海西早期大型树枝状岩溶暗河发育条件与地质模式——以塔里木盆地塔河油田B94井区为例

塔河油田奥陶系发育类型多样的古岩溶缝洞型储集体,其中,海西早期大型岩溶暗河系统是最重要的储集空间之一。基于三维地震和钻井资料,利用地震属性提取技术,重建了B94井区奥陶系古构造、古地貌和古水文条件,描述了该区岩溶暗河的空间展布特征,揭示了岩溶暗河形成的地质控因,建立了岩溶暗河发育的地质模式。研究表明:塔河油田B94井区奥陶系位于2个次级鼻凸之间的向斜部位;该区处在海西早期岩溶作用区,主要发育中高幅度的岩溶地貌,呈现东高西低、北高南低的地势坡降,地表水系异常发育,呈近对称的树枝状,且从北向南汇流,最终汇入一条岩溶峡谷;该区岩溶暗河平面分布范围广,呈树枝状展布,垂向发育深度相对稳定,主要分布在T56以下120 ms;由于地表水向地下的转化频繁,岩溶暗河内部充填较为严重,暗河中下段充填更加明显;显著的地势坡降、次级背斜之间的向斜构造和NNE,NNW向走滑断裂共同控制了岩溶暗河的发育,形成了向斜汇流型岩溶暗河发育模式。这一认识可直接指引B94井区奥陶系的井位部署工作。

济阳坳陷东营凹陷沙三中亚段流体包裹体古流体势场恢复

通过对东营凹陷沙三中亚段砂岩储层中376块流体包裹体样品的系统分析,将研究区的油气充注划分为3个期次,并确定出3期油气充注发生的时间。运用流体包裹体PVT热动力学模拟的方法,获得了3个充注期的古压力演化,结合本区平面和剖面上现今地层压力的分布,确定了沙三中亚段油气藏可视为处于同一个含油气压力系统中。在此基础上,利用流体包裹体所获得的参数恢复了沙三中亚段3期古油水势场的演化,并分析了其分布特征,探讨了油气充注期中的有利油气聚集区。认为东营凹陷油气藏的分布与古流体势的演化有密切的联系,3期油气充注时期古油势控制成藏的阀值分别为7,10.5和22 kJ/kg,利津洼陷北坡和牛庄洼陷南坡是第一期有利的油气低势聚集带,围绕牛庄洼陷和利津洼陷这两大高油势中心的周边区域为第二期有利油气成藏带,第三期油气有利成藏带逐渐扩展到民丰和博兴两大洼陷周缘区域。

柴西南七个泉油田原油地球化学特征研究

通过对柴达木盆地西部南区七个泉油田2口油井原油样品生物标志物特征的系统分析表明:七个泉油田正构烷烃分布完整,主峰碳为C22,CPI<1,呈偶碳优势,Pr/Ph低,反映其母质源岩来自强还原环境。双环倍半萜系列组成中补身烷和升补身烷含量高。规则甾烷组成以C27>C29>C28为特征,呈"L"型,生油母质以低等水生生物为主,油样中还存在重排甾烷和4-甲基甾烷;萜烷系列中藿烷系列分布完整,C30藿烷为主峰,C35/C34藿烷值为1.66和1.67,伽马蜡烷丰度极高,其伽马蜡烷/C30藿烷值为1.18和1.29。原油成熟度参数C29甾烷ααα20S/(20S+20R)、αβ/β(αββ+ααα)及Ts/Tm都说明原油未成熟,碳同位素值较重。经过与柴北原油、柴西烃源岩对比证实,七个泉油田与西部第三系咸水湖相原油特征更为接近,主要为强还原、高盐度沉积环境。

宝北低渗储层不同流动单元相对渗透率曲线的建立及应用

宝浪油田宝北区块是典型的低孔低渗油藏。在对本区流动单元判别分类的基础上,结合室内相对渗透率资料,运用相对渗透率曲线归一化的方法,建立了5类流动单元及其组合的相对渗透率曲线,并对不同流动单元及其组合的相对渗透率特征进行了定性和定量比较,确定了本区储层细分组合开采的优势组合为流动单元B与C的组合,通过水驱相关参数的计算实现了对不同流动单元水驱开发特征的定量评价及预测。

宝北区块不同角度裂缝人造岩心驱油对比试验

宝浪油田宝北区块是典型的低孔低渗油藏,裂缝存在致使水淹、水窜严重,储层改造效果不佳。为对比研究低渗砂岩储层不同角度裂缝的开发特征,设计了不同角度裂缝人造岩心水驱油试验,并对不同驱替时刻、不同参数关系的驱油效率进行分析。研究发现:①裂缝的面夹角越大,渗滤能力越强,驱替压力越小,驱油效率越大,越容易早淹,对开发的影响越大。②交叉裂缝相对单裂缝而言,含水上升与驱油效率增大有更好的协调性。③高角度裂缝和交叉裂缝对注水强度和驱替速度相对更为敏感。

镇泾油田长812小层浅水三角洲储层层次特征分析

本文以镇泾油田长8-1-2小层为研究对象,开展储层层次性及浅水三角洲砂体内部构成分析。试图以高分辨率层序地层学为基础,重点强调各级旋回产生的主控因素,从而明确旋回划分的地质意义;并将层序旋回实体与成因沉积分析中的沉积实体对应,从而将抽象的基准面旋回在一定程度上形象化;同时试图将开发分层单元纳入该方案中,从而实现旋回单元、沉积单元和开发单元之间的统一,并找出最佳研究单元。通过对镇泾油田长8-1-2小层构成单元的精细解剖来构建浅水三角洲砂体内部构成模式,并结合实测物性资料探讨不同层次对储层物性的控制作用,明确浅水三角洲储层内部的非均质性特征。

碳酸盐岩地层裂缝层控性发育特征研究——以柯坪地区奥陶系碳酸盐岩为例

下古生界碳酸盐岩地层是塔里木盆地油气勘探的重点层系,而裂缝系统是影响碳酸盐岩储层非均质性的重要因素,裂缝的空间发育分布不仅影响着储层的岩溶改造,还在一定程度上控制了油气的运移聚集。近年来,随着在塔里木盆地阿满过渡带的走滑断裂带取得一系列重大油气勘探发现,断裂的控储、控藏作用逐渐得到重视。为研究碳酸盐岩地层中裂缝的空间发育规律及控制因素,结合前人研究成果,对柯坪地区奥陶系碳酸盐岩野外露头剖面进行了详细解剖。结果表明,裂缝在垂向地层中具有层控性发育的特征,层序边界、岩性界面、岩层界面等沉积界面控制了碳酸盐岩地层裂缝的发育,裂缝的终止端多位于该类界面处或附近;同时,裂缝的发育还受岩层厚度的影响,当岩层厚度较小时,裂缝密度总体上随岩层厚度的增大而增大,而当岩层厚度超过一定值1.0~1.5 m时,裂缝密度趋于恒定。碳酸盐岩地层裂缝的层控性发育对流体在地层中的流动具有重要影响,力学界面处裂缝的大量终止促使裂缝系统内流体的主要流动方向发生改变,从而影响岩溶作用的发育和分布,力学界面附近是形成区域性岩溶孔洞、洞穴系统的有利部位。

轮南低凸起气洗作用响应及定量评价

自喜山期,过量干气自东向西对轮南低凸起原始油藏的大规模侵入、冲刷,诱发本区持续性气洗分馏作用的发生.在各组分气液溶解平衡的格架下,气洗作用将导致残余油中正构烷烃的大量损失以及次生凝析气藏的形成.地球化学研究表明,残余油与凝析油中轻烃组分(C6-C8)的变化趋势具有典型的气洗分馏特征.同时,基于气洗作用模型,通过对各层系原油正构烷烃相对蒸发量(Q)的计算,定量描述了轮南地区气洗作用的强度.计算结果显示,奥陶系的油气藏曾遭受强烈的气洗作用,原油中正构烷烃的相对蒸发量由东向西表现出依次递减的特征.其中,轮古东地区Q值高达97%;位于轮南低凸起中部的轮古2井以及轮古18井地区,正构烷烃相对蒸发量较小(Q=20%～76%);而在更加靠近西部的轮古17及轮古100井,其原油中正构烷烃分布正常(Q=0),并未发生气洗分馏作用.另一方面,石炭系以及三叠系的油气藏均表现出未遭受气洗作用的特征,证实了喜山期大量干气的优势运移通道被限制于海西早期运动所形成的奥陶系岩溶缝洞体系中的事实.因此,奥陶系,尤其是位于临近气源区的轮古东地区,是轮南地区气藏的有利靶区.

松辽盆地青山口组页岩有机碳含量分布特征

总有机碳(TOC)含量是页岩油气资源量评价的关键参数之一.为定量分析松辽盆地青山口组页岩TOC含量分布特征,预测有利勘探区,以测井资料为基础,首先建立研究区构造模型,应用恢复古埋深法计算镜质体反射率(Ro),通过Δlog R方法预测研究区TOC含量,最后利用地质统计学方法建立了研究区页岩TOC三维量化模型.结果表明,纵向上,青一段页岩TOC含量整体分布在0%~4%范围,青二段和青三段TOC含量明显低于青一段.平面上,青一段TOC含量在三肇凹陷南部及朝阳沟阶地中部最高,青二段TOC含量整体低于2%,其在古龙凹陷北部最高,青三段TOC含量普遍低于1.4%.研究成果为松辽盆地页岩油勘探开发有利区选取提供了重要指导和参考.