四川八角场气田上三叠统香四段储层描述与潜力评价

本文介绍了八角场气田香四段地质特征及经验公式的建立方法,采用孔隙度、地面空气渗透率、含水饱和度、砂岩颗粒平均直径、厚度及地下含烃丰度等六项参数对35个细层进行了描述,研究了孔隙度>10％的1类砂体的展布规律,对香四段含烃潜力进行了评价。     

川中八角场气田香四气藏储层孔隙度地层覆压校正模型

在进行孔隙度地层覆压校正中，传统方法是在实验室测得岩心在有效覆压下的三轴孔隙度，再利用经验公式将三轴孔隙度转换为单轴孔隙度。在转换过程中，用到与岩石泊松比有关的转换因子。章介绍的方法，避开转换关系式，通过实验室测定岩心在不同覆压下单轴孔隙度和三轴孔隙度的变化规律，确定与地层有效覆压等效的静水压力。在等效地层有效覆压下，测定岩心的三轴孔隙度，该孔隙度即为岩心在有效地层覆压下的单轴孔隙度。通过在香四气藏岩心实验的基础上，建立了该气藏孔隙度覆压校正模型。该方法测定的孔隙度与传统方法相当，可以用于储量计算。     

建南气田南飞三储层分布预测

飞仙关组三段是目前建南气田最有效的开发层系,主要生产并位于建南气田南部,储层主要以颗粒灰岩为主,储层整体物性差,单层厚度相对较薄,非均质性强,常规预测手段有一定的局限性,通过引进高精度反演技术,反演出储层的敏感性参数电阻率及波阻抗,有效地提高了储层的识别能力和纵横向分辨率,同时结合传统的地震属性、裂缝预测、含气性检测等多手段预测储层发育有利区,有效地指导了开发井位部署。     

建南气田飞三段储层成岩作用研究

以建43井为例,研究了建南气田三叠系飞三段储层的成岩作用及特点,其中白云岩化作用、溶蚀作用和构造破裂作用对储层贡献较大。其成岩序列为藻粘结、泥晶化→一世代胶结→大气淡水溶蚀→二世代粒状胶结→新生变形→压实压溶→白云岩化→早期张裂缝及充填→构造挤压作用→埋藏溶蚀Ⅰ→进油→白云石、萤石充填、石英充填交代→油演化为沥青→埋藏溶蚀Ⅱ→晚期张裂缝→进气;主要经历了海底(潮间)环境、大气淡水环境、浅埋藏和深埋藏环境。白云石晶体、二世代粒状胶结物、萤石被溶蚀、压性裂缝发育以及孔隙无明显变形是埋藏溶蚀的主要识别标志。     

川中地区上三叠统须家河组二段和四段砂岩优质储层成因探讨

川中地区上三叠统须家河组砂岩储层虽然普遍具有低孔、低渗透-特低渗透的特点，但仍发育孔隙度相对较高的优质储层。从沉积作用、成岩作用和构造作用等方面探讨了该区优质储层的形成条件，为预测优质储层的分布提供了依据。研究认为：波浪和湖流作用较强的高能地带是该区形成优质储层的最有利区域，其中沉积形成的砂岩结构成熟度和成分成熟度较高，原生粒间孔隙发育，有利于在后期成岩改造中向好储层发展；在成岩过程中，这部分砂岩抗压实能力强，绿泥石环边对阻止早期石英次生加大胶结的进行和残余原生粒间孔隙的保存也起了重要作用；虽然晚成岩期自形或半自形石英胶结损失了部分粒间孔隙，但仍能形成孔隙度相对较高的储层。后期多次构造运动形成的裂缝改善了储层的渗透性能，是构成产层的重要条件。     

川中气田与苏里格气田“甜点”储层对比研究

四川盆地中部三叠系香溪群与鄂尔多斯盆地苏里格气田主力储层二叠系下盒子组盒8段均具有埋藏深度大、深埋时间长、成岩演化程度高、物性差等特点,属于典型的低孔隙度、低渗透率储层,孔隙度大部分介于4%～6%之间,渗透率一般小于1×10^-3μm²,其中都发育有相对优质的有效储层（“甜点”）,而且大部分油气都储集在这些“甜点”储层中。通过对这两套储层的形成条件对比分析认为,形成“甜点”储层的主控因素主要是层序地层、有利沉积相带、碎屑颗粒的粒度、有机酸性水的溶蚀以及裂缝的发育程度。研究发现,“甜点”储层均发育在具有块状层理的粗砂岩或中-粗砂岩中,纵向上主要分布在中期基准面旋回的中下部;平面上主要分布在三角洲平原和平原-前缘相带的高能分流河道中;此外,裂缝对致密储层储集能力也具有较大的改善作用。     

苏里格气田中下二叠统砂岩储层碱损害研究

为减小苏里格气田在勘探开发过程中造成的储层损害,提高低渗气藏储层的产能,针对致密砂岩储层的碱损害进行了实验研究,分析了碱损害机理及影响因素。结果表明,pH值为9的碱液对储层损害程度为弱,与储层中高岭石含量高且晶体较大有关。pH值为12的碱液对储层不仅无损害,反而能大幅度地提高储层渗透率,这与强碱对高岭石的溶蚀有关。最后提出了可以用强碱改造纯气藏储层,在压裂过程中可用强碱作为前置液。     

川中地区上三叠统须家河组储层成岩相

利用铸体薄片、阴极发光、扫描电镜等资料,对川中地区上三叠统须家河组储层成岩作用类型及特征进行了综合研究,在此基础上划分成岩相类型,建立了不同类型成岩相测井曲线特征,进行了研究区须家河组成岩相纵向及平面分布研究。结果表明,研究区须家河组碎屑岩储层经历了机械压实、硅质胶结、碳酸盐胶结破坏性成岩作用及溶蚀、绿泥石胶结建设性成岩作用。将储层划分为低孔特低渗溶蚀相、特低孔超低渗压实 溶蚀相、致密强压实相、致密硅质胶结相、致密方解石胶结相5种成岩相类型。低孔特低渗溶蚀相及特低孔超低渗压实 溶蚀相主要分布在须二段、须四段与须六段下部,致密强压实相、致密硅质胶结相、致密方解石胶结相在纵向及横向上封隔有利成岩相,形成岩性圈闭。平面上将川中地区须家河组储集层划分为低孔特低渗溶蚀相、特低孔超低渗压实 溶蚀相及致密强压实相分布区。     

华蓥山上二迭统长兴组发现生物礁

一九八三年初西南石油学院实习队在华蓥山地区的南端,北碚天府老龙洞附近的长兴石灰岩中找到生物礁。该地区构造简单,地层出露完整,礁体出露范围近两公里。主礁剖面厚约150米。在不到两公里的距离内,礁体向两翼逐渐尖灭。岩石、古生物、以及微相的研究表明,老龙洞生物礁属于海绵水螅礁。主要造礁生物是海绵、水螅,其次是苔藓虫。附礁生物有藻、海百合、蜒、有孔虫、腕足、复足和珊瑚。礁体在地貌上具有明显的地形隆起,纵向上具有明显的分期性,横向上呈明显的相带分布。礁相与非礁相有显著的差别,且呈指状接触。一般由灰白色块状无层理原地生物岩组成,不含燧石结核。非礁相则由黑灰色中层状生物屑泥晶灰岩组成,常含燧石结核或燧石层。从微相分析得知,四川盆地上二叠末长兴期发生了     

川中地区上三叠统须家河组二段和四段沉积相

在沉积学和石油地质学的基础上，综合应用测井、录井、钻井和岩心资料，对川中地区上三叠统须家河组二段和四段进行了高精度的沉积相研究，探讨了储集砂体的展布规律。川中地区上三叠统须家河组产油气层主要分布于浅湖砂坝、三角洲前缘河口砂坝、水下分支河道，部分席状砂、水上分支河道以及心滩微相也是良好的储层。建议今后勘探应注重三角洲平原亚相和前缘亚相的分支河道砂、河口砂坝中的块状粗一中砂岩储层。     

川中地区上三叠统须家河组砂岩储层孔隙结构特征

碎屑岩储层的孔隙特征是油气勘探开发中最重要的研究内容之一,更是气藏精细描述、储层综合评价的重要内容,通过采用铸体薄片观察、扫描电镜观察及压汞曲线分析等多种技术手段,对川中地区上三叠统须家河组储层的孔隙类型、孔隙组合及孔隙结构等方面进行了深入的研究。研究区须家河组储层孔隙类型可分为原生残余粒间孔、次生粒间溶蚀孔、粒内溶孔、铸模孔、晶间孔和微裂缝6种主要孔隙类型;孔隙结构可分为4种类型,即:Ⅰ类粗歪双峰式—大孔中粗喉型、Ⅱ类中歪双峰式—中孔中细喉型、Ⅲ类细歪双峰式—中小孔细喉型和Ⅳ类单峰式—小孔微细喉型,这4种孔隙类型分别对应残余原生粒间孔+粒间溶孔型、粒间溶孔+粒内溶孔型、溶孔+铸模孔型和微孔型孔隙组合类型;其中Ⅰ类粗歪双峰式和Ⅱ类中歪双峰式位于有利的峰点结构区,有利于油气的聚集,为中高产能储层孔隙结构。     

川中地区下二叠统白云岩储层测井评价

四川盆地川中地区下二叠统茅口组和栖霞组发育裂缝—孔洞型白云岩储层,多口井测试获高产工业气流。但茅口组热次盆相白云岩岩性复杂、富含硅质、非均质性强,测井储层精细评价困难;栖霞组白云岩受岩溶及多期构造作用影响,缝洞发育,储层厚度薄,基质具有低孔隙、低渗透特征,储层评价及产能预测难度大。通过综合分析常规测井、成像测井、阵列声波测井资料,结合地质录井资料,建立白云石、方解石和硅质岩等复杂岩性及非均质构造识别标准,解决了茅口组硅质白云岩岩性识别问题;基于成像裂缝、孔洞参数、斯通利波能量衰减、核磁孔隙结构参数建立了储层定量判别标准及图版。该方法在川中地区下二叠统储层评价中取得了良好的应用效果,测井解释符合率超过80%,为川中地区下二叠统天然气储量申报提供了技术支持,为川中地区高石梯—磨溪—龙女寺地区立体勘探、寻找规模储量与资源接替领域提供了支撑作用。     

鄂尔多斯盆地上三迭统和中—下侏罗统干酪根性质的研究

本文通过多种分析手段对鄂尔多斯盆地上三迭统和中—下侏罗统的干酪根进行了类型划分和比较。根据元素分析、岩石热解(Rock-Eval)的指标,两个层段的干酪根在大类上都属于腐殖型。然而,通过显微镜观察、碳同位素和热解气相色谱(Py-GC)的分析,揭示了它们之间有根本差别。研究表明,在高成熟干酪根的类型划分中,这几种方法可在不同程度上反映出干酪根原始的性质。     

构造趋势面分析在川中及遂南地区的应用

川中地区,东起华蓥山,西至龙泉山,南到合川、安岳,北至阆中、平昌,面积约四万平方公里。地表主要出露中、上侏罗统的红色泥、砂岩,层位由东南向西北渐次变新。本区处于"川中块状隆起"的中部,区内构造平缓,断层少见,是构造趋势面分析比较理想的地区。     

川中中台山地区大安寨储层四性关系研究

本文主要是为了研究中台山地区大安寨段储层的测井响应特征并分析储层的基本特征。在对岩心进行深度归位和测井曲线的标准化之后,结合目的层段的地质、测井、岩心分析资料等,分析研究区域储层的岩性、物性特征,储层岩性与物性、岩性与电性的关系。     

成岩相对磨溪气田上三叠统致密储层的控制作用

磨溪气田上三叠统香二、香四段储层压实、胶结、溶蚀、破裂成岩相发育,早期碳酸盐缺乏,晚期碳酸盐局部充填.储层属低孔低渗、裂缝-孔隙型砂岩储层,是该区的主力气层.不稳定矿物的溶蚀是次生孔隙的主要来源,稳定矿物石英的溶蚀使次生孔隙锦上添花;安县运动及喜山期的流体跨层流动对形成良好储层具有重要作用.夹持于龙门山推覆构造带、米仓山-大巴山推覆构造带之间的磨溪气田,形成了两个邻近应力剪切带,加上古残丘的影响,造成了香二、香四段储层裂缝的发育,使储层的储集性能得到改善.     

准南上二叠统芦草沟组非常规油气储层特征

为了深化准噶尔盆地南缘阜康—乌鲁木齐段非常规油气资源的认识,通过野外地质调查、岩心观察、薄片鉴定、样品分析测试等对上二叠统芦草沟组非常规储层特征进行了详细研究。结果表明:构成非常规油气储层的岩石类型有3种,分别为以粉砂岩为主的细粒沉积岩、以黏土岩为主的细粒沉积岩及碳酸盐岩;芦草沟组上段、中段和下段炭质细粒沉积岩密度分别为2.3~2.8 g/cm~3,2.3~2.4 g/cm~3和2.4~2.5 g/cm~3。炭质细粒沉积岩密度与TOC含量具有较好的负相关性,孔隙度以0~2%为主,渗透率以0~0.1 mD为主,比表面积以0.1~0.5 m~2/g及1.0~2.0 m~2/g为主。芦草沟组非常规油气储集空间类型由纳米—微米级微孔和2期构造缝隙构成。     

川中气田水回注大安寨段储层配伍性研究

为减少气田水对环境的影响,确保气田合理开发,目前对气田水最有效的处理方式是异层回注处理,但对不同气藏的气田水进行回注时,要保证回注成功和回注系统正常运行,必须进行配伍性实验。针对川中地区须家河组、嘉二段和长兴组气田水的水质特征,与回注层大安寨段地层水及岩心进行了配伍性实验,从而了解影响回注的因素,并提出相应的解决措施。在岩心伤害实验的基础上,推荐了气田地层水回注的水质指标。     

玛南地区中下二叠统有利储层预测

从测井地层评价出发,将测井解释成果引入到测井地层评价中,质控并提高了最终测井最优化解释的成果,提高泥质含量解释精度,并确定了有效孔隙度的解释公式,从泥质含量及有效孔隙度方面对砂砾岩储层进行了评价,确定了贫泥孔隙砂砾岩的岩性边界,锁定优质储层.借助岩石物理建模的方法,确定了夏子街组和风城组孔隙砂砾岩的弹性参数区间,在地震...     

苏里格气田东区统33区块储层岩石特征研究

通过对统33区块储层岩心进行岩石物理特征、物性测试及压力敏感性等方面分析,认为区块粘土含量较高,其中具有膨胀作用的蒙脱石和混层粘土占比例大;岩石孔隙类型以粒间溶孔为主;而不同渗透率储层孔喉结构差异明显,这种差异性决定了储层气水渗流能力与开发机理也会存在不同。储层地层条件与地面条件渗透率差异大,表现出较强的应力敏感性。