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。

基于卷积神经网络的致密砂岩储层岩相类型测井曲线判识

为实现致密砂岩储层岩相类型连续、快速、精准的智能识别,以松辽盆地三肇凹陷州6区块扶余油层为靶区,基于卷积神经网络判识致密砂岩储层岩相类型测井曲线,根据取心井确定岩相类型并优选测井曲线特征。将岩相标签对应的测井曲线图像作为样本进行模型训练,构建测井曲线形态图像与岩相类型的非线性映射关系,采用逐点扫描识别方法将训练后的网络模型用于新目标井储层岩相划分与识别。结果表明,卷积神经网络对扶余油层储层岩相的有效识别率达到了91.6%,同时岩相逐点扫描识别能够实现新目标井储层岩相类型的自动划分与精准识别。

大庆—三肇凹陷扶余油层致密储层成岩作用类型及序列

利用物性资料、岩石薄片、扫描电镜及能谱、阴极发光等资料,开展了松辽盆地大庆长垣—三肇凹陷扶余油层致密储层岩石学、矿物学和孔隙特征研究,确定了扶余油层成岩作用类型,并建立了其成岩序列。压实作用表现为中等强度压实,胶结作用类型主要为方解石胶结、石英自生加大、自生高岭石及少量绿泥石,交代作用主要表现为方解石交代长石和石英加大边,方解石胶结物被溶蚀的现象不常见。基于碎屑颗粒、各种胶结物及孔隙之间的接触关系和产状,建立了扶余油层的成岩序列。

龙西地区扶余油层储层综合评价及有利区预测

龙西地区扶余油层物性致密,开发难度较大,储层宏观特征和微观特征的研究相对薄弱,缺少储层综合评价的方法。本文在储层沉积微相砂体类型和微观参数系统研究的基础上,建立了储层单因素评价标准,并进行了有利区预测,结果表明:(1)储层宏观沉积微相中砂体主要是分流河道砂体、决口扇和席状砂;(2)渗透率小于1mD的储层喉道细小,开发较困难,而渗透率大于5mD的储层,大于1μm的喉道起主导作用,开发较容易;(3)采用GIS辅助储层综合评价法建立了储层单因素评价标准,预测了4类有利区,Ⅲ类区和Ⅳ类区风险较大,Ⅰ、Ⅱ类区块是相对有利的区块。

扶余油层某区块效益建产地面建设模式探讨

近年来油田新开发区块逐渐出现开发对象差、储量接替难、地面依托差及建设环境差等特点,尤其是扶余油层砂体层数多且规模小、油层零散不连续、井区分布面积大,常规开发方式已无法实现经济有效动用,效益建产困难。坚持以经济效益为中心,以外围油田扶余油层某区块产能建设为例,对地面建设模式进行优化简化:优化地面井位,常规布井与大平台布井对比优选;优化初期投产方式,采用拉油罐拉油方式;优化集输流程,混输集油工艺与掺水集油工艺对比优选;统一规划,充分利用已建系统负荷,控制新建、扩建规模,减少地面系统建设工程量,节省建设投资和运行费用。针对外围油田面积大,产能规模增长快,人员严重缺少,采用数字化技术,减少用工人数,降低生产管理难度。通过优化简化措施,实现效益建产,可为今后开发性质类似的区块提供参考经验。

松辽盆地北部白垩系泉头组扶余油层致密油成藏主控因素

松辽盆地北部中央坳陷白垩系泉头组扶余油层发育河流—浅水三角洲环境下形成的低渗透致密砂岩储集层。在已提交的探明储量中,储集层孔隙度平均为11.8%,渗透率平均为2.30×10-3μm2,以岩性油藏为主;剩余勘探目标以赋存于孔隙度小于10%、渗透率小于1×10-3μm2储集层中的致密油为主。从烃源岩、构造、断裂和储集层4个方面阐述了扶余油层致密油成藏主控因素,认为成熟烃源岩控制了研究区致密油分布范围,构造高部位是油气运聚指向区,北西向断裂带控制油气富集,河道砂体控制致密油"甜点"区。采用类比法进行致密油资源潜力评价,初步估算扶余油层致密油资源潜力为13.09×108t,是大庆油田资源接替的重要领域。

大庆长垣扶余油层砂岩中方解石胶结物的碳、氧同位素特征及其成因

方解石是大庆长垣深层砂岩中广泛分布的一种胶结物,同时方解石胶结作用是大庆长垣扶余油层致密储层的控制因素之一。以方解石胶结物为研究对象,运用薄片鉴定,扫描电镜观察、X-射线衍射分析、包裹体测试和碳、氧同位素分析,查明方解石碳、氧同位素组成及其成因。研究结果表明,储层砂岩类型为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩,粘土以I/S(伊/蒙混层)+I(伊利石)+K(高岭石)组合为代表。方解石的碳同位素(δ13C,PDB)分布范围是-20.3‰^-3.2‰,氧同位素(δ18O,PDB)的分布范围是-25.3‰^-20.3‰,平均值为-22.67‰。碳、氧同位素分析数据的计算表明,碳酸盐的相对古盐度值(Z)介于73.92~109.89,表明其形成时的古流体均为矿化度较高的淡水;方解石的形成温度为80~100℃。方解石胶结物的同位素显示,其形成与有机酸脱羧作用有关,暗示其"碳"来源为有机碳。

松辽盆地扶新隆起带南部扶余油层油气运移机制与成藏模式研究

应用流体包裹体均一温度、埋藏史、古构造演化及构造运动时期等资料,确定扶新隆起带南部扶余油层成藏期主要为嫩江组沉积末期和明水组沉积末期。成藏期,源内区域油以垂向"倒灌"运移为主,青一段超压是油气向下"倒灌"运移的动力,油源断裂是油气向下"倒灌"运移的输导通道;源边、源外区域油以"复式"运移为主,源内区域生成的大量油首先沿油源断裂垂向运移至源内区域的储集层内,再通过一定的优势输导通道长距离侧向运移至源边或源外区域的有效圈闭内成藏。在此基础上,提出扶新隆起带扶余油层不同区域的3类成藏模式,即:源内"先直排倒灌,后短距离侧向分配",源边"斜坡带断层遮挡"及源外"复式聚集,长距离侧向运移"的成藏模式,为扶新隆起带南部扶余油层油气富集区优选提供了重要的地质依据。

扶余油田扶余油层储集层单砂体划分及成因分析

油田注水开发中后期，储集层单砂体的三维空间展布及相互间连通关系成为研究重点。应用岩心、录井及密井网测井资料，综合层序地层分析及储集层层次分析，把扶余油田扶余油层划分为4个砂层组、13个小层，识别出三角洲平原与三角洲前缘2种亚相以及9种沉积微相、7种单一成因砂体。在沉积微相研究成果基础上，利用顶面拉平的小层对比技术和测井曲线特征变化，提出了复合河道的4种叠加模式，在垂向上和平面上进一步对单体河道边界进行了识别。分析表明，单体河道砂体平均宽度150～500m，平均厚度3～7m，平均宽厚比为40～120。三角洲平原分支河道与三角洲前缘水下分支河道砂体相互切割、叠加形成了宽度和厚度较大的复合河道，构成了油气富集的主要储集体及剩余油挖潜的最有利部位。

大庆长垣以东地区扶余油层油气运移与富集

为了系统查明大庆长垣以东地区扶余油层油气运聚过程和富集特征,详细研究其油气运移条件,并通过油田开发动态数据验证,总结油气富集的主要特征。大庆长垣以东地区具有垂向-侧向双重油气运移方式,垂向运移主要发生在上覆烃源岩垂向排烃范围内,油气在超压作用下,沿开启的T2油源断层"倒灌"进入下伏扶余油层;侧向运移主要有3种类型:源内沿砂体向油源断层上升盘短距离侧向运移;近源沿构造轴向向继承性局部隆起带短距离侧向运移;远源沿砂体沟通的Ⅱ类断裂密集带向朝阳沟阶地长距离侧向运移。油源断层发育部位和烃源岩垂向排烃范围附近、构造轴向与断层走向近一致的鼻状构造为富油区带;因特征不同,断裂密集带在三肇凹陷不是主要富油部位,而在朝阳沟阶地为有利储油构造。

松辽盆地北部扶余油层致密油特征及勘探对策

扶余油层是松辽盆地北部油气勘探主力层系,是一套以青山口组一段为源岩和以泉头组三段、四段河流—三角洲相致密砂体为储层的上生下储型成藏组合.扶余油层的致密油具有源岩条件好、储集体类型多样、源储匹配关系好的特点,但单一砂体规模小、连续性差、储层物性差、孔喉结构复杂.油气沿广泛分布的通源断裂下排,匹配的断砂疏导体系决定了油气平面及纵向分布.松辽盆地北部中央坳陷区内砂岩厚度大,砂地比适中,易于形成致密油气藏,整体呈现大面积连片含油特征.采用孔隙度与渗透率交会法、含油产状统计法综合确定了扶余油层致密油储层的物性下限及分类标准,进一步明确了致密油的分布规律及勘探对策。

X-CT扫描成像技术在致密砂岩微观孔隙结构表征中的应用——以大安油田扶余油层为例

以松辽盆地南部大安油田扶余油层致密砂岩样品为研究对象,利用VGStudio MAX强大的CT数据分析功能结合Avizo软件先进的数学算法,建立了大安油田扶余油层致密砂岩多尺度三维数字岩心模型,该模型具有样品无损、结果直观、数据丰富等优势;同时结合环境描电镜(ESEM)、Maps图像拼接技术、铸体薄片、恒速压汞等油气分析测试方法对松辽盆地南部大安油田扶余油层微观孔隙特征进行了定量表征,为进一步开展大安油田扶余油层渗流机理的研究打下了基础。研究表明:微米尺度下,大安油田扶余油层储集空间类型以溶蚀型孔隙和微裂缝为主,不同孔渗的样品孔喉的形态和尺寸有所不同,孔喉形态多为球状和条带状,孔喉分布状态主要有连片状和孤立状两种;纳米尺度下,大安油田扶余油层储集空间类型以矿物颗粒内部或表面的溶蚀孔隙和微裂缝为主,纳米孔喉形态上多呈小球状、管状,微裂缝对纳米级孔隙有很好的沟通作用。喉道半径较窄是造成样品的实测渗透率较低的主要原因。

大庆长垣扶余油层沉积层序构成及充填响应

大庆长垣是松辽盆地北部最重要的含油气构造,扶余油层是其主要含油层位之一。根据岩心、测井和高分辨率地震等基础地质资料,将扶余油层划分为2个三级层序、7个四级层序。其储层砂体为冲积-河流环境的网状河道和曲流河道沉积,砂体厚度横向变化快,河道砂体不易预测和识别。在沉积演化上,河道发育经历了曲流河道—网状河道—分支河道的变化过程;决口扇在F2.2—F1.3时面积扩张,随着湖侵加剧,决口扇范围缩小至消亡;洪泛平原也随着基准面的上升、湖泊的发展,颜色由红色逐渐过渡到灰绿色和灰白色,分布面积也逐步缩小;湖相由早期的孤立河间湖发展到后期连片分布的稳定湖。层序构成和沉积响应过程受松辽盆地裂后热沉降构造背景控制,同时受气候和物源条件的双重影响。

曲流河点砂坝储层水流优势通道及其对剩余油分布的控制

点砂坝储层经过长期注水开发易形成水流优势通道,导致水驱波及系数降低,并影响剩余油的分布。以吉林扶余油田S17-19区块为例,研究了点砂坝内部水流优势通道分布模式及其对剩余油分布的控制。岩心分析资料表明点砂坝内的水流优势通道的含水率大于95%,驱油效率大于35%。渗透率大于80 mD和非均质性越严重或越均质的储层更易形成水流优势通道。在现井网条件下,水流优势通道均发育于点砂坝的中下部,平均厚度为2.2 m,宽度约2～4 m。水流优势通道受注采井间的主流线、相对高渗透条带及点砂坝下部的高渗透段分布控制,形成了在空间上复杂的水流优势通道网络。水流优势通道水淹严重,而非水流优势通道区水淹较弱且剩余油富集。因此,通过重建井网结构、打水平井、调剖堵水、调整开发方式、实施周期注水等措施,打破目前的水流优势通道网络,扩大水驱波及体积,从而提高点砂坝油藏开发效果。

高分辨率层序地层学在河、湖、三角洲复合沉积体系的应用——以朝阳沟油田扶余油层开发区块为例

运用高分辨率层序地层学原理和方法,结合探井及密井网开发井资料,在朝阳沟油田朝1-朝气3区块扶余油层识别出向上"变深"、向上"变浅"、对称型及其不同可容纳空间条件下的7类共41个短期基准面旋回,并以沉积动力学观点详细剖析了其成因及特征。按照短期基准面旋回的结构类型、叠加样式组合了7个中期基准面旋回,并结合区域标志层识别出2个长期基准面半旋回,进而建立了高分辨率层序地层格架。本区长期基准面下降半旋回砂体总体不发育;在长期基准面上升半旋回早期发育的河流相砂岩厚度,有效厚度均较大,砂地比高,含油性好,且随长期基准面的上升逐渐变为三角洲、滨浅湖环境,砂体及含油性等逐渐变差。在各中期基准面由下降到上升的转换面附近砂体发育程度及其含油性在整个中期基准面旋回中相对最好。

松辽盆地大安地区扶余油层致密砂岩油分布特征及控制因素

综合利用岩心、岩石薄片、恒速压汞测试及扫描电镜等资料,对松辽盆地大安地区扶余油层致密砂岩油的储集层特征、含油特征及其主控因素进行了研究。大安地区扶余油层含油特征表现为:1大面积(准)连续分布,局部"甜点"富集;2含油丰度低,致密油分布极其复杂;3含油级别以油浸—油斑为主,含油物性下限极低;4油水分异差,无统一油水界面。以上含油特征主要受控于研究区分流河道砂体的空间分布、储集层物性差异、孔喉结构及大小。分流河道砂体分布的边界即为致密砂岩油分布的外边界,致密砂岩油分布的非均质性受控于单期分流河道砂体及多期(或多支)分流河道砂体间的接触关系;物性差异控制了"甜点"的分布,进而控制了致密砂岩油的富集;孔喉结构及其大小控制致密砂岩油的油水分异程度,纳米级喉道系统控制了石油滞留成藏。

源外岩性类油藏区油气聚集特征及其主控因素分析——以松辽盆地扶新隆起带南部扶余油层为例

以松辽盆地扶新隆起带南部扶余油层为例,通过对已发现油藏的类型和分布特征的研究,探讨了源外岩性类油藏区油气聚集特征及其主控因素。研究表明:该区主要为局部构造—岩性油藏,整体具有"三级构造控势,单一圈闭控藏,局部构造控界,单砂体控层"聚集特征,三级构造控制油气输导的总体趋势,单一圈闭控制油气的最终成藏;在单一圈闭内,油水平面分布边界受局部构造边界和分流河道砂体边界控制,单砂体的垂向发育特征控制了油水的垂向分布层位。局部构造、单期分流河道砂体及二者空间组合关系是揭开极其复杂的空间油水分布控制因素与规律的瓶颈,是本区油气富集的主控因素。这对当前复杂的岩性类油藏的勘探与开发具重要实际意义。

源外隆起区输导脊对油气运聚成藏的控制作用—以大庆长垣杏北地区扶余油层为例

大庆长垣杏北地区扶余油层是源外油气运聚成藏的一个典型实例,查明其成藏规律,可以为区域油气勘探部署服务和国内外同类研究参考。通过综合分析油气来源、构造特征及断裂-砂体匹配的关系,并应用地层原油高压物性数据和井壁取心等资料进行运移示踪。结果表明:输导脊对油气成藏具有重要的控制作用。研究区油气来自西侧齐家凹陷南部青山口组一段源岩,生、排油高值区分别位于西北和西南部;油气运移共存在3类优势通道,分别是西北斜坡区断层-岩性输导脊、中央背斜轴部背斜-岩性输导脊和西南斜坡区岩性输导脊,其中,中央背斜轴部的输导脊是最优越的油气运移通道。受输导脊控制,油气主要在背斜轴部附近及西部陡坡带发生运移,而东部缓坡带不发生运移;油气主要沿输导脊富集成藏,背斜轴部局部构造高点和西南斜坡区反向断层下盘是油气富集的主要部位。

松辽盆地扶新隆起带南部扶余油层沉积特征及沉积模式探讨

利用18口井的岩芯分析资料、1 595个重矿物分析数据和近800口井的录井、测井等资料,系统分析了扶新隆起带南部扶余油层的沉积特征和沉积模式。研究揭示扶新隆起带南部扶余油层沉积时期受西南保康物源体系和东南部长春—怀德物源体系双重控制,形成了枝状的高能河控三角洲沉积体系。该三角洲体系骨架砂体为大量、密集、窄带状、连续分布的分流河道砂体,总体呈南南西向展布,砂体连续且向水下延伸较远,直至消失变成薄的席状砂,在三角洲分流平原和三角洲前缘亚相区,形成以(水下)分流河道沉积为中心的多支"河控带状体";前三角洲亚相与三角洲前缘亚相无明显界限,受湖浪作用控制在三角洲前缘亚相的外前缘区形成浪控席状砂,多个席状砂呈顺岸、垂源平行排列,单一席状砂具有明显条带、环状平面分布模式。

松辽盆地扶新隆起带北部扶余油层超低渗储层粘土矿物特征及其对敏感性的影响

以储层敏感性流动实验为基础,结合X射线衍射、扫描电镜、铸体薄片等方法,对松辽盆地扶新隆起带北部扶余油层超低渗储层粘土矿物特征及其对储层敏感性的影响进行了研究,结果表明:扶余油层主要含有绿泥石、伊利石、高岭石和伊/蒙混层等4种矿物,其中伊利石含量最多,绿泥石和伊/蒙混层次之,高岭石最少。储层速敏性和碱敏性相对较弱,水敏性和盐敏性较强,对储层影响较大,勘探开发时应重点关注。粘土矿物对储层水敏性的影响主要有3个方面,其中粘土矿物绝对总量是扶余油层水敏性强弱的主控因素。