藻灰岩压裂裂缝扩展规律物理模拟

柴达木盆地风西区块下油砂山组藻灰岩储层弱面发育,岩性复杂,物性变化大,非均质性强,其压裂裂缝扩展机理不明晰。采用岩屑电镜扫描实验分析了藻灰岩矿物组分特征,通过三轴压缩实验开展了基于能量演化的岩石脆性评价。为探究不同地质、工程条件下藻灰岩裂缝扩展规律,采用小尺寸真三轴水力压裂系统对含有结构弱面的藻灰岩开展了地层温压条件下的压裂物理模拟测试,分析了压力曲线与裂缝形态。研究结果表明:藻灰岩碳酸盐岩类矿物含量高,脆性特征明显,采用能量演化法计算脆性指数为0.56;低水平应力差、高注入排量、低压裂液黏度实验条件下,人工裂缝受应力控制作用减弱,结构弱面易被激活,局部裂缝迂曲程度提高,易形成复杂裂缝。该研究对藻灰岩储层压裂施工具有指导意义。

利用测井资料自动识别藻灰岩

藻灰岩在测井曲线图上具有不同于其它岩性的特征,据此确定了7 种测井参数(自然伽玛、自然电位、井径、声波时差、补偿中子、补偿密度及深电阻率),将测井数据归一化后得到了相应的岩性判别样本参数。利用F Means中速度较快的聚类迭代(LBG)算法对研究样本进行分类,优选了一组数据用于判别分析。在进行Q因子分析的基础上建立了用于岩性判别的3 个判别函数,并对花土沟油田某井段进行了岩性识别预测分析。

柴达木盆地西部地区第三系湖相藻灰岩油气藏及勘探潜力

柴达木盆地第三系藻灰岩储层分布较广,是柴达木盆地第三系碳酸盐岩储层中最重要的油气储层。目前柴达木盆地第三系藻灰岩储层主要见于西部地区的跃西、跃东、七个泉、狮子沟、花土沟、尖顶山、南翼山和大风山等地区,层位上从下干柴沟组上段(E3)至上油砂山组(N2)均有分布。E3和N1的藻灰岩主要分布于英雄岭222凹陷以西(西南)地区,N2和N2的藻灰岩主要分布于英雄岭凹陷以东(东北)地区,这与柴达木盆地的湖水进退、12沉积中心的迁移及盆地演化有着密切的关系。柴达木盆地西部地区第三系湖相藻灰岩储层的成因类型主要包括两类滨湖亚相的藻坪灰岩和浅湖亚相的藻丘灰岩。滨湖亚相的藻坪灰岩和浅湖亚相的藻丘灰岩具有完全不同的沉积特征、岩石类型和储层特征。滨湖亚相藻坪灰岩储层的储集空间以次生溶孔和溶缝为主,溶孔和溶缝的形成与大气淡水的淋滤作用有关。浅湖亚相藻丘灰岩储层的储集空间以次生溶孔和溶缝为主,同时也发育原生枝管状钙藻(绿藻门的松藻科)的藻管孔,溶孔和溶缝的形成与晚期沿断裂带大气淡水的溶解作用及有机酸的溶解作用有关。柴达木盆地西部地区第三系是青海油田近期的重点勘探目标区,具有很大的油气勘探潜力。近几年发现的藻灰岩是其中一个值得重视的勘探目标,已知地区的藻灰岩储集性质较优。

花土沟油田下油砂山组-上干柴沟组藻灰岩储层特征

花土沟油田下油砂山组 -上干柴沟组藻灰岩储层主要有藻纹层灰岩、藻泥晶灰岩、亮晶鲕粒灰岩、亮晶介屑灰岩、亮晶藻团粒灰岩和陆屑泥晶灰岩等 ,其中前两类的储层物性较好。藻灰岩储层的形成主要受沉积环境的稳定性、早期淋溶和晚期胶结 -充填作用的控制。藻灰岩储层在测井曲线上显示出较高的自然伽马值 ,在地震剖面上表现为强反射特征。利用这些特征可以进行藻灰岩储层的横向展布分析。经几口井的试油 ,藻灰岩储层都有油气显示 。

柴西南翼山地区藻灰岩层储层特征及成因分析

对南翼山藻灰岩岩层储层特征及成因进行了系统研究。结果表明,南翼山藻灰岩沉积水体环境相对浑浊,但藻类仍能生长;该区藻灰岩岩石组成及类型复杂,主要的藻灰岩岩石类型有包心菜状叠层石、藻礁、指状叠层石、水平波状叠层石等;其主要为滨岸斜坡上低能潮上环境至高能潮下环境形成的沉积体,在重力等因素的作用下产生滑动或滑塌形成的微生物成因的滑塌混积岩;岩层物性好于其它岩层;藻灰岩层的成因决定了该地区单个沉积体规模小、分散、层薄。

柴达木盆地跃西地区藻灰岩储层的测井识别

藻灰岩在柴达木盆地跃西地区第三系湖相地层中广泛分布,是该区碳酸盐岩储层中最重要的一类油气储层。该类储层储集性能优良,单井获高产工业油流,是跃西地区近期一个新的勘探领域。但由于藻灰岩厚度薄,且与多种岩性互层沉积,加之藻灰岩本身具有多样性,导致了该类储层识别难度的加大和评价精度的降低。从藻灰岩测井响应特征入手,在应用岩性测井曲线与声波测井曲线重叠,刻画识别储层的基础上,再用三孔隙度测井曲线重叠识别藻灰岩,效果较好,为识别此类复杂储层提供了一种新的思路、方法。

利用FMI成像测井识别柴西第三系藻灰岩储层

柴达木盆地西部地区主要储层藻灰岩厚度薄,多种岩性混杂,仅依靠常规测井评价精度低;藻灰岩本身的多样性又导致了测井响应的多样性,进一步加剧了储层识别和评价的难度。从分析藻灰岩的沉积特征入手,讨论了各种岩性的矿物组成,定量归纳了它们的测井响应特征,指出利用常规测井不能准确划分这类岩性。微电阻率成像测井对识别藻灰岩和区分非储层有着独特的技术优势。依据藻灰岩的图像形态特征,提出了以微电阻率成像测井为主,结合常规测井判识藻灰岩储层的方法。

柴达木盆地油泉子油田中孔低渗型藻灰岩储层测井评价

油泉子油田油砂山组地层岩性复杂,呈薄层状分布,属中孔隙低渗透储层,油水分异差,油水关系复杂.在测井响应中,相对低电阻率油层和相对高电阻率水层普遍存在,影响了对油、水层的识别.对测井响应特征与岩性、粒度、孔隙特征和地层水矿化度之间关系的分析表明,岩性、粒度、孔隙结构、地层水矿化度等多因素共同作用,造成了储层测井响应特征的复杂性.在常规分析基础上,应用反映储层物性特征的声波时差与电阻率比值编制交会图,可以快速有效地识别油、水层.

油砂山油田上干柴沟组藻灰岩储层特征研究

以油砂山油田上干柴沟组为研究目的层,通过岩石学特征及沉积相结合和构造区域研究,对该地区藻灰岩的储层特征及主控因素进行分析。研究表明,油砂山油田上干柴沟组藻灰岩的类型分为藻纹层灰岩、藻叠层灰岩、藻团块灰岩及藻泥晶灰岩;研究区藻灰岩储层属于中孔中渗储层,空间类型发育多样性,单层厚度薄,易于形成岩性油气藏和透镜状油气藏;藻灰岩分布特征主要受大地构造条件、沉积条件、区域构造条件等因素的综合影响。

苏鲁地区中寒武统张夏组藻灰岩及沉积相

鲁西、苏北地区中寒武统张夏组上部主要是藻灰岩与鲕粒灰岩互层沉积。根据藻类的宏观结构可划分为藻礁、藻叠层石、藻丘及藻斑块。显微镜下观察藻类主要由Ｅｐｉｐｈｙｔｏｎ组成。根据沉积相分析，研究区自东南而西北张夏组上部可划分为藻礁相、鲕粒滩相及藻坪相。藻灰岩的沉积与环境条件是密切相关的，其主要影响因素有海平面变化、沉积速率、碎屑物源供应及水动力条件等。

柴达木盆地藻灰岩储层识别与预测

藻灰岩在柴达木盆地第三系湖相地层中广泛分布,是碳酸盐岩储层中重要的一类油气储层.该类储层储集性能优良,单井产能高,是柴西地区近期一个新的勘探领域.但由于藻灰岩具有厚度薄、与多种岩性互层沉积、且本身具有多样性等特点,导致了该类储层识别难度加剧和评价精度降低.本文以Yx地区的藻灰岩为例,运用常规测井资料曲线重叠法对藻灰岩进行了测井识别研究及敏感参数反演技术方法攻关研究,提高了藻灰岩的反演精度和预测的可靠性,为该区滚动勘探部署提供了地质依据.该方法适用性强、效果良好,为此类复杂储层的预测提供了新的思路和方法.

花土沟油田藻灰岩储层特征与油气关系

岩心观察和铸体片鉴定证实,花土沟油田藻灰岩储层发育,储层岩石类型主要为藻纹层灰岩、藻叠层灰岩、亮晶生屑灰岩、亮晶鲕粒灰岩、陆屑泥晶灰岩、藻泥晶灰岩、藻团粒灰岩等,形成于湖盆中某单一藻类勃发时期,沉积过程受陆源碎屑影响较大,成岩阶段只经历了准同生成岩阶段和浅埋藏阶段,成岩作用较弱,对孔隙度影响不大。孔隙类型主要为受到淡水淋滤溶蚀作用和构造作用而形成的次生孔隙,孔隙结构杂乱,无明显规律性。藻灰岩既是生油岩,又是储集岩体,形成自生自储式油藏的条件非常有利。

成像测井技术在柴达木盆地藻灰岩储层评价中的应用

青海油田尕斯库勒下干柴沟组上段油藏的储层以藻灰岩为主,非均质性强,物性变化大,其储集空间类型主要有原生孔隙、次生孔隙和裂缝。常规测井难以进行有效储层划分和流体性质识别。微电阻率成像测井(FMI)技术具有分辨率高、携带大量地质信息的优势,能较好地识别、区分和评价藻灰岩、粉砂岩、石灰岩储层。藻灰岩储层FMI图像呈絮状或云朵状,外部边界不平直,内部构造不均匀,层理无规律,局部有溶蚀现象;泥质粉砂岩与钙质粉砂岩的FMI图像为亮黄色、棕黄色条带;而石灰岩、泥灰岩为白色、亮黄色及黑白相间的条带。张开缝或高导缝在FMI图像上显示为暗色的正弦曲线,高阻缝的FMI图像显示为亮黄色—白色的正弦曲线。裂缝越发育,储层渗透性越好。溶蚀孔主要表现为沿裂缝的局部溶蚀扩大,在裂缝特征不明显时,多为分散的星点状或串珠状暗色斑点,这种特征越明显,储层孔隙性就越好。

大风山风西构造下油砂山组藻灰岩储层分析

大风山风西构造下油砂山组优质储集层为藻灰岩层，包括藻泥晶灰岩、藻叠层灰岩和藻团块灰岩层。藻灰岩储层孔隙度为3.4%-13.1%，平均6.9%，渗透率为0.013-17.5μm^2，平均1.353μm^2。藻灰岩储集层储集空间主要为溶蚀孔。空隙结构类型主要有粗孔-中喉型、中孔-中喉型和中孔-小喉型。储层物性主要控制因素为风西地区下油砂山组沉积相、沉积微相及成岩作用。

柴达木盆地西部地区新近系藻灰岩沉积特征及形成机制

柴达木盆地西部地区(简称“柴西地区”)新近系主要为陆源沉积岩,湖相碳酸盐岩亦广泛发育,其中藻灰岩的储集性和含油性最好。为进一步探究柴西地区新近系藻灰岩沉积特征及形成机制,主要通过详细的岩心和岩石薄片观察分析,对油泉子、黄瓜峁、南翼山、大风山等地新近系的藻灰岩进行研究。研究表明:1)柴西地区新近系藻灰岩主要有层纹石灰岩、叠层石灰岩和凝块石灰岩3种类型,以凝块石灰岩最发育。层纹石灰岩中纹层呈较连续且相互平行的水平纹层状,单个纹层最大厚度一般不超过0.5 m;叠层石灰岩主要有柱状叠层石灰岩和锥状叠层石灰岩2种类型,柱状叠层石在岩心上呈高宽比较小的灌木状,锥状叠层石则呈倾斜于地层面的指型密集簇状,叠层石最大单层厚度仅为0.25 m;凝块石灰岩在岩心上表现为表面粗糙的团块状,显微镜下藻凝块内部显微组构为不均匀的云雾状和海绵状。此外,有较多叠层石灰岩和凝块石灰岩呈不规则的砾屑状产出,且发育有明显的同生变形沉积构造。2)柴西地区新近系层纹石灰岩均为原地沉积,而叠层石灰岩和凝块石灰岩除原地沉积外,以原地垮塌沉积为主,以近原地滑塌沉积为次。3)柴西地区新近系藻灰岩同生改造有2个主要控制因素,一是藻灰岩与其基底灰质泥岩岩性硬度的差异,二是以底流为主、波浪为辅的水动力,次要因素为地震的振动、浅湖斜坡的坡度以及叠层石和藻凝块的倾斜生长等。

藻灰岩的测井识别

柴西地区第三系湖相碳酸盐岩地层中,富含油气的储层储集空间类型比较复杂,但其岩性主要包括泥灰岩、泥云岩、藻灰岩、泥晶灰岩和藻泥晶灰岩。此外还存在泥岩、混积岩等。由于藻灰岩的孔隙度较大,更利于油气的富集且一般产能较好,所以藻灰岩的识别就显得尤其重要。FMI成像测井是准确识别藻灰岩的最直接、最有效的手段。利用成像测井识别出藻灰岩发育层段,然后研究藻灰岩在常规测井上的响应特征,依靠岩心分析数据与常规测井曲线之间的对比分析,建立反映该地区复杂岩性特征的岩性-电性关系图版,这是本文阐述的在藻灰岩识别方面采用的方法。

湘西—黔东下寒武统清虚洞组藻灰岩沉积特征及其找矿意义

铅锌矿是湘西—黔东地区的优势矿种,资源丰富,开发历史悠久,找矿潜力巨大。综合分析前人有关湘西—黔东生物礁的资料,介绍了藻灰岩的沉积特征,并结合大量实际地质资料,对藻灰岩控矿进行了论述。结果表明:成矿物质主要来源于藻类及碳酸盐泥对Pb^(2+)、Zn^(2+)离子的吸取,矿床成因属于沉积成岩矿床类型,兼有成岩期后矿床性质;藻礁灰岩与不同岩性的接合部位及其附近等微地球化学障区,往往就是铅锌富矿体产出部位;藻礁灰岩与礁间通道的薄层泥质白云质灰岩呈指状交叉接触处,也常有铅锌富矿体产出;铅锌富矿体基本上产于清虚洞组灰岩段中,且明显受该段藻礁灰岩控制。为满足国内外对铅锌矿日益增长的消费需要,深入研究区内铅锌矿的地层岩相岩石控矿因素及其富集规律,指导该地区藻灰岩中铅锌矿找矿工作,具有重要的现实意义。

裂缝性藻灰岩储层识别技术研究

下干柴沟组上段(E32)藻灰岩是尕斯库勒油田的一个重要储层,其储层岩性复杂,物性变化大,非均质性严重,油水关系复杂,有效储层划分和流体性质识别成为开发的关键。以岩心实验、试油试采等数据为基础,综合应用成像测井、核磁共振测井、阵列感应测井等技术,以岩性识别为切入点,通过裂缝识别、储层类型识别、储层渗透性识别及气水层识别,建立了研究区藻灰岩储层综合对比的识别新技术。应用地层元素测井可识别岩石成份,利用成像测井可识别岩石结构及构造,利用常规测井识别岩石成因,综合多种数据可有效提高岩性识别的准确度。综合应用核磁共振、阵列感应等测井新技术能更好地识别储层的渗透性及流体性质。研究成果应用成功率达到80%,为类似复杂岩性储层研究提供了思路。

南翼山地区藻灰岩测井识别方法及应用

藻灰岩油藏是南翼山地区重要勘探领域,该区粉砂岩和藻灰岩混合沉积,藻灰岩层多而薄,导致在测井上难于识别,严重影响了储量计算中藻灰岩厚度参数的确定。本文基于岩心观察,采用多方法测井综合识别,应用效果较好,证实该套方法实用性较强。

风西超薄藻灰岩勘探地震技术预测与评价

针对柴西北风西地区超薄藻灰岩油气藏勘探需求,以地质任务为导向,开展了采集、处理、解释一体化技术应用。采集方面,采用“高精度可控震源组合”与“单个高灵敏检波器”相结合,获得宽频、高信噪比地震资料;处理方面,运用网格层析反演速度建模及TTI叠前深度偏移技术,提高地质体成像精度与水平井储层钻遇率;解释方面,优选地震分频属性开展薄层藻灰岩预测,结合已钻井定性认识碳酸盐岩藻灰岩地震响应模式与平面展布规律。研究表明:藻灰岩沉积厚度在一定程度上受微地貌控制;利用残余厚度法恢复微层沉积前古地貌可预测优势储层分布;运用BP神经网络地震反演技术能够精细刻画藻灰岩发育区。运用多种地震勘探技术开展优势储层预测结果与实钻吻合率达到80%。