塔里木盆地哈拉哈塘地区东河砂岩段成岩作用及对孔渗影响

通过岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜、铸体薄片、阴极发光及物性资料分析,对塔里木盆地哈拉哈塘地区东河砂岩段深埋优质储层的成岩作用、孔隙成因及对孔渗影响进行研究。结果表明,东河砂岩处于中成岩A_2—B期,碳酸盐胶结物的胶结作用及溶蚀作用是重要的成岩事件。早期碳酸盐胶结作用、低的地温梯度和短期的深埋藏能够增强储层抗压实能力,保留更多原生孔隙;而晚期碳酸盐胶结能够填充有机酸溶解颗粒产生的粒间溶孔和粒内溶孔,同时晚期碳酸盐胶结物再溶蚀又能够形成次生孔隙。在纵向上及平面上碳酸盐胶结物含量与储层孔隙度和渗透率为负相关关系,据此可对储层物性进行预测和评价。     

塔中地区东河塘组储层中高孔渗成因浅析

上泥盆统东河塘组东河砂岩段是塔中地区最重要的油气产层,该套地层为中高孔渗储集层。为此，在地层、沉积特征分析研究和储层物性统计的基础上，对储层特征、中高孔渗储层形成原因进行了综合分析研究。结果认为东河塘组砂岩成分和结构成熟度都很高，孔隙类型以粒间孔隙和粒间溶蚀孔隙为主，在河口湾、前滨-临滨相中的海滩砂坝、滨岸三角洲砂坝中发育中高孔渗储层；刚性颗粒组分含量高和塑性颗粒组分含量低、分选好、古地温低、溶蚀作用是东河砂岩形成中高孔、渗储层的主要原因，这也是该套储层的重要特征。弄清这一点对寻找有利的富集油气带具有积极的意义。     

哈拉哈塘地区晚泥盆世东河砂岩储层特征研究及评价

本文利用储层地质学理论,结合岩心、铸体薄片以及分析测试资料,对哈拉哈塘地区晚泥盆世东河砂岩储层特征进行研究。研究认为东河砂岩以岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主,发育残余原生粒间孔—粒间溶孔组合为主的孔隙结构特点。并对东河砂岩段的物性特征进行分析,孔隙度与渗透率具有很好的相关性。通过统一储层评价标准,对研究区进行储层的综合评价。     

塔里木盆地哈得逊油田东河砂岩油藏天然气地球化学特征及油藏类型研究

塔里木盆地东河砂岩是海相油气的重要勘探领域。为研究东河砂岩天然气成因、油藏类型及油气运移方向,以哈得逊油田东河砂岩油藏原油伴生气为研究对象,在天然气组分数据可靠性评估基础上,对烷烃气组分和非烷烃气组分的含量、同位素特征及分布规律进行了详细研究,探讨了天然气组分成因,详细分析了东河砂岩油藏类型,并对油气运移路径进行了推测,形成以下主要认识:①哈得逊油田东河砂岩油藏原油伴生气为油型气,总体具有N2含量高、干燥系数低及CO2含量低的特征;高含量N2为腐泥型有机质在成熟阶段热解生成,CO2是有机和无机成因的混合物。②哈得逊油田东河砂岩油藏由西南侧哈得4井区油藏、东南侧哈得1井区油藏和北部井区油藏(哈得113井—哈得111井—哈得4-51井)3个相对独立的油藏共同组成,油藏类型分别为构造油藏、构造—岩性油藏和岩性—地层油藏。③与哈得1井区油藏天然气相比,哈得4井区油藏天然气干燥系数低,N2和CO2含量高,δ13C1值、δ15 N值和δ13 CCO2值偏高,且烷烃气δ13 C值部分倒转;这可能是成藏后期哈得4油藏天然气的泄漏导致。④现今哈得逊油田东河砂岩油藏已基本达到平衡,自北向南大规律油气运移难于形成现今天然气组分和同位素分布规律。推测哈得逊东河砂岩油藏可能是经下伏断裂,由下部奥陶系古油藏调整而来。     

柴达木盆地乌南油田N_2~1储层微观特征分析

本文通过对绿10井、绿13井、乌107井3口井N_2~1取心段岩心的普通薄片、铸体薄片、孔隙度、渗透率、碳酸盐含量等大量基础资料进行分析的基础上,总结了乌南油田N_2~1储层微观特征,包括岩石学特征、孔隙类型、成岩作用、物性特征,根据研究区砂岩中碳酸盐含量高的特点,就砂岩中碳酸盐的物质来源及对储层物性的影响作了进一步的探讨,认为影响乌南油田N_2~1储层物性的主要因素是碳酸盐含量高,碳酸盐含量与砂岩孔隙度呈负相关。碳酸盐物质来源主要由2个方面:一是来自物源区的碳酸盐岩岩屑,另一是在压实过程中相邻泥岩中高钙地层水进入砂岩后方解石沉淀而成的方解石胶结物。关于碳酸盐矿物在研究区N_2~1中的分布规律值得进一步研究与探索。     

柴达木盆地乌南油田N2^1储层微观特征分析

本文通过对绿10井、绿13井、乌107井3口井N2^1取心段岩心的普通薄片、铸体薄片、孔隙度、渗透率、碳酸盐含量等大量基础资料进行分析的基础上,总结了乌南油田N2^1储层微观特征,包括岩石学特征、孔隙类型、成岩作用、物性特征,根据研究区砂岩中碳酸盐含量高的特点,就砂岩中碳酸盐的物质来源及对储层物性的影响作了进一步的探讨,认为影响乌南油田N2^1储层物性的主要因素是碳酸盐含量高,碳酸盐含量与砂岩孔隙度呈负相关。碳酸盐物质来源主要由2个方面：一是来自物源区的碳酸盐岩岩屑,另是在压实过程中相邻泥岩中高钙地层水进入砂岩后方解石沉淀而成的方解石胶结物。关于碳酸盐矿物在研究区N2^1中的分布规律值得进一步研究与探索。     

塔河油田于奇东地区隐蔽油气藏预测方法及应用研究

隐蔽油气藏勘探仍然是一大难点,存在圈闭识别难度大、钻前预测可靠性低等一系列问题。该文以塔河油田于奇东三维地震和3口气井、6口非含气井资料为基础,通过地震波衰减异常处理技术和成藏条件分析方法,探讨了奥陶系碳酸盐气层的地震波衰减响应特征,同时用该方法预测了可能存在的东河砂岩碎屑岩隐蔽圈闭油气藏。研究结果表明,衰减含气检测对于碳酸盐溶洞、裂缝—溶洞型储层具有一定的指示效果,而对于以裂缝为主的储层应用效果不理想。通过目的层的衰减异常分析及沉积相和构造综合研究,在该区识别出一个东河砂岩储层的断裂—地层复合圈闭可能油气藏,其面积约为30.53 km 2,闭合高度为120 m,气层最厚可达51 m。衰减含气检测在隐蔽油气藏勘探中具有较大的应用潜力。     

塔里木盆地哈得逊油田东河砂岩隔夹层特征及其石油地质意义

以石炭系东河砂岩段为主要目的层的塔里木盆地哈得逊油田在勘探开发过程中显现出油藏流体性质差异大、油水关系复杂等现象。研究中注意到东河砂岩段砂岩输导层中存在的隔夹层与相邻正常储层差异明显,遂通过岩心观察及钻井试油资料分析,明确了隔夹层形态、岩石学成分及成岩作用等特征,进而分析了隔夹层对储层中流体流动及物质交换所起的作用。哈得逊油田东河砂岩中钙质隔夹层与其相邻储层岩石骨架颗粒组成基本一致,但正常储层成岩作用复杂,而隔夹层中基本上只发育方解石、白云石及硬石膏等胶结物的胶结作用,往往导致钙质隔夹层物性极差,并造成隔夹层上下的原油及地层水性质的明显差异。综合分析认为,研究区石炭系东河砂岩段砂岩输导层内流体分布不均、流动性复杂的原因是隔夹层对流体流动的非均匀阻隔作用的结果。     

川东北元坝地区须三段钙屑砂砾岩储层特征及控制因素

四川盆地元坝地区须家河组三段多口井测试获得中-高产工业气流,具有良好勘探开发潜力,但其储层特征及控制因素不明确。利用岩心、薄片及分析化验资料对研究区储层岩石类型、储集空间、物性及发育控制因素进行综合研究。研究认为：储层岩石类型以钙屑砂岩和灰质砾岩为主,具有“石英、长石含量低,碳酸盐岩屑（碳酸盐砾）含量高”的特征。储集空间以粒间溶孔、粒内溶孔及裂缝为主,钙屑砂岩与灰质砾岩储层差异明显。钙屑砂岩为裂缝-孔隙型储层,而灰质砾岩为孔隙-裂缝型储层,物性总体较差,具有低孔、低渗的特征。储层发育主要受沉积微相、岩石类型、溶蚀作用及裂缝共同控制。有利沉积微相及岩石类型是优质储层发育的基础,溶蚀作用及裂缝是优质储层发育的关键。水下分流主河道中-粗粒钙屑砂岩为最有利岩相,高含量钙屑组分在后期溶蚀作用及裂缝改造下易形成优质储层。     

四川盆地川西坳陷上三叠统须家河组三段和五段“甜点”储层特征及分布

四川盆地川西坳陷须家河组三段和五段烃源岩厚度大、有机质丰度高,同时发育规模较大的三角洲分流河道和席状砂沉积,具有较好的源内成藏潜力。根据储层岩石学、微观孔隙结构和物性特征等方面的综合分析,结合录井与测井解释成果,系统研究了川西坳陷须三段和须五段“甜点”储层的特征、成因机制和分布规律。研究表明,川西坳陷须三段和须五段以三角洲前缘-滨浅湖细粒碎屑岩沉积为主,主要发育薄层砂岩型储层,但在成都凹陷南部地区须三段发育单层及累计厚度均较大的三角洲分流河道厚层砂岩型储层。薄层砂岩型储层岩石类型多样,沉积物粒度细,碳酸盐矿物和粘土含量较高,强烈的压实和胶结作用导致储层异常致密;“甜点”储层的形成主要受生烃作用、溶蚀作用和破裂作用控制,主要由富含有机质的泥页岩和中-细砂岩（高石英、低碳酸盐岩岩屑）组合形成。厚层砂岩型储层的储集空间类型以溶蚀孔隙和裂缝占主导,“甜点”储层形成主要受岩石粒度和易溶、脆性矿物组分含量以及溶蚀作用强度的控制,其中溶蚀作用是关键因素。龙门山中段和新场构造带以南地区须五段具有烃源岩品质较好、石英（长石、粘土矿物）含量较高、碳酸盐矿物含量较低的特点,有利于薄层砂岩型“甜点”储层的发育;成都凹陷南部须三段厚层砂岩型“甜点”储层主要分布在与泥页岩相邻（纵/侧向）的高石英（长石）中-粗砂岩中。     

塔里木盆地东河1油藏东河砂岩隔夹层形成的主控因素及流体来源

通过大量的岩心、薄片观察,依据填隙物的种类和含量,将东河1油藏东河砂岩隔夹层分为钙质隔夹层、(含)泥钙质隔夹层和泥质隔夹层3类,以钙质隔夹层和(含)泥钙质隔夹层为主,泥质隔夹层相对不发育。隔夹层的形成主要受控于早成岩期的碳酸盐胶结作用。碳酸盐胶结物类型包括方解石、菱铁矿、铁方解石和铁白云石。根据岩相学和阴极发光特征的不同,识别出4期碳酸盐胶结物,各期碳酸盐胶结物成因和流体来源存在一定差异。第Ⅰ期胶结物为连晶或粗大片状的无铁无镁方解石,Fe、Mn元素含量很低,形成于未埋藏或浅埋藏与海水沟通的开放、氧化环境,钙质来源于海水;第Ⅱ、Ⅲ期胶结物沉淀于点-线接触的颗粒间,Mn元素含量显著上升,形成于半封闭-封闭的成岩环境,钙质流体来源于第Ⅰ期胶结物或同沉积期的碳酸盐颗粒的溶解;第Ⅳ期胶结物为铁方解石、铁白云石,具交代石英、长石矿物的特点,Fe元素含量远高于Mn元素含量,形成于相对深埋的还原环境,其形成与长石的溶解有关。     

塔里木盆地哈得逊地区储集层成岩岩相与含油区预测

经镜下成岩特征分析,哈得逊地区的石炭系含油气储集层可划分为六种成岩岩相。其中,薄砂层由致密混合型胶结相和非致密混合型胶结相组成;东河砂岩由溶蚀相、原生孔隙相、溶蚀-原生孔隙相和碳酸盐胶结相组成。其储集性能也随成岩相的不同而变化,据物性分析评价,溶蚀相为Ⅰ1类特好储集层,原生孔隙相和溶蚀-原生孔隙相为Ⅰ2类好储集层。非致密混合型胶结相与碳酸盐胶结相中的非致密型为Ⅱ类中等储集层,致密混合型胶结相和碳酸盐胶结相中的致密型为Ⅲ类较差储集层。在此基础上,依据相应的测并参数模式,溶蚀相的展布特点,对新含油区进行了预测。     

塔里木盆地东河砂岩层序特征与分布规律

东河砂岩是塔里木盆地的重要勘探目的层系。通过对其层序的划分对比和空间上纵、横向的分布规律的研究认为，东河砂岩平面分布受控于区域构造背景和古隆坳格局，厚度受控于沉积环境和沉积时的古地貌、古地理，如碳酸盐岩古潜山、背斜谷软弱风化带、单面山软弱风化带等。古隆起的背斜谷和单面山控制了东河砂岩的有利诸集相带，古隆起及其围斜部（特别是东河砂岩非构造圈闭发育的有利区）和轮南凸起的围斜部－哈得逊－古城鼻隆西缘，是东河砂岩非构造圈闭勘探的有利区。     

塔里木盆地塔中隆起区石炭系东河砂岩油气藏的假盖层

塔里木盆地塔中隆起区石炭系东河砂岩油气藏是一个具有地层控制因素的构造圈闭油气藏.经钻井、测试资料揭示,在塔中10、16、20井区东河砂岩油气藏的油气似乎未充满至构造溢出点.东河砂岩之上的含砾砂岩段的沉积相变化较大,物性好坏亦有变化.压汞资料显示,在该段物性变差的地区,对东河砂岩油气藏起隔膜型封堵作用,属泥岩段(盖层)与砂岩段(储层)之间的过渡层,称“假盖层”.      

塔里木盆地哈得逊地区巴楚组地层序列及成因机理

通过研究确定塔里木盆地哈得逊地区巴楚组地层序列类型及其成因机理,解决地层演化和沉积历史的相关争议。通过岩心、测井资料的分析及区域地层对比,确定哈得逊地区巴楚组东河砂岩段之上存在下泥岩段和生屑灰岩段。哈得逊地区东河砂岩段、下泥岩段、生屑灰岩段在石炭系早期依次沉积,此沉积序列为该区巴楚组标准沉积序列,该标准序列与塔里木盆地其他地区的东河砂岩段_下泥岩段_生屑灰岩段沉积序列一致。由于在沉积之后即受构造抬升、不均匀剥蚀及混积作用影响,该区大部分巴楚组标准地层序列不再完整,并形成角砾岩段,形成5种地层序列类型（自下而上）：Ⅰ东河砂岩-下泥岩-生屑灰岩;Ⅱ东河砂岩-下泥岩-角砾岩;Ⅲ东河砂岩-下泥岩;Ⅳ东河砂岩-角砾岩;Ⅴ东河砂岩,此种地层序列在东河砂岩油藏区具有明显的分区性。对哈得逊地区巴楚组地层序列的正确认识对该区沉积环境和沉积层序、东河砂岩钙质来源和成岩作用、地震资料应用以及油气勘探等研究具有重要意义。     

哈得逊地区东河砂岩沉积微相特征及其对流动单元的控制作用

从颜色、岩矿组分、岩性及结构、沉积构造等方面分析了哈得逊地区东河砂岩储层的沉积特征。根据区域地质资料及前人沉积相研究成果，确定了东河砂岩的沉积相划分模式，认为东河砂岩为无障壁滨岸沉积。结合东河砂岩沉积特征分析，将滨岸相划分为海岸沙丘、后滨、前滨、临滨4个亚相和12个微相，并分析了各微相的沉积特征。在流动单元划分的基础上，研究了沉积微相与流动单元类型的关系：海岸沙丘亚相和后滨亚相中E类流动单元较少，主要为G类、M类、P类和非流动单元类；前滨亚相和临滨亚相流动单元类型较好，P类和非流动单元类比例很少，以E类、G类和M类流动单元为主。沉积微相对流动单元的类型分布具有明显的控制作用。     

哈得4油田东河砂岩隐蔽油藏勘探开发技术

哈得4油田位于塔里木盆地满加尔凹陷北部的哈得逊构造带上,主要目的层为石炭系底部东河砂岩,油藏埋深超过5000m,幅度低于34m,东河砂岩储层属于海侵体系域的滨岸相沉积石英砂岩,向北超覆尖灭,通过勘探开发证实油水界面自东南向西北倾斜,相差近80m,油藏受地层超覆尖灭和构造双重控制,是典型的隐蔽油藏.哈得4油田东河砂岩油藏还存在含油面积大(已证实超过130km2),储层厚度小(平均有效厚度小于6m),储量丰度低(小于50x104t/km2)等特点,而且在目的层上部二叠系地层发育一套厚度不等的火成岩层,给速度场的研究带来很大困难.针对这些特点,采用勘探开发一体化的模式,整体部署,分步实施,边滚动,边攻关,逐步加深认识扩大勘探开发成果;从技术上进行了以下四个方面的攻关研究一是加强地震采集处理解释的攻关,提高分辨率,结合钻井资料,准确识别东河砂岩的尖灭线,搞清其分布规律;二是加强速度场研究,提高变速成图的精度,通过新钻关键井不断进行校正,大大提高了构造描述的精度;三是加强层序地层学研究,搞清东河砂岩的分布规律;四是通过逐步外推的办法,加深对倾斜油水界面的认识,结合构造描述和钻井结果,逐步认清了油水界面的变化规律.哈得4油田东河砂岩隐蔽油藏的勘探开发是一个逐步深入的过程,已实现了从1998年发现至今,储量不断扩大,产能规模不断增加,步入勘探开发的良性循环,形成了适合塔里木隐蔽油气藏勘探开发配套技术.     

地震正演模型应用(Ⅰ):用叠后地震正演模拟方法精确解释东河砂岩尖灭点

叠后正演模拟不仅能更好地解释平缓构造背景下的地震数据，而且有助于描述地震资料无法分辨的地质体。东河砂岩是塔里木盆地已知的储集层，横向展布不均匀，由于地震分辨率的限制，很难准确描述东河砂岩的空间展布。用叠后地震正演模拟方法研究东河砂岩尖灭点分布，发现合成地震振幅能量首先增强，然后衰减，其中还存在地层上拉和假倾角现象。这些特征有助于对东河砂岩尖灭点进行地震解释。     

川中广安气田须家河组储集特征及对油气分布的影响

根据38口井岩石学、物性等相关资料,研究了广安地区上三叠统须家河组砂岩储层特征,分析了不同含气层岩石类型,探讨了成岩作用对气藏分布的控制。研究区须家河储层岩石类型呈现结构成熟度中等,成份成熟度较低的特点,以岩屑长石砂岩、长石石英砂岩和长石岩屑砂岩为主;从须二段到须六段,岩石成分在变化,岩屑含量逐渐增多;富气砂岩主要为长石岩屑砂岩。砂岩储层物性整体属于低孔、低渗特征,主要发育粒间溶孔、残余粒间孔、粒内溶孔,其中粒间溶孔、残余原生粒间孔发育程度的好坏直接影响到储层的储集能力。研究区存在石英加大-绿泥石衬边、石英加大-溶蚀、绿泥石衬边-溶蚀、绿泥石衬边-碳酸盐胶结和石英加大-碳酸盐胶结等6大类成岩相。绿泥石衬边-溶蚀相和石英加大-溶蚀相为最好的成岩相类型,研究区须家河组气井都分布在该2类成岩相中。