三肇凹陷扶余油层方解石胶结物特征及其对储层致密化的影响

方解石是三肇凹陷扶余油层致密砂岩中广泛发育的胶结物,同时方解石胶结作用也是导致储层致密化的重要因素。以方解石胶结物为研究对象,综合利用薄片鉴定、阴极发光、包裹体测温、激光拉曼和扫描电镜能谱等资料,分析方解石形成时期及其成因。研究结果表明:扶余油层方解石胶结物主要类型为细晶方解石和粗晶方解石2种。其中细晶方解石充填粒间孔中,呈连晶式生长,或以细小晶体交代长石,在长石表面的溶蚀孔及微孔内沉淀,有时呈嵌晶状胶结多个颗粒;粗晶方解石以残留孔隙充填为特征,呈不规则状分布。方解石胶结物发育2期:第1期为嫩江期(距今78~77 Ma),形成温度为89.5~110.2℃;第2期为明水期(距今73~65 Ma),形成温度为122.6~134.3℃。早期方解石胶结物形成与生物气有关,晚期方解石胶结物形成与有机酸脱羧作用有关,2期方解石胶结物均极大破坏了储层物性,也是导致研究区储层致密化的重要因素。     

三肇凹陷扶余油层中—低渗透储层微观孔隙结构特征及其分类

采用铸体薄片、共聚焦扫描电镜成像技术、常规压汞分析和恒速压汞分析等多种手段,对三肇凹陷扶余油层中—低渗透储层孔隙结构特征进行综合研究。结果表明,储层孔隙结构异常复杂,粒内溶孔、粒间溶孔等次生溶蚀孔隙构成了其主要储集空间,孔径大小在22.49~49.31 mm之间,孔喉连通性差异较大。在此基础上,以渗透率为主线,结合孔隙类型、孔喉半径、孔喉半径比以及孔喉连通性等参数,将研究区储层主要划分为中渗透储层和低渗透储层2种基本类型,前者以中渗透中孔细喉道型为主,后者又进一步细分为低渗透中孔细喉道型、低渗透小孔不均匀微细喉道型和低渗透小孔较均匀微细喉道型等3个亚类。明确储层微观孔隙结构特征及其分类,有利于进一步开展储层评价,对油田后期挖潜具有重要的指导意义。     

三肇凹陷扶余油层沉积微相定量识别

利用传统定性的方法识别沉积微相,很大程度上依赖于研究人员的经验,识别效率低。通过岩心观察、粒度分析、沉积构造特征和测井相分析,首先确定出三肇凹陷扶余油层为浅水三角洲沉积体系,主要发育分流河道、天然堤、决口扇、分流间湾、水下分流河道、席状砂、浅湖泥等沉积微相;然后根据目的层段的分层数据表提取测井曲线,并计算反映沉积微相特征的参数,对这些参数进行归一化处理及模糊C均值聚类识别;最后在主干剖面相控制下,结合测井相(抽稀井)绘制各个研究层的沉积微相平面分布图。与常规方法相比,该法可以充分利用所有井信息,提高识别精度,具有一定的推广价值。     

松辽盆地朝长地区扶余油层储层特征研究

本区砂岩储集层具有中孔低渗特点。受沉积作用影响，砂岩成分成熟度低，砂体原始物性差。砂岩已进入晚成岩Ａ亚期阶段。砂岩原始沉积特征和成岩作用改造后细孔喉分布优势是导致低渗透的原因。     

松辽盆地三肇凹陷扶余油层致密储层分类精细评价

精细评价的方法主要体现在精细分类和纵向细分层2个方面。通过沉积及砂体特征的精细研究,利用恒速压汞、高压压汞以及纳米微观分析等手段综合研究,认为扶余油层致密储层可以划分为2大类3小类,即Ⅰ-1,Ⅰ-2和Ⅱ类,其中致密油储层与常规储层的分界物性为孔隙度12%,渗透率1×10^-3 μm²,孔喉半径为350 nm;其余Ⅰ-1和Ⅰ-2类以及Ⅰ-2和Ⅱ类物性标准分别以孔隙度10%和8%,渗透率0.25×10^-3 μm²和0.1×10^-3 μm²为界,对应的孔喉半径分别为150 nm和75 nm。通过纵向细分层精细12分的砂层组级研究,每一层砂层组内仅含有1～2个砂体,I类致密油集中发育在FⅠ2-1,FⅠ3-1以及FⅡ2-2砂层组。在分层落实不同类型致密油剩余资源后,通过致密油水平井钻探及大规模体积压裂,可以有效开发致密油资源。     

三肇地区扶余和杨大城子油层储集层的成岩作用

三肇地区下白垩统扶余和杨大城子油层储集岩主要为具有较高杂基含量的岩屑长石细砂岩和长石岩屑细砂岩.孔隙度在1%～21.3%之间,平均10.9%.渗透率在0.01×10^-3～289×10^-3μm²之间,平均1.53×10^-3μm².主要的成岩作用有压实作用、胶结作用、溶蚀作用、交代作用等.压实作用使孔隙大大减少;根据结构、阴极发光特征、碳氧稳定同位素成分、主要元素和微量元素含量可以推测方解石胶结物形成于早成岩作用的还原条件下,方解石胶结物的沉淀使沉积物(岩)的孔隙减少;长石和中基性火山岩岩屑的溶蚀产生的孔隙约占现有孔隙的1/3;交代作用使大部分蒙皂石和高岭石已转变为伊利石和伊蒙混层,或绿泥石和绿蒙混层,对储集空间发育的影响不大.大部分储集岩的变化发生在早成岩作用阶段.     

致密油平台式“工厂化”水平井优化设计——以松辽盆地三肇凹陷肇源地区Y63井区扶余油层为例

松辽盆地三肇凹陷肇源地区扶余油层具有资源量大、储集层致密、普遍含油且连续分布的特点。但产能问题一直是制约该区致密油勘探开发的难点。针对肇源地区Y63“甜点”区,应用大量测录井、试油及化验分析资料,明确FⅡ₁砂层组“甜点”地质特征,通过地震属性、地质统计学反演,精细刻画“甜点”砂体边界,开展平台式“工厂化”水平井设计。实钻结果表明,已完钻6口水平井钻遇油层934~1 177m,平均为1 070m,与周边直井相比,提高产能5~12倍,证实平台式“工厂化”水平井部署方式的优越性和可行性。     

松辽盆地北部三肇凹陷扶余致密油层浅水三角洲沉积特征及演化

针对三肇凹陷扶余致密油层砂体相变快、预测难度大的问题,综合岩心、地震、测井等多种资料,在高分辨率层序格架划分的基础上,分析三肇凹陷浅水三角洲沉积特征及演化。结果表明:扶余油层分为2个长期半旋回和4个中期旋回,基准面在MSC3时下降至最低;研究区以三角洲平原分流河道、三角洲前缘水下分流河道和席状砂沉积为主,局部见曲流河和滨浅湖沉积。扶余油层在先水退后水进的背景下,基准面演化经历了早期缓慢下降、中期快速下降、缓慢上升和晚期快速上升等4个阶段,不同演化阶段沉积相类型、砂体展布特征差异明显。该研究可为三肇凹陷下一步储集砂体预测提供地质依据。     

大庆三肇地区扶余油层储层敏感性分析

大庆三肇地区扶余油层属于开发难度大的特低渗油藏，平均空气渗透率1．2x10^-3μm^2，且存在敏感性粘土矿物伊利石、绿泥石、蒙脱石／伊利石、蒙脱石／绿泥石混层。加深对该地区储层岩石各种敏感性认识，对优选适当的增产方法、优化工作液配方十分必要。采用实验室分析方法，对三肇地区扶余油层进行大量敏感性实验研究，实验表明该地区扶余油层存在中等速敏、中等偏强的盐敏、弱酸敏、弱碱敏及应力敏感性。临界流速为0．212659m／d、临界矿化度为4×10^4mg／L表明需控制外来流体流速及添加适合粘土稳定剂来减少对储层伤害。临界pH值为9，表明工作液酸碱度都需要进行合理控制，预防二次污染。岩心加压过程、回压过程中最大渗透率损害系数分别为平均14．75％和9．2％，表明针对该地区的应力敏感性需注意调整合理的生产压差、开采速度和降压方式，为该地阪油藕今后各种工作浦酹方的仕种根僻了依据。     

葡萄花油田南部扶余油层储层影响因素

葡萄花油田南部沉积环境复杂,储层物性极差,储量评价参数的优选及开发难度大.通过岩心资料分析葡萄花油田南部扶余油层沉积环境、成岩作用等揭示了储层受沉积环境、黏土矿物、成岩作用及其演化程度的影响,认为研究区沉积水体能量低,储层以粉砂岩为主,主河道砂体是相对优质的储层;强烈的压实作用使岩石变得致密,是扶余油层低孔、特低渗的重要原因;伊利石含量高,其特殊的片状形态容易堵塞孔隙和吼道,降低储层的渗透性.因此,搞清扶余油层特低渗透储层影响因素对于寻找可动用储量具有指导意义.     

松辽盆地龙虎泡地区高台子油层成岩作用研究

高台子油层为龙虎泡地区主要含油层,储层岩性以含泥粉砂岩为主。通过岩心观察和化验分析对其成岩作用研究表明:压实作用使原始孔隙减少,不利于储集空间的保存;胶结作用和溶蚀作用同步进行,早期胶结作用抑制压实作用强度,胶结物后期溶解可有效改善储层物性。根据蒙脱石、高岭石、伊利石等黏土矿物特征及演化阶段推断储集岩成岩作用已达到晚成岩阶段中期。另外,研究区高台子油层主要为三角洲前缘相沉积,岩石碎屑颗粒间孔隙被泥质充填,加之后期大量自生黏土矿物生成,使岩石碎屑颗粒间孔隙以小孔为主,孔隙结构复杂,沉积作用与成岩作用共同决定了高台子油层中孔、低渗特征。     

凹陷区上生下储油侧向运移模式及油聚集——以松辽盆地三肇凹陷扶杨油层为例

为了研究三肇凹陷扶杨油层油成藏规律,采用油分布与源岩、断裂空间叠合研究的方法,对扶杨油层油侧向运移模式及其对油成藏与分布的控制作用进行了研究。结果表明,上覆青一段源岩生成的油向下伏扶杨油层侧向运移的模式为:断裂错断使上覆青一段源岩与下伏扶杨油层中的不同油层组对接,青一段源岩生成的油在浮力作用下侧向运移进入扶杨油层的不同油层组中;断裂错断阶数越多,青一段源岩生成的油侧向运移进入扶杨油层中油层组的层位越深,反之则越浅。青一段源岩生成的油向扶杨油层侧向运移对其油成藏与分布的控制作用主要表现在2个方面:①断裂密集带两侧的地垒构造是扶杨油层油成藏的有利部位;②扶一油层组是青一段源岩生成的油向扶杨油层侧向运移的主要层位。这一研究成果对于指导三肇凹陷扶杨油层石油勘探具有推广价值。     

松辽盆地肇源—太平川地区扶余油层油藏类型及成藏控制因素

通过松辽盆地肇源—太平川地区扶余油层构造特征和发育史分析、油气藏解剖和失利井分析,识别出了层状背斜、断块、断鼻、构造—断层、砂岩透镜体、砂岩上倾尖灭、岩性—构造和岩性—断层等8种油藏类型,指出油气成藏受油源条件、有效储层、油气运移动力、油气运移通道、有效圈闭、生储盖组合和后期保存条件等7个因素控制。并归纳出5种成藏模式,即构造隆起带持续多期多向成藏模式、近源近凹顶生下储式成藏模式、深大断裂构造的多源成藏模式、斜坡带断层遮挡油气成藏模式及负向油气成藏模式。通过分析认为,油气成藏的关键时刻是嫩江组沉积末期—明水组沉积末期。     

松辽盆地扶余油田泉四段沉积微相研究

以岩心和测井资料为基础,从岩石类型、泥岩颜色、粒度以及沉积构造等特征入手,对松辽盆地南部 扶余油田泉四段 4 个砂岩组的沉积微相展布特征及沉积模式进行了系统研究。 结果表明：研究区为曲流 河-三角洲沉积体系,包括三角洲分流平原和三角洲前缘 2 个沉积亚相,发育分流河道、天然堤及决口扇 等 12 种沉积微相。 根据不同微相的测井相特征,研究了小层沉积微相平面分布规律,并建立了浅水三角 洲沉积模式,研究了其沉积演化特征,为研究区的剩余油挖潜提供了地质依据。     

松辽盆地肇源—太平川地区扶余油层砂岩储层特征、成因及预测

根据大量的岩心观察、薄片鉴定和储层物性分析资料,对松辽盆地肇源—太平川地区扶余油层砂岩储层的成岩作用类型和成岩序列、储层孔隙类型和成岩—孔隙演化、储层物性主控因素进行了系统的研究,指出三肇凹陷砂岩储层的硅酸盐颗粒溶孔尤为发育,见有次生溶孔发育带,对孔隙的贡献率可以达到10%。由此导致工区发育两类有效砂岩储层:一是残留原生粒间孔型储层,分布于长春岭背斜带、朝阳沟阶地、太平川构造及尚家构造一带;二是次生溶孔与残留原生粒间孔混合型储层,分布于三肇凹陷,次生溶孔的发育提高了有效储层的下限。     

牛圈湖区头屯河组成岩作用及其对储集层的影响

三塘湖油田牛圈湖区头屯河组储集岩主要为岩屑砂岩,平均孔隙度 17.48%,平均渗透率 13.18×10 ^-3 μm 2 ;孔隙类型主要以粒间孔为主,粒间溶孔、长石溶孔和岩屑溶孔次之,碳酸盐溶孔和杂基溶孔很少。研究区经历的成岩作用主要有：压实作用、胶结作用、交代作用和溶蚀作用,目的层位处于早成岩阶段晚期到晚成岩阶段早期。沉积相、碎屑成分的不同和埋藏条件的差异导致了地区之间成岩作用的差异,胶结作用是造成储集层低渗透的主要原因,机械压实作用次之。