定边地区长4+5致密储层特征及成因

针对定边地区长4+5储层物性特征不明确的问题,以岩心观察和取样为基础,利用铸体薄片、扫描电镜、压汞及测井等技术手段,对长4+5段样品进行测试分析。结果表明:定边地区长4+5层位发育三角洲前缘沉积亚相,储层岩性以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主,孔隙类型以粒间孔为主,孔隙度为3.4%~15.5%,平均为12.2%,渗透率为0.05×10^(-3)~3.7×10^(-3)μm^(2),平均为0.57×10^(-3)μm^(2),属于低孔特低孔、低渗特低渗储层;影响储层质量的主要因素是压实作用,其次是胶结作用。由压实作用导致孔隙度损失为22.4%,损失率约为55.7%;由胶结作用造成的孔隙度损失为8.27%,损失率约为20.6%;溶蚀作用可以改善储层物性,有利于保存原始孔隙,对孔隙度贡献率为2.93%。

鄂尔多斯盆地东南部延长组长7致密油成藏机制及主控因素

鄂尔多斯盆地东南部延长组长7致密砂岩储层非均质性极强,受岩性、物性、沉积相影响严重,成藏机制复杂,油藏最终采收率低。因此,为制定针对性的深度勘探方案,必须弄清其储层特征、沉积相变规律及成藏主控因素。在调研致密油藏成藏机制及与油气分布关系的基础上,利用钻井、录井、测井、室内测试分析等资料,就成藏要素的内在联系进行分析。研究表明:优质烃源岩展布控制了致密油分布范围;沉积相密切控制着有利储层的分布和物性条件;长7内部良好的源储关系为有利成藏条件。其中“近油源”“优势相”“异常压力”“微裂缝”和“泥岩遮挡”是致密油成藏的主要控制因素。该研究成果可为延长组长7致密油及其他具类似特征的层位勘探起到一定的指导作用。

利用测井资料评价煤层气可采性

精准评价煤层气可采性,对于制定压裂排采方案至关重要。本文以鄂东气田韩城矿区煤储层为研究对象,充分利用测井、煤岩心化验分析及排采动态测试资料,对影响煤储层完井品质的煤体结构指数、煤岩脆性指数、地应力差异系数进行了计算,并构建了煤储层完井品质指数预测模型;详细分析了煤层气排采出水量与各影响因素间的内在关系,建立了煤层气排采出水量预测模型;有机融合煤储层完井品质指数和出水量预测指数,建立了煤层气开采性评价指数预测模型和划分标准,进而基于该套技术方法进行了煤层气开采性评价。研究结果表明:本文所述技术既充分考虑了完井品质对煤层气开采的影响,又兼顾了排采出水量,所评价的煤层气可采性与煤层气开采实际生产情况较为吻合。

宁夏固原炭山窑山组形成时代的裂变径迹热史约束

查明鄂尔多斯盆地西缘窑山组的形成时代,是正确进行地层对比、恢复盆地原貌及其演化的关键。根据"随着沉积作用的进行,窑山组埋藏深度增加,其经历的温度相应增加"的原理,运用磷灰石裂变径迹热史模拟方法,重建了宁夏固原炭山窑山组样品经历的温度史。热史模拟结果表明,样品初始埋藏增温的时间是距今196 Ma,样品埋藏增温的时间区间距今196-168 Ma。从而可知,炭山窑山组样品形成于距今196 Ma,窑山组形成于早-中侏罗世延安期(距今196-168 Ma)。

阿雷斯库姆下侏罗统有机质成熟史模拟研究

利用IES-PetroMod盆地模拟软件对阿雷斯库姆坳陷进行有机质成熟史的模拟研究。结果表明,阿雷斯库姆凹陷在晚侏罗世早期开始生烃,在早白垩世末期达到生烃高峰时期;阿雷斯库姆凹陷烃源岩热演化程度高,生烃时间早,在古近纪末期时下部烃源岩过成熟,开始进入生成湿气阶段;阿雷斯库姆凹陷中生成的油气主要储集于中-上侏罗统的背斜圈闭中。

银额盆地吉格达凹陷原油地球化学特征及其意义

银额盆地石炭系—二叠系油源存在争议,在一定程度上制约了该区的油气勘探进程。通过对居延海坳陷吉格达凹陷蒙额参3井原油物理性质、地球化学特征的研究,以期明确原油的成因及来源,为油气勘探提供依据。研究结果表明,蒙额参3井华力西期侵入岩和二叠系白云质砂岩中的原油物理性质基本一致,为低密度低硫中质正常原油,原油族组成具有高饱和烃、低非烃和沥青质以及高饱芳比的特征,且下部原油饱芳比远高于上部原油。吉格达凹陷华力西期侵入岩与二叠系砂岩原油饱和烃气相色谱特征、C同位素及生物标志化合物特征共性与差异同在,指示生烃母质均来源于盐度较高的海相还原环境,以浮游植物为主;二叠系原油陆生高等植物的贡献较大。油源对比表明,蒙额参3井华力西期侵入岩和二叠系砂岩原油均与白垩系巴音戈壁组烃源岩生物标志化合物特征差异明显,与石炭系—二叠系烃源岩具有良好的亲缘关系。其中,二叠系原油与二叠系烃源岩具有较好亲缘关系,华力西期侵入岩原油与干泉组上段烃源岩关系更密切。石炭系—二叠系油源的发现拓展了银额盆地油气勘探新层系,对北方古生界油气勘探具有很好的指导作用。

鄂尔多斯盆地王沟门地区长8储层特征及其控制因素

基于岩心观察、铸体薄片、扫描电镜、压汞曲线、物性分析等资料,对鄂尔多斯盆地王沟门地区延长组长8储层特征、成岩作用特征及孔隙发育的控制因素进行分析。结果表明,长8储层岩石类型主要为长石砂岩及岩屑长石砂岩,岩屑及填隙物成分较高;储层非均质性强、物性差,长8储层孔隙度平均为8.60%,渗透率平均为0.39×10^(-3)μm^(2),均属特低孔、特低渗储层;储层物性受沉积与成岩作用控制,水下分流河道砂体为有利沉积相带;中成岩A期,以机械压实、胶结及少量溶蚀作用为主,长石及塑性岩石的快速压实及碳酸盐、黏土矿物的胶结致使储层孔隙大幅度减少;中成岩B期,溶蚀作用增强,次生孔隙发育,利于孔隙的生成和保存,但压溶及中晚期胶结作用进一步加大了储层致密程度。

三角洲前缘致密储层特征及其主控因素——以定边地区长6油层组为例

阐明微相控制下的致密储层展布及其微观特征,对揭示致密油差异富集规律,实现有利储层的评价具有重要意义。综合运用铸体薄片、粒度分析、扫描电镜和高压压汞等技术手段,对长6段致密储层样品进行测试,获得孔隙类型和孔喉结构特征,结合沉积微相研究成果认为,定边地区长6发育三角洲前缘亚相,长石砂岩为储层主要岩石类型,储集空间主要为粒间孔-溶孔组合。孔隙度主要集中在8.01%~11.41%,平均为10.25%;渗透率一般在(0.10~1.04)×10^(-3)μm^(2),平均0.47×10^(-3)μm^(2),主要属于低孔特低孔-特低渗超低渗小孔微细喉型储层。微相对储层物性及平面展布具有明显的控制作用。压实作用是储层致密的主因,其次是胶结作用;溶蚀作用以及绿泥石膜对压实及胶结作用的抑制,利于原生孔隙的保存。

鄂尔多斯盆地安边地区延10砂质辫状河相储层特征及主控因素

为了阐明砂质辫状河相储层特征及主控因素,以鄂尔多斯盆地安边地区延10储层为例,综合运用粒度分析、铸体薄片、扫描电子显微镜、压汞法和常规物性分析,并结合岩心和测井资料进行宏观印证。结果表明:安边地区延10储层发育砂质辫状河相,包括河道、心滩和泛滥平原微相。储层岩性以长石石英砂岩和岩屑石英砂岩为主;储集空间主要为残余粒间孔和长石溶孔构成的粒间孔-溶孔组合;可识别中细喉道、微细喉道及微喉道等3种主要喉道类型,孔隙度为11.23%~17.95%,渗透率为5.35~56.57 mD,属于中低孔-低渗特低渗细喉型储层;沉积微相是影响延10储层物性特征的物质因素;破坏性成岩作用为压实作用和黏土矿物、硅质以及钙质的胶结作用,其中压实作用为主要因素;建设性成岩作用主要为长石颗粒及部分胶结物的溶蚀作用,以及绿泥石膜对压实及胶结作用的抑制作用。该研究成果对于辫状河相的有利储层预测具有重要意义。

曲流河相储层特征及其主控因素分析:以鄂尔多斯盆地胡尖山油田延9为例

阐明微相控制下的储层展布及其微观特征,对揭示油气差异富集规律,实现有利储层的评价具有重要意义。为阐明曲流河相储层特征及主控因素,以鄂尔多斯盆地胡尖山油田延9储层为例,以岩心观察描述及取样分析为基础,综合运用粒度分析、铸体薄片、扫描电子显微镜、压汞法、黏土矿物X射线衍射和常规物性分析,并结合测井资料宏观印证。结果表明:胡尖山油田延9发育曲流河相,主要包括河道(河床滞留沉积)、边滩、天然堤及河漫滩微相。储层岩性主要为长石岩屑砂岩及岩屑长石砂岩,储集空间主要为残余粒间孔和长石溶孔构成的溶孔-粒间孔组合。可识别中细喉道、细喉道及微细喉道三种主要喉道类型。孔隙度主要集中在11.51%~18.87%之间,渗透率主要为(2.08~79.86)×10^(-3)μm^(2),属于中低孔-中低渗特低渗-中大孔细喉型储层。黏土矿物、硅质及钙质的胶结作用和机械压实作用是储层致密的主因,长石颗粒及部分胶结物的溶蚀作用以及绿泥石膜对压实及胶结作用的抑制,利于原生孔隙的保存,但当绿泥石含量超过0.3%时,物性变化趋势不明显。

吴起油田楼坊坪区块北部长6沉积微相分析研究

为阐明吴起油田楼坊坪区块北部长6沉积特征,在岩心观察描述的基础上,结合取心井段沉积微相分析、砂体对比分析及砂体展布特征研究认为,研究区长6发育三角洲前缘亚相,主要包括水下分流河道、分流间湾和河口坝。其中水下分流河道砂体最大,大部分处于研究区中部。长6主要分布2~3支三角洲前缘分流河道砂体,整体呈南北方向分布。结果表明,在研究区长6中长61和长62的连通性最好,而长61的水下分流河道砂体最为发育,连通性也好。油气主要存在于长61和长62的水下分流河道砂体中。

吴起油田西部长4+5致密砂岩储层敏感性特征

阐明储层敏感性对合理的油气田开发和保护具有重要意义。以鄂尔多斯盆地吴起油田西部长4+5为例,综合岩心铸体薄片、物性分析、扫描电镜、压汞等分析了储层特征。根据储层损伤敏感性实验数据分析表明:吴起油田西部长4+5储层岩性以细粒长石砂岩、岩屑长石砂岩为主,填隙物主要为黏土矿物、铁方解石及硅质,其中黏土矿物以绿泥石为主,其次为伊利石、蒙脱石及高岭石。砂岩分选好,磨圆度较好,主要为次棱角状,胶结类型为孔隙型、孔隙—薄膜型。长4+5储层主要特征为低孔特低孔—中低渗、中高排驱压力及较强非均质性。储层敏感性评价是利用行业标准中的岩心流动试验分析方法,测定不同样品的储层敏感性,得出结论,储层表现为中等偏弱水敏—弱水敏、弱速敏、弱酸敏及弱碱敏—中等偏弱碱敏。根据不同原因对储层造成的损伤,提出了合理的储层保护措施和建议。

鄂尔多斯盆地靖边气田奥陶系马家沟组热液活动特征及油气地质意义

含油气盆地中热液流体对油气成藏的影响已经成为油气地质研究的热点。基于钻井岩心观察、岩石薄片鉴定、流体包裹体测温、碳氧同位素、元素地球化学及地层水分析等实验技术方法,分析鄂尔多斯盆地靖边气田马家沟组五段(马五段)碳酸盐岩储层中热液活动特征,探讨热液活动对油气的地质意义。结果表明:靖边气田马家沟组热液活动特征主要体现在热液黄铁矿充填溶孔、流体包裹体的均一温度异常增高、脉体方解石的碳氧同位素和天然气中H_(2)S硫同位素均指示了高温热液异常、白云岩稀土元素显示明显的δEu正异常和δCe负异常,且样品全部分布在Ya/La—Yb/Ca交会图的热液成因区域,部分主量元素和微量元素因热液作用显著增加。地层水特征显示出多种地质因素综合作用的结果。因此推断深部热液流体通过基底断裂和古断裂上升,沿着马五段顶部不整合面和古断裂进入马家沟组。前期可对岩石中的不稳定组分进行溶蚀,形成大量的次生溶蚀孔洞,对储层起建设性作用。后期随着热液流体温度的降低及压力系统的改变,热液流体形成的黄铁矿、石英和方解石开始大量沉淀,充填溶蚀孔洞和裂缝,对储层起破坏性作用。

武威盆地儿马湖凹陷构造演化与热史模拟

儿马湖凹陷位于武威盆地北部凹陷西部的一个次级构造单元,该凹陷石炭系煤系地层发育,有一定油气勘探潜力。笔者利用平衡剖面技术和盆地成藏模拟技术,对该地区的构造演化和热史进行了研究。研究揭示:(1)儿马湖凹陷为一个受多条北东向正断层控制发育的复式断陷;(2)该凹陷经历了4个阶段:石炭纪—二叠纪裂陷阶段、三叠纪—早中侏罗世抬升剥蚀阶段、晚侏罗世—白垩纪二次裂陷阶段和古近纪—新近纪—第四纪坳陷阶段。(3)儿马湖凹陷石炭系烃源岩热演化程度较高,二叠纪末期进入生油阶段,三叠纪末期已经进入生气阶段,现今整体处于高成熟-过成熟阶段。本研究对该凹陷、武威盆地及走廊盆地形成演化认识和油气勘探具有一定参考价值。

基于CT扫描的碳酸盐岩储层微观孔隙结构分形表征——以延安气田马家沟组为例

碳酸盐岩是世界上重要的油气储层类型之一,在多种多样的成岩作用下,其微观孔隙结构较为复杂,研究碳酸盐岩储层微观孔隙结构有助于合理评价储层。现根据分形理论的自相似性,选取延安气田马五12溶洞、裂缝较为发育的碳酸盐岩样品,运用CT扫描获取原始灰度图像,结合图像处理软件对其进行图像预处理获得二值图像,并求取分形孔隙度与分形维数。从精细化、无损化、直观化角度表征碳酸盐岩样品微观孔隙结构的复杂性和非均质性。研究结果表明,分形维数可以表征微观孔隙结构的非均质性,该样品分形维数介于1~2之间,分形维数越接近2,孔隙结构越复杂,微观孔隙结构非均质性越强;分形孔隙度与分形维数呈负相关,且该样品孔隙结构的连通性一般。因此基于CT图像的分形表征不仅在碳酸盐岩储层微观孔隙结构的直观刻画与定量描述方面具有显著优势,而且为后续评价延安气田马家沟组碳酸盐岩储层提供理论依据。

甘谷驿油田唐114井区注水方案研究

甘谷驿油田实施注水开发以来,注水区油井产量递减明显低于非注水区。针对水淹水窜、注采参数匹配和注水方案选择难题,对甘谷驿油田唐114井区注水方案及注采参数进行了研究。通过注采参数优化,建立非对称不稳定注水方案,设计正交实验,优选出了适合于研究区的非对称异步周期注水最优注采方案。

吴起地区长官庙油田延10储层特征研究

为阐明辫状河储层特征,通过研究薄片、扫描电镜、X射线、压汞等实验数据,对鄂尔多斯盆地吴起地区长官庙油田延10的储层特征及控制因素进行了研究,结果表明:长官庙油田延10砂岩分选程度好、结构成熟度中等,胶结类型以孔隙胶结和颗粒支撑为主;延10属于中孔-低渗到中孔-中渗的储层,间夹少量中孔-高渗储层;储集空间主要以粒间孔为主,粒内溶孔次之。

鄂尔多斯盆地安边地区长8段致密砂岩储层特征及分类评价

阐明鄂尔多斯盆地安边地区长8段储层特征及分类,可为安边地区勘探开发提供基础地质依据。综合运用粒度分析、真空浸渍铸体薄片、扫描电子显微镜、压汞法、黏土矿物X-射线衍射法和常规物性分析,并结合岩心观察和测井资料进行宏观印证,结果表明:安边地区长8段储层砂岩类型主要为成熟度较低的细粒长石砂岩和岩屑砂岩;碳酸盐胶结物主要为铁方解石;黏土矿物填隙物中,长8;亚段储层伊利石含量最高,而长8;亚段储层主要为绿泥石;储集空间主要为残余粒间孔和长石溶孔;影响储层质量的破坏性成岩作用主要为压实及胶结作用,建设性成岩作用为溶蚀作用;物性统计结果表明长8段储层属于低孔低渗—特低渗储层。根据分类评价标准,将安边地区长8段储层分为4类,有利勘探开发区主要为Ⅰ类及Ⅱ类储层,均呈北东—南西向长条带状展布,属于水下分流河道主体部位;其中长8;亚段最优储层主要位于安边地区中部,长8;亚段储层最优储层主要位于安边地区东部。