渤南洼陷沙四段膏泥岩中高丰度孕甾烷成因及其指示意义

渤南洼陷沙四段膏泥岩样品中检出了高丰度孕甾烷(相对于规则甾烷),孕甾烷/规则甾烷值为0.52~7.88,平均值为3.12。这些膏泥岩样品具有指示性较强的盐湖相生物标志化合物分布特征,如较低的姥鲛烷/植烷值(Pr/Ph=0.12~0.76)、高伽马蜡烷指数(GI=0.04~1.45)、高升藿烷指数(HHI=0.03~0.22)和较高的二苯并噻吩/菲值(DBT/P多大于1),均指示了高盐度水体、强还原性和富硫沉积环境,生源输入主要为嗜盐菌和藻类等低等水生生物。根据渤南洼陷沙四段原油中检出丰富的含硫甾烷,推测渤南洼陷高丰度孕甾烷可能与含硫甾烷形成过程中的不完全硫化作用有关。通过剖面上各生物标志化合物参数随埋深的纵向变化特征发现,孕甾烷与Pr/Ph、HHI和GI值等呈现良好的相关性,它们均指示还原、高盐度以及富硫贫铁的沉积环境。

渤南坳陷沙河街组页岩油藏水力裂缝穿层扩展规律研究

渤南坳陷沙河街组页岩油储量丰富,但开发难度大。提高水力裂缝穿层能力,形成纵向三维立体改造区域是有效开发该类油藏的关键。在调研国内外数值模拟方法的基础上,基于cohesive有限元数值模拟手段,通过ABAQUS数值模拟软件建立了三维水力压裂模型,定量分析了储层岩石杨氏模量、层理面胶结强度以及泵注排量对裂缝穿层能力的影响。研究结果表明:1)随储层杨氏模量增加,水力裂缝展布范围和裂缝穿层比呈增加趋势;2)裂缝穿层比随层理面胶结强度增加呈现反向波动曲线,当胶结强度处于波峰位置时可获得较大穿层比;3)泵注排量对裂缝穿层效果贡献有限,随排量增加穿层比先增加后趋于平稳。以上成果对地质和工程相关因素进行了敏感性分析,为页岩油藏水平井体积压裂优化决策提供了重要理论基础。

渤海湾盆地沾化凹陷渤南洼陷古近系深层优质储层形成机制

随着勘探程度的提高,渤海湾盆地渤南洼陷油气勘探的主要对象逐渐由中浅层转向中深层。深层勘探的关键问题是优质储层,其发育取决于沉积充填和地层流体的相互作用。古近系沙河街组四段沉积时期,该区发育了咸化环境湖相碎屑岩与膏盐层沉积。利用钻井、实验等基础资料,分析储层沉积环境、地层水特征、岩石学特征及成岩作用类型,探讨深层优质储层发育演化机制。研究结果表明:(1)在分布面积广、沉积厚度大的膏盐层的封闭下,咸化湖泊环境的沙四段碎屑岩,早成岩期经历了碱性成岩环境,形成的碳酸盐胶结物充填原生孔隙,并有效阻滞压实作用的发生;(2)随着烃源岩中的有机质趋于成熟,中成岩期有机酸在异常高压的驱动下向地层中运移,早期碳酸盐胶结物以及长石、岩屑普遍被溶蚀,形成次生孔隙,酸碱交替作用是深层优质储层发育的主要机制;(3)优质储层的发育受到膏盐层分布、烃源岩发育、断裂体系与碎屑沉积体展布的控制,受酸碱流体影响强烈的缓坡扇三角洲和陡坡近岸水下扇中前端砂体,是渤南洼陷沙四段优质储层发育区。

渤南洼陷沙四下亚段沉积中心迁移演化规律

渤南洼陷沙四下亚段沉积时期气候干旱,发育套以红色系为主的红层沉积。红层地层厚度、泥岩颜色,砂体沉积组构在时间和空间上快速变化,洼陷原型及沉积中心迁移规律分析极为困难。基于红层沉积特点,以构造格架为约束,在传统原始沉积厚度恢复基础上,通过不同尺度地层厚度分析,结合物源供给与地层厚度相关性分析,明确不同区域尺度厚度中心指示意义,厘定沉积中心迁移规律。沙四下亚段沉积早期孤西断裂控制沉积中心发育,孤西断裂下降盘厚度中心为沉积中心.

基于灰色关联分析的页岩油甜点综合评价方法--以渤海湾盆地渤南洼陷为例

国内页岩油以中国陆相沉积为主,地质条件复杂多变,且地质工程甜点评价要素多元,为页岩油甜点综合评价带来了困难。以渤海盆地渤南洼陷为例,基于灰色关联理论,筛选出了页岩厚度、总有机碳含量、镜质体反射率、孔隙度、热解游离烃含量、原油密度、原油黏度、地层压力和脆性指数等9个评价指标,分析了评价指标间的相关性,优化了各评价指标的权重,计算了综合评价指数,实现了页岩油甜点的综合性、定量化精准评价。分析结果显示:渤南洼陷页岩油综合评价指数高值主要分布于XYS9—Y182—Y187井区、Y283井区南部及L42井区周围,整体向南、向北综合评价指数逐渐降低,综合评价指数与单井产量具有较好的相关性,能够较好地匹配渤南洼陷页岩油单井产量;BYP5井综合评价指数自上而下整体减小,与示踪剂监测的产量贡献率趋势一致,两者具有较好的相关性。研究结果表明,页岩油水平井完井后,通过计算综合评价指数,可以及时、准确地评价水平段的甜点段,指导页岩油水平井压裂施工。

渤南洼陷“济阳”夹层型页岩油评价及水平井一体化设计

为形成陆上断陷盆地夹层型页岩油地质工程一体化评价及水平井一体化设计方法,通过一体化理念,利用地质综合分析及数据统计分析等方法,对渤南洼陷“济阳”夹层型页岩油开展地质工程一体化研究。对比济阳坳陷页岩油的典型特征及与中国其他页岩油的主要差异,初步提出“济阳”页岩油概念。系统研究渤南洼陷“济阳”夹层型页岩油的夹层、构造、地应力、物性、地化参数、天然裂缝及压裂改造特征,建立综合夹层、天然裂缝、压裂改造性的地质工程一体化甜点评价方法。形成地质工程制约条件下的水平井一体化设计方法,具体包括地质工程甜点、断层特征及水平段长度定方案部署区域,地面井台与压裂裂缝方向相结合定水平井部署区,钻井平台与靶前距定水平井A靶部署区,水平段长度、钻井难度及钻井投资定水平井B靶及水平段井轨迹。结果表明:渤南洼陷“济阳”夹层型页岩油夹层大孔隙相对发育,可动流体饱和度高,且压裂可改造性好;高频夹层发育区通过压裂可获得更复杂的压裂裂缝网络,沟通更多的夹层,产能高;通过平面动态A靶框及纵向水平段轨迹控制窗的设计方法,大大降低了钻井施工难度,缩短了钻井周期,大幅改善了页岩油开发的经济性。

济阳坳陷渤南洼陷古近系沙河街组流体压力建场过程及其石油地质意义

通过对济阳坳陷渤南洼陷古近系沙河街组泥页岩和致密砂岩中的流体包裹体进行古压力测试,恢复了其流体压力演化过程,并探讨了其石油地质意义。研究结果表明:(1)渤南洼陷沙三段在馆陶组沉积期及之后共经历了4次压力场重建过程,每次压力场重建的持续时间均为3~4 Ma,表现为低序级幕式特征。(2)与沙三段低序级幕式压力建场过程不同的是,沙四上亚段在上覆石膏岩的封盖下,压力场重建的门限较高,在东营组沉积期及馆陶组沉积末期发生2次压力场重建过程,表现为高序级幕式特点。(3)研究区沙三段低序级幕式压力建场过程指示着开放的流体环境和较强的酸性溶蚀作用,以低序级幕式压力建场为主的沙三段储集层物性整体优于高序级幕式建场的沙四上亚段储集层;沙三段烃源岩在排出大量烃类物质的同时,其自身储集空间中也会存在部分残留,从而形成常规油与页岩油的共同富集区。

基于多种群遗传算法和动态时间归整的智能层序地层划分对比方法——以渤南洼陷古近系下部为例

针对深层-超深层因古生物化石种类少、取心困难、标志层不稳定、层系埋藏深、地震品质差而存在的层序地层划分与对比困难的问题,提出综合利用测井、录井资料为输入参数,采用多种群遗传算法(multi-population genetic algorithm, MPGA)和动态时间归整(dynamic time warping, DTW)相结合进行渤南洼陷古近系下部层序地层的划分与对比,并以多种常规频谱分析(最大熵频谱分析(integrated prediction error filter analysis, INPEFA)、连续小波变换(continuous wavelet transform, CWT)、时频分析等)对智能划分结果进行验证。基于这种智能识别,以渤南洼陷深部地层古近系下部沙四段-孔店组为例,在渤南洼陷西部邵古1井、邵古2井古近系下部识别出沙三段/沙四段(E_(s3)/E_(s4))界面、沙四段/孔店组(Es4/Ek)界面、孔店组(Ek)底部等层序界面,将邵古1井和邵古2井古近系下部划分出4个三级层序界面并进行连井层序对比。通过与多种频谱分析方法验证结果对比发现,综合利用基于Fisher最优分割理论的MPGA对单井层序地层进行精细划分,结合DTW技术进行连井层序对比,可提高深层及超深层层序地层划分对比的准确性和可靠性。所提出的单井地层自动划分与连井对比方法能摆脱人为主观因素对层序地层划分的干扰,实现基于机器学习的层序地层智能识别,在各类岩石的层序地层对比中具有良好的应用前景。

沾化凹陷渤南洼陷沙四上亚段高含H2S成因研究

渤南洼陷沙四上亚段高含硫油气储量丰富,多个区块在钻井、试油和开发过程中出现了H2S伴生。本研究以单井H2S统计分析为基础,通过岩心观察描述、薄片鉴定、硫同位素测试,认为洼陷内断阶带断层的多期活动,使得上覆膏泥岩层与砂岩储层发生侧向接触,并在较高的埋藏温度(120~180℃)条件下,发生烃类与硫酸盐的TSR反应,生成大量H2S并导致斑块状黄铁矿的普遍发育。

渤南油田94^(#)站西部片区节能降耗技术研究

渤南油田94^(#)站西部片区位于济阳坳陷沾化凹陷中部,区块地层压力低,自然产能低,原油物性差,存在冬季管输末端回压高,能耗大,烟气污染高等问题。在调研基础上利用PIPEPHASE建模分析、Fluent模拟分析,总结出集输系统主要能耗原因:保温效果差造成热散失大,管道布局不合理、局部施工不规范造成压损大,燃气加热造成能源消耗大。机采系统主要能耗原因:设备传动功率损耗大、抽油机载荷不均匀电损大、生产参数不合理导致效率低耗电大。提出了精细质量管理、机采系统优化、管网布局改造及掺水优化、燃气加热炉替代优化、新能源方案比选替代优化等技术和管理措施,并利用C语言程序和PIPEPHASE建模验算可行性,经过现场使用验证,能够满足优化生产效果和节能减排的目的。

基于正演模拟的渤南北带致密砂砾岩体内幕结构解剖

渤南北带近岸水下扇致密砂砾岩体内幕地震反射特征复杂,沉积期次划分困难,严重制约了成熟盆地油气高效勘探开发。为此,通过井震结合,分析影响砂砾岩体地震反射内部结构的地质因素主要为不同砂砾岩体的速度差异和砂砾岩体之间的泥岩隔层厚度。采取控制变量法,开展砂砾岩体内部结构正演模拟,结果表明,不同的砂砾岩体之间的速度差越大,地震反射越强;两套砂砾岩之间泥岩隔层越厚,地震反射结构差异越明显;同时开展近岸水下扇前端强反射正演模拟,发现厚层泥岩中的薄层砂岩,结合实钻井岩性特征,发现了浊积岩。最终建立了渤南北带近岸水下扇–浊积岩沉积体系,为油田高效勘探开发提供借鉴。

渤南低凸起北坡中生界火成岩潜山录井综合评价方法

对于火成岩储层,井场录井快速评价对于随钻地质决策、中途测试、测井取样等非常重要。本文针对渤南低凸起北坡中生界火成岩潜山井场快速评价难题,基于已钻井资料,建立了研究区火成岩储层“岩性、有效性、含油气性”的井场地质录井综合评价方法。实际应用表明,该方法具有较强的现场可操作性,有助于提高第一手资料的可靠性,能够为石油勘探及开发中的火成岩井场评价提供技术参考。

渤海海域渤南低凸起下古生界岩溶古地貌及其对储层的控制

渤海湾盆地渤海海域下古生界碳酸盐岩岩溶古地貌的分布特征认识的不充分,限制了对古岩溶储层油气分布规律的认识。选取渤南低凸起渤中28-1地区下古生界为研究对象,通过残余地层厚度法,叠加残留地层厚度、剥蚀厚度、压实校正等特征参数,开展下古生界顶部古地貌形态的精细刻画,探讨古地貌对储层的控制。研究表明:研究区所处的二级古地貌单元为岩溶斜坡,进一步识别坡地、残丘、沟槽3种岩溶古地貌单元;岩溶斜坡单元的整体岩溶作用强,其中残丘和坡地溶蚀作用强烈,储集性能好,且以岩溶坡地储集性能最好,沟槽的岩溶强度较弱,但仍发育有较多溶蚀孔隙。

碳同位素录井技术在胜利油区页岩油评价中的应用——以渤南洼陷YYP 1井为例

页岩油目前已成为国内外油气勘探开发的重要领域,为了探索碳同位素录井新技术在页岩油评价中的作用,选取渤南洼陷页岩油井YYP 1井开展碳同位素录井工作。基于系统的碳同位素录井数据,详细分析了沿井身轨迹的碳同位素变化特征及其代表的地质意义,利用钻井液气碳同位素研究了页岩油气的成因及成熟度等油气地球化学问题,通过不同时间序列下岩屑罐顶气碳同位素分馏变化特征,及与钻井液气碳同位素之间的分馏特征,结合气测变化对页岩油“甜点”类型进行评价,为压裂分段分簇方案的制定提供有力的技术支撑。

渤海湾盆地沾化凹陷渤南洼陷原油地球化学特征及成藏期分析

下第三系沙四段是沾化凹陷渤南洼陷深层主要产油层,目前关于沙四段原油的油源和成藏期问题还存在不同的认识。通过对研究区储层流体包裹体分析,结合沙四段原油的地球化学特征,沙三段和沙四段烃源岩的生、排烃资料及构造演化资料,讨论了沙四段油藏的形成历史。研究表明,渤南洼陷沙四段曾发生过2期油气充注:第一期始于沙二段沉积末期,主要时期为沙一段沉积后期到东营组沉积中期,由于构造抬升,至东营组沉积末期(28.8 Ma)可能存在间断;第二期油气聚集从馆陶组沉积初期到明化镇组沉积早期,主要在馆陶组沉积期。油气成藏时期与沙四段和沙三段烃源岩的主要生、排烃期是相一致的。由此推测,沙三段与沙四段油源的相对贡献主要取决于烃源岩与油源断层及圈闭的空间配置关系。

试油资料在渤南洼陷深部碎屑岩有效储层评价中的应用

利用试油资料和物性资料，求得渤南洼陷3500～3700m深度碎屑岩有效储层渗透率下限值为0．6×10^-3μm^2、孔隙度下限值为7．45％，与用分布函数曲线法确定的物性下限值基本一致，经试油资料检验正确率为952％。综合考虑产液量、孔隙度差值、渗透率差值等参数，结合沉积相、岩性、地层压力等资料，将渤南洼陷埋深大于3500m的深部碎屑岩储层划分为4类。其中：Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类为有效储层；Ⅳ类为非有效储层。Ⅰ类储层主要为扇三角洲前缘水下分流河道、河口坝和湖底扇中扇辫状水道中细砂岩和含砾砂岩，地层压力以超压为主，常规试油产液量大于5t／d；Ⅱ类储层主要为扇三角洲平原分流河道和近岸水下扇中扇辫状水道含砾砂岩，地层压力为常压，常规试油产液量为1～5t／d，实施酸化、压裂措施后产液量大于5t／d；Ⅲ类储层主要为近岸水下扇内扇主水道和扇三角洲平原分流河道砾岩或含砾砂岩，地层压力为常压，常规试油产液量小于1t／d，实施酸化、压裂措施后产液量为1～5t／d；Ⅳ类储层主要为近岸水下扇内扇主水道和洪积扇中扇辫状水道砾岩或含砾砂岩，地层压力为常压，常规试油产液量小于1t／d，实施酸化、压裂措施后产液量仍小于1t／d。

渤南洼陷古近系高岭石发育特征及转化机理

砂岩储集层中高岭石的发育程度与储集层物性和油气聚集关系密切。通过对渤南洼陷古近系沙三段和沙四段的岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜、黏土矿物X-衍射、岩心物性和含油级别分析测试,研究深层碎屑岩中高岭石的发育特征及形成机理。深部碎屑岩储集层中的高岭石主要是由长石的溶蚀产生的,高岭石的发育是良好储集层和饱和油层出现的重要标志,高岭石含量出现相对高值的储集层与工业油层有很好的对应关系。研究区高岭石形成分为4个阶段:沉积高岭石向伊利石转化阶段、自生高岭石大量产生阶段、油层中的高岭石被油气包围阶段及油层中高岭石出现异常高值阶段。深部碎屑岩储集层中的高岭石形成于酸性流体和长石相互作用的酸性成岩场中,保存在油气充注形成的惰性成岩场中,在弱碱性成岩场中迅速向伊利石和绿泥石转化。

济阳坳陷渤南洼陷古近系沙河街组沉积相

渤海湾盆地济阳坳陷渤南洼陷的主要含油层系为古近系的沙河街组。沙河街期各时段沉积相的展布各具特征 ,并具清晰的演化序列。沙四早期以发育扇三角洲相为特征 ,分布于洼陷南部 ;北部边缘则发育近岸水下扇沉积 ;东部及西部均存在辫状河三角洲相 ;中部有盐湖沉积。沙四晚期以盐湖相发育为特征 ,主要占据湖泊深水部位 ,其周围依次分布半深湖、浅湖及滨湖亚相。此外 ,局部见及小型辫状河三角洲沉积。沙三期是辫状河三角洲发育的全盛时期 ,主要分布于洼陷东南部 ,物源来自孤岛凸起。这些沉积长期以来被认为是浊积岩 ,近期研究表明它们属辫状河三角洲沉积。辫状河三角洲前缘砂体构成了渤南洼陷最主要的储层成因类型 ,渤南洼陷绝大部分油气均储存在该类砂体中。沙三期湖泊相沉积也始终发育 ,且深湖、半深湖亚相发育良好。经过沙三期后的抬升剥蚀和填平补齐作用 ,沙二期湖盆变浅 ,以浅湖为主 ,研究区东南部及西北部均发育面积较大的辫状河三角洲沉积。沙一期发生大规模湖侵 ,物源区向后退缩 ,研究区仅存在单一的湖泊相 ,其中半深湖。

沾化凹陷渤南洼陷油气成藏期分析

综合盆地构造演化、烃源岩成熟度、油藏流体性质及储层流体包裹体等资料,利用生排烃期分析法、油藏饱和压力分析法及流体包裹体均一温度分析法,分别对沾化凹陷渤南洼陷油气成藏期进行研究。结果表明:渤南洼陷烃源岩在东营组沉积早期开始生烃,其油藏多在馆陶组沉积末期—明化镇组沉积早期成藏;油气成藏期主要分为2期,东营组沉积中期有少量油气在渤南洼陷中心沙四段储层中运聚成藏,大规模油气聚集发生于中新世末期至上新世,以上新统明化镇组沉积中晚期为主。不同层系、不同构造单元中油气藏的主要形成期存在差异,以烃源岩中的岩性油气藏形成时间较早;自下而上,由洼陷中心向边缘,油气藏的主要形成期有逐渐变晚的趋势。

渤南洼陷深层油气成藏特征及主控因素

渤南洼陷深层烃源岩主要为古近系沙河街组四段暗色泥岩、砂泥岩及膏盐层,有机碳含量为0.9%～2.39%,干酪根为Ⅰ和Ⅱ1型;深部储集层以沙河街组四段砂砾岩、细砂岩及泥灰岩为主,孔隙度为1.18%～23.5%,渗透率为0.1×10 - 3～36.67×10 - 3 μm2;按照圈闭类型可将深层油气藏划分为岩性圈闭油气藏和复合圈闭油气藏,按烃源岩类型可将其分为古近系腐泥型烃源岩油气藏和中、古生界煤成气藏,按生储盖组合又可将其划分为自生自储型油气藏和上生下储型油气藏.渤南洼陷深层油气成藏主要受充注期、流体动力系统及膏盐层控制.油气的晚期连续充注为深层油气藏的形成提供了雄厚的物质基础.深层特有的超压流体动力系统为深部油气的运聚提供了动力.区域性分布的膏盐层对油气成藏的控制作用主要体现在:1)区域性封盖作用;2)延缓了其下地层的成岩作用,改善了储集物性;3)有利超压流体系统的形成.因此,膏盐层的下部地层为深层勘探的有利区域.