四川盆地东部地区二叠系茅口组孤立浅滩的发现及天然气勘探潜力

中二叠统茅口组长期以来一直是四川盆地天然气勘探的重点层系之一,茅口组天然气勘探开发先后以四川盆地南部地区岩溶缝洞型石灰岩储层和四川盆地中部地区滩相白云化储层为主要目的层系。为了寻找并落实茅口组下一个天然气勘探方向,在勘探程度相对较低的四川盆地东部(以下简称川东)地区开展了大量基础研究工作,在重新梳理地层格架的基础上,对茅口组沉积、储层及成藏条件进行了系统分析,指出了该区孤峰段硅质岩下茅二下亚段孤立浅滩的存在,最后明确了茅口组天然气的勘探潜力。研究结果表明:(1)川东地区在茅口组孤峰段事件性硅质岩沉积之前,宣汉—万州地区茅二下亚段发育碳酸盐岩孤立浅滩,面积可达6500 km^(2);(2)在宣汉—万州地区茅二下亚段发现了滩相基质孔储层,其中发育于茅二下亚段底部的孔隙型白云岩储层厚3~12 m,发育于茅二下亚段中上部的孔隙型石灰岩储层厚5~18 m;(3)川东地区茅口组滩相储层成藏条件优越,其中烃源岩主要为下伏上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组厚层页岩,且与烃源岩沟通的断裂发育,区域盖层主要为孤峰段硅质岩及吴家坪组海相泥岩、页岩,保存条件良好。结论认为,川东地区茅口组孤立浅滩的发现和良好的成藏组合条件,将进一步加快该区天然气勘探开发进程,茅口组大面积分布的高能浅滩有望成为下一个天然气勘探开发重要领域。

致密油储层含油性主控因素及分布特征——以鄂尔多斯盆地红河油田36井区长8油层组为例

鄂尔多斯盆地红河油田地质条件复杂,含油非均质性极强,导致水平井产能差异及开发难度大。文中基于钻、测、录井及岩心测试、生产动态等资料,对红河油田36井区长8油层组含油性主控因素及含油饱和度分布特征开展了研究。结果表明:1)红河油田由于油气充注强度整体较低,呈现“大面积含油、局部富集”的特点。2)断裂与储层物性是控制含油性的2个主要因素,不同尺度断裂及其伴(派)生裂缝带的含油性差异大。其中:中尺度断裂及其伴(派)生裂缝带既是良好的源-储输导体系,也能改善储层物性,是主要的油气富集带(区);裂缝带以外的基质区主要受储层物性影响,在优质储层发育部位,可发育形成次油气富集区。3)研究区存在断-缝输导成藏和源-储接触成藏2种油气成藏模式,由此建立了长8油层组致密油藏含油性差异成因模式,明确了高含油饱和度区呈“裂缝带内条带状分布、裂缝带以外沿优质储层片状分布”的特征,“雁列式中尺度断裂+优质储层”部位为有利的开发目标区。

苏北盆地阜二段页岩储层力学特征评价

为认识苏北盆地阜二段页岩储层力学特征、可压性、裂缝延伸规律,以HY1井岩心为研究对象开展了矿物成分分析、三轴岩石力学实验、地应力大小和方向实验,为区块可压性评价和压裂工艺优化提供了技术支撑。研究表明,高邮凹陷阜二段以方解石(23.9%)、石英(22.7%)和黏土矿物(21.3%)为主。平均脆性指数58.6,页1~2小层平均脆性指数69.7,页3小层平均脆性指数57.9,页4~5小层平均脆性指数48.4;高邮凹陷阜二段岩心平均泊松比为0.183、平均杨氏模量为15469.6 MPa。应力应变曲线表明,阜二段岩心主要表现出弹性特征;高邮凹陷阜二段垂向应力(81.00~83.00 MPa)最大、最小水平主应力(60.00~64.00 MPa)最小、最大水平主应力(73.00~76.00 MPa)居中,最大水平主应力方向为N43.76E;阜二段矿物脆性相对较高,脆性指数较高,平均应力差异系数0.2,可形成一定分支缝,有利于形成复杂裂缝。

致密砂砾岩成储界限及分级评价标准——以松辽盆地徐家围子断陷白垩系沙河子组为例

徐家围子断陷下白垩统沙河子组砂砾岩储层是松辽盆地深部重要的致密气藏储层,其孔渗关系复杂,给成储界限的厘定和储层分级评价带来挑战。针对沙河子组砂砾岩储层,采用水膜厚度法、充注动力法、试气产能法和力学平衡法厘定了理论下限、成藏下限、有效渗流下限和成储上限,根据不同成岩作用主控因素下的孔渗关系确定成储界限物性值。在此基础上,结合储层微观孔隙结构差异划分储层类型,建立致密储层分级评价标准,并利用测井资料将分级评价标准进行应用,为研究区致密气甜点区优选提供依据。将沙河子组砂砾岩分为常规储层、Ⅰ—Ⅳ级致密砂砾岩储层和非储层,成储界限与分级评价结果具有很好的匹配关系。其中,常规储层孔隙度大于9%,渗透率大于0.05×10^(-3)μm^(2);Ⅰ级致密储层孔隙度为8%~9%,渗透率为(0.01~0.05)×10^(-3)μm^(2);Ⅱ级致密储层孔隙度为5%~8%,渗透率为(0.001~0.01)×10^(-3)μm^(2);Ⅲ级致密储层孔隙度为3.5%~5%,渗透率为(0.2~1)×10^(-6)μm^(2);Ⅳ级致密储层孔隙度为2%~3.5%,渗透率为(0.05~0.2)×10^(-6)μm^(2);非储层的孔隙度小于2%,渗透率小于0.05×10^(-6)μm^(2)。致密砂砾岩气产量受控于致密储层类型;Ⅰ级、Ⅱ级致密储层是致密气高产的有利层段;徐家围子断陷北部安达—宋站地区有利储层厚度较大,为致密气勘探开发甜点区。

基于小样本数据深度学习的砂体厚度预测方法及应用

沾化凹陷渤南洼陷北部Y184井区沙四上亚段储集层为多期扇三角洲沉积,具有单砂体厚度小、横向变化快、砂泥岩互层等特征,无法定量预测,制约了该井区的高效开发。综合利用深度学习和地震属性预测方法,通过构建虚拟井,解决研究区深度学习训练样本不足的问题,从而挖掘出砂体厚度与地震属性之间的非线性关系,建立了利用地震属性预测砂体厚度的网络模型,该方法能够较为准确地预测砂体厚度及其横向展布特征,提高了预测精度,为致密砂岩储集层预测提供了新的思路和方法。

通南巴气田须家河组致密砂岩储层特征及分类评价

通南巴气田须家河组储层具有特低孔、基质致密、裂缝局部发育、非均质性强的特征,储层精细分类评价对储层甜点的准确认知至关重要。文中从研究区的各项岩心分析化验资料入手,明确了各层系储层储集空间类型多样,孔喉以微孔微细喉为主,沉积微相差异导致不同层系具有不同的有利岩性,在各层系的砂体中都规模发育多期次、多类型的张开缝和半充填缝,裂缝主要起沟通有效渗流通道的作用。在此基础上,优选孔隙度、基质渗透率、启动压力、最大进汞饱和度等关键参数,确定出储层的物性下限和细分界线,分别在须四段、须二上亚段、须二下亚段中各参数界限区间内分析沉积微相和主控岩性的分布,采用数理统计的方法利用6个关键参数分层系建立了储层的储能品质分类标准,并综合裂缝识别评价成果和气测全烃等将储层综合划分为4类,Ⅰ,Ⅱ类层是研究区优质储层和开发动用的重点储层类型。综合分类储层的空间展布和裂缝发育程度预测等成果,实现了分层系分类储量区的精细刻画。研究成果为通南巴气田须家河组致密砂岩气藏的合理高效开发奠定了基础。

鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段高伽马砂岩测井识别及其展布特征

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段泥页岩层系内发育大量的砂岩夹层,这些砂岩夹层常伴有自然伽马值异常高的现象,部分砂岩的自然伽马值可高达330.5 API,在测井剖面上极易与泥页岩混淆。为识别高伽马砂岩,按照粒度和结构特征将该区延长组长7段碎屑岩划分为细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩、泥岩和页岩,并应用常规测井数据运算组合成2个新参数——参数A和参数B,参数A和参数B组成的交汇图版以及自然伽马测井曲线,可有效区分识别出长7段中的正常砂岩和高伽马砂岩。长7段高伽马砂岩的累计厚度平面展布图表明,高伽马砂岩主要位于研究区的西南部;高伽马砂岩由湖盆边缘向湖盆中心呈指状发散展布的特征指示,其形成可能与长7段沉积期间的火山喷发有关。

子波分解与重构技术在古龙凹陷Y54井区扶余油层储层预测中的应用

大庆油田古龙凹陷Y54井区西部青一段厚砂岩区的地震反射超强,屏蔽了下伏泉四段扶余油层砂岩的反射能量,造成地震反射特征与实际钻遇砂岩应有的地震信息严重不符。为了恢复真实的地震反射振幅,采用地震子波分解与重构技术,消除上覆青一段厚砂岩强反射屏蔽作用,提高扶余油层砂岩储层的识别精度。结果表明:目的层地震反射相对振幅在纵向和横向上的能量分布更加均衡,分辨率得到明显提高,主频由20 Hz提高到26 Hz;基于新的地震处理数据,地震振幅属性预测的砂岩厚度与区内16口钻井实际钻遇砂岩厚度的相关性由原来的43.7%提高到81.25%,同时地震反演预测结果也得到了盲井验证。研究成果可为类似的地震反射异常地区的储层预测提供有效的解决方案。

基于方位角的灰度共生矩阵法提取碳酸盐岩储层裂缝参数与应用

针对裂缝系统复杂多变的难题,利用灰度共生矩阵法对玉东3号构造带鹰山组碳酸盐岩储层提取表征裂缝的4种属性参数,对4种属性参数进行融合处理,融合后获得了表征裂缝的有效属性参数,并与裂缝(洞)发育模式相结合,较精准地圈定了裂缝发育带及裂缝系统的分割特征。应用结果表明,鹰山组裂缝系统发育良好,改善了储层的有效性。鹰山组各亚段裂缝(洞)的发育程度较高,鹰山组3个亚段之间裂缝发育程度存在一定差异,整体上具有东强西弱、沿断隆发育的分布特征。

M油田储层裂缝识别及建模研究

在油田开发中常常对储层进行整体压裂来提高产能,但是压裂之后也会产生单井产量递减快,水窜等问题,对油田稳产产生不利影响,因此必须全面准确认识裂缝的发育和分布特征,为下一步区块开发提供技术支持。本文根据多种裂缝识别方法,对天然裂缝和动态裂缝进行识别,并建立模型,为油藏后期的综合治理提供基础认识。

合川-潼南地区茅一段泥灰岩储集空间测井定量评价方法

合川-潼南地区茅一段泥灰岩储层纳米孔缝发育,储集空间类型复杂,传统基于岩心实验评价孔隙构成的方法耗时、覆盖率低且成本高。为了准确、连续地评价该类储层的储集空间构成,以岩心实验结果为基础,将储层中的储集空间进行分类,通过研究不同类型孔隙在元素、核磁等特殊测井中响应特征,构建储层岩石物理模型,建立了有机质孔、黏土矿物孔等不同类型的纳米级孔隙测井定量评价方法,并对各类储集空间的贡献及有效性进行分析。结果表明:茅一段泥灰岩储集空间分为有机质孔、脆性矿物孔、黏土矿物孔和裂缝4种类型;茅一段泥灰岩以脆性矿物孔和黏土矿物孔为主,其中黏土矿物孔对有效孔隙度几乎无贡献;有机质孔与总有机碳含量具有相关性,对总孔隙度有一定贡献;裂缝对总孔隙度贡献小,但对渗透率贡献较大。研究成果对同类泥灰岩储层资源潜力评价具有指导意义。

吴起地区马五_(4)亚段储层四性关系研究

为了确定吴起地区马五_(4)亚段储层四性关系及参数,针对储层非均质性较强、埋深大、成岩作用强烈的问题,根据录井、测井、取心以及分析化验等资料,建立了储层岩性、物性、电性及含气性测井的解释模型,并运用该模型确定了吴起地区马五_(4)亚段的储层有效厚度下限标准,孔隙度下限为3.0%,渗透率下限为0.040 mD,声波时差下限为158.0μs/m,深侧向电阻率下限为48.0Ω·m。

鄂尔多斯盆地陕北斜坡东部三叠系长2油藏分布规律

鄂尔多斯盆地陕北斜坡为一平缓的西倾单斜,构造简单。通常认为包括长2油藏在内的三叠系延长组油藏的形成和分布主要受沉积相控制,油藏类型主要为岩性油藏,构造等其他因素对油藏的形成和分布并不起重要控制作用。但研究发现,陕北斜坡三叠系长2油藏的形成与富集实际上受沉积相带、鼻状隆起背景、断裂、水动力等多重因素控制。鼻状隆起,尤其是大型鼻状隆起的围斜部位油藏最为富集;断裂是长2油藏形成和分布的重要控制因素;水动力条件是油藏上倾方向重要的遮挡因素之一。因此,长2油藏的类型复杂多样,除岩性油藏外,以构造-岩性、构造-水动力油藏为主的复合油藏可能是该区长2油藏的主要类型。

基于岩心及密井网的点坝构型与剩余油分析

基于大庆油田杏北地区葡I33^2单元密井网及直井与水平井岩心资料，参照现代沉积及古代露头模式，岩电结合求取侧积夹层构型参数，进而分析三角洲分流平原曲流型分流河道点坝侧积夹层三维构型特征及剩余油分布规律。研究结果表明，杏北地区葡I33^2单元点坝侧积夹层具有薄、缓、密的特点：夹层的厚度多为2～25cm；夹层上部和下部倾角较小，多在2°～5°，中部较陡，为7°～10°；平面分布密度达到0．11条／m。侧积夹层平面上呈新月形排列，剖面上呈叠瓦状、斜列式分布的三维空间结构特征。受侧积夹层构型特征及侧积体物性差异影响，点坝中下部水淹严重，剩余油主要分布在中上部。水平井水平段应设计在点坝中上部，可钻穿多个侧积体的中上部，增加供油单元，提高采收率。

达县—宣汉地区长兴组—飞仙关组礁滩相特征及其对储层的制约

通过对普光2井、普光6井和毛坝3井等钻井资料以及地震剖面的详细研究,可知长兴组—飞仙关组生物礁相在地震剖面上,形态为透镜状,具有透镜体、中强变振幅、杂乱影像特征。岩性为灰色障积海绵礁灰岩、灰色障积海绵礁白云岩、灰色骨架海绵礁灰岩、灰色骨架海绵礁白云岩等组成。滩相在地震剖面上表现为透镜体、中强变振幅、不连续影像特征,其岩性主要为浅灰色厚块状亮晶鲕粒白云岩、亮晶含砾鲕粒白云岩、亮晶含豆粒鲕粒白云岩、亮晶生屑白云岩及亮晶砂屑白云岩等。两者在空间上相伴生,沿着台地边缘分布,形成台地边缘礁滩相带,该相带控制了达县—宣汉地区储层的岩性、储集性及其空间分布。

川东高陡构造薄层碳酸盐岩裂缝性储集层预测

以四川盆地东部大池干井构造带三叠系嘉陵江组二段一亚段(T1j21)裂缝性储集层为例,从构造曲率角度出发,预测高陡构造地区薄层碳酸盐岩裂缝性储集层分布区。采用趋势面拟合法和差分法计算面曲率,用三点圆弧法及曲线拟合法计算线曲率,在此基础上,将4种数学方法计算得到的曲率值进行归一化处理,得到各方法的相对曲率值并取其最大值(即综合曲率)进行裂缝分布预测,即综合曲率法,以克服单一曲率计算方法预测的不足。通过与油气显示、气井产能测试等资料对比分析,认为用综合曲率法预测裂缝效果优于单一曲率方法,综合曲率值与区内气井产能的相关系数最大,说明综合曲率法提高了曲率法预测裂缝的准确程度,能更好地预测地下构造裂缝的分布范围。

四川盆地西北部中三叠统雷口坡组储层研究

根据四川盆地西北部中三叠统雷口坡组野外剖面及钻井岩心的宏观及微观特征,结合常规物性资料,对其储层的储集空间类型、岩性与物性、纵向分布等基本特征以及沉积和成岩作用等主要控制因素进行了较为深入的研究,探讨了主要储层的形成与演化过程,预测了有利储层分布。该套地层的储层集中分布于雷口坡组雷三段中亚段,主要岩石为砂屑白云岩、藻粘结白云岩和晶粒白云岩;以溶蚀孔隙占绝对优势,溶洞和原生孔隙较少,裂缝起到连通孔隙的作用。该套储层属于中孔中低渗的孔隙型和中孔高渗的裂缝—孔隙型。它是在内碎屑滩和藻粘结颗粒滩沉积体的基础上经受了表生期和埋藏期岩溶作用的改造,以粒间溶孔、藻粘结“格架”溶孔和晶间溶孔为主的岩溶型储层,主要受沉积和成岩作用及其他因素控制,滩体和岩溶发育部位相叠合的中坝—双鱼石区块,为良好储层的分布区带。

辽河西部凹陷兴隆台高潜山内幕油气藏形成条件和成藏特征

利用地震、钻井地质和测试资料,结合储层显微镜观察和原油地球化学分析,对辽河西部凹陷兴隆台高潜山的内部结构、储层特点和油气性质进行了研究。结果表明,新发现的兴古7井潜山油气藏不同于以往发现的风化壳型潜山油气藏,它是一种潜山内幕构造裂缝型的混合变质花岗岩基岩油气藏。兴隆台潜山油气藏体系存在分布于潜山顶部附近的不整合遮挡和分布于潜山内幕的构造裂缝型油气藏两种类型。两者油气来源相同、运聚成藏时期相近,但输导体系不同。潜山浅表层油气藏的油气主要通过不整合面输导运移;深层内幕油气藏的油气主要通过裂缝和断层构成的复杂输导体系运移,断层起'大动脉'作用,裂缝起'微循环'作用,油藏间连通较好。兴隆台潜山内幕油气藏的发现揭示了渤海湾盆地潜山内幕是一个具有勘探潜力的新领域。

碎屑岩成岩作用数值模拟及其应用

根据成岩阶段划分原理,建立成岩演化模型,通过成岩阶段的变化表征不同成岩阶段对储集层改造的结果,采用效应模拟方法,模拟成岩参数的空间分布,反演成岩史,建立储集层成岩阶段空间分布格架,为储集层评价和预测提供依据。在库车坳陷东部下侏罗统储集层的成岩作用数值模拟研究中,考虑了埋藏热效应和侧向构造挤压应力对储集层演化的综合作用,认为构造挤压应力是造成研究区目前储集层质量分布格局的主要影响因素。尝试用将构造挤压应力的热效应转化为埋藏热效应的方法研究构造应力对成岩演化的影响,据研究结果认为,研究区西部yxl-kzl井区的成岩强度高主要是构造挤压力引起的,造成储集层质量差;yn2-yn5-tz2井区挤压应力较弱,为有利储集层分布区。

中国优质碎屑岩深层储层控制因素综述

根据中国深层储层分布广,地质条件差异大的实际情况,认为沉积环境、地温、深埋藏时间、溶解与胶结作用、烃类充注、异常压力、绿泥石环边为深层储层的主要控制因素,并对每一种因素作了具体分析,指出深层储层的分布可以用3种模式来进行预测。