一、综合测井资料在研究油气藏沉积相中的应用——以川口油田长六油层组为例（论文文献综述）
童强[1]（2021）在《鄂尔多斯盆地史家湾-堡子湾地区长82-长9砂体构型及多因素耦合储层综合评价》文中研究说明鄂尔多斯盆地在蕴含极为丰富的非常规油气资源的同时,也面临了巨大的勘探开发挑战。随研究纵深不断加大,以姬塬油田史家湾-堡子湾地区长82-长9为代表的低孔-特低渗储层备受关注,浮现出包括沉积环境复杂多变、砂体成因结构不明、储层特征和质量评价标准模糊在内的一系列问题,严重制约了现阶段勘探开发进程。因此本文从沉积特征、砂体构型入手研究该类储层的宏观特性,进而结合大量实验开展储层特征、成岩作用以及微观孔喉结构与渗流特征研究,最后在宏、微观因素多元耦合定量表征的基础上完成储层综合评价。总体而言,本次研究对于解决非常规储层的勘探开发矛盾、缓解理论制约壁垒和提高油气采收率等方面具有一定价值。最终取得以下主要认识:西北和东北双向物源体系交汇使得研究区不同区域、不同层位的沉积环境各异,长82亚段以浅水三角洲前缘沉积为主,而长9段为西北部的辫状河三角洲平原、前缘沉积和东北部的曲流河三角洲前缘沉积共同作用,总体经历了较大幅水进过程。不同区域各级次沉积旋回发育特征各异,具有显着的相分异特征;建立与超短期旋回相对应的单成因砂体刻画方法后,识别出8种四级构型要素,同时在各层位和各区域之间形成对比;利用测井资料建立构型要素的定量表征方法,完成全区构型要素的测井识别,在此基础上总结出构型分布模式。长82和长9储层岩性一致,但组分含量构成不同;绿泥石、铁方解石和硅质含量均较多,但长9浊沸石含量较高;结构成熟度和成分成熟度均以中等为主;长82储层平均孔隙度为11.24%,平均渗透率为1.57×10-3μm2,而长9储层平均孔隙度为11.97%,平均渗透率为4.7×10-3μm2,总体均为低孔-特低渗储层类别,并且长9段物性较长82亚段好。储层发育以压实、胶结、交代和溶解为主的四类成岩作用,成岩阶段为中成岩A期,储层致密化过程以压实减孔为主,其次是胶结,而溶蚀增孔相对较弱;分别在长82和长9储层中识别出4种和5种优势成岩相,结合岩电标定后建立了Fisher判别函数,实现了成岩相的定量表征,归纳构型要素与成岩相的空间关系后建立了成岩相空间分布模式。孔隙类型均以粒间孔和溶孔为主,孔隙组合为溶孔-粒间孔;高压压汞划分出4类孔喉结构,长9孔喉结构优于长82,但孔喉连通性较差,并且孔喉结构非均质显着;利用NMR划分出4类可动流体特征,长9的T2弛豫时间显着大于长82,并且可动流体饱和度相对较高,经联合表征后发现长9储层的大、中孔喉发育较多。长9储层渗流特征显着优于长82,各类特征参数与物性较匹配;长9多相渗流以均匀状为主,而长82以网状为主,二者总体渗流能力均较强,驱替效率较高。综合宏、微观因素优选出9类代表性参数,利用多元综合分类系数Fi对储层进行分类评价,建立了各类储层的定量评价标准。
王霞[2]（2021）在《鄂尔多斯盆地周长地区长9油藏致密储层-构造综合评价》文中研究表明致密碎屑岩是鄂尔多斯盆地中生界三叠系主要储层类型,构建适用的致密储层测井综合评价体系是评判该类致密储层质量、预测相对优质储层分布的关键。本文以周长地区三叠系延长组长9油层组致密储层为研究对象,从构造裂缝、成岩作用等方面,探讨了致密储层物性的控制因素,建立致密储层孔、渗、饱解释模型,确定有效储层下限标准,构建多参数综合评价体系,对致密储层进行综合分类评价。认识如下:周长地区长9油层组构造相特征表现为总体西倾单斜背景下,发育差异压实作用形成近北东向鼻状隆起及小型背隆,断层不发育,砂体成因类型主要为三角洲前缘亚相中的水下分流河道。储层岩性主要为长石砂岩和岩屑长石砂岩,成分成熟度相对较低,而结构成熟度较高,储集空间类型以残余粒间孔为主,构造裂缝局部发育,孔隙结构类型可划分为三类,其中Ⅱ类中排驱压力-小孔细喉型为主要类型;储层孔隙度中值为8.4%,渗透率中值为0.40×10-3μm2,属于特低孔、致密储层,延长组沉积期构造-沉积-成岩演化及油气侵位共同导致储层致密化,区域构造热事件及盆地沉降-抬升均对储层次生孔隙形成及致密化有重要影响。储层非均质性较强,物性受源区母岩、沉积相、成岩作用和构造作用的共同影响,砂体规模、物性、横向相变化是控制油层分布的主要因素,同时,鼻状隆起构造对油层分布亦具有一定控制作用,构造的幅度直接影响着油水分异程度以及油井产量和含水率,形成构造-岩性圈闭。针对致密储层现有测井参数解释模型适应性差,创新性地提出了一种适合致密储层的测井参数解释方法:在曲线标准化和岩心归位基础上,利用自然电位、自然伽马、声波时差和深感应电阻率曲线,多元回归建立泥质含量、钙质含量计算模型,计算长9油层组致密储层泥质含量、钙质含量平均分别为8.8%和17.3%;综合测试分析及测井响应特征,致密储层泥质、钙质含量对孔隙度均有一定的影响,其中泥质含量影响更为显着,引起的孔隙度变化量为0.6%左右,利用声波时差测井,建立基于泥质含量和钙质含量的考量的致密储层孔隙度解释模型,进而由孔隙度和泥质含量建立渗透率解释模型;基于研究区岩电数据特征,以孔隙度7%为界进行样品分组,分段建立致密油饱和度测井计算模型,以上解释模型相对于常规模型更适合于致密储层测井参数解释;综合试油试采资料,确定长9有效储层下限标准为渗透率为0.15×10-3μm2、孔隙度6.0%、电阻率27.0Ω·m、声波时差215.0μs/m。动静态结合,优选孔隙度、渗透率、有效厚度、砂岩厚度、变异系数、存储系数、储油系数和地层系数、单井产能及砂体成因、孔隙类型等指标,采用权重分析法,建立致密砂岩储层分类评价指标体系,将长9致密储层分成三类,其中Ⅰ类好储层,是后期重点开发对象。
姜锐[3]（2020）在《鄂尔多斯盆地柴上塬区长6储层地质建模与储量计算研究》文中研究说明本文综合运用测井、录井、压汞、相渗等多种资料对长6油藏进行了储量计算、三维地质建模研究、动用程度评价以及剩余油分布规律研究。结合研究地质背景对构造特征进行了分析,结果认为长6油层构造简单,各小层继承性强,构造幅度低。精细研究测井曲线与物性、饱和度之间的关系,总结了长6段储层四性关系,采用孔隙度与声波时差回归方程计算孔隙度,采用油基泥浆取心分析法、压汞实验法以及阿尔奇公式等多种方法确定油藏原始含油饱和度。采用多种方法确定了有效厚度物性下限:孔隙度7%、渗透率0.2mD,含油饱和度下限43%,电性下限为声波时差215μs/m、电阻率47Ω·m。采用体积加权确定了各小层储量计算参数,储量计算结果认为长6油藏属于中丰度油藏储量丰度43.65×104t/km2,探明地质储量1250.09×104t。结合手工绘制构造图,采用序贯指示方法建立了地层模型,根据地质认识调节、优选变差函数,采用井点约束、垂向属性概率约束结合序贯指示方法建立岩相模型,采用序贯高斯模拟结合相控约束、协同模拟约束建立孔隙度、渗透率、饱和度以及Ntg模型,地质建模研究认为结合多约束条件的序贯模拟方法能够建立较为准确的三维地质模型,地质建模充分考虑了储层与隔夹层的非均质性,能够较好的解决传统容积法未能考虑储层非均质性的问题。递减规律研究认为产量递减符合指数递减规律,且递减率较为稳定,产液量月递减率0.93%、年递减率10.4%,产油量月递减率1.02%、年递减率11.4%,产水量月递减率1.7%、年递减率18%。动用程度评价研究认为研究区长6油藏总体上动用程度低,长622动用程度最高,平面上研究区西南部以及东北部动用程度高,南部、以及西北部以及中部地区动用程度底。采用相渗实验方法以及油藏数值模拟方法确定了剩余油的分布特征,剩余油分布规律表明研究区现今平均剩余油饱和度48.6%,剩余油饱和度较高的部位主要位于研究区东北部以及研究区的西部,以及中部N86-5井区。
石坚[4]（2020）在《鄂尔多斯盆地胡尖山地区延长组低渗透砂岩储层特征及控制因素研究》文中提出鄂尔多斯盆地胡尖山地区长6和长8油层组作为延长组主力产油层位之一,属于典型的低渗透储层,近年来含油面积不断扩大、探明储量不断增加,显示出良好的增储潜力,但受沉积环境和成岩作用的影响,造成研究区储层非均质性强、相对高孔渗区域分布特征模糊不清,储层质量的分类评价面临着严峻的挑战,严重制约了该区进一步油气勘探的发展。因此,运用岩心物性分析、铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、图像粒度、图像孔隙、X衍射、镜质体反射率、高压压汞、恒速压汞、核磁共振以及真实砂岩微观水驱油等多实验方法结合,系统地开展胡尖山地区长6和长8储层的储层岩石学、物性、成岩作用、成岩相、微观孔隙结构、可动流体赋存、渗流等特征以及储层质量主要控制因素研究,多方法相互结合开展储层定量分类评价,最终对研究区有利区域进行优选。主要取得以下认识:1.长6储层主要发育三角洲前缘亚相沉积,主要为深灰色细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩,填隙物含量高,平均为13.4%,孔隙度平均为10.67%,渗透率平均为0.53×10-3μm2;长8储层主要发育三角洲前缘和三角洲平原亚相沉积,多为灰色、深灰色细粒岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,部分区域发育少量的岩屑砂岩和长石砂岩,填隙物含量高,为14.2%,孔隙度平均为8.73%,渗透率平均为0.53×10-3μm2。长6储层物性相比长8储层较好,均属于低孔—超低渗储层。2.长6和长8储层的孔隙度受到压实作用破坏程度最大,造成孔隙度损失率分别为50.54%、52.86%,早期胶结—交代过程造成孔隙度损失率较低,分别为3.96%、4.35%,中晚期胶结—交代过程造成孔隙度损失率相比前期严重,分别为6.42%、7.81%,溶蚀过程增加孔隙度分别为2.21%、3.13%。长8储层受到成岩作用的影响相比长6储层大。3.目前储层成岩期次整体普遍处于中成岩阶段A期,少部分处于中成岩阶段B期。提出研究区4类成岩相,其中绿泥石膜剩余粒间孔相最终计算孔隙度最大,平均为11.65%,长石溶蚀相溶蚀孔隙度增加最多,平均为4.19%,粘土矿物胶结微孔相因中晚期胶结作用损失孔隙度最多,平均为9.01%,碳酸盐胶结致密相受到压实作用导致孔隙度损失最少,而受到早期胶结作用导致孔隙度损失最大,平均为17.74%。4.利用常规交汇图法和Fisher判别分析法开展成岩相测井响应识别对比分析,研究区较为复杂的测井曲线响应特征使常规交汇图法重叠率较高,而通过Fisher判别分析法构建成岩相测井曲线判别函数,区分度有显着提高,能更加准确地定量区分研究区不同成岩相类型。5.粒间孔为研究区最主要孔隙类型,长石溶孔次之;喉道类型以片状、弯片状喉道为主;孔隙结构类型以Ⅲ类为主,孔隙结构非均质性强,孔喉半径大小对储层渗透率影响程度最大,相对小孔喉贡献着约2%的渗透率却控制着平均约29.5%的汞饱和度,说明其对储层渗流能力产生的影响很小,不过对于提高储层的储集能力发挥着重要的作用,研究区的渗透率大部分由半径大于R50～R60的大孔喉控制。6.核磁共振实验显示研究区长6和长8储层可动流体饱和度整体偏低,平均为36.59%,以Ⅲ类和IV类为主,T2谱曲线在离心前多为双峰形态,离心后多为单峰,驱替方式多以网状和指状为主,驱油效率平均为41.32%。研究区可动流体饱和度的差异主要取决于弛豫时间大于T2截止值对应的相对大孔隙空间的连通程度,孔喉半径大小及分布特征是影响驱油效率的关键。7.不同矿物对长6和长8储层的影响存在差异,对长6储层产生最主要影响的石英、长石和绿泥石三种矿物各自均与储层物性表现出正相关关系,而对长8储层影响最大的伊利石和碳酸盐两种矿物各自均与储层物性表现出负相关关系,说明不同矿物影响程度的差异也是造成长8储层物性相比长6储层较差的重要原因之一。8.结合多元综合分类系数法与成岩相测井定量表征方法,构建成岩相指数,由点至面开展研究区储层定量分类评价,划分为4种等级类型,并在此基础上,以Ⅰ类、Ⅱ类储层为主,结合烃源岩特征和试油成果,优选有利目标区。
韩进[5]（2020）在《鄂尔多斯盆地王盘山区延长组储层微观孔隙结构及渗流特征表征》文中研究表明低渗透（特低渗）油藏储量在我国整个石油行业中所占的比重较大,与常规油气相比,其地质认识深度与勘探开发程度有待提升,必须大力提高该类油藏剩余油挖潜技术,探究油田开发的新技术与新方法。鄂尔多斯盆地延长组长4+5、长6储层作为长庆油田主力生产层位,随着勘探开发的进行,研究区存在储层含水率上升快、油水关系复杂、低产井多等一系列问题,导致问题的原因是对制约储层高效开发的储层的物性特征、成岩作用及孔喉结构和储层中可动流体赋存状态、流体渗流规律及驱油效率等微观层面的认识较为薄弱。因此论文基于岩心观察、物性测试、铸体薄片、扫描电镜、粒度分析、X-衍射等测试手段,开展了储层岩石学特征、成岩作用及成岩相的研究;利用常规压汞、恒速压汞实验方法揭示了研究区包括孔喉类型、大小、分布、分选等在内的微观孔隙结构特征;通过核磁共振、相渗实验、真实水驱油驱替实验等实验技术进行了微观渗流特性的定量化研究,最后建立了储层综合分类评价方法并对不同类型储层结合生产动态展开评价。主要取得以下认识:（1）王盘山长4+5、长6储层构造稳定单一,各小层继承性良好,岩石类型主要发育长石砂岩,岩屑长石砂岩次之;长4+5层段孔隙度平均为10.65%,渗透率平均值为0.80×10-3μm2,长6层段孔隙度平均值为10.86%,渗透率平均值为0.91×10-3μm2,典型低渗-特低渗透储层,长6储层物性与主要碎屑组分相关性优于长4+5储层。（2）长4+5、长6储层成岩作用类型一致,胶结程度略有差别,压实和胶结作用导致储层原生孔隙损失率达到70%左右;储层成岩相划分为高岭石+绿泥石胶结-粒间孔相、高岭石胶结-溶孔+粒间孔相、绿泥石+高岭石胶结-溶孔相、高岭石胶结-溶孔相、伊利石胶结-溶孔相、碳酸盐胶结致密相等6种类型,相品质依次变差,可通过电测曲线差异性特征结合测井交汇版图有效识别成岩相类型。（3）恒速压汞能够有效识别孔径大于0.1μm的孔隙和喉道的大小、个数及分布等信息,常规压汞获取孔喉半径下限值为3nm,联合常规压汞-恒速压汞技术共同表征储层孔喉结构,精确度更高,压汞参数中平均孔隙半径和主流喉道半径是评价储层品质的重要因子。（4）长4+5层段以Ⅲ类储层（50%）为主,可动流体饱和度平均值为39.37%,长6层段以Ⅱ类储层（50%）为主,可动流体饱和度平均值为51.37%,T2截止值范围介于3.86ms-16.68ms,T2谱分布在T2截止值左侧区域面积越大,储层物性越差,可动流体越少;长4+5、长6储层中粘土矿物类型及其赋存特征对微孔中流体可动能力影响差异明显,长6段储层绿泥石控制作用强于其他类型粘土矿物。可动流体饱和度是储层物性、孔隙类型、孔喉结构及填隙物与含量等多种地质因素的综合表现,是储层分类评价关键指标。（5）束缚水饱和度低,残余油饱和度小及两相区共渗范围大的储层可动流体饱和度较高,储层粒间孔相对发育,面孔率较高,孔喉连通性和分选较好,流体多见均匀驱替和网状驱替渗流方式,最终驱油效率高,达到46%,影响驱油效率大小的重要因素是储层孔喉结构的非均质性。（6）孔隙度、渗透率、粘土矿物含量、平均孔隙半径、主流喉道半径、启动压力梯度、可动流体饱和度及驱油效率等敏感性参数耦合建立储层分类评价八元分类法,长4+5、长6油层组Ⅰ类储层可动流体饱和度高,产能贡献大,分布面积小,Ⅱ类、Ⅲ类储层分布范围大,动用程度低,重点建设此类型储层开发,Ⅳ类储层物性太差,开采成本高。
范贤明[6]（2020）在《华庆油田元284区块致密油储层天然裂缝定量表征及综合评价》文中认为鄂尔多斯盆地华庆油田上三叠统延长组长6油组为致密砂岩储层。由于其岩石基质致密,孔隙度和渗透率极低,天然裂缝系统成为该区油气运移的重要通道和储集空间。本文进行了文献调研、资料搜集与整理、野外露头区和岩心裂缝精细描述及镜下薄片微观裂缝描述与统计。结合流体包裹体测试、岩石力学实验、声发射实验等测试分析,在了解国内外致密砂岩储层裂缝油气的发展情况的基础上,对研究区裂缝的成因、形态等进行了系统的分类;并对裂缝进行了定量表征,分析了裂缝的主控因素和裂缝的形成机制;利用有限元数值模拟的方法,对裂缝分布规律进行综合评价。研究结果显示,元284区块长6油组致密储层天然裂缝中,根据力学成因类型,以张性裂缝（71.53%）为主。根据地质成因分析,高角度构造裂缝为研究区的主要裂缝类型。研究区储层微观裂缝的存在对孔隙结构及整体性能进行最大化优化,完善了致密储层的储、渗系统。研究区裂缝普遍发育,绝大多数天然裂缝在层内发育,终止于岩性界面。裂缝的充填程度较弱,大部分裂缝都属于有效裂缝。在岩层中起渗流作用的主要是宏观裂缝,而储层微观裂缝和层理缝的渗透率较低,主要起改善超低渗透砂岩储集层渗流能力的作用。裂缝发育程度受岩性、地层厚度、沉积微相、成岩相和岩石非均质性等因素控制。通过数值模拟获知燕山期、喜山期和现今构造应力场的最大、最小主应力大小和方向,随着埋藏深度的增加,最大主应力和最小主应力有增加的趋势。结合影响天然裂缝形成的内外地质因素,利用裂缝形成时候的古构造应力场数值模拟以及油田实际岩石破裂准则跟岩心裂缝的分布情况,经过计算及定量预测,研究区构造裂缝在储层中的分布规律如下:以张性裂缝为主;裂缝发育程度受岩性、沉积相和成岩相等因素控制。
韩星[7]（2020）在《安塞黑山梁油区长6油层组储层非均质性与油藏地质特征研究》文中提出安塞油田黑山梁油区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡的中部,其主力产层为长6油层组,目前已进入注水开发阶段,逐渐暴露出含水上升快、产量递减严重、整体水驱效果较差的问题。针对黑山梁区开发初期的基础地质研究已经不能很好地匹配现今开发状况,因此亟需对研究区现今储层非均质性与油藏地质特征进行精细描述,为后期调整开发措施、改善油田开发效果提供地质依据。本文以黑山梁区400余口井的钻井、测井及生产数据等为基础,结合岩心观察及铸体薄片、扫描电镜、压汞实验等测试资料,对研究区长6油层组的沉积相及储层微观特征等进行基础研究,从而分析其储层非均质性以及油藏地质特征。黑山梁区长6油层组为浅水型三角洲前缘亚相沉积,主要发育水下分流河道微相,其次为水下分流间湾及河口坝沉积微相,整体延伸方向为NE-SW向。长6储层主要发育细粒长石砂岩;胶结物类型以浊沸石和绿泥石为主;孔隙类型以溶蚀粒间孔为主,其中浊沸石溶孔是研究区长6储层最主要的油气储集空间。储层排驱压力和中值压力表现为中等偏大,属于中孔微小吼道类型;区内孔隙度和渗透率下限分别为7%及0.2×10-3μm2,整体属于低孔、特低渗储层。研究区长6各小层渗透率非均质性强、层内夹层发育,体现了较强的层内非均质性。各砂层组的砂体发育程度、隔层分布特征等差异较大,整体表现出较强的储层层间非均质性。平面上,一般主河道区储层非均质程度相对较弱,河道边部及分流间湾区非均质程度较强,局部水下分流河道的汇聚连片区储层物性较差,非均质程度较强。影响研究区储层非均质性的主要因素为沉积作用及成岩作用。黑山梁区长6油层组为典型的岩性油藏,油气分布具有明显的不均衡性。平面上,长6油藏富集区域由西南部逐渐向北部、东北部迁移;垂向上,自下而上油气富集程度由低到高再到低,其中长62-2小层的油气富集程度最高,储能系数最大,其次为长61-2小层,但前者的产油能力比长61-2稍差。影响研究区长6油藏分布的主控因素为储层骨架砂体展布和致密岩层的侧向遮挡作用,局部构造对油气分布的影响较小。
卿元华[8]（2020）在《川中侏罗系凉上段-沙一段致密油储层形成机理》文中研究说明川中凉上段、沙一段是川中致密油的主要勘探层系,致密油资源丰富,但是,因致密油储层形成机理认识不清晰,使川中致密油勘探开发受到极大制约。因此,利用油藏工程法、最小流动孔喉半径法等方法,确定致密油储层下限,进而对储层进行分类评价;通过显微薄片、扫描电镜、阴极发光、X衍射、高压压汞、物性等实验分析,系统分析致密油储层岩石学、储集性及成岩作用等特征;根据泥岩镜质体反射率、流体包裹体温度、粘土矿物演化、氧同位素地质温度计及不同自生矿物的赋存关系等,定时反演致密油储层成岩演化和孔隙演化特征;以铸体薄片定量统计为基础,以成岩演化序列为约束条件,定时定量恢复地史时期孔隙演化过程;根据流体包裹体测温、显微荧光分析,结合埋藏史及孔隙定时定量演化特征,明确孔隙演化与主成藏期耦合特征;以储层微观研究认识为基础,充分利用地球化学方法,对致密油储层形成机理开展深入研究,总结致密油储层发育主控因素,建立起3种不同类型致密油储层的形成模式,为预测致密油储层分布提供理论依据。主要取得如下成果认识:川中凉上段、沙一段致密油储层储集下限渗透率0.03m D、孔隙度2%,有效下限渗透率0.2m D、孔隙度2.8%。基于储层下限分析结果,根据物性将砂岩分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类,其中,Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类为致密油储层。凉上段、沙一段的致密油储层主要发育于滨浅湖滩坝微相、湖泊三角洲分流河道微相的细、中砂岩内;压实作用是导致储层致密的最重要因素,与溶蚀作用有关的自生矿物充填是中-晚期砂岩物性下降的一个重要原因。长石、岩浆岩岩屑溶蚀是改善和形成致密油储层的关键因素;孔隙衬里绿泥石、烃类充注是原生孔隙得以保存的重要原因,也是中-晚期次生孔隙形成和保存的重要因素;广泛发育的裂缝主要与晚期燕山运动、早-中期喜马拉雅运动有关,显着提高了致密油储层的渗透率,是致密油储层低孔产油的重要保障。不同类型致密油储层孔隙演化特征存在明显差异。凉上段烃类充注型、裂缝-溶蚀型致密油储层因压实作用损失孔隙度分别为24.42%、24.32%,加之自生矿物充填,现今残余原生粒间孔隙度分别为2.87%、1.11%,中成岩A期是次生孔隙主要发育期,溶蚀增孔量分别为1.25%、3.05%。沙一段衬里绿泥石型、烃类充注型、裂缝-溶蚀型致密油储层因压实作用损失孔隙度分别为23.66%、24.79%、23.0%,以及自生矿物充填,现今残余原生粒间孔隙度分别为4.12%、3.70%、1.45%,溶蚀增孔量分别为1.78%、2.33%、2.81%。川中凉上段、沙一段致密油储层经历了3期烃类充注,以第二、第三期为主,第一期为典型的早期烃类充注。储层是在第二期烃类充注过程变得致密（孔隙度<10%）的,然后在整体致密背景下开始第三期烃类充注,表现出“边成藏边致密”的特征,这是川中凉上段、沙一段致密油储层形成及大规模富集油气的重要因素。川中凉上段、沙一段致密油储层溶蚀孔隙主要与中成岩A期的有机酸溶蚀有关;自上而下存在3个次生孔隙发育带,表现为次生孔隙发育带与沉淀带交替出现,次生孔隙发育带的形成主要是因为异常高压的幕式释放、扩散作用、热对流使溶蚀产物迁移出溶蚀带。最后,根据有利于致密油储层发育的成岩作用（主要是衬里绿泥石、溶蚀作用、烃类充注和裂缝）、古构造及沉积微相分布特征,实现了对致密油储层分布的综合预测。
季南宇[9]（2020）在《大庆长垣南部H区块葡Ⅰ组井震结合地质建模及剩余油分析》文中指出随着大庆长垣南部H区葡I组主力油层开发进入特高含水期,常规的建模、模型粗化、数模方法描述剩余油已经无法满足开发的需要,需建立一套适合薄差油层特高含水期地质模型,并进行数值模拟和历史拟合,进一步提高剩余油描述精度,指导剩余油的挖潜。针对存在的问题开展了地质建模、数值模拟、剩余油分析研究,为特高含水期剩余油精细挖潜提供定量依据。在充分认识大庆长垣南部H区葡I组开发历程的基础上,应用地震反演体成果和井点测井解释成果对研究区沉积单元进行沉积微相的精细刻画,利用沉积微相及地震反演成果、测井数据,采用以序贯指示模拟为基础的的建模方法,进行精细的变差函数分析,分别对以垂向相比例函数确定的垂向上微相分布比例作为模拟结果的约束条件,结合相框架模型、变差函数分析的结果,采用序贯指示模拟方法对各个单元的岩性模型进行模拟分析方法和以井点数据为基础数据,结合变差函数的分析结果,利用沉积微相与反演相关分布函数制作的砂岩概率体,控制各类砂体的分布范围和概率,等价于反演体直接约束建立微相模型的模拟方法进行沉积微相建模,并利用横截面法和后验井精度验证法对两种模拟方法进行效果对比,最终优选剖面砂体连续、后验井砂体符合率最高的反演体约束的随机模拟建模方法最为沉积微相和储层属性的建模方法建立井震结合的三维地质模型。为了后期数值模拟工作的顺利进行,确定粗化网格大小,对孔隙度、含油饱和度、净毛比、渗透率模型进行粗化。利用粗化后的模型开展数值模拟和历史拟合研究,全区含水拟合绝对误差为0.40%,单井含水拟合率82.7%,取得了较好的效果。利用数模解释出的各沉积单元的含水和定量化剩余油成果分析了分流平原相砂体、内前缘相砂体的平面剩余油展布规律和垂向上的油层动用及剩余油挖潜潜力,并分析了研究区内剩余油的分布影响主要因素:储层非均质性、构造、井网完善程度,为高含水期水聚合采区块开发方案实施提供了定量依据。
李国雄[10]（2019）在《鄂尔多斯盆地肖家河地区长6油层组储层特征及油气分布规律研究》文中研究说明鄂尔多斯盆地肖家河地区延长组长6油藏属低渗、特低渗岩性油气藏,目前面临着储层物性差、地层能量不足、含水率高、砂体展布和油水分布规律认识缺乏等问题。本文以研究区钻录井、岩心、测井、试油生产等资料为基础,并应用沉积学、储层地质学等多学科理论对本区的地层构造、沉积演化、储层特征、油气分布与富集规律展开研究。旨在提高对本区储层发育程度及油层分布规律的认识,为油田后续开发奠定基础。通过地层划分对比,将长6油层组划分为长61长64四个亚组,其中长61细分为长611、长612和长613,长62细分为长621、长622,长6地层厚度约120m140m,各小层地层起伏不大。构造东西高差约90m,发育两组NE-SW向小型鼻状隆起。沉积特征研究表明:长6沉积物源主要来自于北东向,发育三角洲平原亚相及分流河道、分流间湾、天然堤三种微相;沉积演化特征显示长64长62沉积时期,河道砂体由NE-SW向发育规模逐渐变大,在长62时期发育规模达到最大,长61时期发育规模逐渐衰退,长621和长622分流河道砂体是研究区最有利的储集带。通过薄片鉴定、岩心物性测试、压汞分析、阴极发光、扫描电镜观察等手段,对肖家河区长6储层特征展开研究。结果表明:长6储层以长石砂岩为主,岩性主要是细砂岩,孔隙类型以粒间孔和长石溶孔为主,识别出三类主要孔喉结构,其中Ⅰ类（小孔细喉型）和Ⅱ类（小孔微喉型）较发育,Ⅲ类（细孔微喉型）弱发育;该区长6储层成岩作用类型多样,对储层物性呈差异性影响,成岩阶段主体处于中成岩A期;物性分析可知,长6油层组属于低孔、低渗—特低渗储层;综合多重影响因素,建立了长6储层分类评价标准,将肖家河区长6储层主要分为三类,其中Ⅱ类（62.5%）发育广泛,储集性能较好,Ⅰ类（22.5%）储层储集性能最好,Ⅲ类（15%）相对较差。油藏特征、油层分布规律分析表明:研究区长6油藏属油质轻、粘度小、凝固点低、含硫少、含蜡中等的正常原油,地层水为CaCl2型,油藏驱动类型为弹性—溶解气复合驱;长6各小层平均油层厚度4.6m5.5m,平面上长621含油面积最大（26.89km2）,纵向上顺河道方向油层侧向延伸距离远,垂直河道方向油层连续性较差;本区长6段发育局部侧向准连续—垂向岩性透镜体的下生上储型成藏模式;油气分布与富集主要受分流河道砂体有利带、储层物性、鼻状隆起构造带、裂缝发育程度共同影响,其中裂缝发育使得油水层分布更为复杂,增加了油田后期开发的难度系数。
二、综合测井资料在研究油气藏沉积相中的应用——以川口油田长六油层组为例（论文开题报告）
（1）论文研究背景及目的
此处内容要求：
首先简单简介论文所研究问题的基本概念和背景，再而简单明了地指出论文所要研究解决的具体问题，并提出你的论文准备的观点或解决方法。
写法范例：
本文主要提出一款精简64位RISC处理器存储管理单元结构并详细分析其设计过程。在该MMU结构中,TLB采用叁个分离的TLB,TLB采用基于内容查找的相联存储器并行查找,支持粗粒度为64KB和细粒度为4KB两种页面大小,采用多级分层页表结构映射地址空间,并详细论述了四级页表转换过程,TLB结构组织等。该MMU结构将作为该处理器存储系统实现的一个重要组成部分。
（2）本文研究方法
调查法：该方法是有目的、有系统的搜集有关研究对象的具体信息。
观察法：用自己的感官和辅助工具直接观察研究对象从而得到有关信息。
实验法：通过主支变革、控制研究对象来发现与确认事物间的因果关系。
文献研究法：通过调查文献来获得资料，从而全面的、正确的了解掌握研究方法。
实证研究法：依据现有的科学理论和实践的需要提出设计。
定性分析法：对研究对象进行“质”的方面的研究，这个方法需要计算的数据较少。
定量分析法：通过具体的数字，使人们对研究对象的认识进一步精确化。
跨学科研究法：运用多学科的理论、方法和成果从整体上对某一课题进行研究。
功能分析法：这是社会科学用来分析社会现象的一种方法，从某一功能出发研究多个方面的影响。
模拟法：通过创设一个与原型相似的模型来间接研究原型某种特性的一种形容方法。
三、综合测井资料在研究油气藏沉积相中的应用——以川口油田长六油层组为例（论文提纲范文）
（1）鄂尔多斯盆地史家湾-堡子湾地区长82-长9砂体构型及多因素耦合储层综合评价（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题依据及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 研究内容、技术路线及创新点 |
| 1.4 完成的工作量 |
| 1.5 主要研究成果 |
| 第二章 区域地质概况 |
| 2.1 研究区位置 |
| 2.2 区域构造演化特征 |
| 2.3 沉积地层演化 |
| 2.4 地层发育及小层微构造特征 |
| 2.5 小结 |
| 第三章 沉积相特征及砂体展布规律研究 |
| 3.1 物源分析 |
| 3.2 沉积相标志 |
| 3.3 沉积相类型及特征 |
| 3.4 各类三角洲沉积特征差异 |
| 3.5 砂体展布规律 |
| 3.6 小结 |
| 第四章 砂体构型研究 |
| 4.1 高分辨率层序地层格架建立 |
| 4.2 构型要素层次结构分级 |
| 4.3 岩相识别和相组合类型划分 |
| 4.4 砂体构型要素组合特征及空间分布形态 |
| 4.5 基于成因分析的砂体构型要素测井定量识别 |
| 4.6 构型要素平面分布特征 |
| 4.7 砂体构型分布模式 |
| 4.8 小结 |
| 第五章 储层基本特征及成岩作用研究 |
| 5.1 储层岩石学特征 |
| 5.2 储层物性特征 |
| 5.3 储层成岩作用类型及特征 |
| 5.4 成岩阶段与成岩演化序列 |
| 5.5 成岩作用对储层的影响 |
| 5.6 成岩相类型及特征 |
| 5.7 成岩相定量表征 |
| 5.8 构型约束下的成岩相空间分布模式 |
| 5.9 小结 |
| 第六章 储层微观孔喉结构与渗流特征 |
| 6.1 储集空间类型及特征 |
| 6.2 孔喉结构特征定量化 |
| 6.3 全孔径孔喉结构定量表征 |
| 6.4 多相渗流条件下不同储层的渗流特征差异 |
| 6.5 不同骨架构型要素与微观孔喉结构和渗流特征的关系 |
| 6.6 小结 |
| 第七章 多因素耦合储层综合评价 |
| 7.1 储层影响因素分析 |
| 7.2 储层评价参数提取 |
| 7.3 储层综合分类评价结果 |
| 7.4 小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间取得的科研成果 |
| 致谢 |
| 作者简介 |
（2）鄂尔多斯盆地周长地区长9油藏致密储层-构造综合评价（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题依据及意义 |
| 1.2 研究现状 |
| 1.2.1 致密储层的定义 |
| 1.2.2 致密储层测井评价研究现状 |
| 1.2.3 致密储层控制因素研究现状 |
| 1.2.4 致密储层综合评价研究现状 |
| 1.2.5 长9 油层组研究现状 |
| 1.2.6 存在主要科学问题 |
| 1.3 主要研究内容、研究思路及技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 研究思路及技术路线 |
| 1.4 主要成果认识及创新点 |
| 1.4.1 主要研究成果 |
| 1.4.2 论文创新点 |
| 1.5 完成工作量 |
| 第二章 地质概况 |
| 2.1 地理位置 |
| 2.2 勘探开发简况 |
| 2.3 区域地质概况 |
| 2.3.1 区域构造特征 |
| 2.3.2 区域沉积特征 |
| 2.4 地层特征 |
| 2.4.1 地层划分的依据 |
| 2.4.2 地层划分的原则 |
| 2.4.3 长9 地层特征 |
| 2.5 构造特征及对成藏控制 |
| 2.6 长9 沉积特征 |
| 2.6.1 沉积物源 |
| 2.6.2 相标志 |
| 2.6.3 沉积微相类型及单井相分析 |
| 2.6.4 沉积微相剖面演化特征 |
| 2.6.5 沉积微相与砂体平面展布特征 |
| 第三章 储层特征 |
| 3.1 储层岩石学特征 |
| 3.1.1 岩石结构特征 |
| 3.1.2 碎屑组分特征 |
| 3.1.3 填隙物特征 |
| 3.2 储层孔隙特征 |
| 3.2.1 孔隙类型 |
| 3.2.2 孔隙结构 |
| 3.3 储层物性特征 |
| 3.4 储层非均质性 |
| 3.4.1 层内非均质性 |
| 3.4.2 层间非均质性 |
| 3.4.3 平面非均质性 |
| 3.5 储层控制因素 |
| 3.5.1 源区母岩 |
| 3.5.2 沉积环境 |
| 3.5.3 成岩作用 |
| 3.5.4 构造裂缝 |
| 3.5.5 构造演化与储层致密关系 |
| 第四章 储层测井评价方法 |
| 4.1 测井数据预处理 |
| 4.1.1 测井曲线标准化 |
| 4.1.2 岩心归位 |
| 4.2 四性关系研究 |
| 4.2.1 岩性与含油性 |
| 4.2.2 岩性与物性 |
| 4.2.3 物性与含油性 |
| 4.2.4 电性与岩性 |
| 4.2.5 四性综合图 |
| 4.3 测井参数模型 |
| 4.3.1 孔隙度计算模型 |
| 4.3.2 渗透率计算模型 |
| 4.3.3 饱和度计算模型 |
| 4.4 测井识别油水层 |
| 4.4.1 有效储层物性下限 |
| 4.4.2 油水层测井解释标准 |
| 4.4.3 油层厚度平面分布 |
| 第五章 储层综合评价 |
| 5.1 综合评价参数 |
| 5.2 综合评价方法 |
| 5.3 综合评价标准 |
| 5.4 综合评价结果 |
| 第六章 结论及认识 |
| 参考文献 |
| 培养期间取得的研究成果 |
| 致谢 |
（3）鄂尔多斯盆地柴上塬区长6储层地质建模与储量计算研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题目的和意义 |
| 1.2 国内外技术现状 |
| 1.3 研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 研究技术路线 |
| 1.4 完成工作量 |
| 1.5 创新点 |
| 第二章 地层划分对比与构造特征 |
| 2.1 地层划分对比原则 |
| 2.2 标志层 |
| 2.3 地层划分对比 |
| 2.4 地层构造特征 |
| 第三章 储量计算参数研究及储量计算 |
| 3.1 储层四性关系研究 |
| 3.1.1 岩性与电性关系 |
| 3.1.2 物性与电性关系 |
| 3.1.3 含油性与电性关系 |
| 3.2 储量计算参数研究 |
| 3.2.1 孔隙度解释 |
| 3.2.2 原始含油饱和度 |
| 3.3 有效储层的下限标准与确定方法 |
| 3.3.1 岩性、含油性下限 |
| 3.3.2 有效储层物性下限 |
| 3.3.3 储层电性与饱和度下限 |
| 3.3.5 夹层扣除 |
| 3.4 储量计算参数 |
| 3.4.1 含油面积 |
| 3.4.2 有效厚度 |
| 3.4.3 有效孔隙度 |
| 3.4.4 原始含油饱和度 |
| 3.4.5 地面原油密度 |
| 3.4.6 原始原油体积系数和气油比 |
| 3.5 地质储量与技术可采储量 |
| 3.5.1 地质储量 |
| 3.5.2 技术可采储量 |
| 第四章 三维地质建模研究 |
| 4.1 建模方法分类 |
| 4.2 建模方法优选 |
| 4.3 约束条件分析 |
| 4.4 变差函数分析 |
| 4.5 建模所需资料 |
| 4.6 地质模型 |
| 4.6.1 地层模型 |
| 4.6.2 岩相模型 |
| 4.6.3 物性模型 |
| 4.6.4 含油饱和度模型与Ntg模型 |
| 第五章 产量递减规律分析 |
| 5.1 产液量递减规律 |
| 5.2 产水量递减规律 |
| 5.3 产油递减规律 |
| 第六章 动用程度分析及剩余油分布规律 |
| 6.1 研究区开发现状 |
| 6.2 纵向动用程度 |
| 6.3 平面动用程度 |
| 6.4 剩余油分布规律 |
| 6.4.1 油藏工程方法 |
| 6.4.2 数值模拟方法 |
| 第七章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间参加科研情况及获得的学术成果 |
（4）鄂尔多斯盆地胡尖山地区延长组低渗透砂岩储层特征及控制因素研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题来源、目的及意义 |
| 1.1.1 选题来源 |
| 1.1.2 选题目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 低渗透储层研究现状 |
| 1.2.2 成岩作用研究现状 |
| 1.2.3 微观孔隙结构研究现状 |
| 1.2.4 储层评价研究现状及发展趋势 |
| 1.3 研究内容、思路及技术方案 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 研究思路与技术路线 |
| 1.4 完成工作量 |
| 1.5 主要研究成果及创新点 |
| 1.5.1 主要研究成果 |
| 1.5.2 创新点 |
| 第二章 区域地质概况 |
| 2.1 构造沉积演化特征 |
| 2.2 地层特征 |
| 2.3 沉积相及砂体展布特征 |
| 2.3.1 沉积相分析 |
| 2.3.2 沉积相及砂体平面展布特征 |
| 第三章 储层基本特征 |
| 3.1 储层岩石学特征 |
| 3.1.1 岩石类型及碎屑成分特征 |
| 3.1.2 岩石结构特征 |
| 3.1.3 填隙物特征 |
| 3.2 储层物性特征 |
| 3.2.1 储层物性参数特征 |
| 3.2.2 储层物性相关性分析 |
| 3.2.3 储层物性平面展布特征 |
| 第四章 储层成岩作用与成岩相 |
| 4.1 储层成岩作用类型 |
| 4.1.1 压实作用 |
| 4.1.2 胶结作用 |
| 4.1.3 溶蚀作用 |
| 4.2 成岩阶段划分及成岩序列 |
| 4.2.1 成岩阶段划分 |
| 4.2.2 成岩序列 |
| 4.3 成岩相划分及分布特征 |
| 4.3.1 成岩相划分 |
| 4.3.2 成岩相分布特征 |
| 4.3.3 不同成岩相孔隙演化特征 |
| 4.4 成岩相测井定量识别 |
| 4.4.1 成岩相测井响应特征 |
| 4.4.2 常规交会图法定量识别 |
| 4.4.3 Fisher判别法定量识别 |
| 4.4.4 应用效果分析 |
| 第五章 储层微观孔隙结构特征研究 |
| 5.1 孔隙及喉道发育特征 |
| 5.1.1 孔隙类型及特征 |
| 5.1.2 喉道类型及特征 |
| 5.2 高压压汞实验表征微观孔隙结构 |
| 5.2.1 毛管压力曲线特征 |
| 5.2.2 孔隙结构对储层物性的影响 |
| 5.3 恒速压汞实验技术研究 |
| 5.3.1 恒速压汞实验原理 |
| 5.3.2 实验结果分析 |
| 第六章 储层微观渗流特征 |
| 6.1 储层可动流体赋存及影响因素 |
| 6.1.1 核磁共振实验原理 |
| 6.1.2 样品信息及实验结果分析 |
| 6.1.3 可动流体赋存影响因素 |
| 6.2 真实砂岩微观水驱油模型实验研究 |
| 6.2.1 实验简介 |
| 6.2.2 实验过程 |
| 6.2.3 实验结果分析 |
| 第七章 低渗透储层质量控制因素分析及综合评价 |
| 7.1 储层质量控制因素分析 |
| 7.1.1 沉积作用的影响 |
| 7.1.2 成岩作用的影响 |
| 7.1.3 微观孔隙结构的影响 |
| 7.1.4 微观非均质性的影响及定量评价 |
| 7.1.5 优质储层形成机理 |
| 7.2 储层综合评价 |
| 7.2.1 储层定性评价 |
| 7.2.2 定量评价参数优选 |
| 7.2.3 多元综合分类系数法定量评价 |
| 7.2.4 基于成岩相测井表征的储层分类评价 |
| 7.3 有利区优选 |
| 7.3.1 烃源岩特征 |
| 7.3.2 有利区优选 |
| 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 攻读博士学位期间取得的科研成果 |
（5）鄂尔多斯盆地王盘山区延长组储层微观孔隙结构及渗流特征表征（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题来源、目的及意义 |
| 1.1.1 选题来源 |
| 1.1.2 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 成岩作用 |
| 1.2.2 孔隙结构 |
| 1.2.3 渗流特征 |
| 1.2.4 储层评价 |
| 1.3 研究内容、思路及方法、创新点 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 研究思路及方法 |
| 1.3.3 创新点 |
| 1.4 完成工作量 |
| 第二章 研究区地质概况 |
| 2.1 区域地质背景 |
| 2.2 地层特征 |
| 2.2.1 地层发育特征 |
| 2.2.2 小层精细对比 |
| 2.3 构造及沉积特征 |
| 2.3.1 构造特征 |
| 2.3.2 沉积特征 |
| 2.4 小结 |
| 第三章 储层地质特征研究 |
| 3.1 储层岩石学特征 |
| 3.1.1 岩石类型 |
| 3.1.2 碎屑成分特征 |
| 3.1.3 填隙物特征 |
| 3.1.4 碎屑结构特征 |
| 3.2 储层物性特征 |
| 3.2.1 物性参数特征 |
| 3.2.2 储层物性相关性分析 |
| 3.2.3 储层物性与碎屑组分相关性 |
| 3.3 成岩作用类型 |
| 3.3.1 压实作用 |
| 3.3.2 胶结作用 |
| 3.3.3 溶蚀作用 |
| 3.3.4 交代及破裂作用 |
| 3.3.5 成岩过程孔隙演化 |
| 3.4 储层成岩相划分及测井响应特征 |
| 3.4.1 长4+5储层成岩相类型及其分布特征 |
| 3.4.2 长6储层成岩相类型及其分布特征 |
| 3.4.3 储层不同成岩相测井识别 |
| 3.5 小结 |
| 第四章 储层微观孔隙结构特征 |
| 4.1 孔喉发育特征 |
| 4.1.1 孔隙类型 |
| 4.1.2 孔隙组合类型 |
| 4.1.3 喉道类型 |
| 4.1.4 图像孔隙特征 |
| 4.2 常规压汞技术表征孔喉结构 |
| 4.2.1 毛管压力曲线特征 |
| 4.2.2 孔喉参数特征 |
| 4.2.3 差异性分析 |
| 4.3 恒速压汞技术表征孔喉结构 |
| 4.3.1 实验原理及步骤 |
| 4.3.2 恒速压汞曲线特征 |
| 4.3.3 孔隙结构量化表征 |
| 4.3.4 压汞特征参数与物性关系 |
| 4.4 常规压汞与恒速压汞综合对比研究 |
| 4.5 小结 |
| 第五章 储层微观渗流特征 |
| 5.1 可动流体饱和度研究 |
| 5.1.1 核磁实验原理及步骤 |
| 5.1.2 核磁实验结果及分析 |
| 5.1.3 T2谱曲线特征研究 |
| 5.1.4 可动流体影响因素分析 |
| 5.2 油水相渗实验研究 |
| 5.2.1 实验测试结果分析 |
| 5.2.2 相渗曲线特征研究 |
| 5.2.3 油水相渗特征影响因素分析 |
| 5.3 水驱油实验研究 |
| 5.3.1 水驱油实验测试 |
| 5.3.2 镜下渗流特征研究 |
| 5.3.3 驱油效率影响因素分析 |
| 5.3.4 注入水波及与驱油效率耦合规律研究 |
| 5.4 小结 |
| 第六章 储层综合分类评价 |
| 6.1 储层评价参数优选 |
| 6.1.1 基本特征参数 |
| 6.1.2 孔喉结构参数 |
| 6.1.3 渗流特征参数 |
| 6.1.4 储层分类评价参数标准 |
| 6.2 储层评价方法构建 |
| 6.2.1 储层评价方法 |
| 6.2.2 储层评价结果 |
| 6.2.3 不同储层类型微观特征与生产动态响应 |
| 6.3 小结 |
| 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间取得的研究成果 |
| 致谢 |
| 作者简介 |
（6）华庆油田元284区块致密油储层天然裂缝定量表征及综合评价（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 0.1 目的及意义 |
| 0.2 国内外研究现状及发展趋势 |
| 0.2.1 国内外技术现状分析 |
| 0.2.2 需要解决的关键技术问题 |
| 0.3 主要研究内容及研究思路 |
| 0.3.1 主要研究内容 |
| 0.3.2 拟采用的研究方案 |
| 0.4 完成的实际工作量 |
| 第一章 研究区地质概况 |
| 1.1 区域地质背景 |
| 1.1.1 基本地质特征 |
| 1.1.2 构造演化特征 |
| 1.1.3 构造应力场分布特征 |
| 1.2 沉积特征 |
| 1.3 储层特征 |
| 1.4 成岩特征 |
| 第二章 天然裂缝类型及分布特征 |
| 2.1 天然裂缝几何学形态分类及特征 |
| 2.2 微观裂缝分类及特征 |
| 2.3 天然裂缝地质成因分类及特征 |
| 2.4 天然裂缝力学成因分类及特征 |
| 第三章 天然裂缝发育特征及物性特征 |
| 3.1 裂缝组系与方位 |
| 3.2 裂缝发育强度 |
| 3.3 裂缝规模 |
| 3.4 裂缝有效性 |
| 3.5 裂缝开度 |
| 3.6 裂缝物性 |
| 第四章 天然裂缝主控因素及形成机制分析 |
| 4.1 天然裂缝发育的控制因素 |
| 4.1.1 岩性对裂缝的影响 |
| 4.1.2 成岩相对裂缝影响 |
| 4.1.3 沉积微相对裂缝影响 |
| 4.1.4 岩石非均质性对裂缝的影响 |
| 4.1.5 岩石力学层对裂缝的影响 |
| 4.1.6 应力与裂缝关系 |
| 4.1.7 早期裂缝对后期裂缝的影响 |
| 4.2 天然裂缝形成机制 |
| 4.2.1 裂缝形成序列 |
| 4.2.2 裂缝形成机制 |
| 第五章 天然裂缝分布规律定量预测和综合评价 |
| 5.1 基于构造应力场数值模拟的裂缝预测方法 |
| 5.1.1 裂缝力学性质及其产状 |
| 5.1.2 裂缝发育程度的判断与裂缝密度的计算 |
| 5.2 裂缝分布规律预测 |
| 5.3 天然裂缝综合评价 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（7）安塞黑山梁油区长6油层组储层非均质性与油藏地质特征研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题目的及研究意义 |
| 1.2 国内外研究进展 |
| 1.2.1 储层非均质性研究进展 |
| 1.2.2 研究区研究进展 |
| 1.3 研究内容及思路 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 研究思路 |
| 1.4 完成工作量 |
| 1.5 主要研究成果 |
| 1.6 创新点 |
| 第二章 区域地质概况及地层划分 |
| 2.1 区域地质概况 |
| 2.1.1 区域构造特征 |
| 2.1.2 区域古地理背景 |
| 2.2 地层划分与对比 |
| 2.2.1 地层划分方法 |
| 2.2.2 地层划分与对比 |
| 2.3 目的层顶面构造特征 |
| 第三章 沉积相研究 |
| 3.1 沉积相标志 |
| 3.1.1 颜色及岩性标志 |
| 3.1.2 粒度标志 |
| 3.1.3 沉积构造及古生物化石标志 |
| 3.1.4 测井相标志 |
| 3.2 沉积微相类型及特征 |
| 3.3 沉积相展布特征 |
| 3.3.1 沉积相剖面展布特征 |
| 3.3.2 沉积相平面展布特征 |
| 第四章 储层非均质性研究 |
| 4.1 储层微观非均质性 |
| 4.1.1 岩石学特征 |
| 4.1.2 孔隙特征 |
| 4.1.3 孔吼结构特征 |
| 4.1.4 物性特征 |
| 4.2 层内非均质性 |
| 4.2.1 粒度韵律及孔渗韵律特征 |
| 4.2.2 单砂体形态及渗透率各向异性 |
| 4.2.3 层内渗透率非均质性 |
| 4.2.4 层内夹层分布特征 |
| 4.3 层间非均质性 |
| 4.3.1 砂体发育程度及特征 |
| 4.3.2 层间渗透率非均质性 |
| 4.3.3 层间隔层分布特征 |
| 4.4 平面非均质性 |
| 4.4.1 渗砂体平面展布特征 |
| 4.4.2 平面砂体形态及面积 |
| 4.4.3 平面孔渗特征 |
| 4.5 储层非均质性的影响因素 |
| 4.5.1 沉积作用对非均质性的影响 |
| 4.5.2 成岩作用对储层储集性能的影响 |
| 第五章 油藏地质特征 |
| 5.1 油藏分布特征 |
| 5.1.1 油水层二次解释 |
| 5.1.2 油藏纵向分布特征 |
| 5.1.3 油藏平面分布特征 |
| 5.2 油藏类型及特征 |
| 5.3 影响油藏分布的主要因素 |
| 5.3.1 沉积微相控制油藏聚集 |
| 5.3.2 致密岩层对油藏的遮挡作用 |
| 5.3.3 局部构造对油藏分布的影响 |
| 5.4 油藏评价 |
| 5.4.1 油藏评价参数的选取 |
| 5.4.2 黑山梁区长6油藏综合评价 |
| 5.5 储量计算 |
| 5.5.1 地质储量 |
| 5.5.2 技术可采储量 |
| 5.5.3 油藏储量评价 |
| 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
（8）川中侏罗系凉上段-沙一段致密油储层形成机理（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 引言 |
| 1.1 选题依据及意义 |
| 1.2 研究现状及存在问题 |
| 1.2.1 国内外研究现状及存在问题 |
| 1.2.2 研究区研究现状及存在问题 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 研究思路和技术路线 |
| 1.5 完成的工作量 |
| 1.6 主要成果及创新点 |
| 1.6.1 主要成果 |
| 1.6.2 创新点 |
| 第2章 区域地质概况 |
| 2.1 地层特征 |
| 2.1.1 地层划分 |
| 2.1.2 地层特征 |
| 2.2 构造特征 |
| 2.2.1 构造演化 |
| 2.2.2 构造特征 |
| 第3章 沉积相特征 |
| 3.1 区域沉积格架 |
| 3.2 沉积微相类型与特征 |
| 3.3 沉积微相纵横向展布 |
| 3.3.1 单井沉积微相 |
| 3.3.2 连井沉积微相 |
| 3.3.3 主要砂体沉积期沉积微相平面分布 |
| 第4章 致密油储层下限分析 |
| 4.1 储层下限分析 |
| 4.1.1 储集下限 |
| 4.1.2 有效下限 |
| 4.2 分类评价标准 |
| 第5章 致密油储层特征 |
| 5.1 岩石学特征 |
| 5.1.1 成分特征 |
| 5.1.2 结构特征 |
| 5.1.3 岩石类型 |
| 5.2 储集性特征 |
| 5.2.1 储渗空间、喉道类型及组合特征 |
| 5.2.2 孔隙结构特征 |
| 5.2.3 物性特征 |
| 5.3 成岩作用特征 |
| 5.3.1 压实作用 |
| 5.3.2 胶结作用 |
| 5.3.3 溶蚀作用 |
| 5.3.4 交代作用 |
| 5.3.5 破裂作用 |
| 5.4 致密油储层分类 |
| 第6章 致密油储层孔隙演化特征 |
| 6.1 致密油储层演化特征 |
| 6.1.1 致密油储层定时演化特征分析 |
| 6.1.2 致密油储层孔隙定量演化特征分析 |
| 6.1.3 致密油储层孔隙定时与定量演化特征 |
| 6.2 致密油储层孔隙演化与主要成藏期耦合特征 |
| 6.2.1 成藏期次 |
| 6.2.2 主要成藏期与孔隙演化耦合特征 |
| 第7章 致密油储层形成机理与主控因素 |
| 7.1 致密油储层形成机理 |
| 7.1.1 原生孔隙保存机理 |
| 7.1.2 溶蚀孔隙形成机理 |
| 7.1.3 裂缝形成机理 |
| 7.2 致密油储层发育主控因素 |
| 7.2.1 沉积微相 |
| 7.2.2 成岩作用 |
| 7.2.3 烃类充注 |
| 7.2.4 裂缝 |
| 7.3 致密油储层分布特征 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间取得学术成果 |
（9）大庆长垣南部H区块葡Ⅰ组井震结合地质建模及剩余油分析（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 前言 |
| 0.1 选题目的和意义 |
| 0.2 国内外研究现状 |
| 0.3 工区地质概况 |
| 0.4 主要研究内容 |
| 0.5 研究思路及技术路线 |
| 第一章 井震结合三维构造建模 |
| 1.1 井震结合构造精细描述 |
| 1.2 井震结合构造建模 |
| 第二章 井震结合储层地质建模 |
| 2.1 井震结合沉积微相精细描述 |
| 2.2 储层建模数据模型分析 |
| 2.3 沉积微相建模 |
| 2.4 储层属性建模 |
| 第三章 油藏数值模拟 |
| 3.1 地质模型的粗化 |
| 3.2 数值模拟数据的对接与处理 |
| 3.3 历史拟合及精度分析 |
| 第四章 剩余油分析 |
| 4.1 油层动用程度分析 |
| 4.2 剩余油分布规律及控制因素分析 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
（10）鄂尔多斯盆地肖家河地区长6油层组储层特征及油气分布规律研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题依据及研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 低渗透储层的研究 |
| 1.2.2 低渗透油气藏分布与富集规律研究 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 1.4 完成工作量 |
| 第二章 区域地质概况 |
| 2.1 地质概况 |
| 2.2 沉积演化特征 |
| 2.3 地层划分与对比 |
| 2.3.1 地层划分对比原则 |
| 2.3.2 标志层特征 |
| 2.3.3 地层划分结果及其特征 |
| 2.3.4 地层连井对比 |
| 2.4 构造特征 |
| 第三章 沉积相特征研究 |
| 3.1 沉积相标志 |
| 3.1.1 岩石学标志 |
| 3.1.2 沉积构造特征 |
| 3.1.3 古生物标志 |
| 3.2 测井相标志 |
| 3.3 沉积微相类型及其特征 |
| 3.3.1 分流河道沉积微相 |
| 3.3.2 分流间湾沉积微相 |
| 3.3.3 天然堤沉积微相 |
| 3.4 单井相及剖面连井相分析 |
| 3.4.1 单井相分析 |
| 3.4.2 剖面连井相分析 |
| 3.5 沉积微相与砂体展布 |
| 第四章 储层特征研究 |
| 4.1 储层岩石学特征 |
| 4.1.1 岩石类型及碎屑组分 |
| 4.1.2 填隙物组分特征 |
| 4.1.3 砂岩结构特征 |
| 4.2 储层孔隙结构特征 |
| 4.2.1 孔喉类型 |
| 4.2.2 孔喉结构特征 |
| 4.3 储层成岩作用 |
| 4.3.1 成岩作用类型 |
| 4.3.2 成岩阶段划分 |
| 4.4 储层物性特征 |
| 4.4.1 岩心分析物性特征 |
| 4.4.2 储层物性平面展布特征 |
| 4.4.3 储层物性影响因素分析 |
| 4.5 储层分类与评价 |
| 4.5.1 储层分类及特征 |
| 4.5.2 储层分类评价结果 |
| 第五章 油藏特征与油气分布规律 |
| 5.1 油藏特征与类型 |
| 5.1.1 流体特征 |
| 5.1.2 温压特征 |
| 5.1.3 油藏类型与驱动类型 |
| 5.2 油层分布规律 |
| 5.2.1 平面油层分布规律 |
| 5.2.2 纵向油层分布规律 |
| 5.3 生储盖组合与成藏模式 |
| 5.3.1 生储盖组合 |
| 5.3.2 成藏模式 |
| 5.4 油气分布规律与控制因素分析 |
| 5.4.1 分流河道砂体对油藏分布的影响 |
| 5.4.2 储层物性对油层分布的影响 |
| 5.4.3 构造鼻隆对长6 成藏的控制作用 |
| 5.4.4 裂缝发育对油水分布的影响 |
| 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的科研成果 |
| 致谢 |
四、综合测井资料在研究油气藏沉积相中的应用——以川口油田长六油层组为例（论文参考文献）
- [1]鄂尔多斯盆地史家湾-堡子湾地区长82-长9砂体构型及多因素耦合储层综合评价[D]. 童强. 西北大学, 2021(10)
- [2]鄂尔多斯盆地周长地区长9油藏致密储层-构造综合评价[D]. 王霞. 长安大学, 2021(02)
- [3]鄂尔多斯盆地柴上塬区长6储层地质建模与储量计算研究[D]. 姜锐. 西安石油大学, 2020(10)
- [4]鄂尔多斯盆地胡尖山地区延长组低渗透砂岩储层特征及控制因素研究[D]. 石坚. 西北大学, 2020
- [5]鄂尔多斯盆地王盘山区延长组储层微观孔隙结构及渗流特征表征[D]. 韩进. 西北大学, 2020(01)
- [6]华庆油田元284区块致密油储层天然裂缝定量表征及综合评价[D]. 范贤明. 东北石油大学, 2020(03)
- [7]安塞黑山梁油区长6油层组储层非均质性与油藏地质特征研究[D]. 韩星. 西北大学, 2020(02)
- [8]川中侏罗系凉上段-沙一段致密油储层形成机理[D]. 卿元华. 成都理工大学, 2020(04)
- [9]大庆长垣南部H区块葡Ⅰ组井震结合地质建模及剩余油分析[D]. 季南宇. 东北石油大学, 2020(03)
- [10]鄂尔多斯盆地肖家河地区长6油层组储层特征及油气分布规律研究[D]. 李国雄. 西北大学, 2019(01)