松辽盆地古龙凹陷青山口组页岩油储层中的重力坠落砂脉的发现及其意义

古龙页岩油是松辽盆地重要的接替资源,资源量可达151亿吨之多。从沉积和岩石学特点上看,古龙青山口组页岩最大的特点之一是广泛发育了一种很特殊的砂脉,所以这也是探讨古龙青山口组页岩形成环境的一个重要信息。古龙青山口组页岩油储层中的砂脉总体规模较小,宽度多在1~2 mm,可见长度(或高度)多在1~2 cm,大部分弯曲如肠,少数微曲;多倾斜产出,倾斜方向有一定规律,隔180°对称;一般发育在灰黑色的泥页岩中,少量发育在粉砂岩和白云岩(结核)中。砂脉的上部或顶部一般都有一层粉砂,与砂脉紧密相连,是砂脉的“根”;而砂脉的底部一般都是灰黑色的泥页岩,见不到粉砂层,所以揭示形成砂脉的源物质是来自于顶部的粉砂层,而不是底部。初步研究认为,古龙青山口组页岩油储层中的岩脉有两种成因:第一种是高压液化充注,形成了规模较大的砂脉;第二种由密度倒置引起的重力沉降形成风暴把(粉)砂级颗粒快速搬运到刚沉积的黏土之上,由于风暴浪的振荡,使粉砂液化流动,再加上黏土的密度较小和粉砂层的密度较大,使得粉砂在重力的驱动下沉降到黏土中形成砂脉。研究古龙页岩油储层中的砂脉具有4个意义:1)可以研究砂脉形成时的沉积环境、沉积过程和沉积物状态;2)可以研究泥页岩的成岩压实率;3)辅助确定白云岩(结核)的形成时间;4)可以辅助储层评价。

海拉尔盆地坡折带成藏类型与勘探突破方向

以层序地层学等理论为指导,以LANDMARK工作站的SEISWORK-3D地震解释、GEOPROBE地震岩性圈闭识别和储层预测等技术为手段,对海拉尔盆地贝尔断陷贝西斜坡主要勘探目的层系进行了层序、体系域的划分及层间扇体的刻画,统一了全区层序及体系域的界限。应用坡折带理论,根据形态特征将贝西斜坡的坡折带划分为反向断阶型、简单弯折型、多级断折型和多级坡折型4种类型。坡折类型不同,其油气藏的形成和富集特征也不同:反向断阶型有利于构造油气藏的形成和富集;断折型和坡折型有利于构造-岩性油气藏的形成;简单弯折型有利于岩性油气藏的发育。通过乌东斜坡带与贝西斜坡带的类比研究,提出了海拉尔盆地中坡折带为下步勘探的突破方向。

海拉尔盆地贝西地区坡折带成藏类型划分

目的对海拉尔盆地贝西斜坡主要勘探目的层系进行层序、体系域划分及扇体的刻画。方法以层序地层学等理论为指导,以工作站LANDMARK,GEOPROBE地震岩性圈闭识别和储层预测等技术为手段。结果根据形态特征将贝西地区的坡折带类型划分为反向断阶型、断折型、坡折型和简单弯折型4种;反向断阶型有利于构造油气藏的形成,断折型和坡折型有利于构造-岩性油气藏的形成,简单弯折型有利于岩性油气藏的形成。结论贝西斜坡的中坡折带是油气勘探的重要领域。

准噶尔盆地腹部及南缘水化学纵向变化规律

纵向水动力条件的变迁会对地层流体运移及聚集产生很重要的影响[1 ] 。水动力较弱、相对较滞流的环境有利于油气的保存 ;反之 ,水动力较强、相对较开放的环境则不利于油气的保存。文中利用地层水之矿化度、水型、钠氯比值及脱硫系数分别对准噶尔盆地腹部及南缘 (全区 )以及彩南地区和石西地区的水化学剖面类型进行了分析。结果表明 :①全区整体上表现了正向型水化学剖面特征 ,但个别地区存在反向型剖面及多向型剖面 ;②水动力相对较弱的深部地层也存在水动力相对较强的区域同时水动力相对较强的浅部地层也存在水动力相对较弱的地区 ,这有利于油气的保存 ;③无论是正向型水化学剖面还是反向型及多向型水化学剖面 ,只要地层水矿化度高且剖面变化较缓 ,则油气保存较好 ,若剖面变化剧烈 ,则油气保存不好。

大庆安达地区青口山组生烃条件及油气来源探讨

本文基于对大庆安达向斜青山口组烃源岩母岩的母质类型、有机质丰度、热演化程度等分析,从而对其生烃 能力给予了综合评价。为了进一步落实安达地区的油源问题,通对生油岩生物标记化合物等方面的对比分 析,结合该区的生烃史和生烃模式的研究,进一步分析了该区的油气运移特征,明确了油源。

小波波阻抗反演技术的改进及应用

针对松辽盆地中部组合油层在空间上分布薄且横向变化快的特点 ,以提高复杂地质条件下的储层横向预测精度、提高探井成功率为目的 ,对小波波阻抗反演技术在应用中存在的问题进行了改进 :一是针对大倾角地震资料信噪比低的问题采用了倾角扫描技术 ;二是针对波阻抗剖面中常出现锯齿状波形而引入中值滤波技术。结果表明 ,改进后的小波波阻抗反演技术 ,能够改善大倾角地层地震资料的反演效果 ,可以进一步提高油藏描述精度 。

海拉尔盆地油气分布规律及下步勘探方向

海拉尔盆地是叠置于内蒙—大兴安岭古生代造山带上的中生代、新生代盆地。该盆地由北东向断裂控制的多个相对独立的断陷群组成,盆地内主要为下白垩统地层, 即兴安岭群、铜钵庙组、南屯组、大磨拐河组、伊敏组。铜钵庙组、南屯组和大磨拐河组发育了三套烃源岩,烃源岩厚度较大,有机质含量高。储层类型主要包括基岩风化壳、砂岩、凝灰质砂岩和砾岩。低水位体系域形成的低水位扇和低水位楔,以及高水位体系域形成的扇三角洲砂体为油气的主要储层。在大磨拐河组区域盖层下,发育了多套生储盖组合。纵向上油气主要富集在不整合面上下,形成断块、断层—岩性、岩性和潜山油气藏四大类油气藏,平面上油气主要集中在主生油凹槽及周边的几个断裂带上,扭动断裂带是油气聚集的有利区带。

海拉尔盆地油气成藏特征及分布规律

海拉尔盆地是受北东向断裂控制的复杂断陷 ,内部发育了三套烃源岩地层 ,烃源岩厚度较大 ,有机质含量高 ;发育了背斜型油气藏、断块型油气藏、变质岩潜山油气藏、岩性油气藏。该盆地的油气分布规律为主力生油凹槽的两侧是油气的有利富集带 ,不整合面控制着油气的分布 ,其界面上、下油气最富集 ,控制断陷结构的大断裂 ,特别是凹槽的传递断层带所控制的构造是油气聚集的有利区带。苏德尔特构造带下降盘、贝西斜坡带、巴彦塔拉构造带、乌北洼陷岩性带为最有力的勘探区。

松辽盆地北部致密油水平井技术及勘探实践

松辽盆地北部中浅层具有形成大规模、连续型致密油藏的有利地质条件,青山口组烃源岩内部和下部分别发育高台子和扶余2套致密油层,具有很大的资源潜力,但应用常规技术难以有效开发动用.大庆油田按照“预探先行、储备技术、评价跟进”思路积极探索致密油藏勘探开发模式,在建立扶余、高台子油层致密油资源精细分类评价,以及“甜点”识别方法的基础上,秉承“水平井＋大规模体积压裂”理念,形成了“三优二精一配套”的水平井设计、钻探跟踪及增产改造技术.在致密油水平井段钻探长度、油层钻遇率、压裂方式、压裂段数、压裂规模等方面取得了突破性进展,水平井提产效果显著.针对扶余和高台子油层特定的致密储层地质条件,优选有利区块,通过个性化井网设计和尝试工厂化作业模式,初步建立了3个水平井开发试验区,为松辽盆地北部致密油全面有效开发积累了经验。

松辽盆地古龙页岩岩相特征与成因

为深化松辽盆地古龙页岩岩相特征及成因认识,以钻井资料为基础,利用岩心观察、薄片鉴定、元素分析等手段,深入分析页岩岩相类型、地质特征、时空展布特征,并结合有机地化分析,探讨松辽盆地北部古龙页岩优势岩相的类型及分布特征。研究认为:按照“有机质丰度+沉积构造+岩石类型”的分类原则,可将松辽盆地北部青山口组页岩岩相划分为5大类11亚类,即页岩相(高有机质层状页岩相、高有机质纹层状页岩相、中有机质纹层状页岩相、低有机质纹层状页岩相)、泥岩相(高有机质块状泥岩相、高有机质纹层状泥岩相、中有机质纹层状泥岩相、低有机质纹层状泥岩相)、粉砂质岩相、灰质岩相及云质岩相;各类岩相分布呈现环带状特征,有利于页岩油富集的优势岩相(高有机质层状页岩相、高有机质纹层状页岩相)分布在齐家—古龙凹陷及长垣西侧带;松辽盆地青山口组为温暖湿润的古气候,大规模湖侵形成了陆源输入弱、缺氧、强还原的淡水—微咸水沉积环境,为有机质的富集以及页岩储层的形成提供了良好的背景条件。研究成果丰富了松辽盆地成熟页岩油勘探理论,为松辽盆地北部页岩油有利富集区优选、井位部署提供了理论依据。

松辽盆地北部扶余致密油储层测井评价

松辽盆地北部扶余油层属于典型的近源致密油藏,其储层评价的主要任务是以求取“七性”参数为核心的“三品质”评价.在总结长垣南地区扶余致密油储层“七性”评价成果的基础上,明确了致密油储层测井评价流程,建立了“七性”参数的测井评价方法和储层分类标准,并在考虑源岩充注影响的前提下确定了致密油储层的含油、产出下限.同时解决了岩石力学参数的动、静态转换和地下孔渗校正等关键问题,.构建了识别甜点段的“七性”综合评价函数关系,生产检验效果良好。

三维可视化技术在乌尔逊断陷钻探部署中的应用

针对海拉尔盆地勘探难度日益增大的问题,在其乌北、乌南2个三维区块探井部署中应用三维可视化技术寻找到了岩性异常体,对海拉尔盆地开展岩性布井及成功钻探起到了积极作用,研究中所形成的技术流程对其它区块的勘探具有指导意义。

水力泵举升工艺在大庆油田水平井上应用探讨

水平井由于斜度大、井底位移长,给封隔器的坐封、工具的外径、长短等带来了很多困难、提出了许多要求。对于探评井为了取准、求全测试资料,如果仅把测试工具下在直井或斜井段,则无法满足试油要求。齐平1井是一口水平井,前期用螺杆泵求产,由于受井斜的影响,限制了螺杆泵的下深,产能、流压都无法满足资料评价要求。在总结以往水平井施工经验的基础上,首次成功将水力泵举升工艺用在齐平1井,取得了良好的试油效果,在特低渗区块资料求取方面取得重大突破。

油井压裂效果分析

在对芳 32井区区域地质特征及邻井砂体发育情况、储层物性、含油气情况、试油情况对比分析的基础上 ,阐述了芳 32井采用的压裂工艺及取得的效果 ,并对压裂效果进行了分析 ,总结出针对勘探过程中发现的具体地质情况 。