基于物理模拟实验的致密油储层含油性特征及影响因素分析

油性是储层重要属性之一,其特征是致密油储层评价的关键参数。本文以酒西坳陷青西凹陷白垩系下沟组致密泥质白云岩储层为研究对象,通过致密泥质白云岩岩心充注物理模拟实验,查明泥质白云岩致密油的含油性特征,并分析其控制因素,为研究区致密油有利区优选提供依据。物理模拟实验结果显示,随着模拟油的不断注入和驱动压力的逐步增高,岩心中孔隙水不断被驱替,岩心含油饱和度随之增加,含油饱和度呈明显的三段式增长演化规律:初期缓慢增长阶段,中期快速增长阶段,末期稳定阶段,样品最终含油饱和度可达45.3%~56.8%。烃源岩生烃量、成藏流体组成、驱动压力大小及储层物性是影响致密储层原油富集成藏的主要因素。

川中古隆起北斜坡寒武系龙王庙组油气成藏特征及演化模式

利用测井、录井、岩心分析化验等资料,对川中古隆起北斜坡下寒武统龙王庙组油气成藏条件、油气充注特征及成藏演化模式展开了深入研究。研究结果表明:(1)川中古隆起北斜坡下寒武统龙王庙组天然气具备良好的成藏条件,下伏筇竹寺组烃源岩在北斜坡腹部及西侧裂陷槽存在2个生烃中心,其TOC平均值分别为1.90%和3.46%,有机质以Ⅰ型干酪根为主,可提供充足且优质的烃源;龙王庙组内部发育的颗粒滩体岩溶储层与上覆高台组厚层致密泥质云岩,构成了优势储-盖组合;区内广泛发育的油源断裂可作为纵向优势运移通道高效输导油气。(2)研究区龙王庙组具3期成藏特征:晚三叠世末期(约214~206 Ma)发生第1期充注,大量成熟油聚集形成古油藏;早侏罗世末期(约193~186 Ma)发生第2期充注,表现为“多油少气”混合充注;中侏罗世末期(约170~164 Ma)发生第3期充注,大量油裂解气充注储层并聚集形成现今气藏。(3)研究区龙王庙组油气成藏演化可划分为4个阶段:加里东早期—二叠纪前少量低熟油充注阶段、二叠纪—三叠纪大量成熟油充注形成古油藏阶段、中侏罗世—白垩纪古油藏被破坏形成裂解气藏阶段以及晚白垩世至今气藏调整阶段。

鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组规模性有效烃源岩的发现及其地质意义

尽管对于鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组天然气的来源问题一直都存在着不同的认识,但所有观点均不认为马家沟组自身发育TOC〉0.5%的规模性烃源岩。通过分析该盆地中东部奥陶系近年来大量新钻井的岩心和岩屑样品,揭示了马家沟组不同岩石类型烃源岩的有机质丰度特征,首次发现并证实马家沟组存在有机质丰度高的规模性有效烃源岩。研究结果表明：①马家沟组有效烃源岩的岩性主要为暗色薄层—厚层状含云泥岩、云质泥岩和泥云岩,其富集分布明显受沉积相的控制,马家沟组沉积期间海退期较海侵期更有利于规模性有效烃源岩的发育,层位上主要集中分布在马五上段,其次为马五中—下段、马三段和马一段;②平面上有效烃源岩围绕米脂盐洼呈双环带状分布,次级洼陷有效烃源岩呈中厚—厚层状,累计厚度大、有机质丰度高;③有效烃源岩在米脂凹陷中心和次级隆起则呈薄层状,累计厚度小、有机质丰度低;④有效烃源岩的有机碳含量变化范围为0.30%~8.45%,其生烃母质为浮游藻类和疑源类,有机质类型为腐泥型或偏腐泥混合型。结论认为：该盆地奥陶系有效烃源岩普遍处于过成熟阶段,以产干气为主,生气量大,是马家沟组天然气的主要贡献者。

江汉盐湖盆地盐间泥质白云岩油藏地质特征与实践

江汉盆地潜江组沉积时期受北部单向物源、古气候频繁交替、高盐度、强蒸发环境影响,沉积了一套最厚达6 000m的盐系地层,纵向上发育了193个盐韵律层,盐韵律主要由盐岩地层与盐间泥质白云岩层组成,平面上分布面积1 800km2,占潜江凹陷面积的71%,盐间泥质白云岩既是生油岩又是储油岩,其生成的油气由于上下盐岩封隔形成众多层状盐间泥质白云岩非常规油藏。截止目前,在该地层中见到了丰富的油气显示,且有多口井获工业油流,展现出良好的勘探开发前景。充分利用大量的钻井、测井、分析化验等资料,按照非常规油藏思路,从沉积、烃源、含油性、储集条件、成藏模式等方面详细阐述了油藏的地质特征,明确了"甜点区"受白云岩岩相、烃源、储集、含油性"四元"控制,其中烃源是基础,含油性和储集条件是关键因素。

冻融循环作用下泥质白云岩力学特性及损伤演化规律研究

针对饱水状态下的泥质白云岩,采用BCD–218 C低温数控恒温箱、WDW3100型微机控制电子万能试验机进行不同冻融循环状态下的单轴压缩试验,对其在单轴状态下应力-应变曲线变化特征以及抗压强度、峰值应变、弹性模量、泊松比的变化规律进行了分析。在现有的损伤力学理论基础上,引入斜率增大趋势系数,建立了以冻融循环次数和应变为控制变量的本构模型。结果表明,在冻融循环过程中,单轴抗压强度、峰值应变、弹性模量参数呈指数下降趋势,泊松比呈线性增加的趋势;受冻融循环的影响,应力-应变全过程曲线在第一阶段后出现短暂的线形平缓阶段,具有岩石局部滑移现象;岩石破坏形态从脆性向延性转化,具有峰前塑性硬化和峰后应变软化等行为特征。理论本构模型与试验结果相符合。

准噶尔盆地中央坳陷西部下组合油气成藏模式及勘探前景

准噶尔盆地中央坳陷西部下组合具备形成大油气田的有利条件,勘探程度较低,是重要的战略勘探领域。通过系统梳理中央坳陷西部下组合构造、源岩、储层及成藏要素配置关系,建立成藏模式,优选有利区带。研究认为:中央坳陷西部发育石炭系、下二叠统佳木河组和风城组、中二叠统下乌尔禾组3套规模烃源岩,其中风城组是优质碱湖烃源岩,生烃潜力大,与伸入玛湖凹陷内的下组合构造圈闭直接接触,源-储配置关系好。下组合发育火山岩、泥质白云岩和碎屑岩3类储层,在风城组区域性云质泥岩盖层的遮挡下形成有利储-盖组合。下组合普遍发育超压,埋深6200 m以深油气相态以凝析油和天然气为主,易于形成高产。根据源-储对接关系,建立了源边披覆型、源边侧接型和源内叠覆型3种成藏模式,其中源边侧接型和源内叠覆型圈闭目的层与烃源岩之间发育大型供烃窗,成藏条件优越。评价优选盆1井西凹陷东北环带、莫索湾凸起、玛中构造带、沙湾凹陷西环带和达巴松鼻凸带等5个有利勘探区带,是下组合油气勘探获得战略突破的重要区带。

酒泉盆地下白垩统致密油类型、分布特征及勘探领域

基于钻井和分析化验资料,对酒泉盆地致密油形成条件开展综合分析,指出勘探领域。酒泉盆地早白垩世经历了3期湖平面升降旋回,下白垩统发育中沟组、下沟组和赤金堡组3套优质烃源岩,主要形成自生自储型和下生上储型源储组合,发育泥云岩和砂砾岩致密储集层,形成泥云岩和砂砾岩2类致密油,"甜点"控制油气富集。泥云岩致密油具有"源储一体"的特征,裂缝沟通了基质微孔,孔隙-裂缝型和裂缝-孔隙型"甜点"规模展布;砂砾岩致密油以源储侧接为主,可划分为下生上储型、侧接型和"三明治"型,扇三角洲前缘有利相带和次生孔隙发育叠合区为"甜点"规模发育区。砂砾岩致密油以青西、花海和营尔等凹陷环凹分布的扇三角洲前缘沉积为主要勘探方向,有利勘探面积达550 km^2;泥云岩致密油以青西凹陷北西向裂缝发育带为主要勘探方向,有利勘探面积达100 km^2。

含水率对泥质白云岩力学特性影响的试验研究

水-岩相互作用,将对岩质边坡和路基的稳定发生严重的影响,分析不同含水率情况下泥质白云岩的变形特性和强度变化规律,可以为水-岩相互作用地层中的工程设计、施工和运营提供参考。本文根据干燥状态下泥质白云岩纵波波速波动范围对岩样进行分组,并对岩样进行含水率配制,将不同含水率岩样进行单轴压缩试验。试验结果表明:随着含水率的增加,泥质白云岩的单轴抗压强度和弹性模量呈下降趋势,而泊松比呈上升趋势;岩样干燥状态下纵波波速越大,岩样越密实,单轴抗压强度和弹性模量越大;岩样含水率越小,对单轴抗压强度和弹性模量的影响程度越小;采用纵波波速对岩样进行分组,可以减小试验数据的离散性,增加试验结果的规律性和可靠性。

准噶尔盆地玛湖凹陷风城组泥岩与泥质白云岩热模拟产物特征对比

通过玛湖凹陷风城组湖相泥岩与泥质白云岩加水热模拟试验气态和液态产物组成、产率的对比,分析了气态和液态产物组成、产率随模拟温度的变化特征。结果表明：热模拟的烃类气体相对含量随模拟温度升高表现为增加趋势,而非烃类气体则降低;气体组成表现为泥质白云岩的CO2含量低于泥岩,其他组分含量则相反;各样品的气体产率均随模拟温度升高而持续增加,生油高峰温度主要在330℃~350℃之间,这明显低于干法热模拟,与实际地质条件下的温度更接近;烃源岩中含有碳酸盐对生成石油比天然气更有利;试验条件下的CO2主要为有机成因,但也有碳酸盐的热分解贡献。气态烃的碳同位素组成总体变化幅度较小,各温度点均表现为油型气特征;排出油与残留油的正构烷烃主峰碳数、相对高碳数烃的相对含量总体随模拟温度升高而降低;各样品残留油与排出油的生物标志物参数均有一定变化,在进行油源对比时应考虑这种变化的影响。

青西油田下沟组构造裂缝发育特征与分布预测

青西油田下白垩统下沟组低孔低渗泥云岩是该区主要的储集层,其中构造裂缝是油气渗流的重要通道和储集空间。本次研究首先基于岩心及成像测井资料分析和构造裂缝的发育特征,然后在岩石力学参数测试的基础上,考虑断层对构造裂缝形成的影响,采用三维有限元法对青西油田主要裂缝形成期的古构造应力场进行数值模拟,并预测出青西油田下白垩统下沟组构造裂缝的分布规律。预测结果表明:在青西油田的东部和西部存在两个构造裂缝发育区,尤其是在窿10井和柳102井等附近,构造裂缝较为发育,而中部地区构造裂缝相对不发育。本次研究可为该区下沟组构造裂缝评价和油气勘探提供新的地质依据和指导。

青西凹陷下白垩统含白云质泥岩与泥质白云岩储集层微观孔喉特征及控制因素

岩石类型中的孔喉特征对储集层的研究具有重要意义。对青西凹陷下白垩统储集层中的含白云质泥岩和泥质白云岩进行薄片观察、矿物X衍射定量分析、场发射扫描电镜观察、Qemscan系统分析和压汞分析,结果发现,含白云质泥岩中黏土矿物含量高,发育黏土矿物层间孔,含部分黄铁矿晶间孔及微裂缝,粒内孔数量较少,微米级孔隙（孔径10-200μm）数量居多;泥质白云岩中白云石含量高,以矿物颗粒粒缘缝、粒间孔、微裂缝及有机质收缩缝为主,偶见有机质溶蚀孔、黄铁矿晶间孔,纳米级孔隙较多,主要为20-200μm。通过两类岩性中孔喉特征差异初步分析,认为矿物组成、压实作用、有机质成熟度是其主要影响因素。

泥质白云岩结构面抗剪强度各向异性的数值模拟

针对结构面抗剪强度的各向异性对坝基稳定性评价的影响问题,利用3DEC模拟软件对泥质白云岩结构面进行直剪模拟试验,研究了其抗剪强度随粗糙度变化的特征。结果表明,泥质白云岩结构面的粗糙度越大,剪切应力—剪切位移曲线峰值越明显,结构面的抗剪强度越大,抗剪强度参数也越大;法向应力水平越高,粗糙度对结构面抗剪强度的影响越弱。

江汉盆地新沟泥质白云岩储集层特征分析——以新沟地区新下段Ⅱ油组为例

江汉盆地新沟嘴组下段Ⅱ油组为泥质白云岩油藏,岩石矿物成分复杂多样,主要为白云石、粘土和长英质,储层以泥质白云岩、泥质粉砂岩为主,属于中-低孔超低渗储层,特小孔喉储集岩,储集空间以白云石晶间孔、粉砂岩粒间孔为主。声波时差>240μs/m、密度<2.5g/cm3,中值孔喉半径>0.04μm,渗透率>0.2×10-3μm2,孔隙度>14%,定义为储层。江汉盆地勘探开发实践证明,陆相湖盆泥质白云岩具有良好的勘探开发前景,也预示着陆相泥质白云岩必将成为今后我国陆相湖盆油气田勘探开发增储上产的新领域。

泥云岩储层成因机理及其特征研究——以酒西盆地青西凹陷下沟组泥云岩储层为例

酒西盆地青西凹陷白垩系下沟组地层发现的厚层泥质白云岩和白云质泥岩是该区主力生油岩和储集层,这种低孔低渗的致密储层蕴含丰富的油气资源引起了地质学家的重视但是目前对此类非常规储层成因机制和特征的了解有限。利用测钻井、岩心、镜下薄片等资料,通过分析岩石组成构成、统计下沟组g0—g1层泥云岩厚度百分比和镜下描述等方法对泥云岩储层进行研究。由于泥云岩储层位于盆地半深湖—深湖亚相环境,确定巨厚泥云岩的成因机制属于火山口"白烟型"喷流—热液沉积作用与后期深埋藏成岩改造作用。该成因机制导致泥云岩中含有大量钠长石、铁白云石等脆性矿物发育,具有二元纹层和三元纹层的特点,即富有机质的泥岩层与白云岩、长石等脆性矿物构成薄纹层"千层饼"式的薄纹层互层结构。另外,酒西盆地构造活动频繁导致储层内对油气运移和储集有利的裂缝非常发育。对泥云岩储层进行表征,利于理解致密储层富含油气的机理并对下一步泥云岩等致密储层的油气勘探提供帮助。

王场地区盐间泥质白云岩油藏“甜点”地震预测

潜江凹陷盐间泥质白云岩分布面积达1800km2,纵向上有193个Ⅲ级韵律层。据三次资评研究结果,潜江凹陷盐间泥质白云岩生油量为43×108t,资源量达1.68×108t,而潜江凹陷王场地区是盐间泥质白云岩油藏成藏最有利的地区,王场地区盐间泥质白云岩油藏是典型的非常规油藏,"甜点"主要受含油性和储集条件控制。通过开展岩石物理分析、地震相、叠前弹性参数反演、方位各向异性研究,结合地质认识,最终明确了王场地区潜34油组10韵律层段"甜点"的分布范围。

潜江凹陷潜江组盐间泥质白云岩岩相特征及意义

潜江凹陷是一受北部单向物源控制的断陷盐湖,其北部以砂泥岩地层为主,南部为盐韵律地层;经过近五十年砂岩油藏的勘探开发,在北部以机械沉积作用为主的砂泥岩地层的沉积相划分体系已基本成熟。中南部的盐间地层以机械-化学沉积或化学沉积作用为主,其岩石相随沉积环境不同存在较大的差别,在测井曲线上有明显的响应特征。不同盐间层岩石相类型的测井响应特征,可为寻找盐间泥质白云岩有利区以及指导隐蔽性砂岩油藏勘探提供依据。

D凹陷沙四段致密油储层岩性识别方法研究

首先通过统计方法对D凹陷沙四段致密油储层中的油页岩、粉砂岩和泥质云岩3类岩性测井曲线敏感性进行分析,优选出声波时差、密度和自然伽马。其次基于敏感测井响应,分别建立了测井响应交会图岩性识别方法以及决策树和量子神经网络岩性识别模型。在测井响应交会图法中,首先利用密度-标准化自然伽马交会图区分油页岩与粉砂岩和泥质云岩,然后利用密度-声波时差交会图区分粉砂岩和泥质云岩;在决策树模型中,构建了3层岩性判别树状图,直观映射出4条分类规则;在量子神经网络模型中,构建了三层前馈量子神经网络模型,并优选出精度最高的样本构造方法。通过与实际取心结果对比分析发现,决策树和量子神经网络模型均能很好地识别致密油储层复杂岩性,而测井响应交会图法难以对致密储层复杂岩性进行有效识别。

混源油定量研究在泥质白云岩油藏中的应用

运用生物标志物绝对定量分析方法,利用萜烷比值参数、C_(29)甾烷成熟度参数对新沟油田原油混源比例进行了研究。结果表明,新沟油田新沟嘴组下段原油除有来自新一区、新二区低熟烃源岩外,还有来自新392井区的成熟烃源岩,其中新392井区是主要的供油岩。新二区Ⅲ油组成熟油供油比例基本占90%,Ⅱ油组、Ⅰ油组成熟油供油比例基本占70%~80%,新一区各油组成熟油供油比例略有降低。生物标志物定量分析技术在新沟泥质白云岩油藏中的可行性应用,对泥质白云岩油藏油气富集规律研究具有指导意义。

生物扰动与成岩作用耦合对泥质碳酸盐岩改造机理--以中东美索不达米亚盆地白垩系为例

以中东美索不达米亚盆地白垩系为例,基于岩心、铸体薄片及物性数据分析,研究生物扰动与成岩作用耦合对泥质碳酸盐岩的改造机理。研究表明,生物改造岩石的方式有3种:①生物机械改造地层,使岩石结构变得松散,增加粒间孔隙数量;②潜穴形成后回填粗粒碎屑,准同生期不饱和流体渗入发生溶蚀作用;③废弃潜穴发生化学蚀变,白云石化作用形成大量的晶间孔隙。生物扰动与溶蚀作用的耦合主要发生在准同生期,受岩石类型、海平面下降幅度、潜穴密度、充填物和水体环境等因素影响。潜穴物性优于基底,流体优先沿潜穴运移,潜穴溶蚀扩大后基底也会发生溶蚀。生物扰动与白云石化作用的耦合主要发生在埋藏阶段,潜穴中富集的有机质和还原细菌为白云石化提供了物质基础、还原条件和碱性环境。准同生期白云石化作用对潜穴物性的影响较小,当潜穴脱离沉积界面,封闭环境下发生交代,形成自形细晶白云石,发育晶间孔隙。生物对泥质碳酸盐岩的改造程度受岩石类型、潜穴密度和连通性、潜穴充填物和潜穴结构等因素控制。泥质组分含量增加,生物扰动对岩石物性的改善效果愈加凸显,当潜穴充填粗粒碎屑或细晶白云石,潜穴密度越大、连通性越高,迂曲度越低,泥质碳酸盐岩储集层物性越好。

江汉盆地新沟嘴组页岩油储层物性下限

江汉盆地新沟嘴组泥质白云岩层系钻获页岩油，开辟了该地区油气勘探的新领域。弄清区内页岩油富集与分布规律，对有效储层物性下限的研究具有重要意义。根据研究区岩心实测孔隙度、渗透率和高压压汞资料，综合应用经验统计法、压汞曲线法和最小流动孔喉半径法，确定了江汉盆地南部新沟嘴组不同深度段（778—890，959～1070，I378-1478，2093-2200m）的页岩油储层物性下限，并建立了物性下限值与深度的相关性方程。结果表明：不周研究方法确定的物性下限值不同。总体上，压汞曲线法和最小流动孔喉半径法确定的物性下限值较高，经验统计方法确定的物性下限值较低。随着储层埋深的增加，不同方法确定的物性下限之间的差异减小。多种方法综合运用能够降低物性下限的不确定性。研究区页岩油储层物性下限值随着深度的增加逐渐降低，其中孔隙度下限值随着深度的增加呈指数函数递减，渗透率下限值随着深度的增加呈幂函数递减。