准噶尔盆地南缘古近系砂岩储层物性控制因素

通过对准噶尔盆地南缘古近系碎屑岩储层物性分布特征进行分析,阐述了砂岩储集层物性的影响因素.研究表明,古近系碎屑岩储层物性分布在横向上受砂体沉积相带控制,滩坝及三角洲分流河道砂体孔渗性较好;在纵向上受次生孔隙发育带控制,砂岩的次生孔隙发育带与有利的沉积相带、成岩作用和异常高压带的发育有关.压实作用与方解石、黏土矿物等胶结作用是储层物性变差的重要因素,酸性水的溶解作用能够产生大量次生孔隙,异常高压带的发育有利于次生孔隙的形成和保存.准噶尔盆地南缘霍玛吐构造带安集海组下部滨浅湖滩坝和紫泥泉子组三角洲分流河道砂体,储层物性好,是有利的勘探区带.     

霍玛吐背斜带构造演化特征及对油气藏的控制

霍玛吐背斜带位于准噶尔盆地南缘山前冲断带中段,由于中深层地震资料品质差,长期以来,对这一背斜构造带的演化特征及其与油气成藏关系一直未能查清。结合该区2011—2013年地震攻关宽线成果,以断层相关褶皱理论为基础,利用生长地层分析及构造几何正演模拟等技术,对背斜的构造样式、构造演化及油气成藏特征进行了细致分析。研究认为,霍玛吐构造带（霍尔果斯背斜、玛纳斯背斜和吐谷鲁背斜）纵向上为深部断层转折褶皱与浅部断层传播褶皱组成的复合型背斜,平面上,深、浅层构造都呈“品”字形排列,横向上呈现此消彼长的渐变构造过渡关系;霍玛吐背斜带在喜马拉雅运动期经历了早期深部断层转折褶皱发育期、中部反向断裂发育期和晚期浅层霍玛吐断裂冲断改造期三个演化阶段;其油气主要存在两期充注,先油后油气,喜马拉雅运动期三期构造演化与两期油气充注匹配,且构造演化特征控制了各构造的油气成藏过程。综合分析认为,霍玛吐构造带反向断裂下盘中深层构造高部位的白垩系和中上侏罗统优质储集层是准噶尔盆地南缘有利的油气勘探领域。     

准噶尔盆地南缘霍玛吐构造带油气水分布主控因素及其勘探启示

针对准噶尔盆地南缘霍玛吐构造带古近系油气藏油气水差异性分布特征,结合前人对该区油气成藏演化研究成果,探讨了该地区油气水分布主要控制因素。研究认为构造转换带、楔形叠加构造样式、有利储层发育与新构造运动下的保存条件是控制霍玛吐构造带油气水差异性分布的4大主要因素。油气水分布主控因素的研究不仅可以为探索霍玛吐构造带复杂油气分布规律提供借鉴,而且还可以对该地区下一步的油气勘探工作有所启示。     

碳酸盐岩储层孔隙结构评价方法——以土库曼斯坦阿姆河右岸气田为例

对土库曼斯坦阿姆河右岸气田两种构造类型的碳酸盐岩储层孔隙结构进行了对比评价。结果表明,大背斜构造储层主要表现为孔洞型储层,披覆构造储层主要表现为孔隙型、裂缝-孔隙型储层。对于大背斜构造储层,孔喉中值半径越大,孔喉分布越偏向较大孔喉,呈现“好上加好”的特点。针对碳酸盐岩天然气储层及其开发特点,从动、静态角度以及物性综合指数与毛细管中值压力等试验结果的相关性角度进行分析,提出了评价碳酸盐岩储层的新物性综合指数 Z_s。结合毛细管中值压力和新物性综合指数 Z_s,将碳酸盐岩储层分为4个级别,并在实例分析中验证了 Z_s的合理性和可操作性。应用储层毛细管压力曲线,还原气藏条件下各级别储层的气柱高度,并结合常规测井、成像测井以及地层测试资料研究了储层纵向和区域上的气水分布特征。储层普遍存在气水过渡带,相比于大背斜构造储层,披覆构造储层气水过渡带要更厚一些。裂缝在该区域发育程度和有效性存在明显差异,裂缝及微裂缝对于研究区碳酸盐岩储层求产,尤其是披覆构造储层求产作用关键。     

致密砂岩气聚集模型与定量模拟探讨

将致密砂岩气聚集带划分为连续带和过渡带,并建立相应的地质模型。连续带位于构造低部位或斜坡处,砂岩直接覆盖在烃源岩之上,具有天然气大面积连续分布,上部不受盖层控制,下部无明显底水等特点;过渡带紧邻连续带,位于斜坡的上倾方向或构造较高部位,砂岩与烃源岩没有直接接触,天然气主要分布在储层物性相对较好的“甜点”中,天然气藏具有常规气和连续气2种特点。连续带以纳米级孔喉结构为特征,天然气运聚主要驱动力为生气产生的超压;过渡带以微米级孔喉结构为特征,天然气运聚主要驱动力为浮力。基于上述认识,建立“排挤式”和“置换式”致密砂岩气聚集数值模型。该模型在四川盆地合川地区的应用效果符合率达到90%,指出还有一半的天然气资源未被发现,主要分布在合川地区东北部、潼南地区北部和潼南地区东南部。     

西湖凹陷B构造水下分流河道预测技术及应用

西湖凹陷B构造的砂岩储层具有低孔渗特征,且属浅水沉积环境,水下分流河道发育,砂体横向变化快。为准确刻画砂体的横向变化,且在低孔渗储层中找到物性相对好且含油气的有利储层,研究了叠前反演技术在水下分流河道储层预测中的应用。通过岩石物理分析,找到了能够识别砂体和有利储层的参数和参数组合;通过低孔渗砂岩储层地震反射特征的研究,证实了利用叠前反演预测物性好且含气有利储层的可行性;研究了叠前反演在工区的技术流程和关键环节,利用反演结果刻画了B构造S1层水下分流河道分布范围,预测了有利储层,指导评价井位的部署。经钻探验证,预测结果得到了证实。     

吐哈盆地台北凹陷胜北构造带油气成藏新认识

为寻找老区勘探新领域,开展了胜北构造带油气成藏特征研究。在综合分析构造、储层、油气分布及试油试采资料的基础上,提出“胜北构造带喀拉扎组及以浅地层发育调整型常规油气藏,七克台组和三间房组发育低饱和度非常规油气藏”的新认识,并得出“逆冲断裂发育段的背斜、断背斜圈闭为喀拉扎组及以浅地层有利勘探目标,走滑断裂间继承性正向构造背景为三间房组成藏有利区带。以水平井与大型压裂为主导的储层改造和保护工艺技术为该层系非常规油气规模动用的主要研究方向,远砂坝储层精细预测是七克台组自生自储型岩性油藏规模勘探的关键”勘探启示,为该区规模储量发现指明了方向。     

构造反转对西湖凹陷中部油气成藏的控制作用

基于地震资料识别的反转构造特征,利用流体包裹体和盆地模拟手段,结合天然气气样的碳同位素分析测试结果,综合研究了构造反转对东海盆地西湖凹陷中央背斜带油气成藏的控制作用。中央背斜带经历了3期构造反转运动,分别发生在始新世末、渐新世末和中新统末,形成一系列如“花状”型、“Y”字型、“人”字型和“火”字型等典型反转构造样式,且在逆断层上盘发育不同规模的挤压背斜。第1期构造反转对油气成藏影响甚微,第2、3期构造反转为后期油气运聚提供了背斜或断背斜圈闭。另外,第3期构造反转还为第2期原油运聚成藏提供了运移通道和动力,且对第3期油气充注成藏则起到较好的封堵遮挡作用。研究对东海盆地下一步油气勘探目标的优选具有重要的参考意义。     

陆相湖盆致密砂岩油气储层储集性能表征与成储机制——以松辽盆地南部下白垩统泉头组四段为例

在致密砂岩油气储层相关研究成果的基础上,结合对松辽盆地南部下白垩统泉头组四段致密砂岩油气储层的研究,认为储集空间类型与特征、孔喉大小与分布、孔喉连通性及不同尺度孔喉物性贡献等是致密砂岩油气储层储集性能表征的核心内容。将铸体薄片观察、扫描电镜分析及微米CT扫描等手段相结合实现了储层储集空间与孔喉结构类型、形貌、分布及连通性等的定性表征;恒速压汞与高压压汞的有机结合实现了致密砂岩储层孔喉大小、分布、连通性及不同尺度孔喉物性贡献等特征的定量表征。致密砂岩油气成储机制研究主要涉及储层成岩演化与致密化机理、致密砂岩油气藏成因类型及致密砂岩油气充注与聚集等方面的内容。以成岩演化为约束,恢复地质历史时期储层物性演化过程,结合关键成岩作用对储层物性的贡献量,明确储层致密化时间与决定因素,是砂岩储层致密化机理研究的重点;以此为基础,将油气充注史与致密化史相结合,可以确定致密砂岩油气藏成因类型。对于"先致密,后成藏"型致密砂岩油气藏,孔喉结构及其配置关系控制油气能否进入致密砂岩储层,而储层润湿性的改变则影响油气在其中如何聚集。     

长岭凹陷深层成藏主控因素及勘探方向分析

长岭凹陷深层勘探程度低、勘探潜力大,其油气成藏受多种因素制约,对其成藏主控因素的分析是下部勘探突破的关键。通过对以往勘探成果的分析认为基底断裂的主控作用明显,不仅控制了二级构造带和大型隆起、背斜构造的形成和分布,同时控制了该地区两大类油气藏即断层-岩性油气藏和火山岩油气藏的形成和分布;火山岩储层是深层的主要储层,是深层油气聚集的主要场所;深层成岩作用使砂岩储层和火山岩储层的储集性能分异明显,降低了砂岩储层的孔渗性,却保持了火山岩储集体的储集性能。     

中美海相页岩气地质特征对比研究

通过中国海相页岩气详细研究和美国典型页岩气区带解剖,对比研究了中美页岩气地质特征的异同,这些研究对指导我国四川盆地海相页岩气的研究具有重要理论和实践意义。 ①美国Barnett页岩、Marcellus页岩和Haynesville页岩气区带的盆地类型为前陆盆地,中国四川早古生代盆地为克拉通。沉积环境均为深水陆棚,岩石类型以硅质和硅质钙质页岩为主,脆性矿物含量高。②Barnett页岩TOC值为3%~13%,平均为4.5%,Marcellus页岩TOC值为3%~12%,平均为4.0%,Haynesville页岩TOC值为0.5%~4%。四川盆地五峰组-龙马溪组和筇竹寺组页岩TOC值分别为1.5%~3%和2.5%~4.5%。③美国三大页岩成熟度适中,四川盆地海相页岩处于过成熟阶段。Barnett页岩、Marcellus页岩和Haynesville页岩R_O值分别为0.5%~2.1%、1.2%～3.5%和1.2%~3%。四川盆地筇竹寺组页岩R_O值一般为2.5%~4.5%,平均为3.5%,龙马溪组页岩R_O值为1.5%~3%。 ④Barnett页岩核心区厚度为30~180m,总孔隙度为4%~5%,基质渗透率小于1×10^-3μm²,Marcellus页岩厚度为 15～60m,孔隙度平均为10%,渗透率小于1×10^-3μm², Haynesville页岩厚度为70~100m,孔隙度为8%~9%,渗透率小于5×10^-3μm²,四川盆地五峰组-龙马溪组页岩厚度为25~120m,孔隙度为3%~10%,渗透率为(0.01~)×10^-3μm²,筇竹寺组页岩厚度为40~100m,孔隙度为0.1%~3%,渗透率为(0.01~42)×10^-3μm²。⑤Barnett页岩、Marcellus页岩和Haynesville页岩含气量分别为4.2~9.9m³/t、1.70～2.83m³/t和2.5~9m³/t。四川盆地五峰组-龙马溪组和筇竹寺组页岩含气量分别为1.7~4.5m³/t和0.55~1.2m³/t。中国海相页岩吸附气含量大于美国。⑥美国海相页岩埋深为1 220~3 990m,中国海相页岩埋深可高达5 000m,一般为1 500~4 000m;Barnett页岩和筇竹寺组页岩为正常地层压力,压力系数分别为0.99~1.01和1,Marcellus页岩,Haynesville页岩和五峰组-龙马溪组为异常高压,地层压力系数分别为0.9~1.4、1.61~2.07和1~2.3。⑦除四川盆地筇竹寺组页岩外,其他4套页岩均具有良好封盖层,有利于天然气保存。⑧美国地表条件更有利,多以平原为主,而四川多为丘陵。 ⑨四川盆地五峰组-龙马溪组页岩气地质资源量为17.5×10¹²m³,技术可采资源量为1.77×10¹²m³,筇竹寺组页岩气地质资源量为8.86×10¹²m³,技术可采资源量为0.886×10¹²m³。     

高含水低渗致密砂岩气藏储量动用动态物理模拟

气藏剩余压力分布能够直接反映其储量动用情况,采用长岩心多点测压实验装置,选择渗透率分布区间分别为(1.38~1.71)×10^-3μm²,(0.41~0.73)×10^-3μm²,(0.049~0.084)×10^-3μm²的多块砂岩岩心组合形成长度超过50cm的3组长岩心,模拟含水砂岩气藏衰竭开采。实验过程中实时记录气藏边界至气井不同位置处压力剖面变化,研究含水气藏储量动用特征。研究表明：致密砂岩储层产气特征、压力剖面形态、压降过程、废弃时剩余压力分布均与渗透率较高的储层(Ⅰ类)差异显著,明显受渗透率和含水饱和度控制。含水相同(约35%),生产至废弃条件时,Ⅰ类储层的压力剖面整体几乎降为0,而致密砂岩、剩余压力仍维持在原始压力的50%以上,且压力梯度大,表明含水气藏,渗透率越低储量动用越困难,动用均衡性越差;考虑含水,随含水饱和度增加,Ⅰ类储层压力剖面形态及下降过程变化不大;渗透率更低的储层(Ⅱ类)尤其是致密储层(Ⅲ类),其压力剖面形态变化极为显著,含水较高时,压力难以向外波及,储量难以有效动用,且非均衡性极强。     

大庆油田聚合物驱后周期分质注聚合物技术

为进一步提高聚合物驱开发效果,针对不同渗透率地层,研究了不同分子量聚合物分子回旋半径与地层孔喉半径的配伍关系,结合周期注水原理,形成不同分子量聚合物溶液周期注入技术。在考虑聚合物井筒炮眼剪切降黏作用下,地层平均渗透率为35×10-3μm2时,应选用800×104分子量聚合物;平均渗透率为100×10-3μm2时,应选用1 200×104分子量聚合物;渗透率大于300×10-3μm2时,应选用2 500×104以上分子量聚合物;分质注聚合物半周期控制在约3个月为最佳。相比传统笼统注聚合物方法,周期分质注聚合物技术可以综合聚合物驱及周期注水技术,更为有效地提高石油采收率。     

基于生产数据分析的沁水南部煤层渗透性研究

沁水盆地南部是我国煤层气勘探开发的最热点地区,在我国率先实现了煤层气开发的商业化。煤层气开发的主要目标为3号煤层和15号煤层,单井产气量一般在2 000～5 000 m³/d之间,注入/压降试井测试煤层渗透率多在1.0×10^-3μm²左右。在对不同区块煤层气井生产数据分析的基础上,借助历史拟合的方法对试井测试的煤层渗透率进行修正,修正后的煤层渗透率为（0.47~3.95）×10^-3μm²,是试井测试渗透率的6.76倍,修正后的渗透率与煤层气井产气量呈正相关关系。综合分析认为沁水盆地南部煤层渗透性优越,潘庄-端氏一带煤层渗透性最好。     

致密砂岩气藏水相圈闭损害自然解除行为研究

致密砂岩气藏的高毛细管力及强水湿性使其易产生水相圈闭损害,影响气藏及时发现、准确评价及经济开发。目前消除水相圈闭的物理化学方法,由于可能诱发其他储层损害,应用尚受到限制。选取鄂尔多斯盆地渗透率小于0.1×10^-3μm²、介于(0.1~0.3)×10^-3μm²之间和大于0.3×10^-3μm²的致密砂岩岩样,利用氮气在恒定高压差与递增压差驱替原地有效应力下饱和模拟地层水岩样的实验,揭示致密砂岩水相自然返排行为。结果表明：随着时间增加,含水饱和度逐渐下降,渗透率越高,含水饱和度降低幅度越大,残余水饱和度越低;渗透率介于(0.1~0.3)×10^-3μm²之间的岩样,在前150h递增驱替比恒定高压差驱替含水饱和度降低慢,但水相返排率更高。分析表明,致密砂岩水相圈闭损害严重,孔隙结构、渗透率和压力梯度是影响水相返排的重要因素,孔喉非均质性强的储层宜采用递增压差驱替的方式;水相返排过程包括驱替和蒸发2个阶段,当气相在不同孔喉中形成渗流通道后,可适当提高压差加速水相蒸发。     

砂岩气藏充注含气饱和度实验研究

针对低渗致密砂岩储层充注含气饱和度难以准确测试技术难题,综合考虑储层展布及物性差异特征、充注动力、地温条件、盖层封闭等要素,建立一套全序列砂岩储层充注含气饱和度测试实验方法,分别对渗透率为0.034×10^-3μm²、0.075×10^-3μm²、0.244×10^-3μm²、0.505×10^-3μm²、0.683×10^-3μm²、1.12×10^-3μm²、1.47×10^-3μm²、4.77×10^-3μm²、10.7×10^-3μm²、38.1×10^-3μm²、49.1×10^-3μm²、99.4×10^-3μm²、126×10^-3μm²的砂岩储层,开展了气源压力为0.1MPa、0.2MPa、0.3MPa、0.5MPa、0.7MPa、0.9MPa、1.0MPa、1.2MPa、1.5MPa、1.8MPa、2.0MPa、2.5MPa、2.8MPa、3.0MPa、3.5MPa、4.0MPa、4.5MPa、5.0MPa、5.5MPa、6.0MPa、7.0MPa、8.0MPa、10.0MPa、15.0MPa、20.0MPa、25.0MPa、30.0MPa下逐级增压充注实验,记录了充注过程中各渗透率储层孔隙压力变化特征,在此基础上,采用充注实验与核磁共振实验结合的方法,对充注过程中含气饱和度变化进行了量化评价。研究结果表明：①低渗致密储层充注时具有高于门限压力进气,源、储压力平衡缓慢以及高压聚气三大特征,进气门限压力与储层渗透率关系密切,建立了门限压力与渗透率关系图版;②认识了含气饱和度（S_g）、地层压力（P）与储层渗透率（K）变化规律,拟合了含气饱和度经验计算公式,以鄂尔多斯盆地苏里格气田为例,通过实验测试、密闭取心分析与经验公式计算结果对比,建立了含气饱和度与储层渗透率关系图版,为低渗致密砂岩气藏储层含气性评价提供指导;③以取心井为基础,根据含气饱和度、储层渗透率、孔隙度、厚度等参数,建立不同渗透率储层储量辟分方法,为储量分类评价提供了依据。     

大民屯凹陷静安堡西侧低潜山变质岩储层裂缝发育特征

大民屯凹陷静安堡西侧低潜山储层裂缝以高角度缝为主,次为倾斜缝.裂缝的发育经历了中生代晚期早第三纪早、中期和早第三纪晚期两次大的形成期.物性分析表明,潜山变质岩储层基质孔隙度很低,一般只有1%～5%,渗透率大多低于1×10^-3 μm²,因此这些基质孔隙对油气储集作用非常有限,构造裂缝是变质岩储层的主要储集空间和运移通道.裂缝的形成与发育程度受岩性、断层、埋深及古风化作用的影响,随着岩石中浅色矿物的增加,岩石脆性成分变多,岩石的宏观裂缝就越发育;越靠近断层和构造活动区,裂缝发育程度就越高;裂缝的有效性随着埋深的增加而变差,甚至成为无效裂缝;一般来说,潜山风化带顶面的裂缝较发育,但这些裂缝容易受到泥质的充填,极易成为无效裂缝.因此,潜山风化带的储集物性并不一定好.     

致密砂岩气藏储层物性上限界定与分布特征

致密砂岩气成藏形成过程受到砂岩储层低孔、低渗特点的控制,人们已经认识到只有在某一上限值以下的储层中才会形成大面积低丰度的致密砂岩气聚集,但这一界限值一直缺少公认的标准。通过收集国内外典型致密砂岩气藏实测储层物性数据,经过统计分析,研究致密储层渗透率、孔隙度分布规律,总结致密物性的形成原因和致密砂岩气成藏特征。数据分析结果表明国内外典型致密砂岩气藏常规测试渗透率有超过80%的数据点小于0.1×10^-3 μm²。经过校正的原地渗透率值比常规渗透率低一个数量级。据此可以用常规渗透率0.1×10^-3 μm²作为致密砂岩储层物性上限,具有合理性和可操作性。通过统计全球致密砂岩气藏数据,认识到致密砂岩储层形成环境多样,深度跨度大,地质年代差异大。构造活动、沉积环境和成岩作用是形成储层致密的主要原因,但在各个盆地具体表现各有不同。通过气源、构造活动强度和储层致密程度可以圈定致密砂岩气的分布范围。     

东营凹陷沙河街组近岸水下扇低渗储层成因

为了阐明渤海湾盆地东营凹陷北部陡坡带近岸水下扇低渗储层成因,应用岩心和储层分析资料,通过储层岩石特征、成岩作用、成岩序列和孔隙演化及其控制因素分析,指出东营凹陷北部沙河街组近岸水下扇砂体由长石砂岩、长石质岩屑砂岩等构成,储层经历了较强机械压实作用、碳酸盐胶结作用、碳酸盐和长石溶解作用等成岩作用,现储层埋深1 700~3 500 m,处于中成岩演化阶段,总体形成了中低孔低渗（孔隙度平均为11.3%,渗透率平均为23.12×10^-3 μm²）储层。储层中低孔低渗主要受控于较强的压实作用和较强的碳酸盐胶结作用,但溶蚀成岩作用对于改善储层质量起到了重要作用。主要在2 900~3 200 m深度段,有机酸对砂岩长石颗粒的溶蚀,形成的粒间和粒内孔隙不仅增加了孔隙度,而且提高了储层渗透率,改善了储层质量（孔隙度可达到25%,渗透率达到1 000×10^-3 μm²）。显然,发现溶蚀作用及其形成的次生孔隙发育深度段对于预测有利储层是非常重要的。     

渤海海域石臼坨凸起东段36-3构造古近系沙二段储集层特征及控制因素

利用岩心描述、常规薄片、铸体薄片和扫描电镜等化验分析资料,结合常规物性及勘探情况,对沙河街组二段储集层特征进行了系统分析,对储集物性、储集空间类型以及储层物性控制因素进行了深入的探讨。研究认为研究区沙河街组二段储集层为混积岩,岩性以生屑云岩为主,夹薄层砂砾岩;储层物性非常好,平均孔隙度为27.6%,平均渗透率为442×10^-3μm²,储层类型为高孔-高渗型;储集空间以原生孔隙和次生孔隙为主,原生孔隙多为粒间孔和生物体腔孔。研究发现,沉积作用和成岩作用是控制储集层物性的两个主要的因素,其中溶解作用和白云石化作用是造成现今优质储集空间的主要原因。同时指出了优质储层的分布规律,认为沙河街组二段中发现的生屑云岩和含陆源碎屑云岩等白云岩储层是油气富集场所,是今后有利勘探区。