鄂尔多斯盆地南部延长组长7段致密油成藏条件

通过对烃源岩、储层、油气运移等方面的研究,评估了鄂尔多斯盆地南部延长地层长7期的油气勘探潜力,以地球化学分析测试、原位放电扫描电子显微镜、平衡深度法为目的来评估其潜力。

联合压汞法表征致密油储层孔喉特征:以陕北定边地区延长组长7段为例

致密油储层孔喉结构复杂,非均质性强,现有的单一实验技术无法将其全孔径进行有效表征。在分析目前表征方法的基础上,通过铸体薄片、扫描电子显微镜、高压压汞及恒速压汞等实验,综合研究了陕北定边地区延长组长7段致密油储层孔隙结构特征,通过联合压汞法,探讨了致密油联通孔隙的孔径大小及分布特征,细分了孔喉类型。结果表明,高压压汞表征的孔喉半径分布在0.0036~40μm,大于1μm的样品占比约12.5%;恒速压汞表征的孔隙半径分布在80~300μm,喉道半径分布范围为0.12~10μm。全孔径曲线表征孔径分布在0.0036~300μm,二者重叠区域分布在0.12~40μm,结合全孔径分布频率,探索性的将定边地区长7段的储集空间孔喉类型划分为8个区域,最终认为研究区目的层多集中发育中孔、大孔、纳米级孔喉及微—细喉道。这将为致密油储层孔喉大小及储集空间研究提供一种新思路和新手段,意义深远。

甘泉油田延长组长7致密储层孔喉结构特征及分类评价

为厘定致密砂岩储层孔喉结构特征、建立并完善储层分类评价标准,应用薄片鉴定、铸体薄片、扫描电镜、压汞等测试手段,精细表征了鄂尔多斯盆地甘泉油田三叠系延长组长7致密砂岩储层的岩石学特征、储层物性、储集空间类型及孔喉结构特征,并在此基础上对致密砂岩储层进行了分级分类评价。研究结果表明,甘泉油田长7储层岩性主要为岩屑长石砂岩及长石岩屑砂岩,空气渗透率中值小于1×10^(-3)μm^(2),覆压渗透率中值为0.0554×10^(-3)μm^(2),属典型的致密储层。砂岩储集空间以残余粒间孔、长石溶孔为主,见少量微裂缝。平均面孔率为3.45%,孔喉半径呈宽范围大尺度分布;储层砂岩孔径一般0.23~57.35μm,平均孔径约为22.35μm,主要以小孔为主。喉道半径一般为0.03~3.5μm,平均约为0.35μm。研究区储集层孔喉结构复杂,且非均质性较强,主要为小孔-细喉型,小孔-微细喉型储层,此2类储层孔喉结构对研究区储层物性起到主要贡献。建立了研究区长7致密砂岩储层分类评价标准,将研究区致密砂岩储层划分为5类储层,其中,Ⅱ类及Ⅲ类储层在研究区长7油层广泛发育,是有利的储层类型,次为Ⅰ类及Ⅳ类储层。

鄂尔多斯盆地三叠系长7段致密油成藏机理

为研究鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段致密油成藏机理和分布特征，对长7段致密储集层沉积环境、岩石学特征、孔喉结构特征、运聚动力和成藏过程等进行系统分析。长7段致密油储集层主要为半深湖一深湖相砂质碎屑流沉积和三角洲前缘水下分流河道沉积。场发射扫描电镜、CT扫描等高分辨率显微技术研究表明，致密油储集层物性差，发育微一纳米级孔喉，以粒间孔和长石溶孔为主，管束状和条带状孔隙是有利的储集空间。致密油储集层生烃和成藏模拟实验结果表明，长7段优质烃源岩生烃增压动力强，成藏阶段储集层含油饱和度逾50％，随着动力的持续增加油气开始富集，含油饱和度可超70％。长7段致密油源储共生，烃类在高压驱动下，沿着相互叠置的相对高渗砂体、网状裂缝等输导体系运移，形成大面积连续或准连续分布的油气聚集。

利用测井交会图法定量表征致密油储层成岩相——以鄂尔多斯盆地华池地区长7致密油储层为例

根据岩芯观察并综合利用普通薄片、铸体薄片、阴极发光、扫描电镜等资料结合物性分析,对鄂尔多斯盆地华池地区长7致密油储层成岩作用、成岩矿物等进行了研究。根据储层成岩作用类型及强度、成岩矿物组合特征等,将研究区成岩相定性划分为不稳定组分溶蚀相、黏土矿物充填相、碳酸盐胶结相以及压实致密相四类。通过常规测井中对成岩相具有较高灵敏的伽马、密度、声波时差、补偿中子孔隙度、电阻率的测井曲线分析,利用密度—伽马交会图法进一步对四类成岩相进行定量划分,并建立研究区成岩相的测井定量识别标准。以华池地区城96井为例,其单井纵向的成岩相测井定量识别划分结果与取样点薄片鉴定结果、试油结论和物性分析等均具有良好的对应,验证了模型的可靠性。成岩相测井定量表征方法的研究,为后期致密油储层综合评价以及有利发育区带预测提供了理论指导和技术支持。

鄂尔多斯盆地镇北地区延长组长7致密油储层特征及其综合评价

为了明确长7致密油储层特征对其开展综合评价。首先,通过岩心观察、薄片鉴定和岩心分析等,认为长7致密油储层物性、含油性、脆性等属性参数具有分布频带宽、变化快的特征。其次,基于聚类分析方法,选取7个相对独立的参数用于储层分级评价,并界定了相应参数的分级标准。在此基础上,运用灰色系统理论,定量各评价参数的权系数,计算出储层综合评价因子,对镇北地区西233井区长721致密油储层开展综合定量评价。结果表明:西233井区以Ⅱ、Ⅲ类储层为主,两者分布面积约为65%,其中Ⅰ类、Ⅱ类储层主要分布于三角洲前缘水下分流河道,Ⅲ、Ⅳ类储层分布于河道砂体侧翼。

鄂尔多斯盆地延长组长7致密油储层微观孔隙特征研究

利用场发射扫描电镜、微米CT、自动矿物识别系统(QEMSCAN)、微图像拼接(MAPS)等测试新技术结合常规分析方法对鄂尔多斯盆地延长组长7致密油储层孔隙特征进行综合研究。结果表明:致密油储层具有微米—纳米级多尺度孔隙连续分布的特征,大于2μm的微米级孔隙构成主要的储集空间;颗粒间充填胶结物质剩余的各尺度残余粒间孔及溶蚀形成的各尺度溶蚀孔隙是最重要的孔隙类型;致密油储层各尺度孔隙连通性较好,可以作为有效的储集空间及渗流通道;深湖细粒沉积及后期强压实、强胶结及强溶蚀为主的成岩作用是现今长7致密油储层微孔隙发育的主要控制因素;由于具备源储近邻或互层配置及异常高压驱动优势条件,致密油储层微孔隙中形成了富集石油的特征。

鄂尔多斯盆地延长组长7段与威利斯顿盆地Bakken组致密油形成条件的对比及其意义

自北美Bakken组致密油成功开发以后,致密油资源已成为各国非常规油气资源勘探开发的热点领域,我国在鄂尔多斯盆地延长组致密油的勘探开发中取得了一定的突破。从地质背景、岩性特征、生油岩特征、储集条件等方面,将威利斯顿盆地Bakken组与鄂尔多斯盆地延长组长7段致密油的成藏机理和富集规律进行系统对比。对比结果显示:两者在构造背景、源储配置关系、生油岩特征、储集层特征等方面相似,不同之处在于延长组的泥页岩平均厚度大于Bakken组。鄂尔多斯盆地延长组长7段和威利斯顿盆地Bakken组致密油具有极其相似的成藏条件和富集规律,认为鄂尔多斯盆地延长组致密油具有较好的勘探前景。

鄂尔多斯盆地下寺湾地区长7致密油地质特征及成藏主控因素

基于大量钻井、测井、录井及试油资料,结合岩心观察和薄片鉴定,通过综合研究下寺湾地区长7段致密油储集层与烃源岩的展布、岩石学、地球化学等资料,对下寺湾地区长7致密油地质特征、富集规律及主控因素进行研究。研究结果表明:下寺湾地区长7致密油资源丰富,主要赋存于与湖相泥页岩共生或紧邻的大面积分布的重力流成因的致密砂岩储层中,石油未经过长距离运移。长7段致密油具有砂体大面积叠合规模大、储集层致密、孔喉结构复杂、裂缝发育、含油性和原油物性较好、低压低产等特征。长7优质烃源岩与大面积分布的厚层储集砂体互层共生,呈连续型分布,地史期生烃增压强排烃作用控制了延长组大面积叠合致密油的形成。下寺湾地区致密油资源潜力大,具有广阔的勘探前景。

鄂尔多斯盆地华庆地区长7油层组致密油成藏条件与成藏模式

利用钻井、测井、录井、试油资料、薄片观察以及分析化验等资料,研究鄂尔多斯盆地华庆地区长7油层组致密油的储层条件、烃源岩条件和运移聚集条件,建立致密油成藏模式。结果表明,长7油层组储层岩性主要为长石岩屑砂岩,平均孔隙度为7.4%,平均渗透率为0.134×10-3μm2,储集空间以次生溶蚀孔隙为主,占到总面孔率的70.6%,孔隙半径分布范围多数小于1μm,属于纳米级孔隙。长7油层组烃源岩以长73最好,有机碳含量平均为8.99%,明显高于长72和长71,后两者的有机碳含量分别为2.17%和1.12%,均属于好-最好烃源岩。长73烃源岩厚度分布在28~36 m,长71+2厚度为35~55 m,主要为I型干酪根,镜质体反射率介于1.02%~1.2%,处于生烃高峰期,生油强度可达到600×104t/km^2。运移通道为水平裂缝、斜交裂缝和砂体构成的三维网状输导体系,尤其是源储界面的斜交裂缝为初次排烃的重要通道。运移动力为生烃作用产生的超压,其分布范围在15~22 MPa。长7油层组致密油藏发育岩性尖灭油藏、透镜体油藏和成岩圈闭型油藏,数量多,横向连片、纵向叠置,呈现出准连续分布特征。长73烃源岩与长71和长72储层形成下生上储型成藏组合,长71和长72烃源岩与自身储层形成源内间互型成藏组合,构成"下生上储-源内间互双源供烃准连续型"成藏模式。

鄂尔多斯盆地长7油层组有效储层物性下限的确定

鄂尔多斯盆地长7油层组在湖盆中心大面积连续分布,孔隙度主要分布在4％～ 12％,渗透率一般小于0.3mD,属于典型的致密砂岩储层.而划分致密油含油边界关键技术之一是确定有效储层的物性下限.在测井解释、试油数据、储层物性分析等地质资料的基础上,根据统计学原理和超低渗透油藏流体渗流机理,分别采用经验统计法、物性试油法、孔隙度一渗透率交会法、油气驱替模拟实验法以及最小流动孔喉半径法5种方法,对该区有效储层物性下限展开研究.经过研究和综合对比,确定了长7油层组有效储层物性下限值为孔隙度5.7％、渗透率0.0276mD.

鄂尔多斯盆地延长组长7油层组致密砂岩储层层理缝特征及成因

裂缝发育程度与类型是影响致密砂岩储层能否获得油气高产稳产的重要因素。目前,鄂尔多斯盆地延长组致密砂岩储层勘探开发高度重视构造裂缝,而对层理缝的关注甚微。近期勘探开发实践表明,致密砂岩储层层理缝发育对油气富集具重要影响。综合利用野外露头观察、岩心描述分析与薄片观测,系统表征鄂尔多斯盆地延长组长7油层组致密砂岩储层层理缝特征,并分析其成因机理。结果显示:鄂尔多斯盆地延长组长7油层组致密砂岩储层层理缝多近水平或低角度发育,裂缝开度较小;横向上常断续分布,延伸不远;垂向上彼此独立,基本无联系,其发育分布具强非均质性,可被构造裂缝切割;岩心中发育的层理缝多存在油浸或油迹显示。分析认为:自晚燕山期,长7油层组致密砂岩储层内层理缝开始大规模形成,其发育分布受流体压力、构造应力以及溶蚀作用等多种地质因素综合控制。延长组长7油层组致密砂岩储层层理缝对鄂尔多斯盆地致密油勘探开发的地质意义主要体现在其储集效应,层理缝差异发育是造成鄂尔多斯盆地致密油非均质分布及影响单井产能的重要因素,其发育区可能是致密油勘探开发的"甜点区"。

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。

鄂尔多斯盆地华池地区X96井长7烃源岩地球化学特征及其对致密油成藏的意义

为深化致密油成藏机理,优选湖盆中部华池地区X96井展开全取芯的有机碳、热解、饱和烃色谱色质、干酪根镜检等分析及排烃、成藏等综合地质研究。重点利用这些分析测试资料对X96井长7烃源岩地球化学特征展开详细评价并探讨优质烃源岩在致密油成藏中的作用。X96井长7烃源岩包括油页岩、泥岩与粉砂质泥岩等3种类型,其中油页岩的有机质丰度高(平均15.8%),有机质组分以无定形体为主,有机质类型好(Ⅰ型为主),并处于生油高峰阶段,属于优质烃源岩。优质烃源岩生烃量大,强大的体积膨胀作用为其提供了充足的排烃动力,排烃作用较强,造成油页岩相对较低的残留沥青"A"转化率、饱和烃/芳烃值与产率指数,排烃效率超过70%。区域上,油页岩稳定分布于长7底部,上覆大范围致密砂岩,源储直接接触。此类广覆式展布的优质烃源岩大范围、高强度的排烃作用为致密油成藏提供了物质基础与动力来源,对近源致密油的成藏意义重大。

鄂尔多斯盆地合水地区长7致密油岩性岩相类型识别及其应用

利用岩心、薄片、常规测井、成像测井等资料结合物性分析等,对鄂尔多斯盆地合水地区长7致密油岩性岩相等特征进行了研究。长7致密油储层以砂质碎屑流、浊流和滑塌成因的砂岩为主,烃源岩以泥岩、油页岩为主,根据粒度参数进一步将长7致密油岩性岩相划分为砂质碎屑流细砂岩相、浊流细砂岩相、浊流粉砂岩相、滑塌岩相、半深湖—深湖泥岩相以及油页岩相6类。通过岩心刻度常规和成像测井,建立了不同岩性岩相的测井识别评价标准,并实现了各单井纵向上的岩性岩相的识别和划分。在此基础上,进一步探讨了不同岩性岩相与TOC含量和脆性指数的关系。最后结合试油气资料和油气解释结论,阐明岩性岩相对致密油储层物性和含油气性的定量控制。致密油岩性岩相的研究可为后期成岩相、孔隙结构以及优质储集体预测等奠定基础,为研究区长7致密油的综合评价和有利发育区带预测提供理论指导和技术支持。

胡尖山油田安83长7致密油地层能量补充方式研究

胡尖山油田安83长7致密油藏由于储层致密,启动压力梯度高,常规注水开发压力传递较慢,有效驱替系统难建立,加之存在裂缝等优势渗流通道,整体表现出注水不见效、见效即见水的水驱矛盾,开发效果差。近年来因地制宜,对定向井区重点开展周期注水、空气泡沫驱油、体积压裂不返排闷井扩压等工作,对水平井重点开展吞吐采油、周期注水、异步注采等工作,不断探索地层能量补充方式,均取得一定效果及认识,但总体来说基于毛管吸吮作用和压差机理的按一定注入周期补充能量的渗析采油法对该区致密油开发具有深远意义,在充分结合改造强度、缝网形态等参数情况下实施效果较好,后期可持续扩大实施,并探索改善驱油介质等新方法。

鄂尔多斯盆地陇东地区延长组长7段沉积微相及沉积演化特征

利用大量的岩芯、露头剖面观察和测井资料,在总结分析重力流沉积理论的基础上,系统研究了鄂尔多斯盆地陇东地区延长组长7段重力流沉积特征及沉积模式。研究认为陇东长7段主要发育砂质碎屑流和浊流沉积,局部发育滑动、滑塌岩;受多物源、湖盆底形、湖岸线迁移等因素的影响,研究区沉积砂体并未呈现出明显的扇形,受西南陡窄斜坡控制的泾川-华池一带砂体呈条带状分布,发育水道型重力流沉积,沉积微相可分为限制型水道、非限制型水道、侧翼溢漫、水道间、前缘朵体和深湖泥6种,在湖盆底庆城-华池一带多期水道交汇叠置,形成了大面积的连片砂体;受南部物源控制的宁县-合水地区,由于斜坡坡度相对较缓、物源供给充足,形成了以滑塌为主的斜坡沉积模式,根据滑动的距离可分为近源沉积和远源沉积2个亚相,沉积微相可分不规则滑塌体、砂质碎屑流舌状体、朵叶状浊流岩和深湖泥4种,研究区南部主要以砂质碎屑流舌状体为主,在斜坡处多期舌状体纵横叠置,形成了多期薄、厚砂体互层的连片砂体。通过对陇东长7段沉积模式的建立和沉积微相的识别与划分,为研究区砂体展布的精细刻画提供了重要指导,也为该区致密油水平井规模建产提供了依据。

应用测井响应评价致密油储层成岩相:以鄂尔多斯盆地合水地区长7储层为例

运用常规薄片、铸体薄片、阴极发光、扫描电镜及X射线衍射等实验手段,对鄂尔多斯盆地合水地区长7致密油储层成岩作用进行了研究,识别出成岩相类型,建立了测井响应成岩相划分标准,采用"优势相"法预测了成岩相平面展布。研究表明,该区长7致密油储层发育的成岩作用主要包括压实作用、胶结作用及溶蚀作用。压实作用挤占原生孔隙,使储层物性整体变差,胶结作用对物性具有双重影响,溶蚀作用产生次生孔隙,有利于改善储层物性。研究区可划分出强溶蚀溶蚀孔相、弱胶结剩余粒间孔相、黏土矿物胶结晶间孔相、碳酸盐胶结相和强压实相5类成岩相,强溶蚀溶蚀孔相及弱胶结剩余粒间孔相多发育在浊积水道中部,且发育广泛,多发育优质储层;黏土矿物胶结晶间孔相、碳酸盐胶结相和强压实相多发育在浊积水道侧翼或浊积水道间,物性较差,多发育差储层或非储层。

致密砂岩层内非均质性及含油下限——以鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段为例

致密油成为世界石油勘探领域一大亮点并显示出巨大勘探潜力,中国致密油分布广且具独特地质特征。通过鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7油层组岩心观察,发现层内单砂体级别上存在较强含油非均质性,利用薄片、氯仿沥青抽提、场发射扫描电镜、微米CT、高压压汞、N2气体吸附以及砂岩X射线衍射(XRD),对非均质性砂岩成岩特征、含油性、微观孔喉、孔径分布以及岩石矿物组成进行分析。结果显示:钙质胶结是导致致密砂岩储层非均质性的原因;残留烃含量相差约6倍;致密砂岩均主要发育纳米级喉道(直径<1μm)。根据残留含油量和介孔平均孔径以及含油量与孔隙度的图版,认为介孔平均孔径15nm、孔隙度2%可能是致密油的含油下限,该认识将对非常规致密油的勘探选区和资源量计算提供依据和参考。

鄂尔多斯盆地陇东地区上三叠统长7湖相致密油成藏动力分析

为探讨致密油成藏期次,结合成藏期烃源岩地层压力的估算,分析长7湖相致密油成藏动力,以鄂尔多斯盆地陇东地区上三叠统长7油层组致密油为例,通过有机地球化学与成藏动力学相结合的方法,结合区域地质资料,对所采集的样品进行储集层流体包裹体热动力学模拟和颗粒荧光定量分析(QGF与QGF-E),结果表明,研究区长7致密储集层发育5幕盐水包裹体与3幕烃类包裹体,代表连续一期三幕致密油成藏,成藏时间分别为142~139 Ma、128~122 Ma和114~106 Ma;PVT-sim模拟可得长7致密储集层烃类包裹体捕获压力为18.4~30.6 MPa,第1幕捕获压力为20.0 MPa左右,第2幕与第3幕捕获压力均大于25.0 MPa;早白垩世晚期,长7优质湖相烃源岩与致密储集层之间形成的源储压差为源储共生型致密油有效的成藏动力,成藏动力(源储压差)主要为3.6~27.8 MPa;第1幕致密油成藏动力为9.3 MPa,第2幕致密油成藏动力为14.9 MPa,第3幕致密油成藏动力为23.9 MPa。