对标产能的碳酸盐岩储集层测井分类评价——以塔里木盆地托甫台地区一间房组为例

孔隙类型多样是塔里木盆地托甫台地区中奥陶统一间房组碳酸盐岩储集层非均质性强的主要原因,储集层有效性难以评价。在岩心和薄片观察的基础上,依据成像测井资料,将碳酸盐岩孔洞分为溶蚀孔和洞穴;裂缝分为构造缝、溶蚀缝和压溶缝。根据孔洞和裂缝的组合形式,将研究区一间房组碳酸盐岩储集层划分为裂缝型、裂缝-孔洞型和孔洞型。综合导电效率、裂缝孔隙度和深侧向电阻率变化幅度,建立了储集层类型的定量划分标准,孔洞型储集层导电效率小于0.008,裂缝孔隙度小于0.13%;裂缝-孔洞型储集层导电效率为0.008~0.024,裂缝孔隙度为0.13%~0.60%;裂缝型储集层导电效率大于0.024,裂缝孔隙度大于0.60%。依据累计有效孔隙厚度、平均有效孔隙度以及产能,建立了裂缝-孔洞型储集层和孔洞型储集层分类判别图版。托甫台地区一间房组裂缝-孔洞型储集层和孔洞型储集层均主要为Ⅱ类储集层,测试日产液量分别超过55 t和50 t。

塔河油田托甫台地区中下奥陶统沉积相与储层特征分析

通过岩心观察、薄片鉴定及样品分析测试工作,依据岩石特征、地球物理及古生物组合等标志,对塔河油田托甫台地区中下奥陶统沉积相类型、储集空间类型、储层物性特征进行了分析。结果表明,研究区中下奥陶统主要发育开阔台地相沉积,可进一步划分为台内滩亚相、滩间海亚相及点礁亚相;储层的主要孔隙空间为粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔和裂缝。综合考虑不同类型的组合关系,将储集空间结构类型划分为4种。由于碳酸盐岩储层基质孔隙度、渗透率相对低,很难构成有效的储集空间,因此区内储层整体发育程度不高,且分布不均。

塔河托甫台地区中奥陶统一间房组储层特征与地震预测

通过岩芯观察、薄片鉴定、物性测试资料、常规测井资料等的综合分析,对托甫台地区中奥陶统一间房组碳酸盐岩的沉积相和储层特征及其分布进行研究发现:托甫台地区中奥陶统一间房组发育开阔台地相,包括台内滩、滩间海和点礁亚相。储集空间类型有晶间孔与晶间溶孔、粒间孔与粒间溶孔、粒内溶孔以及大小不等的溶洞等,它们与各种裂缝组成缝洞系统。储层类型有洞穴型、裂缝-孔洞型、裂缝型及孔洞-裂缝型等4种,以裂缝型和孔洞-裂缝型为主,储层非均质性强。在储层特征研究基础上分析储层响应地震特征,并运用地震波场特征参数融合技术进行储层地震预测,在研究区预测出4条南北向展布的带状大型缝洞单元。

塔河油田托甫台区块奥陶系一间房组裂缝分布特征

新疆塔河油田托甫台区块奥陶系一间房组灰岩为主力储层,其内部发育大量的裂缝,影响地层的应力场与油藏分布。通过开展裂缝在成像测井曲线与地震剖面中的识别与提取,对裂缝进行统计分析,揭示出裂缝的发育特征,建立了裂缝的平面与空间分布图,对裂缝系统进行了定量评价。结果显示:①本区裂缝主要为高角度裂缝、低角度裂缝、共轭裂缝与诱导裂缝4类;②裂缝走向主要集中在NEE70°~80°与NW300°~330°区间内,以大角度裂缝为主,倾角为70°~90°;③测井识别出的裂缝以小裂缝为主,其长度小于6m,地震识别出的裂缝规模较大,在300~800m范围为主;④构造作用对裂缝的控制明显,在北部构造高部位,裂缝相对发育,南部地区裂缝发育较少;⑤裂缝走向基本上与断层走向保持一致,受断层控制作用明显。

断控缝洞型油藏储集体发育特征及其连通关系——以塔河油田托甫台地区T单元为例

断控缝洞型油藏非均质性极强,油藏开发特征显示出井间连通关系的多样性和复杂性,厘清断裂和岩溶对储集体发育的影响,有利于油藏连通性分析及注采措施调整。以塔河油田托甫台地区T单元为例,综合地震解释结果、上覆水系特征以及生产动态响应规律,系统分析储集体的发育特征。储集体发育主要受控于断裂和地表水系,岩溶作用强度差异导致储集体发育特征不同,使开发井表现出不同的井间连通关系和生产特征。基于动静态资料分析,建立了适用于断控缝洞型油藏的井间连通模式,为后续措施调整提供依据。

塔河油田托甫台地区奥陶系油气成藏特征及控制因素

通过不同区域流体分布特征、原油成熟度、岩石样品流体包裹体分析,结合烃源岩生烃历史、古构造演化和埋藏史分析,综合确定了托甫台地区不同区域主要油气成藏期,深入分析了奥陶系缝洞型油气藏成藏主控因素。研究认为,托甫台地区岩溶发育具有"北强南弱"的特征,而原油密度"北重南轻",成藏"北早南晚",即托甫台北部与艾丁地区成藏一致,为"早期成藏,后期调整改造型",而中部可能为海西晚期成藏,而南部成藏更晚。进一步分析托甫台地区成藏主控因素,认为储层发育程度的强烈不均一性、相互联通性的差异以及局部构造高点是控制油水平面上复杂分布的主要原因,而后期古构造、断裂、裂缝的影响,不同构造部位晚期油气充注程度和再调整幅度的差异,是导致奥陶系原油物理性质南北变化的根本原因。

托甫台地区奥陶系碳酸盐岩储层特征及控制因素分析

依据钻井、测井资料,对岩心观察并详细的分析得知,研究区储层岩石以发育开阔台地相(微)泥晶灰岩为主,颗粒灰岩次之。结合测井解释和对岩心孔洞及裂缝的统计表明,研究区主要储集空间类型为溶蚀孔洞和半充填—未充填低角度溶缝。上奥陶统发育的巨厚非岩溶性地层阻碍了海西期岩溶对奥陶统储层的后期岩溶改造。岩溶储层主要在加里东期平行不整合面下部附近发育,储集性能远不如上奥陶统缺失的塔河油田主体地区储层,呈现离塔河油田主体越远发育越差的特点,具有极强的非均质性。纵向上,储层集中在靠近一间房组顶部发育,随着深度的加大其发育程度逐渐降低。储层发育程度主要受沉积相、加里东中期岩溶和断裂、裂缝系统联合控制,形成以奥陶系一间房组为主力和油气突破的储层储集空间。

原油混合后成熟度参数的差异性及其地质意义——以塔北隆起托甫台地区奥陶系为例

通过精细刻画塔里木盆地塔北隆起托甫台地区奥陶系原油物性、族组分特征、分子标志物特征、成熟度等,分析了原油混合后成熟度参数的差异性及其地质意义。研究结果表明:①原油中不同组分的成熟度指标反映的结果存在一定差异,相对而言轻烃和金刚烷类参数计算的成熟度要高于甾萜烷类和芳烃类推算的结果,这是由不同成熟度原油的混合作用所导致,可作为多期充注和混合作用的依据。轻烃和金刚烷主要反映后期充注原油的成熟度;甾萜类、菲类和二苯并噻吩类等通常指示早期充注原油的成熟度。②由于不同成熟度参数抗生物降解能力不同,生物降解也会导致成熟度参数出现不同的变化。③轻烃、金刚烷类参数和甾萜烷、芳烃类成熟度参数平面上的差异反映了油气充注路径或油源断裂活动性的变化。④原油物性是各组分的综合体现,是区域性油气成藏机理分析的基本参数。

塔河油田托甫台地区奥陶系一间房组碳酸盐岩储层特征及主控因素

通过对塔河油田托甫台地区30多口钻井录井、测井、试油、地球物理等第一手资料系统分析,结合岩心、薄片观察和地化分析等研究,认为区内奥陶系一间房组储层基质孔隙度较低,溶蚀孔、洞、缝和构造缝是主要的储集空间,储层类型在平面上具有"南北分带、东西分异"的特征。加里东中期是该区岩溶储层形成的关键时期,古地貌、断裂或裂缝作用、高能礁滩体等是控制储层发育的重要因素,表现出明显的层控和断控性。由此预测有利储层位于加里东中期古地貌高部位或岩溶残丘、断裂和裂缝密集带与高能礁滩体的复合部位,主要分布在托甫台中、北部地区。