渤海湾盆地埕岛油田前寒武系基底构造及储层特征

埕岛地区前寒武系强烈变形基底变质岩类,经多期构造运动及风化改造,成为良好的油气储层。基岩溶蚀孔洞及裂缝普遍发育,油藏具有众多独立潜山构造整体含油的局面。埕岛潜山构造演化经历了印支期潜山雏形的形成,燕山期拉张断陷复杂化,喜山期潜山定型3个阶段。形成了3组大的断裂,将基底潜山分割成带,形成了不同的断块、残丘、褶皱潜山储集体。基岩为前寒武系太古宇泰山群块状混合岩类变质岩。储层岩性变化大,储集空间类型多样,储层发育控制因素复杂。原生储集空间不发育,裂缝和溶蚀孔洞为主要的储集空间。储集空间发育程度及分布主要与岩石岩性、断裂和构造应力以及成岩后生作用有关。潜山构造演化及储层特征研究较好地指导了区域找油方向。     

渤海海域太古界变质岩储层特征与形成控制因素北大核心CSCD

渤海海域太古界变质岩分布面积广,已发现多个大中型油气田,勘探潜力巨大。本文基于上百口钻井的井壁取心、岩心和薄片等资料,对渤海海域太古界变质岩潜山储层特征进行了总结,对其形成主控因素进行了深入分析。研究表明,渤海太古界变质岩以片麻岩、变质花岗岩和混合岩为主,局部地区发育变粒岩和角闪岩,具有发育规模性优质储层的岩性基础;浅埋型潜山储层自上向下由黏土带、砂化带、砂化砾石带、裂缝带和基岩带构成,深埋型潜山自上而下由风化裂缝带、内幕裂缝带和基岩带构成。渤海海域太古界变质岩潜山优质储层形成整体受控于6个因素,构造应力控制了裂缝的形成,风化淋滤作用控制了风化壳溶蚀孔形成,古地貌控制了不同类型储层的分布部位,岩石类型控制了缝孔发育程度,深部热流体对储层具有双重控制作用,埋藏深度控制了优质储层的类型结构;优质储层形成是多因素综合作用的结果,不同埋深储层控制因素有所差异,其中浅埋型变质岩潜山储层受风化淋滤作用和古地貌因素影响较大,而深埋型变质岩潜山优质储层主要受构造作用控制,其次为岩性因素。本文对渤海海域太古界变质岩潜山储层特征与控制因素的研究成果,一方面丰富和完善了潜山储层研究相关理论认识,同时也为其他地区同类潜山储层评价提供了参考。     

海外河地区变质岩潜山储层特征研究

以勘探程度较低的海外河潜山为研究对象,分析了区域构造特征,并利用岩心分析、测井、地层倾角等多种资料,综合研究了海外河变质岩潜山的储层特征。系统分析了潜山岩石类型和特征、岩性的测井响应特征、储集空间类型及油水关系等多种因素。取得了海外河潜山存在多种岩性组合、地层呈层状分布、可形成储隔层交互分布、油气沿深大断裂向潜山内幕运移并在裂缝高密集带聚集成藏的认识,揭露了潜山内幕油藏发育情况,对深化海外河潜山勘探具有重要意义。     

渤海海域太古界变质岩储层特征与形成控制因素

渤海海域太古界变质岩分布面积广,已发现多个大中型油气田,勘探潜力巨大。本文基于上百口钻井的井壁取心、岩心和薄片等资料,对渤海海域太古界变质岩潜山储层特征进行了总结,对其形成主控因素进行了深入分析。研究表明,渤海太古界变质岩以片麻岩、变质花岗岩和混合岩为主,局部地区发育变粒岩和角闪岩,具有发育规模性优质储层的岩性基础;浅埋型潜山储层自上向下由黏土带、砂化带、砂化砾石带、裂缝带和基岩带构成,深埋型潜山自上而下由风化裂缝带、内幕裂缝带和基岩带构成。渤海海域太古界变质岩潜山优质储层形成整体受控于6个因素,构造应力控制了裂缝的形成,风化淋滤作用控制了风化壳溶蚀孔形成,古地貌控制了不同类型储层的分布部位,岩石类型控制了缝孔发育程度,深部热流体对储层具有双重控制作用,埋藏深度控制了优质储层的类型结构;优质储层形成是多因素综合作用的结果,不同埋深储层控制因素有所差异,其中浅埋型变质岩潜山储层受风化淋滤作用和古地貌因素影响较大,而深埋型变质岩潜山优质储层主要受构造作用控制,其次为岩性因素。本文对渤海海域太古界变质岩潜山储层特征与控制因素的研究成果,一方面丰富和完善了潜山储层研究相关理论认识,同时也为其他地区同类潜山储层评价提供了参考。     

辽河坳陷兴隆台潜山中生界地质新认识与油气新发现

为了探究辽河坳陷兴隆台潜山中生界厚层、致密角砾岩的油气勘探潜力及成藏主控因素,指导中生界勘探目标优选,基于岩心、岩屑、测井、地球化学资料,对中生界开展了以储层为核心的地质资料精细重建及油藏主控因素分析。研究结果表明:兴隆台潜山中生界发育两大类30种岩石类型,其中角砾岩分为花岗质角砾岩、混合角砾岩,花岗质角砾岩为最优质储层,储集空间主要为构造缝,其次为溶蚀孔隙;中生界角砾岩油藏为岩性与构造双重控制的层状裂缝型油藏,厚层、均质角砾岩与大断裂叠合区为成藏优势区。利用岩矿、测井、地球化学资料相结合建立岩性及储层识别图版,重建135口开发井的岩性及储层剖面,110口开发井重新解释Ⅰ、Ⅱ类储层。以"老井试油控含油面积、新井钻探定油气产能"的方式对中生界实施效益勘探,10口井全部获工业油气流,兴隆台潜山中生界形成亿吨级规模储量领域,并于2018年上报控制石油地质储量超4000×10~4t。     

兴隆台太古宇潜山岩性特征及测井响应

兴隆台太古宇潜山经过多期侵入，岩性十分复杂，给岩性识别和油气层评价带来了一定困难。结合该潜山地层的岩心、岩屑、井壁取心及测井资料的统计分析。阐述了兴隆台潜山地层的岩石类型、岩性特征和测井响应特征，进一步给出了依据测井响应特征和测井曲线形态对兴隆台潜山地层岩性进行定性识别的标准．对于该区的进一步勘探开发和油气层评价具有重要的指导作用。     

埕岛油田埕北古7潜山变质岩储层特征及影响因素

渤海湾盆地埕宁隆起带埕北低凸起断裂带埕北古7潜山,是东部断陷盆地基底造山期走滑挤压作用下形成的逆推构造。潜山地层为以前寒武纪花岗片麻岩为主的变质岩类,因经多期构造运动及风化改造,成为孔洞、裂缝发育的良好油气储层。但区域上这套地层岩性复杂、普遍发生混合变质结晶作用,储层具有极强的非均质性。利用埕北古7块潜山油藏开发过程中获取的丰富的岩心及电成像测井资料,开展了区块变质岩类岩石特征、储层物性及储集空间类型研究,结合区块构造特征及井间对比分析,对储层平面展布及纵向发育规律、影响因素进行了分析。埕北古7潜山变质岩具有粒状变晶结构,片麻岩构造。储层裂缝及溶蚀发育程度高,裂缝明显受构造及期次影响,发育具有平面差异性及纵向分段性。     

束鹿凹陷太古界潜山变质岩储层特征

以勘探程度较低的束鹿太古界变质岩潜山为研究对象,结合区域构造特征,利用岩心观察、薄片鉴定及地震资料,综合研究了束鹿凹陷潜山变质岩的类型和储层特征。研究表明:束鹿凹陷潜山变质岩以片麻岩、片岩、变质石英岩为主,为一套中—低级区域变质;潜山储集空间有溶蚀孔和裂缝2种类型,潜山顶面溶蚀孔、缝发育,深部主要为构造裂缝,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。文中指出束鹿凹陷南部雷家庄潜山带为变质岩储层发育的优势区域。     

岩性对兴隆台变质岩潜山内幕油藏的控制作用

以兴隆台潜山岩矿分析为出发点,对其岩性进行识别和分类,在不同岩性测井响应特征研究的基础上建立了测井岩性识别标准,并开展了精细的岩矿和测井储层评价。研究表明：潜山储集空间以裂缝为主,变质岩的3种岩性中,混合岩裂缝最为发育,其次为片麻岩,角闪岩最不发育,只能作为盖层;在侵入岩的3种岩性中,酸性岩裂缝最为发育,其次为中性岩,基性岩最不发育,同样只能作为盖层。该项研究成果明确了岩性在空间上的分布和组合关系直接控制了潜山内部油气的分布,对变质岩潜山勘探和开发具有一定的指导意义。     

辽河坳陷茨榆坨潜山太古界基岩储层岩性和储集空间特征

辽河坳陷茨榆坨潜山太古界变质岩基岩内幕研究程度相对较低。综合利用录井、测井、地震、岩心与实验分析等多种资料,研究岩性特征与空间展布规律、储集空间类型与特征、岩性对物性影响,有助于本区域进一步有效地勘探开发及丰富和完善新型的基岩内幕油气成藏理论。研究区太古界基岩岩性复杂,共分为11类18种。变质岩储层有混合花岗岩、黑云母花岗片麻岩、混合岩化片麻岩、碎裂岩与碎斑岩。基岩在垂向上由下至上分为多个岩性段,平面上具分区性,低部位为混合花岗岩夹碎裂岩、中低部位为混合片麻岩与混合花岗岩夹碎裂岩、较高部位为片麻岩。变质岩潜山的储集空间为裂隙和在裂隙基础上扩大的溶孔和溶缝,以构造裂缝为主,不同岩性裂缝发育程度不同,非均质性强,具有分带特征,断裂发育储集带为主要目标带。岩石类型和矿物种类对茨榆坨潜山基岩储层起控制作用,动力改造的破碎状混合花岗岩与碎裂化花岗片麻岩可作为优质储层。统计显示,研究区深色矿物含量小于10%的碎裂化混合花岗岩和深色矿物含量小于12%的碎裂化花岗片麻岩易于形成优质储集岩。     

柴达木盆地复杂基岩气藏储层参数测井评价

火成岩、变质岩气藏的测井综合评价面临的挑战有岩性的划分、有效储层的确定、裂缝孔隙度及溶蚀孔的计算、流体性质的识别等。为此,综合岩心、元素俘获谱、自然伽马能谱测井等资料,划分了柴达木盆地东坪基岩气藏的岩性:研究区北部区块主要为酸性侵入岩,并夹有薄层的中基性岩脉;南部区块则以花岗片麻岩、斜长片麻岩和钙质片麻岩为主,岩性与物性无明确的关系。在岩性识别的基础上,将核磁测井、高分辨率电成像测井与常规测井相结合,建立了基岩的孔隙度计算公式,分别求取了总孔隙度、裂缝孔隙度及溶蚀孔隙度。最后,采用双孔介质裂缝储层饱和度模型计算了含气饱和度,并在多井分析的基础上,结合试气、试采等资料分析了该基岩气藏的成藏特征。结论认为,研究区为底水块状气藏,北部区块气柱高度相对低,南部区块的气柱高度超过350m。该认识已被后续新钻井的测试所证实,所形成的一整套测井综合评价方法为类似气藏的勘探开发提供了技术支撑。     

乍得Bongor盆地花岗质基岩潜山储层特征

乍得Bongor盆地基底是由早寒武世及更老的花岗岩、混合花岗岩和片麻岩等构成,经历了古生代-侏罗纪长期的风化剥蚀夷平作用。早白垩世受中非剪切带走滑-拉张作用影响形成拉分盆地,同时在基底形成大量的构造裂缝;晚白垩世强烈反转,古近纪发育成为统一的盆地。2007年以来实施多层系立体勘探,不仅在下白垩统沉积地层发现一系列大中型油气田,而且还在花岗质基岩潜山获得高产油气流,证实了5个潜山油藏带。根据储集空间的特征将基岩储层划分为孔隙型和裂缝型两类。综合地震、测井、地层成像、元素测井和岩心分析等资料,垂向自上而下将潜山的储层序列划分为风化淋滤带、缝洞发育带、半充填裂缝发育带和致密带。潜山所处的构造位置和埋藏深度决定了潜山储层序列发育的完整性和物性的好坏。基岩储层的垂向分带性为钻前储层的地震横向预测和评价提供了可能。     

辽河坳陷变质岩古潜山内幕油藏形成主控因素分析

以辽河坳陷西部凹陷兴隆台古潜山为研究对象,总结了变质岩古潜山内幕油藏多层次分布特征,从岩性特征、构造活动、烃源岩、供油"窗口"、封盖体系等方面分析了对古潜山内幕油藏形成的控制作用,建立了变质岩古潜山内幕成藏模式。取得了裂缝发育受构造活动和优势岩性双重因素控制、变质岩古潜山存在多种岩性组合、可形成储隔层交替分布、古潜山侧向供油"窗口"是其内幕成藏的关键、供油"窗口"的幅度决定了纵深方向含油气范围等认识,有效地指导了辽河坳陷古潜山深层的勘探实践。     

辽河坳陷兴隆台变质岩潜山储层识别及评价

以岩心分析技术及测井交会图技术相结合,厘定了辽河坳陷兴隆台潜山的岩性,利用试油、试采数据建立了变质岩潜山中储层的识别标准;在研究工作中探索了变质岩潜山中测井资料的标准化方法,同时应用常规测井资料及成像测井资料对变质岩潜山中的孔隙度进行了评价。     

渤海海域渤中19-6构造带深层潜山储层特征及其控制因素

渤海湾盆地渤中凹陷西南部的渤中19-6深层潜山构造带是新近勘探发现的特大型含油气区,该区的储层研究尚处于起步阶段,对储层发育特征及其控制因素的认识还不够深入。为此,基于对钻井岩心、井壁岩心、岩石薄片的观察和描述,结合区域构造背景、录井及测井等资料,对该区潜山储层的岩石学特征、储集空间类型、物性特征等进行分析,探讨控制储层发育的内在因素,研究储层展布规律。结果表明:(1)渤中19-6构造带深层潜山储层是由太古界潜山变质花岗岩主体及上覆的古近系古新统—始新统孔店组砂砾岩组成的泛潜山储集系统,形成砂砾岩孔隙带+风化壳溶蚀裂缝带+内幕裂缝带的多层次储层结构,储层成因复杂、类型多样;(2)太古界变质花岗岩潜山储集体内部在垂向上可划分为风化壳、内幕裂缝带和致密带,具有孔隙型和裂缝型的双重特性;(3)潜山风化壳主要受到强烈的溶蚀淋滤作用叠加断裂作用的影响,形成裂缝—孔隙型储集空间,内幕裂缝带储层的发育规模与分布受控于3期裂缝的叠加作用,燕山期以来是潜山裂缝的主要发育时期;(4)孔店组砂砾岩为典型的筛积沉积,后期溶蚀作用为其主要的控制因素;(5)混合岩化作用及超临界流体隐爆作用对储层发育起到了建设性作用。结论认为,渤中19-6构造带发育砂砾岩+变质岩潜山储集系统的认识,有助于确定该区下一步油气勘探的目标与方向。     

昆北断阶带基岩储层特征及油气成藏条件

利用岩心、薄片、扫描电镜、测井及储层物性等资料,对昆北断阶带基岩储层特征及油气成藏条件等进行了研究。 结果表明: 基岩储层岩性主要为花岗岩和变质板岩;花岗岩主要以溶蚀缝、构造缝和溶蚀孔为储集空间,板岩主要以构造缝为储集空间;基岩油气成藏的有利条件包括良好的油气源,丰富的构造裂缝、溶蚀缝和溶蚀孔等储集空间,多样的圈闭类型和良好的疏导体系;基岩油气成藏的主控因素为多期次活动的断裂和不整合面及之下的风化壳。     

歧口凹陷北大港构造带奥陶系潜山储层特征、主控因素及发育模式

奥陶系碳酸盐岩潜山是歧口凹陷重要的油气勘探对象,由于其储层的非均质性强,勘探进展缓慢。在分析宏观构造背景、钻井、录井、常规测井、成像测井、试油和地震等资料的基础上,明确了北大港构造带奥陶系潜山的储层特征和储层主控因素,提出了多期次岩溶发育模式。北大港构造带潜山储层的岩性主要为白云岩和膏溶角砾岩,储集空间以溶洞、粒间溶孔、晶间孔和裂缝为主,储层发育主要受控于岩性组合,以及晚加里东期-早海西期、印支期-燕山期和喜马拉雅期3期古岩溶的综合改造。基于恢复的岩溶古地貌、试油表现、溶洞充填物和构造背景,建立了3期古岩溶改造模式,即晚加里东期-早海西期的准平原化岩溶残丘-斜坡-洼地改造模式、印支期-燕山期总体岩溶斜坡背景下的次级残丘-洼地模式、喜马拉雅期的断裂岩溶改造模式。其中,晚加里东期-早海西期是北大港构造带最重要的储层改造阶段,印支期-燕山期古岩溶储层的改造作用仅在千米桥潜山带较明显,而喜马拉雅期的古岩溶改造仅发育于古近系凹陷的边界断裂带,改造了晚加里东期-早海西期的古岩溶地层。     

济阳坳陷太古界岩浆岩常规测井综合识别

济阳坳陷目前已有数口探井钻探到以太古界岩浆岩为主要储层的油藏,火成岩与变质岩测井储层评价技术面临较大困难.在详细调研济阳坳陷太古界岩浆岩体发育地质特征的基础上,通过分析不同岩性测井响应特征,总结了岩浆岩的测井响应模式,建立了相关的交会图技术、曲线叠置技术和基于统计分析的Fisher判别定量识别方法,形成了太古界岩浆岩常规测井综合识别方法.该技术在郑4-2井岩浆岩岩性识别实验中平均准确率达到了83.9％.该技术系列在完善断陷盆地油气储层测井评价技术的同时,还可以为济阳坳陷太古界下阶段油气勘探开发乃至储量申报提供技术支撑.