砂岩压实三元解析减孔模型及其石油地质意义——以鄂尔多斯盆地十里加汗地区二叠系下石盒子组致密砂岩为例

以鄂尔多斯盆地十里加汗地区二叠系下石盒子组致密砂岩为研究对象,定量研究砂岩致密化过程中不同埋深、不同时间、不同压实强度对孔隙度的影响。首先深入分析砂岩压实剖面,其次以黏弹塑性应力-应变模型为基础进行理论推导,然后分别利用多元回归和迭代运算方法来确定砂岩弹性模量和等效黏性系数随埋深和时间的变化趋势,最后建立砂岩压实三元解析减孔模型,并通过与镜下薄片观察结果和常用模型进行对比来证明其合理性。新模型能将减孔量分为弹性减孔、黏塑性减孔和胶结减孔3个部分,针对下石盒子组2段岩屑砂岩的模型计算结果与Houseknecht图版上镜下薄片的统计平均值较为接近,基本上能反映砂岩正常演化趋势上压实与胶结作用的相对强弱。此外,该模型能更合理地解释受溶蚀增孔作用影响不大的砂岩的压实作用,而且能够评价不同埋藏和抬升过程的砂岩压实程度及其对储集层致密化的影响。

二维重力正演在六盘山盆地西南缘构造样式分析中的应用

六盘山盆地南部处于旋扭构造的收敛端,地表和地下构造极其复杂,构造样式认识不清成为制约勘探的关键问题。盆地西南缘构造样式问题的焦点在于沙沟断阶带是否存在大规模的逆冲推覆体。针对这一问题,采用二维地震剖面重力正演的方法来分析构造样式。首先确定这一地区的密度分层方案;其次,根据两种可能的构造样式以X测线为基础分别建立地质模型,然后进行重力正演模拟;最后将得到的结果与实测数据进行比较。结果表明,与逆冲推覆样式相比,走滑斜冲样式的模拟结果与实测重力剖面更吻合。同时,综合最近的野外构造调查成果和最新地震剖面解释方案,认为六盘山盆地西南缘不存在大规模的逆冲推覆体,主要发育走滑构造。

鄂尔多斯盆地中生界断层的发现及其对成藏的意义

由于黄土塬二维地震静校正问题造成假构造现象,长期以来认为鄂尔多斯盆地中生界不发育断层。利用二维地震剖面层拉平和横向压缩技术,发现多个断距小且大多近于直立的断裂,经过断层组合,确认北东向断层的存在,并认为发育北东向断裂带。该北东向断层可能是基底断裂在燕山期右旋扭动应力场作用下重新活动并在中生界产生的撕裂断层,很可能在全盆地中都有发育。通过断层展布与油藏分布的叠合对比,显示出中生界油藏分布与断层位置有关,该断层可能是油气成藏的重要运移通道。进一步推论认为,中生界高陡断裂带的分布对中生界油气藏形成和分布起着重要的控制作用。

沉积盆地地层孔隙动力学研究进展

21世纪的地球动力学研究正在向定量化方向发展,但由于地质过程的不可逆特性,恢复地质过程相当困难。特别是微观尺度下地质参数演化过程的恢复,已经成为当今地质学的重大科学难题。基于此,提出了"地层孔隙动力学"的概念,认为地层孔隙动力学是以微观尺度下孔隙性介质为研究对象,以沉积盆地埋藏过程中碎屑岩孔隙介质力学特性和孔隙演化规律以及孔隙流体动力成因和渗流特性为研究内容的基础性学科,是地下成岩动力学与孔隙流体动力学相交叉的新学科,是沉积盆地动力学的重要组成部分。其研究进展包括基础理论和应用研究2个部分,其中基础理论部分研究进展包括:1地层孔隙静力平衡原理;2埋藏成岩过程砂岩孔隙度演化机理与定量模型;3泥岩压实特征及泥岩孔隙度演化定量模型;4地下孔隙流体温度与孔隙流体压力理论关系;5构造作用附加地应力对孔隙流体压力的影响;6泥岩压实程度与有机质镜质体反射率的关系。应用方面研究进展包括:1沉积盆地地温-地层压力系统划分及油气分布动力学解释;2地层压力预测模型改进;3储层临界物性及储集层动态评价体系构建;4地层流体压力演化过程模拟;5砂岩体油气充注动力学数值模拟及物理实验模拟;6致密砂岩油气藏形成动态过程分析。地层孔隙动力学将孔隙成因演化与孔隙流体动力演化融为一体,是近20年以来地质动力学研究向地下微观尺度发展的代表性学科分支之一,也是沉积矿产形成分布机理研究定量化发展的必然结果。在介绍地层孔隙动力学研究内容的基础上,对其8项重要的研究成果进行了总结,将宏观地质研究推广到微观环境,以期解决埋藏过程中地层岩石孔隙演化控制下的孔隙参数的演变规律与勘探开发应用技术的更新和完善问题。

地层压力早期预测方法在泰国湾盆地的应用

地层压力在油气勘探中起着至关重要的作用，特别是在缺井、少井的海上低勘探地区，充分利用现有资料进行地层压力的早期预测成为油气勘探的关键。D区块属低勘探新区，尚没有钻井，仅有二维地震资料和小面积的三维地震测网。邻区的石油地质综合研究较为深入，已经获得了油气发现，预示着D区块良好的油气勘探前景。为此，利用三维地震速度谱资料和邻区E1井的声波时差资料，运用菲利普恩修正式进行了纵向压力分布预测，经系统误差校正后与邻区实测地层压力纵向分布特征较为吻合，为研究区下一步井位部署和油气勘探提供了参考。此方法为海上低勘探地区的压力预测研究提供了一条有效途径。

鄂尔多斯盆地镇泾地区延长组低孔低渗砂岩物性与石油临界注入压力关系实验研究

岩性油藏的形成受到石油流体动力及储层物性等因素的控制。岩性油藏理论分析和勘探实践表明,成藏期当砂岩体孔隙度和渗透率过低或石油充注动力不足时,石油往往无法充注其中。本文采用砂岩样品石油充注临界条件实验测量了不同围压条件下石油进入砂岩样品的最小注入压差,定量研究了已知不同物性砂岩样品的临界石油注入压差与埋深的关系,并建立了镇泾地区延长组低孔低渗砂岩体成藏解释图版。石油充注临界条件实验表明:镇泾地区延长组低孔低渗砂岩体石油充注临界孔隙度约为10.5%,小于该临界值时,石油难以注入砂岩样品;该地区低孔低渗砂岩体临界注入压差受储层埋深和物性的双重控制:相同物性不同埋深的砂岩样品临界注入压差随深度增加而迅速增大,表明随深度增加石油需要更大的充注动力才能成藏;而相同深度时不同物性的砂岩样品临界注入压差随物性条件变好迅速降低,即同一深度不同物性时较好物性的砂体更容易发生石油充注。应用成藏图版解释研究区长8低孔低渗砂岩体成藏条件,发现成藏期石油充注压差大于临界压差者为高产油井,充注压差等于或者小于临界压差多为低产油井或者水井,解释结果与油田实际试油结果有一定吻合。

鄂尔多斯盆地西南部上三叠统延长组碎屑锆石U-Pb定年及其物源意义

由于构造位置的特殊性和勘探开发工作的局限性,鄂尔多斯盆地西南部上三叠统延长组6段的物源分析一直存在较大的分歧。本文选取鄂尔多斯盆地西南部里78井、庄33井、演40井以及汭水河地区上三叠统长6段砂岩为研究对象,运用LA-ICP-MS U-Pb方法对样品中的碎屑锆石进行了年代学研究。结果表明,4个样品都存在250~350 Ma、400~660 Ma、920~1200 Ma、1750~1950 Ma和2200~2600 Ma 5个基本相近的年龄区间,与之对应的峰值年龄主要集中在284~330 Ma、430~460 Ma、950~1000 Ma、1850~1915 Ma以及2250~2450Ma。通过与邻区碎屑锆石年龄分布特征对比并结合重矿物资料,对研究区长6段物源的方向、母岩时代及岩性进行了系统全面的分析,认为研究区物源具有多方向、多时期、多岩石类型的特点,主要来自于盆地西南缘、南缘分布的北秦岭西段、北祁连东段及西秦岭的加里东期岩浆岩、晋宁期岩体和位于盆地东北部的古元古代孔兹岩系,盆地西北缘阿拉善地块的华力西期岩浆岩、鄂尔多斯地块东南部的变质基底也提供了部分物源。这一研究结果将有助于进行原盆沉积环境的恢复和指导下一步油气勘探的部署。

超压盆地油气垂向运移高度研究

在超压盆地中,当断层活动断开超压烃源岩时,油气会沿断层面发生涌流式垂向运移,这一瞬态涌流过程为油气大规模运聚成藏提供了重要的油气来源。然而,对于油气沿断层垂向运移距离问题的研究,停留在定性分析阶段,较少考虑到断层开启时造成的泄压作用,也很少区分地层水和油气运移距离的差异。本文认为,油气顺断层向上运移的距离主要由源岩超压带内超压幅度决定,油气垂向运移理论高度可由超压幅度折算,因而超压幅度越大,油气垂向运移距离越远,油气上涌顶界面埋深越浅。油气初次上涌的起始位置不是地表面,而是有效烃源岩顶面。另外,由于油气的大量上涌,超压带快速泄压,大部分油气上涌实际距离不能达到理论上涌的最大距离。同时,考虑到沿断层运移时受到阻力作用,油气实际上垂向运移高度远远小于理论运移高度。

油田注水系统管网优化

油田注水管线年费用折算包括按年计的管网建造费用和管理费用,它是管道经济计算时的目标函数。针对管网研究成果编制了相应的优化软件,并对中原油田采油三厂的4条注水干线(卫一北、卫二北、卫一南、卫二南)进行了分析,其中卫二北、卫一南注水管线需要进行清洗,投资回收期小于1年。上述2条注水管线均进行了化学清洗,总投入约19万元,2条注水干线的效率提高了8%,年节约电费约20万元,不但取得了较好的经济效益,还可以确保油田注水管道安全运行,目前该技术在油田其他采油厂进行推广应用。

污水处理残渣(污泥)处理工艺技术

污泥回注是对污水站产出的污泥不经过处理,直接配成一定浓度的溶液注入地层。介绍了污泥回注和污泥调剖处理的技术原理与现场实施措施。该技术现场实施后,减少了污水站岗位工人的劳动强度,改变了污水站水质改性以来的污泥处理方式,为污水处理的优化运行奠定了基础。

污泥循环再利用技术在油田废水处理中的应用

通过对中原油田含油污泥的再利用进行实验研究,得到结果:污泥的平均固含量为75.18%,含水量为24.82%,污泥含油量5.4%;污泥中碳酸钙含量62.15%,碳酸镁含量15.295%,氯化钠含量2.696%;在废液与污泥的掺入比例小于1:4的条件下,废液得到有效净化。污泥循环再利用技术的实施,降低了污泥产生量。

石油初次运移动力学模型研究及其应用

烃源岩中生成的油气经过初次运移，进入到储集层，其本质应该是一个动力学过程。前人对于油气初次运移动力学有一定的研究，但是定量研究较少。本文以烃源岩中石油初次运移为研究对象，建立下生、上储型排烃地质模型，从微观动力学的角度对即将进入储集层的游离相石油进行力学分析，认为烃源岩中的石油发生初次运移进入储集层是一个动力和阻力的力学非平衡过程，运移动力包括烃源岩地层压力和烃源岩层毛细管力，运移阻力包括储集层地层压力、储集层毛细管力和内摩擦力。当动力大于阻力时，石油发生初次运移；当动力与阻力相等时，对应着石油初次运移的临界状态；当动力小于阻力时，石油不能发生初次运移。因此，可以通过对比石油初次运移动力和阻力的大小定量地预测石油初次运移充注窗口。本文将建立的石油初次运移力学模型应用到安塞油田长6段油藏，定量地预测了石油初次运移充注窗口，为进一步的油气勘探提供依据。

卫城油矿大型离心泵站节能技术

卫城油矿不仅有大型离心注水泵站,而且还有高进高出增注泵站和低进高出单体增注泵,地面注水工艺比较复杂,油区注水系统效率为45.54%。在离心注水系统能量损失中,因泵效低而损失的能量最多,占总能量的60%左右。实施离心注水泵站技术改造措施,当注水泵站的供水量较平稳时,可考虑采用高效匹配的离心注水大泵节能改造技术;当注水泵站的供水量变化幅度较大时,优先采用大小注水泵搭配节能改造技术。根据上述研究结果,对卫城油矿离心泵站进行了节能改造,拆除1台DF250泵,新上1台DF400—150×11注水泵及水冷电机,采用降压启动,实现年节约电费220万元。

柴达木三湖地区第四系地震相类型及沉积体系

三湖地区第四系气藏是我国独特的生物气藏,同时也是国家"西区东输"的重要战略气源区,地层年代非常新。根据典型地震相单元外形和内部反射结构特征,通过利用大面积覆盖的二维地震资料识别出了前积相,丘形地震相,透镜体地震相,席状披盖相,杂乱相等骨架地震相,并研究了第四系七个泉组地震相平面分布特征。在对地震相进行岩心和测井沉积相标定后,确立了地震相与沉积相对应关系,并以此利用地震相特征预测了区域沉积体系分布模式,进而明确研究区主要物源方向与展布范围以及特殊沉积相带的发育模式。

鄂尔多斯盆地西峰油田延长组长8段岩性油藏动态成藏过程

运用定量方法对西峰油田地层埋藏史、热史、生排烃史、成岩史、孔隙度演化史、油气充注期、圈闭形成史及成藏动力窗口演化史分别进行了模拟,并对成藏关键条件的时空匹配关系进行了综合分析。结果表明,从早白垩世开始,区域构造沉降及伴随的大规模盆地热事件引发了烃源岩的生排烃,为油气成藏创造了优越油源条件;成藏之前,有机酸的溶蚀作用极大地改善了长8段储层的物性,从而奠定了油气成藏所需的空间基础;随时空演化,源储压差的持续增大使油气充注进入储层成为了可能;从成藏期开始,成藏动力窗口和岩性圈闭窗口的持续发育,不但保障了油气的高效充注,而且使已形成的油藏能够很好地保存下来。成藏关键条件的时空匹配关系表明,西峰地区长8段储层油气成藏是一个自然的过程,成藏期储层物性良好,成藏后在压实和胶结作用下储层逐渐致密。

鄂尔多斯盆地中南部地区延长组砂岩溶蚀增孔模型的建立与应用

溶蚀作用作为一种建设性的成岩作用,对于砂岩储层储集空间的扩大以及储层性能的改善具有重要作用。由于现有研究更多的是从定性的角度出发表征溶蚀作用对于砂岩储层孔隙度的影响,对于溶蚀作用产生的孔隙度增加值有多少,对砂岩储层性能的改善效果有多大,目前暂不能定量表征。本文采用化学反应动力学基本原理,基于录井、测井数据,结合砂岩成岩序列、地层埋藏史和热史等资料,采用化学反应动力学基本原理,对鄂尔多斯盆地中南部地区延长组砂岩现今孔隙度特征及成因进行了分析,构建了砂岩溶蚀增孔定量模型,并用该模型对延长组砂岩孔隙度演化进行了模拟,取得以下主要认识:(1)研究区延长组现今砂岩孔隙度剖面总体上可分为正常趋势段和次生溶蚀增孔段两部分,依据次生孔隙形成的起始层位和形态特征,现今砂岩孔隙度剖面可划分为双峰Ⅰ型、双峰Ⅱ型、单峰Ⅰ型和单峰Ⅱ型4种类型;(2)延长组现今砂岩孔隙度主要经历了孔隙度减小和孔隙度增大两种变化效应。其中浅部地层孔隙度减小主要是缘于机械压实作用,深层孔隙度减小则是由于压实和胶结共同作用,而孔隙度增大主要由有机酸溶蚀长石等矿物形成的;(3)建立了砂岩溶蚀增孔定量表征模型,具体包括3个阶段:(1)地层进入酸化窗口之前,由于酸化溶蚀发生的条件不满足,砂岩溶蚀增孔量为0;(2)地层进入酸化窗口内,砂岩累计溶蚀增孔量是现今次生增孔量和时间的函数;(3)地层继续深埋超过酸化窗口后,溶蚀孔隙不再变化。表明砂岩溶蚀增孔模型是一个分段函数,具有明显的窗口效应;(4)运用砂岩溶蚀增孔模型对研究区延长组砂岩孔隙度演化进行了模拟,发现研究区南部镇泾地区红河1井长8砂岩、东部安塞地区丹40井长6砂岩及北部姬塬地区峰12井长4+5砂岩在酸化窗口内溶蚀作用产生的增孔量具有明显的阶段性演化特征,实现了溶蚀作用对于砂岩孔隙度增加值的定量表征。本文建立的砂岩溶蚀增孔模型可以定量计算酸化窗口内溶蚀作用形成的孔隙度增加值,首次实现了砂岩溶蚀增孔的定量模拟,在分析溶蚀作用和砂岩储层性能演化等方面具有比较重要的探索性意义。

玄武岩方解石脉成因及其对储集层质量的影响——以准噶尔盆地玛湖凹陷东斜坡石炭系为例

基于岩心、岩石薄片观察,结合X射线荧光分析、微区原位主微量和稀土元素、碳氧锶同位素组成、流体包裹体等测试分析及盆地模拟,对准噶尔盆地玛湖凹陷东斜坡石炭系玄武岩方解石脉特征及成因进行研究。结果表明研究区脉体发育3期方解石充填:第Ⅰ期贫锰,稀土元素配分曲线平坦,强负铈异常,弱—中等负铕异常,碳同位素组成偏轻,表明其形成受到大气淡水影响;第Ⅱ期富锰和轻稀土,具有弱正铈异常和轻微正铕异常,碳同位素组成相对较重而锶同位素比值较低,表明深部成岩流体对其形成有一定影响;第Ⅲ期富铁和锰,稀土元素配分曲线与第Ⅱ期相似但铈异常和铕异常波动较大。第Ⅰ、Ⅱ期形成于距今约250~260 Ma的浅埋藏环境,对应于二叠纪末期晚海西运动;第Ⅲ期很可能形成于晚三叠世印支运动。研究认为不整合面附近玄武岩裂缝中的方解石沉淀主要与大气淡水淋滤上覆下二叠统风城组碳酸盐矿物有关,较早地破坏了石炭系风化壳储集层,但是在充填程度较弱或后期溶蚀作用较强的位置仍可发育相对优质储集层,如风城组缺失的构造高部位、垂向上距离风城组较远的位置以及靠近湖盆内部的古潜山等地区。图16表1参40。

低渗及致密砂岩含油程度动态评价方法研究——以鄂尔多斯盆地南部地区延长组为例

针对静态储层评价方法不能很好地解释和预测低渗及致密砂岩的含油气性、动态储层评价方案无法对储层含油程度进行科学预测的情况,本文以鄂尔多斯盆地镇泾—西峰地区长6-长8段低渗及致密砂岩储层为对象,采用减孔过程和增孔效应相互叠加的方法恢复成藏期古孔隙度,并分析试油资料中的关键参数与储层孔隙度之间的各种关系,提出利用成藏期孔隙度（Φ成藏期）与临界孔隙度（Φ临界）的差值评价储层含油程度的新方法.研究结果表明：成藏期的储层临界孔隙度可作为评价储层有效性的关键指标,而储层物性与临界充注动力之间的耦合关系可用来判别有效储层的含油气性,在此基础上依据砂岩孔隙度与含油程度的关系可确立储层含油等级.用该方法可将该区砂岩储层划分为低含油差储层（Ⅲ类）、中等含油储层（Ⅱ类）、高含油好储层（Ⅰ类）3类,Φ_（成藏期）与Φ_（临界）的差值依次为：〈3%,3%～6%和〉6%;试油产油率分别为：0～20%,20%～70%和70%～100%.该评价方法的科学性、有效性在安塞地区得到验证,比以往评价方法更适合于评价低渗及致密砂岩储层的含油程度.

致密砂岩成藏期后古孔隙度反演研究

以鄂尔多斯盆地十里加汗地区二叠系下石盒子组致密岩屑砂岩为研究对象,通过逆向思维利用反演方法建立成藏期后砂岩孔隙度演化数学模型。首先利用流体包裹体均一温度和前人自生伊利石测年成果综合判断成藏期次并确定出成藏期后的界限;在砂岩压实与胶结综合减孔模型的基础上建立成藏期后砂岩孔隙度反演模型;以锦32井气藏岩屑砂岩为例从砂岩现今孔隙度出发进行单点砂岩孔隙度反演模拟,重建成藏期后孔隙度演化过程,将反演模拟结果与已有的Athy模型和双元函数模型以及前人的压实实验结果进行对比分析。研究结果表明:1)研究区下石盒子组成藏期后的界限对应的地质年代是距今130 Ma左右,该界限是根据与天然气包裹体伴生的盐水包裹体均一温度的上限值130℃确定的;2)锦32井的反演模拟结果显示,现今孔隙度为7.7%的砂岩储层在距今100 Ma达到最大埋深(3500 m左右)时为7.4%,而在成藏末期(埋深2700 m左右)为11.1%;3)在成藏之后的继续深埋过程中,现今孔隙度为10.7%与3.7%的两个砂岩点的反演模拟结果表明成藏末期砂岩孔隙度越大,其压实减孔幅度也越大;这一结果更加接近已有的压实实验结果:高孔砂岩和低孔砂岩的减孔趋势会逐渐靠近;而已有的Athy模型和双元函数模型的模拟结果显示高孔砂岩和低孔砂岩的减孔趋势是相互平行的;4)与已有的两个模型相比,只有反演模型能够模拟出抬升过程中的砂岩压实回弹(锦32井所选砂岩的回弹量为0.3%),这更符合研究区后期抬升剥蚀厚度与砂岩孔隙度正相关关系的地质认识。与已有模型相比,所建立的反演模型能够更客观地反映砂岩储层在成藏期后沉降和抬升过程中的孔隙度演化趋势,然而孔隙度变化幅度的恢复精度仍有待于进一步提高。