致密砂岩储层孔隙结构分形与分级评价——以莺歌海盆地乐东区黄流组为例

[目的]明确致密砂岩储层孔喉微观形态,划分储层孔隙结构级次,多角度半定量评价储层的储集特征和渗流能力,有助于明确具有高效产能潜力的储层类型。[方法]以莺歌海盆乐东区黄流组致密砂岩为例,利用铸体薄片、扫描电镜、高压压汞等实验手段,开展储层孔隙结构分形维数计算与分级评价的研究。[结果]致密砂岩储层质量的影响因素之一是大孔喉孔隙结构;分形维数越接近3,孔隙结构越复杂,连通的大孔喉越少。依据孔喉分级特征、成岩相、孔隙结构复杂程度,建立了孔隙结构分级评价的四类模型:类型Ⅰ为小孔喉优势型储层,强胶结成岩相,大孔喉孔隙度占比小于45%,D_(max)值为2.75~2.90,致密储层;类型Ⅱ为大—小孔喉连续型储层,弱胶结—弱溶蚀成岩相,大孔喉孔隙度占比45%~70%,D_(max)值为2.70~2.85,低渗储层;类型Ⅲ为大孔喉优势型储层,强溶蚀成岩相,大孔喉孔隙度占比大于70%,D_(max)值为2.55~2.65,优质储层;类型Ⅳ为大孔喉单峰型储层,强压实成岩相,大孔喉孔隙度占比50%~60%,D_(max)值为2.65~2.75,低渗储层。通过Fisher判别方法,建立储层类型测井预测模型,对比储层类型与气测响应和储层含气饱和度,发现Ⅲ类储层的产气效能高,具有勘探价值。[结论]研究成果为致密砂岩储层评价与分类提供了新思路,明确了储层孔隙结构对气水分布存在控制作用。

基于高精度岩心扫描元素数据的高频层序划分：以西科1井第四系生物礁滩体系为例

生物礁生长对水体环境参数要求苛刻,因而生物礁体系垂向演化藴藏了丰富的古海平面、古环境变化信息。基于海平面变化的层序格架内,生物礁体中元素地球化学指标呈现出较好的规律性分布。利用Panalytical衍射仪和Itrax岩心扫描仪分别对西科1井第四系生物礁滩体进行了矿物组分和元素地球化学分析,其中矿物组分结果显示不稳定的文石、高镁方解石主要分布在第四系浅层,而深层以低镁方解石为主。根据矿物组分,将第四系划分为2段:富文石段和富方解石段,分别选用不同元素指标采用频谱分析和小波变换,有效地进行了五级层序、六级层序划分,其中富文石段可进一步划分出6个五级层序和24个六级层序,富方解石段划分出21个五级层序和74个六级层序,划分结果显示,高频单元内元素指标亦呈现出规律性变化,反映了周期性的环境变化。

莺歌海盆地乐东01超高温高压气藏形成条件及成藏模式

莺歌海盆地乐东01气田是我国海域已发现的罕见的超高温高压气田,单井测试气量最高可达240×10^(4)m^(3)/d,该气田的发现证实了超高温高压条件下可以形成高产工业气流。为了深化对该气田的地质认识、加快该区天然气勘探进程,通过对烃源岩、储盖组合、成藏动力、运移通道等开展系统研究,明确了乐东01超高温高压气田的形成条件及其天然气成藏模式。研究结果表明:①乐东01气田深层新近系中新统黄流组发育重力流水道砂岩与浅海相泥岩的储盖组合,砂岩粒间孔、溶蚀孔是低孔—低渗储层的主要储集空间,泥岩可形成直接盖层和区域盖层,具有“砂体独立成藏”的特征;②在生烃与欠压实等增压机制的共同作用下,中新统烃源岩内部孔隙流体压力增加,形成“源高储低”的源储剩余压力梯度,为天然气成藏提供了充足的动力;③中新统高成熟烃源岩生成的天然气在距今1.2~0.4 Ma期间,通过增压开启的微裂缝运移至黄流组二段储层中并聚集成藏,具有“中新统烃源岩供烃、优质储盖组合保存、微裂隙垂向输导、源储剩余压差驱动、天然气晚期充注”的成藏模式。结论认为,莺歌海盆地乐东01超高温高压气田具有良好的天然气勘探潜力,是拓展我国海上油气储量规模的重要领域,该研究成果对于类似盆地天然气勘探具有参考意义。

莺歌海盆地中新统轴向重力流沉积特征及勘探潜力

轴向重力流沉积是一种重要的深水储层,其形成的岩性油气藏也是目前莺歌海盆地重点勘探领域。通过钻井、测井、地震和区域地质等资料的综合研究,分析莺歌海盆地中新统轴向重力流沉积特征和演化规律,探讨轴向重力流岩性油气藏的成藏条件和控制因素。结果表明,中新统储层为重力流沉积成因的厚层细砂岩,主水道和朵叶复合体是重力流沉积有利的沉积微相;中新世海南物源供给充足、断裂坡折带发育以及盆地轴向负向地形是该区形成轴向重力流沉积的宏观地质条件,在中新世各个时期形成了一系列沿盆地轴向分布、具有前积反射结构特征的轴向重力流沉积。研究区中新统轴向重力流储层厚度大、沉积规模广、临近烃源岩、构造脊微裂隙发育、圈闭保存好,具备优越的岩性油气藏成藏条件,是盆地下一步勘探的重要领域。

底辟和非底辟区天然水力破裂对天然气成藏的意义——以莺歌海盆地为例

莺歌海盆地中央坳陷带油气富集区大断层不发育,底辟作用和天然水力破裂作用是油气纵向分布差异的核心控制因素.本文在地应力评价的基础之上以保持力为表征参数对典型区块浅层和中深层不同气组顶部盖层进行了水力破裂风险性分析,并结合底辟区和非底辟区气藏分布的差异性,明确了超压型盆地天然水力破裂作用对天然气成藏的意义,认为在气源充足的情况下底辟区具有更强的疏导油气的能力,而在非底辟区,油气只能以水力破裂的方式运移.研究结果表明:底辟区浅层气组保持力均大于0,中深层气组保持力大多小于0;而在非底辟区的中深层,气组保持力大多大于0.浅部地层超压程度相对较小,油气无法以水力破裂的方式在浅层运移,大部分通过底辟作用运移到底辟顶部成藏,浅层气藏主要集中在底辟顶部及底辟作用波及区域;中深层超压程度很高,烃源岩及砂体之间均可以通过水力破裂作用进行疏导油气,但在底辟区油气的疏导具有底辟和水力破裂双重作用:底辟活动期,底辟上拱形成张性伴生裂缝进行疏导油气的同时也大幅度降低了水力破裂的临界压力;底辟静止期,由于有先存伴生裂缝的存在而更容易发生水力破裂.