伊拉克北Rumaila油田白垩系Mishrif组碳酸盐岩储层特征与测井分类识别

中东地区伊拉克北Rumaila油田白垩系Mishrif组以发育孔隙型碳酸盐岩储层为特征,储集空间类型以粒间(溶)孔、铸模孔和晶间孔为主,局部发育少量裂缝.以微相和成岩作用综合控制下的储层物性为基础,将北Rumai-la油田Mishrif组储层分为4个大类、8个亚类.在分析与各类储层相关的微相类型、成岩作用强度、岩石类型和储集空间类型等地质特征及其测井响应特征关系的基础上,建立了研究区储层类型-测井相转化模型,提取对储层特征具有良好区分的中子测井均值(MNPHI)、声波测井均值(M0)和密度测井均值(MRHOB)作为关键识别参数,并基于改进的BP神经网络算法,建立了北Rumaila油田Mishrif组储层测井判别模型.该模型自身回判率达到93.02％,实现研究区非建模储层类型预测率达到85.71％,为研究区储层类型快速、精确识别以及储层分布特征的评价奠定了基础.     

鄂尔多斯盆地东北缘神府区块上古生界致密砂岩成藏特征

为进一步拓展鄂尔多斯盆地东缘致密气勘探前景,在区域烃源岩、储层、盖层和运移输导体系分析基础上,结合流体包裹体测试,开展了神府区块石炭系—二叠系(C—P)致密气成藏条件研究。结果表明:主力煤层厚度较大且分布稳定,较大的生烃强度构成成藏的基本条件;储层整体呈现低孔低渗特征,以残余粒间孔和粒内溶孔为主要储集空间;C—P内部广泛发育的泥岩具备良好的封盖能力;流体包裹体均一温度指示1期持续性成藏;可划分出源内、近源和远源等3种储盖组合模式。不同层位源储配置的差异控制着不同成藏模式的形成。该研究成果进一步拓展了鄂尔多斯盆地油气勘探开发前景,为研究区及类似致密气田勘探提供了理论基础。     

伊拉克Y油田上白垩统Mishrif 组碳酸盐岩储层及其测井响应特征

上白垩统Mishrif组碳酸盐岩是波斯湾盆地重要的储集岩。以伊拉克东南部的Y油田为例,综合岩石薄片观察、物性分析、毛管压力测试以及测井等资料对Mishrif组碳酸盐岩储层及其测井响应特征进行研究。结果表明,Mishrif组碳酸盐岩储层发育生屑灰岩、生物礁灰岩、泥晶生屑灰岩、(含)生屑泥晶灰岩、云质灰岩和泥晶灰岩;储集空间包括粒间(溶)孔、铸模孔、生物体腔孔、粒内(溶)孔、晶间孔和泥晶间微孔隙,局部发育微裂缝;岩心孔隙度主要为8%~28%,气测渗透率主要为1×10~(-3)~100×10~(-3)μm~2,为孔隙型中高孔、中高渗透储层;储层发育粒间(溶)孔-铸模孔、粒间(溶)孔-粒内溶孔-晶间孔、粒间(溶)孔-晶间孔、微孔-铸模孔-晶间孔共4种孔隙结构类型。优质储层在测井曲线上表现为低自然伽马、高声波时差、高中子孔隙度、低密度和高电阻率特征。研究区Mishrif组碳酸盐岩优质储层的发育与下降半旋回关系密切,并受控于原始沉积环境,同生期选择性溶蚀作用、埋藏期暴露溶蚀作用以及埋藏期胶结作用是储层发育的重要控制因素。     

塔北哈拉哈塘地区奥陶系一间房组碳酸盐岩岩心裂缝类型及期次

塔里木盆地北部哈拉哈塘地区奥陶系碳酸盐岩是重要的岩溶型储层,储集空间主要是溶蚀孔洞和多期构造作用形成的裂缝。以6口典型钻井为代表,在岩心尺度上研究了哈拉哈塘地区奥陶系一间房组裂缝发育特征、成因类型和发育期次,总结了裂缝对储层的影响。哈拉哈塘地区一间房组岩心裂缝主要可分为近直立缝、斜交缝、水平缝、网状缝和不定向缝5种类型,其中近直立缝和斜交缝为构造缝,水平缝和不定向缝为成岩缝,网状缝为叠合成因缝。这些裂缝主要发育于中加里东期、晚加里东期、早海西期和中晚海西期4个构造作用期。其中,中加里东期发育的不定向缝全部被亮晶方解石全充填,其他时期发育的裂缝大多为未完全充填的有效缝。裂缝的发育不但增加了碳酸盐岩有效储集空间,连通了孤立孔洞,而且裂缝作为流体运移通道,还影响了储层的后期改造作用。各类裂缝构成的网状裂缝系统有效地提高了哈拉哈塘地区一间房组储层段储渗性能。     

伊拉克鲁迈拉油田Mishrif组碳酸盐岩储层特征及成因

Mishrif组碳酸盐岩岩石类型主要有泥晶灰岩、生屑泥晶灰岩、泥晶生屑灰岩、生屑灰岩和白云质灰岩。储集空间为粒间(溶)孔、铸模孔、晶间孔、微孔、溶蚀缝和压溶缝。沉积环境属于碳酸盐缓坡,发育潟湖、滩后、生屑滩、生物礁、滩前和浅水陆棚6种沉积亚相。储层层间和层内非均质性严重。成岩作用主要有泥晶化作用、 准同生期胶结作用、重结晶作用、溶蚀作用、埋藏期胶结作用、压实压溶作用和白云石化作用。三级相对海平面变化影响下的相带迁移是造成层间非均质性的主要因素,五级和六级相对海平面变化影响下的差异溶蚀和差异胶结作用是控制层内非均质性的主要原因,微裂缝的存在改善了局部储层的物性。     

鄂尔多斯盆缘致密砂岩气藏勘探开发挑战与技术对策——以临兴——神府气田为例

临兴—神府气田位于鄂尔多斯盆地东北缘,相较于盆内苏里格、大牛地等气田,具有地貌及构造条件复杂,地震影响因素多;低阻气层发育,气层识别难度大;气藏类型多样,开发方式有差异;岩矿组成复杂,不利于增产改造等技术难题。为破解上述技术瓶颈,建立一套适用于鄂尔多斯盆缘致密砂岩气(以下简称致密气)的勘探开发配套技术,结合地质—工程一体化认识,系统开展了盆缘致密气地质主控因素解剖和主体开发技术对策研究。研究结果表明:(1)基于宏观构造明确了成藏差异性,其中低幅构造区气层厚度大、含气饱和度高,是勘探最有利区;(2)明确了"构造控区、微相控储、物性控藏、裂缝控渗"四要素主控的致密气差异富集规律,指导了甜点区优选及井位部署;(3)针对黄土塬地貌,采用"两宽一高"地震采集方法,探索浅部薄气层、含水气层及煤下储层反演方法,提高了有效气层识别率;(4)基于核磁和测井分层段识别岩相、孔隙类型影响的岩电参数,指导了低阻气层有效判识;(5)形成的勘探开发配套技术,应用并验证了地球物理、气层识别和储层改造等技术的适用性,助力致密气立体高效开发。结论认为,该研究成果和形成的技术序列有效支撑了临兴—神府气田的增储上产,为鄂尔...     

七元煤矿煤层气储层特征与定量排采制度研究

通过煤田钻孔和已钻煤层气参数井资料对沁水盆地北部七元煤矿首采区15~#煤的煤岩、煤质类型、埋深、厚度、物性、温度和压力、含气性和等温吸附等储层特征进行了分析研究,并制定了定量排采制度。结果表明,15~#煤储层厚度稳定,平均3.37m,埋深适中,平均730m。煤岩类型以半亮型煤为主,热演化程度较高,镜质体反射率为2.5%~3.15%,含气量4.02~17.13m3/t,平均13.50m~3/t,有利于煤层气开发。但15~#煤平均孔隙度5.85%,平均渗透率0.43m D,属低孔低渗储层。储层压力范围为1.93~5.38MPa,平均3.07MPa,储层平均压力梯度0.43MPa/100m,储层欠压严重,不利于煤层气开发。8口排采井见气前排采速率是见气后排采速率的3.8~7.7倍,见气前压降幅度8.8~10.5k Pa/d,见气后压降幅度1.9~2.5k Pa/d。根据排采井的地质特征,精确控制压降的定量排采制度是影响煤层气排采井产量的关键因素。     

鄂尔多斯盆地东北缘本溪组和太原组沉积相标志研究

鄂尔多斯盆地东北缘神府区块构造上位于鄂尔多斯盆地东北缘伊陕斜坡和晋西挠褶带过渡带,勘探发现上古生界致密砂岩气藏,有较大勘探潜力。研究区气层集中发育在本溪组和太原组,但砂体空间展布变化快,储层呈强非均质性特征,因此沉积相研究对储层预测显得尤为重要。相标志是沉积相和沉积体系分析的基础,本文通过岩心和测井资料系统分析了本溪组和太原组的沉积构造特征和测井相标志,建立了沉积相划分的类型图版。     

煤成气多层系富集机制与全含气系统模式——以鄂尔多斯盆地东缘临兴区块为例

鄂尔多斯盆地发育以煤成气为主要气源的多层系常规和非常规含气系统,不断在新区、新层系、新类型和新领域中取得勘探突破。为了进一步提升盆地油气勘探效率,重新认识油气地质理论,在系统剖析盆地东缘临兴区块下古生界、上古生界和中生界含气层系分布规律基础上,探讨奥陶系—三叠系的含气序列,刻画了多层含气系统形成条件及富集特征,揭示了煤成气在源岩层系滞留、源外层系富集的成藏过程,并建立了全含气系统模式。研究结果表明：(1)研究区发育煤系烃源岩主控的石炭系—二叠系连续型煤层气、页岩气、铝土岩天然气和准连续型致密砂岩气,圈闭条件主控的不连续型三叠系岩性—构造气藏,输导条件主控的奥陶系马家沟组碳酸盐岩气藏;(2)多层系气藏垂向叠置分布,形成煤系及其上覆下伏层系全含气系统,该系统受沉积、储层和输导体系等综合控制,发育连续型、堆叠型、侧叠型、孤立型等含气层;(3)全含气系统形成的基础是煤系生烃持续充注,核心是天然气“生—运—聚—散”动态变化,体现为常规构造—岩性气藏和非常规连续型气藏有序共生、垂向叠置,需要立体勘探开发。结论认为：(1)盆地天然气勘探应从源储耦合、有序聚集的视角寻找煤系及其上覆下伏地层的滞留气、近...     

川东北飞仙关组鲕滩沉积与成岩对储集层的控制

通过连井对比、沉积相和微相划分、岩心观察、薄片分析等手段,对比分析了川东北普光、元坝地区鲕滩的沉积与成岩特征,并探讨它们对储集层的控制作用。结果表明,普光地区鲕滩沉积厚度大,不同层段垂向叠置,横向迁移距离小;而元坝地区鲕滩沉积厚度小,分布面积广,横向迁移距离远。普光和元坝地区鲕滩都经历了多种成岩作用,其中前者早期溶蚀作用较强,且发生了大范围的白云石化作用,发育高孔、高渗的Ⅰ类储集层;后者压实、压溶作用较强,晚期还发生了埋藏胶结作用,发育低孔、低渗的Ⅲ类储集层。古地形差异和相对海平面变化是造成沉积、成岩差异的主要原因。沉积作用控制储集层的分布和厚度,成岩作用决定储集层孔隙的形成与演化,并最终决定储集层的优劣。