准噶尔盆地白家海凸起深部含煤层气系统储层组合特征

准噶尔盆地东部白家海凸起发育较稳定的侏罗系煤层,埋深大于1 500 m。以往该区西山窑组和八道湾组煤层气试采取得了较好的效果,显示了白家海凸起深层煤层气具有较好的勘探前景。由于区内以常规油气开发为主,丰富的煤层气资源有待勘探开发。基于此,分析了区内侏罗系深部煤层赋存特征、热演化程度、煤层含气量及煤层顶底围岩等成藏地质条件,认为西山窑组煤层气为独立含煤层气系统,八道湾组煤层及其顶底砂岩组合为统一含煤层气系统。八道湾组源内型、源外型含煤层气系统成藏条件优越,煤层气及煤系砂岩气资源丰富,具有较大的共采潜力。

储层-裂缝组合单元在水力压裂井产能模拟中的应用

采用储层-裂缝组合单元模拟压裂改造后的储层、裂缝力学型态,推导相关有限元公式并进行压裂井产能模拟分析。这种方法的实质是将裂缝的质量、刚度矩阵变换叠加到储层整体相应方程矩阵中,以更精确反映裂缝开发动态参数的影响。计算结果表明:采用储层-裂缝组合单元有效解决了储层-裂缝网格尺度匹配的问题;反力算法避免了在高导流裂缝局部求解压力梯度产生的计算误差,提高了运算速度和求解压裂井产能的精度,为水力压裂井生产动态模拟和设计方案优化提供了新的处理方法。

多岩性组合层状储层一体化压裂裂缝扩展试验研究

多岩性组合层状储层在纵向上交替发育多类含气产层,储层纵向岩性复杂多变、岩石力学性质及地应力条件差异大,采用纵向一体化穿层压裂改造时,水力裂缝垂向扩展形态复杂及延伸穿层规律不清。鉴于此,基于实际典型多岩性组合层状储层特征,通过室内浇筑灰岩、页岩与煤岩组合的大尺寸分层压裂试样,开展真三轴水力压裂物理模拟试验,研究垂直井与水平井2种井型条件下,多因素对水力裂缝垂向扩展行为的影响,并分析泵压曲线响应特征。试验结果表明:水力裂缝在纵向上呈现非对称、非平面扩展特征;依据水力裂缝与岩性界面不同的作用方式,具有停止、转向、分叉、穿透等多种复杂扩展模式;直井压裂时,主水力裂缝呈“十”字型,水力裂缝先后在水平和纵向上发生转向,充分沟通煤层割理;水平井压裂时,扩展至弱结构面时易发生分叉、转向扩展;垂向应力系数越大,水力裂缝越容易穿透岩性界面而沟通相邻产层;试样内部天然裂缝系统增加了水力裂缝转向、分叉概率及水平展布范围,但亦可耗散水力能量,限制缝高延伸;水力裂缝穿透岩性界面时,泵压曲线呈现增-降-增特征,沟通煤岩割理时曲线持续小幅度波动。建议一体化穿层压裂时避免选择在天然弱面发育的页岩层与煤层实施压裂作业,适当提高压裂液排量可增加穿层扩展概率以及提高水力裂缝分叉扩展的可能性。研究结果可为认识多岩性组合层状储层一体化压裂水力裂缝形态与优化施工参数提供指导。

富县油区下组合储层束缚水饱和度计算方法

针对岩心分析法、数据拟合法、核磁共振法等在确定致密砂岩储层束缚水饱和度中所存在的局限性,建立地层冲洗带导电模型,用冲洗带测井曲线反演推导出基于常规测井曲线连续计算束缚水饱和度的数学表达式。分别用该公式和孔隙度拟合法计算富县油区致密砂岩储层束缚水饱和度,并将其结果与岩心实验数据进行对比。结果表明,所建数学模型的计算结果准确,精度高。

深层煤系地层孔隙结构特征及组合型储层的开采潜力

川南地区页岩气勘探开发实践证实,储层特征是制约深层地层非常规气实现有效开发的关键。为查明煤系储层孔隙结构和储层组合特征,以深层煤系地层为例,采用扫描电镜、液氮和二氧化碳吸附等技术手段对煤系地层煤岩、砂岩和页岩的孔隙形态、结构等进行研究,认为深层煤系地层孔隙主要由原生孔隙、次生孔隙、有机质纳米孔、微裂缝等组成,有机质纳米孔为气泡固化形成;深层煤系地层砂岩、泥岩、煤层沉积旋回性受控于沉积环境,形成泥煤砂型等多种岩性组合体;深层砂煤组合储层发育多种孔隙类型,兼有可改造性和较好含气性,具有较大开发潜力。研究结果为深层地层孔隙结构特征及组合型储层的开采提供了理论依据。

砂砾岩储层岩性组合及其储集性分类研究

储层岩性组合、储集性的研究影响着砂砾岩有利储层分布规律评价、砂砾岩测井评价、储层有效性评价等工作。以近岸水下扇为例,研究了砂砾岩沉积成岩特征、储层岩石学特征、储集空间类型、储层岩性组合特征、微观孔隙结构;按孔隙度和渗透率的分布特征将储层划分为孔喉型储层、喉道型储层和差储层;分析了砂砾岩有效储层主控因素,并通过多种方法求取确定了砂砾岩有利储层物性下限,并用测井解释结果与试油试采结论进行验证;岩心常规分析资料、测井解释物性资料与测试资料对比分析,确定该区有利储层岩性组合为粗砂岩中砂岩组合、砾岩细砂岩组合。

桩海地区下古生界古潜山碳酸盐岩孔隙特征与空间组合规律

基于桩海地区下古生界碳酸盐岩古潜山储层的孔隙特征,分析了研究区不同潜山区块有效孔隙的空间组合特征,探讨了影响研究区下古生界孔隙类型及储层在空间上的组合特征的主控因素。下古生界碳酸盐岩古潜山以裂缝-扩溶缝-溶蚀孔洞为主,原生孔隙基本消失,具有储集意义的主要为次生孔隙。储层在空间上的组合形式主要包括非常发育的潜山内幕储层,且与风化壳储层不具有统一油水界面,深部溶蚀特征明显;太古界变质岩与下古生界碳酸盐岩之间往往具有统一的油水界面;许多下古生界古潜山带具有"上缝下洞"的储集空间特征等。孔隙的次生性及多样化的空间组合形式导致不同潜山区块储集能力的明显差异。多级不整合面古岩溶作用形成相时早期的溶蚀孔隙和潜山内幕储层;深埋藏溶蚀作用对碳酸盐岩先成孔隙的溶蚀改造和太古界与下古生界之间统一油水界面的形成具重要影响;新构造运动和埋藏期溶蚀作用相结合可合理解释研究区下古生界古潜山带"上缝下洞"的储集空间组合形式。

大牛地气田上古生界储盖组合测井分析

大牛地气田区块西南部盒3、盒2层位出现了很好的天然气显示。有针对性地研究了产生高产气流的几口井及与其相邻的几口低含气量井的储层特性,在对其地质储层的岩性、物性以及其砂体(盖层)厚度、孔隙度、含砂量等参数进行分析的基础上,引入储盖组合分析,利用现有测井资料,着重从盖层封闭质量的角度,探讨气田盖层质量对气层产量的制约关系,进而对气层高产、低产及出水等几方面的问题进行分析。测井解释不仅要加强对储气层的研究,也要从气藏的封盖条件出发,分析评价气藏的封闭性能,深化对气储集规律的认识,以提高测井解释符合率。

渤海海域近期油气勘探进展与创新认识

近年来,渤海勘探工作者通过转变思路和理论创新,在凹陷内浅层、深层、潜山及稠油油藏等领域发现了一大批大中型油气田:在辽东湾地区发现了全国最大的JZ25-1S混合花岗岩潜山复合轻质油藏,在黄河口凹陷区发现了一大批凹陷内浅层中型油气藏,使黄河口凹陷内部浅层油气藏联成一片;在渤中凹陷北部成功评价了被外方认为没有商业价值的LD27-2、LD32-2大中型稠油油藏,发现了LD27-1中型油气藏。发展和完善了"晚期成藏"理论,并取得了4项创新的地质认识:即断裂与岩性耦合——控制了混合花岗岩潜山油气成藏;"中转站"油气运移——决定了凹陷内上组合油气藏形成;断层—储层组合样式——控制了凹陷内浅层油气富集部位;临界盖层的质量——决定了新近系油藏的商业性。

松辽盆地北部浅层次生油气藏成藏特征

针对松辽盆地北部浅层次生油气藏成藏规律比较复杂、地质特征认识不够深入等问题,利用测井、地球化学等资料开展了次生油气藏成藏特征的研究,详细分析了该区浅层次生油气藏的烃源岩条件、储层特征、储盖组合特征以及成藏要素的时空配置关系。结论认为:该区晚期成藏调整的关键是明水期—依安期末,指出了浅层次生油气藏有利勘探区域是大安—新站构造带、龙虎泡背斜构造带、葡西鼻状构造带;而大安新站构造上中部砂体、龙虎泡构造和葡西鼻状构造上底部砂体则是最有利的勘探层位。

准南西段侏罗系—白垩系物源特征及沉积背景

准噶尔盆地南缘西段侏罗系—白垩系储层油气勘探潜力巨大,但目前有关其物源条件及沉积背景认识极为有限,严重制约了后续储层的有效预测和勘探。据此,通过对侏罗系—白垩系储层碎屑矿物及砾石成分特征、重矿物类型及组合特征、古水流特征、地层岩性比例特征等进行深入对比分析,并在此基础上结合区域构造演化对各地层沉积物源体系及其演化进行详细探讨。研究结果表明:侏罗系—白垩系储层物源主体受控于北部和南部再循环沉积岩系山体,但仍受北部扎伊尔山和南部中天山结晶变质岩系山体源区的影响,其影响程度自早侏罗世到早白垩世逐渐降低。下组合沉积期南部、北部物源同时存在,且研究区存在混源特征,但不存在统一且稳定的沉积中心。早侏罗世沉积物源背景相对稳定,原始沉积边界距现今最远;自中侏罗世开始受控于车莫古隆起演化影响,北部物源得以加强,同时地层发育不均衡并存在剥蚀现象;自晚侏罗世开始直至早白垩世,周缘沉积岩系山体隆升范围和幅度不断加大,并阻隔结晶变质岩系山体供源路径,沉积边界也随之逐渐萎缩,但这一时期北部物源可为优势物源,且研究区整体处于“填平补齐”状态,即齐古组沉积期可存在沟谷—残丘地貌特征,而下白垩统清水河组沉积前研究区整体呈准平原化状态。