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。

四川盆地合川地区栖霞组-茅口组白云岩储层微观表征

近年来,合川地区栖霞组-茅口组钻获多口高产工业气流井,表明其具有良好的勘探前景。然而该地区整体勘探程度较低,储层特征及成因仍不明确,导致储层评价、预测难。基于潼深4井、合深6井等8口钻井的资料,开展岩芯、薄片、成像测井及孔渗数据的储层特征分析,并优选样品开展基于氩离子抛光扫描电镜(scanning electron microscopy,SEM)及工业计算机断层扫描(computed tomography,CT)的储层孔喉结构微观表征。结果表明:四川盆地合川地区栖霞组-茅口组主要发育晶粒白云岩、含灰白云岩和灰质云岩,晶粒白云岩为主要的储层岩性,也是主要的储集空间载体。栖霞组白云岩储层以相对均匀发育的基质孔为主,整体具有中高孔、中渗的特征;茅口组白云岩储层主要以非均质分布的溶蚀孔洞和溶缝为主,也存在一定量的基质孔,整体具有中高孔、中高渗特征。基于工业CT的储层微观表征揭示栖霞组晶间(溶)孔分布相对均匀,而茅口组白云岩则非均质性强,晶间(溶)孔分布与裂缝无关,反映这些孔隙为早期孔隙的继承;基于扫描电镜的储层微观表征揭示栖霞组-茅口组都存在与晶体缺陷相关的微孔隙,表明除溶蚀孔洞外,晶间(溶)孔与微孔隙对储层物性同样具有重要贡献。研究成果对合川地区栖霞组-茅口组白云岩储层评价提供了一定的科学依据。

合水地区长6_(3)深水重力流沉积特征研究

合水地区是鄂尔多斯盆地近年来原油勘探的重点区块,在系统分析沉积构造、岩石学特征、结构粒度特征等沉积相识别标志的基础上,结合区域沉积背景,开展了合水地区长6_(3)重力流沉积类型及展布特征研究。结果表明,合水地区长6_(3)油层亚组为湖泊-重力流沉积体系,发育半深湖-深湖沉积亚相,可进一步划分为浊流沉积、砂质碎屑流、滑塌沉积三种重力流沉积类型;其中砂质碎屑流及浊流为主要控砂微相,主要分布在研究区的中部、南部区域,为区内有利储集相带。

合水地区Z183区块长72致密储层宏观非均质性及其主控因素

基于合水地区Z183区块长72储层岩心、薄片、压汞等资料,从层内、层间、平面三个方面开展宏观非均质性特征描述。结果表明,区内发育砂质碎屑流、浊流、滑塌三类深水重力流沉积与泥质夹层、钙质夹层两类层内夹层,其中泥质夹层在沉积物中出现频率较高;区内砂体叠置关系可分为四类,对层间非均质性控制程度由弱到强,依次为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类、Ⅳ类;研究区储层可分为四类,对平面非均质性控制程度由弱到强。半深湖-深湖背景下的砂质碎屑流沉积有利于形成相对高孔高渗的储层,压实作用是储层物性变差、非均质性变强的主控因素。

合水地区Z183区块长7_(1)深水重力流储层宏观非均质性及影响因素

为解决致密储层开发中因非均质性造成的小层突进与平面舌进等问题,根据岩心、高压压汞、测井等资料,采用储层地质方法,从层内、层间与平面3个方面描述了合水地区Z183区块长7_(1)储层的宏观非均质性,并探讨其影响因素。结果表明,区块内存在2类层内夹层,其中泥质夹层分布相对较广。区块内可识别4类砂体构型,间隔叠加厚砂—薄泥互层型分布最广。区块内砂质碎屑流成因砂体分布范围最广。研究区储层整体具有强非均质性,其物性变化主要受砂质碎屑流微相与压实作用的影响。

四川盆地合川-潼南地区茅二段滩相白云岩储层特征、主控因素及勘探意义

由于四川盆地合川-潼南地区二叠系茅口组二段白云岩储层特征、主控因素认识不清,严重制约了勘探目标选择。厘清茅口组白云岩发育特征及主控因素是预测白云岩储层分布的关键,基于岩心、测井资料、岩石学、地球化学和年代学技术,开展白云岩储层的岩石类型、储集空间、储层类型、物性特征以及储层主控因素分析,并通过井震结合预测了储层分布。结果表明:茅二段白云岩储层岩性以细-中晶云岩、残余颗粒云岩为主,储集空间主要为粒内溶孔、晶间(溶)孔、溶洞及构造缝和溶缝,为低孔、低渗储层;白云岩储层主要发育在茅二段中部,横向分布稳定,在古地貌高部位的储层单层厚度大,叠置连片;古地貌背景下的滩相沉积、准同生岩溶作用、准同生白云岩化作用及构造断裂作用共同控制了茅二段白云岩储层的发育和分布;储层厚度与地震振幅呈正相关性,茅二段白云岩储层发育面积约为1250 km^(2),主要分布在矿权区中部和东北部地区,与茅二段古地貌高隆起带基本吻合。研究成果促进了川中地区茅口组勘探思路的转变,可有效支撑下一步勘探部署。

黏土矿物对于储层敏感性的影响与控制作用——以庆阳合水地区长6超低渗砂岩储层为例

以鄂尔多斯盆地合水地区长6超低渗透砂岩储层为例,综合应用储层敏感性、扫描电镜、X射线衍射等实验技术方法,系统研究了储层敏感性类型及损害程度,并深入地探讨了黏土矿物对于长6储层敏感性的影响与控制作用。结果表明:(1)长6油层的储层敏感性整体表现为中等偏强水敏性和速敏性、弱酸敏性、强盐敏性以及中等偏弱碱敏性的五敏特征;(2)储层黏土矿物主要有高岭石、伊利石、绿泥石以及伊蒙混层等4种类型,且以伊利石含量最高;(3)储层敏感性及其程度明显受控于黏土矿物类型及其含量,并且具有黏土矿物含量越高、储层敏感性越强的特点。本研究成果将为合水地区长6油层注水开发过程中有效保护储层以及提高采收率提供重要的参考依据。

川中合川地区二叠系茅二段白云岩储层特征与成因分析

与川西南地区茅口组二段白云岩储层不同,合川地区茅二段发育两类储层:灰岩储层、白云岩储层。结合区域地质背景,利用钻井取芯样品,通过岩芯薄片、阴极发光、碳氧同位素、常量元素、微量元素、盐水包裹体等定量分析,对合川地区茅二段储层岩石学特征、地球化学特征及其主控因素进行了研究。认为研究区茅二段储层岩性以粒屑灰岩及白云岩为主;粒屑灰岩具明显相控特征,残余粒间孔发育;白云岩储层以残余砂屑中—细晶白云岩和中粗晶白云岩为主,形成于埋藏白云石化作用叠加后期热液白云石化作用的对粒屑灰岩和泥晶灰岩的交代改造。储集空间以残余粒间孔、晶间孔及沿裂缝带发育的溶蚀孔洞缝为主。研究区内茅口组形成储层的控制因素有:沉积相带、白云石化作用、构造作用及海平面升降变化等,沉积相带是茅二段灰岩储层的主控因素,同时也是白云岩储层形成的先天基础,埋藏白云石化作用增强初始储集空间的保存及改善,构造断裂带是改善储层物性及油气运聚的必要条件。

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。

孔隙演化定量分析及在盆地模拟中的应用——以鄂尔多斯盆地合水地区长8油层为例

以鄂尔多斯盆地合水地区三叠系延长组长8段为研究对象,通过岩心观察和薄片鉴定分析,结合物性分析等方法,对研究区的岩石学特征、物性特征、成岩作用和成岩序列进行系统研究,并进一步对储层孔隙演化进行定量分析,最后利用定量的孔隙演化结果进行油气运聚模拟恢复。研究表明,研究区储层岩性为粉砂岩夹泥岩或泥质粉砂岩,具有典型的低孔、低渗特征;在成岩作用特征和成岩史研究的基础上,依据大量的统计资料,并以现今孔隙度作为约束条件,定量恢复出了成岩期的孔隙演化过程,综合所得的孔隙演化的定量模拟结果与实际地质情况较为吻合;利用定量化的孔隙演化结果,运用PetroMod软件进行油气运聚模拟恢复,得出盆地石油充注开始于晚侏罗世(J_(3))末期,生排烃和聚集量均达到峰值出现于早白垩世(K_(1))末期,到白垩世末期时仍具有较高的聚集量,聚集量显著减少为现今阶段。同时,将该研究模型与实际钻探成果相叠加,对模拟结果进行检验,结果合理,可将其推广应用到同类型其他油田中,对进一步勘探开发提供一定借鉴。

鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长7段页岩油储层特征及主控因素

鄂尔多斯盆地合水地区是长庆油田页岩油勘探开发的重点区块。根据铸体薄片、物性分析、扫描电镜、高压压汞及核磁共振等测试分析结果,对鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长7段页岩油储层特征及其主控因素进行了研究。研究结果表明:(1)合水地区长7段页岩油储层主要为一套灰黑—黑色细—粉砂岩,以岩屑长石砂岩为主,填隙物的体积分数平均为16.71%。岩石物性较差,平均孔隙度为8.15%,平均渗透率为0.102 mD,为超低孔—特低孔、超低渗型储层。(2)研究区孔隙类型以长石溶孔和残余粒间孔为主,以亚微米孔(直径为0.1~1.0μm)含量最多,占总孔隙数量的75.56%,纳米孔隙(直径小于0.1μm)数量次之,占总孔隙数量的17.94%。孔喉类型较复杂,溶蚀成因的管束状喉道及压实成因的片状、弯片状喉道为储层主要的喉道类型。(3)沉积作用、成岩作用及构造作用共同控制了研究区长7段页岩油储层的质量和分布。沉积作用为储层提供了物质基础,储层主要形成于深水重力流沉积环境,可分为砂质碎屑流砂体和浊流砂体等2种类型。中等—强压实强度的压实作用和胶结作用降低了储层物性,溶蚀作用对于改善储层物性具有一定的积极作用,构造作用形成的裂缝提高了储层的渗流能力,并对后期的储层压裂改造具有重要意义。

合水地区Z240井区长71亚段致密储层非均质性研究

面对合水地区Z240井区长71亚段致密储层油气产能低、层间矛盾突出的现状,对其储层非均质性特征进行研究。从宏观角度来看,层内非均质性主要受不同类型重力流沉积砂体、夹层发育特征的影响,层间非均质性与隔层发育程度密切相关,平面非均质性受深水沉积环境、横向砂体连通性及渗透率平面分布特征的影响,长713储层非均质性最强。从微观角度来看,长71亚段致密储层发育多类填隙物且含量较高,孔喉大小分布不均、差异性显著,以纳米级孔喉为主,整体上非均质性较强。

鄂尔多斯盆地合水地区洛河组沉积特征及演化

下白垩统志丹群是鄂尔多斯盆地的中生界主要沉积盖层之,自下而上可分为两个沉积旋回,下部旋回由宜君组(K_(1)y)、洛河组(K_(1)l)和环河组(K_(1)h)构成,上部旋回由罗汉洞组(K_(1)lh)和泾川组(K_(1)j)构成。洛河组作为白垩系自流水盆地系统中的三个主要含水岩组之,以往的研究重心直放在地下水相关领域,其他研究相对偏薄弱。

板桥—合水地区长6_3储层成岩相孔隙结构特征及优质储层分布

利用铸体薄片、扫描电镜、常规压汞、恒速压汞及相渗等资料,研究了板桥—合水地区长63储层成岩相类型及其微观孔隙结构特征,总结了不同成岩相的测井响应特征,确定了纵向及平面分布规律。结果表明优质成岩相的展布受沉积相、成岩作用与孔隙结构共同控制,尤其是喉道分布才是控制砂岩储层渗透性的主要因素。水云母胶结—残余粒间孔相和水云母胶结—长石溶蚀相储层主要分布于半深湖相重力流复合水道浊流沉积中,细—微细喉道发育,孔喉连通性好,渗流能力最好,油水呈相对均匀的渗流,孔隙内的油气极易通过喉道被开采出来;绿泥石胶结相、水云母胶结弱溶蚀相储层位于分支水道边缘,呈孤岛状分布,孔喉半径小但分布均匀,渗流能力中等—差;碳酸盐胶结相、碳酸盐+水云母胶结相储层主要发育在分支水道间,孔隙结构发育程度差,喉道细小且孔喉连通性差,富集于孔隙中的油气难以通过小喉道,采收率低。

鄂尔多斯盆地合水地区长7致密油储层伊利石成因

鄂尔多斯盆地合水地区长7油层组为典型的致密油储层,伊利石平均含量高达9.1%是其重要特征,也是控制储层性能的关键因素。扫描电镜、铸体薄片、能谱分析、X-衍射等分析表明,合水地区长7油层组发育浊流沉积的极细砂岩,孔隙类型以长石溶蚀孔为主,且发生溶蚀的长石均为钾长石;伊利石化学成分复杂,以分散杂乱片状为主,仅分布于残余粒间孔隙内,且岩石粒度越细伊利石含量越高;与相邻泥岩相比,粘土矿物相对含量相似,但砂岩中钾长石/斜长石比值小于泥岩。合水地区长7沉积时期火山活动强烈,具有早期蒙脱石形成的地质条件,同时伊利石产状具有蒙脱石化的特征,且镜下可见大量的杂基伊利石化,表明研究区伊利石主要由大量蒙脱石等杂基转化而来;而研究区最高古地温一般不超120℃,也无外来富钾热流体的加入,不具备其他成因伊利石大量生成的地质条件。

鄂尔多斯盆地庆城—合水地区延长组长6_3储层构造裂缝定量预测

鄂尔多斯盆地庆城—合水地区上三叠统延长组低渗透砂岩是该区的主要储集层,其中构造裂缝系统是油气渗流的重要通道。在岩石力学参数测试的基础上,考虑砂体分布的影响,采用三维有限元法对庆城—合水地区延长组长63储层主要裂缝形成期的古构造应力场进行数值模拟,通过岩心构造裂缝发育程度的约束,预测出庆城—合水地区延长组长63储层构造裂缝发育和分布情况。结果表明:在燕山期和喜马拉雅期不同构造应力作用下,构造裂缝发育和分布情况存在差异。燕山期构造裂缝密度在庄72井、庄47井、宁88井以及正20井附近较高,可以达到0.10m-1,而喜马拉雅期构造裂缝密度则在庄156井、宁45井以及正20井附近较高;整体上,燕山期构造裂缝密度要比喜马拉雅期构造裂缝密度高。鄂尔多斯盆地庆城—合水地区长63储层构造裂缝发育特征和分布预测成果可为低渗透储层裂缝分布概念模型、裂缝孔隙度计算模型的建立提供基础资料,同时也可为庆城—合水地区的油气勘探提供新的地质依据和指导。

鄂尔多斯盆地宁县-合水地区长6、长7、长8储层裂缝差异性及开发意义

根据露头、岩心及测井等资料,对比研究了宁县—合水地区长6、长7、长8储层裂缝发育特征的差异性,并讨论其开发意义。宁县—合水地区长6、长7、长8储层均发育构造裂缝和成岩裂缝两种成因类型,但各储层的裂缝产状、裂缝规模(纵向高度及平面长度)及裂缝发育程度存在较大差别。长6储层主要发育近东西向和近南北向两组裂缝,长7储层北东东—南西西向裂缝最为发育,其次为近东西向和近南北向,长8储层北东东—南西西向裂缝最为发育,其次为近东西向裂缝和北西西—南东东向;各储层均以发育高角度构造裂缝为主,但长6储层还发育一定数量中低角度泥岩滑脱裂缝,比例相对较大;在裂缝规模和裂缝发育程度上,长7储层裂缝最为发育,规模相对较小,长8储层裂缝发育程度最差,但具有较大的裂缝规模,长6储层裂缝发育程度和规模介于以上两者之间。由于长6、长7、长8储层裂缝发育特征的差异性,在现今地应力场作用下不同层位、不同产状裂缝开启能力会存在差异,因此在进行注水开发时,要根据各储层裂缝的发育情况,准确计算不同层位裂缝开启压力值,进而确定合理的注水参数,避免注水压力过大造成裂缝大规模开启。此外,通过计算长6、长7、长8储层脆性指数可知,长7储层脆性相对较大,且天然裂缝最为发育,适合采取体积压裂进行储层改造。

合水地区长8储层成岩作用及对储层物性的影响

目的探讨合水地区长8储层低孔低渗的原因,预测有利储层的发育区带。方法在沉积相研究的基础上,根据偏光显微镜和扫描电镜观测的微观成岩特征进行分析。结果在研究区砂体中,划分出黑云母(或铁泥质)强压实相、碳酸盐胶结相、长石溶蚀相、高岭石胶结相、绿泥石薄膜剩余孔隙相、绿泥石薄膜剩余孔-长石溶蚀相6个成岩相带。结论主砂体核部的绿泥石薄膜剩余孔隙相、绿泥石薄膜剩余孔-长石溶蚀相的砂岩物性好、含油性好,是油气富集的有利相带。

鄂尔多斯盆地合水地区延长组裂缝发育特征及控制因素

为搞清鄂尔多斯盆地延长组典型致密储层的天然裂缝发育特征,综合利用钻井、岩心、测井和二维地震等资料进行分析,结果表明鄂尔多斯盆地合水地区延长组致密储层发育由走滑断层-破碎带-小尺度裂缝组成的复杂断裂系统,它们共同作用影响地下储层的非均质性、渗流能力,从而对油气生产产生重要影响。因此今后鄂尔多斯盆地伊陕斜坡内的天然裂缝研究应将断层、破碎带和天然小尺度裂缝当成一个系统来分析,仅研究天然小尺度裂缝对客观认识超低渗储层显然是不全面的。

鄂尔多斯盆地合水地区长6致密砂岩储层现今地应力分布特征及其开发建议

致密油藏物性差,非均质性强,现今地应力分布特征影响着致密油藏钻井施工、井网部署、压裂改造和注水管理等方面。文章根据微地震监测法分析了鄂尔多斯盆地合水地区长6储层单井现今地应力的方向,利用水力压裂资料分析了研究区单井现今地应力大小。在单井现今应力分析的基础上,结合合水地区长6储层构造、沉积、岩相特点建立了三维非均质地质模型,通过室内三轴岩石力学试验与施工数据,得到不同岩相的岩石物理参数,由此建立三维力学模型。利用Ansys进行有限元数值模拟,得到了研究区长6储层三维现今地应力分布模型,模拟结果表明水平最大主应力范围为34~42 MPa;水平最小主应力范围为25~36 MPa;水平差应力范围为3~10 MPa,并将结果与实际测量的井点应力大小进行对比,误差小于10%,模拟结果可信。分析模拟结果可知研究区现今地应力的分布主要受到了岩石物理力学性质差异的影响,而构造格架的影响较小。在结果分析的基础上,建议研究区布井时,不仅考虑地应力的影响,还应将天然裂缝作为影响因素考虑,同时,为尽可能地降低开发成本,在差应力相等的区域,油气工业井一般部署在应力值低的地方。