古洞穴型碳酸盐岩储层特征研究——以塔河油田奥陶系古洞穴为例

古洞穴型碳酸盐岩储层都具有显著的非均质性和预测难度大的特点。通过对比巴楚五道班野外露头剖面上的洞穴,结合岩溶理论建立了古洞穴型储层的地质模型。以塔里木盆地塔河油田奥陶系古洞穴型储层为例,系统分析和归纳了该类储层在钻井、录井、测井、试井、地震等资料上的响应特征和识别标志。在垂向上,可将洞穴划分为洞穴顶部相、洞穴充填相与下部垮塌相,其中洞穴顶部相和下部垮塌相对油气储集十分有利。而多层洞穴的发育则主要受控于构造抬升和海平面升降。影响古洞穴碳酸盐岩储层的平面非均质性的主要因素有古构造、古断裂、古水文系统、古岩溶地貌等,其中与古岩溶地貌关系最为密切。研究结果表明,储集性能较好的古洞穴型碳酸盐岩储层为未充填洞穴储层和大型洞穴充填孔隙型砂岩储层。     

富满油田超深碳酸盐岩油气藏走滑断裂带有利储层发育区研究

塔里木盆地富满油田超深海相碳酸盐岩油气资源丰富。受埋藏深度大、构造活动强的影响，其碳酸盐岩有利储层难以预测，严重制约富满油田的勘探开发。该文利用地震资料、测录井及试油资料，明确了走滑断裂纵向分层、平面分段的特征，结合走滑断裂破碎带的结构，探讨了不同特征走滑断裂带下有利储层的发育位置。研究表明：压扭段断裂有利储层发育在主干断裂中部；张扭段断裂有利储层位于两条主干断裂之间垂向断距较大一侧；走滑平移段断裂有利储层位于整个主干断裂带；复合段断裂有利储层为主干断裂附近垂向断距较大一侧。勘探结果证实，四种类型走滑断裂有利储层的发育位置与研究结果一致。该研究对富满油田碳酸盐岩有利储层的预测和井位部署具有借鉴意义。     

四川盆地合川-潼南地区茅二段滩相白云岩储层特征、主控因素及勘探意义

由于四川盆地合川-潼南地区二叠系茅口组二段白云岩储层特征、主控因素认识不清，严重制约了勘探目标选择。厘清茅口组白云岩发育特征及主控因素是预测白云岩储层分布的关键，基于岩心、测井资料、岩石学、地球化学和年代学技术，开展白云岩储层的岩石类型、储集空间、储层类型、物性特征以及储层主控因素分析，并通过井震结合预测了储层分布。结果表明：茅二段白云岩储层岩性以细-中晶云岩、残余颗粒云岩为主，储集空间主要为粒内溶孔、晶间（溶）孔、溶洞及构造缝和溶缝，为低孔、低渗储层；白云岩储层主要发育在茅二段中部，横向分布稳定，在古地貌高部位的储层单层厚度大，叠置连片；古地貌背景下的滩相沉积、准同生岩溶作用、准同生白云岩化作用及构造断裂作用共同控制了茅二段白云岩储层的发育和分布；储层厚度与地震振幅呈正相关性，茅二段白云岩储层发育面积约为1 250 km2，主要分布在矿权区中部和东北部地区，与茅二段古地貌高隆起带基本吻合。研究成果促进了川中地区茅口组勘探思路的转变，可有效支撑下一步勘探部署。     

玉北地区中下奥陶统储层主控因素分析

玉北地区奥陶系鹰山组和蓬莱坝组作为主要储层,发育有裂缝型、裂缝-孔洞型和孔洞型3类储层,在空间展布上具有＂东西分异、上下分层＂特征。在岩心观察、成像测井、薄片及物性等资料分析基础上,结合扫描电镜、碳氧同位素测定结果,深入探讨玉北地区中下奥陶统储层的主控因素,结果表明：断裂、裂缝作为重要的疏导体系促进地层内幕岩溶储层发育,古地貌控制岩溶储层发育的有利相带,东西差异的断裂活动和岩溶相带分布决定了区域上东西分异的储层特征;原岩性质对鹰山组上下段发育不同储层类型起到了关键性作用,深部热液活动在早期基底断裂的疏导作用下对蓬莱坝组储层起到了良好的改造作用;原岩性质和热液活动的共同作用致使奥陶系储层出现上下分层的特征。最后综合多种储层受控因素,对玉北地区中下奥陶统储层发育模式进行探讨。     

川中高石梯区块灯影组四段古岩溶带及内部储层分布特征

四川盆地震旦系灯影组四段(灯四段)在表生期岩溶作用影响下纵向岩溶分带特征明显，不同岩溶带储层发育程度差异较大，有必要精细刻画古岩溶带内部结构，进一步明确优质储层的分布。综合岩心、地震、成像测井等资料，基于地下水运动方式及孔、洞、缝发育特征，开展了高石梯区块灯四段古岩溶带划分，建立了古岩溶带厚度与古岩溶地貌相对高程的关系，并细分水平潜流亚带，分析不同期水平潜流亚带优质储层的发育特征，分区优选了有利古岩溶亚带。研究表明，高石梯区块灯四段古岩溶地貌越高，垂直渗流带厚度越大、水平潜流带厚度越小。受古岩溶潜水面周期下降影响，水平潜流带内发育3期水平潜流亚带，上部水平潜流亚带1、亚带2优质储层发育程度优于亚带3。根据沉积相、古岩溶地貌及优质储层展布特征，将高石梯区块划分为3个区域。区块西侧(1区)各岩溶带和亚带优质储层均较发育，优质储层累计厚度超50 m,为最有利区域；区块东侧(2区)优质储层仅发育于垂直渗流带，优质储层累计厚度为15～20 m;区块南侧(3区)优质储层主要发育于垂直渗流带和水平潜流亚带1,优质储层累计厚度为30～40 m。不同区域优质储层发育的岩溶带、亚带存在差异，应采用不同的开...     

测井储层描述在塔中Ⅰ号礁滩体中的应用

塔中Ⅰ号坡折带上奥陶统礁滩体储层岩性以碳酸盐岩为主，在测井储层表征与定量评价中，由于储集空间的多样性及其组合的复杂性，给利用测井资料评价碳酸盐岩储层带来了一系列困难。文中以测井资料为基础，结合岩心、实验、试油等资料，划分出储层储集空间的类型和储层类型。分别建立了不同类型储层的各种测井响应特征及响应模板，并在此基础上建立了礁滩体储层类型的划分标准。根据不同储集类型的孔、渗关系，结合中国石油天然气行业标准，建立了礁滩体不同储层级别的解释图版和解释标准，所划分的储层级别与礁滩体沉积相带具有很好的对比关系，为测井储层评价和完井试油层段的选择提供了可靠的解释依据。     

鄂尔多斯西南缘奥陶系风化壳岩溶储层特征

鄂尔多斯盆地西南缘奥陶系风化壳岩溶储层是盆地西南缘下古生界天然气勘探的主要层位,通过对盆地西南缘钻井岩心、录井、测井、试气资料的分析,结合部分古地理资料,对盆地西南缘风化壳岩溶带进行了划分。同时以富探1井和旬探1井为例,在垂向上进行了分带,自上而下分为垂直渗滤溶蚀带、水平替流溶蚀带和深部缓流溶蚀带;结合鄂尔多斯盆地西南缘前石炭纪古岩溶地貌图对盆地西南缘风化壳岩溶特征进行了分析,并对盆地西南缘风化壳储层特征及其控制因素进行了研究,揭示了风化壳岩溶储层发育规律。     

塔里木盆地哈拉哈塘地区碳酸盐岩油气富集规律

哈拉哈塘地区是塔里木盆地主要的含油区带,受多期构造运动影响,油气富集规律预测难度大。为此,基于地震资料解释,对哈拉哈塘地区热瓦普区块深层碳酸盐岩的断裂展布、成藏期古构造进行系统研究。储层展布及产能数据分析结果表明:研究区次级NE—SW向、NW—SE向及近SN向分支断裂对油气进行二次调整运移,在其上倾倾末端储层发育终止区富集成藏;油气沿优势运移方向,长期处于古构造鼻状隆起区及局部构造高点叠合区的储层利于油气保存。基于断裂及古构造分析,结合储层特征,建立了“X”型走滑断裂由南向北疏导油气,其伴生的次级分支断裂对油气进行二次调整运移,沿油气优势运移方向、在多期古构造隆起或局部构造高点叠合的储层发育区油气富集的成藏模式。研究结果可为碳酸盐岩油气勘探开发提供一定的借鉴。     

渤海海域古近系碎屑岩储层展布定量研究

渤海海域古近系碎屑岩储层主要有2种发育模式,即多套砂泥岩薄互层和大套较厚砂岩。针对多套砂泥岩薄互层储层,以区域沉积体系研究为基础,结合井间储层对比分析,通过地震三维可视化技术重塑古地貌,寻找古沟谷和坡折带,利用"山-沟-坡-面"控砂原理和井约束,可以对储层的空间展布特征进行半定量化研究;针对大套较厚砂岩储层,基于岩石物理综合分析,寻找对储层敏感的弹性参数,利用地震资料,采用叠前同步反演,可以反演出纵波阻抗、横波阻抗、密度等基本弹性参数数据体,然后计算出敏感弹性参数的数据体,进而对储层的空间展布进行精细的定量刻画。这些方法和技术有效刻画了渤海古近系碎屑岩储层空间展布特征,有效避免了储层认识不清给油田储量评价带来的风险,为油田的高效开发生产奠定了基础。     

塔里木盆地顺北油气田奥陶系断控缝洞型储层特征及成藏模式

顺北油气田为塔里木盆地重要的产油气区。根据钻井动态、岩心分析、测井、地震等资料,结合酸化压裂曲线及试井资料等对塔里木盆地顺北油气田奥陶系断控缝洞型储层的特征及成藏模式进行了研究。研究结果表明：(1)顺北油气田奥陶系断控缝洞型储层是伴随走滑断裂发育的一类特殊储层,垂直于断裂带发育,由基岩-裂缝带-洞穴带有序排列组成的多组缝洞集合体,洞穴带和裂缝带是其主要的储集空间,地震上的识别特征为断裂-串珠-杂乱强反射。(2)研究区规模较大的断控缝洞型储层的改造曲线具有初始泵压低、最大压降大,停泵压力低等特征,北东断裂体系的(1)号、(4)号、(8)号断裂带的钻井压力恢复曲线均呈“W”-箱形形态。(3)按照地震响应特征和试井压力恢复曲线形态可将研究区的断控缝洞型储层划分为洞穴型和裂缝型两大类,按试井压力恢复曲线形态可细分为裂缝-多洞穴型、裂缝-洞穴型、洞穴-裂缝型和裂缝型4类。(4)研究区断控缝洞型油气藏油源来自于玉尔吐斯组,沿走滑断裂运移,以孔洞和裂缝为储集空间,盖层为致密碳酸盐岩和巨厚泥岩。     

塔河奥陶系碳酸盐岩油藏缝洞系统发育模式与分布规律

塔河奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏是以缝洞为主要储集空间的特殊型油藏。区域构造演化与古岩溶发育关系密切,塔河地区奥陶系碳酸盐岩经历了加里东中期及海西早期岩溶作用,海西早期裸露风化壳岩溶作用是塔河岩溶储集体发育的主要因素。塔里木盆地北缘一间房、硫磺沟、三道班和五道班等地区奥陶系古岩溶露头地质调查及塔河油田储集体发育特征揭示该区奥陶系碳酸盐岩存在地下河系统型、岩溶洞穴型和溶蚀孔缝型3大类型的缝洞系统发育模式。地下河系统和岩溶洞穴是最主要的储集体类型。断裂带附近是缝洞系统发育的密集带;古地貌控制了缝洞系统的平面分布,岩溶台地内的峰丛洼地区溶洞最发育,其次以岩溶缓坡内的丘峰洼地区和丘丛垄脊槽谷区古岩溶缝洞系统发育程度高;垂向上溶洞发育具有明显分带性,表层岩溶带是最重要的岩溶发育段。     

塔河油田碳酸盐岩小缝洞型储层特征及成因演化

塔河油田碳酸盐岩小缝洞具有巨大的勘探开发潜力,但前期相关资料及研究较少.为给本类型碳酸盐岩缝洞勘探开发提供借鉴,从小缝洞概念着手,通过对成像资料及岩心特征进行归纳分析,认为小缝洞型储层分为裂缝型、孔洞型(含小型溶洞)、裂缝-孔洞型(含洞间溶道)3大类.通过对"杂乱弱""和"弱小串珠"2类反射特征进行井震综合标定,认为单...     

塔河油田油气运移与聚集规律

通过对塔河油田油气地球化学特征、流体包裹体特征、储层沥青、储层自生粘土矿物、今古水动力场和今古流体势的分析以及油气输导条件等与油气运移与聚集关系的研究,认为塔河油田油气总体存在着“三期五次”油气充注期,即海西晚期(第一次)、印支—燕山期(第二次)和喜马拉雅期(第三、四、五次),其主成藏期为海西晚期和喜马拉雅晚期。海西晚期油气运移方向总体为由南向北,喜马拉雅期油气运移方向总体为由南向北、由东向西。研究认为,规模巨大的寒武—奥陶系主力烃源岩,为多期供烃、多期成藏提供了可靠的资源保障;处于古隆起、古斜坡有利区域构造位置,是油气长期运移的指向区;大型不整合面、岩溶输导网络、断裂带是塔河油田油气成藏的重要输导条件;多套储层、多套储盖组合、多种圈闭类型以及大型碳酸盐岩岩溶—缝洞型储集体发育是形成塔河大型复式油气田的重要条件;“早期成藏改造、晚期充注调整”是塔河油田奥陶系油藏重要的成藏机制,成藏封闭条件的形成与演化是塔河油气成藏的重要控制因素。      

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏量化注水开发技术

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏进入注水开发阶段中期后，面临着注水效率低、有效期短等一系列问题。为解决这些问题，研究应用了以物质平衡方程为理论基础的量化注水开发技术。从注水时机量化、单井注水参数量化和单元注水参数量化等方面，分析、阐述了量化注水开发技术的理论依据、技术方法和应用效果。研究发现，量化注水技术可很好地将注水开发从定性判断转为定量分析，解决前期开发过程中定性注水带来的问题。该技术已应用142井次，累计增油10.95×104 t，注水有效率高达84.3%。研究表明，量化注水开发技术在塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏开发中效果良好，具有很好的推广应用价值。      

塔河油田海西早期古水文地貌特征及其对洞穴发育的控制

塔河油田奥陶系岩溶洞穴系统内具有较大的油气资源。基于三维地震资料、地震属性提取、岩心资料及钻井资料,对地下岩溶洞穴系统、古地貌和古水文系统进行精细刻画,探讨水文地貌对洞穴发育的控制作用,研究结果表明：①东部主体区古地貌处于岩溶高原、岩溶斜坡区,以峰丛等高幅差地貌为主,地表水系垂向侵蚀作用强烈,大部分转入地下;西部区位于岩溶盆地,以低幅度溶丘为主,地形平缓,水系展现出大量蛇曲特征,以水平溶蚀为主。②东部主体区洞穴网络主要表现为单支状、树枝状,局部发育网络状洞穴,洞穴具有发育规模大、埋藏深、连通性较好的特征;西部地区洞穴主要表现为孤立状,未形成连续的洞穴网络,洞穴具有发育规模小、埋藏浅、连通性较差的特征。③综合水文地貌发育特征,提出塔河地区水文地貌控制下的岩溶洞穴发育模式,为下一步储层预测和勘探实践提供理论借鉴。     

塔河油田12区奥陶系油藏溶洞充填机理及挖潜方向

塔河油田12区奥陶系油藏溶洞普遍发育,但受暗河沉积物和后期剥蚀改造作用的影响,溶洞充填比例高达33%,对完井段的选取和完井方式的制定带来极大的困难。为提高充填溶洞预测水平、深化充填机理认识、明确充填溶洞挖潜方向,以12区36口井的钻井、测井和录井资料为基础,综合应用岩溶地质识别、地震属性提取、地震反射特征对比、古地貌恢复等方法,对充填溶洞展开全面研究。结果表明：12区奥陶系发育暗河沉积型、地表河凸岸堆积型、敞口充填型和垮塌充填型等4种溶洞充填类型;存在粉砂岩、泥岩、垮塌角砾岩和方解石等4种溶洞充填物。同时,建立了3种充填溶洞地震预测方法：地震反射特征对比法、奥陶系中-下统顶面形态对比法、古地貌恢复法,并提出了3个挖潜方向：充填溶洞段内挖潜、充填溶洞段间挖潜和充填溶洞井间挖潜。     

用波形分析法预测塔河油田碳酸盐岩储层

塔河油田盐体覆盖区下奥陶统碳酸盐岩埋深大，储层非均质性强，给储层预测带来极大的难度。波形分析法根据碳酸盐岩储层裂缝和孔洞结构特有的非均质性，建立地质模型，结合地震波形分析和反射机理研究，确定储层与地震响应之间的对应关系，进而对未知区域作储层预测。塔河油田的应用实例表明了这种方法的有效性。     

塔河油田4区奥陶系缝洞型油藏特征及开发对策

塔河油田4区储集体主要分布在奥陶系风化壳,呈不规则网状。储集空间以溶洞、裂缝为主,溶洞高度大多数低于2 m,裂缝平均宽度大于0.1 mm的层段占总层段的58%。储集体的平面分布与古岩溶发育有关,古岩溶水道的地震反射特征呈串珠状强反射,深浅侧向测井异常具有幅度差。利用蒙特卡罗法计算缝洞型油藏储量,一种方法是利用测井解释的结果,统计孔隙度、有效厚度、含油饱和度的概率分布;另一种方法是假设孔隙度、有效厚度、含油饱和度为精确值,储集体面积符合某种概率分布,求得每口井的储量分布。塔河油田是块状底水油藏,油藏的水体主要由深部发育的古岩溶水道系统沟通底水。合理开发碳酸盐岩缝洞型油藏应以缝洞单元为基础,以循环注水、钻侧钻井为主要措施,宜采用“一井一策”方针。     

塔河油田断溶体油藏气驱井组注气量计算方法

塔河油田断溶体油藏注氮气提高采收率开发效果显著,但尚没有针对塔河油田断溶体油藏合理注气量的确定方法。根据生产数据分析法,通过流量重整压力和物质平衡时间曲线的拟合,得到了塔河油田断溶体油藏气驱井组总动用储量;考虑塔河油田断溶体油藏井网特征,得到了线状井网气驱平面波及系数计算方法;根据地震能量体属性缝洞体三维分布,得到了考虑缝洞体空间展布的断溶体油藏气驱纵向动用程度。利用数值模拟方法对典型断溶体油藏进行模拟,明确了断溶体油藏合理注气量为剩余储量的0.75 PV;在得到断溶体油藏气驱井组总动用储量、注气前累计产油量、平面波及系数、纵向动用程度和合理注气量的基础下,建立了塔河油田断溶体油藏气驱井组合理注气量的计算方法。将该计算方法得到的合理注气量应用于塔河油田断溶体油藏注气现场,见效井产油量增加到未注气前的2.5倍。     

塔河油田缝洞型油藏气驱动用储量计算方法

塔河油田缝洞型油藏储集空间类型多样、尺度差异大、呈非连续性分布，不同与常规砂岩层状油藏，属典型的块状油藏。塔河油田缝洞型油藏现场注气增油效果显著，针对塔河缝洞型块状非均质油藏特点，提出了缝洞型油藏井组气驱动用储量的定义及计算方法。基于PDA生产数据分析法，通过流量重整压力和物质平衡时间曲线的拟合，建立了井组总动用储量的计算方法。针对塔河风化壳、暗河和断溶体3类岩溶背景，提出了基于形状因子修正系数的平面波及系数计算方法和基于地震能量体属性缝洞体三维分布的纵向动用程度计算方法。基于井组总动用储量、注气前的累产油量、平面波及系数、不规则井网形状因子修正系数及纵向动用程度，建立了不同岩溶背景下不同井网井组气驱动用储量的计算方法。该计算方法已应用于塔河注气现场，为气驱井组的优选和已气驱井组的气驱井组动用储量的评价及注气潜力分析奠定了基础。