川北柏垭地区大安寨—亚段储渗体特征及油气分布

大安寨一亚段储渗体主要发育在碳酸盐岩浅湖中的同能介屑滩灰岩中。高能介屑滩灰岩是形成储渗体的物质基础，重结晶作用和溶蚀作用使岩石变松、变脆和易于破裂，发育溶孔、洞、缝；两次大的挤压应力作用，产生两组共扼剪切构造裂缝，在构造高部位和构造为异部位会沿这此裂缝产生重张缝和追踪张裂缝，极大的改善了储集性能；断裂是储渗体中油气运移的重要通道。强振幅、高波阻抗是识别厚层、质纯灰岩的重要标志；高突变系数对储渗体孔洞缝的发育特别敏感，是识别储渗层的重要参数。在此基础上运用多参数综合判别法对川北柏垭地区大安寨－亚段储渗体进行了分布预测，预测结果得到钻井验证。     

川北阆中-南部地区大安寨段油气富集带预测

通过对川北阆中-南部地区大安寨段储层特征、储层形成的主控因素分析,认为有利的沉积微相是大安寨段储层形成的基础,建设性成岩作用形成的孔、洞、缝是储层形成的关键,即介屑滩提供优越的储渗岩相基础,再叠加成岩破裂、构造破裂以及多期次的重结晶、溶蚀作用,形成孔洞缝储层,该储层在地震资料上表现为强反射响应特征,再结合三维地震资料对裂缝进行预测,从而预测出大安寨段有效储层发育带(油气富集带)。     

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川东北地区侏罗系自流井组大安寨段介屑灰岩储层是川东北地区一个重要的油气产层,储层主要是“高能”介屑滩。目前有两种方法预测这类介屑滩，即地震预测方法和层序地层学预测法。文章利用层序地层学法预测了“高能”介屑滩，首先利用钻井统计分析结合介屑滩的沉积模式预测到高能介序屑滩主要分布在浅湖相靠近深湖相的斜坡上沿；其次根据钻井统计结果,制作大安寨段黑色页岩/地层厚度平面图来代替地层厚度图,这样作能避免不均匀沉积对地层厚度的影响,利黑色页岩/地层厚度变化能反应沉积相变化的这种规律,将黑色页岩/地层厚度平面图转换成为大安寨段地层的沉积相图；最后综合沉积古地理图和高能介屑滩的分布规律，制作出高能介屑滩的平面分布图。从最新的钻井结果证明,文章所预测的结果准确性较高。     

薄层灰岩的油气富集区预测方法初探——以川北大安寨段为例

本文通过层序地层分析，对大安寨段介屑灰岩的沉积环境进行研究后发现，溶蚀和淋滤作用可能是大安寨段薄层灰岩油气成藏的主要因素，裂缝是有利条件或必要条件之一。通过对小断层识别，并结合振幅，突变指数等地震参数，预测大安寨段介屑灰岩为油气富集区，预测结果和实钻情况吻合，研究成果已用于开发和勘探部署中，并取得较好效果。     

四川大安寨段薄层灰岩油气富集区预测

通过层序地层分析,对大安寨段介屑灰岩的沉积环境作相应研究后发现:溶蚀和淋滤作用可能是大安寨段薄层灰岩油气成藏的主要因素,裂缝只是有利条件或必要条件之一。结合振幅、突变系数等地震参数的运用预测了大安寨段介屑灰岩的油气富集区。预测结果和实钻结果吻合,研究成果用于开发和勘探部署中得到证实,并取得重大的突破。     

川西回龙地区大安寨段成藏条件分析

川西回龙地区大安寨段油气藏类型系裂缝性介屑滩油气藏，大安寨段油气藏属自生自储油气藏，回龙地区大安寨期处于滨浅湖相区，介屑滩规模小，储层较差，发育小型裂缝型油藏。     

八角场大安寨油气藏储层评价

八角场油田大安寨段储层岩性主要是介壳灰岩和含泥质介壳灰岩;储集空间类型是微孔-微裂缝型,孔喉结构不利于油气的产出;成岩过程的显著特点是压实作用和胶结、充填作用强而晚期溶解作用弱,使储层孔隙发育差,而晚期构造应力在致密储层内形成微裂缝系统,成为大安寨介壳灰岩储层的重要储渗空间;裂缝以低斜缝、水平缝中的小于0.1mm的微缝和1～0.1mm的小缝为主,构造缝占主导,其次为成岩缝。综合分析认为裂缝是油井获得高产的主要原因。     

渝东地区大安寨段沉积相特征及有利区预测

下侏罗统自流井组大安寨段为四川盆地主要的含油气层位,但半个多世纪以来的勘探开发工作始终没有取得重大进展,其原因与对大安寨段沉积相特征及有利储集体的性质和分布规律认识不足有关。以渝东涪陵示范区为例,在野外剖面测量、钻井岩心描述和薄片鉴定的基础上,结合测井资料和区域构造-沉积背景的综合研究,认为渝东涪陵示范区大安寨段属于碳酸盐湖泊沉积体系,可划分出半深湖—深湖、湖坡、碳酸盐浅湖、陆源碎屑浅湖和陆源碎屑滨湖5个亚相及多个微相。以分析各亚相和微相与有利储集体的发育关系为依据,编制了大安寨段3个亚段的沉积相平面分布图,确定发育于大一亚段中下部和大二亚段上部的介壳滩缘和湖坡为最有利储集相带,埋藏深度1 000～3 000 m,位于介壳滩缘和湖坡上部以及区域构造应力集中和裂缝发育的部位,可预测为有利的非常规储集体发育和页岩气(油)聚集成藏的"甜心"位置。     

考虑基质孔缝特征的湖相致密灰岩类型划分——以四川盆地中部侏罗系自流井组大安寨段为例

为提高致密储集层甜点预测的准确度与精度,根据储集层基质孔缝特征及其与岩石组构的关系,将四川盆地中部侏罗系自流井组大安寨段岩性进行细分,据此讨论不同岩性的物性、含油性特征及其对产能特征的影响。大安寨段灰岩中发育大量、多类型的微—纳米孔缝。以介壳为主的生屑、方解石/白云石晶粒以及硅酸盐矿物为影响储集层基质孔缝的三端元组构。据此将研究区灰岩划分为10种类型,每种岩石类型对应独立的沉积成岩演化史和孔缝特征。含硅介壳灰岩、含泥介壳灰岩等储集性好;介屑灰岩、泥粉晶介屑灰岩渗流能力强;含泥介壳灰岩含油性好;含硅、含云、含泥介壳灰岩可增加单井产量。岩性差异是造成大安寨段单井产能差异的重要原因。     

四川盆地大安寨段非常规储层的储集空间类型与评价

四川盆地下侏罗统自流井组大安寨段是储层较致密和勘探难度较大的层系。 以野外剖面及钻井岩 心描述、薄片鉴定和场发射扫描电镜分析为基础,结合岩相古地理、测井和孔渗等资料,研究了大安寨段 的储层特征,确定其为特低孔、特低渗裂缝-溶蚀孔、洞、缝型非常规储层,位于浅湖介壳滩与半深湖-深 湖过渡带的湖坡为有利储层的发育相带,储集空间由不同尺度的各类裂缝,溶蚀孔、洞、缝,粒缘孔（或 缝）、粒内孔和晶间孔等次生孔隙,以及泥页岩中的纳米-微米级有机质孔（或缝）和黏土矿物层间孔（或 缝）组成。 储层发育条件可归结为“层、相、位”三要素：“层”要素为区域分布较稳定的大二亚段,其厚度较 大,泥页岩中有机质与脆性矿物含量均较高和基质岩中纳米-微米级有机质孔与黏土矿物层间孔（或缝） 均较发育;“相”要素为黑色泥页岩与介壳灰岩不等厚互层组合的湖坡相带,该相带在成岩过程中因差异 压实作用往往可形成分布较密集的成岩压裂缝;“位”要素为多类型与多期次破裂作用和溶蚀作用追踪 叠加发育的部位,该部位是大安寨段致密储层中相对优质储层的分布位置,即大安寨段页岩气（油）非常 规储层勘探与开发的“甜点”位置。     

致密灰岩储层特征及发育模式——以四川盆地川中地区大安寨段为例

四川盆地川中地区大安寨段致密灰岩属于典型的“致密油”储层,在研究其储层特征的同时,重新划分了亮晶介壳灰岩、泥质介壳灰岩、泥晶介壳灰岩及结晶灰岩等 4 类主要的储集岩性,详细研究了溶蚀孔洞、次生微孔、裂缝及纳米级孔这 4 类储集空间的特征,建立了致密灰岩储层连续型似“网状”储集空间组合模型。 通过分析沉积微相、溶蚀作用和构造作用对储层的控制和影响,指出在低能介壳滩主要发育基质微孔储集层,在高能介壳滩主要发育溶蚀孔洞储集层,由此确定了多种储集空间类型组合叠置、大面积连续分布的储层发育模式。 基质微孔与溶蚀孔洞型储集层连续分布区是致密灰岩储层的“甜点”区。     

饶阳凹陷蠡县斜坡中部沙一下亚段碳酸盐岩沉积储层及油藏特征

饶阳凹陷蠡县斜坡中部是沙一下亚段碳酸盐岩的有利发育区,以生物灰岩、鲕状灰岩和白云质灰岩为主。目前多口井在该层系获工业油流或见良好油气显示,展示了沙一下亚段碳酸盐岩的勘探潜力。近两年通过井震结合、岩心薄片观察、测井解释、单井相及多井相分析等多种技术手段,对沙一下亚段碳酸盐岩沉积储层及油藏特征进行了深入研究,明确了沙一下亚段碳酸盐岩的平面展布规律及有利含油相带。沙一下亚段碳酸盐岩储层物性具有中孔、中渗特征,油藏类型以构造-岩性和岩性地层为主,成藏条件较为复杂,主要受沉积微相和储层物性控制。高阳地区位于滨浅湖区,沙一下亚段碳酸盐岩分布最厚,主要发育生物灰岩和鲡状灰岩;西柳地区位于半深湖区,主要发育白云质灰岩,储层物性最好。优选这两个区带,为蠡县斜坡中段碳酸盐岩重点勘探区带。     

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从宝元构造现今构造形迹特征入手，利用有限元数值分析技术，模拟了嘉五1储层段的古构造应力场（应力的大小、方向、性质及应力分布等值线图）；然后以岩石破裂强度理论为依据，结合岩石的实际力学性质参数，计算了嘉五1层岩体的破裂接近程度；以此为依据，对嘉五1储层段裂缝的发育程度、类型及方位分别进行了预测。结果表明：嘉五1层裂缝较发育，主要发育在宝元构造高点部位及其附近地区；储层岩体在两期构造应力场作用下共形成了二期5组裂缝；裂缝类型以早、晚高角度共轭剪切缝和张性缝为主；晚期裂缝较早期发育；裂缝的主要延伸方向以北西—南东向为主。根据上述预测结果部署了1口水平井（宝平1井），根据测井解释结果，结合气测、钻时资料分析得出的裂缝实际方位、发育位置等结果与预测完全相符。     

川东地区中二叠统茅口组一段储层特征与形成模式

川东地区中二叠统茅口组一段（茅一段）非常规泥质灰岩储层近期取得重大勘探发现。基于野外露头剖面及钻井岩心观察,通过薄片鉴定、物性分析、X射线衍射、氮气吸附、氩离子抛光扫描电镜、总有机碳含量（TOC）测定、CT扫描以及测井分析等手段,对茅一段泥质灰岩储层及其主控因素进行研究。结果表明,川东地区茅一段主要发育泥晶灰岩、泥晶生屑灰岩、生屑泥晶灰岩和（含）泥质生屑泥晶灰岩等4种岩石类型以及粒缘孔（缝）、有机质孔、溶孔（缝）、裂缝、滑石收缩孔（缝）等5类储集空间。其中,泥晶灰岩和泥晶生屑灰岩孔隙度低,有机质含量低,储集性能差;生屑泥晶灰岩和（含）泥质生屑泥晶灰岩孔隙度高,有机质含量高,储集性能好。茅一段储层受岩相、有机质丰度和成岩作用的综合控制,生屑泥晶灰岩微相和（含）泥质生屑泥晶灰岩微相中的原始孔隙发育好且富含粘土矿物;粘土矿物转化形成的粘土微孔和有机质孔为茅一段主要的储集空间;白云石化作用和溶蚀作用为茅一段提供了部分储集空间。基于此,提出茅一段优质储层发育模式：沉积期,由于原始组构差异,生屑泥晶灰岩和（含）泥质生屑泥晶灰岩中的原始孔隙发育;中-深埋藏期,海泡石发生成岩转化,形成粘土微孔和有机质孔,同时释放富镁成岩流体,发生白云石化;深埋藏期,酸性流体进一步改造储层,使生屑泥晶灰岩和（含）泥质生屑灰岩储层发育为优质储层。     

正电聚醇钻井液体系在老堡南1井的应用

老堡南1井是冀东油田在近海部署的第一口预探井。该区块油气层埋藏深，地质构造复杂，馆陶组地层底部存在砾岩和玄武岩，易发生坍塌、渗漏，下部奥陶糸地层以灰岩为主，裂缝发育，地层压力乐数低，易发生井漏、井喷等复杂事故。现场正电聚醇钻井痕体系的应用，有效地解决了玄武岩地层的坍塌，该体系配合堵漏材料的使用，顺利完钻，并且电测一次成功。同时该体系具有较强的抑制防塌、润滑防卡能力，体系本身无毒、无荧光，有利于发现和保护油气层，满足了海上环保要求。目前，老堡南1卉已获高产工业油流。正电聚醇钻井液体系的成功应用，开辟了海上预探井的钻井液应用新领域，为冀东油田海上全面开发创造了良好的开端。     

草桥-广饶潜山油气藏特征

草桥广饶潜山位于东营凹陷南斜坡南段,发育于印支运动末期。该潜山由于处于构造高部位,受多期构造运动影响,断层及不整合面发育,具有良好的油气运移通道,沙河街组四段烃源岩生成的油气多沿此运移至潜山成藏。奥陶系为主要储集层,储集空间主要为裂缝、溶蚀孔、洞。区域盖层为馆陶组、沙河街组四段及孔店组的泥岩层。溶蚀作用、潜山构造形态及盖层的分布是决定潜山能否成藏的主控因素。目前,该潜山已发现了顶部和内幕两类油气藏。     

四川盆地平昌—阆中地区侏罗系油气成藏主控因素与勘探对策

四川盆地平昌—阆中地区具有十分有利的油气成藏地质条件,但其油气勘探潜力长期被低估。通过对沉积、生油、储集及压力条件等油气成藏主控因素的综合分析,认为该区中下侏罗统具有大面积连续型油气聚集成藏的特征:①早中侏罗世处于湖水广布的繁盛期,烃源岩与储集岩交互叠置;②烃源岩质优、层厚,已大量生烃;③砂岩和介壳灰岩储层致密,且发育泥页岩油气层;④溶蚀孔洞缝的发育使致密储层的储集性能得到有效改善;⑤油气层普遍高压,油气连续型聚集成藏。因此,若在该地区遵循非常规油气资源的勘探思路,针对滩坝砂岩和介壳灰岩致密储层,采用水平井、加砂压裂等工艺技术,则有望实现侏罗系油气勘探新的突破。     

塔里木盆地轮南地区中奥陶统储层特征研究

塔里木盆地轮南地区中奥陶统主要分布在轮南地区南部,其中第三岩性段的灰岩属台地边缘滩相沉积,是该区最主要的储集层,其储集空间类型,以裂缝为主,还包括孔隙和溶蚀孔洞等。沉积相、构造运动、溶蚀作用控制了储层的发育,最有利的储层分布于风化壳或不整面附近的高能颗粒灰岩中。     

富台油田古生界潜山油藏裂缝数值模拟研究

在三维构造精细解释和综合利用构造演化、露头、岩心、测井资料描述裂缝信息的基础上,利用有限元数值模拟方法预测潜山油藏古构造应力场分布,采用格里菲斯准则和库仑摩尔准则判断张裂缝和剪裂缝的发育程度、裂缝方位及倾角。富台油田古生界潜山油藏裂缝主要发育在燕山期,以高角度裂缝为主,裂缝横向上主要受构造控制,在背斜顶部或高点较为发育;裂缝纵向上主要受岩性控制,具有明显的层状特征。     

信安镇潜山碳酸盐岩储层的孔缝预测方法

潜山灰岩非均质性油气藏是一种受灰岩孔缝发育带控制的油气藏。灰岩储层的岩石物理特性主要与孔缝发育程度有关,而与孔缝内的流体成分关系不大。本文利用两种地震方法研究储层孔缝发育带的分布:一是用反射波的振幅和层切片技术预测孔缝发育带;二是依储层的空间形态计算储层的平均吸收特性、振幅等参数的相对变化,预测孔缝发育带。预测结果与钻井资料十分吻合,而且能预测在地震剖面上不易识别的微小断裂(已为钻井资料证实)。上述方法是在解释工作站上开发的。它增强了工作站的解释处理功能,为在工作站上进行多信息提取和综合分析提供了新的方法。