束鹿页岩油密切割压裂技术——以SY302X井为例

为评价束鹿凹陷中洼槽沙三下段砾岩体致密油气藏,最大程度释放储层产能。钻探水平井SY302X井,水平段长1160 m,储层钻遇率95.60%,为充分改造储层,在总结以往大型体积酸压改造经验的基础上优选无限级滑套的改造工艺,段间距缩短到10 m左右,可实现对水平段密切割压裂。该井使用140 MPa高压管汇撬、140型井口、5500 m^(3)储液池、连续输砂装置等设备,并完成26段压裂,单段最大液量达1850.2 m^(3),单段最大加砂51 m^(3),全井累计泵注液体2.41×104 m^(3),累计加砂956.6 m^(3)。该井的顺利完成为束鹿凹陷非常规储层改造积累了宝贵经验,为后续改造指明了方向。

利用随机森林算法预测束鹿凹陷束21井区馆陶组储层砂地比

砂地比是表征储层侧向输导能力的重要参数,基于线性回归方法结合地震属性预测砂地比易受数据间非线性关系影响,且样本量较少,预测误差较大。以束鹿凹陷束21井区为例,研究了馆陶组砂地比平面分布趋势,通过细分层方法扩充数据样本规模及平滑因子滤波手段对地震属性进行“毛刺”平滑处理,采用皮尔逊相关性优选地震属性,结合多种地震属性和井点砂地比统计数据,使用随机森林算法预测砂地比。结果表明,随机森林法可以有效处理非线性结构数据,与线性回归、神经网络(MLP)对比,模型误差明显降低,预测精度可达80%。该方法的预测结果已成功应用于实际钻井中,且取得了显著的效果。

束鹿凹陷斜坡带沙三段扇三角洲特征及含油性

利用大量钻井的岩电组合特征和岩心观察结果,结合地震相和测井相模式,以及粒度、岩矿等分析资料,对束鹿凹陷斜坡带沙三段广泛分布的砾岩体成因进行了深入的分析。结果表明:这些砾岩体以冲积的形式前积到浅水湖盆中,平面上的三分性和纵向上的三层结构较明显,具有重力流和牵引流双重成因的沉积构造;以片状颗粒流或辫状水道砂砾岩为主要骨架,河口坝不发育;随物源区母岩性质的不同,导致扇三角洲的形成机制和沉积特征存在明显的差异性,形成以片状颗粒流为主导作用的扇三角洲和以河流作用居重要地位的扇三角洲。认为这两种扇三角洲储层物性的影响因素不同,储集空间、储集性能和含油性也各具特色。

渤海湾盆地冀中拗陷束鹿凹陷泥灰岩源储一体式致密油成藏特征

致密油资源是目前和未来一段时间我国非常规油气勘探和开发的主体,成藏类型以近源成藏居多,源储一体式较少.以渤海湾盆地冀中拗陷束鹿凹陷泥灰岩致密油成藏特征为例,探讨源储一体型致密油藏特征;综合岩心、地震、钻井地质和地球化学分析等资料,研究束鹿凹陷形成致密油藏的烃源岩、致密储层及源储组合特征.结果表明,研究区优质烃源岩处于成熟阶段,有机质丰度高、类型好、厚度大,具有较强的生油能力;储集层发育孔隙—裂缝双重空间,烃源岩与致密油储层一体化,为典型源储一体式致密油藏,主要分布在中、南洼槽中心及斜坡低带.该成果丰富我国致密油成藏类型,为推动冀中拗陷乃至整个渤海湾盆地致密油勘探开发起到指导作用.

冀中坳陷束鹿凹陷横向调节带成因分析

束鹿凹陷是冀中坳陷西南部的一个典型的伸展单断凹陷,构造格局简单,存在北东向伸展断裂系统和北西向横向调节带。通过凹陷演化史以及钻井资料分析,探讨横向调节带形成机制和形成时期,提出Ⅰ级调节带形成于凹陷强烈伸展期,Ⅱ级调节带形成于凹陷弱伸展时期。研究认为,边界断裂不均匀伸展和基底古隆起控制Ⅰ级横向调节带的形成,岩性组合差异是Ⅱ级横向调节带形成的引发机制,控洼断层的侧列状交替发育是构造Ⅱ级横向调节带形成的动力机制。

束鹿凹陷沙三段下亚段细粒碳酸盐纹层特征与储集意义

纹层状泥灰岩是束鹿凹陷源储一体式致密油藏的重要组成部分,却笼统地概括了岩心上单层厚度小于1 cm的细粒碳酸盐岩,忽视了纹层的显微几何特征和成分上的不同。基于对岩心和薄片的观测,利用矿物X衍射、电子探针和同位素测试等方法,对纹层沉积特征和储集意义进行研究。研究区富碳酸盐细粒纹层分为季节型韵律纹层组合和浊流型粒序纹层组合2类。前者是水文季节变化控制下的物理、化学、生物共同作用的湖相沉积物,组成季节型纹层状泥灰岩;后者是事件性的浊流沉积物,组成浊流型纹层状泥灰岩和纹层状粉砂岩。不同纹层组合对储层储集性能具有控制作用,其中季节型韵律纹层组合层间缝发育,所含有机质在热演化过程中可以改善储集性能,所以季节型纹层状泥灰岩储集性能优于浊流型纹层状泥灰岩和纹层状粉砂岩。

渤海湾盆地束鹿凹陷中南部沙三下亚段致密泥灰岩储层分布预测

渤海湾盆地束鹿凹陷中南部古近系沙河街组三段下亚段(沙三下亚段)泥灰岩储层非常致密,具有源储一体、大面积连续分布、含油性好且边界不受构造控制等特性,勘探潜力巨大。但由于沙三下亚段岩性复杂、泥灰岩储层物性很差且非均质性强,储层预测难度大。为此在储层基本特征分析的基础上,提出针对致密泥灰岩储层的地球物理综合预测技术。首先,通过多井对比及井-震精细标定建立地震层序框架,细分沉积单元,落实构造背景;然后,采用地质模型正演、基本地震属性分析、叠后波阻抗反演等处理分析技术开展致密储层定性解释;最后,在地震层序界面约束下结合地层切片技术对致密泥灰岩储层开展三维时空动态分布预测。综合研究结果表明,研究区沙三下亚段为一个完整的三级层序;泥灰岩储层空间分布范围随沉积阶段由低位域—湖侵域—高位域变化而逐步扩大。其中,洼槽区为沉积中心,其泥灰岩厚度最大;湖侵域晚期泥灰岩分布范围最广,且相对较纯;而临近洼槽区的西斜坡内带北北东向断裂发育,泥灰岩与砾岩交互沉积,为寻找勘探甜点的有利区域。

束鹿西斜坡重力滑脱断层对油气富集的控制

武耀辉 ,田建章 ,王文军 .束鹿西斜坡重力滑脱断层对油气富集的控制 .石油地球物理勘探 ,2 0 0 1,36 (6 ) :75 4～ 76 0 通过分析张性应力场下重力滑脱断层的形成机制 ,结合束鹿凹陷的地质结构 ,本文研究了束鹿凹陷西斜坡重力滑脱断层组合形式 ,进而分析了重力滑脱断层对油气的控制作用。据分析结果可以认为 ,在断层下降盘形成的正向正断层圈闭是反旋回沉积岩性组合 ,与之相反 ,反向补偿断层形成的反向断块圈闭是正旋回沉积岩性组合 ,它们均是油气聚集的有利场所。本文的结论可望能对其他凹陷的勘探起到借鉴作用。

束鹿凹陷碳酸盐角砾岩的成因研究

碳酸盐角砾岩一般为内源或构造等成因,陆相沉积环境极难形成。研究发现束鹿凹陷古近系角砾岩为陆相成因。束鹿凹陷角砾岩分布于沙河街组三段中下部,在凹陷的东西斜坡地带呈裙状发育,是一种以碳酸盐岩碎屑为主的沉积岩。岩石类型为角砾岩及少量含砾泥灰岩,角砾岩具有以颗粒支撑为主,块状构造、粒序构造或其它层理构造不明显,角砾大小混杂,没有出现方向的优选,砾岩层单层厚度较大等特点;含砾泥灰岩为杂基支撑,具正粒序构造,并可见倒三角形状角砾。碳酸盐角砾岩中无论角砾还是填隙物都主要由棱角状及次棱角状碳酸盐碎屑颗粒构成,其母岩为盆地周围奥陶系及寒武系碳酸盐岩。研究认为束鹿凹陷沿缓坡分布的角砾岩属陆源非粘性碎屑流沉积产物。

束鹿凹陷太古界潜山变质岩储层特征

以勘探程度较低的束鹿太古界变质岩潜山为研究对象,结合区域构造特征,利用岩心观察、薄片鉴定及地震资料,综合研究了束鹿凹陷潜山变质岩的类型和储层特征。研究表明:束鹿凹陷潜山变质岩以片麻岩、片岩、变质石英岩为主,为一套中—低级区域变质;潜山储集空间有溶蚀孔和裂缝2种类型,潜山顶面溶蚀孔、缝发育,深部主要为构造裂缝,裂缝的形成与发育程度受岩性、断层、埋深及古风化作用的影响。文中指出束鹿凹陷南部雷家庄潜山带为变质岩储层发育的优势区域。

束鹿凹陷古近纪构造活动对沉积作用的影响

束鹿凹陷是一个典型的单断型箕状凹陷,在古近系沉积过程中,东、南、西三面的古生界碳酸盐岩和前古生界变质岩为凹陷内古近纪沉积提供了物源。受控盆边界断层———新河大断层活动的影响,束鹿凹陷古近纪的构造发育经历了湖盆形成期、强烈断陷期和断陷回返上升期。在束鹿凹陷古近纪的盆地断陷演化过程中,不同阶段构造发育特征和物源、古地形等的综合作用,导致了盆地充填过程及沉积类型的特殊性。

有机相在非常规油气储层评价中的应用——以束鹿凹陷富有机质泥灰岩储层为例

为分析有机相对非常规油气储层的影响并对储层进行评价,以束鹿凹陷富有机质泥灰岩储层为例,根据岩石热解参数、干酪根元素组成和有机质来源等划分有机相类型,确定储层评价参数及标准。结果表明,有机质在热演化过程中生成有机质孔隙,在排烃过程中产生的酸性流体和异常高压等形成溶蚀孔隙及裂缝,可以改善储集性能。研究区有机相包括AB、B、BC、C、CD及D六种类型,缺少A类型发育。有机相变化对储层的储集性能具有重要控制作用,可作为非常规油气储层评价的参数。束鹿凹陷沙三下亚段层序2的坡折带及洼槽区部位发育具有优质有机相AB类型的高有机质泥灰岩,储集性能较好,为有利目标区。该结果对评价页岩油气等非常规油气储层具有指导意义。

束鹿凹陷沙河街组三段下亚段泥灰岩-砾岩致密储层储集空间类型及成因

通过偏光显微镜、荧光显微镜、阴极发光显微镜、场发射电镜和物性实验等手段,系统剖析了束鹿凹陷沙河街组三段下亚段泥灰岩-砾岩储层储集空间类型,探讨了储集空间成因及控制因素。研究区泥灰岩-砾岩主要发育纹层状泥灰岩、块状泥灰岩、颗粒支撑陆源砾岩、杂基支撑陆源砾岩、混源砾岩5种岩性,储层致密,孔渗极差,属特低孔特低渗储层。储集空间主要为次生孔隙和裂缝,发育溶孔、有机质孔、砾内孔、粒(晶)内孔隙、粒(晶)间孔隙等,以及构造缝、层间页理缝、贴砾缝、收缩缝、有机酸溶蚀缝等;其中,泥灰岩储集空间以有机质孔隙、页理缝、粒(晶)间孔隙为主,砾岩储集空间以砾内孔、溶孔、构造缝为主。储集空间的发育主要受构造作用、沉积作用、物源和成岩作用等因素综合影响。

束鹿凹陷古近系沙三下段沉积相特征研究

本文通过岩相特征、沉积构造特征、化石及地球化学特征,对束鹿凹陷古近系沙三下段的总体沉积特征进行了概述,将研究区的沉积相类型定为湖泊相。通过对研究区沉积微相的详细分析,认为厚层块状砂砾岩主要发育贫基质的碎屑流沉积,浊流沉积及颗粒流沉积少见;泥灰岩主要发育具有复杂沉积模式的混合沉积,细分为互层混合沉积、结构混合沉积和夹层混合沉积三种类型。通过对沉积相的平面展布特征的研究表明,研究区是以碎屑流沉积和混合沉积为主体的半深湖-深湖沉积体系。

冀中束鹿凹陷沙三段致密油气藏有利勘探区带评价

针对冀中束鹿地区沙三段下亚段复杂致密砂砾岩油气藏地震预测难度大的特点,提出一种基于GeoEast解释系统多项特色技术的致密储层预测思路。应用构造导向滤波和多属性融合技术识别断层,明确构造缝发育特征;运用波形分类技术研究地震相,划分砂砾岩有利沉积相带;利用高亮体和流体活动性属性识别岩性和含油气区;最终完成有利勘探区带评价。实际应用证明,基于GeoEast解释系统的致密储层预测思路在研究区油气勘探中应用效果显著,预测吻合率高,针对类似问题具有较强推广性。

油气二次运移方向模拟及有利区带预测:以束鹿凹陷西斜坡沙二段为例

束鹿凹陷位于冀中坳陷南部,为一典型的断陷湖盆。凹陷古近系发育多套生储盖组合,具有良好的勘探前景。为了寻求油气勘探的突破口,进一步明确勘探的主攻方向和区带,急需深化对研究区油气二次运移的认识。以束鹿凹陷西斜坡沙二段为例,基于Arcgis软件对目的层的油源区、输导体系、构造及流体势特征等多种地质信息进行处理,在大尺度条件下以流体势模型为油气二次运移动力模型模拟油气二次运移方向。模拟结果揭示,油气在砂体发育状况的约束下,鼻状构造控制油气相对运移方向,油气向其脊部运移汇聚。最后,依据油气二次运移方向模拟结果及对成藏条件的认识,优选出台家庄鼻状构造带、雷家庄南部鼻状构造带以及西曹固南、北鼻状构造带4个长期继承性的鼻状构造带为成藏有利区带。

束鹿凹陷古近系沙河街组第三段下部储层物性及其影响因素

本文在对束鹿凹陷古近系沙河街组第三段下部地层、岩性、沉积相、成岩作用、成像测井等方面进行深入研究的基础上,查明了研究区储层物性特征及其影响因素。指出研究区储层原生孔隙不发育,以孔隙-裂缝型储层为主,储集空间以次生溶孔和裂缝为主,渗滤通道主要是裂缝,属特低孔特低渗储层。研究区的储集层主要是重力流成因的各种砂砾岩体和混积成因的泥灰岩类,由于其特殊性,导致它既不同于一般的碎屑岩,也不同于正常沉积的碳酸盐岩,因此,影响其储集性能的因素较复杂,概括起来主要有岩性、厚度、沉积相、成岩作用、构造应力等对裂缝、孔隙度的影响。其中性脆、泥质砂的中薄层砂砾岩,即贫基质的碎屑流易形成裂缝,同时构造应力是导致裂缝形成的重要原因:而具塑性、泥质含量高、层厚的重力流沉积及泥灰岩沉积不易形成裂缝。而成岩压实和胶结是导致地层孔隙度减小的主要原因,溶解作用则形成次生孔隙。

束鹿凹陷泥灰岩储层测井解释方法研究

以双重孔隙解释模型为基础,通过对束鹿凹陷泥灰岩储层特征和测井响应特征的分析,在现有测井资料基础上探讨泥灰岩地层中测井系列优选原则,指出常规测井资料的不足和局限性,确立了泥灰岩储层评价标准。借助成像、偶极子声波等新技术测井资料,结合实例,指出了泥灰岩地层有效储层的富集规律,对泥灰岩储层勘探及测井解释均具有一定的参考意义。

束鹿凹陷潜山油气成藏规律及分布

束鹿凹陷发育有西部斜坡潜山带和东部陡坡潜山带,以侵蚀山、断块山、褶皱-侵蚀山为主。区内潜山油气成藏的主控因素分别为不整合面及断层输导体、基底断层发育及其演化、基底岩性等3个方面,其中不整合面及断层输导体控制了油气的运移和聚集、基底断层发育及其演化控制了潜山圈闭的形成与发育、基底岩性控制了潜山储层的分布。通过对研究区油气成藏主控因素的分析,结合石油地质特征总结出束鹿凹陷西部斜坡带和东部陡坡带的潜山油气成藏模式。

基于成因机理的地层有机质孔隙度的计算--以冀中束鹿凹陷泥灰岩非常规储层为例

近年来有机质孔隙在泥页岩及泥灰岩致密储层中被发现,成为非常规油气藏中一种重要的储集空间类型。有机质孔隙度的计算是非常规油气评价及勘探中极其重要且急需解决的问题。以冀中坳陷束鹿凹陷泥灰岩为例,从成因角度出发,提供了计算有机质孔隙度的方法。束鹿凹陷泥灰岩为自生自储型非常规油气藏,发育有机质孔隙。有机质孔隙主要为有机质在热演化过程中,由未成熟固体干酪根向低密度烃类流体转化所产生。根据束鹿泥灰岩现今有机地化特征(Ⅰ型及Ⅱ型干酪根、TOC平均1.66%、氢指数(HI)平均451 mg/g、T_(max)平均444℃),推算出其初始氢指数(HIo)平均561 mg/g、初始有机碳TOCo平均1.9%、可转换碳占48%、转化率为31%。最终利用质量平衡方程求得该区有机质在此演化过程中产生的有机质孔隙度为0.68%。