鄂尔多斯盆地华庆地区致密砂岩油藏成藏条件研究

针对鄂尔多斯盆地华庆地区长₆油层组砂岩非均质性强、物性差,严重制约勘探与开发的问题,综合运用石油地质学、沉积岩石学、成藏动力学等理论,通过钻井、录井、测井资料,结合多种测试分析数据,对研究区长₆油层组致密砂岩油藏成藏条件进行深入研究。研究结果表明,华庆地区B257井区长₆致密砂岩油藏成藏主要受优质的烃源岩、良好的储层与油藏特征共同控制。最终依据油层组的沉积背景、构造条件、储层条件、烃源岩条件和生产情况确定了2个有利勘探区域。研究结果为华庆地区B257井区长₆油层组致密砂岩油藏的勘探与开发指明了方向。     

大情字井地区低孔、低渗型岩性油藏成因探讨

大情字井地区是吉林油田“十五”期间发现的规模最大的岩性油藏含油区，具有上亿吨级的储量规模。其主要含油储层由于层内非均质性、沉积、压实等原因，具有薄互层(3—5m)、低孔、低渗的特点。明水组末期构造反转使砂体前缘抬起；向斜型的构造形态与西南保乾砂体前缘配置为岩性圈闭的形成提供了有利条件；位于青一段生油凹陷至乾安次凹与黑帝庙次凹的鞍部，油气供给充足，油气向错叠连片的岩性圈闭内聚集成藏，从而形成了大情字井地区叠加连片的大面积、低孔、低渗岩性油藏含油区。     

鄂尔多斯盆地华庆地区长9油藏富集特征及潜力区预测

针对鄂尔多斯盆地华庆地区长9油藏的分布规律以及富集特征不够明确,限制了研究区勘探开发的现状,通过对长9油藏的构造特征、岩石学特征、储集孔隙空间、砂体发育特征等因素综合对比剖析,根据长7油藏过剩压力分布特征以及油气成藏配置探讨了研究区长9油藏富集规律及潜力区预测。结果表明：长9油藏局部低幅度构造及裂缝发育为油气运聚提供了有利条件;长9油藏发育长石岩屑砂岩及岩屑砂岩;填隙物发育绿泥石、浊沸石、铁方解石,其次为水云母、硅质等;长9油藏储集孔隙主要为粒间孔、长石溶孔,为特低孔特低渗—低孔低渗油藏;长9油藏储层砂体的连通性受到浅水三角洲前缘环境的控制;韵律、隔夹层的发育及其他储层非均质性差异造成研究区油气富集的差异;长9油藏油源来自长7烃源岩,受到长7内部过剩压力的作用下选择性充注成藏,导致油气在区域上分布不均;结合油藏地质研究以及过剩压力恢复分布特征,认为元521井区可作为下一步勘探有利区。研究结果对华庆地区长9油藏的深入勘探具有一定指导意义。     

鄂尔多斯盆地三叠系延长组低渗透岩性油藏主控因素及其分布规律

鄂尔多斯盆地是一个大型中生代内陆坳陷型盆地,油气资源丰富。主力含油层系三叠系延长组发育一套湖泊—三角洲相沉积,油藏为典型的岩性油藏,储集条件较差,储层非均质性强。油藏的形成主要受优质烃源岩、有利储集砂体的控制,后期建设性的成岩作用及构造作用对储层的改善具有重要的意义,长7过剩压力为油气运聚的主要动力,受沉积环境、储层特征、烃源条件和储盖组合等方面的影响,主要发育东北曲流河和西南辫状河2种三角洲沉积模式,三角洲前缘水下分流河道和河口坝是延长组油藏形成的最为有利的沉积相带。     

鄂尔多斯南部大面积岩性油藏分布主控因素与勘探方向

通过对鄂尔多斯南部中国石化各探区的烃源岩分布、构造格局、砂体展布、成藏组合、断-缝疏导系统等分析研究,得出大面积岩性油藏形成的控制因素为广泛发育的烃源岩和储集砂体、平缓的构造格局、有效的断-缝疏导系统以及有利的成藏组合。结合中国石化在鄂尔多斯南部各区块的勘探程度对18个勘探区带提出战略展开、战略突破、战略准备三个层次的分类。     

鄂尔多斯盆地华庆地区三叠系长6层碳酸盐胶结物及形成机理

综合运用岩石学、矿物学和地球化学方法,将鄂尔多斯盆地华庆地区三叠系长6储层中碳酸盐胶结物划分为三期,并对不同成岩阶段形成的碳酸盐胶结物特征及成因机理进行了探讨。长6储层中碳酸盐胶结物以铁方解石、铁白云石为主要类型。沉积阶段和早成岩阶段A期方解石胶结物的成因与铝硅酸盐矿物的水化作用有关。早成岩阶段B期和中成岩阶段A期形成的晚期碳酸盐胶结物的成因主要与酸性流体对长石等铝硅酸盐矿物的溶解和粘土矿物转化有关。     

鄂尔多斯盆地低渗透油气田勘探开发技术与展望

鄂尔多斯盆地是我国第二大沉积盆地,油气资源十分丰富,但勘探开发对象是典型的"低渗、低压、低产"油气藏.由于储层物性差、油气藏隐蔽性强及复杂的黄土、沙漠地表条件等客观因素的限制,勘探开发难度愈来愈大.近年来,长庆油田成功实现了0.5×10-3μm2以上的低渗透油气田勘探开发技术的突破,形成了高分辨率地震预测、隐蔽性油气藏综合勘探、井网优化、超前注水等低渗透油气田勘探开发配套技术系列.     

鄂尔多斯盆地上古生界低渗透砂岩储层测井地质

通过测井资料与地质录井、化验分析和试气等相关资料的对比研究，指出沉淀成岩组成差异对上古生界低渗透砂岩储层微观孔隙结构、物性、含气性和电性的决定性控制作用，以此为依据按岩性分类建立了上古生界储层的测井参数解释和有效厚度判识图版，避免了岩石骨架物理参数和孔隙结构差异对测井造成的背景值影响，提高了解释精度。研究成果为低渗透储层压裂改造、层位优选和工业化评价提供了测井手段。     

鄂尔多斯盆地华庆地区长613储层流动单元划分与展布

鄂尔多斯盆地华庆地区三叠系延长组长6¹₃砂层组是典型的低孔低渗致密砂岩储层。通过铸体薄片和扫描电镜等资料并结合主要成岩作用分析,该砂层组砂岩储层可以分成8种成岩相,对应了5种成岩组合：建设性胶结—溶蚀作用、建设性胶结作用或溶蚀作用、破坏性胶结—溶蚀作用、破坏性胶结作用及机械压实作用。在成岩组合背景的基础上提出了划分流动单元新的思路和方法：利用K-means聚类方法,基于华庆地区608口井的储层参数数据,以及长6¹₃砂层组沉积微相分布,划分了5类流动单元,研究成果对预测有利勘探区具有重要的应用价值。     

鄂尔多斯盆地华庆地区长81成岩作用特征研究

通过对研究区砂岩扫描电镜、铸体薄片及物性资料的分析,认为华庆地区长81砂岩类型以岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩为主,碎屑颗粒具有分选中等、磨圆差、成分成熟度低、结构成熟度高的特点,为典型的低孔、低渗储层;对储层成岩作用研究表明,压实作用和胶结作用强烈破坏了砂岩的原生孔隙,绿泥石胶结对原生孔隙起到一定的保护作用,溶蚀作用与破裂作用有效的改善了储层的孔隙结构;建立了该地区成岩作用演化序列,认为长81储层砂岩的成岩阶段处于晚成岩A期.     

鄂尔多斯盆地华庆地区长8油藏局部油水分布复杂成因分析

华庆地区位于长7源岩的发育区,油源充足,成藏条件有利,区内也发现许多高产富集区,但该区油的分布不均,局部高孔高渗带测试产大水,如白241等井。根据大量钻测井、试油试采以及储层荧光等分析资料,系统地研究了华庆地区长8油藏局部油水分布复杂的原因,指出长8油藏局部高孔高渗带出水的原因是长7源岩与储层之间存在泥岩隔层,它阻碍源岩生成的油往下运移到长8储层,源岩与储层之间的输导层控制了该区长8储层的含油性。该认识为研究区下一步的勘探和评价提供了可靠的地质依据。     

鄂尔多斯盆地上三叠统延长组低渗透岩性油藏成藏物理模拟

晚三叠世延长期鄂尔多斯为陆相坳陷盆地,主要发育湖泊三角洲相沉积,油藏主要为低-特低渗透岩性油藏。研究表明,长7生烃作用形成的异常高压是石油向低渗透储层运移的主要动力,运移方式主要为幕式运移。通过成藏物理模拟手段分析不同压力条件下低渗透成藏过程及成藏特征,同时对比不同注入压力、不同充注方向下幕式成藏特征及与稳态成藏的差异。实验结果表明,无论烃源岩向上还是向下排烃,异常压力越大越有利于低渗透储层成藏,成藏效率越高,含油饱和度越高。     

鄂尔多斯盆地马岭地区上三叠统长7油层组油气富集规律

鄂尔多斯盆地马岭地区长7油层组具有良好的油气资源潜力,但随着油气勘探开发的深入,其勘探难度越来越大。致密砂岩型岩性油气藏的成藏富集机理是制约鄂尔多斯盆地延长组长7油层组深入勘探的核心问题。为了更好地指导油气勘探工作,从烃源岩、沉积相、储集层及构造特征等方面入手,总结了该区长7油层组油气藏分布特征和规律,并分析了油气富集成藏的主控因素。结果表明:马岭地区长7油层组主要为岩性油气藏,深湖浊积岩为主要沉积类型,油气富集主要受烃源岩、沉积相及储层等因素的控制。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组中段岩性油藏成藏规律研究

通过对延长组中段各油层组沉积特征、物源及沉积相演化规律的详细分析,结合各油层组油藏的分布特征,认为姬塬地区长8—长4+5油层组主要发育岩性油藏和构造-岩性复合型油藏2种基本类型,这2类油藏主要发育在三角洲前缘、水下扇及临近湖岸线的三角洲平原位置。姬塬地区长8—长4+5油层组油藏的类型及分布规律主要受物源控制,向北东及南东方向尖灭的砂体容易形成岩性油藏,油藏的规模取决于砂体的大小;而向南西及南部尖灭的砂体一般需要与鼻状构造叠合才能形成构造-岩性复合型油藏,油藏的规模同时受控于砂体和鼻状构造的大小。长8—长4+5油层组沉积时期,研究区西部物源逐渐减弱而北部及北东部物源逐渐加强,导致主要油藏类型及分布特征发生改变,长8油层组以岩性油藏为主,而长7—长4+5油层组则以构造-岩性复合型油藏为主。     

鄂尔多斯盆地华庆地区延长组6段深水致密砂岩填隙物特征及对储层发育的影响

深水重力流成因的致密砂岩油藏是目前非常规油气勘探开发的新热点。深水环境水动力复杂,填隙物类型及含量变化大,储层微观非均质性强,严重制约了深水沉积储层油气资源的勘探开发进程。通过铸体薄片、扫描电镜、矿物自动识别与分析系统（QEMSCAN）、电子探针和纳米CT等实验分析手段,对鄂尔多斯盆地华庆地区延长组6段（长6段）深水致密砂岩不同填隙物的微观特征进行了精细表征,探讨了不同填隙物对储层孔隙结构及物性的影响。结果表明：杂基并非完全致密,经过成岩改造后的杂基能够产生一定数量的杂基晶间孔和杂基溶孔,孔径介于20~1 000 nm,构成了复杂的杂基次生孔隙网络。当杂基含量≤7%时,杂基次生孔隙发育,对储层产生积极影响。当杂基含量＞7%时,杂基次生孔隙发育程度降低,加剧了储层的致密。粘土矿物胶结物的晶间孔在一定程度上缓解了孔隙度的降低,但不同粘土矿物的形态、产状及对储层造成的敏感性又加剧了粘土矿物与渗透率关系的复杂性。伊利石、伊/蒙混层和绿泥石含量的高值区,储层物性通常较差,优质储层多分布在高岭石的发育区;碳酸盐和硅质胶结物是深水致密砂岩储层物性降低的主要因素。综合分析认为,杂基含量≤7%,且高岭石胶结物相对发育的地区是深水致密砂岩油藏勘探开发的重点区域。     

鄂尔多斯盆地延长组致密油特征

通过综合研究鄂尔多斯盆地延长组致密油储集层与烃源岩展布、岩石学、地球化学等资料,分析鄂尔多斯盆地延长组致密油特征,评价其勘探潜力.鄂尔多斯盆地中生界延长组低渗透油气资源丰富,截至目前空气渗透率小于2×10?3μm2的致密油探明地质储量约20×108 t,主要赋存于与油页岩互层共生或紧邻的延长组长6—长8油层组致密砂岩储集层中,石油未经过大规模长距离运移.其中,湖盆中部长7和长6油层组大面积分布的重力流砂岩储集层尤其致密,空气渗透率一般小于0.3×10?3μm2.延长组致密油具有多成因砂体复合叠加规模大、储集层致密、孔喉结构复杂、刚性组分含量高、裂缝发育、含油性和原油物性较好、低压低产等特征.优质烃源岩与大面积厚层储集体互层共生,以及地史期生烃增压强排烃作用控制了延长组大面积叠合致密油的形成.鄂尔多斯盆地致密油资源潜力大,是近期建产的现实目标和未来勘探开发的重要领域.图6表2参37     

鄂尔多斯盆地华庆地区长6 油层组超低渗砂体成因分析

砂质碎屑流是对“鲍玛序列”和“浊积扇”等深水沉积理论的部分否定和完善。根据野外露头、岩心观 察,样品分析与测试,砂体特征分析及砂体形态描述等,认为鄂尔多斯盆地华庆地区长6 油层组超低渗厚 层块状砂体主要为砂质碎屑流沉积,改变了传统认为湖盆中心只发育规模较小浊流沉积的观点。进一步 研究认为,砂质碎屑流等深水重力流沉积主要受深水沉积坡折带控制,华庆地区长6 油层组超低渗砂体 属典型缓坡型砂质碎屑流沉积类型。     

沉积事件对深水沉积过程的影响——以鄂尔多斯盆地华庆地区长6油层组为例

鄂尔多斯盆地华庆地区长6油层组的厚层砂岩为深水沉积。为研究该地区深水沉积过程和岩石成因机理,基于岩心观察、测井和录井资料以及岩石样品的分析测试资料,对华庆地区长6油层组深水沉积物在沉积期所遭受的重力流事件、火山事件、地震事件和缺氧事件进行了系统研究。结果表明：①重力流沉积事件在整个沉积过程中频繁发生,是造成砂体在深湖区大面积多层堆积的直接原因;②火山活动的强度和影响范围相对于长7油层组沉积期较小,凝灰质泥岩平均厚度仅为1.74 m,且主要分布在长6₂~6₃砂层组中,形成凝灰质泥岩的火山灰主要以河流搬运方式进入湖盆沉积;③岩心上的沉积构造特征反映了地震事件频繁发生,推测震级约为4.5~5.5级;④上述地质事件的共同作用导致了沉积期湖盆的缺氧事件的发生,致使深湖区沉积了富含有机质的烃源岩,与储集砂体在纵向上构成了良好的生储盖组合。