柴达木盆地台南气田低阻气藏成因机理及测井评价

柴达木盆地台南气田第四系下更新统涩北组气层普遍具有低电阻率特征,在高矿化度地层水环境下,复杂的地质条件使得低阻气层与中、高阻气层的识别难度加大。为此,利用岩心分析化验、录井、测井、构造及试气等资料,结合低阻气层的测井响应特征,从地质及工程因素入手,对该区低阻气层成因机制进行了系统深入的剖析。结果表明:涩北组低阻气层的主要地质成因是由于水动力条件较弱的浅湖沉积环境下发育的岩性粒度细、黏土矿物含量高以及低幅度构造背景下的高束缚水饱和度,而地层水矿化度高、复杂的孔隙结构、极强的非均质性和微裂缝发育进一步降低了气层电阻率;钻井液侵入与地层浸泡时间对电阻率测井造成的影响是外部工程因素。在此基础上所建立的变孔隙结构指数m和饱和度指数n的方法,能有效地提高含水饱和度的计算精度,"侵入因子"与"镜像反映"的交会图以及电阻率—孔隙度—含气饱和度交会图能够有效地识别气水层。该方法为气田的有效开发提供了技术保障。

一种厘定复合辫状河道砂体期次的新方法

在对辫状河发育的地层进行小层划分对比研究过程中,常常遇到某些单井钻遇的厚层辫状河道砂体无法分期的情况,给辫状河道的平面组合和识别带来很大困难。为此,通过分析研究岩心、测井录井、野外露头剖面和现代卫星图片等资料,总结出了一套简单且行之有效的方法,就是在标志层顶拉平的基础上,呆用"去压实效应邻井单期河道标定法",用邻井的期次可明显划分的单期河道去标定复合河道,最终完成复合河道的分期。以鄂尔多斯盆地苏里格气田西区下二叠统石盒子组8段下亚段2小层为研究对象,基于连续取心的岩心标定法验证结果表明:①该方法分期精度较高,有助于揭示砂体空间叠置与局部砂体富集规律,提高砂体的钻遇率;②在消除压实效应过程中,采用了"松弛回弹技术"对因泥岩段的大量压实造成的河道上拉进行了拉伸复位,从而提高了同期河道对比的准确性,避免了误判。结论认为:该方法能够对切叠较严重、分期难度较大的复合辫状河道进行准确分期,可为后续小层地层精确对比和同期河道砂体的平面预测提供技术支撑。

苏里格气田有效储层解析与水平井长度优化

水平井凭借其独有的技术和经济优势,已成为高效开发致密气藏的关键技术,但是其在非层状气藏的开发中却效果较差。为此,针对鄂尔多斯盆地苏里格气田二叠系下石盒子组8段含气砂体孤立分散的分布特点,采用露头类比、地质统计、密井网先导试验3种方法研究了该气田含气砂体的展布方向及规模特征,结合密集井网区精细地质解剖成果,提出了4种适用于该气田盒8段部署水平井的含气砂体分布样式：①厚层块状孤立型;②具物性夹层的垂向叠置型;③具泥质夹层的垂向叠置型;④横向串糖葫芦型。统计当前已实施水平井钻遇含气砂体的情况,发现所钻遇的含气砂体长度多数分布在670~1300 m。以苏X区SuX-18-36典型井组的物性夹层垂向叠置型砂体为例,结合生产数据修正法、数值模拟法及经济评价法,优化了气田合理水平段长度,认为在当前经济技术条件下,1200 m以内的水平段长度适合于该气田的该类叠置样式的砂体。该成果为该气田的后续高效开发提供了技术支撑。

水平井中砂泥岩互层的双侧向测井响应研究

针对砂泥岩互层的复杂测井环境,采用三维有限元数值模拟方法,计算了多层介质模型的水平井双侧向测井响应。结果表明,井眼半径、泥浆电阻率和围岩(砂岩、泥岩)的电阻率及侵入半径与电阻率对水平井双侧向测井响应都有不同程度的影响。在砂泥岩地层中,井眼尺寸越大,泥浆电阻率越高,对视电阻率的影响越严重;当目的层厚大于8 m后,视电阻率受围岩(砂岩、泥岩)影响很小,基本上反映地层的真实电阻率,并且曲线变化规律大致相同,此时可近似为三层介质模型;对于低阻侵入,侵入越深,视电阻率越偏离真实地层电阻率。

储层粒度神经网络预测模型研究

国内外多年的研究表明,储层粒度特征值(d_(50))、非均质系数(d_(40)/d_(90))是防砂设计的基础。常规获取粒度分布范围的方法主要有激光粒度测试法(LDA)与筛析法(SA),两种方法均需要通过岩芯粒度测试来获取数据,而在制定开发井的完井防砂措施时往往没有实际开采层位的岩芯,只能参照探井粒度数据进行设计,从而导致较大的误差。针对该问题,从测井的角度出发,开展了储层粒度与多种测井曲线的响应关系的研究,采用神经网络技术,建立了探井伽马、密度测井项与实测粒度特征值三者样本库,训练出满足工程需要的学习网络,进而结合开发井测井资料,获得了整个粒度纵向分布剖面,为防砂分层设计提供准确的基础数据支撑。目前,该方法在中国海上多个油田的分层防砂优化设计中获得了成功应用。预测误差可控制在10%以内。

鄂尔多斯盆地西南部上古生界盒8段物源分析

随着鄂尔多斯盆地西南部上古生界二叠系碎屑岩油气藏的不断发现,其物源引起了人们特别的关注和重视。应用数理统计方法,对鄂尔多斯盆地西南部二叠系下石盒子组盒8段的碎屑组分及S岩屑分布特征、重矿物组合、古水流方向进行分析,并与源岩进行对比,分析探讨了该地区二叠系下石盒子组盒8段的物源问题。分析结果表明:研究区存在三个物源区,即盆地北部物源来自阴山古陆西段太古界的沉积变质岩和中基性火山岩,盆地西南部物源来自中北祁连和西秦岭物源区的高级变质岩及部分岩浆岩和少量的沉积岩,盆地南部物源来自北秦岭物源区的高级变质岩及部分岩浆岩和少量的沉积岩,并指出三大物源的交汇区大致在环县-华池一带。这些分析和结论不但澄清了鄂尔多斯盆西南部二叠系下石盒子组盒8段物源研究中长期不清的问题,而且对研究盆地其他地区的下石盒子组物源变化规律提供了一定的参考。

河北宽城北杖子地区下马岭组沉积相特征

河北宽城北杖子地区新元古界青白口系下马岭组为一套碎屑岩沉积,主体岩性为深色页岩,氧化物的含量及组合的变化,在一定程度上指示了沉积环境的变化。通过对氧化物的含量变化情况进行分析,发现其值随沉积相区带的变化呈明显的变化规律;通过对该地区下马岭组野外实测资料,室内地球化学化验分析资料进行研究分析,认为该地区下马岭组沉积相为无障壁型海岸相和浅海陆棚相,可进一步划分为滨岸亚相和滨外陆棚两个亚相及前滨带、近滨带和陆棚泥三个微相类型,并总结了下马岭组的沉积相模式。

鄂尔多斯盆地杏河地区长6油组不同微相储层孔隙结构特征

安塞油田杏河地区长6油层组沉积期发育三角洲前缘亚相,储集岩为水下分流河道、河口砂坝及三角洲前缘席状砂等微相沉积体。储集岩主要由长石砂岩和岩屑长石砂岩组成,根据岩心铸体薄片、扫描电镜、图像分析、常规物性、压汞分析及测井资料进行研究表明,该地区各微相砂岩储集空间主要为次生孔隙和原生粒间孔;次生孔隙主要是沸石、长石溶孔,少量岩屑及杂基溶孔。储层孔喉特征均为小孔隙微喉道;物性特征为低孔隙、低渗透的基本特点;排驱压力和饱和度中值压力较高,孔喉半径小且分选性较差,溶蚀作用对改善喉道连通性的效果不佳,孔隙结构参数总体较差。储层物性水下分流河道砂体较好,河口砂坝次之,三角洲前缘席状砂第三。

四川盆地中二叠统层序地层学研究

以钻井岩心资料为主,结合野外露头剖面和地震剖面资料,对四川盆地中二叠统层序界面及层序地层特征进行了研究,确立了该区层序界面识别标志,建立了四川盆地中二叠统层序地层格架,将该区中二叠统划分为5个三级层序(SQ1-SQ5),平均延时约4Ma。盆地在该时期为稳定的浅海相碳酸盐岩沉积,处于盆地的发育成熟阶段。各层序厚度呈逐步增加趋势,SQ4期沉积厚度最大。层序样式以TST>HST为主,体现盆地层序期内一个缓慢海进—快速海退的过程。从SQ4—HST期开始盆地上升接受剥蚀,至SQ5期剥蚀面积达最大,可延伸至盆地中部。

储层宏观非均质性及对剩余油分布的影响——以白音查干凹陷锡林好来地区腾格尔组为例

白音查干凹陷锡林好来地区腾格尔组主要发育低渗、特低渗油藏,通过研究岩心、砂岩薄片、铸体薄片、扫描电镜、储层物性等资料,对储层宏观非均质性(层内、层间、平面)进行了分析,研究表明,腾格尔组储集层整体上宏观非均质性较强。利用储层各项参数对其进行了储层综合评价,分析了其对注水开发的影响,并指出剩余油有利挖潜区。

扶余油田中城区扶余油层沉积微相及其沉积模式

以岩心、测井分析为基础,结合区域地质背景、沉积特征等,确定扶余油田中城区扶余油层为一套浅水三角洲沉积,并在单井相分析的基础上建立了测井相识别模式。研究认为Ⅰ砂组主要为三角洲前缘沉积,识别出水下分流河道、河口坝、远砂坝、水下分流河道间湾、席状砂和湖泥等6种沉积微相;Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ砂组主要为三角洲平原沉积,识别出分流河道、溢岸砂、决口扇、分流河道间湾等4种沉积微相。结合砂体以及沉积微相分布规律,总结了研究区沉积相模式,确定了砂体在空间上的分布特征和规律,研究结果表明:分流河道是油气的富集区和剩余油挖潜的最有利部位,为研究区剩余油进一步高效开发提供了技术支持。

燕山地区高于庄组张家峪亚组瘤状灰岩成因研究

燕山地区高于庄组张家峪亚组底部的瘸状灰岩分布广泛。瘤状灰岩由瘤体和基质组成,瘤体大小自数厘米至数十厘米不等,外形为透镜状、长条状等瘤状构造,大都顺层分布,横向上可连续成层;基质呈浅灰色和黄色,分布于瘤体周围,可见其绕过瘤体弯曲的变形纹层和缝合线,其中晶粒明显较瘤体成分细,粘土泥含量较瘤体中高得多。结合区域地质背景、岩石学基本特征、通过镜下观察和化学成分分析,对该区瘤状灰岩的成因进行了探讨,研究表明是在盆地和台缘斜坡下部的较深水安静环境中沉积,在周期性重力流作用造成的海底底流的溶解作用下,再经后期压溶成岩作用而形成的。

水平井油水两相产液剖面解释方法探讨

水平井中因重力差异普遍存在层流,且流型受井斜角度影响变得复杂,致使测量仪器及测量参数发生变化,传统的滑脱模型已不适用于水平井产液剖面解释。文中分析了水平井油水两相流流型特点,探讨了水平井集成化测量仪器油水两相产液剖面解释方法,并对某井进行了实例分析。

资福寺洼陷烃源岩特征与生烃潜力评价

资福寺洼陷古近系盐湖沉积体系发育有沙市组、新沟咀组下段烃源岩。地化特征分析表明,新沟咀组下段泥岩层和Ⅱ油组有机质丰度较高,达到差~中等级别,新沟咀组下段Ⅲ油组和沙市组上段为差烃源岩;沙市组上段~新沟咀组下段烃源岩有机质类型主要为Ⅱ2~Ⅲ型,多数为Ⅲ型;Ⅰ、Ⅱ油组成熟度较低,为成熟早期,Ⅲ油组开始进入成熟晚期。烃源岩评价结果表明,新沟咀组下段泥隔层和Ⅱ油组具有较高的生烃潜力。

密集段及其在区域地层对比中的意义

密集段是由沉积速率极低的薄层半深海、深海沉积物组成,可以从岩石学特征、地球化学特征、地震剖面及测井响应等方面进行识别。密集段在区域地层对比以及油气成藏条件分析中发挥着重要作用,文章阐述了在地层对比中忽视密集段的存在而带来的一些问题。以珠江口盆地白云凹陷为例,对该地区密集段的发育部位、响应特征及其地质意义进行了探讨。

辽河盆地宋家洼陷中生界油藏地球化学特征及油源对比

总结了辽河盆地宋家洼陷中生界油砂和烃源岩的地球化学特征,根据油砂饱和烃气相色谱特征和生物标志物特征等,进行了油源对比。研究表明,宋家洼陷有机质的热演化处于未成熟-低成熟阶段,九佛堂组为本区的主力烃源岩。阜新组7个油砂样品按成因分为两类,低伽马蜡烷型油砂与九佛堂组烃源岩生标指纹特征类似,两者有成因联系,高伽马蜡烷型油砂未找到与之匹配的油源岩。

鄂尔多斯盆地盘古梁地区长6_1储层宏观非均质性研究

盘古梁地区延长组长61储层发育于三角洲前缘,为低孔低渗储层。通过对储层层内韵律性、层间差异性、平面上砂体连续性、层间层内隔夹层的评价,认为盘古梁地区长611小层以正韵律为主,长612小层砂体以复合韵律形态为主,层内非均质性严重,层间非均质性较强。平面上河道砂体沿北东-南西方向展布,顺河道方向其连续性好,垂直河道延伸方向上其横向连续性相对较差,小层平面非均质性较强。综合研究表明,储层非均质性受沉积环境影响较大,整体表现为较强的非均值性。

安塞油田王侯杏地区长6砂岩储层特征

安塞油田王侯杏地区长6储集岩主要由长石砂岩和岩屑长石砂岩组成,根据铸体薄片、扫描电镜、物性、孔隙结构、岩心、测井分析化验资料进行研究表明,该地区砂岩储层储集空间主要为原生粒间孔和次生孔隙,包括粒间溶孔、粒内溶孔、胶结物溶孔;储层孔喉特征为小孔隙微喉道;物性特征为低孔隙、低渗透的基本特点,微裂缝对改善储层孔隙渗透性贡献不大;排驱压力和饱和度中值压力较高,孔喉半径小且分选性较差,歪度细,溶蚀作用对改善喉道连通性的效果不佳,孔隙结构参数总体较差。储层质量受沉积微相和成岩作用的综合影响,其中,由三角洲前缘水下分流河道砂体为最有利储层发育的微相,河口砂坝次之,三角洲前缘席状砂第三。

下寺湾油田长2油组储层特征及其影响因素分析

通过薄片、扫描电镜和压汞法等分析测试手段,从储层岩石学特征、成岩作用、孔隙类型和孔喉特征等方面开展了下寺湾油田长2油组的储层微观特征研究,分析了储集空间类型、孔喉分布特征、成岩作用以及影响储层物性的主要因素。研究结果表明,长2油组储集岩为低成熟度砂岩;主要经历了压实、胶结、粘土矿物转化和溶蚀等成岩作用,成岩作用较弱,对储层物性影响较小;孔隙类型包括残余粒间孔隙、溶蚀粒间孔隙、溶蚀粒内孔隙等等,其中残余粒间孔隙是研究区的主要孔隙类型;孔吼分布特征是孔喉分散,分选性差,偏于略粗歪度,储集性能总的来说较差,驱油效率较低。

大尺度溶洞型油藏压力响应特征

由于多重连续介质模型无法有效模拟大尺度溶洞与地层流动过程,需要建立新的缝洞型油藏试井解释模型研究非均质缝洞型油藏流体流动规律。将溶洞简化为一个等势体,内部压力处处相等,溶洞外流体流动满足达西定律,利用溶洞质量守恒建立了含大尺度溶洞缝洞型油藏数学模型,基于直接边界元方法对数学模型进行了求解。绘制了溶洞压力导数曲线及井底压力双对数曲线和井底压力导数曲线,研究发现,溶洞在井底压力导数曲线双对数图上反映的是一个先上凸后下凹的特征,溶洞半径越大,井底压力曲线上凸下凹幅度越大;溶洞离井距离越大,井底压力导数曲线上凸出现的时间越早。相同溶洞半径情况下,离井距离越小溶洞压力导数峰值越大;相同溶洞离井距离情况下,溶洞半径越大,压力导数峰值越小。