滨里海盆地东缘中区块石炭系碳酸盐岩储层测井评价

滨里海盆地东缘中区块石炭系KT-Ⅰ段发育中高孔隙度白云岩优质储层,主要储集空间为溶蚀孔隙、次生裂缝和孔洞。研究发现,部分中高孔隙度储层显示储层物性及含油性好,但实为无效储层。提出利用常规测井资料与岩心标定识别碳酸盐岩储层中的裂缝和溶洞技术以及储层有效性评价的具体方法,有效解决了复杂碳酸盐岩储集层识别的问题。该方法实际应用取得了显著的地质效果。     

扎哈泉地区致密油储层特征及其控制因素分析

柴达木盆地在扎哈泉地区致密油勘探获得重大突破。为解决本区储层砂体薄、非均质性强等难题开展本文研究工作。利用全取芯资料、分析化验资料对致密砂岩储层内部结构进行详细刻画,探讨其储层控制因素。扎哈泉含油砂体主要为滨浅湖的坝砂和滩砂,岩性为粉砂岩-细砂岩,成分为长石岩屑砂岩及岩屑长石砂岩,矿物成分为硅酸盐、碳酸盐和粘土矿物混积;致密油储层具有微米级孔隙和纳米级孔喉的特征,有效储层平均孔隙度为5.9%,平均渗透率为0.43m D,平均含油饱和度62%。通过控制因素分析表明:沉积作用是对物性的原始控制,主要表现为矿物组分和沉积相的控制,砂岩越纯,粘土含量越少,物性越好,中砂岩储层物性最好,细砂岩、粉砂岩次之。成岩作用对储层物性影响最大的是压实作用和胶结作用。压实作用是本区N1储层致密的关键性因素。胶结作用主要为碳酸盐胶结,胶结越少物性越好。该项研究为下一步勘探寻找有利分布区带提供了地质依据。     

低孔渗砂岩储层临界物性确定及其石油地质意义的思考

科学技术的发展使得石油探测技术得到了进步,逐渐改变以往的储层评价体系,基于此,本文研究低孔渗砂岩储层临界物性的确定过程,并详细介绍了鄂尔多斯盆地安塞油田储层临界物性的判定过程,接着研究低孔渗砂岩储层临界物性的确定对石油地质判定的意义,从判定含油气性,划分储层与非储层,注入物性与注入压力三个方面进行思考,仅供参考借鉴。     

滨里海盆地盐下油气成藏主控因素及勘探方向

滨里海盆地盐下油气资源十分丰富,盆地内目前发现的85%的油气探明储量均分布在盐下层系内。盆地内盐下目前发现的含油层系主要有3套:泥盆系、石炭系及二叠系,其中石炭系是盐下最主要的含油层系。滨里海盆地共发育4个二级构造单元:滨里海南部次盆、东部次盆、西部—西北部次盆及中央坳陷,不同区带成藏主控因素不同。在对滨里海盆地盐下油气基本成藏条件分析基础上,详细分析了不同区带盐下成藏主控因素,指出南部次盆成藏主控因素为石炭系碳酸盐岩的分布及下二叠统盐岩盖层分布;东部次盆为石炭系及二叠系储层的分布;西部及西北部次盆成藏主控因素为石炭系及二叠系碳酸盐岩储层的分布。在成藏主控因素分析的基础上,提出了滨里海盆地盐下下一步油气勘探的方向。      

鄂尔多斯盆地北部盒1段致密砂岩储层动态评价

砂岩储层在关键成藏期以后仍然经历了一个较长时间的成岩作用,储层性质一直在发生变化,属于一个“动态演化”过程,利用现今储层物性去评价成藏期储层含油气性,其效果往往不太理想。针对上述问题,以鄂尔多斯盆地北缘杭锦旗地区独贵加汗区带致密砂岩气储层为例,从油气成藏动态角度出发,结合分析测试、测井解释、试气成果等多种地质资料确定了致密砂岩储层现今含气物性下限,然后利用盆地模拟和孔隙度埋深回推等方法恢复了储层成藏期后孔隙度变化增量,从而确定了致密砂岩气成藏期储层的临界物性下限,通过古孔隙度恢复方法分析储层在成藏期是否为有效储层,并进一步利用过剩孔隙度评价了砂岩储层的含油气性。研究结果表明：(1)研究区盒1段现今储层含气孔隙度下限为4.25%,储层成藏期后孔隙度变化增量平均值为3.1%,储层成藏期临界孔隙度为7.35%;(2)通过古孔隙度演化定量恢复方法确定盒1段砂岩储层在成藏期孔隙度基本大于成藏期储层临界孔隙度,判定砂岩储层在成藏期具有较好的横向输导天然气的能力;(3)过剩孔隙度与天然气日产量具有更好的相关性,揭示了利用过剩孔隙度评价致密砂岩储层含油气性是有效的。综合确定砂岩储层成藏期临界物性以及运...     

利用地球物理测井资料评价储层物性特征——以鄂尔多斯盆地吴起油田长8段砂岩为例

吴起油田是鄂尔多斯盆地重要的油气产区,长8段发育多套碎屑岩储层。以吴起油田为例,利用不同井的测井曲线进行储层评价,根据储层物理参数分析和中子-密度交会图法认为储层岩性主要为砂岩。利用净产层厚度、净毛比、总孔隙度、有效孔隙度、泥质含量、含水饱和度、含油饱和度等参数图评价储层油气潜力。储层物性参数评价结果表明:砂岩有效厚度为5～10m,净毛比0.17～0.75,有效孔隙度为7%～12%,泥质含量在27%～40%,含油饱和度在12%～31%,净产层含油饱和度在95%。砂岩等厚图揭示了油气的空间展布规律,为下一步吴起油田长8段砂岩储层的勘探提供了有效的地质指导。     

杭锦旗地区储层物性特征及影响因素研究

在杭锦旗区块上古生界砂岩储层岩心及薄片观察鉴定、物性测试分析基础上,重点研究了鄂尔多斯盆地北部杭锦旗上古生界储层特征及其影响因素。研究表明:研究区上古生界储层岩性受基底差异控制,主要为石英砂岩、岩屑石英砂岩、长石岩屑砂岩和岩屑砂岩4类。储集空间以剩余原生粒间孔隙和次生孔隙组合为主,平均孔隙度10.20%,平均渗透率1.18×10-3μm2,为中孔、低渗储层。储层岩石颗粒的粒度、岩石学类型和孔隙类型是影响储层物性的主要地质因素:岩石物性与粒度、石英含量成正比,粒间孔型对储层物性贡献最大。     

中西部地区中小盆地碎屑岩储层特征及含油气性分析

中西部地区中小盆地油气显示丰富,但勘探程度总体较低,油气发现较少。 以碎屑岩储层为研究对象,依据岩心观察、野外地质调查与实验分析,对中小盆地碎屑岩储层特征及含油气性影响因素进行了深入研究。结果表明：①中西部地区中小盆地共发育 5 套碎屑岩储层,分别为处于海陆过渡相沉积环境的石炭系-二叠系和三叠系、处于陆相沉积环境的侏罗系含煤层系和白垩系非含煤层系及处于冲积扇沉积环境的古近系-新近系;②砂岩储层较为发育,但其物性较差,属于低孔、低渗型储层,且含油气饱和度较低;③砂岩储层的矿物成分以石英、长石、黏土矿物、方解石和白云石为主,不同构造背景与沉积环境形成的储层,其矿物成分存在差异;④砂岩储层储集空间类型丰富,主要有粒内孔、粒间孔、微裂缝和有机质孔等 4 种类型;⑤砂岩储层的含油气性主要受沉积相带、岩石矿物组成、储层物性和储集空间类型等因素影响。     

二连盆地阿南凹陷白垩系腾一下段致密油有效储层物性下限研究

二连盆地阿南凹陷白垩系腾格尔组一段下亚段是该凹陷致密油勘探的主要目的层系,发育沉凝灰岩和砂岩2类有利的致密储层。腾一下段致密储层孔隙度、渗透率变化范围较大,含油非均质性强,受物性条件控制明显。在物性、试油、压汞等分析资料基础上,运用含油产状法、经验统计法、分布函数曲线法、试油法和最小有效孔喉法等多种方法,综合厘定了腾一下段致密油储层物性下限:其中沉凝灰岩类有效储层孔隙度下限为4.0%,渗透率下限为0.008×10-3 μm2;砂岩有效储层孔隙度下限为5.0%,渗透率下限为0.05×10-3 μm2。有效储层下限的确定可为致密油"甜点"储层预测、资源潜力评价和勘探目标优选提供依据。      

鄂尔多斯盆地吴堡地区长6致密砂岩微观孔喉特征及含油性研究

以鄂尔多斯盆地吴堡地区长6致密砂岩为研究对象,采用铸体薄片、扫描电镜、高速压汞等技术,研究了长6致密砂岩储层岩石学、物性、孔隙结构及储层含油性特征。结果表明:长6储层为细粒长石砂岩、储层物性差、孔隙结构复杂,含油性与储层物性及孔隙结构关系密切。     

滨里海盆地肯基亚克地区中、下石炭统碳酸盐岩储层特征与成岩作用

利用岩心、岩矿薄片、扫描电镜、孔渗和地化等多种资料,对滨里海盆地肯基亚克地区A井取心段中、下石炭统碳酸盐岩岩石类型、储集空间和成岩作用进行了研究。研究揭示:中、下石炭统碳酸盐岩为纵向上非均质性强的开阔台地相颗粒灰岩和泥晶灰岩储层,可划分为以粒间溶孔-粒内溶孔为主的Ⅰ类好储层和以晶间孔-晶间溶孔为主的Ⅱ类中等或差储层。胶结作用和溶蚀作用是控制两类储层形成的主要成岩作用,前者主要包括正常海水叶片状-纤维状方解石胶结作用、埋藏期镶嵌状、粒状、半自形方解石胶结作用,后者主要包括大气淡水溶蚀作用和埋藏期溶蚀作用。其中,埋藏期溶蚀作用是形成Ⅰ类储层的关键,Ⅱ类储层则具胶结作用发育的特征。     

准噶尔盆地西缘车排子地区侏罗系储层特征及控制因素

运用岩心观察、薄片鉴定及物性分析等方法手段,对准噶尔盆地西缘车排子地区侏罗系储层特征进行了系统研究,并结合有效储层物性下限计算,探讨了研究区储层的控制因素,划分了储层类型。研究表明,该区发育颗粒支撑砾岩相、杂基支撑砾岩相、含砾砂岩相、砂岩相、粉砂岩相等五类岩相储层,其中砾岩类储层储集空间不发育,多为特低孔超低渗储层;砂岩类储层储集空间发育,以原生孔隙为主,多为中高孔中高渗储层。通过研究区成岩作用类型和强度的定量分析,共识别出11种成岩相。储层的储集物性主要受岩相控制,而成岩作用则促进了储集物性的分异。结合有效储层物性下限及物性分析,研究区储层可分为3大类:Ⅰ类为（含砾）砂岩相与中等—强溶蚀成岩相组合控制的储层,储集物性最好;Ⅱ类为粉砂岩相与弱胶结弱溶蚀成岩相组合控制的储层,储集物性次之;Ⅲ类为砾岩相或砂岩相与中等—强胶结弱溶蚀成岩相组合控制的储层,该类储层储集物性最差。      

沉积相耦合岩石物理类型的孔隙型碳酸盐岩油藏建模方法

定量表征孔渗和饱和度的三维空间分布是孔隙型碳酸盐岩油藏开发的技术难题。为建立可靠的孔隙型碳酸盐岩油藏地质模型,以扎格罗斯盆地F油藏为原型,研究并提出了沉积相耦合岩石物理类型的建模方法。该方法在地质研究的基础上,通过井-震联合建立沉积相模型;再以沉积相控制建立孔隙度和岩石物理类型三维分布模型;然后基于岩石物理类型控制下的孔渗关系数学模型和饱和度数学模型,采用确定性建模方法,建立渗透率和饱和度三维分布模型。模型检验表明,该方法建立的地质模型可靠,为F油藏的有效开发奠定了坚实的地质基础,可为该类油藏的地质建模提供指导。      

连续型油气藏形成条件与分布特征

随着油气藏勘探的不断深入,岩性油气藏勘探从有明显圈闭型的油气藏,进入大规模连片储集体系的连续型油气藏;地层油气藏从东部盆底基岩潜山油气藏,进入中西部大型不整合面控制的大规模地层油气藏。根据圈闭是否具有明确界限和油气聚集分布状态,把油气藏分为常规圈闭型油气藏和非圈闭连续型油气藏两大类,明确了连续型油气藏内涵,阐述了其主要地质特征。大型浅水三角洲体系及其砂质碎屑流砂体是连续型油气藏形成和大面积分布的地质基础,成岩相定量评价是低-特低孔渗连续型储层评价的重要方法。在湖盆中心陆相沉积上,建立了以鄂尔多斯盆地长6组为代表的湖盆中心深水砂质碎屑流重力成因沉积模式,拓展了中国湖盆中心部位找油新领域;在储层评价上,以四川盆地须家河组为例,系统提出了成岩相内涵、分类和评价方法,运用视压实率、视胶结率和视溶蚀率等参数定量表征成岩相,为落实有利储集体分布提供了理论依据和工业化评价方法。中国连续型油气藏储量规模与潜力很大。     

储层质量钻前预测方法探讨——以松辽盆地汪家屯地区为例

储层质量钻前预测包括储层孔隙度预测和渗透率预测。碎屑岩储层的孔隙度主要与沉积相和成岩作用有关,但在沉积相相同或岩性相近的条件下,储层孔隙度则主要受成岩作用的控制。据此,该文建立了应用成岩指数I_D预测储层孔隙度的模型,预测误差小于2%,并以松辽盆地汪家屯地区登三段为例说明了这一模型的应用。汪家屯地区登三段属于浅水河道沉积,储层岩性主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩。在东北部登三段储层处于晚成岩阶段 B期,孔隙度最高值可达14%~16%;西部地区登三段处于晚成岩阶段C期,储层物性较差,孔隙度最高值为10%~12%。      

断块油藏的测井储层评价

断块油藏测井解释模型的建立、资料的处理及储层评价应始终考虑地质因素的影响。不同类型储层、不同沉积相带以及不同开发时期的测井响应、岩性、物性、韵律性、电性及含水率等均不相同,根据这些差异和特点,分别建立了孔隙度、渗透率和含油饱和度等参数的解释模型和计算模型,提高了解释精度。勘探和开发阶段测井资料的处理除应考虑岩性、沉积相带、注水后储层结构变化外,还应考虑断块的复杂性及断块之间的联系。依据处理出的储层参数,结合断块油藏的特点,引入灰色理论和模糊数学等方法,并总结出了定性、定量两种测井储层评价方法,与钻井结果吻合较好。     

阿尔凹陷凝灰质含量对渗透率影响分析

以二连盆地阿尔凹陷低孔低渗储层为研究对象,在分析该区块地质特征、储层特征的基础上,进一步研究了凝灰质含量对储层渗透率的影响,从而得出凝灰质含量高是致使该区块渗透率低的主要原因,为进一步提高阿尔凹陷地区的储层综合评价,建立精细的渗透率解释模型奠定了基础。     

苏里格气田苏53区块南部地区有效砂体预测

鄂尔多斯盆地苏里格气田苏53区块勘探开发的主力层位为下二叠统石盒子组8段和下二叠统山西组1段,为确定该区块总体低渗透背景下相对高渗透储集砂体的分布规律、优选出天然气相对富集区,在综合利用气藏勘探、开发过程中获得的地震、地质、测井、钻井以及开发动态资料的基础上,应用相控条件随机模拟方法建立了定量的储层地质模型（包括单砂体模型和物性参数模型,其中物性参数模型又包括孔隙度模型、渗透率模型和含气饱和度模型）,对该区块南部地区大面积低渗透、低丰度背景下有效储集砂体的展布规律及井间储层参数进行了预测。结果表明：①该区块有效储层主要分布在中南部和西部,以低孔隙度、低渗透率储层为主,其分布受沉积相控制明显,以河道砂为主的有效储层孔隙度明显高于其他岩性储层;②相对高孔隙度、高渗透率储层在侧向上和纵向均被相对低孔隙度、低渗透率储层所分隔,孔隙度、渗透率井间差异较大。     

哈萨克斯坦盐下油藏双重介质三维地质建模

以哈萨克斯坦肯基亚克盐下石炭系油藏为例.在详细岩心观察基础上.综合取心、测井、地质、地震等多方面资料,分步建立了双重介质储集层的三维地质模型.首先建立研究区构造模型,利用地震相和测井相分析建立沉积相模型,在数据结构分析和方法优选的基础上.建立相控的储集层基质属性模型;第二步利用地震几何属性分析和岩心裂缝描述结果.模拟建立裂缝分布网络模型;第三步将基质属性和裂缝分布网络模型有机结合,利用基质和裂缝渗流交换原理建立双重介质储集层三维综合地质模型.建模最终给出了裂缝的网络分布模型,裂缝的等效渗透率和双重介质等效渗透率模型,可直接提供给油藏工程研究人员开展数值模拟研究.     

利用岩石物理相“甜点”筛选特低渗透储层含油有利区

陕北斜坡中部特低渗透储层受沉积环境、成岩作用、构造等因素的影响,储层具有宏观物性和微观孔隙类型多样、储集性能和渗流结构差异较大、流动层带复杂等特点,利用岩石物理相流动单元"甜点"筛选特低渗储层含油有利区。选用反映多孔介质地质特征的流动层带指标、储能参数、成岩综合系数、单渗砂层厚度、油层有效厚度、砂地比、渗透率、孔隙度、泥质含量及夹层的分布频率和分布密度等参数,建立了岩石物理相"甜点"综合评价指标体系。通过灰色理论集成,综合上述储层渗流、储集特点及含油气与非均质的多种信息,利用Ⅰ类、Ⅱ类岩石物理相"甜点"圈定出含油有利区位置及分布范围,集中地反映出该区特低渗透储层含油有利区形成的地质特点。