盆地低渗透气藏水平井开发技术难点研究余亮 邓明 郭田超陕西延长石油（集团）有限责任公司油气勘探公司 陕西 延安 717300 摘要：鄂尔多斯盆地含气层系较多，且其非均质性相对较强，具有明显的低压力，低丰度以及低渗透的“三低特征"。
鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密岩性油藏成藏机理
鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密岩性油藏成藏机理一、本文概述本文旨在深入探讨鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密岩性油藏的成藏机理。
鄂尔多斯盆地作为中国重要的能源基地，其油气资源勘探与开发对于国家能源安全和经济发展具有重要意义。
延长组作为盆地内的一个关键含油层系，其低渗透、致密岩性的特点使得油藏的成藏过程复杂且难以预测。
研究延长组低渗透致密岩性油藏的成藏机理，不仅有助于深入理解鄂尔多斯盆地的油气成藏规律，还可为类似盆地的油气勘探与开发提供理论支持和实践指导。
本文将从地质背景、成藏条件、成藏过程和成藏模式等方面对鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密岩性油藏的成藏机理进行全面分析。
通过详细的地质背景介绍，为后续的成藏条件和成藏过程分析奠定基础。
结合区域地质资料和前人研究成果，深入剖析成藏条件，包括烃源岩、储层、盖层以及运移通道等关键因素。
在此基础上，通过综合分析油藏的成藏过程，揭示油气在致密岩性储层中的运移、聚集和保存机制。
总结提出适用于鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密岩性油藏的成藏模式，为后续的油气勘探与开发提供理论支撑和实践指导。
通过本文的研究，期望能够为鄂尔多斯盆地及类似盆地的油气勘探与开发提供新的思路和方法，推动中国油气工业的持续发展。
二、鄂尔多斯盆地地质特征鄂尔多斯盆地位于中国北部，是一个典型的大型内陆沉积盆地，具有独特的构造和沉积演化历史。
盆地内部构造相对简单，主要由一个向北倾斜的大型单斜构造和一些次级褶皱组成。
这些构造特征使得盆地的沉积体系呈现出明显的南北分异性，南部以河流相沉积为主，北部则以湖泊相沉积为主。
在延长组沉积时期，鄂尔多斯盆地处于湖盆扩张阶段，湖泊广泛分布，形成了一套巨厚的陆相碎屑岩沉积。
这套沉积体系以河流-三角洲-湖泊相沉积为主，其中河流相沉积主要发育在盆地的南部和西南部，三角洲相沉积则主要分布在盆地的中部和北部，湖泊相沉积则广泛覆盖在盆地的中心区域。
鄂尔多斯盆地的岩石类型多样，主要包括砂岩、泥岩、页岩和碳酸盐岩等。
鄂尔多斯盆地边底水油藏开发方案效果评价——以东仁沟延10油层组为例
鄂尔多斯盆地边底水油藏开发方案效果评价——以东仁沟延10油层组为例王敏;段景杰;陈芳萍;李春霞【摘要】东仁沟油区延安组延10油藏为典型的构造—岩性油藏,储层物性好,边底水发育,但是开发效果较差,有必要进行注采结构调整。
通过各种理论和经验公式确定了东仁沟油区延10油藏的合理注采井网为不规则反七点井网,根据储量平面分布、储量动用状况、累计采油量、含水率分布进行井网加密。
合理井网密度为26口/km2,合理井距在208m左右,合理地层压力保持水平为10.77MPa,最小合理流动压力平均为5.04MPa,生产压差为7.6MPa,注采比可保持在1.1∶1,合理注采井数比为1.85∶1,合理采油速度为1.12%,采液速度为4.40%。
在此基础上对该区开发方案进行了调整,并进行了20年开发期限的效果评价,预测结果显示,20年后单井日产油、累计产油量、采出程度均比方案调整前明显提高。
【期刊名称】《非常规油气》【年(卷),期】2016(003)002【总页数】6页(P53-58)【关键词】东仁沟油区;延10油层组;开发方案;效果评价【作者】王敏;段景杰;陈芳萍;李春霞【作者单位】陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院,陕西西安710075【正文语种】中文【中图分类】TE323东仁沟油区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西部(图1)，构造特征整体表现为东高西低的单斜，局部发育低幅度隆起，形成了良好的构造—岩性圈闭。
东仁沟油区延10油层组主要以河流相沉积为主，砂岩的平面展布主要受沉积相带的控制，总体上呈北东—南西方向展布[1-5]。
东仁沟延10油层组自上而下可划分为延101和延102两个亚油组，其中延101孔隙度最大为15.92%，最小为8.12%，平均为12.36%，延102孔隙度最大为15.03%，最小为8.09，平均为12.17%，延10储层孔隙度、渗透率、含油饱和度、泥质含量的分布与砂体的展布具有很好的相关性。
孔隙度、渗透率、饱和度、泥质含量等参数影响着储层的性质。
鄂尔多斯盆地的沉积演化
鄂尔多斯盆地的沉积演化鄂尔多斯盆地的沉积演化盆地沉积演化阶段：第一阶段：上三叠系延安组。
潮湿型淡水湖泊三角洲沉积阶段晚三叠世的印之运动，盆地开始发育，基地稳定下沉，接受了800-1400m的内陆湖泊三角洲沉积，形成了盆地中主要的生油岩和储集层。
第二阶段：下侏罗系富县组、延安组。
湿暖型湖沼河流相煤系地层沉积阶段延安统沉积后，三叠纪末期的晚印之运动使盆地整体抬升，延长组顶遭受不同程度的风化剥蚀形成了高差达300m的高地和沟谷交织的波状丘陵地形。
细划出了一幅沟谷纵横，丘陵起伏，阶地层叠的古地貌景观。
三叠系延长组与上覆侏罗系富县组地层之间存在一个不稳定的平行不整合面。
因盆地的西南部抬升幅度较其他地区大，使陇东地区延长统遭受了强烈的风化剥蚀。
所以陇东的测井剖面上普遍缺失长１、长２地层，个别井长３甚至长４＋５顶都不复存在。
到侏罗纪延长统顶侵蚀完成，盆地再度整体下沉，在此基础上开始了早侏罗世湿暖型湖沼河流相煤系地层沉积。
在延长统顶部的风化剥蚀面上，侏罗纪早期富县、延10期厚0—250米的河流相粗碎屑砂、砾岩，以填平补齐的方式沉积，地层超覆于古残丘周围。
延10期末，侵蚀面基本填平，盆地逐渐准平原化，气候转向温暖潮湿，从而雨量充沛，植被茂盛，出现了广阔的湖沼环境，沉积了延9～延4+5厚度250～300ｍ的煤系地层。
经差异压实作用形成了与延长顶古残丘，古潜山基本一致具继承性的披盖差异压实构造，成为中生界的主要储集层及次要生油层。
第三阶段：中侏罗系直罗组、安定组，干旱型河流浅湖地层沉积阶段延安期末的燕山运动第一幕，盆地又一度上升造成侵蚀，使盆地中部的大部分地区缺失了延１～延３地层，延安组（延４＋５）与上覆的直罗层之间存在一平行不整合面。
中侏罗世盆地第三次下沉，沉积了干旱（氧化）气候条件下的直罗组大套红色河流相砂岩，进而又沉积了上部安定组浅湖相杂色泥灰岩，之后盆地又再度上升。
第四阶段：下白垩系志丹统，干旱型湖泊沉积阶段第三阶段安定组杂色泥灰岩沉积之后，燕山运动第二幕开始，盆地再度上升，并在周边发生了强烈的印度板块和太平洋板块的联合作用，褶皱断裂造山运动开始，形成了盆地格局（侏罗纪晚期）。
鄂尔多斯盆地三叠系超低透砂岩成藏机理研究
鄂尔多斯盆地三叠系超低透砂岩成藏机理研究摘要：鄂尔多斯盆地是我国第二大沉积盆地，油气资源丰富。
其中三叠系延长组长6-长8为超低渗透砂岩油藏，根据包裹体划分油藏成藏期次，在包裹体均一温度分析和成岩序列分析的基础上，明确了石英加大边中的包裹体代表了生排烃高峰期的一次油气的充注。
埋藏分析表明，它们均形成于晚侏罗世一早白垩世，为一期成藏，多个充注阶段。
关键词：鄂尔多斯盆地超低渗透包裹体油气充注一、区域地质概况鄂尔多斯盆地是我国第二大的中、新生代沉积盆地。
晚三叠世，在东北、西南两大物源控制下，形成了东北三角洲、西南扇三角洲一三角洲两大沉积体系。
按沉积旋回和测井资料将延长组从上到下分为10 个油层组，其沉积特征表明了整个湖盆形成、发展和消亡的全过程。
长9、长7、长4 十5 期是湖盆发展过程中的三大湖侵期，特别在长7 时，湖侵达到了鼎盛时期，形成了盆地中生界最好的一套烃源岩；三大湖侵期之间是岸进时期，长8、长6 、长3 等时期比较重要；在湖泊周围，形成了以东北三角洲和西南扇三角洲一三角洲为代表的三角洲群，其沉积的三角洲平原、三角洲前缘砂体大面积分布，是形成大油田的基础[1]。
鄂尔多斯盆地三叠系延长组低渗透、特低渗透岩性油藏成为我国低渗透岩性油气藏勘探开发的典型代表，晚三叠世湖盆中部地区延长组长6- 长8 储层致密，一般渗透率小于1×10-3μm2；按照1998年实施的中华人民共和国石油天然气行业标准《油气储层评价方法》[2]，把湖盆中部长6-长8储层划分为超低渗透储层[3]。
二、低渗油藏储层特征鄂尔多斯盆地延长组超低渗透储层分布在湖盆中部延长组长6一长8油层组，沉积类型包括长6、长7的重力流沉积、三角洲前缘及长8三角洲前缘砂体[4-5]。
1.储层岩石学特征湖盆中部地区长6一长8岩石的结构成熟度中等，矿物成熟度较低。
长6、7长石砂岩为主，岩屑长石砂岩次之、以及少量岩屑砂岩；砂岩以细砂岩为主，粉砂岩含量较高，次为中细砂岩；砂岩的分选性中一好，磨圆度以次棱角状为主；颗粒支撑，点一线接触为主[6]。
鄂尔多斯盆地超低渗透油藏开发特征分析
鄂尔多斯盆地超低渗透油藏开发特征分析鄂尔多斯盆地拥有丰富的油气资源，是我国重要的能源生产基地，超低渗透油藏占有较大比重，拥有巨大的开发潜力，但是由于超低渗透油藏的渗透率仅为（0.1-1.0）×10-3μm?，其致密性和束缚水饱和度都非常高，储层的物性非常差，非均质性较强，因此开发难度比较大。
通过实验室分析，超低渗透油田的开发面临着孔喉细小、孔隙结构复杂、可流动液体饱和度低、排驅压力大、启动梯度大、应力敏感性强等难题。
因此，加强对鄂尔多斯盆地超低渗透油藏开发特征分析，对于提高超低渗透油藏的产液量，促进油田发展具有重要意义。
标签：鄂尔多斯盆地;超低渗透油藏;开发特征;分析研究1 引言鄂尔多斯盆地拥有丰富的油气资源，超低渗透油藏占有较大比重，截止目前已探明、科学预测及所控制的地质储量中，储层渗透率低于0.5×10-3μm2超低渗透油藏大约3/1左右，同时油气资源接替的渗透率也由之前的0.5×10-3μm2以上转化为0.5×10-3μm2以下的超低渗透油藏[1]。
就鄂尔多斯盆地而言，超低渗透油藏的开发潜力巨大，加强对超低渗透油藏开发特征进行研究，具有重要意义。
2 鄂尔多斯盆地超低渗透油藏开发特征分析2.1 储层物性较差，非均质性较强鄂尔多斯盆地超低渗透油藏以延长组为代表，具有典型的大型内陆凹陷盆地背景，是以河流湖泊相为主的陆源碎屑沉积岩，以东北河流三角洲及西南扇形三角洲沉积体系为代表。
地质勘探表明，储层渗透率低于0.5×10-3μm2的超低渗透油藏主要分布在两大沉积体系前缘[2]。
由于受地层控制因素影响，油藏储层的物性比较差，非均质性特强。
运用劳伦兹曲线对油藏储层的非均质性进行描述显示，油藏储层渗透率级差177.6，突进系数6.7;曲线变异系数达到0.64和0.73（劳伦兹曲线系数越接近1，非均质性就越强），储层的非均质性比较强。
2.2 孔隙结构复杂，排驱压力较高在沉积、成岩因素的双重作用下，鄂尔多斯盆地超低渗透油藏储层的孔喉非常细小，孔隙结构比较复杂。
211004391_鄂尔多斯盆地油气地质与勘探技术
179鄂尔多斯盆地拥有极为广阔的地理面积，且其横跨多个省区，总面积甚至高达28×104平方千米。
相比于其他盆地而言，鄂尔多斯盆地内部的古生界发育更为完善，石油资源也相对丰富。
而随着地质时代的更新发展，该区域内还形成了大量的矿产资源，因此该区域内的油气资源勘探和开发也是社会各界关注的焦点话题。
近年来，我国地质学家对鄂尔多斯盆地区域内的油气勘探和开发进行了多方探索，该盆地的地层结构、沉积状态以及资源分布情况也逐渐被业内所熟知，再加上现代勘探开发技术的不断发展和完善，鄂尔多斯盆地区域的油气资源，也得到了更完善的开发和更高效的应用。
1 鄂尔多斯盆地油气资源的分布特征1.1 鄂尔多斯盆地地质概况从鄂尔多斯盆地构造发育特征角度出发，其构造单元主要包含6个，分别为伊盟隆起、天环坳陷、晋西挠褶带、伊狭斜坡、西缘冲断带和渭北隆起。
作为一个大型多旋回克拉通盆地，鄂尔多斯盆地形成了多个时代的沉积演化。
该区域也是极为典型的隐蔽性岩性油气藏，其成藏主控因素相对复杂，勘探难度也比其他区域更高。
1.2 地质因素较为复杂从地理位置角度出发，鄂尔多斯盆地主要位于华北和西北区域之间，因此该盆地的地质构造也兼具两个区域的地质特征，其不仅拥有相对稳定的碳酸盐岩石地质结构，同时还包含盆地自身的演化结构。
在此基础上，鄂尔多斯盆地的油气形成便趋于复杂，油漆的储藏和分布情况也具有多样化特征。
而就近几年来的油气资源勘探结果来看：盆地区域的油气资源开采虽能对传统的地质勘探理论进行应用，但其整体适用性却有待增强。
以鄂尔多斯盆地为例，应该盆地区域内的油气藏类型相对复杂，油气分布的规律也具有一定变化性，因此在进行油气资源开采之前，必须借助新型的研究方法及研究理论对区域内的油气资源分布情况以及分布特征进行针对性的考量及分析，进而充分把控油气藏的实际分布规律，明确其形成原因。
只有这样，包括鄂尔多斯盆地在内的多个区域的油气资源勘探和开采工作才能真正获得理论和技术上的双重支持。
鄂尔多斯盆地下寺湾油田雨岔地区延安组油藏主控因素
鄂尔多斯盆地下寺湾油田雨岔地区延安组油藏主控因素王津;李锦锋;郑德德;柳伟明;李传琳【摘要】针对目前对鄂尔多斯盆地下寺湾油田雨岔地区延安组油藏的研究涉及甚少,在文献资料调研和储层地质学理论为指导的基础上,结合研究区钻井、测井、录井、试油试采、分析测试等基础资料,分析了鄂尔多斯盆地下寺湾油田雨岔地区延安组油藏类型和特征,并探讨总结了影响研究区延安组油藏成藏规律的主控因素.结果表明:研究区延安组油藏类型为岩性油藏,包括鼻状构造-岩性型、砂岩上倾尖灭型、砂岩透镜体型等,其成藏规律主要受烃源岩、三角洲砂体、生储盖组合配置关系及沉积相带和储层物性的变化等因素控制.研究结果为该区寻找油气勘探有利区提供了科学的地质依据.【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2017(036)008【总页数】4页(P85-88)【关键词】鄂尔多斯盆地;雨岔地区;延安组;油藏类型;主控因素【作者】王津;李锦锋;郑德德;柳伟明;李传琳【作者单位】西安石油大学地球科学与工程学院,陕西西安 710065;西安石油大学地球科学与工程学院,陕西西安 710065;延长石油下寺湾采油厂勘探开发研究所,陕西延安 716000;西安石油大学地球科学与工程学院,陕西西安 710065;西安石油大学地球科学与工程学院,陕西西安 710065;西安石油大学地球科学与工程学院,陕西西安 710065【正文语种】中文【中图分类】TE122.3鄂尔多斯盆地地跨陕、甘、宁、蒙、晋五省区，面积约25×104km2，是我国重要的陆相含油气盆地之一，蕴藏着丰富的油气矿产资源[1-4]。
侏罗系延安组作为鄂尔多斯盆地主要的含油层系之一，是中生界找油战略的重点层系[5-8]。
下寺湾油田雨岔地区隶属陕西省甘泉县，位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的中南部[9-13]，根据沉积旋回和岩性组合特征，研究区延安组从下至上依次划分为 10 个油层组（延10～延 1）[3，6-8，14]。
鄂尔多斯盆地低渗透油藏增产改造技术
鄂尔多斯盆地低渗透裂缝油藏增产改造技术第一章鄂尔多斯盆地区域地质概况低渗透油藏在我国占有相当大的比重，主要分布于大庆、长庆、吉林、辽河、大港、新疆、胜利、中原等几大油区，探明低渗透油藏地质储量52.14×108t，占全国探明地质储量26.1%。
随着国内对原油需求的不断增加，低渗透油藏的开发也已成为开发的主力油藏。
鄂尔多斯盆地地处中国东西两个地址构造单元的中间过渡带，是古生代稳定沉降，中生代坳陷自西向东迁移，新生代周边扭动断陷得多旋回沉积的克拉通盆地。
鄂尔多斯盆地形态不对称，东宽西窄，为平缓西倾的大斜坡。
包括盆地本部，以及河套、巴音浩特、渭河地堑、六盘山、银川和定西等周边盆地，鄂尔多斯盆地总面积37×104km2。
目前主要有中国石油长庆油田分公司、陕西延长石油集团油田股份有限公司、以及中国石化华北石油局等在该盆地内进行油气勘探开采。
从目前油气田分布规律知，油气资源主要分布在盆地西倾斜坡上，其中石油主要分布在盆地中南部，天然气分布在盆地中北部，纵向油气层复合叠加较多，整体形成上油下气、南油北气的分布格局。
按照地层层系，将鄂尔多斯盆地油气藏自上而下划分为四套层系的油气藏：（1）中生界侏罗系河流沉积低渗透砂岩油藏侏罗系含油层系为延安组和直罗组，而延安组为侏罗系主要油层组。
根据油层组合，延安组自上而下划分成10个层组，延1—延10，其中延8以上油层由于面积较小，做为油田开发阶段的稳产接替层，而延安组油层相对富集于底部油层组即延9、延10，油藏面积较大，油气资源丰富，占整个侏罗系的80%，为该油藏的主力油层。
直罗组自上而下可划分为7个层组，直1—直7，其中直2—直5为主要产油层。
侏罗系延安组、直罗组储层，岩性以长石质中细粒石英砂岩为主，因沉积结构和成岩作用影响，不同区域和不同油层的物性较低且变化较大，非均质性强，中、北区平均孔隙度18%—20%，平均渗透率50mD，南区油层致密，平均孔隙度10%左右，渗透率小于5mD，因此该油藏为低渗透油藏。
鄂尔多斯盆地地质特征认识
256鄂尔多斯盆地属于延长油田勘探开发的区块，盆地内部西北高，东南低。
盆地内的油气勘探属于上个世纪初期，经过勘探开发后期，油气的产能逐渐下降，需要重新对盆地进行精细的地质研究，寻找剩余油的分布规律，不断扩大油气勘探的范围，获得更多的油气产量。
1 鄂尔多斯盆地概述鄂尔多斯盆地是一个中间下陷，边缘隆起的沉积盆地，陕北斜坡是一级构造单元，盆地的西部埋藏深度大，东部埋藏深度浅，开发的过程中采取的技术措施也存在差别。
盆地内有大小一百多个小的油田，除个别油田处于西部边缘的褶皱带上，其余均分布在陕北斜坡上。
鄂尔多斯盆地作为一个长期沉积的凹陷区域，经历完整的地质构造的演化历史，形成特殊的沉积模式，得到油气聚集的圈闭，为合理勘探开发鄂尔多斯盆地，提供地质资料信息。
形成了三叠系的内陆湖泊三角洲油藏、侏罗系的古地貌油藏等，对其进行详细的地质分析，应用现代化的勘探开发技术措施，获得最佳的油气产量，满足鄂尔多斯盆地的勘探开发的需要。
2 鄂尔多斯盆地地质特征认识针对鄂尔多斯盆地的实际情况，进行地质特征的分析，重新认识盆地的地质特征，为提高盆地的勘探开发效率，实施精细的地质研究，掌握剩余油的分布规律，采取最佳的开采技术措施，获得最佳的油气产能，满足盆地开发的技术要求。
2.1 鄂尔多斯盆地的含油气特征区域构造形成的鼻隆带，燕山运动使盆地四周持续上升，中间下沉，斜坡受到挤压应力的作用和拉伸应力的作用，使其发生变形，导致地层波浪起伏，形成了鼻状的隆起带，具有非常大的聚集空间，也是油气聚集的场所。
差异性压实作用引起的局部隆起，地质历史时期的沉积物，因为沉积环境不同，沉积作用的不均匀特性，形成了不同的粒径、岩石类型及成分的差异。
相同沉积厚度的岩石，砂岩的沉积厚度大些，而泥岩的沉积厚度小些。
复合鼻状构造，是由区域构造和差异压实作用组合而成的一种地质构造类型。
也是鄂尔多斯盆地油气聚集的最佳场所。
2.2 鄂尔多斯盆地构造的研究方法为了更好地勘探开发鄂尔多斯盆地，结合油层顶部的标志层特征，研究区域的分布规律。
鄂尔多斯盆地演武地区侏罗系延安组油藏成藏特征
Abstract：The reservoir of Jurassic Yan’an Formation is characterized by small scale，complex forming characteristics and it is difficult to predict in Yanwu area，Ordos Basin. In order to make clear the main accumulation time and whether there is a secondary migration accumulation in geological history period，and to provide theoretical basis for exploration，the reservoir accumulation characteristics of Jurassic in Yanwu area was studied through testing means such as quantitative grain fluorescence，fluid inclusions and so on. The results show that the ancient oil-water interface rise and hydrocarbon dissipation had ever happened in Yan’an Formation. Some of the reservoirs had suffered damage or the secondary hydrocarbon migration had happened in geological history period.
鄂尔多斯盆地中生界延长组低渗透致密油藏充注模式测井识别
鄂尔多斯盆地中生界延长组低渗透致密油藏充注模式测井识别石玉江;李高仁;周金昱;汤宏平;李卫兵【摘要】油藏充注模式是指从烃源岩生成的原油,在驱动力作用下向储集层选择性持续注入形成油藏的过程.油藏充注模式与油源条件、储层物性、成藏动力三者耦合有关.鄂尔多斯盆地中生界延长组发育典型低渗透-致密砂岩油藏和低幅度构造-岩性油藏.根据源储配置关系、砂体充满度和最大有效含油体积的相对高低,将油藏充注模式划分为过充注、正常充注和欠充注3种类型.分析了不同充注模式油藏形成的原因及含油性、有效储层下限变化规律.针对不同充注模式油藏建立了解释结论序列和针对性测井解释方法,大幅度提高了低渗透-致密储层的测井判识能力.【期刊名称】《测井技术》【年(卷),期】2016(040)002【总页数】7页(P202-208)【关键词】测井解释;油藏充注模式;源储配置;储层下限;低渗透-致密油藏;鄂尔多斯盆地【作者】石玉江;李高仁;周金昱;汤宏平;李卫兵【作者单位】长庆油田公司勘探开发研究院,陕西西安710018;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安710018;长庆油田公司勘探开发研究院,陕西西安710018;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安710018;长庆油田公司勘探开发研究院,陕西西安710018;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安710018;长庆油田公司勘探开发研究院,陕西西安710018;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安710018;长庆油田公司勘探开发研究院,陕西西安710018;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安710018【正文语种】中文【中图分类】P631.840 引言鄂尔多斯盆地中生界延长组发育大面积低渗透-致密砂岩油藏和低渗透岩性-构造油藏,近年开展的大规模整体勘探、立体勘探,取得巨大成效,实现了中生界延长世湖盆“满凹含油”[1],落实探明储量规模超过33×108 t。
【精品】油层组储层综合研究及评价
鄂尔多斯盆地姬嫄地区罗1井区长8-1油层组储层综合研究及评价前言1论文来源及目的意义本题目来源于长庆油田研究院油藏评价室的科研项目《鄂尔多斯盆地姬嫄地区罗1井区长8-1油层组储层综合研究及评价》。
储层综合研究及评价的目的是为了寻找、认识、改造储层，充分发挥储层能量，以达到提高勘探开发效益的目的。
因此合理、客观、快速地对储层进行评价和分类具有十分重要的意义。
由于近年来我国原油消费量的持续增长，以及基于国家石油战略方面的考虑，开发和利用好低渗透油藏对保持我国的国民经济的持续发展有着重要的基础保障作用。
为了对这部分储量进行有效的动用，必须对其进行科学的评价。
鄂尔多斯盆地姬源油田罗1井区长8:油藏属于低孔、低渗储层,储层横向变化快,非均质性严重,由于其处于开发早期,目前对沉积微相类型，平面展布规律认识不清,对砂体的空间展布规律缺乏整体认识,非均质性刻画尚欠精细,储层参数不够准确,也没有建立精细的储层模型,这些问题严重影响了油田的勘探开发工作,制约了油田合理的油藏开发技术政策的制定和开发方案的确定"因此,对储层进行综合评价,预测有利区带,是解决上述问题的关键。
姬嫄地区作为鄂尔多斯盆地的主要产油区之一，具有丰富的油气资源,经过近几年的勘探工作，对其有了一些初步的认识，研究区构造单元属伊陕斜坡中部，具有低孔、低渗、低饱和度的储层特征，属于典型的低渗特低渗油气藏，发育岩性油气藏和岩性一构造油气藏。
本文旨在通过对罗1井区长8-1油层组的岩石学特征成岩作用的研究，同时结合沉积相及岩相古地理的研究，在全面分析储层特征的基础上，找出影响储层物性的主控地质因素，发现其形成及分布规律，进而对有利区带进行预测，优选出勘探目标，为石油勘探与开发提供依据。
2研究现状和趋势储层评价目前采用的方法总体上分为定性评价和定量评价两大类。
定性评价主要以孔隙度和渗透率为评价依据，将储层分为好、中、差3个等级。
此外也结合岩石成分，结构(粒度、分选、磨圆)、杂基含量、成岩作用、压汞和退汞参数等指标，评价储层的储集性能。
鄂尔多斯盆地吴起地区延安组延9油层组储层特征研究
鄂尔多斯盆地吴起地区延安组延9油层组储层特征研究【摘要】通过对本地区取芯井常规薄片、铸体薄片、扫描电镜等资料的研究，确定该区延安组的砂岩储层所经历的成岩作用主要有压实作用、压溶作用、胶结作用、溶蚀作用、交代作用和自生矿物的形成作用等，研究发现延9油层组平均孔隙度为14.91%，平均面孔率约为4.7%，平均孔径为25μm，平均喉道直径为0.19μm。
最主要的孔隙类型为粒间孔（包括粒间溶孔）和长石溶孔，两者所占总面孔率的相对比例较大，分别占到了54.3%和37.1%；包含部分粒内溶孔、岩屑溶孔，分别为1.27%、3.25%。
喉道类型主要为缩颈型喉道和片状或弯片状喉道。
【关键词】吴起地区延9油层组储层特征吴起地区位于鄂尔多斯盆地湖盆中部，地处鄂尔多斯盆地二级构造单元陕北斜坡中西部（图1研究区）。
勘探开发与研究程度的不断深入，人们对鄂尔多斯盆地陕北斜坡延安组石油地质基本特征的认识也越来越清楚了，积累了大量的理论知识，发表了很多有价值的学术论文。
随着勘探开发程度的提高，对于具体区域内的储层岩石学特征提出了更高的要求，笔者以工作中涉及的吴起地区延9油层组的研究，对该区域内的储层岩石学特征作进一步的阐述。
笔者查阅了相关资料，通过岩石薄片、扫描电镜、铸体薄片观察分析等手段加深了对吴起地区延安组延9油层组的储层岩石学特征的认识，并且对延9油层组的岩石成分、含量、结构、构造、颗粒接触关系类型、胶结类型等作了详细分析。
1 储层岩石学特征研究区延9油层组储层主要为浅灰、灰褐、灰黑色中细、中、粗砂岩及砂质砾岩，有少量的细砾岩及细粉砂质泥岩。
岩性以长石砂岩、岩屑长石砂岩、长石石英砂岩为主，含有长石岩屑砂岩、岩屑砂岩和岩屑石英砂岩。
碎屑颗粒大小主要为中—细砾，可见粗粒和不等粒，颗粒大多呈半棱角—次圆状，圆状和棱角状较少，分选程度以中、中—好为主，中-差次之，胶结类型主要是孔隙型。
砂岩碎屑成份平均占全岩含量82.2%，其中石英含量为29%～74%，平均值为45.2%；长石含量为10%～39%，平均为28.8%，局部可见7%～10%；岩屑含量为5%～17%，平均为8.2%。
鄂尔多斯盆地西南缘延安组层序地层分析_丁晓琪
第35卷 第6期 成都理工大学学报(自然科学版) V ol .35No .6 2008年12月JOU RNA L OF CHENGDU UNIVERSITY OF T ECH NOLOG Y (Science &Techno log y Editio n )Dec .2008 [文章编号]1671-9727(2008)06-0681-05鄂尔多斯盆地西南缘延安组层序地层分析[收稿日期]2008-07-20[作者简介]丁晓琪(1981-),男,博士,讲师,主要从事储层沉积学与储层地球化学研究,E -mail :ev ans-qi @ 。
丁晓琪 张哨楠(成都理工大学“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室,成都610059)[摘要]通过钻井资料、岩心资料、测井曲线、薄片鉴定等分析手段,认为鄂尔多斯西南缘延安组经历了下切河谷充填-三角洲平原-河流沉积的演化,为一个完整的湖侵-湖退旋回。
低位体系域主要由下切河谷充填砂岩构成,砂岩的分布受前侏罗纪古地貌的控制;水进体系域为三角洲平原沉积,最大湖泛面位于湖侵的黑色泥岩与煤线的互层中;高位体系域由三角洲平原及河流组成。
低位体系域的下切河谷充填砂岩具有砂体厚、储集物性好、离烃源岩近、圈闭类型丰富等成藏条件,利于油气的捕集,其斜坡古地貌是今后勘探的重要区域。
[关键词]延安组;层序;下切河谷;体系域[分类号]T E121.3 [文献标识码]A 鄂尔多斯盆地西南缘延安组具有良好的油气勘探潜力,油层集中分布于延10-延8的河道砂岩中。
延安组油藏虽然规模小、储量少、勘探难度大,但具有物性好、产量高的优势,对开发建产非常有利[1]。
在30余年的延安组石油勘探过程中,人们主要强调了古地貌的重要性,找到了一系列的古地貌油藏[2]。
但随着勘探的深入,一系列的非古地貌油藏被发现。
由于层序地层学在过去的十余年里提供了一种很好的寻找岩性油气藏的方法[3],本文试图用层序地层学的基本原理,结合测井、岩心、地震资料对鄂尔多斯南缘延安组层序进行探讨,进而提出研究区今后的勘探目标。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
第４０卷 第５期２０１６年１０月测 井 技 术ＷＥＬＬＬＯＧＧＩＮＧＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹＶｏｌ．４０ Ｎｏ．５Ｏｃｔ２０１６基金项目：国家科技重大专项鄂尔多斯盆地大型岩性地层油气藏勘探开发示范工程（２０１１ＺＸ０５０４４）作者简介：郭浩鹏，男，１９７９年生，硕士，从事特低渗透储层测井评价与测井解释方法、测井新技术研究与应用等工作。
Ｅ‐ｍａｉｌ：ｇｕｏｈｐ＿ｃｑ＠ｐｅｔｒｏｃｈｉｎａ．ｃｏｍ．ｃｎ文章编号：１００４‐１３３８（２０１６）０５‐０５５６‐０８鄂尔多斯盆地延安组低对比度油藏饱和度分布模式与测井评价郭浩鹏，石玉江，王长胜，张少华，李卫兵，钟吉彬（中国石油长庆油田公司勘探开发研究院，低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安７１００１８）摘要：鄂尔多斯盆地中生界延安组发育大量低对比度油层，油、水层电阻率对比度低，地层水性质变化大，给测井评价解释带来巨大挑战。
对延安组低对比度油藏的成因进行了分析；选取平均毛细管压力曲线Ｊ函数法建立了油藏含油饱和度的定量评价公式；通过密闭取心井资料对饱和度公式进行刻度，得到了鄂尔多斯盆地延安组油藏含油饱和度计算公式的未知参数，并对延安组饱和度分布模式进行了分析研究。
总结了综合测井、油藏、录井等多学科的低幅度构造油藏精细解释方法，提高了延安组测井解释符合率。
关键词：测井评价；低对比度油藏；毛细管压力曲线；Ｊ函数；饱和度中图分类号：Ｐ６３１.８４ 文献标识码：ＡＤｏｉ：１０．１６４８９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００４‐１３３８．２０１６．０５．００７ＳａｔｕｒａｔｉｏｎＤｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎａｎｄＬｏｇＩｎｔｅｒｐｒｅｔａｔｉｏｎＭｅｔｈｏｄｏｆＬｏｗ‐ｃｏｎｔｒａｓｔＲｅｓｅｒｖｏｉｒｉｎＭｅｓｏｚｏｉｃＹａｎ’ａｎＦｏｒｍａｔｉｏｎｏｆＥｒｄｏｓＢａｓｉｎＧＵＯＨａｏｐｅｎｇ，ＳＨＩＹｕｊｉａｎｇ，ＷＡＮＧＣｈａｎｇｓｈｅｎｇ，ＺＨＡＮＧＳｈａｏｈｕａ，ＬＩＷｅｉｂｉｎｇ，ＺＨＯＮＧＪｉｂｉｎ（ＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔＩｎｓｔｉｔｕｔｅｏｆＰｅｔｒｏｃｈｉｎａ，ＣｈａｎｇｑｉｎｇＯｉｌｆｉｅｌｄＣｏｍｐａｎｙ，ＮａｔｉｏｎａｌＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇＬａｂｏｒａｔｏｒｙｆｏｒＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｏｆＬｏｗ‐ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙＯｉｌ＆ＧａｓＦｉｅｌｄｓ，Ｘｉ’ａｎ，Ｓｈａａｎｘｉ７１００１８，Ｃｈｉｎａ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ａｌｏｔｏｆｌｏｗ‐ｃｏｎｔｒａｓｔｏｉｌｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｅｘｉｓｔｉｎＭｅｓｏｚｏｉｃＹａｎ’ａｎｆｏｒｍａｔｉｏｎｏｆＯｒｄｏｓｂａｓｉｎ．Ｔｈｅｃｏｎｔｒａｓｔｒａｔｉｏｏｆｏｉｌａｎｄｗａｔｅｒｒｅｓｉｓｔｉｖｉｔｙｉｎｔｈｅｓｅｆｏｒｍａｔｉｏｎｓｉｓｖｅｒｙｌｏｗａｎｄｔｈｅｐｒｏｐｅｒｔｙｏｆｔｈｅｆｏｒｍａｔｉｏｎｗａｔｅｒｖａｒｉｅｓｗｉｄｅｌｙ，ｗｈｉｃｈｍａｋｅｓｉｔｖｅｒｙｈａｒｄｔｏｇｅｔｔｈｅｒｉｇｈｔｒｅｓｕｌｔｓｉｎｗｅｌｌｌｏｇｇｉｎｇｅｖａｌｕａｔｉｏｎａｎｄｉｎｔｅｒｐｒｅｔａｔｉｏｎ．Ｔｈｅｏｒｉｇｉｎｏｆｔｈｉｓｋｉｎｄｏｆｒｅｓｅｒｖｏｉｒｉｓａｎａｌｙｚｅｄ，ａｖｅｒａｇｅｃａｐｉｌｌａｒｙｐｒｅｓｓｕｒｅｃｕｒｖｅＪｆｕｎｃｔｉｏｎｍｅｔｈｏｄｉｓａｄｏｐｔｅｄｔｏｓｅｔｕｐｔｈｅｑｕａｎｔｉｔａｔｉｖｅｅｖａｌｕａｔｉｏｎｆｏｒｍｕｌａｏｆｏｉｌｓａｔｕｒａｔｉｏｎ．Ｂｙｃａｌｉｂｒａｔｉｎｇｔｈｅｓａｔｕｒａｔｉｏｎｆｏｒｍｕｌａｕｓｉｎｇｓｅａｌｅｄｃｏｒｉｎｇｄａｔａ，ｕｎｋｎｏｗｎｐａｒａｍｅｔｅｒｓｉｎｏｉｌｓａｔｕｒａｔｉｏｎｃａｌｃｕｌａｔｉｏｎｆｏｒｍｕｌａｏｆＹａｎ’ａｎｆｏｒｍａｔｉｏｎｏｆＯｒｄｏｓｂａｓｉｎｃａｎｂｅｇｅｔ，ａｎｄｔｈｅｎｓａｔｕｒａｔｉｏｎｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｐａｔｔｅｒｎｉｓｓｔｕｄｉｅｄ．Ｂａｓｅｄｏｎｔｈｅａｎａｌｙｓｉｓｍｅｎｔｉｏｎｅｄｐｒｅｖｉｏｕｓｌｙ，ｆｉｎｅｉｎｔｅｒｐｒｅｔａｔｉｏｎｍｅｔｈｏｄｏｆｌｏｗａｍｐｌｉｔｕｄｅｓｔｒｕｃｔｕｒａｌｒｅｓｅｒｖｏｉｒｉｓｐｒｏｐｏｓｅｄｃｏｍｂｉｎｅｄｗｅｌｌｌｏｇｇｉｎｇ，ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｄｅｖｅｌｏｐｉｎｇａｎｄｌｏｇｄａｔａ．Ｃｏｍｐａｒｉｎｇｒｅｓｕｌｔｓｗｉｔｈｄｅｖｅｌｏｐｉｎｇｄａｔａｓｈｏｗｓｔｈｅｅｆｆｅｃｔｉｖｉｔｙｏｆｔｈｅｐｒｏｐｏｓｅｄｆｉｎｅｉｎｔｅｒｐｒｅｔａｔｉｏｎｍｅｔｈｏｄ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｌｏｇｅｖａｌｕａｔｉｏｎ；ｌｏｗ‐ｃｏｎｔｒａｓｔｒｅｓｅｒｖｏｉｒ；ｃａｐｉｌｌａｒｙｐｒｅｓｓｕｒｅｃｕｒｖｅ；Ｊｆｕｎｃｔｉｏｎ；ｓａｔｕｒａｔｉｏｎ０ 引 言鄂尔多斯盆地在三叠纪末期整体抬升，西倾单斜上发育低幅度鼻状构造，形成了众多的延安组小型含油富集区［１］。
延安组油藏物性好，产量高，开发效果好，但湖盆西部延安组发育典型的低电阻率、低对比度油藏。
２０１３年至２０１４年该盆地延安组工业油流井中低电阻率、低对比度油层达到６２.３％。
延 第４０卷 第５期 郭浩鹏，等：鄂尔多斯盆地延安组低对比度油藏饱和度分布模式与测井评价安组油藏规模小，油层与水层电阻率对比度低，地层水性质变化大给测井识别带来巨大挑战，测井解释符合率长期在６０％左右。
１９９７年至２００６年中国石油集团对低电阻率油层开展了测井岩石物理研究与解释方法的专项攻关，其中总结了鄂尔多斯盆地延长组长２低电阻率油层的油藏模式与分布规律［２］，但未针对延安组低对比度油层开展相关研究，因此亟需开展延安组油藏低电阻率成因、饱和度分布规律与测井解释方法的综合研究。
本文首先对延安组低对比度油藏的成因进行了分析，并选取了平均毛细管压力曲线Ｊ函数法计算油藏含油饱和度，推导了延安组油藏的含油饱和度定量计算公式，在此基础上对延安组油藏的饱和度分布模式进行了分析研究，最终形成了针对该油藏的测井评价方法。
１ 中生界延安组低对比度油藏成因１.１ 低幅度构造导致含油饱和度低受构造控制的油藏成藏主要为油水浮力克服毛细管力的过程，油藏高度和油水密度差决定了驱替动力大小，孔隙结构决定了毛细管阻力的大小，驱替动力和毛细管阻力达到平衡的过程决定了油气最终能够充注到多大的孔喉系统中［３］。
岩石含油饱和度取决于上述３个因素Ｆ浮＝ΔρｇＨ＝ｐｃ（１）式中，Ｆ浮为油水浮力，Ｎ；Δρ为油水密度差，ｇ／ｃｍ３；Ｈ为油藏高度，ｍ；ｐｃ为毛细管压力，ＭＰａ。
以油藏高度５ｍ为例（见图１）。
Ⅰ类储层物性好，即使含油高度低，也具有明显的油水分异，含油饱和度可以达到６５％；Ⅱ类储层物性较差，含油高度低时，油水分异差，形成低对比度油层，含油饱和度为４２％；Ⅲ类储层物性最差，含油高度低时，一般难以成藏。
由３类储层特征可得，鄂尔多斯盆地延安组油藏构造幅度较低，造成了驱替动力小，含油饱和度低（见图１）。
１.２ 高矿化度地层水造成地层电阻率低延安组油藏地层水矿化度变化范围大，最低小于１０ｇ／Ｌ，最高达到１００ｇ／Ｌ以上，地层水性质的变化造成电阻率变化大。
延安组地层电阻率与氯根交会图中，当地层水矿化度较低（氯根１００００ｍｇ／Ｌ左右）时，油水层电阻率明显高于水层，电阻率是含油性的准确指示（见图２）。
而当地层水矿化度较高（氯根大于１５０００图１ 延安组毛细管压力曲线与油藏含油高度图*非法定计量单位，１ｍＤ＝９.８７×１０－４μｍ２，下同图２ 延安组地层电阻率与地层水氯根交会图犿犵／犔）时，高矿化度地层水在孔隙中形成密布的导电网络，使油水层的电阻率明显降低，电阻率对比度进一步降低，电阻率难以反映含油性的变化。
１.３ 淡水泥浆侵入造成油层、水层对比度降低鄂尔多斯盆地探井、评价井目的层多为下部延长组岩性油藏，钻井时上部延安组油藏被泥浆浸泡时间长（１０ｄ以上），电阻率曲线受侵入影响较大，多呈现与水层相似的负差异特征，给测井识别该类油层增加了困难。
泥浆滤液侵入油气层引起储层径向上流体分布、地层水矿化度以及电阻率的变化，可以通过数值模拟完成［４‐５］。
Ｂ２９井延７段数值模拟的结果见表１，受淡水泥浆侵入的影响，油层电阻率由１９.４０Ω・ｍ降低到１１.３７Ω・ｍ，油水层电阻率由１２.４２Ω・ｍ降低到８.６Ω・ｍ，水层电阻率由５.０９Ω・ｍ升高到５.２７Ω・ｍ，油层、油水层的电阻增大率也由侵入前的３.８１、２.４４降低到２.１５、１.６３，油、水层对比度进一步降低。
表１ Ｂ２９井延７段泥浆侵入数值模拟结果表深度／ｍ侵入后电阻率／（Ω・ｍ）侵入前电阻率／（Ω・ｍ）侵入后电阻率增大率侵入前电阻率增大率油层１７６８.０１１.３７１９.４０２.１５３.８１油水层１７７２.５８.６１２.４２１.６３２.４４水层１７８８.０５.２７５.０９１１・７５５・测 井 技 术２０１６年 ２ 利用毛细管压力曲线油藏饱和度分布规律研究２.１ 平均毛细管压力曲线Ｊ函数方法油藏中油、水饱和度受毛细管压力和浮力等因素的控制，其在地下的分布状态是浮力和毛细管压力双重作用的结果［６］。
毛细管压力的计算公式为ｐｃ＝２σｃｏｓθｒｃ（２）式中，ｐｃ为毛细管压力，ＭＰａ；σ为流体两相的界面张力，ｍＮ／ｍ；θ为流体与固体的接触角，（°）；ｒｃ为毛细管半径，μｍ。
压汞过程与油气驱替自由水的过程相似，通常利用实验室毛细管压力资料间接求取油藏的含油饱和度［７］。
用毛细管压力曲线计算油藏含油饱和度的方法有逐点毛细管压力曲线法、平均毛细管压力曲线法和平均Ｊ函数法３种［８９］，本文采用平均Ｊ函数法。
Ｊ函数的表达式为Ｊ（Ｓｗ）＝ｐｃσｃｏｓθＫ矱（３）式中，Ｊ（Ｓｗ）为Ｊ函数（含水饱和度Ｓｗ的函数），无因次；Ｋ为样品空气渗透率，×１０－３μｍ２；矱为样品孔隙度，％。
Ｊ函数是一个无因次量，是含水饱和度的函数，与渗透率、孔隙度、界面张力以及润湿接触角有关。
每块岩样的毛细管压力曲线只是油藏某一局部特征的表现，需要将油藏中多条毛细管压力曲线统计回归得到１条代表该油藏特征的毛细管压力曲线，才能准确求出油藏含油饱和度。
研究采用延安组２２个样品点进行回归计算，实验室岩样的压汞毛细管压力曲线及对应的Ｊ函数曲线见图３。
具有相同Ｊ函数的岩石含水饱和度Ｓｗ和其Ｊ函数Ｊ（Ｓｗ）之间存在幂函数关系Ｓｗ＝ａ×Ｊ（Ｓｗ）ｂ（４） 考虑油藏的实际情况，含油饱和度在１０％～８０％分布。
将图４中ＳＨｇ＝１０％～８０％的数据作回归，得到Ｊ（Ｓｗ）＝６３５.５００１Ｓ－２.４４３２ｗ（５）２.２ 利用毛细管压力曲线计算含油饱和度将式（１）带入式（３），得到Ｊ（Ｓｗ）＝ｐｃσｃｏｓθＫ矱＝ΔρｇＨσｃｏｓθＫ矱（６） 汞饱和度与润湿相流体饱和度之间存在关系：Ｓｗ＋ＳＨｇ＝１００；由式（５）可得图３ 延安组岩心样品的压汞毛细管压力曲线及对应的Ｊ函数曲线图４ 延安组毛细管压力曲线对应的Ｊ函数曲线ΔρｇＨσｃｏｓθＫ矱＝６３５.５００１Ｓ－２.４４３２ｗ（７）则Ｓｗ＝Δρｇ６３５.５００１σｃｏｓθ－０.４０９３ＨＫ矱－０.４０９３（８） 油藏条件下油与水的表面张力和润湿接触角难以求准，令α＝Δρｇ６３５.５００１σｃｏｓθ－０.４０９３，式（８）变为Ｓｗ＝αＨＫ矱－０.４０９３（９） 通过延安组密闭取心资料对α值进行刻度，得到α的平均值为１３８.９（见表２），由此得到鄂尔多斯盆地延安组油藏的含油饱和度计算公式为・８５５・ 第４０卷 第５期 郭浩鹏，等：鄂尔多斯盆地延安组低对比度油藏饱和度分布模式与测井评价表２ 密闭取心井刻度α值表样品编号样品深度／ｍ层位孔隙度／％渗透率／（×１０－３μｍ２）含水饱和度／％油藏高度／ｍα１２１２１.０４２１２１.１４Ｊ１ｙ１７.８６８３.４２４５.１１３.５１７９.１２２１２１.１４２１２１.２５Ｊ１ｙ１６.９１７８.１７４０.７１３.４１６０.９３２１２１.２５２１２１.３５Ｊ１ｙ１７.４０１０５.７５３８.３１３.３１５９.７４２１２１.３５２１２１.４４Ｊ１ｙ１３.５４７.１９４８.３１３.２１２１.８５２１２１.４４２１２１.５５Ｊ１ｙ１７.５２１６８.３３０.３１３.１１３７.９６２１２１.５５２１２１.６５Ｊ１ｙ１７.９８１６８.７７４１.６１２.９１８７.６７２１２１.６５２１２１.７４Ｊ１ｙ１７.１１４４.０７４４.８１２.８１５４.７８２１２１.７４２１２１.８４Ｊ１ｙ１６.９３５４.６７４４.８１２.８１６１.５９２１２１.８４２１２２.０１Ｊ１ｙ１６.８１５４.８３３５.４１２.７１２７.４１０２１２２.０１２１２２.１６Ｊ１ｙ１６.９３６９.１１４４.７１２.５１６７.５１１２１２２.１６２１２２.２８Ｊ１ｙ１６.３４６０.８３４４.７１２.３１６３.６１２２１２２.２８２１２２.３６Ｊ１ｙ１６.５８７０.０９４８.０１２.２１７９.６１３２１２２.３６２１２２.４５Ｊ１ｙ１７.４５８３.９９４６.４１２.１１７７.８１４２１２２.４５２１２２.５６Ｊ１ｙ１７.０９１４５.１５４４.２１２.１１８９.８１５２１２２.５６２１２２.６６Ｊ１ｙ１６.５８８７.８２５４.８１１.９１７２.８１６２１２２.６６２１２２.７５Ｊ１ｙ１６.００４６.４８４４.６１１.８１５２.６１７２１２２.７５２１２２.８５Ｊ１ｙ１６.２４１４１.５６４０.８１１.８１７４.２１８２１２２.８５２１２２.９５Ｊ１ｙ１４.４２２４.４６４２.１１１.７１２８.２１９２１２２.９５２１２３.０４Ｊ１ｙ１７.３３６６.３９４４.４１１.６１５９.０２０２１２３.０４２１２３.１８Ｊ１ｙ１５.２１２８.６７３９.３１１.５１２１.３…… 平均值１３８.９Ｓｗ＝１３８.９ＨＫ矱－０.４０９３（１０） 通过式（１０），已知储层的孔隙度、渗透率以及油藏高度，可以确定该油藏的含油饱和度。