东营北带深层砂砾岩体储层伤害机理研究

东营北带广泛发育深层砂砾岩体，结构复杂，但对其储层伤害机理研究甚少。从孔渗关系、敏感性、液相伤害和固相伤害等方面出发，探讨了深层砂砾岩体储层伤害因素。研究发现，深层砂砾岩体储层属于低孔低渗储层，其产量与孔隙度大小没有直接关系；存在弱到中等水敏、弱碱敏和强应力敏感性；存在很强的液相伤害，水锁情况严重；固相伤害较为严重，且随着压差的增加而增强；该区块井漏事故较多，漏失量越大，对储层的伤害越严重；温度对其水敏性影响很大。研究结果可为研制适合该区块的钻完井液提供支撑。     

东营凹陷北带沙四段砂砾岩体储层增产潜力

由于砂砾岩体储层的岩性结构、含油性和非均匀性等特征极为复杂,在勘探试油中还存在一些技术难题未解决,尤其是在储层潜力评价方面存在较大偏差.统计分析了东营凹陷北带沙四段砂砾岩体储层的酸化和压裂效果,总体上压裂效果比酸化效果好.通过典型井例分析,揭示了砂砾岩体储层横向有效渗透率变化的复杂性,阐明了压裂后增产的主要因素.提出了砂砾岩体储层改造的选井选层原则,并进行了实际应用,取得较好的增产效果,为该类储层的下步挖潜进行了有益的探索.     

东营北带砂砾岩扇体含油性影响因素分析

在东营凹陷北部陡坡带,发育着大套砂砾岩扇体。扇体近油源,储层发育,多见油气显示;砂砾岩储层分选差,非均质性强,含油特征复杂。以东营北带沙三段砂砾岩扇体为例,通过沉积剖面的观察和分析,总结了砂砾岩扇体的含油特征。砂砾岩扇体的含油性具有一定的规律,主要受到扇体储层物性和与油源之间配置关系的影响,边界断层的活动是影响含油的主控因素,扇体沉积相和岩性则进一步影响了油气的分布。     

东营凹陷北带沙四下亚段深层砂砾岩储层储集空间特征及成因机制

东营凹陷民丰洼陷北带沙四下亚段深层砂砾岩储层储集空间特征及成因机制认识不清的问题,给该地区油气勘探带来了极大的风险。综合运用薄片鉴定、扫描电镜观察、流体包裹体分析及岩心物性分析等多种技术方法,结合压力演化史、油气成藏史、有机质热演化史等研究成果,对东营凹陷北带沙四下亚段砂砾岩储层储集空间特征及成因机制进行了系统研究。结果表明,东营凹陷北带沙四下亚段砂砾岩储层储集空间以残余原生孔隙为主,相对含量占60%以上,含有少量的次生溶蚀孔隙及微裂缝。在早期异常高压、早期油气充注以及膏岩层的发育等多种因素的综合作用下,东营凹陷北带沙四下亚段砂砾岩储层原生孔隙得以有效的保存至深层,从而为油气聚集提供了优质的储集空间;沙四下亚段深层砂砾岩储层经历了酸性→碱性→酸性的溶解过程,溶解作用相对较弱,次生孔隙含量低,对储层物性的贡献量小。     

解除低渗砂岩气层钻井液伤害的洗井液研究与应用

钻井液对低渗砂岩气藏的伤害主要来自钻井液滤液,滤液产生的伤害主要为水锁,同时也有水敏膨胀及高分子聚合物在孔隙内壁的吸附滞留作用以及少量的固相微粒进入形成堵塞,导致产量降低。针对这一问题,主要从改变储层表面性质着手,研制出了洗井液NDF-1。该洗井液使低渗砂岩气藏由强亲水变为弱亲水,消除储层毛细管压力,溶解进入的部分固相,拆散堵塞,从而提高气驱水效率。室内实验表明,洗井液NDF-1可以使现场DIF伤害后岩心渗透率恢复率得到明显提高,平均恢复率提高率达到133.45%。在CB3-3井进行了现场试验,通过试气结果表明,单井产量提高率达到35.71%。     

东营凹陷北带不同类型砂砾岩扇体“相—势”控藏作用

"相-势"控藏模式是在东营凹陷洼陷带岩性油藏勘探实践的基础上形成的,为了验证该模式的普遍性,开展了东营凹陷北带不同类型砂砾岩扇体"相-势"控藏作用研究.在精细解剖该区不同类型砂砾岩扇体和地层压力分布特征的基础上,明确了近岸水下扇、深水浊积扇、扇三角洲等扇体的"相"控藏特征,划分了不同微相含油界限的物性范围,并揭示了"势"控藏特征.通过"相-势"耦合控藏分析,总结了该区近岸水下扇、深水浊积扇、扇三角洲"相-势"控藏模式,建立了"相-势"控藏定量评价公式.     

保护微裂缝性油气层的钻井完井液

针对钻井完井液对裂缝性油气层的损害特点,建立了评价钻井完井液对裂缝性油气层损害程度的方法,并用该方法建立了保护微裂缝性油气层的钻井完井液体系的设计准则和新型屏蔽暂堵技术。结果表明,该评价方法较全面地考虑了裂缝性油气层的特点,并能对裂缝性油气层的损害程度进行系统评价。新型屏蔽暂堵技术对微裂缝性油气层具有很好的保护作用,暂堵剂种类在两种以上,暂堵剂颗粒粒径为平均裂缝宽度的0.9—1.0,分布范围较宽,加量一般在3.0％左右。     

自然伽马能谱测井在东营凹陷北部陡坡带砂砾岩体中的应用

东营凹陷北部陡坡带砂砾岩体广泛发育，该类地层的岩性识别、储层划分、地质参数计算等一直是测井评价所面临的难题。自然伽马能谱测井在砂砾岩体地层具有特殊的规律，其测井数值高低与岩石成分、岩性及岩石成熟度密切相关。文章分析了自然伽马能谱测井资料在砂砾岩体地层中具有的不同响应特征，提出了利用自然伽马能谱测井信息解决砂砾岩体岩性识别、储层划分、地质参数计算等问题的方法。结果表明，应用自然伽马能谱测井评价砂砾岩体地层效果较好。     

东营凹陷北部陡坡带深层砂砾岩体岩性测井识别

东营凹陷北部陡坡带深层砂砾岩体岩性识别难度大,钻井取心、岩屑录井和井壁取心资料不能满足储层评价的需求.基于测井资料具有信息丰富、全井段采集的优点,探讨了利用岩心和岩心扫描图像刻度地层微电阻率扫描成像(FMI)测井,建立了利用FMI精细划分岩性和岩性组合的方法和模型;利用FMI划分岩性的成果刻度常规测井资料,提取不同岩性的常规测井曲线特征值,探讨了利用中子-密度孔隙度、声波-密度孔隙度交会和M-N值识别岩性的方法.结果表明,M和N值识别岩性效果较好,利用该方法识别的岩性与FMI识别的岩性具有较好的一致性,准确率达到79.99%,可满足测井评价的需要.     

DF2井水平井钻井完井液技术

DF2水平井是在鄂尔多斯盆地大牛地气田施工的一口重点开发准备井.由于DF2井穿越煤层、井径大、水平井段长、实施了复合导眼、井眼轨迹调整频繁等.因此,分析了前期在山1气层巳实施的水平井DPI和DFI井存在的问题,优化了DF2井井身结构;为了避免煤层垮塌,在进入山西组前将钻井液密度调整到1.20 g/cm3.在斜井段实施了复合导眼,调整了A点靶前距,有效降低了DF2井钻遇煤层段长;造斜A点之前采用双保天然高分子钻井液,水平段采用无土相漂珠钻井完井液,成功解决了大井眼、复合导眼的井眼净化和造斜段煤层垮塌问题.DF2井的成功实施为在该地区进行大规模开发提供了宝贵经验和技术支持.     

东营凹陷南斜坡孔店组油气成藏控制因素

对东营凹陷南斜坡孔店组的勘探及认识程度非常低,尤其对油气成藏控制因素及油藏分布规律的认识尚不明确.通过对研究区成藏模式和油气藏分布规律的深入研究,认为南斜坡孔店组主要存在T型、S型和阶梯型3种油气运移模式,可形成断层、断层-岩性和地层超覆不整合3种模式的油气藏;油气藏类型主要包括构造油气藏、地层油气藏及构造-岩性油气藏3种.从生储盖组合特点、断层特征、圈闭形态与规模质量等方面研究了它们对油气成藏的控制作用,提出南斜坡孔店组油气成藏主要受构造背景、断层及圈闭特征3方面因素的控制,斜坡带鼻状构造的反向断块圈闭、砂泥比小于30%的地区成藏最为有利.     

冀东南堡凹陷古近系东营组构造对扇三角洲的控制作用

根据边界断裂特点和东营组地层发育特征,南堡凹陷划分为陡坡带、凹陷带和缓坡带3个构造地貌单元.钻测井和地震资料研究表明,陡坡带主要发育扇三角洲沉积体系,受制于古构造-古地貌背景的不同,储层粒度、发育规模等方面存在明显差异.可进一步划分出断-台、断-阶和断-崖3类扇三角洲成因模式,3种模式形成的扇三角洲沉积体系在油气储集能力方面的差异性较大.其中,断-台地貌形成的扇三角洲平原亚相和扇三角洲前缘亚相、断-阶地貌形成的扇三角洲前缘亚相是形成优质储层的有利相带.     

防塌与保护气层的钻井液技术

利用X-射线衍射、电镜扫描、岩心流动、表面张力测定等试验，对胜利油田孤北区块中生界及上古生界易塌地层的矿物组构、理化性能以及气层损害主要机理进行了分析。在分析易塌地层井眼失稳与气层损害机理的基础上，依据化学力学耦合井眼稳定理论，针对易塌地层特点，确定了“强化封固井壁-强化抑制降高温高压滤失-合理密度力学支撑井壁合理的钻井水力参数”钻井液协同防塌技术。利用优选的高效防塌剂和新研制的气层专用保护剂，开发出了一套防塌与保护气层的钻井完井液体系，并进行了2口井的现场试验。2口试验井均未发生井下复杂情况，与邻井相比，井眼稳定性明显提高，气层保护效果较好，钻井液维护处理较简单，基本形成了一套与地层匹配、防塌、气层保护效果较好的钻井完井液技术。     

东营凹陷现河地区沙三段下亚段储层成岩作用

东营凹陷现河地区沙三段下亚段发育湖泊相、三角洲相和浊积扇相等成因类型的砂体，地层埋藏深度变化大，成岩作用复杂。通过钻井取心、岩石薄片和扫描电镜观察等手段，研究了该区成岩作用。研究结果表明，压实作用、胶结作用、交代作用以及多期次的溶解作用是储层的主要成岩作用。其中，压实作用和胶结作用使储层原始孔隙损失较大。自晚成岩A期到晚成岩B期，因有机质成熟过程、粘土矿物转化、烃类与硫酸盐矿物的热化学氧化还原反应等造成的酸性地层水介质，使次生孔隙发育。     

东营凹陷北带构造特征及其对沉积作用的控制

东营凹陷北部陡坡带的主干边界断层为铲式断层．沿断层走向不同地段的剖面形态也有明显的差异,有多个不同尺度的相对陡倾、呈内凹形态的断层面瀑布和相对缓倾、呈外凸形态的断层面缓坡。在主边界断层的断层面瀑布区,沙三下亚段时期发育近岸水下扇和扇三角洲,而在断层面缓坡处则发育湖相泥岩。     

东营凹陷沙三段浊积岩油藏形成机制

东营凹陷沙三段发育了大量浊积岩,构成了完整的浊积岩体系,是油气勘探的重要目标.在充分分析了东营凹陷地质背景的基础上,从岩性特征、电性特征和地震剖面特征等方面研究了东营凹陷沙三段近源深水浊积扇、滑塌浊积扇及洪水浊积扇的沉积模式,并从生储盖条件、运移通道及油气封存箱等方面探讨了浊积岩油藏的形成机制及成藏模式.研究认为东营凹陷沙三段浊积岩具有有利的生储盖条件,具备形成油藏的条件,是下一步勘探的有利目标.     

辽东湾坳陷古近系东营组泥岩对油气藏分布的控制作用

辽东湾坳陷位于渤海湾盆地东北部,油气聚集层位从北向南逐渐变新,北部和中部大部分油气藏都分布于古近系东营组和沙河街组地层中,油气藏的这种分布特点与坳陷中"北厚南薄"的东营组泥岩有着密切的关系.结合辽东湾坳陷构造特征、沉积体系演化及地层发育特点,通过对东营组泥岩产生的超压,及泥岩和砂体、断层、不整合面等疏导体系的配置的研究,探讨了辽东湾坳陷东营组泥岩对油气藏分布的控制作用.东营组泥岩与断层、油源、砂体等多种因素联合通过5种作用控制了坳陷内油气藏的分布.其中巨厚泥岩产生的超压对北部和中部油气藏的控制作用最为明显,油气藏主要分布于东营组及下伏地层中.     

东营凹陷沙三—沙四段砂岩储层超压成因与演化

渤海湾盆地东营凹陷沙三—沙四段砂岩储层发育中-强幅度超压,钻井实测压力换算的最大压力系数为2.0,最大剩余压力达40 MPa。分析发现,储层含油性与超压发育程度具有相关性,认为现今储层超压主要源自烃源岩生油超压流体传递。综合盆地模拟技术和流体包裹体分析,恢复了沙三—沙四段砂岩储层古压力的演化历史,认为沙三段—东营组沉积末期的快速沉降作用是导致孔隙流体排出受阻而形成第一期储层流体超压的主要原因,但东营组沉积末期—馆陶组沉积初期构造抬升的泄压作用可使孔隙流体压力降低至常压;在明化镇组沉积末期—现今,由于烃源岩主体仍然处于主油阶段,烃源岩生烃作用产生的大量含油气超压流体充注砂岩储层是形成第二期储层超压的主导成因。     

东营凹陷沙河街组四段湖相细粒沉积特征及其控制因素

为研究东营凹陷沙河街组四段上亚段的湖相细粒沉积特征及其控制因素,开展了精细岩心描述、薄片鉴定、X射线衍射全岩分析等。结果表明：①研究区细粒沉积岩可划分为15种岩相类型,其中富有机质平直纹层灰质黏土岩、富有机质块状黏土岩、富有机质块状含灰黏土岩、含有机质波状纹层黏土质灰岩和含有机质波状纹层含黏土灰岩等5种岩相类型较为发育。②依据岩石中黄铁矿含量、Ca（/Ca+Fe）、Zr/Al和Sr/Ca在垂向上的变化,将东营凹陷沙四上亚段沉积演化分为4个阶段,即干旱气候阶段、干旱—暖湿气候过渡阶段、暖湿气候阶段和暖湿—干旱气候过渡阶段。③古气候条件控制了岩石类型及特征,干旱气候阶段发育含有机质波状纹层黏土质灰岩;干旱—暖湿气候条件发育富有机质平直纹层灰质黏土岩;暖湿气候条件发育富有机质块状黏土岩;暖湿—干旱气候条件发育富有机质块状黏土岩和灰质黏土岩。该研究成果对细粒沉积岩的油气勘探具有借鉴意义。     

济阳坳陷东营凹陷北带丰深1井区深层沙四下古油藏与天然气成因

济阳坳陷东营凹陷北带丰深1井区深层古近系沙四段下亚段以产出凝析油气为特征。根据天然气烃类气体组成、氮气含量、气体碳同位素、储层显微荧光薄片观察与测试结果以及热模拟实验结果综合分析,丰深1井区天然气属于原油裂解气,且储层孔隙大量分布热蚀变焦沥青。结合储层地温史和烃源岩生烃史,证实该区深层沙四下砂砾岩体存在古近纪末期(Es1末)古油藏,并在新近纪明化镇组沉积期至今(Nm-Q)因热力作用发生裂解,形成现今的深层凝析气藏。同时发现,在古油藏边缘,如丰深3井区存在源岩干酪根裂解与原油裂解成因的混合气;储层大量微观泄压缝的存在是凝析气藏保持正常压力系统的主要原因。