塔河油田奥陶系古岩溶洞穴充填物时代鉴别特征及其储集意义

洞穴充填物的充填时代分析能够帮助认识洞穴的形成过程、充填结构序列和储集空间发育规律。塔河油田奥陶系岩溶洞穴受到物理充填作用的显著影响,其充填物的时代鉴别特征及其对储集空间发育的影响缺乏系统的分析。基于塔河油田奥陶系地质背景、岩心、测井、测年及产能资料的分析,认为:(1)灰绿色层理构造钙质砂岩和泥质粉砂岩为搬运充填成因,与裂缝共生的灰绿色泥质粉砂岩为渗流充填成因,它们的充填时代为海西早期,杂色砾岩的砾石成分复杂,磨圆分选较好,颗粒支撑,也为搬运充填成因,但充填时代为加里东晚期;(2)角砾岩的角砾成分一致,磨圆分选差且被灰绿色渗流泥充填,为海西早期洞穴掩埋时垮塌充填的结果,无渗流泥充填的角砾岩,裂纹化且多含方解石或沥青,多发育在洞穴顶部,为深埋藏阶段垮塌作用的结果;(3)岩溶洞穴缝洞储集体控制因素十分复杂,洞穴掩埋期的搬运、渗流与垮塌作用多产生泥质充填,储集性差;深埋藏期垮塌作用,产生次级裂缝且无泥质充填,储集性好,洞穴顶部及上部为有利储层发育位置。本研究为岩溶洞穴形成过程和油气藏高效开发提供有价值的参考。

碳酸盐岩油气田古岩溶研究及其在油气勘探开发中的应用

古岩溶为地质历史时期而非现代营力环境下形成的岩溶,深岩溶为不受地表侵蚀基准面控制环境条件下的深埋藏岩溶作用。碳酸盐岩储层储集空间主要有溶蚀孔洞、溶缝等,非均质性明显,空间分布规律复杂,经历了漫长的岩溶作用过程,油气储集规律复杂。油气田碳酸盐岩的内在因素(结构成因类型、物理力学性质等)以及各地质历史时期所处的地质环境构成古岩溶的形成条件与影响控制因素。本文将古岩溶的形成机制及其与油气聚集关系作为研究重点与突破口,系统研究了古岩溶和深岩溶的形成条件、影响控制因素与发育特征,最终实现了预测油气聚集有利发育区目标。

塔里木盆地麦盖提斜坡奥陶系风化壳成藏条件

基于地震、钻井资料综合研究,分析塔里木盆地麦盖提斜坡及其周缘古隆起背景上奥陶系风化壳特征及其储集层发育主控因素,探讨该区油气分布规律与勘探方向。区域构造成图与构造解析表明,麦盖提斜坡及其周缘发育塔里木盆地最大规模的奥陶系碳酸盐岩风化壳,与上覆志留系/石炭系泥岩形成优质储盖组合。奥陶系碳酸盐岩历经多期大型岩溶作用,以受古岩溶地貌、构造作用与岩性控制的小型缝洞体储集层为主。已有钻探多位于北部岩溶缓坡—洼地,岩溶作用较弱、充填严重,据古地貌分析与储集层预测,南部岩溶斜坡区储集层应更发育。构造演化与生烃演化史综合分析表明,碳酸盐岩古隆起演化与变迁控制了油气的运聚与分布,具有晚海西期成油、喜马拉雅晚期调整与原油裂解气再成藏的两期充注史。古隆起东西两端的玛南、麦西斜坡区长期位于油气聚集与调整的有利部位,具备形成大面积碳酸盐岩缝洞型岩性油气藏的地质条件,是塔里木盆地碳酸盐岩油气勘探的有利接替领域。

塔河油田海西早期岩溶水文地貌特征及其演化

塔里木盆地塔河油田海西早期形成了复杂的碳酸盐岩岩溶缝洞系统,其发育规模在塔河油田东部主体区和西部外围区表现出显著的差异性。岩溶水作为岩溶发育的关键因素,在不同地质背景下表现出的水文学特征及水动力作用与岩溶缝洞系统的发育密切相关。为了深入认识和阐述东、西部岩溶储层发育机制,以现代岩溶理论为指导,基于高精度三维地震资料,利用地震属性提取技术及地震成像相关技术,对埋深5 000 m以下的古岩溶地貌和古水文网络进行了恢复。通过对东、西部水文地貌特征的精细描述,厘定了岩溶演化阶段。研究结果表明:1)东部主体区为岩溶高原区,以峰丛、溶丘等高幅差地貌为主,地表水强烈的垂向侵蚀作用形成了干谷、盲谷、伏流、峡谷、天生桥等地貌组合,同时,发育了完整的地表-地下双重水系网络。该水文地貌特征反映了东部主体区经历了一段长期稳定的岩溶作用阶段。2)西部外围区为岩溶盆地区,地形较为平缓,发育低幅度溶丘;地表水以侧向溶蚀、侵蚀为主,展现出蛇曲状网络结构,尚未形成连续的地下水系网络,说明西部外围区岩溶作用时间相对有限。综合区域构造演化史,认为塔河油田东部主体区岩溶发育阶段处于壮年期,西部外围区岩溶发育阶段处于青年期。

南堡凹陷周边凸起地区碳酸盐岩古岩溶与油气成藏

通过地层对比、野外露头剖面观测、单井岩心观察,样品测试等手段,对南堡凹陷周边凸起地区的岩溶作用、成岩作用、油气成藏及控油因素进行了详细研究。结果发现,该区的岩溶作用较为发育,主要为:①野外露头见大的溶洞,岩心观察有岩溶角砾、溶蚀孔洞及黄铁矿集合体等;②录井表现为钻时突然降低甚至钻具放空,井漏;③测井解释有大型溶蚀孔洞发育带、溶蚀孔洞发育带等。成岩作用分为建设性成岩作用、破坏性成岩作用以及双重性成岩作用。油气藏类型主要有潜山不整合油气藏和构造块状油气藏,控制油气成藏的关键因素是岩溶缝洞型储层有效储集体发育程度、烃源岩的好坏及与构造的关系,尤其是油气运移通道是否发育直接影响了周边凸起有利部位的油气富集程度。

靖边气田北部下奥陶统马五_4~1段古岩溶储层特征及其控制因素

通过钻井岩心、铸体薄片、扫描电镜、阴极发光观察及岩石孔渗测定等方法对鄂尔多斯盆地靖边气田北部马五41段古岩溶储层研究表明:晶间孔、溶孔(洞)、溶缝及铸模孔是最主要的储集空间类型;其孔隙度最大15.91%,最小0.22%,孔隙度平均值约为3.73%,渗透率最大为79.13×10-3μm2,最小为0.001 3×10-3μm2,平均渗透率为1.24×10-3μm2,储层可分为溶孔、晶间孔-溶缝型、晶间孔型、微孔-溶缝型和微孔型4种;沉积相是储层形成的基础,成岩相决定了最终储集空间的保存情况,而古岩溶地貌从宏观上控制着储集空间的发育程度和储层的保存状况,三者有利区叠合部位是油气勘探的重点区域。

塔里木盆地塔河油田岩溶峡谷区海西早期洞穴系统发育模式

塔河油田岩溶峡谷区发育大型岩溶洞穴型储集层,勘探效果较好。基于三维地震资料、钻井资料,并结合地震属性提取技术,对地下岩溶洞穴系统、古地貌、古水文系统进行精细刻画,探讨洞穴形成机理,进而总结洞穴发育模式。研究结果表明:(1)峡谷上游段地表水垂向侵蚀作用强烈,峡谷失去了排水功能演变为干谷,下游段水动力条件减弱。(2)峡谷区岩溶洞穴类型划分为暗河洞穴、峡谷—断裂双控型洞穴。暗河洞穴主要发育在峡谷上游段,与峡谷呈"映射"关系。峡谷—断裂双控洞穴发育于峡谷两侧,垂向上具有多层性特征。(3)综上探讨峡谷区岩溶洞穴形成机理,认为较充足的水源补给条件以及水流强烈的垂向侵蚀溶蚀作用控制了暗河洞穴发育,多期次排泄基面下降以及断裂系统共同控制峡谷—断裂双控洞穴的发育。结合现代恩施地区洞穴系统特征,提出了峡谷地区洞穴发育模式,为下一步洞穴储集层预测和勘探实践提供理论借鉴。

岩溶流域的水系变迁——以塔河油田6区西北部奥陶系古岩溶为例

在现代流水地貌中,由于构造运动、岩性差异以及水流侧蚀等因素,常常出现水系袭夺,并随之伴生一系列特殊的水文地貌现象,如袭夺肘、风峡、袭夺肘以下的深切河谷、断头河和倒淌河等。基于三维地震资料,本文应用地震属性分析及地震成图等相关技术,对塔河油田中-下奥陶统顶部海西早期的岩溶古地貌和古水系进行了恢复识别,发现海西早期也存在类似的水文地貌现象。依据现代水系变迁理论,证实了塔河油田6区岩溶流域早期为南向汇流结构,而后期由于西北部侵蚀基准面下降,本区流域不断被西北部流域袭夺,并大面积倒转为北西向汇流结构,再现了本区岩溶古水系及流域的阶段性演化过程,从而为揭示塔河油田奥陶系古岩溶发育规律提供了重要依据。

川东石炭系古岩溶储层锶同位素地球化学特征

石炭系黄龙组岩溶岩是四川盆地东部渝北—邻水地区天然气藏最重要的储层之一,依据其结构特征,将该岩溶岩系划分为弱溶蚀岩溶岩、中等溶蚀多孔状岩溶岩、强溶蚀角砾状岩溶岩和强溶蚀交代次生灰质岩溶岩等4种类型,以及淡水方解石和白云石2种胶结物类型。对各类型样品的锶同位素分析结果表明:①不同成因类型、溶蚀强度、结构和成分特征的岩溶岩与胶结物锶同位素地球化学特征各异,其形成、演化与分布规律明显受古地理背景、流体性质和来源以及锶同位素分馏效应的控制;②岩溶过程中的87Sr/86Sr比值,具有从渗流—活跃潜流带的正偏移,至静滞潜流带逐渐转化为强烈负偏移演化趋势,对应的古岩溶储层物性由差变好至重新变差;③溶蚀过程中,白云质岩溶岩和淡水白云石胶结物对87Sr有很强的正偏移同位素分馏效应,而次生灰质岩溶岩和淡水方解石胶结物缺乏锶同位素分馏效应。

黄骅坳陷奥陶系古岩溶发育演化模式

黄骅坳陷奥陶系古岩溶经历了3个演化阶段,具有7种发育模式。第一阶段为加里东晚期—海西早期,发育向斜翼部侵蚀洼地排泄型和向斜轴部山间洼地排泄型古岩溶;第二阶段为印支期—燕山早期,发育溶丘洼地裸露型和断陷盆地浅埋藏型古岩溶;第三阶段为燕山晚期—喜马拉雅期,发育倾斜垒式断块压释水岩溶、深埋褶断凸起压释水岩溶和深大断裂带高位掀斜断块热水岩溶。3期古岩溶均强烈发育的叠合区为最有利储集层的发育区,环板桥凹陷潜山构造带为下步重点勘探的最有利目标区之一。

塔里木盆地轮古地区奥陶系碳酸盐岩储层特征及表征技术

在古岩溶标志识别和成因分析基础上,综合利用残厚法、印模法和趋势面法等技术手段,对轮古地区奥陶系古岩溶地貌进行了恢复,共划分出4个二级平面岩溶地貌单元和4个垂向岩溶分带,并对细分的古岩溶地貌分区内的岩溶地貌及储层发育特征进行了剖析。研究认为:不同岩溶带普遍发育裂缝、孔洞和洞穴,但在不同岩溶地貌分区内储集类型具有明显的差异性;表层岩溶带以裂缝孔洞型、裂缝型储层为主,横向叠合连片展布;垂直岩溶带以孔洞型、垂直洞穴型储层为主,纵向连通性较好;径流岩溶带以孔洞型、水平洞穴型储层为主,横向连通性好。

溶蚀作用下古岩溶盆地系统中介质场演化模拟

为了研究古岩溶盆地在溶蚀作用下碳酸盐岩油气储层介质场的演化规律,基于地下水渗流理论和碳酸盐溶蚀动力理论,用数值模型模拟了均质盆地和非均质盆地2种岩溶盆地含水系统发育过程。岩溶盆地含水系统演化过程中总伴随着裂隙差异溶蚀,不管均质盆地还是非均质盆地,都越来越非均质化,强溶蚀带集中在潜水位及优势裂隙附近,在侵蚀基准面和构造裂隙及层理等大裂隙处会形成高孔隙率、渗透率的良好储层。受介质场非均质化反作用,岩溶高地区潜水位随系统演化不断下降,潜水面处的强烈溶蚀随水位不断下切而使高地区改造成竖直裂隙发育的厚储层;坡地区水平径流活跃,易于形成水平裂隙发育的储层;平原区水位相对稳定,溶蚀作用主要发生大裂隙和侵蚀基准面处,但在大裂隙网内经溶蚀可形成局部高孔隙率储层。对比两子模型发现,在岩溶盆地含水系统中,主导渗流场都要经历由局部流场向二级流场、二级流场向全局流场的转变,前者发生在坡地区内部,后者发生在坡地区与平原区之间;流畅的渗流场转换更有利于介质场发育,受大裂隙网导水作用,非均质盆地比均质盆地更快捷、更顺利地实现主导流场升级,溶蚀作用更强烈,3 ka后非均质盆地比均质盆地的孔隙率增幅大34%。

塔河油田四区奥陶系古岩溶流域的倒淌河及其成因研究

在现代岩溶区,由于构造运动、岩性差异以及地貌起伏等因素,常常出现水系袭夺现象,并随之伴生一系列反常的水文地貌现象,如分水岭迁移和破坏、袭夺肘、风峡、断头河和倒淌河等。基于三维地震资料,应用层拉平技术、精细相干分析技术及相关地震成图技术,对塔河油田四区中—下奥陶统顶部海西早期的岩溶古地貌和古水系进行了恢复识别,发现也存在类似的反常水文地貌现象。借鉴现代水系袭夺理论,证实了塔河油田四区东部岩溶流域早期为南向汇流结构,而后期由于构造运动引起西北部侵蚀基准面下降,并通过地下途径对邻近南向流域北缘进行逐步袭夺,形成了大型倒淌河,再现了本区岩溶古水系及流域的阶段性演化过程,从而为揭示塔河油田奥陶系古岩溶发育规律提供了重要的依据。

塔里木盆地麦盖提斜坡西段奥陶系古潜山储层研究

利用塔里木盆地麦盖提斜坡西段二维与三维地震资料,对奥陶系古潜山顶面进行了精细标定、解释、属性分析及古地貌恢复。分析研究结果表明,该区奥陶系古潜山古水系较为发育,下奥陶统古潜山暴露地表的时间较长(近45Ma),喀斯特斜坡带风化壳储层发育,且受古构造和古水系发育控制。

鄂尔多斯盆地延安气田南部岩溶古地貌分级识别及有利区预测

延安气田南部地区古地貌研究程度较差,难以满足精细勘探要求。综合利用钻井、测井、录井、二维地震资料,对延安气田南部下古生界奥陶系顶部风化壳岩溶古地貌进行精细恢复,结合钻井试气成果,明确了岩溶古地貌对气藏分布的控制作用,并划分有利目标区。研究结果表明:研究区划分为西部岩溶台地、中部岩溶斜坡以及东部岩溶盆地3个二级古地貌单元,在二级古地貌单元上进一步分级识别出三级古地貌单元;沟槽两翼及高地洼地转换地岩溶作用强烈,储层物性较好,为最有利目标区,沟槽、洼地以及远离沟槽处物性较差。具体优选吴起志丹部分地区、甘泉地区、西南部黄陵富县西地区为有利岩溶储层区。该研究可有效提高钻井成功率,为后期气田增储上产提供有力支撑。

傍河水源地取水井堵塞特征及缓解途径概述

傍河取水技术是一种地表水与地下水联合利用的开发模式。该技术既可以保障水资源开采量的可持续性和稳定性,又可以通过入渗过程有效去除水体中的污染物,降低水处理成本。但河水入渗过程导致的取水井堵塞现象一直是困扰国内外傍河取水的难题。如何缓解取水井堵塞是保证傍河水源地可持续运行的核心所在。通过总结国内外傍河水源地的运行实践,分析了堵塞作用的原因及类型,探讨了河流水动力条件、河流的水质状况、傍河水源地取水井的分布及取水量对堵塞作用影响的机制,提出了适时洗井、定期监测河水水质、合理设计取水井井群、控制取水量4条缓解取水井堵塞的途径,为傍河水源地管理提供了技术支撑。

渤海湾盆地南北两侧奥陶系古风壳储层的不同发育模式

根据渤海湾盆地北缘河北唐山赵各庄及盆地南缘山东新泰汶南两奥陶系古风化壳剖面较系统的研究,表明赵各庄剖面属于“潜山型”古风化壳,顶部垂直渗流带和水平潜流带总厚近200m,构成了古风化壳储层的主要层段;而南部汶南剖面则发育顺层“台地型”古风化壳,层间厚380余米的古岩溶带成为主要储层类型。认为构造作用强度、断裂发育、古地形、岩溶作用时间的差异是造成不同类型岩溶带的主要原因。两剖面古风化壳储层均以碳酸盐岩溶洞、溶孔和裂隙形成的复合储层类型为主。在储层预测上,“台地型”较“潜山型”更容易预测。建议渤海湾盆地进行奥陶系古风化壳岩性地层油气藏的勘探时,关注”潜山型”、“台地型”这两种不同类型的古风化壳储层。两种不同类型的古风化壳储层发育形式为渤海湾盆地奥陶系碳酸盐岩油气勘探提供了直观的对比模式。

碳酸盐岩地层中不整合—岩溶风化壳油气田——以塔里木盆地塔河油田为例

塔河油田是塔里木盆地北部沙雅隆起阿克库勒凸起上最典型的大型油气田。本文从圈闭要素及其各要素的演化、油气成藏演化等因素综合分析,认为该油气藏区域特征表现为受阿克库勒构造与岩溶凸起共同控制的层状背斜油气藏。从各个要素的成因及要素的组合、圈闭成因,考虑圈闭关键组成部分的主要特征,塔河油田奥陶系油气藏是一个碳酸盐岩不整合—岩溶风化壳油气藏。

河南某铝土矿矿体形态研究

简述了河南某铝土矿矿体有层状、溶斗状和透镜状三种基本形态及其成因。结合该铝土矿勘探资料,研究了该矿区矿体形态类型,统计不同形态矿体的钻孔工程数量比例,给出层状和溶斗状矿体资源量的计算公式,用VB编写计算程序,可快速计算该矿区铝土矿资源量。结果表明,溶斗状矿体数量虽少,但却构成了矿区资源量的重要部分。

鄂尔多斯盆地靖边气田南部古风化壳岩溶储层有效性评价

鄂尔多斯盆地靖边气田南部奥陶系马家沟组马五_(1-2)亚段白云岩储层由于风化岩溶作用形成了复杂的孔隙系统,孔隙结构的复杂性增强了储层的非均质性和各向异性,也增加了储层有效性评价的难度。通过钻井取心和录井资料标定常规测井曲线,结合压汞、铸体薄片、成像测井、核磁共振测井及试气资料,分别从影响储层孔隙结构的岩性、缝洞、物性、平面分布等方面对该层段进行了储层有效性综合评价,形成了一套适合该地区储层的测井有效性评价标准,并建立了具有不同孔隙结构储层的测井识别模式。研究结果表明:岩性较纯的细粉晶云岩孔隙结构较好、缝洞配置良好、基质物性好,因而储层有效性好,产能相对较高;向东和东北倾斜的古地貌对储层的分布具有明显的控制作用.由西向东及由西南向东北方向的储层,其有效性逐渐变差,产能逐渐降低。所得到的储层有效性评价指标在相同岩溶机理形成的其他地区也具有一定的适用性.只需根据具体储层特征和试气结果进行标定,适当调整标准即可使用。