柴达木盆地坪西地区基岩气藏储层特征

柴达木盆地东坪气田是近年来发现的国内外罕见的基岩古潜山气藏,坪西地区属东坪气田三大断块之一,是东坪基岩气田主要潜力区之一。综合利用岩心观察、薄片分析、X-射线衍射分析及激光共聚焦、CT扫描等实验室分析资料,明确了坪西基岩气藏的岩性特征及储集空间类型;综合试气资料、构造解释成果及裂缝地震属性资料,揭示了坪西基岩气藏的成藏特征及主控因素。研究认为,坪西基岩气藏岩性主要为变质灰岩、板岩及板岩与变质灰岩的混杂岩,储集空间类型主要为构造缝、溶蚀缝及溶蚀孔。变质灰岩和板岩因发育高角度缝和层理缝,是最有利的储集岩性。坪西基岩气藏为具裂缝、基质孔双重孔隙结构的复杂变质岩构造—裂缝型气藏,构造和裂缝是成藏的主要控制因素,构造控制了气层的分布,与气源断裂相伴生的裂缝控制了天然气的富集。研究成果对坪西基岩气藏的勘探开发提供了地质理论依据及技术支撑,具有现实指导意义。     

柴达木盆地东坪地区基岩储集层气藏特征

基于录井和成像测井数据、岩心观察和薄片鉴定,以及储集层微观研究和盖层条件评价等综合分析,研究柴达木盆地东坪地区基岩储集层气藏地质特征及天然气富集高产原因。东坪地区基岩储集层岩性主要为花岗岩和花岗片麻岩;储集空间主要为裂缝、溶蚀孔和微孔,其中大量发育的基质微孔和溶蚀孔为研究区气藏高产稳产的主控因素;受控于第三纪咸化湖环境,基岩顶部0~18 m内发育的裂缝及孔隙被石膏和方解石充填,形成良好的基岩"顶封式"盖层。这种特殊的储盖组合广泛分布,使东坪地区基岩储集层气藏富集高产,主要发育两种气藏:一种是基岩顶部裂缝-孔隙型气藏,主要分布于基岩"顶封式"盖层顶面之下20~50 m区域,受构造控制明显,气藏高产、稳产;另一种是基岩内部裂缝-孔隙型气藏,纵向含气深度大,含气差异大,横向变化快,气藏高产,稳产效果差。     

柴达木盆地马北地区储集层特征及含油气性评价

依据地面、地质、探井、测试、电测及分析化验等资料，对马北地区的地层沉积发育特征、储集层的储集空间类型以及储层的识别等储盖层特征和储层的电性、含油气性等进行了较详细的分析和评价研究，提出马北地区沉积的第三系地层储盖条件具备，储层物性很好；同时基岩、基岩风化壳同样具有良好的储集性能；另外马北一号圈闭马北1井获得高产工业油气流、马北三号圈闭马北3井基岩获得工业油流和马海西构造马西1井钻探中见到良好的气显示就证明了这一点，说明马北地区及柴北缘的勘探潜力是巨大的。     

柴达木盆地英西地区E_3~2咸化湖盆白云岩储集层特征及发育主控因素

近年来,柴达木盆地英西地区深层E_3~2油气勘探获得了重要发现。基于岩心观察、系统的微观岩石学、结构构造分析以及地球化学分析,研究柴达木盆地英西地区白云岩储集层特征及发育的主控因素。泥晶白云岩为英西地区E_3~2的主要有效储集岩,具有低孔—特低渗的物性特征,储集空间类型以白云石晶间孔为主,含部分微裂缝,这类孔径较小而数量极多的晶间孔储油是英西地区油藏稳产的重要控制因素。储层地球化学特征研究结果显示,白云岩储层为成化条件下的准同生交代成因类型,主要证据包括:①微观孔隙结构特征;②高Ca/Mg摩尔比值的非理想状态的成分组成;③低锰的元素地球化学特征;④碳偏负氧偏正的同位素地球化学特征及其反映的低温成因;⑤成核结晶速度较快的不稳定环境造成的低有序度结构特征。这类特殊成化环境下因晶格内部离子交换造成体积变化形成的收缩晶间孔,其孔径大小受控于当时的Mg~(2+)丰度,进而决定着储集层的物性,且这类晶间孔具有较强的抗压实能力,在深层、超深层依然能保存完好。准同生交代成因模式决定了白云岩在平面上分布广泛,因此这一研究成果在平面展布上和纵向深度上均拓展了柴西地区湖相白云岩勘探新领域。     

陆西地区石炭系火山岩储集层的孔隙演化特征

通过对准噶尔盆地腹部陆西地区石炭系火山岩的研究发现,火山岩的储集空间有原生和次生的孔隙及裂缝组成,它们具有不同的组合类型。火山岩储集层的孔隙演化可以划分为5 个阶段：火山岩的形成阶段、风化剥蚀淋滤阶段、埋藏构造作用阶段、溶蚀改造作用阶段和油气聚集成藏阶段;同时,提出了对火山岩的储集空间影响较大的5种成岩后生作用：构造破裂作用、风化淋滤作用、蚀变作用、溶蚀作用、充填与胶结作用。     

柴达木盆地北缘第三系碎屑岩储集层特征及评价

综合分析柴达木盆地北缘地区35口井的钻井、测井及岩心资料，从沉积角度对该区第三系碎屑岩储集层进行分类及评价。该区储集层以细砂岩和粉砂岩为主，主要沉积微相包括冲积扇、河道、三角洲分流河道、滨浅湖滩坝以及泛滥平原砂滩等，非均质性很强。根据岩性、沉积相带和物性参数，将储集层划分为3类。物性最好的I类储集层是曲流河道和三角洲分支河道的中—细砂岩，主要分布在南八仙、马海以及北丘陵等地区；物性中等的Ⅱ类储集层岩性为中—粗砂岩和含砾砂岩、砾状砂岩，以辫状河道砂体为主，包括部分滨浅湖滩坝砂体；物性较差的Ⅲ类储集层主要是冲积扇、泛滥平原砂滩、滨浅湖滩坝砂体，岩性为砾岩、粉砂岩及泥质粉砂岩。Ⅱ类、Ⅲ类储集层的分布范围比较广泛。     

柴达木盆地英西地区E32碳酸盐岩沉积演化特征

近年来,柴达木盆地英西地区古近系渐新统下干柴沟组上段（E₃²）湖相碳酸盐岩油气勘探获得了重大突破,并展现出亿吨级储量规模。为了进一步评价油气勘探目标,通过岩心观察和钻、测井资料分析,根据MnO/Fe,Sr/Ba,碳氧同位素等地球化学参数和岩石薄片鉴定结果,对湖相碳酸盐岩的沉积演化特征进行了研究。结果表明：英西地区碳酸盐岩主要发育在E₃²的下部和中部,与膏盐岩或陆源碎屑岩相间发育;主要分布在湖盆的沉积中心,往盆地边缘方向变薄并相变为陆源碎屑岩或膏盐岩;是混合沉积成因,矿物成分复杂、岩性多样;形成于干旱气候条件下封闭的咸化水体介质环境,水体盐度是其岩性变化和发育程度的主要控制因素。该认识为落实英西地区的储量规模提供了地质依据。     

变质岩潜山储集层有效性评价

长期以来,结晶岩基底潜山的储集层有效性评价都是一个有待攻克的地质难题。以渤海湾盆地JZ25-1S变质岩潜山为例,综合利用岩心、薄片、测井、生产测试及实验分析等资料,首先对裂缝特征参数进行了定量描述和表征,同时也从动态和静态两个方面对潜山储集层构成介质（裂缝和基质）的有效性进行了分析与评价。研究表明：区内储集层裂缝发育程度较好,且有效程度高。最有效的裂缝是晚期形成的开启倾斜裂缝,其次是半/充填的垂直裂缝,较差的是早期形成的水平充填裂缝。通过岩石物理特征、生产测井解释及岩心离心实验分析,确立了研究区有效储集层的物性下限;利用静态渗吸实验定量评价了基质动用的开发潜力,明确了毛管力是基质岩块排驱过程的主要驱动力,但影响排驱过程的主要因素是微细裂缝的分布状况和发育程度。     

柴达木盆地英西地区页岩油储层特征及有利区优选

研究柴达木盆地英西地区古近系页岩油储层特征，开展了储层岩石学特征、物性及储集空间类型、含油性、源储配置关系等分析，并优选了有利储层发育区。结果表明：①英西地区下干柴沟组上段储层的岩石矿物包括碳酸盐、陆源碎屑、泥质及各种盐类矿物，混积特征明显；②综合地质和测井响应特征将研究区储层划分为3类，分别为层状泥页岩或泥质碳酸盐岩、块状泥页岩或泥质碳酸盐岩、斑状泥页岩或泥质碳酸盐岩储层；③储层主要储集空间类型包括晶间孔、粒间或晶间溶蚀孔、角砾孔洞和裂缝，物性总体偏低，孔隙度多为4%~6%，渗透率多为0.05~0.10 mD；④油气藏具有"源内成藏、整体含油"的特征，目的层含油丰度受控于物性和烃源岩的配置关系。该研究成果对英西地区页岩油勘探具有指导作用。     

柴达木盆地一里坪地区新近系沉积环境及碳酸盐岩碳氧同位素特征

柴达木盆地一里坪地区新近系是一个潜在的油气勘探领域,前人研究表明上油砂山组及上干柴沟组内部分层段发育有优质的烃源岩层段。为明确其沉积时期古湖泊的环境特征与优质烃源岩层段发育的控制因素,选取了研究区2口取心井:里3井的上油砂山组和博1井的下干柴沟组开展了有机地球化学、碳氧同位素分析等测试工作。分析结果表明:一里坪凹陷里3井上油砂山组沉积碳酸盐δ^13C值介于-6.4‰~-1.7‰之间,平均值为-3.2‰,δ^18O值介于-11.8‰~-6.4‰之间,平均值为-9.2‰;茫崖凹陷博1井,上干柴沟组沉积碳酸盐岩δ^13C值介于-2.1‰~-1.5‰之间,平均值为-1.84‰,δ^18O值介于-12.4‰~-4.9‰之间,平均值为-9.66‰。通过碳氧同位素、岩性及周缘大地构造背景综合判别表明:一里坪地区整体为处于半开放—开放、微咸水湖泊环境,湖平面震荡频繁,平均气温相对较低,气候变化频率较快。通过沉积环境与烃源岩分布关系研究,研究区相对优质烃源岩主要发育于咸化环境内,与柴西烃源岩发育特征一致;同时,湖水平静期、气候相对温暖湿润时期也发育较好的烃源岩。一里坪地区咸化中心是下一步天然气勘探的重要方向。     

石泉滩地区储集层特征及分布

2002年油田公司在石泉滩地区钻探冷103井，获新层系巨厚油层的重大发现，长期以来柴北缘地区油层“薄多散杂”，大的渗透层、砂砾岩层都是水层的传统观念，影响了对丰度高、高质量、规模性的大油气田的勘探，通过对冷103井储集层特征及分布初步评价，认为柴北缘地区不缺乏优质厚储油层，这为我们寻找整装油气田增加了信心。     

塔河地区二叠系火山岩储集层特征

利用岩心观察及室内镜下鉴定、扫描电镜，粘土矿物X衍射分析和测井解释等研究方法，对塔里木盆地塔河地区二叠系火山岩的岩石学特征、物性特征及储集空间成岩演化进行研究。结果表明，塔河地区二叠系火山岩储集层主要为英安岩和火山角铄岩，其次为玄武岩和凝灰岩。火山岩储集空间可分为原生孔隙，次生孔隙两类11亚类，孔隙类型以裂缝-孔隙型为主。火山岩先后经历了冷却成岩和次生成岩两个成岩阶段，次生成岩阶段是火山岩成为有效储集层的重要成岩作用阶段。图5表3参7。     

柴达木盆地北缘马西气藏储集层研究

柴达木盆地北缘马西气藏古近系渐新统下干柴沟组下段储集层,形成于辫状河三角洲沉积环境,储集层岩石类型主要为细粒砂岩、中粒砂岩和粉砂岩。砂岩以岩屑长石砂岩为主,其次为长石岩屑砂岩。碎屑岩颗粒分选性中等—好,胶结类型以接触—孔隙式为主,接触关系以点接触为主。砂岩储集孔隙类型以原生粒间孔为主,属于大孔隙,以粗喉道为主。储集层孔隙度平均为25.21%,渗透率平均为963.52×10^-3 μm²,综合评价为高孔高渗的好储集层。     

柴达木盆地英西深层碳酸盐岩油气藏地质特征

英西深层碳酸盐岩油气藏是近年来柴达木盆地油气勘探最重要的成果,多口日产超千吨(油当量)井的发现揭示了区内巨大的资源潜力,同时该区复杂的地质条件也给勘探工作带来了巨大的挑战。为了进一步认识英西深层油气藏地质特征及成藏主控因素,对近年来研究工作取得的新认识进行系统总结和梳理,认为:(1)英西E_(2-3)xg~2烃源岩厚度大(可达2 000m)、TOC含量高(0.6%~2.2%)、有机质类型(Ⅱ_1干酪根)及成熟度(R_O=0.7%~1.5%)适合,为区内大规模生烃奠定了基础;(2)受喜马拉雅运动控制,英西软硬岩层间互发育的地层在挤压应力背景下形成了独特的"双层结构"构造样式;(3)英西E(2-3)xg~2储层岩性为混积碳酸盐岩,孔—缝复合型储集空间是高效储层形成的必要条件,晶间孔广泛发育是区内整体含油的基础;(4)英西深层油气藏经历了早、中、晚3个成藏期,以中期为主;盐岩盖层的存在不仅导致英西深层普遍存在异常高压,还导致盐间、盐下油气藏成藏模式存在较大差异。     

柴达木盆地英西地区深部混积岩储层特征及控制因素

采用张雄华对混积岩的分类方法,对柴达木盆地英西地区深部储层混积岩的岩石类型进行了划分,并将其简化为灰（云）岩、泥岩及砂岩三大类。 利用铸体薄片、全岩分析、核磁共振及孔隙度等资料,对英西地区深部混积岩储层进行了综合分析与研究。该区储层岩性复杂,岩石类型主要为灰（云）岩类,岩石矿物成分包括陆源碎屑、碳酸盐及黏土矿物。 储层孔隙度为 0.58%～8.58%,平均为 2.69%;渗透率为 0.010～0.501 mD,平均为 0.053 mD,具有低孔、低渗特征,孔渗相关性差。 储集空间以晶间孔、微孔隙和裂缝为主,溶蚀孔不发育。 碳酸盐含量和储层裂缝发育程度是该区储层物性的主控因素,压实作用对储层孔隙度具有一定影响。     

太古界变质岩储集层测井资料综合评价

文章针对前震旦系变质岩储集层具有岩性特征、孔隙结构复杂及缝洞发育等特点，论述了利用多种测井信息综合评价裂缝性储集层的方法，其中包括变质岩的岩性特征分析。在分析岩石矿物成分的基础上，利用已知岩性与测井信息制作各种交绘图，总结、研究胜利油区前震旦系变质岩岩性划分方法及岩性识别特征，并对岩性种类进行了划分，结合变质岩的电性特征、成像测井、偶极子声波测井、自然伽马能谱测井等多种测井信息，进一步总结了岩性与储集段类别之间的关系。根据储集段的特征，建立测井评价模型，重新制定储集段类别划分标准，实践证明该套变质岩储层测井综合评价的方法与储集层的划分与以往方法相比更加趋于合理。     

桩西-埕岛地区下古生界潜山储集层特征及形成机制

以济阳坳陷桩西一埕岛地区为例,研究了下古生界潜山储集层的主要特征,并对储集空间类型及其成因机制进行了分析。指出不整合面岩溶型和潜山内幕孔洞型储集系统组合形成了桩海地区的立体储集空间。岩溶作用是潜山不整合面附近碳酸盐岩岩溶储层的主要形成机理,主要集中在加里东不整合面之下150m的深度范围。白云石化作用是潜山内幕储层的重要形成机理,冶里一亮甲山组储集层与埋藏成岩过程的白云石化作用,尤其是与粒屑的优先白云石化造成的体积收缩作用有关。     

柴达木盆地英西地区致密油成藏物理模拟实验

柴达木盆地英西地区下干柴沟组致密储层非均质性强,运移和聚集特征复杂,严重制约了致密油的规模勘探和开发.选取柴达木盆地英西地区下干柴沟组上段致密储层样品,在岩石薄片观察和全岩分析以及高压压汞测试的基础上,开展石油成藏物理模拟实验,探索致密油的充注过程和成藏特征.结果表明:柴达木盆地英西地区储层平均孔隙度和平均渗透率分别为...     

柴达木盆地一里坪地区新近系油气成藏条件

通过对一里坪地区的烃源岩、储盖层、圈闭等各项成藏关键因素分析,确定制约新近系油气藏形成的主控因素。认为,一里坪地区烃源岩主要为$N^{1}_{2}$层段和部分$N^{2}_{2}$层段暗色泥质岩,其有机质丰度相对较低,有机质类型以腐殖型为主,成熟门限为2 800 m; 储集层主要为粉砂岩,物性偏低; 圈闭主要为背斜、断背斜等。据构造演化史、沉积史、生烃史分析,确定新近系烃源岩主要生烃期与圈闭发育史较为匹配,形成“内储式原生油气藏”的成藏模式。确定出碱山和碱石山为近期勘探的目标。     

渤海锦州南变质岩潜山油藏储集层特征与发育控制因素

渤海海域辽西低凸起锦州南（JZS）太古宇变质岩油藏是渤海海域最大的潜山油藏，岩性以片麻岩及其形成的碎裂岩为主。根据全井眼地层微电阻率扫描测井（FMI）及常规测井信息，将该变质岩潜山油藏储集层划分为4类：①网状缝一溶孔型；②角砾状破碎型；③溶蚀裂缝型；④微裂缝一致密型。JZS油藏变质岩储集层发育经历了成岩阶段→前埋藏阶段→抬升剥蚀褶皱断裂阶段→表生阶段→后埋藏阶段，主要控制因素为新生界沉积前古地貌及中、新生代构造应力作用，风化残积物主要分布于局部高点的宽缓斜坡区，构造作用、表生期的风化淋沥作用和油气充注期有机酸溶解作用等对储集层形成与演化具有重要影响。JZS油藏变质岩储集层的演化模式对类似潜山油藏的勘探和开发方案设计具有借鉴意义。图6参7关键词：渤海海域；JZS油藏；变质岩潜山油藏；储集层特征；控制因素；演化模式