川西拗陷须家河组致密砂岩成岩作用特征及其对储层的影响

通过对川西拗陷须家河组储层的岩石学、矿物学、物性等特征研究,明确了砂岩成岩作用特征及其对储层质量演化的影响.受沉积相和成岩作用的影响,川西拗陷须家河组砂岩储层致密-超致密并具极强非均质性.影响储层质量的成岩事件包括机械压实作用、石英颗粒压溶作用、自生矿物胶结作用、溶蚀作用以及绿泥石衬边的形成.压实作用是造成砂岩孔隙度降低的最主要因素.晚期碳酸盐胶结作用在须四段钙屑砂岩和须二段细粒砂岩中较为普遍,较高含量碳酸盐胶结物对储层具有明显的破坏作用.自生石英主要来自碎屑石英的压溶,在须二段砂岩中含量较高.具一定厚度、连续性较好的绿泥石衬边可以抑制石英胶结物的形成以及压溶作用进行,对须家河组,特别是须二段砂岩储层孔隙保存具有双倍积极作用.须家河组相对优质砂岩储层主要孔隙类型为剩余粒间孔和粒间溶蚀扩大孔,原生孔隙的保存对次生 孔隙形成以及储层质量至关重要.破裂作用可以提高砂岩的储渗能力,同时也有利于砂岩中溶蚀孔隙的形成.     

鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组裂缝特征及成因

鄂尔多斯盆地姬塬地区上三叠统延长组长8、长6及长4+5油层组属于典型的低孔、低渗型砂岩储层,广泛发育的裂缝系统对储层物性改善和油气运聚成藏具有重要控制作用.综合应用野外剖面和钻井岩心,结合测井及镜下鉴定资料对该地区裂缝发育特征及其成因进行综合研究,结果表明:姬塬地区各油层组发育早期东西向和北西-南东向共轭剪切裂缝为主,晚期南北向和北东-南西向共轭剪切裂缝次之的2组高角度裂缝,且多为未充填的有效裂缝;在特定沉积相带背景下的燕山期构造运动和盆地低渗透致密砂岩储层形成过程的超压作用,是裂缝形成的重要因素;裂缝大量存在是研究区各油层组储层低孔却具备相对高渗带的主要原因,也为油气后期幕式快速充注成藏提供了通道条件,使低孔背景条件下的相对高渗带成为油气富集成藏的有利场所.     

塔南凹陷东部构造带南屯组储层宏观非均质性对油气分布的影响

塔南凹陷东部构造带南屯组地层主要发育近岸水下扇沉积,局部发育三角洲沉积.复杂的沉积充填样式塑造了本区复杂的岩性油藏.在细分地层单元内对储层岩性、物性、含油性统计分析的基础上,优选多种储层非均质性分类方案,结合砂体成因、叠置样式、平面展布特征以及渗透率韵律性等方面的分析,按照层间、平面、层内3个层次对储层宏观非均质性进行了解剖分析.结果表明:层序旋回对储层垂向岩性、物性的变化具有控制作用;凝灰质的发育对南屯组储层具有破坏作用,影响油气的运聚;水下分流沟道及河道砂是油气聚集的主要砂体类型;水下扇中扇是油气主要聚集区带.     

凝析气藏试井分析方法及研究进展

凝析气藏试井分析方法的研究经历了油水两相阶段、油气两相阶段和多区多相阶段三个阶段.凝析气藏分析方法主要有产能试井方法、不稳定试井方法.凝析气藏渗流机理研究及试井理论发展缓慢,凝析气渗流过程复杂,试井理论一直隅于解析解法.不同因素的耦合影响给试井解释带来难度,油气分布状态难以准确测定.     

应力敏感对致密压裂气井生产的影响

以苏里格气田为例,通过室内实验、气井生产动态分析、气藏数值模拟方法,综合研究了基质和人工压裂裂缝的应力敏感性对致密压裂气井生产造成的影响.研究表明:充填/加砂裂缝具有较强的应力敏感性,气井压裂裂缝的有效缝长和导流能力在生产早期(一年左右)会下降50%以上;随着气井配产提高,应力敏感对生产的影响增强,最大能使气井的最终采气量降低18%,这其中压裂裂缝的应力敏感性起着重要作用.     

四川盆地东部黄龙组碳酸盐岩储层沉积-成岩系统

四川盆地东部上石炭统黄龙组是天然气藏的主力产层.在岩心观察、野外剖面实测和室内薄片鉴定分析的基础上,结合钻井、测井、物性分析和X-衍射分析资料,对川东黄龙组碳酸盐岩储层沉积-成岩系统进行了深入研究.认为川东黄龙组主要发育萨勃哈、有障壁海岸和陆棚3个相带以及特殊的古喀斯特相,储集岩类型以白云质岩溶角砾岩及颗粒白云岩为主,有效的储集宅间类型主要为晶间孔、晶间溶孔,最重要的储层类型为孔洞缝型,最有利储层发育部位为岩溶上斜坡中的坡地和残丘微地貌单元.综合分析认为,沉积-成岩系统与储层在时空上具有良好的耦合关系,粒屑滩沉积微相控制了黄龙组储层的区域分布,早-中成岩阶段压实卤水成岩系统、古表生期大气水成岩系统以及埋藏成岩阶段的温压水成岩系统对优质储层发育贡献最大.     

综合多种反演技术预测储层含油有利区——以溱潼凹陷帅垛-茅山区阜三段为例

帅垛区油气赋存状态受背斜构造背景、断裂复杂化作用、储层砂体非均质性以及泥岩隔层等因素的共同作用,油气水关系十分复杂,各主要含油砂层断块的油藏边界尚不清楚。如何运用反演技术预测储层含油有利区是该区油气勘探的关键问题。通过地层、岩石物理特征、储层等方面的成果的综合分析研究的基础上,探索用3种反演方法进行含油性预测。基于地震资料,根据约束稀疏脉冲反演得到的波阻抗剖面再结合随机反演得到的反演砂体厚度图预测砂体富集区,利用多参数反演预测砂岩含油性,判断潜在有利区,结合3种反演方法可以较好的预测含油有利区。结果显示:此方法能比较完整地保留地震反演的基本特征,不存在多解性问题,并能较好的对储层进行含油有利区的预测。     

储层流动单元研究在油田老区挖潜中的应用——以吉林油田乾146区块开发为例

吉林油田乾146区块经多年开采,已经进入高含水、高采出阶段.通过储层流动单元研究,运用多参数模糊聚类方法将该区高台子油层由好至差划分为A、B、C、D、E 5类储层流动单元.查明了区内主要目的层系各含油小层的储层流动单元发育特征:40、39小层主要发育A、B类优质储层流动单元,42、41、38小层则以C、D、E类储层流动单元为主,各小层储层流动单元类型及展布与初始产能吻合度较高,表明储层流动单元类型的差异是控制本区油气分布的重要因素之一.综合油藏地质特征及油田开发动态数据,对各储层流动单元的注采渗流体系进行了深入剖析,归纳总结出乾146区块高台子油层XII砂组中剩余油分布的5条规律,据此在剩余油分布预测区部署了1口扩边井和2口老区加密井,投产后分别获得了11,2 t/d、5,5 t/d和8.6 t/d的初始产能.     

磨溪区块龙王庙组储层特征研究

四川盆地下寒武统龙王庙组是当前油气勘探最为主要的目的层段。为对龙王庙组储层进行进一步了解,为后期的油气勘探提供依据,根据所收集和掌握到的工区内的地震、钻井和地质资料,通过对研究区周缘露头的观察,并结合岩心以及薄片资料,从对龙王庙组地层的岩性、孔隙性和储层的控制因素出发进行分析研究得出:龙王庙组储集岩性主要为颗粒白云岩以及晶粒白云岩,储层孔隙类型主要有溶蚀孔洞、残余粒间孔、晶间孔及裂缝4种,并探讨了储层的几种控制因素。     

中国页岩气开发理论与技术研究进展

中国的页岩气田属于非常规气藏,采用体积压裂工程技术才可以实现有效开采。不过,页岩储层与一般储层的性质不同,纳米级孔隙大量分布,其孔隙和渗透率十分微小,同时还分布有微裂缝,气体在其中的流动具有解吸、扩散、滑脱和渗流等多种微观机理,并且呈现出基质?微裂缝?人工裂缝的跨尺度多流态流动。常规的油气开发理论与技术并不适用于页岩气藏,因此需要有针对性的研究,并建立页岩气开发的理论与技术,才能实现我国页岩气藏的高效地开发。从页岩气流动的基本规律出发,总结了页岩气流动的多流态?多尺度?多场耦合输运机理和渗流规律,归纳了考虑解吸?扩散?滑移?渗流的多尺度非线性渗流统一方程,给出了多尺度全流态图版。通过页岩气多级压裂水平井多区耦合非线性渗流理论、多场耦合非线性渗流理论,形成页岩气藏流场区域储量动用与开发动态变化规律,针对我国页岩气特点构建了页岩气产量递减模型。基于上述理论提出了开发设计方法,提出了我国储层分级评价及优选目标评价方法,并且建立了适合我国储层的分级评价及优选目标方法与指标,对中国页岩气压裂开发工艺适应性技术进展进行了归纳总结。在此基础上,对未来页岩气高效开发理论的发展方向进行了展望,以期对我国页岩气理论和技术研究提供指导。      

鄂尔多斯盆地华池油田沉积相特征与储层特征浅析

以储层地质学理论为指导,以H152区长3油层组为研究对象,通过展开对储层成因砂体的判别和储层物性参数分布特点的研究,对储层进行科学合理的评估,为油田的勘探和开发做出贡献.研究认为H152区长3油层组沉积相类型主要是三角洲和湖泊沉积,岩石类型以长石砂岩、岩屑长石砂岩为主.     

CO2气藏的物质平衡方程推导

基于CO2气藏开发过程中,不同的驱动类型的影响,同时考虑CO2在地层水中的溶解的特殊性,增加溶解气的影响分析.根据地下体积平衡原理,建立定容CO2气藏和水驱CO2气藏的物质平衡方程,并以实例分析证明该物质平衡方程的实用性.     

被盖层分隔储层油源断裂输导油气有效时期厘定方法及其应用

为了准确研究含油气盆地被盖层分隔储层油源断裂在油气成藏中的作用，在被盖层分隔储层油源断裂输导油气机理及有效时期研究的基础上，通过断裂停止活动时期、断裂开始破坏泥岩盖层封闭能力时期和断裂填充物开始封闭时期确定出油源断裂输导油气时期，利用源岩地化特征确定出源岩排烃时期，将二者叠合建立了一套被盖层分隔储层油源断裂输导油气有效时期的厘定方法。应用结果表明:在测线L2处F1油源断裂向东一段储层输导油气有效时期相对较长，为5.3 Ma，较有利于油气在东一段储层中运聚成藏（目前构造高部位尚未钻探）；在测线L8处F1油源断裂向东一段储层输导油气有效时期相对较短，为2.4 Ma，且主要为断裂填充物输导油气，不利于油气在东一段储层中大规模运聚成藏，和F1油源断裂在测线L8附近东一段虽已发现油气，但规模有限一致。该方法可有效用于厘定被盖层分隔储层油源断裂输导油气有效时期。      

东部盆地群下白垩统储层物性特征与影响因素

东北地区东部盆地群下白垩统发育常规储层和非常规致密储层两种类型的储层,为了研究这两种储层的分布特征、指导勘探部署,在搜集相关资料的基础上,完成了一些新的测试,研究了下白垩统储层的物性特征及其影响因素。结果表明:东部盆地群只有汤原断陷、方正断陷、宁安盆地、延吉盆地、珲春盆地、蛟河盆地和松江盆地的下白垩统储层属于常规储层,其余盆地的下白垩统为超—特低孔超低渗致密储层;储层物性主要受沉积相、成岩作用和构造抬升剥蚀的影响。从原型盆地的边缘到沉积中心,水动力减弱,粒度变细,储层厚度减小,物性变差。随储层成岩作用的增强,储层物性变差。研究区南部浅层的致密储层是由于3250 m左右的抬升剥蚀和火山喷发过程中的高温烘烤作用所造成的。     

马岭北三区延10段沉积相类型及平面展布特征研究

通过对鄂尔多斯盆地晚三叠世延长期区域沉积背景资料分析,结合岩石类型、沉积构造、粒度特征、测井相等沉积相标志资料,研究了研究区延10组储层沉积相类型及沉积微相平面展布特征。结果表明:研究区延10储层岩石成分以长石石英砂岩为主,胶结物主要有伊利石、高岭石和铁方解石。萨胡判别函数大于9.8433,砂岩粒度概率累积曲线主要呈三段式,说明研究区延10油层沉积环境为河流沉积;亚相为辫状河,微相类型为河道、心滩以及泛滥平原3种形式,其中河道和心滩是良好的油气储集层,而泛滥平原则可作为良好的盖层。研究区砂体呈东北—西南向展布,河道平面上连续性较好,砂体纵向上相互叠加,延10_1~(2-2)与y10_1~(2-1)砂体发育好,厚度大,是主要油层发育段。     

白豹油田长8油藏成岩储集相

以沉积相为基础,利用各类分析化验资料,对白豹油田长8油藏岩石学特征、储集特征和成岩作用开展深入研究.结果表明,研究区储层岩石成分成熟度偏低,结构成熟度中等,储集空间以粒间孔、长石溶孔为主,表现为细孔、微孔和细喉、微喉特征.依据本文提出的评价方法对研究区4种主要的成岩作用进行定量评价,表明储层成岩作用以中等-强压实、中等-强胶结、中等-强交代、中等溶蚀为主.综合以上研究,将白豹油田长8油藏划分为强溶蚀弱胶结混合孔隙成岩储集相、中等压实中等溶蚀复合孔隙成岩储集相、强压实中等胶结残余孔隙成岩储集相、强压实强胶结微孔隙成岩储集相4种类型,其中,强溶蚀弱胶结混合孔隙成岩储集相油气储渗能力最强,强压实强胶结微孔隙成岩储集相油气储渗能力最差.     

古地貌恢复方法及研究进展

古地貌是控制盆地沉积相发育与分布的主要因素之一,其在一定程度上控制着沉积体系的类型及展布、层序的形成及发育、优质储层及油藏的分布,恢复沉积前古地貌以及精细古地貌研究对于油气勘探具有重要的指导意义。古地貌恢复一般包括构造恢复和厚度恢复,分析了构造恢复历程及厚度恢复方法,总结出目前比较主流的沉积学、高分辨率层序地层学、井震联合法以及较新的"双界面"古地貌恢复方法。目前古地貌恢复主要还停留在相对古地貌恢复、定性—半定量阶段,定量化、恢复绝对古地貌以及综合多种方法恢复古地貌是今后必然的发展趋势。     

含累积产量三次方项的异常高压气藏物质平衡新模型及计算

基于异常高压气藏物质平衡方程式,假设异常高压模型参数为累积产量的线性函数,提出含有累积产量三次方项的新的物质平衡方程.此方法不需要考虑地层及流体压缩系数,仅需历史生产数据,采用多元回归分析即可确定回归分析式中的各项参数,进而求出异常高压气藏的原始地质储量和累积有效压缩系数.通过实例应用和对比分析,证明该新方法是实用而有效的.     

应力松弛作用对未固结砂岩等效弹性性质的影响

未固结碎屑砂岩储层是国内外重要的油气储层类型之一,其物理本质是由离散颗粒组成的软凝聚态物质.在地震勘探中通常使用Hertz-Mindlin等效介质模型来计算未固结砂岩的地震弹性特征,但该模型在使用中通常会得到明显偏高的剪切模量值.基于3D离散元技术,对颗粒介质在单轴压缩与纯剪两种过程中的力学响应进行离散元数值模拟,从微观颗粒尺度和细观力链尺度分析等效介质模型产生预测误差的可能机制.结果表明:颗粒相对滑动、旋转、重排列等造成的应力松弛作用对体积模量计算结果的影响较弱,但在剪应力扰动下这种松弛作用所形成的细观不均匀应变对剪切模量的计算会有明显影响,是等效介质模型形成预测误差的主要原因.在此基础上给出了利用切向刚度校正因子C及组合参数R/R对Hertz-Mindlin等效介质模型进行修正的方法,以考虑颗粒间松弛作用及颗粒不规则性对该模型计算结果的影响,并应用于实际测井资料中验证了方法的正确性.     

地堑式断陷盆地储层流体综合识别——以伊通盆地岔路河断陷为例

伊通盆地岔路河断陷古近系为地堑式断陷盆地沉积,其储层主要为重力流成因的湖泊水下扇,具有物源近、堆积速率快、岩性复杂多变的特征,加之后期成岩作用的影响,造成这类砂体物性变异系数大,非均质程度高.储层内部含流体时,流体性质难以识别,易造成测井解释上油气水层的误判.为了能够应用常规测井资料评价此类油气储层,提高测井解释的成功率,通过综合分析本区储层岩性、物性和含油气性特征,结合试油结果建立了本区岩性、物性及含油气性解释模型.岔路河断陷测井解释参数交汇图版可以明显区分出气层、油层、气水同层、油水同层、水层和干层等不同的地层油气产状.图版显示:岔路河断陷产油气储层含油饱和度下限为20%,并且产气层比产油层具有更高的深浅双侧向电阻率差值;纯水层虽然具有较好的物性条件,但含油饱和度均小于20%;干层泥质体积分数均大于22%,总孔隙度小于10.5%,物性变差,一般为无效储层.