陆西地区火山岩相的识别方法及其在油气勘探中的应用

以岩石矿物学、沉积学、地球物理学和石油地质学为基础,对陆西地区石炭系火山岩相进行了分类;利用单井岩性特征、电性特征结合成像测井资料对已钻遇井进行火山岩相识别;依托精细层位标定技术,建立了火山岩相与地震响应特征之间的相互关系。在此基础上建立火山岩相模式,对火山岩相进行三维分析研究,并开展地震属性分析工作,为火山岩体的识别、火山岩油气藏的勘探提供依据。     

中拐凸起东斜坡风城组薄层火山岩风化壳油藏成藏特征

准噶尔盆地西北缘中拐凸起东斜坡风城组发育一套遭受风化剥蚀而残留的薄层火山岩地层,该地层内部出现“油水倒置”现象,由于成藏规律认识不清,制约了对该地层的进一步评价。针对该地层岩相、岩性单一,并发育风化壳的地质特征,综合运用岩心、薄片及典型电性识别等方法对风化壳结构进行了识别,识别并划分出土壤层+水解带、淋蚀带、崩解带、母岩4种风化壳结构,根据划分结构建立了风化壳结构组合模式,分析风化壳结构对储、盖组合的控制作用,剖析已发现的油藏。结合岩体发育特征,建立了斜坡薄层火山岩风化壳油藏成藏模式,得到中拐凸起东斜坡薄层火山岩油藏主要发育于构造中低部、风化体结构完整的岩体,有利成藏区环凹陷呈条带状分布的结论。运用该结论指导油藏勘探评价并取得突破,证实了该类地层油气分布规律。研究结果对类似地层的油藏评价具有启示意义。     

准噶尔盆地东部北10井区中深层稠油CO2非混相驱油技术

准噶尔盆地东部北10井区头屯河组油藏具有埋藏深、原油黏度大、储层强水敏的特点，自探明以来一直未获得有效动用。为了解决油藏难动用的难题进行了CO₂-稠油实验，在实验结果的基础上，根据试验区生产现状提出“非混相驱+吞吐”措施，利用数值模拟手段优化生产参数得到最优方案并预测出生产指标。结果表明：地层稠油注入CO₂后原油体积膨胀和黏度降低的能力大幅增强，是提高采收率的主要机理；井区稠油CO₂驱替方式为非混相驱，驱替过程中CO₂先以溶解和扩散作用为主，待建立驱替通道后才开始产出原油，采收率为29.60%；试验区非混相驱初期见效慢，为加快受效提出“油井吞吐”措施，数值模拟预测非混相驱配合3轮油井吞吐生产，最终采收率可达21.0%，解决了研究区油藏难动用的难题。研究成果对中深层强水敏稠油油藏的动用具有一定的借鉴意义。     

准噶尔盆地金龙油田佳木河组火山岩储层孔隙类型及特征

准噶尔盆地金龙油田佳木河组发育良好的火山岩储层,明确火山岩储层特征及有利储集相带分布是进行火山岩储层勘探和开发的关键。本文通过岩心、薄片观察和高压压汞分析,结合物性资料,分析火山岩储层岩石学及物性特征,并预测了有利储层的分布。结果表明,佳木河组火山岩类储层包括火山熔岩类、火山碎屑熔岩类、火山碎屑岩类和沉火山碎屑岩类4种。火山岩储层物性总体上具有中-低孔和低-特低渗的特征。储集空间类型根据形态分为孔隙和裂缝两大类,根据成因都包括原生和次生两类,其中收缩孔、缝为主要的储集空间类型。不同的火山岩性和岩相表现出不同的压汞曲线类型,包括双峰正偏态细孔喉型、单峰正偏态细-微孔喉型和单峰负偏态微孔-极细微孔喉型3类,总体以微细-细孔喉为主,分选差-中等。岩性上火山角砾岩、玄武岩和安山岩是工区内最好的储层,岩相上火山爆发相和喷溢相上部储层物性最好,平面上最好储集相带位于研究区中部呈北西-南东的条带状分布。     

玛东2斜坡区二叠系不整合面与油气成藏关系探讨

针对玛东2井区源边—不整合—斜坡的地质特点,综合地震、地质、测井资料对玛东2斜坡区二叠系不整合面进行了识别,以不整合面为框架,建立了研究区地层结构模式。在此模式下对已发现油藏进行了再认识,分析了生、储、盖的配置关系,探讨了不整合面与油气成藏的关系。认为研究区二叠系存在5期不整合面,两种不整合面类型;不整合面不仅控制了地层结构、接触关系、展布特征和圈闭类型,还控制了油气的运移,最终控制油气的富集;玛东2井区油藏为地层超覆油藏,为源边—不整合—斜坡成藏模式。     

南八仙构造特征及其对油气的控制作用

在综合分析钻井、地震、测井等资料的基础上,建立了南八仙构造模式,落实了整体构造形态。指出南八仙构造整体上为一个近东西向的被断层复杂化的背斜构造,在纵向上,深层是以仙南断层为代表的基底卷入式背冲断垒与断展褶皱相结合的构造样式,构造形态相对简单;浅层是以仙北断层为代表的盖层滑脱型构造样式,构造形态相对复杂。在横向上,构造西段为挤压冲断模式、构造中段为右旋走滑模式、构造东段为扭动拉张模式。分析研究表明,在燕山晚期至喜山早期形成的仙南断层与南八仙深层构造,与烃源岩生、排烃期配置良好,形成了E3^1原生油气藏。喜山晚期形成的仙北断层,对原生油气藏起破坏作用,从而形成浅层次生油气藏。