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     

鄂尔多斯盆地南部延长组长7段致密油成藏条件

通过对烃源岩、储层、油气运移等方面的研究,评估了鄂尔多斯盆地南部延长地层长7期的油气勘探潜力,以地球化学分析测试、原位放电扫描电子显微镜、平衡深度法为目的来评估其潜力。     

鄂尔多斯盆地延长组第7油层组致密油资源评价

总结了鄂尔多斯盆地延长组第7油层组(简称长7)致密油研究及勘探进展,从砂岩展布、物性特征、致密油充注时间和成藏期次等方面研究长7致密油地质特征,并按特征将致密油划分为A类和B类。在此基础上,采用小面元法和EUR类比法分别计算长7致密油地质资源量和可采资源量。评价结果揭示:长7致密油地质资源量和可采资源量分别为41.78×10~8t和3.73×10~8t,高资源丰度区主要分布在Ning 89井西侧、华池—马岭—环县一带、姬塬和AP11井附近。研究思路和评价结果为中国致密油资源评价及勘探生产提供有益参考。     

致密砂岩油可动量及其主控因素———以鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7为例

中国致密油地质储量超过100×10⁸ t,但确定可采资源量难度较大。通过改进耗散型石英微天平分析仪（QCM-D）实现地层条件下岩心的单位原油吸附量、利用高压压汞和N₂吸附手段对含油孔隙下限和有效比表面积测试,最后结合密闭取心含油量测试结果,对鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7油层组可动油开展评价。结果显示长7致密砂岩表面吸附油厚度15.6 nm,吸附质量13 mg/m²;含油孔径下限为18 nm左右,比表面积平均为1 m²/g; 孔隙度6%~10%,游离态原油比例为14.3%~48.6%,结论与核磁共振实验测定结果具有可比性。控制致密砂岩原油可动量的地质因素包括原油密度、黏度、有效孔隙表面积、有效孔隙体积以及储层矿物组成,针对特定区域和层系,可动量主要受孔比表面积控制。     

鄂尔多斯盆地志丹地区延长组长7致密油成藏条件与成藏特征

采用地质与地球化学相结合的研究方法,通过致密油分布、物理性质、油源地球化学特征、储层特征及非均质性、圈闭条件及油水分布特征综合分析长7致密油成藏条件、主控因素与成藏特征。结果表明:长7致密油藏具备形成准连续型油气聚集的成藏地质条件和特征;长7油层组中发育优质烃源岩,主要以长7³中的张家滩页岩为最优,烃源岩分布范围控制了致密油成藏外边界,烃源岩厚度大于20 m地区为最有利成藏区;长7致密油成藏具有良好的生、储、盖组合配置,重力流砂体主要呈透镜状或条带状分布于泥岩或油源岩中,具有优先捕集油气的优势;长7致密油成藏对圈闭要求相对较低,其遮挡条件主要为岩性、物性及成岩边界,动力圈闭也是重要的圈闭类型。长7致密油富集与局部构造背景没有直接的关系,而主要取决于储集层展布及物性;高强度生、排烃及强充注造成长7储层原始含油饱和度较高;受原始物质组成及成岩强度的影响,长7储层非均质性很强,致使油、气、水在致密储层中分异差,油、水分布复杂。     

湖相碳酸盐岩致密油主控因素及“甜点”刻画

针对辽河坳陷西部凹陷雷家地区沙四段湖相碳酸盐岩致密油勘探面临的主控因素认识不清,缺少致密油储层定量分类标准及适用于老油田的“甜点”刻画方法等问题,系统性开展岩心测试,研究了岩性、物性、孔喉、含油性、脆性、地应力与油层产能之间的关系。根据储层中油气赋存状态,岩性、物性、含油性及产能之间的关系,确定储层物性及含油性下限,建立了致密油分类标准,形成了一套利用测井资料刻画致密油“甜点”的研究方法。研究表明：岩性控制储集空间类型、物性、含油性,进而影响油层产能,是沙四段致密油的主控因素;杜家台油层I类+II类“甜点”区为27.2km²,高升油层I类+II类“甜点”区为77.5km²,新增三级储量近亿吨。该方法对老油田致密油评价具有借鉴意义。     

吐哈盆地柯柯亚地区致密砂岩气储层“甜点”类型及成因

柯柯亚地区中-下侏罗统水西沟群致密砂岩气资源丰富,对其储层“甜点”类型和成因的研究可为吐哈盆地乃至其他地区致密砂岩气的勘探开发提供借鉴。通过物性统计、岩心观察、薄片分析、裂缝统计、测井解释和产量对比等研究,认为吐哈盆地柯柯亚地区水西沟群致密砂岩气发育孔隙型和裂缝型2种“甜点”类型。在沉积微相、矿物组成、地层水研究及盆地埋藏史、盆地演化史模拟的基础上,指出特定的沉积微相（水下分流河道和河口坝）、相对较弱的压实作用和相对较强的溶蚀作用是孔隙型“甜点”形成的主要原因,而强烈的构造抬升运动和储层所处的特殊构造位置是裂缝型“甜点”发育的主控因素。综合研究认为,吐哈盆地孔隙型和裂缝型“甜点”是沉积、成岩和构造运动等多种因素共同作用的结果。     

致密碎屑岩储层“甜点”形成及保持机理——以鄂尔多斯盆地西南部镇泾地区延长组长8油层组为例

中西部盆地碎屑岩普遍致密化、储层“甜点”预测难度大是制约油气发现的重要因素。为探索储层致密化及“甜点”形成和保持机理,通过岩心观察、铸体、荧光、包裹体、阴极发光等薄片鉴定、粒度分析、压汞和覆压孔渗测试、扫描电镜和能谱分析等沉积、岩石和地球化学综合研究,根据成因类型,将鄂尔多斯盆地西南部镇泾地区延长组长8油层组“甜点”划分为原生型、次生型两大类,认为早期绿泥石膜的发育适度抑制了后期的成岩改造,是原生型“甜点”得以形成、保持的重要因素。对于次生型“甜点”,各类溶蚀孔和微裂缝为其主要孔隙空间,可进一步划分为溶蚀型“甜点”和裂缝型“甜点”,并证实了各类溶蚀、破裂等建设性成岩作用是形成次生型“甜点”的关键因素。研究认为,早期油气充注可有效地抑制后期胶结作用的发生,多期次的成岩交替过程使“甜点”形成-保持(或失效)。纵向上,单砂体的去致密化作用始自原生孔隙保存相对较好的高渗层或裂缝与溶蚀作用较强的叠合部位,并逐渐向外推进。平面上,砂体的去致密化有着类似的特点,顺沿砂体,储层“甜点”呈现“竹节状”分布的特点。     

鄂尔多斯盆地延长组长7油层组致密砂岩储层层理缝特征及成因

裂缝发育程度与类型是影响致密砂岩储层能否获得油气高产稳产的重要因素。目前,鄂尔多斯盆地延长组致密砂岩储层勘探开发高度重视构造裂缝,而对层理缝的关注甚微。近期勘探开发实践表明,致密砂岩储层层理缝发育对油气富集具重要影响。综合利用野外露头观察、岩心描述分析与薄片观测,系统表征鄂尔多斯盆地延长组长7油层组致密砂岩储层层理缝特征,并分析其成因机理。结果显示:鄂尔多斯盆地延长组长7油层组致密砂岩储层层理缝多近水平或低角度发育,裂缝开度较小;横向上常断续分布,延伸不远;垂向上彼此独立,基本无联系,其发育分布具强非均质性,可被构造裂缝切割;岩心中发育的层理缝多存在油浸或油迹显示。分析认为:自晚燕山期,长7油层组致密砂岩储层内层理缝开始大规模形成,其发育分布受流体压力、构造应力以及溶蚀作用等多种地质因素综合控制。延长组长7油层组致密砂岩储层层理缝对鄂尔多斯盆地致密油勘探开发的地质意义主要体现在其储集效应,层理缝差异发育是造成鄂尔多斯盆地致密油非均质分布及影响单井产能的重要因素,其发育区可能是致密油勘探开发的"甜点区"。     

鄂尔多斯盆地长7段致密油成藏物性下限研究

鄂尔多斯盆地延长组长7段致密砂岩储层在湖盆中心大面积分布,成藏期的储层物性下限是决定油气是否充注储层的重要参数。运用恒速压汞和纳米CT扫描技术分析了长7段湖盆中心渗透率小于0.3×10^-3 μm²、孔隙度小于12%的致密砂岩储层的物性及微观孔喉特征。结果表明,其平均孔隙半径为160μm,喉道半径不超过0.55μm,均值为0.33μm。在分析致密油成藏期储源压差、原油物理性质及盆地流体特征的基础上,结合致密储层油气驱替模拟实验及最小流动孔喉半径法,综合确定了研究区长7段致密油成藏期油气开始充注时的孔喉下限为14 nm,孔隙度下限为4.2%,渗透率下限为0.02×10^-3 μm²,要达到含油饱和度超过40%而实现致密油的大面积连续分布,孔喉半径下限应为0.12μm,孔隙度下限为7.3%,渗透率下限值为0.07×10^-3μm²。     

致密油储层特点与压裂液伤害的关系——以鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段为例

压裂是致密油开发的主要手段,在改造储层的同时又会带来储层伤害。以鄂尔多斯盆地延长组7段为例,依据储层物性、铸体薄片、电镜扫描、X-射线衍射、恒速压汞、核磁共振、CT以及敏感性测试等实验分析,研究致密油储层特点与压裂液伤害的关系。长7段属于典型的致密油储层,填隙物含量高达15％,易于运移和膨胀的伊利石占比大;孔隙、喉道皆为微米-纳米级别,孔喉连通性差,大孔隙常被小喉道所控制。长7段致密油储层属于中等偏弱速敏（岩心渗透率的损害率为0.33～0.48）、强水敏（岩心渗透率的损害率为0.14～0.28）、易水锁的储层,因此宜在压裂液配方中添加粘土稳定剂、防膨剂和助排剂以降低压裂液对储层的伤害;入井压裂液矿化度低于10 000 mg/L会产生盐敏伤害;压裂液残渣粒径为2.25～8.39 μm,对于致密油储层而言,滤饼、沉积、吸附堵塞和桥堵等伤害现象都存在。综合研究认为,采用低伤害压裂液是降低残渣伤害的主要办法。     

鄂尔多斯盆地延长组长9油层组成藏地质条件

通过对鄂尔多斯盆地长9油层组成藏地质条件的分析,认为长9油藏的油源主要来自于上覆长7油层组和其本身两套烃源岩,但志丹地区长9油藏原油来源于长9烃源岩,无长7烃源岩的混入。长9油层组含油段主要集中在长9¹亚段,储集体主要发育于辫状河三角洲平原相分流河道砂体及三角洲前缘水下分流河道砂体,部分为半深湖亚相浊积岩砂体。长9储层的岩石类型主要为岩屑长石砂岩,以粒间孔为主,孔隙度、渗透率总体较低。平面上储层物性分布差异性较大,姬塬地区砂岩粒度粗,粒间孔发育,物性最好;而发育碳酸盐胶结物的洛川地区孔隙不发育,物性最差。根据源-储关系,长9油层组主要发育上生下储、自生自储两种成藏组合类型。据综合分析,姬塬地区成藏条件较好,为下一步勘探的最有利区。     

鄂尔多斯盆地西南部延长组7段致密油充注影响因素分析

通过岩心观察、试油资料分析、岩石薄片鉴定、CT三维成像与主控因子分析等技术手段,研究了鄂尔多斯盆地延长组7段(长7段)致密油的源—储组合特征,明确了致密油充注的主控因素。结果表明:鄂尔多斯盆地长7段发育源夹储、源—储互层与储夹源3种源—储岩性组合类型;不同源—储岩性组合内部发育薄层、中厚层与厚层3类烃源岩;构造裂缝、层理缝与微观孔喉网络为长7段主要的源—储通道。烃源岩厚度与源—储岩性组合是影响致密油充注的主要因素,源—储通道的影响相对较弱。厚层优质烃源岩是致密油充注的物理基础,剩余压力为致密油充注的主要动力,源—储岩性组合是致密油充注的空间场所。中厚层烃源岩与源夹储及源—储互层型岩性组合发育的区域为致密油有利的充注区。     

鄂尔多斯盆地西部油区延长组致密油储层裂缝测井评价

鄂尔多斯盆地西部上三叠统延长组致密油储层中发育大量裂缝。但是,目前缺少针对强非均质性陆相致密油储层裂缝的测井识别方法的系统研究。以西部油区延长组长6～长8地层为例,利用大量取心、常规及微电阻率成像测井资料,对致密油储层裂缝的测井评价方法进行了系统研究。研究结果表明,长6～长8地层致密砂岩中主要发育高角度及垂直构造剪切缝...     

鄂尔多斯盆地中部延长组长7段致密储层成因及控制因素

鄂尔多斯盆地铁边城地区长7段储层总体上经历了压实、2期油气充注及其引发的2期成岩响应.砂岩厚度不同,油气充注与致密化过程也不同.研究表明:薄层砂体(0.5～2.6 m)的致密化过程为压实—Ⅰ期油气充注—压实—Ⅰ期方解石胶结,储层致密机理为压实和早期方解石胶结;厚层砂体(大于2.6 rn)的致密化过程为压实—Ⅰ期油气充注...     

鄂尔多斯盆地延长组储层致密化及其影响下的致密油充注特征

通过对鄂尔多斯盆地延长组储层成岩作用、致密历史、油水分布特征的分析,并结合充注动力与阻力的计算,探讨了储层早期致密化影响下的致密油充注特征。结果表明,延长组长6-长8段储层孔隙演化经过4个阶段,在中成岩阶段A1期基本达到致密,而此时油气大规模充注尚未开始。储层早期致密化形成的高充注阻力导致浮力难以成为驱替致密油运移的有效动力。同时,结合该区具有紧邻源岩的致密砂岩普遍含油、"甜点"富油且流体分异性差的特征,认为广泛发育的长7段烃源岩与长6和长8段储层间的剩余压力差是致密油充注的主要动力,且是导致致密砂岩含油而甜点富油的重要因素。     

页岩油地质工程一体化关键技术研究与应用——以鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段为例

鄂尔多斯盆地陇东地区三叠系延长组长7段页岩油储层主要为深湖相泥页岩和重力流砂体的交互沉积,储层的分布在垂向和横向上均复杂多变,单砂体厚度薄,同时又受到天然裂缝的影响.针对该区页岩油开发中存在的井位部署、高效钻井和科学压裂等技术难题,提出了一套地质工程一体化解决方案.在综合地质研究的基础上,建立三维精细地质、油藏和地质力...     

鄂尔多斯盆地新安边油田长7致密油有效储层识别与甜点优选

以鄂尔多斯盆地新安边油田长7油藏试油、生产数据为基础,界定在当前技术条件下能够开发的储层为有效储层,从岩心观察、录井显示、储层实验分析、测井响应等4个方面建立有效储层的识别标准。认为现阶段鄂尔多斯盆地能够开发的致密油储层为孔隙度大于5.5%、渗透率大于0.03×10-3 μm2的油斑细砂岩。有效储层恒速压汞显示喉道半径大于0.25 μm,可动流体饱和度大于30%,测井响应声波时差大于215 μs/m。"甜点"区含油性较好,全烃气测录井气测值为基线的3倍以上,电阻率达到30 Ω·m以上。从钻井允许误差和单井控制储量规模分析,最大单油层厚度应大于4 m,压裂后可动用油层厚度达到6 m以上。有利区筛选过程中按照先从沉积相带进行有利区带优选,然后用储层物性、油层厚度下限标准进行"甜点"筛选,在油藏内部产能建设实施过程中按照含油性、邻井实施效果排序,扣除风险区,避免低产低效区。形成的技术指标和技术方法,在新安边地区提交探明储量1.0×108 t,建成了致密油规模开发区块。     

鄂尔多斯盆地延长组长9成藏特征

通过对鄂尔多斯盆地延长组长9油层组沉积相、储层、烃源岩特征及生储组合、油气运移动力等方面的分析．认为长9油层组存在西部辫状河三角洲沉积体系和东北曲流河三角洲沉积体系，局部为半深湖沉积。储层类型西北地区以Ⅱa、Ⅱb为主，西南和东北地区以Ⅱc为主，东南地区以Ⅲb类为主。长9发育上生下储和自生自储两种成藏组合，明确了西北灵盐-姬塬地区长9油源来自长7，属上生下储组合，东部志丹地区油源以长9为主。优选出西北灵盐-姬塬地区为长9最有利勘探区；东北安边-志丹地区是长8、长9油层组有利勘探区；西南合水-正宁、东南洛川地区为较有利勘探区，长9油层可作为上部长6、长7油层的兼探层。     

鄂尔多斯盆地延长组7段致密油地质工程一体化解决方案——针对科学布井和高效钻井

鄂尔多斯盆地陇东地区长7致密油储层主要为重力流砂体沉积,砂体的分布在垂向和横向上均复杂多变,单砂体厚度薄,对高效钻井和生产提出了挑战。文章提出了一套利用近钻头随钻测量技术等多学科知识相结合的地质工程一体化方法。在综合地质研究的基础上,建立三维精细地质、油藏和地质力学模型,进行钻井位置优选、工厂化平台设计、钻井作业实施和地质导向方案优化,使井轨迹设计科学合理,钻井过程中提高砂体钻遇率,同时保证后期生产阶段较高的单井产量与井区的最终长期累计产量。研究结果表明:研究区的优质储层主要为碎屑流的块状砂岩,提高钻遇率的核心在于利用实时传输随钻测量数据,综合分析钻、测、录数据,确定钻头在沉积旋回的位置,从而确定地质导向作业方案。在该方法指导下实施的两口水平井钻井作业,油层钻遇率较周边井钻遇率提高5%~10%;通过早期基于地质模型和地质力学模型基础上的数值模拟,结合钻井和生产实践科学布井,最终选定400m为研究区最佳水平井井距。