四川盆地五百梯地区长兴组古地貌恢复及地震预测

四川盆地五百梯地区长兴组地层分布范围广、勘探潜力大,但存在礁滩储层厚度薄、礁滩体刻画难、演化规律不明显、非均质性强等问题,增加了储层预测的多解性。对此,从生物礁岩石学特征及储层特征研究出发,提出了生物礁储层的纵向发育规律和部位,并利用生物礁储层的地震异常特征,刻画礁滩体优质储层横向展布特征,并重点分析了古地貌对礁滩储层发育特征的关键性控制作用,最后结合古地貌恢复及储层反演等方法,对礁滩储层进行综合评价,并总结形成了长兴组礁滩体储层地震识别模式,降低了礁滩储层预测的多解性。研究发现,长兴组沉积前已形成了海槽雏形,长兴组早中期形成了台缘及台内二排礁区域高地貌基本格局,到长兴组沉积末期海槽特征明显,古地貌高部位是储层发育的最有利区域,优势储层主要集中在台缘外带及台内二排礁局部区域,该认识为四川盆地长兴组台内礁勘探提供了重要的依据及借鉴意义。

海相碳酸盐岩优质储层形成机理与分布预测

针对碳酸盐岩储层具有易溶蚀、易充填和成因、演化复杂的特点,以塔里木盆地寒武系-奥陶系、川东北二叠系-三叠系为主要对象,开展了环境描述、形成机理、发育模式和分布预测的研究,取得了以下三方面的认识。①不同条件下碳酸盐岩溶蚀能力对比实验表明,不同岩性、岩石结构、流体介质、添加物加入在开放与封闭状态下,碳酸盐岩溶蚀行为差异很大,但基本上遵循碳酸盐岩溶解—沉淀的"溶蚀窗"规律。②碳酸盐岩储层总体上受控于环境与地质作用过程两大条件。通过对不同类型储集体"五因素"(构造、地层、岩相、流体、时间)的剖析,表明不同地区和层系的储层分别具有各自特有的成因特点、主控因素和分布规律。③海相碳酸盐岩储层预测面临复杂地表—构造、埋深大、形态复杂、非均质性强等不利条件,通过"以岩石物理分析为基础,提高地震资料处理技术水平,利用井—震结合,厘清不同类型碳酸盐岩储层地质特征和地球物理响应特征,建立碳酸盐岩储层的地球物理响应模式,分析其非线性特征,揭示储层内部的不连续性、不规则性,定量计算储层物性和含油气性"技术路线的实施,可以有效预测优质碳酸盐岩储层的空间分布。

四川盆地东北部长兴组层序地层与储层分布

四川盆地东北部的二叠系长兴组为一套碳酸盐岩地层。宣汉盘龙洞剖面详尽研究表明,长兴组可分为两个三级层序:第1层序的海侵体系域由开阔台地滩间相沉积组成,高位体系域为台地边缘礁滩相沉积;第2层序的海侵体系域为浅滩沉积,高位体系域为暴露浅滩相-蒸发潮坪相沉积。长兴组中层序界面主要有水下间断不整合面和暴露侵蚀不整合面两类,相当于PeterVail的II类层序界面。在层序地层研究的基础上,对长兴组储层的时空分布特点进行了系统研究。研究发现,储层与层序地层关系密切,储层主要发育在层序的高水位体系域中:礁滩相储层位于第1层序的高位体系域中,而暴露浅滩-蒸发潮坪储层则主要产在第2层序的高水位体系域中。长兴组层序地层格架图以及层序高水位体系域沉积相平面图的编制,成为预测储层二维空间分布的基础。结果表明,礁滩相储层分布于通江—开县碳酸盐台地的东西两侧,暴露浅滩-蒸发潮坪储层遍布于通江—开县的碳酸盐台地及其东西两侧地区之中。两个层序高位体系域中的储层岩石孔隙丰富,储集条件较好,分布面积较广,从而成为研究区域油气勘探的重要目的层。

川东北普光地区与塔中地区深部礁滩体优质储层的对比研究

近年来在四川盆地川东北地区和塔里木盆地塔中地区发现了深部礁滩体优质储层,为我国深部海相碳酸盐岩油气勘探带来了希望。虽然这些礁滩体分布范围广,储层性质好,探明油气储量大,但是这两个盆地的礁滩体储层却存在较大的差异:川东北礁滩体储层比塔中礁滩体储层厚度大,孔渗性好,前者岩性为白云岩,而塔中则为灰岩。对比研究认为这些差异性受控于以下因素:高能沉积环境和海平面升降变化过程对储层的发育厚度和孔渗性能具有决定性的控制作用;膏岩一定程度上控制了白云岩化作用的发生,白云化过程改善了储层的孔渗性能;烃类的充注时间、储层的埋藏演化、以及烃类流体与岩石的相互作用等对次生孔、洞、缝的形成与保存具有明显的控制作用。由于川东北礁滩体发育时期海平面升降过程相对稳定,水体能量较高,有利于发育厚层礁滩体;白云岩化程度较高,重结晶现象比较普遍;油气充注较早且储层早期快速深埋,后期又处于抬升状态,利于次生孔隙的形成和保持,因此川东北深部礁滩体的储集性能明显优于塔中奥陶系深部礁滩体储层。

达县—宣汉地区长兴组—飞仙关组礁滩相特征及其对储层的制约

通过对普光2井、普光6井和毛坝3井等钻井资料以及地震剖面的详细研究,可知长兴组—飞仙关组生物礁相在地震剖面上,形态为透镜状,具有透镜体、中强变振幅、杂乱影像特征。岩性为灰色障积海绵礁灰岩、灰色障积海绵礁白云岩、灰色骨架海绵礁灰岩、灰色骨架海绵礁白云岩等组成。滩相在地震剖面上表现为透镜体、中强变振幅、不连续影像特征,其岩性主要为浅灰色厚块状亮晶鲕粒白云岩、亮晶含砾鲕粒白云岩、亮晶含豆粒鲕粒白云岩、亮晶生屑白云岩及亮晶砂屑白云岩等。两者在空间上相伴生,沿着台地边缘分布,形成台地边缘礁滩相带,该相带控制了达县—宣汉地区储层的岩性、储集性及其空间分布。

塔里木盆地塔中地区中、上奥陶统生物礁滩特征及储集体预测

塔里木盆地塔中地区中、上奥陶统发育生物礁滩,主要包括生物礁、生屑滩和灰泥丘3种,在测井曲线上表现为低自然伽马、低声波时差和高电阻率性质,在地震反射记录上有直接或间接特征。纵向上礁滩发育分为两个期次,由早期礁滩向晚期丘滩转化,并有向台内迁移的趋势;平面上多呈带状分布于构造发育带、断层上盘、台地边缘、古地貌凸起、台内缓坡以及地貌坡折带附近。早期礁滩主要分布于塔中1号断裂带附近的台缘相,在Z1井—TZ23井的台内低隆处见台内礁滩,偶见台内点礁(TZ35井),在地貌上发育于古凸起、台内缓坡或者地貌变化坡折带;晚期丘滩主要分布于10号断裂带附近的台缘相,在台内低隆亦见台内滩(TZ23井—Z1井),古地貌上发育于塔中凸起或台内低隆等部位。

四川盆地二叠系和三叠系礁滩天然气富集规律与勘探方向

通过系统的天然气组分、碳同位素以及微观薄片、包裹体分析,明确了二叠系和三叠系礁滩气藏中天然气主要为原油二次裂解气,龙潭组(吴家坪组)为天然气藏的主力烃源岩层,气藏经历了早期岩性古油藏聚集、古原油裂解和天然气调整再聚集3个阶段;天然气藏(田)具有多元供烃、近源聚集、岩性控藏、气油转化、晚期调整的成藏富集模式,现今气藏的富集主要受控于3个方面:一是二叠系烃源岩的生烃灶分布控制了油气来源的充足程度;二是礁滩相储层的分布与规模控制了油气聚集的场所与规模;三是晚期保存条件决定了天然气的最终聚集。通过系统总结已发现礁滩气藏(露头)沉积储层、油气富集规律,进一步探讨了下步勘探发展的方向,认为长兴组、飞仙关组和嘉陵江组台缘礁滩、台内浅滩和下二叠统浅滩勘探领域仍存在良好勘探前景。

中国海相碳酸盐岩勘探领域拓展历程及沉积学的基本驱动作用

回顾中国碳酸盐岩油气勘探领域的拓展历程,共经历了三个阶段:第一阶段,上世纪中后期以靖边气田等为代表的找构造高部位的岩溶型油气藏阶段;第二阶段,2000年以来以普光气田等为代表的台地边缘礁滩油气藏拓展阶段;第三阶段,2010年以来克拉通内幕白云岩油气藏新拓展阶段。沉积学的三种基本的水动力储层宏观成因模式是三大碳酸盐岩勘探领域拓展的基本驱动因素:早期勘探阶段的构造高部位岩溶储层宏观分布受控于隆起暴露期的大气水岩溶作用,台缘礁滩储层的宏观分布受控于镶边台地边缘持续的波浪作用,内幕白云岩储层的宏观分布则受控于潮汐作用。大气水岩溶模式的古水文地质系统除了作用于不整合面附近的隆起区,构造低部位和被断裂沟通的远离不整合面地区也能够发育岩溶储层,值得注意的是短暂暴露的准同生岩溶是未来重要勘探方向。浪控台缘礁滩模式具有"盆包台"、"台包盆"、"盆切台"等多种台缘结构模式,它们的储层宏观分布都处于波浪作用的高能礁滩带上,都基本符合威尔逊碳酸盐岩台地模式,只是不同地区的台地边缘具有不同的复杂形状而已,识别深部隐伏裂陷及其周缘礁滩相带是该领域勘探的难点。潮控陆表海台地潮坪模式指导了碳酸盐岩勘探向克拉通内幕白云岩的拓展,该类白云岩储层呈大面积薄互层席状产出,其宏观分布具有进积潮坪楔和潮坪岛拼嵌两种样式,是一个重要的勘探新领域。

龙岗地区礁滩储层有效性评价

龙岗地区二叠系长兴组的生物礁、三叠系飞仙关组的鲕粒滩都是很有潜力的礁滩型储层,根据储层特点将其分为4种类型:飞三—飞一上部灰岩孔隙型储层,飞三—飞一中部云岩溶孔型储层,长兴组灰岩孔隙型储层,长兴组云岩孔洞、裂缝–孔洞型储层。通过薄片、压汞、MDT测试、电成像、斯通利波等综合评价4套储层的有效性,认为长兴组云岩孔洞、裂缝–孔洞型储层有效性最好,飞三—飞一中部云岩溶孔型储层其次,飞三—飞一上部灰岩孔隙型储层以及长兴组灰岩孔隙型储层有效性最差,较难形成工业产能。

塔里木盆地奥陶系台地边缘生物礁、滩发育特征

塔里木盆地中晚奥陶世碳酸盐台地边缘可划分为低能、相对低能、相对高能、高能4种类型。不同的台地边缘发育不同的生物礁、滩组合:1)低能台地边缘型,以塔中Ⅰ号断裂带上奥陶统良里塔格组沉积早期台缘灰泥丘、含泥滩相组合为代表;2)相对低能台地边缘型,以巴楚露头区中奥陶统一间房组(大湾沟组)沉积期障积礁、含灰泥滩组合为代表;3)相对高能台地边缘型,以轮南中奥陶统一间房组沉积期障积礁、滩相组合为代表;4)高能台地边缘型,以塔中Ⅰ号断裂带上奥陶统良里塔格组沉积晚期骨架礁、滩相组合为代表。高能台地边缘骨架礁、滩组合是最有利的勘探目标。海平面上升、构造升降和碳酸盐产率是控制台地边缘迁侈和台地边缘类型的主要因素,并进一步控制了台地边缘生物礁、滩的发育。

四川盆地长兴组—飞仙关组礁、滩分布的控制因素及有利勘探区带

四川盆地二、三叠系长兴组—飞仙关组礁、滩气藏勘探的不断突破需要更进一步弄清其礁、滩体分布及其控制因素。为此,在对比分析各种过井资料及三维地震资料的基础上,研究了晚二叠世区域古地貌格局、拉张作用、长兴组—飞仙关组体系域等对开江—梁平海槽形态和礁、滩分布、发育的影响。结论认为:①晚二叠世末,四川盆地呈"三隆三凹"的古地貌格局,其对礁滩的分布起到了重要的控制作用;②拉张作用的不均衡性使得环开江—梁平海槽台缘斜坡带坡度陡缓存在差异,这一差异影响着礁滩发育的早晚和连续性;③层序演化结果表明龙潭期以海侵体系域为主,长兴组中后期为高水位体系域,体系域的变迁使得近台缘地区可能发育多期礁体。此外,还对台缘地区微古地貌的刻画方法进行了探讨,认为台缘生物礁的分布形态可以是沿台地边缘弯曲展布的串珠状礁体,也可能是与海槽斜交的斜列式分布的礁体。最后根据研究结果,划分出了有利勘探区带。

利用成像测井自动判别礁滩储层沉积相和岩性(英文)

礁滩储层是我国海相碳酸盐岩油气勘探的重要目标,也是我国油气产能的重要接替领域之一。由于礁滩储层储集空间类型多样,非均质性极强,依靠常规测井判别其沉积相和岩性非常困难。成像测井能够清晰地反映礁滩储层的结构组分和沉积构造,为沉积相和岩性的判别提供了可靠的依据。在对大量礁滩储层的成像和岩心对比观察的基础上,我们提出了9种典型的成像解释模式,建立了利用成像解释模式自动判别礁滩储层沉积相和岩性的方法并研制了相应的处理软件。该方法在塔中和川东北地区礁滩储层的实际应用中取得了良好的效果。

礁滩相碳酸盐岩油藏贼层识别方法及开发技术对策——以鲁迈拉油田Mishrif油藏为例

鲁迈拉油田Mishrif油藏是中东地区典型的大型整装礁滩相碳酸盐岩油藏,由于其储层非均质性强,易导致注入水沿渗透率高的薄层即贼层过早水窜,降低注入水波及效率,因此有效识别贼层并制定合理开发技术对策是提高研究区注水开发效果的关键。为此,提出一种基于动、静态资料综合识别贼层的方法。首先根据岩心和成像测井等静态资料确定贼层发育成因,然后利用单井产液剖面测试等动态资料计算储层动态渗透率,并与测井解释得到的静态渗透率对比进而识别贼层;最终综合地层层序划分等静态资料,确定研究区不同的贼层发育模式。通过数值模拟研究,提出贼层在块状和层状储层中不同发育模式下油水井的最优射孔策略,并应用于Mishrif油藏注水试验区,已取得预期的注水开发效果。

建南地区长兴组礁滩储层特征及主控因素分析

在野外剖面及岩心观察的基础上,结合镜下薄片、扫描电镜、阴极发光及物性分析等对建南地区长兴组的储层特征进行了详细的研究。长兴组礁滩储层岩性以礁云岩、礁灰岩和颗粒云岩为主,储集空间以晶间孔、晶间溶孔和裂缝为主,为裂缝-孔隙型储层。储层物性中等-较差,为低孔中低渗储层。储层的发育主要受岩性、沉积相、相对海平面变化、成岩作用等方面的控制,其中储层以台缘礁滩相为有利相带,发育于相对海平面下降时期,岩性以礁云岩和礁灰岩为主。白云石化作用是储层发育的基础,溶蚀作用和破裂作用则是改善储层物性的关键。采用孔隙度和渗透率两个参数对长兴组礁滩储层进行综合评价,认为储层类型主要为Ⅲ类(低孔低渗),其次为Ⅳ类(特低孔特低渗),Ⅱ类(中孔中渗)和Ⅰ类(高孔高渗)储层较少。

塔里木盆地奥陶系礁滩相储集体特征

塔里木盆地奥陶系多个地区发育礁滩相储集体。综合分析露头、岩心、岩石薄片及相关测试数据,对礁滩相储集体的发育条件及储集性能进行了研究。结果表明:礁相与滩相常以复合伴生的形式存在,根据滩相的岩性特征可将台地边缘划分为低能、相对低能、相对高能及高能4种类型,骨架礁、障积礁、灰泥丘所代表的台地边缘水动力条件依次降低。礁滩储集体基质孔渗性差,储集空间以裂缝—孔洞型为主,其次是裂缝—孔隙型、孔洞型、裂缝型和复合型。古地貌与构造控制了礁滩储集体的发育,而岩溶、构造破碎等建设性成岩作用是礁滩相灰岩形成良好储集体的必要条件。

四川盆地龙岗与元坝地区礁滩成藏对比分析

四川盆地长兴组—飞仙关组礁滩油气资源丰富,川东北台地—台缘斜坡地区是礁滩油气资源分布与勘探的重点地区。川东北龙岗与元坝地区礁滩气藏成藏条件优越,气藏分布受沉积相带、储层发育特征、白云石化与构造作用等因素控制;气藏类型多样,储集性、裂缝发育程度和构造活动性是富集高产的重要控制因素。目前元坝地区勘探成效好于龙岗地区,主要由于元坝地区礁滩规模较大、非均质性较弱、受潮道系统影响较小等原因,表现出更优越的气藏形成与富集条件;龙岗地区受构造作用与潮道系统影响显著,储层非均质性与气藏后期调整改造强烈,"一礁一滩一藏"特征明显。研究认为,地震资料品质攻关、沉积微相精细研究、储层预测与油气检测是进一步提高龙岗与元坝地区礁滩气藏勘探成效的工作重点,台缘区厚度大、面积大的礁滩体是重点勘探目标。

川东北元坝地区上二叠统长兴组超深层礁滩岩性气藏中裂缝特征

为明确川东北元坝长兴组礁滩储层裂缝特征,通过对多口井长兴组储层裂缝特征的精细刻画和构造、生烃、成岩、孔隙等演化作用的动静态研究指出,裂缝纵向上主要发育于长兴组二段,平面分布非均质性较强,各井区差异性较大,构造相对高部位的裂缝较发育;裂缝类型可细化为3大类、11小类,主要发育3期裂缝,同时建立了典型裂缝标准识别图版及分类评价指标体系;裂缝形成主要受构造、埋藏及溶蚀等作用控制。缝-孔动态配置则表现为裂缝与有效孔隙网状交错配置形成有效储集空间或构建网状立体输导体系,其中第二、第三期缝-孔配置较第一期更好,对储层储渗性能和产能有积极贡献作用。认为元坝长兴组西北部为油气有利富集区。

扬子地块北缘晚二叠世长兴期岩相古地理

扬子地块北缘与秦岭接壤,晚二叠世长兴期岩石地层单元为长兴组和大隆组。长兴组为一套碳酸盐岩沉积,沉积单元包括台地相、台地边缘礁滩相以及台地边缘斜坡相等;而大隆组则主要为一套灰黑至黑色薄层硅质岩、炭质页岩夹薄层泥晶灰岩,为一套较深水盆地沉积的产物。研究结果表明,这一深水盆地环境大致从西边的广元开始,向东经旺苍、南江与鄂西地区相连成为一广阔海域,扬子地块与华北地块隔海相望。这一沉积格局不仅为油气勘探工作的部署奠定了坚实的基础,而且可能反映出扬子地块与华北地块在此之前已经成为统一陆块。

塔中超深层奥陶系礁滩相碳酸盐岩优质储集层成因

运用岩心、薄片、物性、测井等资料研究发现,良里塔格组储集层具有在顶面以下100 m内的基质孔隙及宏观孔洞缝叠合发育的特征。早成岩近地表岩溶形成的非选择性溶蚀孔隙则对良里塔格组顶面以下100 m内的礁滩复合体进行叠加改造,是形成超深层优质碳酸盐岩储集层的关键因素。埋藏阶段构造破裂作用形成的裂缝沟通了孔隙,成为多种流体的运移通道,而流体对基质岩块进行溶蚀或者抑制胶结,则改善了深埋碳酸盐岩的储渗条件。研究区孔隙的演化经历了8个阶段。其中,埋藏期的3期油气运移与孔隙发育的3个阶段时空配置关系较好,形成了塔中地区超深层奥陶系礁滩复合体凝析气藏。

礁滩气藏产水来源分析与识别

气井产水严重影响着礁滩气藏的有效开发,为了掌控有水气藏开发的主动权,应及时对产水来源进行识别。文中以四川盆地龙岗礁滩气藏飞仙关组为研究对象,在测试、计算天然气饱和凝析水体积分数的基础上,分析了气井的产水特征及产出水化学特征。分析结果表明:凝析水的矿化度、Na+/Cl-系数及Cl-,K++Na+质量浓度与地层水有明显区别;在气田开发过程中,气井产出水的上述各化学特征指标与生产水气比的变化趋势一致。据此建立了适于该气藏的产水来源判别指标体系,并确定了划分界限。应用结果表明,该综合判别方法操作简便,符合率高,可为气田的有效开发提供技术依据。