阿尔金山前基岩气藏储层特征差异性研究

为揭示柴达木盆地阿尔金山前基岩储层特征及其与天然气富集关系,综合岩芯描述、显微观察、X衍射和现代测井等资料,开展了基岩储层特征和测井识别研究。结果表明,阿尔金山前基岩储层岩性以花岗岩、花岗片麻岩和板岩为主,基岩岩性不同,储集空间类型各异。花岗岩、花岗片麻岩以高角度构造缝、溶蚀孔(缝)为主,花岗闪长岩、云英闪长岩以中-低角度构造缝、溶蚀孔(缝)为主,结晶灰岩、板岩以低角度构造缝为主。裂缝发育规模与天然气产量正相关,花岗片麻岩裂缝发育规模最大,天然气富集程度也最高,板岩裂缝规模最小,天然气富集程度也最低。

柴达木盆地西北部南翼山地区古近系下干柴沟组上段储层特征及主控因素

通过岩心观察、薄片鉴定和电子探针分析等多种实验手段,对柴达木盆地西北部南翼山地区古近系下干柴沟组上段储层特征及其主控因素进行了研究。研究结果表明:①南翼山地区下干柴沟组上段储层具有混积特征,以碳酸盐岩为主,平均质量分数为42.6%,含陆源碎屑、硬石膏和黏土矿物,平均质量分数分别为24.9%,9.0%和12.8%;储层的主要岩性为灰云岩、白云岩和藻灰岩,平均体积分数分别为49.0%,12.0%和6.0%。②研究区储层为低孔、特低渗储层,孔隙度为1.0%~13.3%,平均为4.9%,92%的样品渗透率小于0.02 mD;孔隙类型以溶蚀孔、晶间孔为主,发育微裂缝,但常被胶结物充填,连通性较差;按孔喉半径可分为中等喉道、细—中和细—微喉道3类,平均孔喉半径分别为0.350μm,0.110μm和0.030μm,占比分别为15%,40%和45%。③研究区主要为浅湖—半深湖亚相,可细分为灰云坪、藻席、砂坪及泥坪4种微相,储层的发育在宏观上受控于沉积微相,其中灰云坪储层占比最多,占储层总厚度的67%,藻席发育优质储层,藻灰岩厚度越大,储层的物性越好,而泥坪几乎不发育储层。④研究区储层在微观上受控于成岩作用和构造作用,准同生白云岩化作用、溶蚀作用及构造作用增加了储层的储集空间,改善了其渗透性,沉积后期的胶结作用对储层具有破坏性作用。

咸化湖盆三角洲沉积模拟实验研究

为指导柴达木盆地西部地区古近系—新近系咸化湖盆油气勘探,建立咸化湖盆聚砂富砂模式,结合青海湖现代咸化湖盆沉积考察结果,开展了咸水介质条件下的三角洲沉积模拟实验研究,实验表明:咸化湖盆三角洲沉积以三角洲平原相为主,可占整个三角洲面积的80%以上,而在三角洲前缘亚相中河口坝微相最为发育;同时表明咸水介质对不同粒度沉积物的搬运距离及沉积有控制作用,较淡水介质,咸水介质中细粒沉积物在河口区快速沉降,而粗粒沉积物搬运距离更远,沉积范围也广;模拟结果也表明咸化湖盆三角洲沉积纵向上"坝上河"砂体构型发育。咸化湖盆三角洲沉积模拟实验的成功,明确了咸化湖盆储层分布特征,拓展了储层分布范围,为柴达木盆地西部地区油气勘探提供技术支持。

鄂尔多斯盆地富县探区长6油层组成岩作用及其对物性的影响

为了认清鄂尔多斯盆地富县探区三叠系延长组长6段有利储层的分布规律,通过大量的岩石薄片和铸体薄片的镜下鉴定,并结合扫描电镜、阴极发光、X-衍射等测试结果,研究了该区长6油层组主要成岩作用及其对物性的影响,指出主要成岩作用类型有压实作用、胶结作用和溶蚀作用;由于压实作用损失的孔隙度为18.78%,由胶结作用损失的孔隙度为9.16%,由于沥青充填损失的孔隙度为5.12%,而各种溶蚀作用却使孔隙度增加了5.12%,造成现今平均孔隙度为9.49%。

柴达木盆地牛北潜山的形成演化及地质意义

在柴达木盆地西部北区新采集、处理二维地震测线的精细解释的基础上,对牛北潜山进行了深入研究。通过连片追踪与构造演化史分析,第一次确定了其空间展布范围及形成时代;结合区域构造演化过程,对它的成因进行了探讨,指出其实质是中新世末期在阿尔金断裂右行走滑和祁连山向南挤压推覆共同作用下形成的一个地垒,其形成和演化经历了岩浆侵入-古凸起-古潜山-地垒潜山等阶段。牛北潜山的存在对于柴西北区东坪-牛鼻子梁鼻状构造带具有重要意义,主要表现在3个方面:一是控制了上新世以来该地区的沉积体系展布,形成了有效储盖组合;二是促成了局部构造圈闭的发育,且增加了鼻状构造带倾斜的坡度,有利于油气向上倾方向的运移;三是在阿尔金山及鼻状构造带之间形成一道天然屏障,使得鼻状构造带的油气藏免受喜山晚期强烈构造运动的改造,得以有效保存。

柴达木盆地昆北油田厚油层隔夹层研究

开发实践证明,厚油层内部隔夹层的分布规律是影响油田开发中后期单砂体注采关系及剩余油分布的主控因素。柴达木盆地昆北油田A区下干柴沟组下段油藏发育厚油层,厚油层内部泥质隔夹层发育,在岩芯标定测井的基础上,建立了泥质隔夹层识别模式,并以此模式为标准开展了全区隔夹层的识别及分布规律研究,根据隔夹层的纵向分布、平面展布特征将区内隔夹层分为稳定型隔夹层、次稳定型隔夹层和不稳定型隔夹层等3种类型。水动力条件及基准面旋回是控制隔夹层厚度变化及分布规模的主要因素。在分析3种隔夹层分布规律的基础上,以泥质含量参数下限值为约束条件利用随机建模方法预测了井间隔夹层的空间分布,建立了研究区隔夹层的三维展布模型,为油藏注采关系调整、提高水驱储量动用程度提供了地质依据。

利用储集层非均质性分维模型研究流动单元

针对流动单元的划分方法提出了一套利用非均质性分维模型定量研究陆相储集层流动单元的方法和流程。该方法利用储集层非均质性分维模型有效地划分储集层宏观流动单元和微观流动单元,并为二者的划分提供参数依据;在储集层沉积微相研究和层组逐级细分对比的基础上,从取芯井入手,通过聚类分析优选参数,建立储集层非均质性分维模型,应用聚类和判别分析,划分流动单元类型,应用储集层随机建模中的分形随机模拟方法预测河流—三角洲沉积储集层井间流动单元,从而定量研究流动单元的空间展布,效果较为理想。

富县探区低孔低渗砂体的成因类型与层内非均质模式

根据露头剖面、钻井、岩芯、分析化验、测井等资料的沉积相精细分析，鄂尔多斯盆地富县探区上三叠统延长组长6段主要发育三角洲、湖泊和湖底扇三种沉积相，在其中识别出的砂体成因类型主要有分流河道、河口坝、远砂坝、重力流水道、远源浊积等10种不同微相类型的砂体，它们的孔隙度分布于2．20％-14．90％，渗透率为0．01“10^-3～6．50×10^-3μm^2，多数属于低孔低渗储层类型。导致这些砂体最终演变成低孔低渗储层的主要原因是沉积期后的压实作用和胶结充填作用，求得压实损孔率为18％-19％，胶结充填损孔率平均约为9％，最终使这些砂体的现今平均孔隙度仅在10％左右。根据单砂体内粒度、孔隙度、渗透率等储层参数及其测井响应特征在垂向上的变化型式，区分出孔渗向上变差型、孔渗向上变好型、复合型、复杂型等四种基本类型的层内非均质模式，分析并指出了前三种层内非均质性主要受控于砂体微相类型、沉积水动力、沉积物粒度、沉积序列等因素，而复杂型层内非均质性则主要与砂体内差异胶结作用、差异埋藏溶蚀作用等成岩改造因素有关。

三维岩石力学参数场随机模拟预测方法及应用

以提高油田采油速度为目的的人工压裂裂缝施工改造,对当前广泛应用于求取岩石力学参数的常规测井资料法提出了更高的要求。提出三维岩石力学参数场随机模拟预测的方法,即以已知有限的常规测井资料计算出来的岩石力学参数曲线作为硬数据输入,以已知地震属性数据体及泥页岩水化和岩石环境参数数据作为软数据约束,选择序贯高斯模拟方法,随机模拟得到动态规律变化的岩石力学参数的三维空间数据场,然后由岩石力学参数的三维空间数据场预测空间任一位置的岩石力学参数在井上的测井响应,并把该反映动态规律变化的测井响应按照油田勘探开发的要求输出成特定格式,供生产和工程上使用。该方法为当前岩石力学参数的求取开辟了一条全新的途径,对勘探开发上制定完善的钻井、完井与油气开发方案和技术措施提供重要的指导作用。

柴西狮子沟地区古近系下干柴沟组混积岩储层特征及影响因素分析

柴西地区属于柴达木盆地咸化湖盆沉积中心,柴西咸化阶段持续时间长、湖盆分布范围广,渐新统湖相混积岩具有重要勘探潜力。通过对狮子沟地区样品进行岩心观察、岩石薄片鉴定及扫描电镜、电子探针分析,研究储层岩性、物性及储集空间特征,分析储层影响因素及形成机理。狮子沟地区储层具有混合沉积的特征,岩石矿物成分主要为碳酸盐岩和碎屑颗粒,但两者的相对含量均未超过50%;混积岩成因类型为相混合,以组构混合岩为主,见层系混合岩及少量生物混合岩,样品普遍含有盐类矿物。储层为特低渗-特低孔储层,连通性差,X衍射成分分析碳酸盐岩含量为10.9%~47.0%,平均为32.1%,同时孔隙度与碳酸盐岩含量具有很好的正相关关系;样品的储集空间主要为盐类矿物溶蚀孔、白云石晶间孔及裂缝;影响储层发育的主要成岩作用为胶结作用和白云石化作用,尤其盐类矿物胶结抑制了后期成岩作用,形成局部高压;灰质含量高及咸化环境为白云石化作用发生的重要条件,压实弱,先后两期的胶结作用,特别是晚期胶结的盐类矿物为溶蚀作用发生的主要部位。

柴达木盆地柴西地区古近系—新近系致密油勘探潜力分析

柴达木盆地柴西地区古近系下干柴沟组与新近系上干柴沟组地层均具备致密油形成的基本地质条件.柴西地区下干柴沟组上段有效烃源岩有机碳质量分数为0.8％～2.0％,有机质类型以Ⅰ-Ⅱ1型为主;上干柴沟组有效烃源岩有机碳质量分数为0.6％～1.5％,有机质类型以Ⅰ-Ⅱ1型为主.热模拟实验表明,柴西地区古近系—新近系在烃源岩镜质体反射率（Ro）为0.47％～1.30％时为主要生油阶段,Ro为0.75％时达到最大液态烃产率,具有烃源岩在低成熟阶段即可大量生烃并迅速排烃的特点.沉积相研究认为,古近系下干柴沟组和新近系上干柴沟组广泛发育的半深湖—深湖相烃源岩和与其互层沉积的滨浅湖相砂体或碳酸盐岩,构成了对致密油形成非常有利的源储共生关系,而古构造斜坡区和生油凹陷中心是致密油富集分布区.优选柴西地区新近系扎哈泉凹陷—乌南斜坡区上干柴沟组、南翼山—小梁山区带上干柴沟组—下油砂山组、七个泉—跃进斜坡区下干柴沟组上段为致密油三大有利勘探区带.

用分维模型定量表征储集层非均质性

利用压汞曲线计算出来的分数维来定量表征储集层微观孔隙结构的非均质性;提出“基于盒维数的测井曲线刻度线网格加密法”,利用单砂体测井曲线计算的分数维来定量表征储集层层内及层间等宏观非均质性。最后,按照同一微相、同一单砂体层位将储集层微观分维与宏观分维联系起来建立储集层分维模型,从而实现了将微观非均质性的定量表征扩展到单砂体规模的宏观非均质性的定量表征。结合实际以某注水开发中后期油田的河流相砂岩储集层为例展开研究,应用效果较为理想。

南庄地区三叠系长6储集层研究

南庄地区位于鄂尔多斯盆地最有利的生油区内,是近几年来陇东油田重点勘探、评价区块之一。通过对南庄地区长6储集层的宏观、微观研究,并与已开发的白马区对比,认为南庄地区长6储集层物性较差。研究表明区内广泛发育的水下分流河道、河口坝等沉积微相孔渗较好,是油气聚集的有利场所。

测井精细解释在含气储层预测中的应用

储层预测不仅要了解砂体在横向上的展布规律,而且还要正确认识有效储层在空间上的变化规律,常规波阻抗反演技术难以实现此目的,而利用测井精细解释中识别气层的方法,重构含气储层的特征曲线约束下的有效储层的地震反演技术,则可以取得较好的效果。

柴达木盆地跃西地区藻灰岩储层的测井识别

藻灰岩在柴达木盆地跃西地区第三系湖相地层中广泛分布,是该区碳酸盐岩储层中最重要的一类油气储层。该类储层储集性能优良,单井获高产工业油流,是跃西地区近期一个新的勘探领域。但由于藻灰岩厚度薄,且与多种岩性互层沉积,加之藻灰岩本身具有多样性,导致了该类储层识别难度的加大和评价精度的降低。从藻灰岩测井响应特征入手,在应用岩性测井曲线与声波测井曲线重叠,刻画识别储层的基础上,再用三孔隙度测井曲线重叠识别藻灰岩,效果较好,为识别此类复杂储层提供了一种新的思路、方法。

柴西尕斯地区下干柴沟组上段碳酸盐岩岩石类型及沉积环境——以跃灰101井为例

近年来勘探实践表明柴达木盆地致密油勘探潜力巨大,渐新统下干柴沟组上段是柴达木盆地西南地区致密油勘探的主要目的层段,湖相碳酸盐岩是致密油的重要储集层。在系统岩芯观察描述的基础上,结合薄片鉴定、元素分析、全岩矿物分析等室内测试分析成果,认为柴西尕斯地区下干柴沟组上段发育的碳酸盐岩为典型的湖相混合沉积成因,岩性复杂,包括两大类:一类是发育24种岩性的以灰质成分为主的灰岩类,另一类是发育23种岩性的以云质成分为主的白云岩类。通过对Sr/Ba,Sr/Cu,Mn O/Fe,V/Cr,Ni/Co,Cu/Zn比值以及碳酸盐岩碳氧稳定同位素分析,对碳酸盐岩沉积环境进行了研究。认为柴达木盆地尕斯地区下干柴沟组上段碳酸盐岩主要是在半干旱—干旱气候条件下、半咸水—咸水碱性水体介质、富氧的弱氧化—弱还原环境下形成。

柴西下干柴沟组湖相白云岩特征及成因分析

对柴达木盆地西部地区下干柴沟组湖相白云岩的岩石组构、矿物成分、主微量元素地球化学及碳氧同位素特征进行研究,并分析白云岩成因。研究区白云岩沉积环境为浅水相对封闭湖相环境,白云岩以泥晶白云岩为主,层状、块状分布,见藻云岩、膏质白云岩及颗粒云岩,有序度普遍较低。主量元素中Mg^2+/Ca^2+比值低,Mn、Fe、Na、Sr元素含量高,指示沉积环境水体盐度较高和相对封闭;微量元素中稀土元素具有轻稀土相对富集、Eu负异常特征,反映低温浅埋藏的成岩环境;氧同位素为较低的负值,反映整体咸化水体特征,碳同位素为较低的正值或负值,主要是受到大气水影响和生物的影响。研究认为白云石形成于准同生期相对封闭咸化环境中,白云石化流体中Mg^2+主要来源于大气水的淋滤和深部卤水,少数来自于藻类的分解;Mg^2+通过蒸发、盐类矿物沉淀而富集,富Mg^2+流体通过回流渗透交代方解石发生白云石化。

酒西盆地老君庙构造白杨河组间泉子段储层孔隙结构特征

酒西盆地老君庙构造渐新统白杨河组间泉子段储层具有含水率高、驱油效率低的特点,明确储层孔隙结构特征成为提高油气采收率的关键。综合应用铸体薄片观察、扫描电镜分析、毛管压力测试等方法,对老君庙构造白杨河组间泉子段碎屑岩储层的孔隙结构特征及影响因素进行了研究。结果表明:储层岩性主要为岩屑砂岩和长石岩屑砂岩,具有岩屑含量高、成分成熟度和结构成熟度均低的特征;储集空间以残余粒间孔、粒间溶孔为主;按孔隙结构特征将储层分为4类,其中Ⅰ和Ⅱ类储层物性相对较好,渗透率均大于10 mD,毛管压力曲线有明显平台,偏粗歪度;孔隙结构特征参数中反映孔喉集中程度和粗喉道所占比例的参数与物性有较好的正相关关系;间泉子段L层为碱性成岩环境,粒间有较多的黏土矿物和方解石胶结物,局部胶结作用较弱的井段物性较好,M层酸性成岩环境抑制了胶结作用,使部分原生孔隙得以保存,同时酸性流体的溶蚀作用促进了M层优质储层的形成。研究结果可为油田后期有效开发提供地质依据。

视电阻增大率在南八仙油气田油气水研究中的应用

南八仙油气田油气水分布规律复杂,不同层段的典型水层电阻率明显不同,有时会误判储层。针对此问题,认为视电阻增大率判断油气水层方法的关键是分层统计南八仙油田水层电阻率,把细分层段后的地层电阻率与同层段典型水层电阻率之比定义为视电阻增大率。然后在视电阻增大率-声波时差及视电阻增大率-补偿密度2个交会图上标出所有层段的试油、试采的油气水结论,建立起储层评价综合解释的统计经验判别标准,供认识油田的油气分布规律和编制开发方案时参考。

酒西石大凹陷陡坡带水下扇与油气勘探前景

酒西坳陷石大凹陷为一东断西超的中新生代箕状断陷湖盆。在凹陷陡坡带主要发育了独具特色的近岸水下扇砂岩沉积体。这种类型的砂体常常下切到深湖-半深湖暗色泥岩,具有自生自储的特点,成藏条件优越,具有较好的勘探前景。