沧东凹陷孔二段高伽马砂岩成因探讨及识别

针对沧东凹陷孔二段致密砂岩具有高自然伽马的测井响应特征,基于岩心观察和薄片鉴定,结合全岩X射线衍射分析和测井曲线分析等方法研究认为,沧东凹陷孔二段二亚段(Ek_2~2)致密砂岩段因方沸石含量普遍较高、钍富集,导致Ek_2~2致密砂岩段自然伽马普遍较高;孔二段四亚段(Ek42)致密砂岩段局部层段因白云母含量较高、铀相对富集,导致Ek_2~4致密砂岩段局部呈高自然伽马的特征。通过常规测井曲线声波时差、自然伽马—声波时差关联分析和深感应电阻率—自然伽马关联分析的综合使用,可有效识别出高方沸石含量所致的高伽马致密砂岩。     

沧东凹陷孔二段细粒沉积岩致密油甜点预测

针对孔二段细粒沉积岩致密油储层薄、岩性复杂、纵横向变化快、地震资料分辨率低、常规手段预测难度大的问题,应用“逐级剥离”的方法预测甜点。首先通过单井岩电特征及模型正演分析明确了不同甜点段的地震响应特征,通过井震结合分析了不同岩相的振幅、频率特性,并构建振幅、频率融合属性预测岩性;然后通过优选敏感特征曲线反演预测甜点,预测出孔二段细粒沉积岩致密油甜点区的分布,有效指导了细粒沉积岩致密油勘探的选区,提高了钻探的成功率。通过逐级剥离的方法,预测出小集地区、官西高斜坡区、孔西低斜坡区等三个Ek₂¹细粒沉积岩致密油甜点区,合计面积达185km²。展示了沧东凹陷孔二段致密油勘探的良好前景,同时证实了文中的致密油甜点预测方法具有一定的实用性。     

简析姚官屯斜坡演化及其控砂机制

姚官屯构造带为一受孔店凸起隆升作用形成,被Z26井断层和沧东断层所夹持的斜坡构造。本文对其断裂特征、构造演化等进行了分析。     

沧东凹陷孔二段致密油储集层录井解释评价方法

沧东凹陷孔二段致密油气藏储集层岩性复杂多变、非均质性强,总体分为砂岩和非砂岩两大类,其中非砂岩类以过渡岩类占主导,岩性混杂,储集层识别与评价困难。为了实现该凹陷孔二段两类储集层的有效解释评价,在评价孔二段烃源岩有机质丰度高、有机质类型好、已进入低熟—成熟早期阶段的基础上,分析了致密砂岩类和过渡岩类储集层的基本岩性组成,依据两类储集层在气测、定量荧光和岩石热解录井上的具体特征,分别建立了气测湿度比与峰基比、定量荧光油性指数与对比级别、岩石热解油产率指数与总烃的储集层解释评价图板,并形成了沧东凹陷孔二段致密油储集层录井综合解释评价标准。实践应用表明该方法的解释评价总体符合率达到79.6%,效果较好。     

沧东凹陷孔二段页岩油资源评价方法与应用

沧东凹陷孔二段湖盆中心发育一套页岩油藏,分布面积达260 km~2。基于该区地质条件和勘探实际,分别采用成因法、EUR类比法及小面元容积法进行资源潜力预测,并对3种方法进行了对比分析。结果认为:成因法预测的核心是建立生排烃模型,其计算结果往往偏大,可作为页岩油资源量的上限值;EUR类比法是依据油气田生产递减规律建立模型并进行油气资源量预测,鉴于研究区长期连续生产井数量少,其预测结果可作为参考;小面元容积法是基于储层评价的一种资源预测方法,预测结果相对更为客观。该研究可有效地指导沧东凹陷孔二段页岩油的勘探部署。     

渤海湾盆地沧东凹陷南皮斜坡地质特征与油气成藏

随着沧东凹陷正向构造带油气藏勘探程度的不断提高,成藏区带规模发现遇到瓶颈,勘探思路必须由构造油气藏勘探向斜坡连续性油气藏勘探转变。通过对沧东凹陷南皮斜坡精细构造解释、沉积微相划分、烃源岩特征及区域控砂控藏机制的分析,获得南皮斜坡地质特征与油气成藏模式的认识。研究表明,南皮斜坡为宽缓继承性斜坡,构造呈现高、中、低斜坡三分性特点,古近系孔店组二段(孔二段Ek_2)发育辫状河三角洲沉积,孔店组一段(孔一段Ek_1)底部发育浅水三角洲、上部发育冲积扇沉积,有利砂体大面积发育,孔二段发育好—很好烃源岩,生烃强度大。以构造、砂体、烃源岩及已知油藏匹配,形成自源成藏、它源成藏两大成藏组合系统,并构建孔二段有效生油岩范围内,中斜坡孔二段主砂体区常规油藏聚集,低斜坡远端细粒沉积岩类与油页岩叠合形成致密油,含油气系统范围内常规油与致密油叠加连片,形成"连续性成藏"油气成藏模式;孔一段受孔二段有效烃源岩控制下,形成"底部砂组近源大面积充注、上部继承性断裂网状沟通"的复合聚油模式。     

沧东凹陷孔二段致密油形成条件与勘探潜力

分析了沧东凹陷致密油形成的地质条件,沧东凹陷大面积分布的孔二段半深湖及深湖烃源岩和与其互层或位于其附近的低斜坡-三角洲前缘席状砂-水下扇砂体或白云岩及过渡岩构成了对致密油形成非常有利的源储共生关系。沧东凹陷孔二段主力生烃层段为Ek21下部、Ek22和Ek23,有机质类型以Ⅰ-Ⅱ1型为主,Ro为0.5%~1.1%,处于生油窗内;储集空间以粒间溶孔和多类型的裂缝为主,孔隙度一般在10%左右,渗透率一般小于1×10-3μm2,油藏具有源储一体、叠加连片的成藏及分布特点;致密油可能的成藏组合主要为源内包裹型和源上广覆型两种。沧东凹陷孔二段致密油资源丰富,潜力较大,探明储量390.19×104 t,孔西斜坡中高斜坡、孔东斜坡中高斜坡和南皮斜坡中低斜坡三个有利勘探区带可作为致密油勘探的首选目标。     

沧东凹陷孔二段油气分布序列与主控因素研究

基于录井、测井、岩心、地球化学等资料,分析了孔二段油气的空间分布特征及其主控因素。研究结果表明,研究区发育构造油藏、岩性油藏和致密油3类油藏。平面上,从湖盆中心向湖盆边缘依次分布致密油-岩性油藏与致密油过渡带-构造油藏;纵向上,构造油藏和岩性油藏主要分布在Ek₂²和Ek₂⁴油组,致密油在孔二段4个油组中均有分布。烃源岩条件控制油藏平面分布,沉积储层发育特征控制油藏空间分布,疏导体系控制油藏富集程度及保存条件。该研究可为进一步勘探提供有利借鉴。     

沧东凹陷孔二段常规油与致密油成藏差异性

沧东凹陷孔二段常规油藏与致密油藏并存,构造背景和沉积环境从宏观上控制油气成藏要素、成烃作用和成岩作用,导致常规油与致密油的成藏作用有很大差异。为了研究常规油与致密油的差异性,采用地化分析、薄片鉴定、扫描电镜等方法,从成藏要素、成藏时间和成藏模式3方面分析了二者的成藏作用。研究结果表明:沧东凹陷孔二段常规油主要分布在w(TOC)为0.5%~3%的区域,有2期成藏,为油气源内侧向运聚模式;致密油主要分布在w(TOC)3%的区域,只有1期成藏,"先致密、后成藏",为油气近源垂向运聚模式。     

沧东凹陷孔二段常非一体化成藏研究与实践

沧东凹陷是大港探区第二大富油凹陷,总面积为4 700 km~2,其中孔二段有效勘探面积1 500 km~2,最大埋深5 000 m。其勘探主要经历了以构造理念为主的构造油气藏发现阶段和以岩性理念为主的岩性油气藏发现阶段,对于非常规油气藏的认识仅以单井出油气点的形式存在,没有进行深入的研究。近几年,以孔南1 760 km~2三维地震数据体为依托,开展全凹陷构造、沉积储集层、烃源岩与成藏模式等的重建研究,揭示了孔二段独特的地质特征与成藏规律。通过对常规油气藏和非常规油气藏开展一体化成藏条件分析,建立了孔二段在有效烃源岩控制下形成常规油与页岩油有序分布、连片聚集,满凹含油的油藏模式,即:斜坡主砂体区形成岩性油藏,细粒沉积区源储互层形成页岩油藏,为下步勘探潜力区带优选提供了依据。     

黄骅坳陷沧东凹陷孔二段成岩作用特征及定量评价

通过大量普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、阴极发光及X-衍射等的观察和分析,明确了黄骅凹陷沧 东凹陷不同构造单元孔二段储层的主要成岩作用特征：南皮斜坡为中-强压实、中胶结和强溶蚀,黏土薄 膜有利于抑制石英的次生加大,保护了原生孔和次生溶孔;舍女寺断鼻带为中压实、弱胶结和强溶蚀;孔 店构造带为弱压实、中胶结和弱溶蚀。成岩评价表明,压实作用、胶结作用和溶蚀作用造成孔二段储层孔 隙度的变化分别为-26.1%,-4.3% 和6%,溶蚀作用是重要的建设性成岩作用。     

沧东凹陷孔二段低熟页岩纳米孔隙特征及主控因素

为深入研究湖相低熟页岩储层纳米孔隙特征和主控因素,选取黄骅坳陷沧东凹陷孔二段12块样品分别进行X衍射、有机地球化学测试、扫描电镜、低温氮气吸附等测试工作,对孔二段页岩储层进行分析.结果表明:沧东凹陷孔二段页岩总有机碳含量为0.48％～7.23％,有机质热演化程度为0.45％～0.84％,整体上处于低熟阶段;页岩纳米孔隙...     

沧东凹陷孔二段页岩压裂套变原因分析及预防对策

在页岩油藏开采中,多级分段压裂技术是增加页岩油水平井产量的关键技术之一。随着页岩油藏的大规模开发,在水平井多级分簇压裂过程中套管损坏问题频繁出现,极大影响了现场施工效率和经济效益。官东页岩油作业7口水平井有4口发现套变问题,对4口套变井进行了综合梳理后发现,该区域套变问题与固井质量和狗腿度等因素相关性较小,与钻遇断层情况联系紧密。其中GY2井区作业的3口穿过同一断层的水平井有2口发生了套变。结合断层激活理论,分析了压裂作业激活断层的相关因素,并对断层长度、压裂施工压力和断层走向等因素进行了敏感性分析。研究结果表明,GY2井区的GY2-1-2H井作业压力较低,钻遇断点过断层边缘和断层走向与最大主应力夹角较小是该井钻遇断点处未发现套变的主要原因。根据研究结果提出了控制套变的方法,为进一步防止套变发生提供了技术指导和参考经验。     

渤海湾盆地沧东凹陷孔二段细粒混合沉积岩特征及控制因素

渤海湾盆地沧东凹陷孔店组二段（孔二段）深水细粒沉积岩中普遍发育陆源碎屑与碳酸盐矿物的混合沉积。细粒沉积岩中的混合沉积样式可划分为组分混合和组构混合两种类型,组分混合表现为不同矿物在层内的混合沉积;组构混合表现为单一矿物纹层或组分混合纹层在垂向上的相互叠置。通过岩心精细描述、薄片镜下鉴定和全岩X-射线衍射分析等手段,认为沧东凹陷孔二段细粒沉积岩中发育两种组分混合类型：粘土-碳酸盐型组分混合（CM1）、长英质-碳酸盐-粘土型组分混合（CM2）;以及4种组构混合类型：长英质/粘土-碳酸盐型组构混合（SM1）、长英质/粘土/碳酸盐型组构混合（SM2）、粘土/碳酸盐型组构混合（SM3）和粘土-碳酸盐/粘土-有机质型组构混合（SM4）等。混合沉积样式在垂向上主要呈两种组合形式,分别以云（灰）质细粒混合沉积岩和长英质细粒混合沉积岩为主导,自下而上均表现为块状、层状和纹层状的有序变化。气候变化形成云（灰）质细粒混合沉积岩为主导的垂向组合,而陆源碎屑供应强度变化则形成以长英质细粒混合沉积岩为主导的垂向组合。     

渤海湾盆地沧东凹陷孔二段致密储层孔隙结构定量表征

致密储层孔隙结构评价对致密油勘探开发具有重要意义。利用岩心观察、铸体薄片、扫描电镜(SEM)、氩离子抛光—扫描电镜(Ar-SEM)等多种方法,对比研究了致密砂岩、致密白云岩和泥页岩3类致密储层的孔隙结构特征及差异性。利用ImageJ软件处理和分析SEM图像及Ar-SEM图像。对SEM图像进行伪彩色增强,突出显示其孔隙结构特征,再利用灰度值定量识别了致密储层的孔隙;对Ar-SEM图像进行二值化处理,定量评价了储层中不同孔隙类型的孔隙数目、孔径大小、面孔率、分形维数等参数。     

渤海湾盆地沧东凹陷孔二段页岩油形成条件及富集主控因素

渤海湾盆地沧东凹陷孔二段属于淡水—半咸水封闭型坳陷湖盆沉积,沉积相带沿湖盆区呈环带状展布,外环为三角洲前缘常规砂岩发育带,内环为大面积分布的细粒沉积岩相区,优质烃源岩发育,具备良好的页岩油形成条件,分布面积为750km²,厚度为50~300m。岩性主要为细粒含长石、石英沉积岩、细粒混合沉积岩、碳酸盐岩三大岩类组成,白云岩物性较好,孔隙度平均为5.8%,其次是细粒混合沉积岩,孔隙度平均为3.3%,细粒含长石、石英沉积岩最低,孔隙度平均为3.1%,微裂缝均发育。页岩有机质丰度高,TOC值为1.89%~5.41%,S₁+S₂值为9.03~67mg/g,具有早生早排、生烃周期长等特点。页岩油源储共生、持续充注、优势岩石组构相决定甜点分布区。井震结合,预测甜点体面积为260km²,多口井钻探获得工业油流,展示了页岩油良好的勘探前景。     

渤海湾盆地沧东凹陷孔二段细粒相区有机地球化学特征

渤海湾盆地沧东凹陷孔二段(Ek_2)页岩油勘探取得重要进展,多口井在页岩段获得工业油流,孔二段整体被视为常规烃源岩段,其内部岩性及有机地球化学特征尚未开展过深入研究。为此,从沧东凹陷G108-8井、普通薄片、全岩X-射线衍射、有机碳、镜质体反射率、岩石可溶有机物族组分、饱和烃色谱及饱和烃质谱等多种化验资料出发,对孔二段细粒相区泥页岩岩性及其有机质地球化学特征进行系统评价。研究结果表明:孔二段常规泥页岩段岩石矿物成分复杂,无明显优势矿物存在;孔二段有机质丰度高,干酪根类型以Ⅱ_1—Ⅱ_2型为主,有机质成熟度处于低成熟至中等成熟阶段;烃源岩具有明显的植烷优势,除部分样品伽马蜡烷含量较低外,总体指示强还原沉积环境,C_(29)甾烷含量明显高于C_(27)甾烷和C_(28)甾烷,同时C_(27)甾烷也有相对较强的波峰,孔二段烃源岩高等植物有机质输入占优势,同时也有低等水生生物和藻类的贡献。     

渤海湾盆地沧东凹陷孔二段湖相页岩油甜点评价与勘探实践

基于岩心、薄片、X射线衍射、岩石热解、CT扫描、核磁共振及试油资料,研究黄骅坳陷沧东凹陷古近系孔二段陆相页岩层系宏观及微观的组分、沉积结构特征及页岩油甜点评价标准和方法,确定页岩油水平井最佳甜点箱体。根据优势岩石类型、韵律结构及测井曲线特征,建立了薄层状灰云质页岩、纹层状混合质页岩、纹层状长英质页岩和层状灰云质页岩4类页岩岩相,将孔二段一亚段划分为(PS1—PS4)4个准层序。PS1页岩孔隙度大于6%,黏土含量小于20%,S1值小于4 mg/g;PS2页岩纹层结构发育,大孔径孔喉、连通性较好、有机碳及可动烃含量高,S1值大于4mg/g、TOC值为2%～6%、黏土含量小于20%、孔隙度大于4%;PS3页岩S1值大于6mg/g,黏土含量为20%～30%,孔隙度小于4%;PS4页岩TOC值偏低、含油性相对较差。建立了游离烃含量(S1)、页岩韵律结构、黏土含量、TOC及孔隙度等5参数的页岩油评价分类标准,以及5参数赋权重甜点层定量评价方法和评价指数EI。综合分析分析认为PS2最优,是页岩油地质-工程双甜点,其次是PS3和PS1,前者侧重于页岩油地质甜点而后者则偏于工程甜点,最后为PS4。优选PS2和PS3两套页岩油甜点钻探,多口直井和水平井获得高产,其中1701H井稳产623 d、累产超万吨,展示孔二段页岩油良好的勘探前景。图9表5参33