四川盆地下寒武统筇竹寺组海相页岩气高产井突破与富集模式

多年来下寒武统筇竹寺组页岩气勘探开发进展缓慢,资201井获高产气流大大增加了该套页岩气规模商业化开发的信心,不同区域及层段富集规律差异及下一步勘探开发方向是筇竹寺组页岩开发面临的首要问题。以四川盆地57口钻井资料为基础,对多口重点井的古生物、沉积、储层等特征进行分析,详细剖析资201井的部署理论依据、筇竹寺组页岩气富集条件及下一步勘探开发方向。从地层研究入手,建立了筇竹寺组地层划分标准,明确筇竹寺组主体发育4套深水陆棚相的富有机质页岩(①至④号层段),其分布受裂陷槽发育控制,裂陷槽内厚度最大。分析了页岩储层发育特征,指出储层压力、孔隙度、含气饱和度从下向上、从裂陷槽外到内呈现增大趋势,储层超压对页岩孔隙保存起到重要作用;基于此结合保存条件等建立了“多层异相、超压保孔”的页岩气超压差异富集模式,指出远离散失通道的超压孔隙发育区(层段)是页岩气富集有利区(层段)。文章指出资201井及周边是未来筇竹寺组页岩气增储上产的主要区域,资源量为8.06×10^(12)m^(3);川西地区具有相当的开发潜力,资源量为0.72×10^(12)m^(3);川南长宁及黔北一带受石墨化及构造活动影响,以寻找远离风化壳及地表露头的超压孔隙发育区为主。

准噶尔盆地高效勘探主要策略与方向

准噶尔盆地进入富烃凹陷勘探新阶段,面临勘探目标越来越深、越来越散、越来越隐蔽,储层孔渗条件越来越差,已发现储量升级率低、储量动用率低等新挑战,如何提高勘探成效、实现油田效益发展是迫切需要回答的问题。通过新一轮盆地整体研究和再认识,认为准噶尔盆地多层系烃源灶空间分布具有互补性,“既富油,也多气”,突破了盆地“油多气少”传统认识;富烃凹陷发育4类规模有效储集体,空间分布侧向有序、纵向叠置;存在源内常规—非常规有序聚集、源上退覆式扇三角洲砂砾岩大面积成藏、中浅层断—砂耦合立体成藏3种成藏体系。文章结合准噶尔盆地资源特点、地质新认识、勘探开发技术适应性及可持续效益发展目标等,提出“油气并举、常非并重、深浅兼顾、多域增储”高效勘探策略,指出三大勘探方向及九大勘探领域,有望助力油田实现效益可持续发展。

川东红星地区二叠系茅口组页岩气勘探突破及富集主控因素

四川盆地二叠系页岩气具有良好的成藏条件和勘探潜力,继二叠系吴家坪组获得勘探突破后,将低勘探程度层系——茅口组“高灰”页岩气作为重要的勘探接替方向。利用HYM-1等井的岩心、测录井和分析化验资料,系统开展茅口组页岩气藏条件与富集特征的研究,认为茅口组四段一亚段页岩具有高碳、高灰、高孔隙度、高含气性、高杨氏模量、薄储层、多夹层的“五高一薄一多”的典型地质特征;与五峰组—龙马溪组等页岩相比,茅四段页岩碳酸盐矿物含量更高、黏土矿物含量更低,储集空间类型以有机质孔为主,无机孔较少,孔隙度平均4.27%,整体表现为高孔隙度;茅四段一亚段平均含气量为4.96m^(3)/t,具备较高的含气量。综合分析认为,富藻高碳页岩的发育、良好的储集能力和保存条件,以及页岩储层的可压裂性,是茅四段页岩气富集高产的主控因素。

塔西南山前地区柯克亚周缘叶探1井油气勘探重大突破及意义

塔西南山前西昆仑冲断带柯东构造带叶探1井在二叠系普斯格组获得重大突破,标志着塔西南山前地区发现一个重要的勘探接替层系。结合区域地质资料,根据野外露头、钻井、地震等综合研究,对柯克亚周缘二叠系普斯格组的成藏条件进行再认识。研究认为,研究区内二叠系普斯格组发育陆相湖泊—三角洲沉积体系,上段发育半深湖—深湖相烃源岩,面积1.0×10^(4)km^(2),厚度最大达到800m,集中段有机质丰度为0.92%~1.16%,以菌藻类生源为主,有机质类型主要为Ⅱ型,有机质丰度高;普斯格组下段发育三角洲前缘、滨浅湖沙坝优质砂岩储层,砂体厚度为42.5~63m,砂地比为27%~47%,是一套分布较广的区域性储层,与普斯格组上段泥岩组成优质储盖组合;柯克亚周缘发育印支期、喜马拉雅期两期构造变形,古生界叠瓦冲断、强烈逆掩叠置,圈闭成排成带,喜马拉雅期进一步挤压抬升改造,局部复杂化,形成的叠瓦冲断带为勘探有利区。根据普斯格组天然气干燥系数分析,折算Ro为1.31%~1.42%,与下盘烃源岩成熟度相当,表明油气来自下盘逆掩叠置烃源岩,经历早油晚气的成藏过程,成藏具有“逆掩叠置下盘供烃、下生上储、断裂输导”的特点。综合分析认为该地区二叠系普斯格组圈闭成排成带分布,已发现圈闭9个,面积301km^(2),天然气资源量约为2930×10^(8)m^(3),凝析油资源量约为2×10^(8)t,具有较好的勘探前景。

南堡凹陷油气分布有序性与差异富集主控因素

油气分布有序性是表征油气差异富集规律的重要途径,能够为寻找接替方向提供重要依据。通过开展油气藏类型、油气性质、油气富集程度、油气输导体系和断—盖条件等多角度的系统分析,揭示了南堡凹陷油气分布有序性与差异富集的主要控制因素。研究表明,南堡凹陷从次凹中心向边缘,表现出由岩性油气藏向构造油气藏、原油性质逐渐变差、富集层系逐渐变浅的有序变化。断陷期、坳陷期的构造活动控制了烃源岩的分布与演化,构造演化控制了凹陷沉积体系从而控制储盖组合分布和圈闭类型,其中源下、源内和源上3类储盖组合为多层系油气分布奠定了基础;纵横向输导体系和断—盖配置差异,控制了不同构造带油气运聚过程,形成了凹陷中部源下富集、凹陷边缘源上富集的总体规律。研究成果进一步揭示了该凹陷的油气分布规律性,可为成熟探区的精细勘探提供理论指导和借鉴意义。

永进油田致密储集层岩石力学参数剖面构建及应用

为评价低渗致密储集层可压裂性,对准噶尔盆地沙湾凹陷永进油田Y301井和Y3井的6块岩心进行实验,获得岩心矿物组分、孔隙度、应力—应变曲线、纵波速度、横波速度等参数,实验结果与测井、录井数据基本吻合,构建了研究区岩石力学参数经验模型。同时,基于等效介质模型,考虑矿物组分和孔隙结构特征建立了一种新的岩石脆性指数计算模型。在此基础上,提出了基于测井数据的低渗致密储集层力学参数剖面构建方法,并以Y301井为例进行了计算,结果表明,Y301井齐古组可压裂性良好,为致密砂岩储集层可压裂性综合评价奠定了基础。

盐池地区延长组长8段致密油储层脆性指数测井评价

致密砂岩油气通常需要通过压裂等技术措施方可获得工业产量,而脆性指数是评价储层可压裂性的重要参数,对致密油储层勘探开发甜点优选至关重要。以鄂尔多斯盆地盐池地区三叠系延长组长8段为例,针对致密砂岩储层脆性指数测井评价方法开展系统研究。首先,利用阵列声波测井、岩石声波特性室内实验测试资料,通过求取杨氏模量、泊松比等岩石弹性力学参数,定量计算长8段脆性指数;随后,将利用阵列声波测井资料计算的脆性指数作为目标值,寻找其与自然伽马、横波时差等常规测井资料之间的对应关系;在此基础上,建立基于岩石脆性指数测井预测模型;最后,通过多元回归,全面提取常规测井信息,建立基于常规测井资料的脆性指数多元函数评价模型。根据研究区内单井实例,测井预测脆性指数与岩石声波特性实验测试结果匹配良好,对于脆性指数定量预测,基于岩性指数模型的拟合优度为0.733,基于物性指数模型的拟合优度为0.719,基于多元回归模型的拟合优度为0.789。通过实例验证,脆性指数预测值与实测值变化趋势一致,相关性明显,相关系数达0.936。

塔河油田KZ区块白垩系成藏特征

KZ区块白垩系过路井补孔改层均表现出良好的生产能力,具备一定的开发潜力,但目前补孔改层措施潜力论证以单井测井资料为主,缺乏系统研究。通过对KZ区块白垩系开展构造描述、精细地层对比、储层展布特征及油气分布规律研究,结果表明:KZ区块白垩系主要发育断鼻圈闭,“反向”断层更容易形成断层遮挡油气藏,微幅度构造控制油气的富集,油气成藏模式为他源断控、垂向及侧向输导。

深层常压页岩气富集机制研究——以涪陵页岩气田白马区块为例

目前,我国南方海相页岩气勘探开发主要聚焦在中深层超压背斜,而针对深层常压页岩气富集机制的研究较为薄弱。以白马向斜南斜坡Y162井为例,在系统评价五峰组-龙一1亚段页岩气赋存状态及储层孔隙结构的基础上,与焦石坝背斜JY11-4井中深层异常高压页岩气成藏特征对比,结果表明:1)白马向斜五峰组-龙一1亚段页岩气含量略高于焦石坝背斜,是典型以吸附气为主的深层常压气藏;2)白马向斜页岩孔隙度明显低于焦石坝背斜,且孔隙度与TOC呈正相关,单位TOC比表面积更高;3)地层抬升幅度小,远离大断裂带,受构造活动影响小,断裂欠发育,构造保存条件较好,来自白马向斜核部页岩气的顺层扩散对斜坡区页岩气藏进行气源补充,是斜坡区页岩气维持常压、最终形成以吸附气为主的深层常压向斜型页岩气富集的关键因素。

泾河油田页岩油储层井壁失稳机理研究

针对鄂尔多斯盆地南部泾河油田延长组长7段页岩地层井壁失稳技术难题,开展了页岩矿物组分、微观结构及理化性能测试分析以揭示井壁失稳机理。结果表明,长7段页岩地层层理、裂缝发育,属于弱水敏硬脆性页岩,地层层理结构造成岩石弱结构面被破坏,黏土水化引起岩石结构强度降低,钻具机械扰动导致井壁失稳;同时,建立了页岩地层三压力剖面,理想钻井液密度为1.13 g/cm^(3),对于泾河油田页岩油“安全、高效、经济”钻探具有借鉴意义。

鄂尔多斯盆地胡尖山地区长7段页岩型页岩油源储特征及勘探前景

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段发育一套以富有机质泥页岩为主夹砂质沉积的烃源岩层系,其中长7段源内夹层型页岩油已取得勘探突破并实现规模效益开发,但页岩型页岩油前期研究相对较少,是否具有勘探开发前景还不够明确。为此,以长7段烃源岩为研究对象,开展基于岩心分析化验、测井资料解释的烃源岩源储特征评价和矿场开发试验,用以评价胡尖山地区长7段页岩型页岩油勘探前景。长7段岩心测试分析表明,页岩主要发育粒间孔、晶间孔及有机质孔,常见层理缝及有机质收缩缝,游离态轻质油主要赋存于粒间孔及页理缝;运用多溶剂连续分步抽提方法实验结果表明,长7段页岩中游离态轻质油比例可达到54.3%。通过地球化学特征分析,长7段页岩平均TOC为14.03%、平均生烃潜量为57.73mg/g,为优质烃源岩;有机质热演化程度较高,平均R_(o)为1.08%、平均T_(max)为450℃;岩石热解可动烃含量达到4.34mg/g,表明页岩型页岩油具有良好的资源基础。研究区长7段页岩有机质类型好、有机质含量高、岩石可压裂性好,盆地内直井试油试采表明页岩含油性较好,利用岩石热解法估算该地区页岩型页岩油可动烃资源量为4.1×10^(8)t,综合认为研究区页岩具有水平井体积压裂提产的勘探开发前景。

辫状河储集层隔夹层成因及其对剩余油的影响——以大港油田刘官庄地区馆陶组三段Ⅱ砂组为例

为明确辫状河储集层隔夹层对剩余油分布的控制作用,以大港油田刘官庄地区馆陶组三段Ⅱ砂组为例,利用岩心、测井、录井、开发生产等资料,建立了研究区目的层段隔夹层定量识别标准,确定了隔夹层层次结构、成因及对剩余油分布的影响。研究区隔夹层可划分为砂组间隔层、单砂体间夹层和单砂体内夹层,分别发育在7级、8级和9级砂体构型界面附近。砂组间隔层与泛滥平原泥岩和粉砂质泥岩有关,厚度多为几十厘米至数米,对油气的垂向分隔作用强,开发过程中边水沿着地层优先推进,导致边部水淹严重,剩余油多分布在远离注水井的复合心滩坝及辫状河道的上部。单砂体间夹层与废弃河道和冲沟中的细粒沉积有关,厚度一般为0~2 m,局部阻碍流体垂向运移,侧向上控制着不同砂体间的剩余油分布,主要形成废弃河道控制型和冲沟控制型2种剩余油分布模式。单砂体内夹层主要与侧积泥岩、落淤层和河道间泥质沉积有关,层内夹层厚度可达几十厘米,可形成侧积泥岩控制型、落淤层控制型及河道间泥岩控制型3种剩余油分布模式。

鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长7段夹层型页岩油储层特征及主控因素

运用铸体薄片、扫描电镜、黏土矿物X射线衍射、电子探针、阴极发光、高压压汞、物性测试等资料,对鄂尔多斯盆地西南部合水地区三叠系延长组长7段夹层型页岩油储层特征及储层致密化主控因素进行了研究,建立了储层定量评价标准,并预测出有利储层分布。研究结果表明:(1)鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长7段夹层型页岩油储层主要为岩屑长石砂岩与长石岩屑砂岩,成分成熟度低、填隙物含量高、孔喉结构复杂,具有高孔低渗特征。(2)胶结作用是研究区长7段夹层型页岩油储层致密化的主控因素,储层平均视胶结率为86.3%,达到强胶结程度,以自生黏土矿物中的伊利石胶结为主;压实作用对储层致密化起次要作用,储层平均视压实率为46.0%,为中等压实程度;溶蚀作用降低了储层的致密化程度,但储层渗流能力较低,酸性流体难以大规模溶蚀,平均视溶蚀率仅为13.8%,为弱溶蚀程度。(3)受中等压实—弱溶蚀—强胶结成岩作用的影响,储层非均质性较强,成岩系数差异较大。Ⅰ类储层成岩系数大于2.4,Ⅱ1类储层成岩系数为1.8~2.4,Ⅱ2类储层成岩系数为1.2~<1.8,Ⅲ类储层成岩系数小于1.2,Ⅰ类与Ⅱ1类储层为有利储层。区域上中部混源区有利储层发育规模最大,是勘探的主要目标区。

大庆SN油田东部过渡带油水边界综合确定

为确定大庆SN油田东部过渡带油水界面,综合钻井、测井、地震资料,结合岩心含油产状分析和老井油水层二次解释,基于双相介质理论的叠后属性油气检测以及基于叠前地震波形指示反演的流体识别等技术,探讨构造油气藏外扩区油水边界的综合确定方法。研究区油水边界具有以下特征:岩心含油产状为油斑以上;测井解释外推为油层或油水同层;叠后属性低高频能量比大于0.85;叠前反演预测含水饱和度小于75%。因此,以“井点定深度、地震定边界、动态来验证”为原则,从“点—线—面—空”,经过综合分析,确定最终油水边界位置。研究成果有效指导了研究区外扩评价部署,对同类型构造油田油水边界研究具有参考意义。

莱州湾凹陷馆陶组辫状河储层沉积特征

新近系馆陶组辫状河沉积具有较好的储集性能,是莱州湾凹陷重要的油气储层。国内外学者对于典型的辫状河沉积模式和储层特征进行了大量的研究,但针对砂泥岩不等厚互层的非典型辫状河沉积特征研究较少。文中针对渤海湾盆地南部莱州湾凹陷A油田馆陶组辫状河沉积特征及储层展布,开展了岩心观察、薄片鉴定、测井分析、压汞测试等研究,并在沉积模式研究的基础上结合地震技术手段对辫状河心滩砂体的平面展布进行了综合分析。研究表明:①研究区馆陶组发育远源砂质辫状河沉积;②储层类型主要包括心滩和辫流河道2种类型,其中心滩储层为优质储层,粒度粗,厚度大,物性好,具有高电阻率、高孔隙度、高渗透率、含油饱和度高、低泥质含量的“四高一低”特点;③结合地震属性研究,心滩储层平面展布范围广,是研究区开发的优势区域。该研究成果可为远源砂质辫状河储层评价及开发井位部署、剩余油分布研究提供借鉴作用。

塔北地区鹰山组下段—蓬莱坝组白云岩成因及控储意义

为确定塔北地区中—下奥陶统鹰山组下段—蓬莱坝组白云岩成因,通过岩心及岩石薄片观察,利用阴极发光、X射线衍射有序度、碳氧稳定同位素、锶同位素和稀土元素组成及配分模式分析,并将岩石学与地球化学特征结合,开展了塔北地区鹰山组下段—蓬莱坝组白云石化作用研究。粉—微晶白云石和粉—细晶他形脏白云石由同生期高盐度海水白云石化作用形成,流体主要源自地表低温蒸发条件下的高盐度海水;粉—细晶自形白云石由早成岩期浅埋藏白云石化作用形成,流体主要源自奥陶纪海水,流体温度因埋藏加深而升高;鞍形白云石由早成岩期热液白云石化作用形成,流体主要源自奥陶纪海水,且有后期深部岩浆热液加入。同生期高盐度海水白云石化作用不产生储集空间,但由于区域局限,蒸发强烈,可伴随石膏沉淀,石膏溶蚀后形成储集空间;早成岩期浅埋藏白云石化作用可形成自形白云石,促进晶间孔的发育,成岩后期溶蚀流体易进入,溶蚀形成晶间溶孔和溶蚀孔隙;早成岩期热液白云石化作用不利于储集空间的形成。

塔里木盆地富满油田富东1井奥陶系重大发现及意义

位于塔里木盆地阿瓦提凹陷—满加尔凹陷过渡带的富东1井在奥陶系鹰山组2段台缘高能滩获得重大突破,对碳酸盐岩内幕区成藏具有重要意义。通过对富东1井成藏条件、储层特征、油气来源的深入研究,明确了富满油田东部深层寒武系玉尔吐斯组供烃、台缘高能滩成储、上覆致密碳酸盐岩成盖的生储盖组合,并建立了“寒武系供烃、次级网状断裂沟通油源、纵向输导、断控台缘高能滩复合油气成藏”新模式。富东1井的成功钻探,证实了台缘高能滩叠合次级网状断裂改造具备成储成藏能力,突破了早期认为的8000m以下超深层碳酸盐岩高能滩的勘探禁区,拓展了断控碳酸盐岩油气藏模式。同时,也是以台缘高能滩体+次级网状断裂油气藏为勘探思路的成功实践,打开了轮南—富满台缘带勘探新局面,有望引领塔里木盆地超深层复杂海相碳酸盐岩的勘探。

陆相页岩储集层含水饱和度测井计算方法——以川东南复兴区块凉高山组为例

陆相页岩储集层具有低孔特低渗特征,其黏土矿物含量高,岩石组成变化快,地层非均质性强,利用传统阿尔奇公式及常规数理统计模型计算的含水饱和度误差大。为提高陆相页岩储集层含水饱和度计算精度,以川东南复兴区块下侏罗统凉高山组页岩为例,分析了现有含水饱和度测井计算方法的局限性,阐述了利用阵列声波测井中的纵横波时差与测井密度组合重构的复合波阻抗计算含水饱和度的可行性。在此基础上,提出了陆相页岩储集层含水饱和度计算方法。该方法考虑了岩石矿物的影响,有效避开了电法测井和非电法测井的局限性,提高了适用性。在川东南复兴区块多口井凉高山组页岩储集层的应用效果好,计算得到的含水饱和度与岩心分析含水饱和度较吻合,绝对误差为1.3%~2.2%,满足测井评价要求。

松辽盆地三肇凹陷扶余油层致密油气充注期次及其成藏贡献

为了明确松辽盆地三肇凹陷泉头组扶余油层致密油气充注期次及其成藏贡献,综合利用薄片鉴定、包裹体测温、荧光光谱等方法,对扶余油层微观油包裹体及其伴生盐水包裹体进行了研究,并结合储层埋藏史对该地区油气充注期次及其成藏贡献进行了探讨。研究结果表明:三肇凹陷扶余油层油气具有多期充注成藏特征,总体上表现为两期原油充注成藏,第1期发生在嫩江组末期77~74 Ma期间,对应于第1幕充注;第2期发生在明水组末期67~65 Ma期间,对应第2幕、第3幕和第4幕充注。三肇凹陷扶余油层第2期(明水组末期)致密油充注对现今油藏贡献率为83%,第1期(嫩江组末期)致密油充注贡献率为17%;可见明水组末期充注的原油对今油藏的贡献更大。

米仓山震旦系灯影组流体充注特征及油气成藏过程

随着深层—超深层海相油气的勘探新发现,四川盆地北缘米仓山区域海相碳酸盐岩因具备优质的烃源岩条件被广泛关注,但其复杂的成藏、改造和调整过程尚未明确。文章使用扫描电镜、流体包裹体、U—Pb年代学等手段,聚焦米仓山震旦系灯影组成藏流体活动和沥青特征,揭示其多期成藏改造与调整过程。米仓山灯影组储层普遍发育纤维状—细晶白云石(486Ma±5Ma)→中—粗晶白云石(413Ma±5Ma)→鞍状白云石(268Ma±8Ma)→石英/萤石/铅锌矿(205Ma±10Ma)→沥青(123Ma±4Ma)5期流体活动过程;储层溶蚀孔洞普遍形成团块状、环边状原位沥青和角砾状、破碎状异位沥青。空间对比揭示,米仓山古隆起—山前带—前陆盆地总体体现出沥青丰度减少、原位沥青相对增加、异位沥青相对减少的特征;结合矿物充填序列表明,上寒武统—志留系细晶白云石、中—粗晶白云石主要富含低成熟度有机烃包裹体,中—上二叠统鞍形白云石和上三叠统石英等矿物捕获包裹体成熟度相对较高。综上所述,沥青和包裹体特征显示米仓山古隆起和山前带在二叠纪—侏罗纪先后成为古油气聚集中心(即生气中心和储气中心),晚期构造变形使原生古油藏破坏,油气运聚中心转移至前陆盆地。