火山岩风化壳及油气地质意义——以新疆北部石炭系火山岩风化壳为例

以新疆北部石炭系火山岩风化壳为例,利用露头、岩心、试油和测井等资料,研究火山岩风化壳特征、分布及油气地质意义。完整火山岩风化壳具有6层结构,即土壤层、水解带、淋蚀带、崩解Ⅰ带、崩解Ⅱ带和母岩,不同结构层具有不同特征和识别标志,有利储集层主要发育于淋蚀带和崩解Ⅰ带内。风化淋蚀时间控制风化壳厚度,火山岩风化壳最大厚度可达550 m,形成时间约46.3 Ma;岩性、岩相、风化程度控制风化壳储集层物性;断裂控制风化壳储集层渗流能力,越靠近断裂渗流半径和渗流能力越大。火山岩风化壳主要分布于古地貌高部位、斜坡带及断裂发育的低洼部位;靠近断裂区油层垂向跨度大。建立火山岩风化程度和有效储集层评价方法和模型,可利用测井资料评价未取心井钻遇的火山岩风化壳风化程度及有效储集层。

新疆北部石炭系火山岩风化壳油气地质条件

新疆北部晚石炭世处于陆—陆碰撞后的构造松弛环境,发育多个火山岩与沉积岩"间互式"充填、广泛分布的裂谷或裂陷槽,火山岩以中基性岩为主,原始物性较差。石炭纪末整体抬升遭受剥蚀,风化淋蚀形成火山岩风化壳,岩性和风化程度控制风化壳储层质量,各种岩性火山岩经长时间强风化均可形成有利储层。受断裂改善、溶蚀环境、产生裂缝等影响,风化壳储层物性更好、有效储层发育深度更大,近、远断裂区有效储层距不整合顶面埋深分别可达1 100 m、550 m,孔隙度最大值分别为32%、24%。现今残留凹陷控制烃源岩分布,受火山岩强非均质储层控制,油气围绕有效烃源岩区近源成藏,石炭系上覆泥岩盖层是有效保存条件,与古构造吻合较好的现今构造高部位和斜坡区是油气运聚指向区,断裂控制油气富集。该认识改变了"石炭系为盆地基底、不具备油气生成条件"的观点,扩大了勘探领域,指导了克拉美丽气田、牛东油田等油气田的发现,对类似地区油气勘探具有重要的理论和现实指导意义。

准噶尔盆地西北缘克-百断裂带石炭系油气成藏控制因素新认识

针对准噶尔盆地西北缘克-百断裂带上盘石炭系老油区勘探的有利储层分布规律、成藏模式和油气藏类型等关键技术难题展开研究,对其控制因素进行了重建。克-百断裂带上盘石炭系的有利储层受断裂、裂缝和长时间风化淋滤控制,储层渗流能力主要决定于微裂缝,而微裂缝主要分布于断裂附近2-3km范围内,断裂间距2-5km,提出了有利储层不受岩性控制、整带分布、沿断裂更发育等新认识,改变了有利储层受安山岩控制、局部分布的原认识。通过重建成藏模式和油藏类型,提出油气沿断裂带富集,改变了断裂起封堵作用的原认识;油藏类型由断块—岩性油藏变为断裂富集的大型地层油藏,由局部含油变为整带含油。在新认识指导下重新勘探,扩大了勘探范围,2005—2007年新增石油探明储量超过以往50年探明石油地质储量之和。

火山岩风化体储层控制因素研究——以三塘湖盆地石炭系卡拉岗组为例

针对火山岩风化壳储层控制因素和成因复杂的难题,以三塘湖盆地石炭系卡拉岗组为例,在搞清晚石炭世构造环境和岩性特征基础上,提出风化淋滤和断裂改造是火山岩风化壳形成有利储层的主要控制因素。不同火山岩岩性经风化淋滤后储层物性均增大并能形成有利储层,储集层孔隙类型以次生溶蚀孔隙和裂缝为主,具双峰分布特征。建立了5层结构模型,并提出通过岩芯识别火山岩风化体方法,指出不同风化体结构层中的孔隙类型和岩石结构不同,其中溶蚀带和崩解带是有利储层发育段,火山岩风化体厚度可达380 m,受断裂控制的火山岩风化体发育中低角度裂缝,储层物性更好、厚度更大,火山岩风化体主要发育于古地貌高部位和斜坡带,沿断裂处更发育。该认识改变了古生界火山岩成岩作用强、储集性能差,不能形成有利储层的认识,扩大了油气勘探领域,对指导火山岩风化体油气勘探具有重要的科学意义,并指出中国中西部含油气盆地古生界发育大规模火山岩风化体,是今后油气勘探的新领域。

页岩油气最终采收量地质主控因素——以美国海湾盆地鹰滩页岩为例

基于白垩系鹰滩组下段1317口生产井和72口系统取心井991组分析化验数据,分别按油和天然气,采用两种页岩油气最终采收量(EUR)经典模型预测单井最终采收量,以消除工程因素的预测均值作为最终结果,全面厘清控制页岩油气EUR的关键地质因素。研究表明:储集能力、资源量、流动能力和可压性是控制页岩油气EUR的4个关键地质因素。储集能力直接受控于总孔隙度和含烃孔隙度,间接受控于TOC和R_(o);资源量受控于含烃孔隙度、有效页岩厚度等参数;流动能力受控于有效渗透率、原油密度、气油比、凝析油气比、地层压力梯度和R_(o)等参数;可压性直接受控于脆性指数,间接受控于黏土体积含量。页岩油气EUR主要受控于6个地质参数,EUR与有效页岩厚度、总有机碳含量、裂缝孔隙度呈正相关关系,与黏土体积含量呈负相关关系,与R_(o)、地层压力梯度呈先增大后减小关系。现有水平井压裂技术的单井有效压裂厚度上限约65 m;EUR下限值为3×10^(4)m^(3)油当量条件下,当TOC<2.3%或R_(o)<0.85%或黏土体积含量大于25%,且裂缝或微裂缝不发育时,很难形成页岩油气的有利发育区。

准噶尔盆地车莫古隆起内物源沉积体系探讨及勘探意义——以白垩系清水河组一段为例

为了探讨车莫古隆起对内物源沉积体系及油气成藏的控制作用,从车莫古隆起形成与演化入手,利用岩心、地震、测井等资料,多种方法结合恢复其剥蚀量、古地貌,提出车莫古隆起从中侏罗世到早白垩世发育,侏罗世末是其鼎盛时期,并提供内物源,控制围绕车莫古隆起周缘沉积体系和砂体展布,从岩心、地震特征、重矿物稳定系数、古水流指向、砂岩厚度等方面给出存在依据,合理解释了古隆起控制范围内已发现油藏的砂体成因。车莫古隆起发育和潜伏埋藏期控制古油气藏的形成与分布,掀斜后内物源砂体展布、断裂体系和现今构造共同控制着油气调整、运移及次生油气藏的分布,围绕车莫古隆起发育的内物源砂体尖灭方向与现今构造高部位指向垂直和斜交区域是岩性地层油气藏有利区。围绕内物源勘探刚开始,在此认识指导下部署的沙门1、莫17、夏盐11、夏盐12等井已获得突破,腹部岩性地层油气藏勘探将进入一个油气发现新阶段。

礁灰岩储层渗透率确定方法

流花 11 1油藏生物礁灰岩的储层储集空间以孔隙型和溶洞—微裂缝—孔隙型为主 ,孔隙结构呈双峰分布。采用岩心渗透率对测井和地震渗透率逐级刻度的方法 ,确定了 5m× 5m三维地震分布范围的孔隙渗透率。然后利用反映地下储层的动态测试渗透率刻度地震孔隙渗透率 ,得到非单重介质渗透率 ,从而得到了既具有地震资料广泛分布特点又具有准确体现地下储层流体渗流特征的非单重介质渗透率地质模型。生产动态分析和油藏数值模拟证实非单重介质渗透率比孔隙渗透率能够更好地反映地下储层流体的渗流特征 ,在油田开发和剩余油分布研究中应用效果更好。

中国火山岩油气藏控制因素及分布规律

中国沉积盆地内主要发育石炭—二叠系、侏罗—白垩系和古近—新近系3套火山岩,火山岩大面积分布,烃源岩与火山岩伴生,形成良好的生储盖组合。东部盆地以中酸性岩为主,主要发育原生型火山岩储层;西部盆地以中基性岩为主,主要发育风化壳型储层,火山岩风化壳储层物性好于原生型储层物性,各种岩性、岩相均能形成有效储层。东部盆地主要发育岩性、断层—岩性油气藏;西部盆地主要发育地层型、构造—地层型、构造—岩性—地层复合型油气藏。松辽盆地深层持续沉降型断陷控制天然气区域分布,生烃断槽控制断陷内天然气分布,近邻生烃断槽的断裂构造带是天然气富集区带,优质火山岩储层控制天然气富集;新疆北部石炭系残留生烃凹陷控制油气平面分布,风化壳规模控制油气富集程度和规模,风化壳地层型有效圈闭控制油气成藏,正向构造背景控制油气运聚。指出中国火山岩有利勘探面积36万km2,预测火山岩中总资源量60亿t油当量以上,勘探潜力大。

原油密度、黏度的地化热解评价方法

地化热解资料不同组分所受影响因素不同,这些影响因素外在表现和机理不同,从影响机理入手,在对各组分进行样重、孔隙与体积校正的基础上,分别建立原油密度约束的轻、中及重质组分校正模型。对不同来源的地化热解资料进行校正后,在考虑残余烃含量的同时,提取与原油密度、黏度相关性较大的评价参数,建立原油密度、黏度的多参数相关性定量化评价模型。并形成了一套较为完善的资料校正与原油密度、黏度评价方法,对不同储集层、层位、原油性质的37口井共48层的原油密度、黏度进行评价,评价结果与原油样品分析结果对比可知,其精度有了明显提高。图2表2参2（侯连华摘）

水淹层测井评价方法

提出了一套利用常规测井资料在地质条件约束下，动静态相结合、岩心刻度、多学科联合下，先对水淹层水淹级别进行划分，然后，在地质条件约束的水淹层测井评价模型基础上，对水淹层水淹级别进行由定性识别到定量判别再到定量评价的水淹层测井评价方法。利用该方法对孤岛油田中一区Ｎｇ３＋４高孔、高渗河流相储层５１０口井的水淹层常规测井资料进行了处理和评价，经动、静态资料误差检验，证明该方法能较大幅度地提高水淹层测井评价精度。经现场８口新井检验，该方法的水淹层测井评价精度比常规其它水淹层测井评价方法的评价精度提高２５倍以上，其评价结果能够满足实际生产需要。

老油气区精细勘探潜力与方法技术

根据富油气凹陷油气分布特征及剩余油气资源量分布规律,提出富油气凹陷中的有利区带是下一步勘探重点,主力勘探层系及上、下层系是精细勘探重点层位。在分析制约老油气区勘探关键问题基础上,提出了一套老油气区精细勘探思路,建立了针对不同储层及油藏类型的精细勘探方法技术(油气层识别、油气层保护、油气藏规模预测、提高油气产能等)。近几年,该方法技术在老油气区精细勘探中得到了推广应用,新增油气储量不断提高,加快了老油气区油气发现速度,与海上或新区相比勘探与开发成本明显降低,投资回收周期缩短,提高了勘探效益。

吸水剖面测井资料在油田开发中的应用

利用最佳的测井仪器组合，获得了注水井吸水剖面测井资料．以胜利油田为例，简述了利用注水井吸水剖面测井资料确定剩余油分布、吸水部位、水淹部位、储量动用及整体堵漏效果的方法，为制定合理的调整挖潜方案、提高原油采收率提供了依据．注水井吸水剖面测井资料，对提高注水开发油田的开发水平起着十分重要的作用，在实际应用中取得了良好的效果．

含油层早期产能预测方法

油藏勘探阶段 ,利用录井地化热解资料可以准确地求取原油粘度和含油饱和度。在此基础上 ,建立储层油相渗透率与含油饱和度关系模型 ,避免了在资料较少情况下求取油相渗透率的不确定性。根据流体渗流理论 ,利用原油产能指示参数预测模型可以对产层进行原油产能预测。对胜利油田不同层位、不同流体性质、不同含油性等储层的 33口井 42层产能预测结果与试油结果进行了对比。结果表明 ,利用该方法能进行早期产能预测 ,并且能够达到较高的预测精度。

浊积岩储层泥质含量计算方法及其应用

浊积岩储层中受放射性矿物和地层水矿化度的影响,使得自然伽马曲线和自然电位曲线不能真实地反映储层泥质含量情况.研究中发现,含水地层电阻率曲线与泥质含量有很好的相关性.而对油、气、水组合复杂的地层,直接利用电阻率曲线计算泥质含量效果不好.利用地层电阻率与含油性的关系对电阻率曲线进行油气校正,得到相应含水地层的电阻率数值,然后再用校正后的电阻率曲线计算泥质含量.将该方法用于计算辽河西部凹陷高升、冷东、兴隆台、曙光4个油田的浊积岩储层泥质含量.实际应用证明.用校正后的电阻率曲线求取的泥质含量精度大大提高.从而提高了对测井资料解释及其他储层参数求取的精度.

滩坝相水淹层测井评价方法

应用常规测井资料，将平方王油田滩坝相沉积储层地质条件约束、岩心刻度及动、静态相结合，进行了细分层原则下的多学科综合水淹层测井建模和评价。对４２７口井水淹层的测井资料进行了实际处理，解释结果表明，该方法具有很好的实用性、可靠性和推广价值。根据单层试油、试采生产的动态资料，按产水率±５％进行检验，水淹级别判别符合率为８０．２５％．同时，对９口新井进行了现场检验，其符合率为７７．８％．

盖层封闭能力的定量评价方法及其应用

研究了测井资料及各种盖层测井参数，总结出了浊积岩地层常见的几类盖层的电性特征。利用灰色关联分析和盖层封闭机理，将每类盖层的各种参数有机地结合起来，对盖层封闭能力进行定量评价。并将该方法用于研究辽河西部凹陷冷４３块浊积岩盖层封闭能力，在实际应用中对油田的生产实践起了指导作用，取得了很好的应用效果。

基于互联网技术石油地质实验室客户服务平台设计与实现

随着业务量的不断增加,在工作人员数量不变的基础上,传统服务模式难以承担更多检测业务来保障检测工作及时有序进行。为了让客户享受到更优质的服务,结合油气实验领域客户服务的工作现状,运用互联网技术研发了能满足油气实验领域特性的客户服务平台。平台提供仪器设备预约、在线远程申请实验、实验过程跟踪、实验报告下载、满意度调查等服务;同时支持移动端和电脑端,与微信公众号进行深度集成,便于用户业务受理,多线程并行,大大缩短了业务流转的时间。实践表明,客户服务系统对提高实验室综合管理质量、提高运营效率,发挥了积极的作用。

自然电位基线偏移影响因素的实验研究

以自然电位理论为基础 ,用实验方法揭示了水淹层自然电位基线偏移的机理及影响因素。阐述了储层岩性、物性、润湿性、井筒流体性质、地层水及注入水性质和水型等影响因素对自然电位基线偏移情况的影响及其相互关系。将此研究成果用于识别孤东油田四区馆上段高孔高渗、疏松河流相储层中不同水淹时期的水淹层 ,通过对多种影响因素的校正 ,提高了利用自然电位曲线识别水淹层的精度 。

砾岩稠油储层测井解释方法研究及其应用

利用测井信息和各种地质信息进行了砾岩稠油储层的测井解释模型和解释方法的研究。准确地计算储层的各种地质参数,从而对储层进行综合评价,为冷43块稠油开发提供了可靠的依据。对冷43块27口井测井资料的实际处理结果表明,用该程序可取得令人满意的结果。

曲堤油田储层敏感性研究

对曲堤油田岩石成分及流体性质进行了详细分析 ,通过储层敏感性流动试验对该区储层各种潜在敏感性进行了研究。结果表明 ,该区储层具有较强的水敏性、盐敏性和碱敏性 ,并具有弱酸敏性和无速敏—中等速敏性 ,各层段的潜在敏感性有明显的差别。分析了各种敏感性的成因机制 ,采取降低钻井液密度、使用矿化度与原始地层水一致的完井液及 1.2 %的P - 2 16防膨剂等措施可以抑制储层敏感性 ,取得了较好的油田应用效果。