渤海湾盆地石臼坨凸起东缘混积岩储层特征及物性主控因素

混积岩储层是渤海湾盆地石臼坨凸起沙河街组油气勘探开发的重要储集体,但目前对混积岩沉积特征和储层特征的系统性研究仍较少。为此,分析钻井岩心、铸体薄片、测井及测试等资料,认为石臼坨凸起东缘发育的混积岩是陆源碎屑岩与碳酸盐岩的混合沉积岩,其岩相主要包括含内碎屑细砂岩、含生物碎屑中—细砂岩、含生物碎屑砾岩、砂质生物碎屑云岩、含砂质生物内碎屑泥晶云岩和含砂质生物碎屑云岩。分析储层物性特征及成岩作用可知,发育在半封闭—封闭湖湾的混合生物碎屑滩储层物性最好,扇三角洲前缘的生物碎屑砂质滩和生物碎屑砾质滩储层物性次之。储层物性主要受岩相、沉积相、压实作用、胶结作用和溶蚀作用等因素控制,其中岩相和沉积相是形成优质储层的先决条件,由于压实作用被抑制,因此对储层物性的影响减小,而胶结作用、溶蚀作用等后期成岩作用对储层物性的控制作用更为重要。     

基于灰色关联的页岩储层含气性综合评价因子及应用——以四川盆地焦石坝区块为例

准确评价页岩储层含气性特征是实现页岩气井科学化管理、提高页岩气勘探开发效果的重要前提。基于灰色关联理论和焦石坝区块实际地质情况,筛选出实测含气量、含气饱和度、气测显示(气测全烃和气测含烃式甲烷)、孔隙度、总有机碳(TOC)和脆性矿物含量(石英+长石)等7个评价指标,对研究区7口关键井含气性特征进行综合分析。结果显示：①根据灰色关联理论可以定量计算各评价指标相关性和权重系数,获取含气性综合评价因子,实现地质和工程多因素联合表征页岩含气性;②基于综合评价因子差异,可以将页岩储层划分为3种类型,其中Ⅰ类储层评价因子大于0.8,页岩含气性较好,压裂投产为高产井(无阻流量为20×10⁴m³/d以上);Ⅱ类储层评价因子介于0.6~0.8之间,页岩含气性中等,压裂投产为中产井[无阻流量介于(5~20)×10⁴m³/d之间];Ⅲ类储层评价因子小于0.6,页岩含气性较差,压裂投产为低产井(无阻流量在5×10⁴m³/d以下)。结论认为,利用综合评价因子预测页岩含气性结果与压裂投产试井产能对应关系较好,对分析和预测页岩气井产能效益具有一定指示作用。     

西昌盆地上三叠统白果湾组层序格架下沉积演化及油气勘探意义

西昌盆地上三叠统白果湾组具有较好的油气勘探潜力,但目前在沉积方面的基础地质研究尚缺乏系统认识,很大程度制约了该地区的油气勘探进程。以白果湾组一、二段为研究对象,根据露头、钻井岩心、测井和元素地球化学资料综合分析,理清了沉积相划分标志与特征,搭建了全区可对比的高精度层序地层格架,恢复了沉积体系时空展布与演化规律,建立了构造—气候响应下的沉积演化模式。结果表明：西昌盆地白果湾组一、二段可划分为一个三级层序,包含低位体系域、湖扩体系域和高位体系域3个体系域,主要发育辫状河流、辫状河三角洲和湖泊3种沉积相。低位体系域时期盆地以辫状河流和三角洲连片沉积为主,湖泊面积较小;湖扩体系域时期以湖泊沉积为主,辫状河流和三角洲向盆地边缘大面积萎缩;高位体系域时期短轴强物源向湖心进积,湖泊面积再次减小。层序沉积演化是构造作用和古气候条件的叠加效应,其中区域构造运动作为主控因素决定了盆地地貌格局、沉降速率和湖平面变化,古气候旋回通过影响湖平面升降对沉积充填产生控制。白果湾组一、二段成藏配置关系良好,低位体系域有利储集体可作为该区下一勘探阶段重点关注的方向。该成果可为川西南地区陆相油气勘探新领域突破开拓思路。     

致密砂岩多因子储层精细分级评价方法——以东海盆地西湖凹陷渐新统花港组上段H3砂组为例

东海盆地西湖凹陷西次凹渐新统花港组上段H3砂组为低孔低渗—低孔特低渗致密砂岩储层,优质储层分布成为制约开发产能的关键问题。基于岩心、测井及物性测试等资料,对该区进行了沉积微相刻画和储层物性分析,结合构造、沉积微相发育特征,对储层展开精细分级评价和优质储层预测。研究表明,H3砂组储层分布主要受构造特征、沉积微相、砂体厚度和孔渗条件四个因素影响。在综合分析各因素与含气饱和度关系的基础上,建立了受产能约束的四因子储层精细分级评价标准,把H3砂组储层划分为“甜点”储层（Ⅰ类）、中等储层（Ⅱ类）和无效储层（Ⅲ类）三种类型。优质储层预测研究区H3-3小层为可能的高产能潜力带,H3-1、H3-2和H3-4小层次之。