本文選題：延131-延319井區(qū) + 上古生界�。� 參考：《西安石油大學(xué)》2015年碩士論文

【摘要】：本文針對延131-延319井區(qū)地層的劃分與對比、沉積相類型與演化規(guī)律、儲層特征和氣藏特征對該區(qū)進(jìn)行氣藏描述研究,得到如下結(jié)論:(1)對延131-延319井區(qū)二疊系下統(tǒng)含氣地層進(jìn)行了劃分,將下石盒子組劃分為盒5-盒8四個(gè)段、山西組又細(xì)分為山1段、山2兩段。盒8段、山1段、山2段與石炭系本溪組為本區(qū)的主要產(chǎn)氣層位。(2)對延131-延319井區(qū)構(gòu)造特征進(jìn)行了研究,盒8段、山1段、山2段及本溪組氣藏在構(gòu)造上處于平緩的西傾單斜,傾角為1°左右,地層內(nèi)鼻狀構(gòu)造相對不發(fā)育。(3)延131-延319井區(qū)盒8段、山1段、山2段氣層組屬于三角洲前緣水下分流河道砂體與河口壩沉積,沉積微相主要為水下分流河道砂巖沉積與分流間灣粉砂巖泥巖沉積;本溪組屬于海相障壁島 潮坪沉積。(4)該地區(qū)上古生界主要目的層段砂巖巖心分析樣品的統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明,儲層孔隙度主要在0.1%~20.0%之間,滲透率在0.01mD~10.0mD之間。滲透率的變化主要受孔隙發(fā)育程度的控制,滲透率與孔隙度呈正相關(guān)系,且各層段氣藏儲層孔候結(jié)構(gòu)差異對滲透率起決定性作用;樣品的孔隙度和滲透率均偏向低值的一側(cè),平均孔隙度小于4.98%,平均滲透率小于1.1 mD,屬低孔、低滲致密型儲集層。(5)本區(qū)盒8段、山1段、山2段及本溪組氣層天然氣干燥系數(shù)為0.99,天然氣組份中不含H2S氣體,屬無硫干氣;研究區(qū)盒8段、山1段、山2段及本溪組氣層水為弱酸性(PH平均值為5.36),水型為為CaCl2型(蘇林分類)。地層水的總礦化度為12.94-210.09g/L,平均礦化度為69.86g/L。(6)根據(jù)目的層段氣藏儲層展布特征以氣水分布及較強(qiáng)的非均質(zhì)性,氣藏以甜點(diǎn)的形態(tài)分布,結(jié)合儲層物性致密的特征,認(rèn)為本區(qū)氣藏類型屬于“準(zhǔn)連續(xù)型致密砂巖氣藏”。
[Abstract]:In this paper, the stratigraphic classification and correlation, sedimentary facies type and evolution law, reservoir characteristics and gas reservoir characteristics of Yan131-Yan319 well area are studied. The conclusion is as follows: (1) the Lower Permian gas-bearing strata of Yan131-Yen319 well area are divided into four member of Xiashihezi formation: Bo-5- Bo-8, and the Shanxi formation is subdivided into Shan 1 and Shan 2. The structural characteristics of Yan131-Yan319 well area are studied. The gas reservoirs of Bo8 member, Shan 1 member, Shan 2 member and Benxi formation of Benxi formation are structurally flat westward monoclinal. The dip angle is about 1 擄, and the nasal structure in the strata is relatively undeveloped. The formation of gas reservoirs in the Yan131-Yan319 well area, member 8, member 1 and member 2 belong to the delta front subaqueous distributary channel sand body and estuarine dam deposits. The sedimentary microfacies are mainly subaqueous distributary channel sandstones and interdistributary siltstone deposits, and Benxi formation belongs to marine barrier island, the tidal flat sediment. 4) the statistical results of sandstone core analysis of the main target member of Upper Paleozoic in this area show that, The porosity of reservoir is mainly between 0.1% and 20.0%, and the permeability is between 0.01mD~10.0mD. The change of permeability is mainly controlled by the degree of pore development, the permeability is positively related to porosity, and the difference of pore structure of gas reservoir in each section plays a decisive role in permeability, the porosity and permeability of the sample are both inclined to the side of low value. The average porosity is less than 4.98 and the average permeability is less than 1.1 mD. it belongs to low porosity and low permeability tight reservoir. In the study area, the average pH of gas bed water in the study area is 5.36 (5.36), and the type of water is CaCl2 (Sulin classification) in the gas bed water of Bo8, Shan 1, Shan 2 and Benxi formation. The total salinity of formation water is 12.94-210.09 g / L, and the average salinity is 69.86 g / L 路L ~ (-6). According to the gas and water distribution and strong heterogeneity of the gas reservoir in the target formation, the reservoir is distributed in the form of desserts and combined with the characteristics of tight physical properties of the reservoir. It is considered that the gas reservoir in this area belongs to "quasi-continuous tight sandstone gas reservoir".
【學(xué)位授予單位】：西安石油大學(xué)
【學(xué)位級別】：碩士
【學(xué)位授予年份】：2015
【分類號】：P618.13

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