塔北哈拉哈塘油田奥陶系岩溶储层发育模式

针对碳酸盐岩缝洞型储层发育随机性强的特点,通过对哈拉哈塘油田哈601井区进行详细解剖,在充分认识不同时期古地貌及构造运动背景的基础上,通过动、静态多类型储层预测,以塔北奥陶系古岩溶露头认知为指导,将储集体细分为暗河管道厅堂洞、断裂明河双控洞穴、断控洞穴、早期裂缝-孔洞和微裂缝-孔洞共5种成因类型;并依据储集体形态规模及发育规律,明确了研究区最重要的岩溶发育地质控制因素为良里塔格组古地貌古水系、地层岩性、加里东中期和加里东晚期-海西早期断裂。各缝洞系统先后经历了加里东中期断裂发育、良里塔格组水系下切、晚加里东期-早海西期断裂发育3个主要过程,经过后期一定程度改造形成了现今缝洞体形态。同时明确了岩溶内幕区不同缝洞系统对于油井产能的控制,为类似区块的井位部署及开发提供了地质依据。     

塔中-巴麦地区构造沉积演化及其对奥陶系储层的控制

利用近期获得的钻井、地震资料,开展塔中-巴麦地区早古生代构造沉积演化研究,提出塔中-巴楚-玉北地区加里东中期形成了统一的大型"古隆起",控制着晚奥陶世早、中期沉积相的展布;加里东晚期-海西早期,大型"古隆起"分化发展,和田"古隆起"定型,包括玉北地区东部及塔中南坡在内的塘古巴斯坳陷区北东向"潜山"构造带形成,塔中北坡发育北东向走滑断裂带.受早古生代构造-沉积演化特征控制,塔中-巴麦地区奥陶系碳酸盐岩储层发育宏观地质条件存在差异.塔中-巴楚位于加里东中期大型古隆起的主体部位,中、下奥陶统具备加里东中期Ⅰ幕岩溶储层发育条件;玉北中西部、巴楚西部以及塘古巴斯坳陷区北东向潜山构造带还具备加里东晚期-海西早期岩溶储层发育条件;塔中Ⅰ号断裂带以北的顺托果勒地区长期位于古隆起的斜坡部位,北东向断裂发育且多期活动,奥陶系碳酸盐岩发育与之相关的缝洞型储层.     

塔河地区断裂对奥陶系古岩溶的控制作用

塔河地区奥陶系发育加里东中期、加里东晚期一海西早期和海西晚期的逆断裂,断裂走向总体为NW向、NE向、EW向和SN向为主。断裂对奥陶系古岩溶地貌的形成和发育具有明显的控制作用,岩溶残丘、沟谷和古水系常沿NW向、NE向和SN向断裂发育。断裂带附近古岩溶储层尤为发育,缝洞型储层发育优势方向展布受控于断裂展布方向。     

塔里木盆地深层碳酸盐岩储层主控因素探讨

塔里木盆地碳酸盐岩储层具有时代老、埋藏深、类型多以及成因复杂的特点。通过分析岩溶型、礁滩型、白云岩型、裂缝型储层特征与成因机理,探讨储层非均质性的控制因素。认为有利沉积相是优质储层发育的物质基础,层序界面控制早期孔隙的形成,古隆起及构造运动控制岩溶型、礁滩型储层的发育及保存,埋藏溶蚀作用对储层的后期改造是形成优质储层的关键。在分析控制因素的基础上,进一步指出岩溶型储层主要受构造抬升、古地貌与古水文体系的控制,礁滩型储层受控于台地边缘高能相带,白云岩储层主要发育在不整合面之下,裂缝储层是多期构谴运动的产物。结合宏观地质背景,认为岩溶裂缝型储层、礁滩相储层、内幕白云岩储层是塔里木盆地有利勘探领域。     

塔河油田托甫台地区奥陶系油气成藏特征及控制因素

通过不同区域流体分布特征、原油成熟度、岩石样品流体包裹体分析,结合烃源岩生烃历史、古构造演化和埋藏史分析,综合确定了托甫台地区不同区域主要油气成藏期,深入分析了奥陶系缝洞型油气藏成藏主控因素。研究认为,托甫台地区岩溶发育具有"北强南弱"的特征,而原油密度"北重南轻",成藏"北早南晚",即托甫台北部与艾丁地区成藏一致,为"早期成藏,后期调整改造型",而中部可能为海西晚期成藏,而南部成藏更晚。进一步分析托甫台地区成藏主控因素,认为储层发育程度的强烈不均一性、相互联通性的差异以及局部构造高点是控制油水平面上复杂分布的主要原因,而后期古构造、断裂、裂缝的影响,不同构造部位晚期油气充注程度和再调整幅度的差异,是导致奥陶系原油物理性质南北变化的根本原因。     

塔里木盆地玉北地区奥陶系鹰山组储层特征及岩溶模式

通过岩心观察、孔洞缝统计、测井、成岩演化等综合研究,指出玉北地区不同构造带之间奥陶系鹰山组风化壳储集空间类型及其性能存在较大差异,其中玉北NE向构造带鹰山组风化壳叠加多期岩溶,发育洞穴、孔洞、裂缝等多种储集空间,储集性能较好;平台区、玉东断洼区仅发育加里东中期Ⅰ幕岩溶,储集性能较差且多以裂缝+弱溶蚀孔为主;而鹰山组下部岩溶内幕在白云岩化作用下,发育大量顺层状溶蚀孔洞和裂缝性储层,但孔洞呈孤立状,连通性较差,未—半充填(油或方解石)。建立了该地区鹰山组岩溶储层发育模式,指出加里东中晚期—海西早期构造运动是控制古地貌、影响岩溶储层发育的主要原因。     

塔里木盆地塔河地区奥陶系储层形成的控制因素与复合-联合成因机制

对塔河油田442口钻遇奥陶系井的岩溶型储层段的研究表明,塔河地区中-下奥陶统碳酸盐岩地层受到了加里东中期和海西早期两期岩溶作用的改造,岩溶作用主要发生在地表或近地表的低温大气水条件下,受控于构造（原型盆地、构造变形）、层序（结构、样式）、岩相（沉积相、成岩相）、流体（地表、地层、深源）和时间等5种因素,形成了储集类型多样、非均质性强、分带性明显的岩溶缝洞储集体。北带以大洞、大缝为主,中带为孔-洞-缝型,南带为局部有孔、洞的裂缝型储层。不同地区和层系主控因素各不相同。塔河北部地区在长期和多期的暴露过程中,发生了多期岩溶旋回的叠加,储层形成受控于以表生岩溶为主的单因素多期复合作用,形成了3套洞穴型储层;在上奥陶统覆盖较厚的南部地区,由于暴露时间短,岩溶作用相对较弱,有利储层的发育同时受古地形及暴露时间、高能相带、断裂裂缝分布和后期埋藏溶蚀等多因素的联合作用所控制。     

塔中地区奥陶系加里东中期Ⅰ幕古岩溶特征及控制因素研究

塔里木盆地加里东中期I幕构造运动形成了塔中地区下奥陶统风化壳古岩溶。该期古岩溶形成于中奥陶世,岩溶发育强度相对较小,岩石物性较差,而分布范围较大;岩溶具有垂向分带、横向似层状分布特征。加里东中期的古地貌、古气候、沉积相带、层序界面、古断裂是控制该期古岩溶发育的主要因素;利用上述指标预测了塔中奥陶系加里东中期Ⅰ幕古岩溶发育的有利区带。     

塔里木盆地塔河10区奥陶系断裂特征及对岩溶储层的控制作用

随着塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩油藏勘探与开发的进展,断裂对碳酸盐岩岩溶储层的控制作用越来越受到关注。通过岩心、薄片、钻井和测井等资料,分析溶蚀洞穴型、溶蚀孔缝型和裂缝型3类储集体特征;从构造演化特征方面对断裂进行分期,根据断裂期次、规模及对岩溶储层的控制作用将断裂分为Ⅱ级、Ⅲ1级和Ⅲ2级,并系统探讨了断裂对岩溶储层的发育和油气成藏的控制作用。综合分析结果表明,塔河油田10区奥陶系主要发育加里东中晚期、海西早期和海西晚期3期断裂,其中海西期断裂对岩溶储层的形成和发育起着决定作用,Ⅱ级和Ⅲ1级断裂对岩溶储层发育和油气成藏控制作用最为重要。断裂不仅促使表层岩溶作用发生和岩溶储层形成,控制古地貌的形态、古水系分布和热液岩溶作用的发生,促进深部岩溶作用发生和裂缝的发育,同时断裂对油气运移和聚集也起着重要的控制作用。该认识对碳酸盐岩油气进一步勘探开发具有重要的参考作用。     

塔河油田奥陶系碳酸盐岩岩溶发育特征与主控因素

塔河油田中-下奥陶统缝洞型储层是加里东中期-海西早期多次构造运动引起的多期岩溶作用叠加改造的结果。结合地质、地球物理和地球化学等分析方法,论述了塔河油田奥陶系碳酸盐岩多期岩溶发育特征及其主控因素,揭示了加里东中期第一幕、第二幕、第三幕和海西早期4个主要岩溶发育阶段,解析了岩溶储层成因演化过程及改造历史,研究认为海西早期及加里东中期第一、第二幕为主要岩溶时期,特别是海西早期最为重要,岩溶发育的主控因素是古构造、岩溶地貌及古水系地质环境。     

准噶尔盆地中拐凸起石炭系火山岩岩性测井识别及应用

储层岩性分析是储层评价和油藏勘探的基础。火山岩储层岩性复杂、种类较多,严重影响了油藏的 勘探开发效果。以中拐凸起石炭系火山岩薄片、录井、岩心及岩屑等资料为基础,分析了研究区的主要岩 石类型,建立了岩性与电性的对应关系图版,并结合常规测井交会图识别法来识别岩性,从而归纳、总结 出了研究区火山岩岩性的常规测井响应特征。     

火山岩储层构造裂缝的测井识别及解释

针对辽河油田欢喜岭地区火山岩储层分布和结构构造特点,研究和分析了该地区不同类型火山岩的测井响应特征,结合不同岩性的测井曲线特征对各种火山岩进行了划分,同时利用电导率测井、声波测井、放射性测井和地层倾角测井等方法对火山岩储层的构造裂缝进行了识别,利用裂缝的测井解释成果建立了该区裂缝孔隙度地质模型,进行了裂缝倾角的判定及裂缝孔隙度的计算及火山岩储层评价.     

冀中坳陷束鹿凹陷泥灰岩储层测井解释实践与认识

泥灰岩是一种过渡类型沉积岩,泥灰岩储层具有强烈的各向异性和非均质性,仅仅利用常规测井系列难以满足地质任务的需要。以双重孔隙解释模型为基础,通过对束鹿凹陷泥灰岩储层特征和测井响应特征的分析,总结探讨泥灰岩地层中测井系列优选原则,并分析系列优选后对解释工作的帮助及对勘探工作所起的作用。确立了泥灰岩储层评价标准,并借助成像、偶极子声波等新技术测井资料,结合实例,指出了泥灰岩地层有效储层的富集规律,对泥灰岩储层勘探及测井解释均具有一定的参考意义。     

济阳坳陷埕北地区变质岩储层特征与测井解释

针对济阳坳陷埕北地区变质岩油藏有效储层识别和储层参数解释中的难点,在变质岩储层特征研究的基础上,利用补偿中子—自然伽马交会图与暗色矿物含量识别岩性的方法可有效区分煌斑岩类、花岗岩类和闪长岩类。通过FMI测井和裂缝指示曲线对储层裂缝进行识别。采用核磁共振分析孔隙度、FMI分析缝洞孔隙度与声波时差计算有效孔隙度、三孔隙度法计算缝洞孔隙度交互验证完成储层孔隙度解释,两者平均绝对误差为±1%左右。采用体积分配法和核磁共振测井饱和度解释,确定了储层含油饱和度。在储层四性关系研究基础上,制定了太古界有效储层识别标准,太古界主要含油岩性为片麻岩,含油性标准定为荧光以上(含荧光),有油气显示井段电阻率一般小于2000Ω·m,孔隙度一般大于3%,测试出油气井段全烃含量与无油气显示层全烃含量相对比值一般大于等于2。该方法在胜利油区太古界变质岩油藏储量计算中得到应用,实现了埕北地区和王庄地区变质岩油藏有效储层识别与储层参数计算,取得了较好效果。     

横向预测技术在储层研究中的应用

横向预测是一项新的储层地震技术。利用地震资料进行储层横向预测,是先将地震资料变成可与钻井、测井资料直接对比的形式,然后以岩层为单元进行综合解释。合成声波测井是一种有效的横向预测方法,它把界面型地震反射剖面转换成岩层型测井剖面,用于研究储层的空间展布。应用这套技术在砂岩储层和碳酸盐岩孔隙发育带的研究中已取得明显的效果,为进一步部署钻井提供了依据。     

东濮凹陷泥页岩盖层测井评价

根据油气藏生成原理。盖层是油气聚集形成油气藏的一个重要条件。盖层封隔性能的好坏直接影响着形成油气藏的质量。即使一个油气藏形成以后。上覆盖层质量的破坏。也会影响油气的聚集，导致油气逸散。因此，为更准确地做好测井解释工作。测井分析应不仅对储层进行研究。还需对盖层的封闭性能进行评价。     

三塘湖盆地马朗凹陷火山岩岩性测井识别技术及应用

火山岩油气藏是近年来吐哈油田热点勘探领域,已相继在不同层系的火山岩储层中取得了突破。而火山岩储层岩性复杂多变,其岩性的影响远远超过流体的影响,因此岩性识别对该地区显得尤为重要。准确确定火山岩岩性是火山岩岩性储层精细评价的基础,也是测井评价的主要难点。文中以三塘湖盆地马朗凹陷石炭系卡拉岗组火山岩岩石薄片资料为基础,研究出了利用常规测井信息识别矿物成分,应用成像测井信息识别火山岩的岩石结构及构造,并将两者结合对火山岩岩性进行综合判别的适合吐哈油田火山岩岩性识别方法。该方法对马朗凹陷火山岩岩性识别具有较好的应用效果。     

致密砂岩脆性指数测井评价方法 ——以鄂尔多斯盆地陇东地区长7段致密砂岩储集层为例

岩石的脆性指数是致密砂岩油气体积压裂设计中应考虑的重要因素之一。通过对岩石弹性参数法和矿物成分法两种脆性指数测井评价方法的分析,并应用岩石力学实验和全岩X衍射分析实验标定,建立了应用常规测井的多矿物模型确定致密砂岩脆性指数的方法。对鄂尔多斯盆地陇东地区长7段致密砂岩储集层实际资料处理结果表明,应用常规测井资料对岩石脆性指数进行评价,可以弥补由于阵列声波（或声波扫描）测井采集井数较少难以开展岩石脆性指数平面分布研究的不足,为致密砂岩油气“甜点”优选提供技术支持。     

随钻录井快速识别储集岩与烃源岩的方法及应用

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油属于典型源储共生的非常规油气藏,储集岩与烃源岩共生,常规录井过程中对储集岩及烃源岩识别约束条件较多.地化录井作为录井技术的一种特殊手段,在储集岩评价方面具有独特的优势.通过对二叠系芦草沟组资料重新认识,利用完井试油结论进行验证,利用岩石热解色谱技术、岩石热解-气相色谱技术、三维...     

徐深气田火山岩储层类型与主控因素研究

本文在对岩心资料、录井资料、常规测井及成像测井资料综合研究的基础上,对徐深气田火山岩储层类型进行了研究,说明火山岩相、不整合面和构造裂缝是影响火山岩储层最重要因素。有利火山岩相带和不整合面结合是形成层状优质储层最关键条件,有利火山岩相带顺序是:近源蒸汽涌流相、溢流相顶部和底部、热火山碎屑流、粗粒空落相、远源涌流相和细粒空落相。在离不整合面井段近处,溶蚀作用较强,容易形成优质储层。在离不整合面或喷发间歇面较远处,高角度一斜交构造裂缝是形成有效储层的必要条件。