莺歌海盆地天然气储层地质特征与评价

天然气作为一种清洁、高效的能源,其开发和利用具有重要的战略意义。莺歌海盆地是南海天然气发现的重要场地之一,其天然气资源潜力巨大,具有重要的经济价值和战略意义。在过去的研究中,莺歌海盆地的地质特征和储层评价一直是学者们关注的焦点。了解莺歌海盆地天然气储层的地质特征,可以为资源评价、储层预测和开发方案的制定提供一定的指导借鉴作用。储层评价作为重要的研究内容,针对莺歌海盆地储层的孔隙结构、渗透性、岩石物性以及储层的非均质性和连通性等参数进行分析,对提高勘探开发效果、优化开发方案具有重要的指导意义。

天然气储层中硫化氢分布规律、成因及对生产的影响

天然气中硫化氢含量的高低受储层岩性的控制,碎屑岩储集层天然气不含或贫含硫化氢,其含量最高不超过1%;碳酸盐岩储集层天然气中则较普遍含有硫化氢,有的含量非常高。碳酸盐岩-蒸发岩中的石膏是形成天然气储层中硫化氢的基础。本文概述了天然气储层中硫化氢形成的地质条件、分布规律和成因机制,并讨论了由于天然气储层中存在硫化氢气体,储层改造所面临的技术问题,以及由于硫沉积所带来的腐蚀问题对生产的影响。

东营凹陷民丰洼陷深层天然气储层流体包裹体油气地质研究

通过流体包裹体岩相学观察,分析了民丰洼陷深层天然气储层流体包裹体的类型、形态、产状、颜色等特征。烃类包裹体镜下特征显示民丰洼陷深层天然气的油气演化程度达到高成熟度阶段,而烃类包裹体拉曼光谱分析表明民丰洼陷深层天然气成藏过程可能与富甲烷烃类流体有关。基于油—水共生包裹体体系中盐水包裹体的测温分析,结合民丰洼陷埋藏史和热史分析,认为民丰洼陷深层天然气有两个成藏期。第一期成藏主要在东营期,但贡献不大;第二期成藏时间主要集中在明化镇期。第二期成藏对最终的天然气藏具有主要贡献,成藏时间主要集中在距今10M a之后。储层包裹体拉曼光谱分析结果显示,烃类流体与二氧化碳流体共存,证实天然气成藏过程中存在酸性流体。由于酸性流体溶蚀了早期成岩形成的方解石胶结物,从而使得民丰洼陷深层储层次生孔隙发育,有利于天然气成藏。

鄂尔多斯盆地二叠系天然气储层特征及有利区预测

鄂尔多斯盆地内蕴藏有丰富的天然气资源,是我国重要的能源基地之一.其中,二叠系山西组和下石盒子组为最主要的产气层,储集了该区70%以上的天然气探明储量.二叠系主要的含气层段为山西组的山1段、山2段和下石盒子盒8段,为一套陆相的河流-三角洲沉积,山2段发育曲流河、曲流三角洲沉积,山1段发育辫状河、曲流河、辫状三角洲和曲流三角洲沉积,盒8段发育冲积扇、辫状河、辫状三角洲沉积.储层总体上具有低孔低渗特征,储集空间类型有粒间孔、粒内溶孔、高岭石晶间孔、微裂缝.对山西组和下石盒子组沉积特征、岩石物性资料统计分析并对其主要控制因素进行了研究,认为储层物性主要受控于沉积相、压实作用、胶结作用和溶蚀作用,其中沉积相是最主要的控制因素.根据对该区二叠系岩相古地理的研究和各气田物性统计分析,将该区储层划分为好(Ⅰ)、较好(Ⅱ)、一般(Ⅲ)3类,其中Ⅰ类和Ⅱ类储层区是气藏发育区,也是进一步勘探的首选区域.

东营凹陷民丰洼陷北带沙四下亚段深层天然气储层成岩作用

由于对东营凹陷民丰洼陷北带深层天然气储层成岩作用特征及其对储层的控制作用认识不清,给该地区天然气勘探带来了极大的风险。综合运用铸体薄片、扫描电镜观察、流体包裹体分析及岩心物性分析等多种技术方法,对东营凹陷民丰洼陷北带沙四下亚段深层天然气储层成岩作用特征及其对储层物性的影响进行了系统的研究。结果表明,该区北带沙四下亚段深层天然气储层为近岸水下扇砂砾岩,成岩作用具有强压实、欠压实、多期溶解、多期胶结、复杂交代和灰泥组分重结晶的特征。主要胶结-溶解作用序列为长石溶解/石英次生加大→碳酸盐胶结/石英溶解→碳酸盐胶结物溶解/石英次生加大→黄铁矿胶结/沥青充填。近岸水下扇不同亚相(微相)沉积特征的差异性导致了埋藏过程中成岩作用的差异性,并决定了储集物性的差异性。扇根砾岩在埋藏过程中成岩作用以压实作用和灰泥杂基重结晶作用为主,溶解作用微弱,物性持续降低。在中深层灰泥杂基的重结晶作用使扇根砾岩物性快速降低而形成致密层,扇根砾岩全部为干层。由于早期异常高压和早期油气充注对储层保护以及酸性溶解对储层改造的综合作用,扇中辫状水道远离泥岩、砂砾岩储层在中深层仍发育大量原生孔隙和少量的次生孔隙,储层物性较好,可作为良好的天然气储层。扇中辫状水道靠近泥岩层储层、扇中水道间以及扇缘部位因发生强烈胶结作用,在砂体顶底形成致密的胶结壳,可作为较好的盖层。

鄂尔多斯南部奥陶系古岩溶带对天然气储层的控制

鄂尔多斯南部奥陶系天然气勘探须重视风化壳古岩溶带和层间古岩溶带。风化壳古岩溶带的层位因地而异，东北部的马家沟组五段为具溶蚀膏模孔洞型的白云岩储层，具有优越的孔渗条件，Ⅴ１区可望找到靖边气田式储层。层间古岩溶带可分为４期，经多期层间岩溶改造的马家沟组三、五段可形成更为发育的溶蚀膏模型储层，具有勘探前景，勘探靶区应在黄陵黄龙一带以北地区。中奥陶统台缘生物礁及礁后滩勘探靶区应在永寿淳化旬邑之间。

低孔隙度低渗透率天然气储层声波岩石物理研究

为了研究声波在低孔隙度低渗透率含气储层中的传播规律,采用改进的White气包模型,模拟低孔隙度低渗透率储层中不同频率纵横波性质随不同含水饱和度的变化,并与常规及高孔隙度高渗透率储层结果进行对比,得出低孔隙度低渗透率储层与常规和高孔隙度高渗透率储层声波随不同含气饱和度变化规律的区别,以及气包半径的选取对声波传播规律的影响,且结合实验室测量结果进一步验证分析的正确性。频率一定,低孔隙度低渗透率储层与常规储层及高孔隙度高渗透率储层规律相似,声波速度和衰减对储层含气也有一定的灵敏度,但随含水饱和度迅速增大的起跳点对应含水饱和度值变小。

煤系地层中砂岩火山尘填隙物的成岩作用特征——以鄂尔多斯盆地天然气储层为例

在晚石炭世—早二叠世,鄂尔多斯盆地泥炭沼泽环境下发育的富含火山尘填隙物砂岩是煤成气的主要储集层。研究表明,该类砂岩的原杂基主要由同沉积期初步水化作用的火山尘构成;在煤系地层水环境下,火山尘经过初步水化作用后并不能形成沸石族矿物,主要形成了铝硅酸盐和硅酸盐的微细混合物;在埋藏过程中,砂岩火山尘填隙物的水岩反应受到煤系地层水介质性质及其活动性影响,主要发生脱水收缩作用、溶解作用、蚀变作用、碳酸盐交代作用和重结晶作用;火山尘填隙物的成岩作用在局部范围内可改善天然气储层,但也增强了储层的非均质性。

盐城凹陷朱家墩地区天然气储层特征

根据岩心描述所建立的沉积层序特征并结合地震地层学解释结果 ,可将阜一段早期沉积体系解释为中 -低弯度的河流沉积 ,河流主物源来自于西部和西北部地区 ,河道在平面上可相互连接呈交织状河道形态 .朱家墩地区受到由西南向东北方向延伸的河道体系的影响 ,发育了相互叠置的河道砂体 ,可进一步划分为河道沉积、决口沉积和河道间漫滩沉积等沉积微相 .该区天然气储集砂体类型为砂砾岩、砾状砂岩、砂岩和少量粉砂岩 .砂岩类型以长石岩屑砂岩为主 ,并有少量岩屑长石砂岩 .自生矿物主要类型有石英、绿泥石、硬石膏、钠长石、伊利石和碳酸盐等 ,含量变化较大 .天然气储层以次生孔隙发育为特点 ,阜一段天然气储层次生孔隙发育 ,泰二段天然气储层次生孔隙发育较差 .该区天然气储层成岩作用已进入晚期成岩作用阶段的 A亚期早期 .该区气藏为深层中等丰度中等规模的受岩性影响的层状构造砂岩气藏 .位于构造高部位的优质储层天然气充注较好 ,而位于高部位的劣质储层和部分低部位的储层天然气充注较差 .本区储层发育的一大特点是不仅压实强烈 ,次生溶蚀作用也十分强烈 .根据前人对该区油气储层物性和孔隙结构的研究和分类原则 ,对盐城地区天然气储层进行了划分 .

电阻率测井泥浆侵入影响校正方法研究——以鄂尔多斯盆地天然气储层为例

地层压力低导致泥浆侵入深度加大,电阻率测井响应受到泥浆侵入的影响不能真正反映地层的电阻率特性。在天然气高产的储层段,深、浅电阻率测井应该有的差异被弱化,使得电阻率测井识别与评价天然气储层的应用受到制约。为此,依据电阻率测井的基本原理及泥浆侵入对双侧向测井的影响机理,研究了鄂尔多斯盆地天然气储层电阻率测井的响应特征及其在应用中存在的问题,探讨了仪器结构参数、地层视电阻率、真电阻率、泥浆侵入深度之间的关系,给出了电阻率测井泥浆侵入影响的校正方法及泥浆侵入深度的计算方法;选择了有代表性的几口井(A15井,A16井,AK2井)对方法进行了验证,改进了该地区天然气储层的识别与评价方法。

轻烃分析技术在天然气储层解释评价中的应用探讨

轻烃分析技术对于储层的含油气性以及油气储层的含水性评价具有明显的优势。鄂尔多斯盆地天然气储层含水情况较为复杂,为了解决这一难题,在气井上开展了轻烃分析试验。通过对多口天然气探(开发)井的轻烃数据分析,初步提出了天然气储层轻烃评价方法,为轻烃分析技术在天然气储层的应用奠定了一定的技术基础。

鄂尔多斯盆地上古生界天然气储层应力敏感性研究

利用CMS-300岩心自动分析仪定量研究了鄂尔多斯盆地上古生界致密碎屑岩天然气储层的应力敏感性。结果表明：岩心分析孔隙度、渗透率(y)与净覆压(x)的关系符合通常的幂率函数模式(y：a／X^m)，不同岩样的回归指数(m)和系数(a)高度相关；一般地层条件下的分析渗透率为地面渗透率的5％～80％，而孔隙度绝对值平均降低了0．4％；岩石应力敏感性的强弱与基础的岩性、物性有关，一般岩屑砂岩和含泥砂岩比石英砂岩强，砾岩比砂岩强，低渗透砂岩比高渗透砂岩强。

鄂尔多斯盆地北部上古生界天然气储层分布规律浅析

通过对鄂尔多斯盆地北部上古生界天然气储层的综合研究,发现中部伊陕斜坡带上的大型岩性气田,其储层为河流-三角洲沉积体系的河道砂体和三角洲平原分流河道砂体,在平面上自北向南呈长条状分布,小规模的构造型气田和含气圈闭位于盆地周缘,认为沉积格局受古构造背景控制,构造控制沉积相带,沉积相带控制着气藏分布,是影响鄂尔多斯盆地北部天然气藏的分布规律的主要因素,据此指出了该区下一步的勘探区域。

利用测井资料预测天然气储层产能方法研究

由于天然气的基本物性特征在用不同测井方法获取的测井曲线上均有不同的响应,因此综合多种测井曲线的响应特征,可以反映天然气产能。本文给出了以声波、密度、中子测井资料为基础,以反映渗透性的深浅电阻率测井值之比或自然伽马或自然电位曲线为约束条件的天然气判别综合指数积分预测天然气产能的方法,并根据实际测井资料及测试资料的研究结果对未测试层段的产能进行了预测。文中介绍的指数面积法预测天然气产能只是一种近似的方法,预测结果与实际测试结果可能有一定的误差,需要做进一步的研究和探索。

天然气储层气水识别方法研究

随着社会经济持续发展,科学技术不断进步,天然气储层气、水层识别成为油气勘探开发中广泛关注的热点问题。文章通过对该问题国内外的研究状况与研究意义进行探讨,归纳出五种有效的识别方法:模糊聚类分析、逐步判别分析、灰色聚类分析、概率神经网络以及KNN分类法,并对这些方法进行了详细分析。

使用先进的电缆测井技术实现天然气储层的井场探测

已经引入一种新的组合裸眼井测井系统，取代常规测井技术，用于密度、中子孔隙度和自然伽马能谱评价。同最近引入的另一种在不同深测半径下测量一系列地层电阻率的感应装置初配合，这种系统提供新的并得到改善的特别适合于探测与评价薄泥质砂岩气层置换情况的测量结果。本文提供了一种简单井场技术，它利用上述测井系统提供的优质测量结果来评价泥质砂岩中的含气层段，在保证评价过程相当简单和可靠的同时。

对一个低渗透性天然气储层：北海南部海得气田动态的认识

海得是英国北海南部的一个小型低渗透性气田，该气田采用打水平井的方式进行开采，在１９９３年９月投产后不久，气田的动态开始让人感到费解。两口井均产出地层水且天然气产量低于预期的产值。本文描述了如何采集、分析气田数据并应用于一全气田模拟模型中来判断导致低产的原因及制定未来的气田开发计划。

岩溶背景下的优质天然气储层形成机理及主控因素——以鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组马五4 1储层为例

根据野外地质剖面、岩心和铸体薄片观察,结合阴极发光、X-射线衍射、扫描电镜等分析,认为鄂尔多斯盆地奥陶系岩溶古地貌自西向东依次发育岩溶高地、岩溶斜坡和岩溶盆地,为优质储层的形成奠定了基础。研究区内经历了同生期层间岩溶、表生期风化岩溶和埋藏期埋藏岩溶3类古岩溶,形成了大量原生孔隙和次生孔隙,为后期成岩作用的改造提供了条件。马五14储层主要发育泥粉晶白云岩、(含)硬石膏结核泥粉晶白云岩、含膏白云岩/膏质云岩、膏岩及岩溶角砾岩,主要发育溶蚀膏模孔、晶间孔、晶间溶孔与微裂缝4种储集空间,溶蚀膏模孔是最主要的储集空间。研究区优质储层发育主要受2个方面因素控制,其中:岩溶古地貌影响储层分布、物性差异、气水分布,是优质储层形成的基础;在岩溶改造后形成的孔隙系统基础上又经历了3期溶蚀作用,2种作用相互叠合是形成优质储层的关键。

南海神狐海域天然气水合物微观赋存特征的超分辨率CT图像识别

南海神狐海域是我国天然气水合物资源勘探开发的主要目标区之一,2017和2020年先后两次现场试验性开采证实了水合物资源的利用前景。目前,对该地区含水合物储层的精细评价还有待进一步提升,水合物在沉积物孔隙空间中的微观赋存形态是其中的重要影响因素。针对水合物微观赋存形态CT图像表征存在的分辨率不足的问题,建立了一种基于自监督学习的数字图像超分辨率重建算法,实现了CT扫描图像空间分辨率的2倍和4倍提升。在此基础上,对南海神狐海域含水合物沉积物孔隙结构演化规律和水合物微观赋存特征进行了形态表征。由于南海沉积物中存在大量有孔虫壳体,水合物主要占据有孔虫壳体内部空间并堵塞了空隙间的连通喉道,显著降低了沉积物的气、水渗透能力;然而,水合物未能全部占据整个孔隙空间,仍然会有少量的气体和水残留,气体则主要分布于水合物颗粒内部,而水则主要分布在水合物颗粒表面,上述实验结果对地震、测井等现场勘探数据解释具有一定的指导意义。