渤海湾盆地临南洼陷古近系沙河街组源-储组合类型与致密(低渗)砂岩油差异富集模式

为了揭示渤海湾盆地临南洼陷古近系沙河街组致密(低渗)砂岩油的差异富集机理,在依据空间配置和岩性组合划分源-储组合类型的基础上,综合利用测井、录井、试油和岩心分析测试资料,对不同源-储组合类型含油性及其供烃条件、储集条件、输导条件和运聚动力进行了分析,建立了致密(低渗)砂岩油差异富集模式。结果显示:①研究区存在源-储共生型(夹层型、互层型)、源-储紧邻型(源上型、源间型和源下型)、源-储间隔型(源下型)3大类6亚类源-储组合,对应3种致密(低渗)砂岩油富集模式。②源-储共生型具有“强供烃-强动力-高效充注-储集控富”模式,供烃条件和运聚动力最优,油气通过孔缝高效充注,储层含油性最好;相较于互层型,砂体厚度制约了夹层型油气富集规模。③源-储紧邻型具有“较强供烃-差异动力-联合输导-多元控富”模式,供烃条件较好,运聚动力变化大,油气通过孔缝-断裂-砂体联合输导,优先充注物性和孔隙结构好的储层,储层含油性较好;亚类中,源间型供烃条件和运聚动力优于源上型和源下型,含油性最好。④源-储间隔型具有“弱供烃-弱动力-断砂输导-输储控富”模式,供烃和运聚动力较弱,断裂、砂体组成的有效输导通道和优质储层发育对于油气富集至关重要,含油性整体较差。

鄂尔多斯盆地富县地区三叠系延长组长7_(3)亚段页岩油储层特征与勘探前景

鄂尔多斯盆地富县地区三叠系延长组长73亚段沉积期位于湖盆东部沉积中心,蕴藏着丰富的页岩油资源,具有较好的勘探前景,但对于页岩油储层特征研究较少,缺乏储集特征和含油性研究,制约了页岩油勘探部署实践。以富县地区长73亚段为研究对象,利用岩心观察、全岩矿物X-射线衍射分析、氯仿抽提、核磁共振、有机碳及孔隙度测试等多种手段,从岩石矿物学特征、储集空间、孔隙结构、含油气性等方面开展分析,明确了长73亚段发育泥页岩类、粉—细砂岩类、凝灰岩类三大岩石类型,泥页岩类根据纹层发育程度又可细分为4种岩石类型。泥页岩段矿物组成主要为石英、长石、碳酸盐矿物和黏土矿物,还有少量的黄铁矿。储层主要发育粒间孔、粒内孔、有机质孔及微裂缝4种储集空间类型。粉—细砂岩中、大孔比较发育,核磁共振T2谱以多峰型和左偏单峰型为主;黑色页岩微孔相对较发育,大孔相对较少,核磁共振T2谱以多峰型、右偏单峰型为主。含油气性好、油饱和度指数高的粉—细砂岩是长73亚段最优的页岩油储层,其次是纹层状泥页岩。综合分析认为,粉—细砂岩类和泥页岩类目标均具备一定的勘探潜力,也是未来增储上产的潜在领域。

鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长7段页岩油储层特征及主控因素

鄂尔多斯盆地合水地区是长庆油田页岩油勘探开发的重点区块。根据铸体薄片、物性分析、扫描电镜、高压压汞及核磁共振等测试分析结果,对鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长7段页岩油储层特征及其主控因素进行了研究。研究结果表明:(1)合水地区长7段页岩油储层主要为一套灰黑—黑色细—粉砂岩,以岩屑长石砂岩为主,填隙物的体积分数平均为16.71%。岩石物性较差,平均孔隙度为8.15%,平均渗透率为0.102 mD,为超低孔—特低孔、超低渗型储层。(2)研究区孔隙类型以长石溶孔和残余粒间孔为主,以亚微米孔(直径为0.1~1.0μm)含量最多,占总孔隙数量的75.56%,纳米孔隙(直径小于0.1μm)数量次之,占总孔隙数量的17.94%。孔喉类型较复杂,溶蚀成因的管束状喉道及压实成因的片状、弯片状喉道为储层主要的喉道类型。(3)沉积作用、成岩作用及构造作用共同控制了研究区长7段页岩油储层的质量和分布。沉积作用为储层提供了物质基础,储层主要形成于深水重力流沉积环境,可分为砂质碎屑流砂体和浊流砂体等2种类型。中等—强压实强度的压实作用和胶结作用降低了储层物性,溶蚀作用对于改善储层物性具有一定的积极作用,构造作用形成的裂缝提高了储层的渗流能力,并对后期的储层压裂改造具有重要意义。

大庆萨中二类油层对三元驱油体系的吸附特性

通过大庆萨中二类油层三元复合驱矿场试验,分析一、二类油层岩心的矿物组成和孔隙结构特征,绘制一、二类油层砂的吸附等温线,考察化学剂在天然岩心上动态滞留量,比较一、二类油层的吸附差异;通过单一矿物对三元组分的吸附实验,分析二类油层高吸附的原因.结果表明:二类油层的黏土矿物质量分数显著高于一类油层的,且绿泥石质量分数较高;二类油层的渗透率约为一类油层的1/3,喉道半径较小.三元驱油体系中3种化学剂在黏土矿物上的吸附量明显大于骨架矿物的,三元组分的吸附损失主要由黏土矿物引起,其中绿泥石对化学剂的吸附作用较强.3种化学剂在油砂上的吸附等温线为Langmuir型,NaOH和表面活性剂的饱和吸附量较高,HPAM的饱和吸附量较低;表面活性剂的饱和吸附量受岩心性质影响较大.3种化学剂在二类油层岩心的动态滞留量均高于一类油层岩心的,NaOH和表面活性剂的动态滞留量低于静态吸附量,HPAM的动态滞留量大于静态吸附量.该研究结果为复合驱油体系配方优化及矿场试验方案设计提供依据.

二连盆地“洼槽”控油规律与油气勘探前景

依据洼槽的沉积演化、结构类型、生油条件、成藏模式、含油现状和勘探成效，对二连盆地３３个凹陷以洼槽为单元分类评价［１］。初步建立了５种洼槽式样，研究了不同类型洼槽的控油规律。指出洼槽的沉积、构造同性严格控制油气生成和油气藏展布①，断槽继承型洼槽成藏条件最好，勘探成效最高，断超继承型和断槽过渡型大中型洼槽成藏条件较好，其中央断裂构造带和斜坡带是有利聚油带，具有良好的勘探前景，属近期油气勘探和储量接替的主要洼槽。

试论火山岩储层的类型及其成因特征

本文在总结前人研究的基础上,结合胜利及辽河油田最新资料,提出了一种火山岩油气藏储层分类方案,共分为火山熔岩型、火山碎屑岩型和潜火山岩型3种类型。其中火山碎屑岩型又可分为正常火山碎屑岩型和火山碎屑沉积岩型两种亚类型;潜火山岩型分为隐爆角砾岩型和蚀变岩型两种亚类型。文中结合实例对各种类型储层的成因机制、空间展布特点以及储集性的变化特征进行了阐述和讨论。

裸眼井分段酸压技术在肯基亚克盐下油藏的应用

为了提高肯基亚克盐下碳酸盐岩储层动用程度,增加单井产量,对该油藏5口裸眼井进行了封隔器分段酸压先导性试验。首先确定了与储层配伍性较好且满足深度改造、均匀改造的清洁转向酸体系作为主体酸,同时对气举、完井和酸压裂一体化管柱结构进行了优化,并通过优选分段数、封隔器坐封位置和施工参数,顺利完成了现场施工,并取得了明显的增产效果。该工艺可为同种类型的海内外油藏改造提供经验。

乌南次凹油气二次运移及成藏系统

油气二次运移是成藏的关键因素，通过对乌南次凹油气二次运移条件及对已发现油气分布特点的分析，利用油气的物理性质、地化指标、断裂、沉积等总结出该区油气二次运移的主要模式有沿主断层垂直运移、沿不整合面和渗透层侧向运移和复式阶梯式运移等3种模式；乌南次凹油气运移以由西向东运移为主，同时向南、向北运移充注。在分析该区油气二次运移的基础上，建立相应的成藏系统和成藏模式，3种不同的运移方式控制着不同的成藏模式，由于断裂和沉积作用在缓坡带形成多种坡折带，是最有利的大规模油气成藏区带，南一段是构造-岩性油藏的有利成藏区。乌南次凹可划分为自源封闭成藏动力系统、自源半封闭成藏动力系统和自源-他源半封闭成藏动力系统，乌东斜坡带最主要的成藏系统是前两个类型，主要勘探目的层为南屯组一段、南屯组二段和铜钵庙组。

渤海海域埕岛东坡东营组砂体成因及油气富集特征

埕岛油田是中国石化胜利油田分公司海上重要的增储阵地,埕岛东坡东营组勘探潜力大、勘探程度相对较低。该区砂体类型多样、分布难以预测、成藏富集差异大。为了明确该区砂体成因及油气富集主控因素,基于录井、测井、测试、地震等资料分析,对埕岛东坡东营组的沉积特征、成藏控制因素进行系统研究。研究结果表明:①埕岛东坡主力含油层系Ed4砂组主要发育洪水湖底扇和滑塌湖底扇沉积类型。②受古地貌和断裂坡折带控制,扇体主要沿北东向展布的多个继承性沟谷分布;多期发育的砂体互相叠置,沟谷间储层相对独立,坡折处多为砂体尖灭带。③构造因素与沉积体系配置决定了研究区主要发育构造—岩性油藏、岩性油藏,其中坡折带下方至洼陷带发育较大规模自生自储的岩性油藏。④深水环境下多期重力流砂体叠置发育,形成规模性储层,奠定了该区油气富集的基础。源储配置、断裂及超压决定了该区油藏具有叠合连片分布、普遍富集高产的特点。

扇中沉积微相特征及对剩余油分布的控制作用

在取心井的岩性、电性、沉积韵律、沉积构造、粒度和化石生物等资料的基础上，对阿11断块进行了沉积微相研究。共划分出辫状水道、水道间、水道前缘和水道侧翼4种微相，其中辫状水道微相在该地区各砂体中最为发育。结合测井水淹层判断方法和油藏开发动态数据，总结不同微相的水淹层特征和开发特征，揭示不同沉积微相的剩余油分布规律，并指出有利的剩余油分布潜力区。分析结果表明，辫状水道砂体最先水淹，水道前缘砂体次之水淹，扇中水道间及水道边部砂体不易水淹；沿辫状水道主流线方向注水受效好，单井日产量和累计产量高，剩余储量较少，而水道边部注水受效较差，累计产量低，含水相对低，水道前缘离注水井距离远、注水受效差。因此，辫状水道边部、水道前缘、水道间砂体为剩余油的有利富集区。

鄂尔多斯盆地合水地区长8_(1)亚油层组沉积相及对储层物性的影响

为研究鄂尔多斯盆地上三叠统延长组长81亚油层组沉积微相与储层物性的关系,通过岩心相、测井相及物性等资料,结合前人研究成果,对盆内合水地区长8_(1)亚油层组进行分析。认为:(1)长8_(1)亚油层组浅水三角洲前缘沉积发育水下分流河道、河口坝、前缘席状砂、分流间湾4种沉积微相。多期叠置的水下分流河道是控制砂体发育的主要微相类型,根据砂地比又可分为河道核部、河道中部及河道侧翼;(2)长8_(1)^(2)小层水下分流河道砂体发育频率较高、沉积期次较多、连通性较强,其次为长88_(1)^(2)小层与长8_(1)^(3)小层;(3)由沉积微相决定的岩石结构成熟度控制了储层的初始孔隙度,进而在一定程度上影响了储层现今孔隙度。水下分流河道核部储层物性最好,是有利微相类型。研究区长8_(1)^(2)小层有利微相发育规模最大,为后期勘探开发首要目的层位。

东风港油田沙四上亚段异常高压对油气产能的影响

运用泥岩声波时差资料对东风港油田沙四上亚段的地层压力进行了恢复，并结合实测地层压力分析了研究区异常高压的分布特征。探讨了异常高压对成岩作用及储层物性的影响：异常高压通过减缓压实作用。延缓或抑制胶结作用．有效保护已形成的原生孔隙；通过促进溶解溶蚀作用，形成次生孔隙；同时抑制了黏土矿物的转化，有助于孔隙空间的保存。另外，异常高压产生的微裂缝，提高了储层的渗透性。异常高压通过对储层物性的影响可以对油井产能起到一定的控制作用。异常高压不仅对产能有积极的影响，也有消极的影响。低渗透储层并非压力越大越好，高产能对应的地层压力系数在1．1～1.3之间。

饶阳凹陷页岩油烃源岩及“甜点区”的录井评价研究

在页岩油勘探开发初级阶段,对“甜点”储层发育区的认识以及预测是储层改造和水平井钻探成功的关键,能够有效加快非常规资源的利用。饶阳凹陷页岩油作为华北油田储量重点接替领域,勘探潜力巨大,但目前处于勘探开发初级阶段,尚未取得重大突破。通过对饶阳凹陷沙一下亚段页岩油烃源岩及“甜点区”进行录井评价研究,对烃源岩指标进行归类统计,结合烃源岩评价成果对“甜点区”录井资料响应特征进行研究,对页岩油“甜点区”进行预测,最终深化了对页岩油勘探“甜点区”的认识,并在此基础上提出多项勘探建议,在圈闭目标发现和评价等方面发挥了重要作用。

鄂尔多斯盆地长7_(3)亚段深水重力流砂岩储层特征及控制因素--以华池地区CY1井为例

鄂尔多斯盆地延长组长7_(3)亚段泥页岩层系中发育的重力流成因的砂岩是长庆油田页岩油增储上产的潜在目标,但缺乏对长7_(3)亚段砂岩储层特征及页岩油富集控制因素的研究。基于华池地区CY1井长7_(3)亚段全取心井资料,利用X-射线衍射、扫描电镜、高压压汞及核磁共振等测试资料,结合薄片和岩心资料,深入分析了长7_(3)亚段砂岩储层的宏、微观特征,并对储集能力和含油性的控制因素进行了深入分析。结果表明:长7_(3)亚段主要发育灰色块状岩屑质长石、岩屑长石和长石岩屑粉砂岩,发育少量的细砂岩,属于典型的低孔低渗,储集层储集空间主要为粒间孔、长石溶孔、黏土矿物晶间孔、粒内溶孔和微裂缝,广泛发育的微纳米孔喉使其具有一定的储集能力;长7_(3)亚段微观孔隙结构主要分为A、B、C 3类,孔喉半径中值和微观孔喉分选系数是控制饱和度中值压力、最大进汞饱和度和退汞效率的主要参数,影响了微观尺度上页岩油的富集程度和渗流能力;长7_(3)亚段砂岩的矿物组成、粒度、微观孔隙结构共同控制着长7_(3)亚段砂质岩的储集能力,生烃增压促使长7_(3)亚段黑色页岩中的轻质烃向着与其相临的渗流能力较好的砂岩聚集,粒间孔、长石溶蚀孔及微裂缝是游离烃的主要储集空间,黏土矿物是吸附烃的主要赋存空间,在长7_(3)亚段泥页岩层系中寻找长英质矿物含量高、黏土矿物含量少、方解石胶结作用弱的砂岩是页岩油勘探开发的主要目标;以A、B类孔隙结构为代表的孔隙度大于5%、渗透率高于0.05×10^(−3)μm^(2)的砂岩是长7_(3)亚段优势储集层,C类孔隙结构代表的砂岩油气充注难度大,物性及渗流能力差,不利于页岩油的聚集和采出。

东营凹陷中低成熟度富碳酸盐页岩地质特征——以牛庄洼陷沙四段上亚段为例

以东营凹陷牛庄洼陷沙河街组四段上亚段页岩层系为研究对象,通过岩心观察描述、X-射线全岩矿物分析、岩石薄片镜下观察、氩离子抛光样品的扫描电镜观察、CT扫描、有机地球化学测试数据分析等技术方法,对页岩进行沉积环境、岩石学特征、成岩作用、储集特征及有机地化特征分析,明确东营凹陷牛庄洼陷沙四上亚段页岩是一套典型的中低成熟度、富碳酸盐矿物页岩,岩相类型多样且垂向变化快,超压缝、溶蚀孔等储集空间类型丰富、含油性好,具有很好的勘探开发前景.研究结果表明:牛庄洼陷沙四上页岩是偏干旱气候、咸水—半咸水、较低能环境的产物,碳酸盐矿物含量较高,以不同结晶形态的(铁)方解石和(铁)白云石为主,两者之和平均值>40%,与有机质和黏土矿物频繁叠置形成韵律层,构成了纹层状泥质灰岩相、纹层状灰质泥岩相以及(纹)层状灰质或泥质白云岩相等可压性较好的主要岩相(组合)类型;受地层水介质及生烃排酸控制的成岩酸碱环境变化,方解石、白云石、黄铁矿、菱铁矿以及石英颗粒边缘等溶蚀、硅质交代碳酸盐矿物以及方解石白云岩化现象较普遍.有机质生烃排酸与碳酸盐矿物溶蚀是最常见的成岩作用,两者耦合形成的成岩、成储优势在灰白色或白色亮晶方解石纹层内部最为显著,形成了储集能力很好的溶蚀孔及微裂缝.核磁测试孔隙度为5.8%~13.7%,富灰和富云页岩总孔隙体积主要由相对较小的孔隙以及1μm以上晶间孔、溶蚀孔和微裂缝提供,宏孔孔径集中在100~600 nm;除了晶间孔和溶蚀孔,页岩层系还普遍发育裂缝,按发育丰度依次为层理缝、生烃超压缝和构造缝等,这些(微)裂缝的发育对页岩油储集、充注、流动和产出有重要作用.较高的地温梯度有利于中等偏低(Ro为0.52%~0.80%)成熟度页岩规模排烃,地面原油密度为0.89~0.93 t/m^(3),埋深越大原油密度越小;生烃和应力共同形成的异常超压是牛庄洼陷页岩中重质油仍然可动的一个重要因素.

牛庄洼陷沙三中亚段浊积岩储层特征及油气富集规律

综合利用钻井岩心、测录井、试油等资料,通过岩心观察、薄片鉴定、物性测试、流体包裹体分析等技术方法,对牛庄洼陷沙三中亚段浊积岩储层特征、油气分布特征进行研究,总结油气富集规律。牛庄洼陷沙三中亚段浊积岩储层主要为岩屑质长石砂岩,以细砂岩为主,主要发育中高孔低渗特低渗透储层,储集空间类型以原生孔隙为主,次生孔隙较发育;压实作用中等,碳酸盐胶结为主,硅质胶结较发育,长石溶蚀最为常见。储层含油性与物性之间没有明显的对应关系,而是受埋深、地层压力和储层物性的综合控制。平面上油层围绕生烃中心和油源断层呈环带式分布,地层压力高值区与油源断层发育区是油气富集的有利场所。油气富集受烃源岩与储层的空间配置和烃源岩热演化与储层物性演化时间上的配置决定,不同埋深浅部储层不含油,深部储层易含油;相同埋深低物性储层不含油,高物性储层易含油;断层和地层超压发育区储层易含油。