致密油层沉积富集模式与勘探开发成效分析——以松辽盆地北部扶余油层为例

以松辽盆地北部扶余油层致密油层为例,论述致密油沉积富集模式及勘探开发成效。针对扶余油层致密砂岩油藏纵向小层多、层间跨度大,平面砂体错叠分布、单层厚度薄、连续性差、非均质性强等特点,应用丰富的钻井、三维地震资料进行开发试验区精细地质解剖,提出了扶余油层小层级叠置型致密河道砂体发育模式及叠置砂体预测技术,以期为致密油地质及工程双“甜点”的规模区提供科学依据。结果表明,松辽盆地北部扶余油层发育3种叠置类型砂体,即:主力层河道、主力层薄层河道和薄层分流河道型,深化了前期河道砂体控制致密油富集的宏观认识。黏滞介质叠前时间偏移技术,能够提高成像效果的垂向分辨率,可实现FI、FII油层组的垂向高分辨率解释。利用高分辨率地震成像及Z反演技术,提高了3~5 m河道砂岩储层预测能力,很好地刻画了叠置砂体平面展布和纵向位置,有效指导了松辽盆地北部扶余油层陆相致密油勘探与开发井位部署。针对不同叠置砂体,选取相应开发技术,最大限度提高致密油动用率。大庆油田通过多年的“甜点”区的地质深化认识和砂体识别及开采技术攻关,在勘探和开发上均取得很好的成效。

松辽盆地双城地区原油成藏条件与主控因素

松辽盆地北部发现营城组优质烃源岩和含油层系,是松辽盆地断陷层石油勘探的重大突破。以双城地区为例,基于钻井和试油成果资料,综合应用地质、地球化学和地球物理研究手段,剖析成藏要素及时空匹配关系,明确原油成藏主控因素和有利勘探区带。研究结果表明:双城地区营城组发育w (TOC)普遍大于2. 0%、母质类型以Ⅱ型为主、处于成熟演化阶段的优质烃源岩,厚度一般为40~80 m,油源条件优越;储集层岩性以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主,岩石孔隙既有原生孔隙又发育一定量的次生溶孔,孔隙度一般为15%~25%,渗透率一般大于100×10^(-3)μm^2,储集条件良好;圈闭形成于泉头组末期的断裂带左旋走滑作用,早于石油的充注期,源岩、断裂、圈闭的空间匹配控制了石油成藏,紧邻生烃洼槽或覆盖在生烃洼槽且发育油源断裂的圈闭是近期石油勘探的有利目标,西部走滑带的圈闭相对远离生烃中心且缺失油源断裂,勘探风险较大。研究成果可为松辽盆地断陷层下一步的勘探部署提供理论依据。

致密储层岩性精准评价及毫米级样品油源精细对比--以松辽盆地北部QP1井为例

致密储层岩性精准评价与油源精细对比是致密油和泥页岩油"七性"评价及勘探开发的重要基础。本文以松辽盆地北部QP1井为例,采用厘米级、毫米级与微米级"三尺度"有机结合的岩性精细准确描述方法,对致密储层岩性精准描述评价结果表明,同一井段岩性条带由常规描述的11个,增加到厘米级精准描述的14个、毫米级精准描述的135个;不同沉积相砂地比三角洲外前缘相由常规描述的17.16%增大到精准描述的29.87%,三角洲内前缘相由45.29%增大到47.55%,滨浅湖相由6.53%增大到9.93%,定量评价了不同陆相沉积相致密储层岩性和储集性。在致密岩性精准描述评价基础上,建立了毫米级岩石样品精确取样及烃类分析技术,致密储层及毫米级样品油源精细对比及含油性评价表明,同一泥岩段及厘米-毫米级薄砂条中烃类特征类似,薄砂条与上下接触的泥岩可能构成生储盖组合;不同泥岩段烃类特征差别明显,其生油母质类型和成熟度接近;不同砂岩段储层烃类特征差别明显,与各自下伏泥岩段的类似,纵向上泥岩厚度2.9m、砂岩厚度1.1m即可构成生储盖组合,具有"下生上储"近源聚集的源储配置关系;指出了三角洲内前缘相为致密油,外前缘相为致密油和泥页岩油,滨浅湖相为泥页岩油勘探有利区的部署方向。

中国致密油气发展特征与方向

系统梳理中国致密油气发展历程,提升总结勘探开发理论认识,客观对比中美地质条件及开发技术,明确了中国致密油气的勘探开发进展与所处的发展阶段,并从理论技术、工艺方法、开发政策等方面对中国致密油气的未来发展进行了展望。近10年来,依靠勘探开发实践和科技、管理创新,中国致密油气取得重大突破,探索了致密油气形成与分布等成藏规律,形成了“多级降压”、“人工油气藏”等开发理论认识,创新集成了富集区优选与井网部署、提高单井产量及采收率、低成本开发等技术系列,推动了致密油气的储量与产量的快速上升。但受控于沉积环境和构造背景,中国致密油气相比于北美,储集层连续性差、开发难度大、经济效益差,在储集层识别精度和压裂改造工艺等方面还存在一定差距。未来中国应进一步优化资源评价方法,攻关高精度三维地震、人工油气藏、智能工程等关键工程技术,创新发展新一代提高单井产量与提高采收率理论技术,积极争取致密油气财税补贴政策,促进致密油气快速规模发展。

松辽盆地北部致密砂岩储集层原油可动性影响因素

以松辽盆地北部上白垩统青山口组高台子和扶余油层致密油为例,在核磁共振、高压压汞等分析的基础上,首次采用二氧化碳超临界驱替和超临界萃取实验方法,对不同岩性、不同含油级别的致密砂岩储集层原油可动性开展了定量研究。实验表明,在模拟松辽盆地北部致密油储集层温度76～89℃、压力35～42 MPa地层条件下,可动油启动时的孔隙度下限为4.4%,渗透率下限为0.015×10^(-3)μm^2,平均孔喉半径下限为21 nm。提出了致密砂岩储集层3种类型划分标准,Ⅰ类储集层可动流体饱和度大于40%,可动油率(可动油量占总油量的比)大于30%,启动压力梯度为0.3～0.6 MPa/m;Ⅱ类储集层可动流体饱和度为10%～40%,可动油率为5%～30%,启动压力梯度为0.6～1.0 MPa/m;Ⅲ类储集层可动流体饱和度一般小于10%,可动油率小于5%,启动压力大于1.0 MPa/m。致密砂岩储集层流体可动性主要受成岩作用和沉积作用影响,埋深小于2 000 m时以Ⅰ类储集层为主,大于2 000 m时主要为Ⅰ类、Ⅱ类储集层;三角洲内前缘相Ⅰ类储集层发育,三角洲外前缘和滨浅湖相以Ⅱ、Ⅲ类储集层为主。

页岩油储层实验技术进展及应用——以松辽盆地古龙地区为例

页岩油是源储一体的非常规资源,页岩油储层实验是进行页岩油勘探开发的重要基础。松辽盆地古龙地区青山口组页岩作为烃源岩已具有完备的分析手段,但作为储层还需进一步开发实验技术。通过建立页岩微—纳米孔隙全尺度分析技术和页岩油激光共聚焦三维重建技术,对松辽盆地青山口组页岩储层特征和页岩油分布状态进行分析。页岩微—纳米孔隙全尺度分析技术可对页岩微—纳米级孔隙成因类型进行定量分析,页岩油激光共聚焦三维重建技术可分析页岩油在不同岩性中的分布特征和不同成熟度页岩油的相对含量、分布规律。研究认为:松辽盆地青山口组纹层状页岩、层状页岩为有利岩性,孔缝体系以粒间缝状孔和页理缝为主,页理对微—纳米级孔隙和裂缝的发育和分布影响较大;成熟页岩油多分布在泥质与夹层的接触部位,砂质或碳酸盐夹层中分布较少,高熟页岩油轻质组分在砂质或碳酸盐夹层中相对富集,重质组分在泥质中相对富集。页岩油储层实验技术为松辽盆地页岩油储层微—纳米级颗粒、孔隙及页岩油赋存状态研究提供了重要支撑。

页岩油水平井密切割体积压裂产能研究

页岩油储层流动性极差,主要依靠密切割工艺缩短流动距离,增加裂缝复杂程度,提高单井产量,但产能预测及评价难度很大。针对页岩油水平井密切割大规模体积改造工程现状和压裂水平井流态特征,结合Warren-Root拟稳态双重介质模型,在Okzan模型基础上,进一步考虑页岩油储层不同区域层理缝、天然裂缝发育的影响,建立页岩油水平井分区复合产能模型,通过联立未改造区、压裂改造区和人工裂缝区数学模型的边界条件和链接条件,应用拉式变换和Stehfest数值反演方法,获得定产时的井底压力解和定压生产时的产量解,并验证了模型的正确性,分析了产能敏感因素。结果表明:提高改造区裂缝复杂程度增加渗透率对产量影响很大,且改造区的弹性储能比和窜流系数越大,页岩油井产量越高,能够维持较高产量生产的时间相对越长;采用小间距长缝密集切割改造可有效提高油井产量。该研究对于页岩油水平井体积改造压裂参数优化及产能评价具有一定的理论和实用价值。

松辽盆地南部长岭断陷石油地质特征研究

长岭断陷位于松辽盆地南部,是区域内最大的断陷,随着勘探开发力度加大,探明深层天然气藏资源丰富,加强对长岭断陷石油地质特征研究对认识区域内油气分布及指导勘探开发具有重要意义。研究表明,长岭断陷登楼库组发育砂泥岩地层,是天然气藏的区域性盖层;营城组受到火山活动影响,发育大量火山岩,以灰白色流纹岩、灰色晶屑凝灰岩及杂色火山角砾岩为主,少量见玄武岩;沙河子发育于断陷盆地时期,烃源岩较发育,局部形成盖层;火石岭组沉积时期为断陷盆地形成时期,局部发育火山岩。对烃源岩研究发现,优质烃源岩多分布在营城组和沙河子组,其中营城组烃源岩类型多为ⅡA-ⅡB型,沙河子组烃源岩类型多为ⅡB和Ⅲ型,烃源岩多处于成熟或高熟阶段,只有登楼库组少部分烃源岩处于未成熟阶段,沙河子组烃源岩少量处于过成熟阶段。

三肇地区芳38区块扶余油层沉积特征研究

利用重矿物组合、岩芯观察、测井资料及地震属性分析等研究方法,开展了松辽盆地三肇地区芳38区块扶余油层沉积物源方向、沉积旋回划分及平面沉积微相展布特征分析。研究表明:该区位于南北方向物源交汇处,以北部方向物源控制为主;在精细小层细分对比基础上,扶余油层组可划分为3个油层组17个小层35个时间单元;本区主要发育三角洲分流平原、前缘亚相沉积,分流平原亚相发育分流河道、溢岸砂、决口河道、分流间泥4种沉积微相,前缘亚相发育水下分流河道、席状砂、水下分流间泥3种沉积微相。研究成果对该区致密油藏的勘探开发具有重要的指导意义。

松辽盆地北部泥(页)岩油勘探潜力分析

目前,泥(页)岩油已成为非常规油气勘探的热点和现实领域。根据成熟度和泥(页)岩结构可将泥(页)岩油划分为泥页岩油和泥岩油2种类型。泥页岩油是指泥页岩达到成熟阶段所产出的石油,其开采主要是水平井大规模体积压裂技术和加热技术相结合;泥岩油是指在未熟—低熟阶段有机质还未大量转化成油气,需要经人工转化所产出的油,其开采需采用地下原位热转换方法。松辽盆地北部泥(页)岩油类型丰富,按照分布层位及泥(页)岩成熟度由下到上主要分为青山口组泥页岩油及嫩江组泥岩油。青山口组泥页岩厚度大、有机质丰度高,大部分正处于大量生油阶段,资源量可达181.61×10 8t;嫩江组泥岩处于未熟—低熟阶段,油气还未大量生成,但泥岩内有机质丰度高,最高为14%,可转化油气资源量达211×10 8t。松辽盆地北部泥(页)岩油形成地质条件优越、资源潜力大,依托先进钻采技术,泥(页)岩油必将成为大庆油田增产上产的现实领域。

松辽盆地古龙页岩有机质特征与页岩油形成演化

松辽盆地古龙页岩分布面积广、厚度大,有机质丰度高,是页岩油形成大规模聚集的重要物质基础。综合应用岩石热解、有机碳、有机岩石学及氩离子抛光-场发射扫描电镜等分析测试技术,对古龙页岩有机质特征、页岩油的形成与演化进行研究。结果表明,古龙页岩是全球晚白垩世缺氧事件沉积的富有机质黑色页岩,w(TOC)主要为1.81%~2.74%,平均为2.69%,含油量(S 1)主要为3.45~8.50 mg/g,最高为22.73 mg/g,平均为6.47 mg/g,有机质类型为湖相Ⅰ型,生油母质比较单一,以层状藻为主;中央坳陷区有机质成熟度多处于成熟到高成熟演化阶段,R o主要为0.75%~1.70%。微观尺度下,层状藻呈条带状沿层发育,高成熟演化阶段,层状藻收缩形成有机页理缝,其面孔率最高可达3.78%,是页岩油重要的赋存空间。通过40口井500多个地球化学实验分析数据,建立古龙页岩油形成与演化模式,指出页岩油的形成经历中间产物沥青再到石油的过程,随着成熟度的增加,游离油逐渐增加,吸附油在R o为1.2%时达到峰值后逐渐裂解转化成游离油,R o为0.75%~1.6%时,游离油占总滞留油比例从20%增加到70%以上。研究成果为松辽盆地古龙页岩油的勘探与评价提供了理论与技术支撑。

松辽盆地古龙页岩油资源潜力及勘探方向

以松辽盆地北部青山口组古龙页岩油为研究对象,通过大量岩心实验数据分析,研究了古龙页岩油形成的地质条件,优选了页岩油发育有利区评价,在此基础上分层、分类明确了页岩油资源量,探讨了松辽盆地北部古龙页岩油下一步勘探方向。结果表明,松辽盆地北部古龙页岩是在温暖潮湿、藻类发育、水体厌氧的还原环境下的沉积产物,发育了面积广、厚度大的中—高有机质页岩层,奠定了古龙页岩油规模发育的物质基础。在优质古水体沉积环境下,页岩内有机质富集,在埋藏演化过程中,热演化程度逐渐增高,当R o≥0.75%,有机质开始大量生排烃,良好的烃源岩条件是页岩油形成的关键;古龙页岩岩相类型主要为页岩、泥岩、粉砂质岩、灰质岩、云质岩5种岩相的储层,层状、纹层状页岩占比厚度大,有效孔隙度高、水平渗透性好,是页岩油优势储集岩相;广泛分布的微—纳米级储集空间为页岩油聚集提供必要的场所。通过对厚度、成熟度、有机质丰度、游离烃等特征分析,古龙页岩油纵向上主要发育在青山口组一段、青山口组二段下部,平面上主要发育在齐家—古龙凹陷、大庆长垣南部和三肇凹陷。依据页岩油评价标准,应用体积法分级、分层和分区开展了古龙页岩油资源潜力评价,w(TOC)≥1.0%、R o≥0.75%的页岩油总资源量为89.31×10^8 t;资源级别上w(TOC)为1%~2%的资源量为44.27×10^8 t,w(TOC)≥2%的资源量为45.04×10^8 t;层位上青山口组一段页岩油资源量为55.93×10^8 t,青山口组二段页岩油资源量为33.38×10^8 t;平面上齐家—古龙地区资源量为60.58×10^8 t,大庆长垣、三肇地区资源量为28.73×10^8 t。在有利区资源评价的基础上,进一步评价了R o≥1.0%、w(TOC)>2.0%的“甜点”区资源量为32.46×10^8 t。综合古龙页岩油形成的地质条件及资源潜力分析,松辽盆地北部青山口组页岩油勘探方向为:纵向上,主攻青山口组一段下部“甜点”段、探索中上部“甜点”段;平面上,主攻齐家—古龙地区、拓展三肇地区。

大庆油田公司勘探开发形势与发展战略

目前,中国石油大庆油田公司(简称大庆油田公司)面临“后备资源接替不足、开发难度日益增大”等难题。通过回顾大庆油田公司油气勘探开发历程,总结了各领域勘探开发成果与技术系列,阐述了存在的关键问题和攻关方向,提出了大庆油田公司发展战略构想。分析认为:大庆油田公司油气勘探完善了陆相生油理论、源控论,发展了陆相坳陷湖盆、复杂断陷、火山岩、致密油气等勘探理论,形成了配套的勘探开发特色技术。随着油气勘探开发领域的不断拓展与延伸,结合大庆长垣油田的特高含水期开发和长垣外围油田的难采油气储量动用等方面面临的一系列开发难题,大庆油田公司明确了在完善已有勘探开发技术基础上,加快页岩油、碳酸盐岩勘探开发配套技术攻关及大幅度提高采收率、难采储量有效动用配套技术攻关等,以期实现后备资源有效接替和提高油气产量目标。同时,通过分析面对矛盾和挑战,以及自身发展的优势和潜力,大庆油田公司提出了“本土油气业务持续有效发展、海外油气业务规模跨越发展、新兴接替业务稳步有序发展和服务业务优化升级发展”的发展战略。基于大庆油田公司发展战略目标,编制了“十四五”油气勘探开发规划方案,为大庆油田公司转型升级发展提供资源保障。

古龙页岩油战略意义及攻关方向

页岩油气革命改变着世界能源格局,成为全球石油行业的研究热点。通过对松辽盆地青山口组与国内外含页岩油层系地质特征对比可知,古龙页岩油与国内外海相或咸化湖盆沉积为主的页岩油在岩石组构、物性、含油性、流动性方面有很大差别:古龙页岩有机质丰度高,含油性好;矿物纹层和页理非常发育,储集空间类型多样,储集性较好;热演化程度较高,气油比较高,地层超压,油质轻且黏度小,易于流动;黏土矿物含量高、碳酸盐含量低,但黏土矿物以伊利石为主,储层水敏低,仍然表现出较强的可压性。古龙页岩油地质条件优越、资源量巨大,具有广阔的勘探开发前景。向古龙页岩油进军,是大庆油田面向未来作出的战略抉择,对保障国家能源战略安全、推进中国石油建设综合性国际能源公司和促进区域经济社会发展具有战略意义。古龙页岩油的规模效益开发,必须突出科技创新的引领作用和管理创新的保障作用。

松辽盆地古龙页岩油甜点特征及分布

松辽盆地北部页岩油资源丰富,落实甜点资源、空间分布及富集因素意义重大。利用宏观岩心精细描述、微观实验分析,开展了古龙页岩油甜点储集性、含油性、流动性、可压性研究。在“四性”评价基础上,初步分析了影响甜点的主控因素。结果表明:古龙页岩油具有储集性能好、含油丰富、地层压力高、原油密度低、原油黏度小、较高的气油比等特点;高有机质层状和纹层状页岩发育、高成熟热演化和较高的地层压力是古龙页岩油富集高产的主要控制因素。纵向上,甜点层主要发育在青一段及青二段下部,根据岩相组合类型、含油特征可分为上、中、下3个甜点段,其中下甜点段发育优质甜点层,横向分布稳定。平面上,甜点区主要分布在齐家—古龙地区。目前齐家—古龙地区下甜点段试油已得到证实,是勘探开发最有利目标区和甜点靶层。

松辽盆地古龙页岩油测井评价技术现状、问题及对策

在分析古龙页岩油储层及测井响应特征基础上,系统总结了储层“四性”关系及页岩油甜点测井评价技术研究现状,指出了测井评价面临的技术挑战。通过与准噶尔盆地吉木萨尔凹陷、渤海湾盆地沧东凹陷等国内其他页岩油储层典型特征对比,给出了在大数据人工智能驱动下解决测井评价瓶颈技术的相关对策,明确了古龙页岩油储层测井评价的关键是优势岩性岩相及其空间叠置关系识别与表征。结合大数据人工智能技术,实现缺失曲线、坏井眼等影响因素下的曲线智能重构;充分发挥大数据在数据信息深度挖掘方面的独特优势,开展单井—多井—区域储层对比、类比及延展性预测,进而结合“四性”关键参数实现优势甜点区带评价,研究形成基于大数据分析的古龙页岩油储层测井解释评价技术,为古龙页岩油下一步勘探部署、储量提交和开发方案编制等提供测井关键技术支撑。

松辽盆地北部中浅层石油地质条件、资源潜力及勘探方向

为了落实松辽盆地北部中浅层常规油与致密油的资源潜力,明确勘探方向,在系统总结烃源岩、储层等基本石油地质条件的基础上,分析了常规油与致密油成藏模式及主控因素,采用类比法和成因法计算了常规油与致密油资源量,研究了剩余资源分布特征,指出了下步勘探方向。松辽盆地晚白垩世发育青山口组和嫩江组2套分布广、厚度大、有机质丰度高、有机质类型好的优质烃源岩。中央坳陷区青山口组一段、二段烃源岩处于成熟阶段,生排烃能力强,是常规油和致密油的主力烃源岩。大型湖泊三角洲-河流沉积的各种砂体与烃源岩形成了良好的生储盖配置,构成了盆地的上、中、下3套含油气组合,其中致密油主要分布于中部含油组合的高台子油层和下部含油组合的扶余油层。常规油成藏主要具有下生上储、上生下储及异地生储3种模式,致密油成藏主要有自生自储和上生下储2种模式,有效烃源岩控制了常规油油藏和致密油油藏分布,沉积相带控制了常规油油藏类型,储层物性控制了致密油富集。在烃源岩精细评价的基础上,采用盆地模拟法计算的石油总资源量为102×10^8t;通过系统解剖6个常规油和3个致密油区带刻度区,采用类比法精细评价的常规油资源量为88.7×10^8t,致密油资源量为12.7×10^8t。常规油中的葡萄花油层剩余资源潜力大,是近期勘探的主力层系,古龙、长垣和三肇等地区是主要的勘探有利区;长垣、三肇和齐家-古龙的扶余油层是致密油勘探的有利区。

松辽盆地北部齐家地区青山口组二段互层型泥页岩油富集主控因素

松辽盆地北部齐家地区青山口组二段沉积环境为三角洲前缘—半深湖,其岩性主要为厚层泥页岩夹薄层粉砂岩。泥页岩R o>0.75%,处于成熟阶段,形成成熟泥页岩层夹粉砂岩储层互层分布的储集模式,为典型的互层型泥页岩油。通过岩心宏观描述、微观实验分析,结合油藏精细解剖,明确了互层型泥页岩油分布特征和泥页岩油富集主控因素。研究表明:齐家地区青山口组二段互层型泥页岩油横向上呈层状连续分布、连续性好,纵向上多层发育,单层厚度为1~4 m,累计厚度为10~50 m;优质烃源岩发育是泥页岩油富集前提,为泥页岩油富集提供丰富的物质基础;源储一体的组合模式是泥页岩油富集关键,为泥页岩油持续聚集提供充足动力;沉积微相控制不同成因砂体储集性能和含油程度,河口坝、远砂坝、叠置席状砂发育,单层厚度大,储层物性好、孔喉连通性好,纵向上错叠连片分布,油气富集程度高,单井产量高。研究成果为落实甜点层系和甜点区分布指明了方向。

松辽盆地古龙页岩油地震岩石物理特征及甜点预测技术

为实现基于地震信息的松辽盆地古龙页岩油甜点空间刻画,开展典型岩心样品声学测试及岩石物理分析、模型正演分析,研究岩石物性参数与弹性参数之间关系以及甜点的地球物理响应特征,并利用定量叠前反演技术对甜点特征进行预测解释。研究表明:有机碳含量、页理等甜点潜在控制参数可引起弹性参数及地震响应特征较明显变化;基于实验室岩石物理测试及甜点物理规律分析,结合高精度的叠前弹性参数反演,能较好刻画甜点的空间分布。研究成果为古龙页岩油甜点空间分布描述及井位部署提供了重要技术保障。

松辽盆地古龙页岩油水平井试采分析及产能预测

古龙页岩油资源丰富、甜点规模大,平面上集中分布在松辽盆地北部齐家—古龙地区,勘探发现井A-1水平井压裂后获得日产油量28.6 m^3的高产试采效果,充分展现了古龙页岩油开发潜力。为了搞清古龙页岩油产能水平和产量变化规律,根据页岩储层基质—人工裂缝分阶段渗流特点,应用现代生产动态分析方法,通过3口水平井试油试采资料理论计算与拟合分析,获得开发前期渗流边界范围,为计算动态缝控储量及预测长期开采产量递减提供了依据。结果表明,古龙页岩油水平井体积压裂后适合控制压差生产,具有较稳定初产量和较低初期递减率,预测产量递减曲线与实际试采曲线相符合。