基于自然伽马能谱测井的氦气资源评价方法——以塔里木盆地古城地区为例

塔里木盆地是我国天然气勘探开发的主战场,其中不乏具有工业开采价值的氦气藏,但对其氦气生成潜力的研究仍处于空白阶段。据此,对塔里木盆地古城地区奥陶系的岩石样品展开测试,生氦潜量呈现出泥岩>泥质灰岩>高铀白云岩>白云岩>灰岩的特征。基于自然伽马能谱测井资料,提出了一套氦气资源评价流程和方法。以古城地区15口钻井为例进行实际案例研究,结果表明：古城地区奥陶系地层的生氦潜量为1.50×10^-10 cm³/g,氦气生成量为13.91 km³。生氦潜量最高最广的区域位于古城14井区域,其次为古城12井区域。却尔却克组泥岩生氦潜量为1.45×10^-10 cm³/g,生氦量占比为83.5%,是研究区生氦的主力层位,但是估算的天然气中氦气含量约为0.033%,低于工业开采标准。原因在于富含有机质的泥岩大量生烃,大大稀释了氦气的浓度,因此在对油气烃源岩进行氦资源评价时应该保持谨慎。基于自然伽马能谱测井的氦气资源评价方法的提出有助于含油气盆地中氦气资源评价工作的开展,为我国氦...     

基于自然伽马能谱测井的氦气资源评价方法

塔里木盆地是我国天然气勘探开发的主战场,其中不乏具有工业开采价值的氦气藏,但对其氦气生成潜力的研究仍处于空白阶段。据此,对塔里木盆地古城地区奥陶系的岩石样品展开测试,生氦潜量呈现出泥岩>泥质灰岩>高铀白云岩>白云岩>灰岩的特征。基于自然伽马能谱测井资料,提出了一套氦气资源评价流程和方法。以古城地区15口钻井为例进行实际案例研究,结果表明：古城地区奥陶系地层的生氦潜量为1.50×10^-10 cm³/g,氦气生成量为13.91 km³。生氦潜量最高最广的区域位于古城14井区域,其次为古城12井区域。却尔却克组泥岩生氦潜量为1.45×10^-10 cm³/g,生氦量占比为83.5%,是研究区生氦的主力层位,但是估算的天然气中氦气含量约为0.033%,低于工业开采标准。原因在于富含有机质的泥岩大量生烃,大大稀释了氦气的浓度,因此在对油气烃源岩进行氦资源评价时应该保持谨慎。基于自然伽马能谱测井的氦气资源评价方法的提出有助于含油气盆地中氦气资源评价工作的开展,为我国氦气资源勘探调查研究提供新的思路和方法。     

自然伽马能谱测井曲线的质量评价

基于自然伽马能谱测井曲线的质量不但取决于自然伽马能谱测井本身的性能及技术水平,而且还受地层中Ｋ、ＴＨ、Ｕ含量、测速、采样间隔、井眼环境等因素的影响。采用ＫＥＲＦＯＲＤ和ＧＥＯＲＧＩ提出的时序分析方法,利用相干技术定量地评价实测自然伽马测井曲线的重复性、信噪比、垂直分辨率。通过曲线精度分析,表明自然伽马能谱测井曲线质量随计数率增大,测速降低而提高。对常规测速和６ｉｎ＊采样的自然伽马能谱测井曲线进行质     

中国氦气资源成藏规律与开发前景

氦气是一种关系国民经济和高新技术产业发展的全球性稀缺资源,中国工业用氦主要依赖进口,因此急需明确氦气成藏富集规律、寻找富氦气田,落实中国氦气资源家底和开发潜力。系统梳理了全球氦气资源分布及开发现状,开展国内氦气资源普查与分布研究,剖析了国内典型富氦气田气藏特征及成藏条件,明确了中国主要富氦气田氦气成因来源和富集成藏主控因素,认为中国天然气中氦气主要以壳源为主,指出相对浅埋的富铀钍古老花岗岩基底或侵入体、早期形成的大型稳定古隆起或古潜山、良好的上覆巨厚膏盐岩或泥岩盖层、沟通基底和储层的运移通道是氦气成藏富集的主控因素,建立了富氦常规气、富氦页岩气、富氦非烃气和富氦水溶气4种不同类型富氦气藏的成藏模式并预测富氦有利勘探区。在此基础上分析了中国氦气资源开发前景,提出了寻找富氦气田,加强中、低丰度氦气资源综合开发利用是未来提高中国国内氦气产量的重要方式。     

塔里木盆地塔中地区油气特征及成藏模式探讨

本文通过对塔中地区现今工业性油气、稠油及储层沥青的微观今貌特征的研究,结合宏观地质背景,探讨了塔中地区油气成藏及演化模式。研究表明,本区现今油气藏主要形成于喜山成工藏期,而早期成藏的油气因受不同程度的破坏仅以储层沥青和氧化残留油的形态保存下来。来自西北方向海相为主的混源油和来自东北方向海相为主的凝析气、于气形成了现今的油气藏。      

中国氦气资源分区特征与成藏模式

氦是目前已知的熔点、沸点最低的惰性气体元素,物理性质极为特殊,被广泛应用在诸多高精尖领域。中国的氦气资源主要依赖进口,但是近些年随着国内氦气需求量的持续增加、氦气进口价格的升高以及国外主要氦气生产国出口政策的收紧,中国面临严峻的氦气资源安全形势,急需对国内氦气资源的分布特征、成藏模式和控制因素开展深入研究。为此系统调研了中国10个含油气盆地的含氦情况,对氦气分布的地区特征、地层时代特征以及氦气成藏模式进行了总结,中国富氦盆地横向分布广泛且具有明显的分区特征,东部与中西部含氦盆地差异显著,东部含氦盆地有壳源氦和壳幔混合型氦并以后者为主,主要受构造因素和幔源流体的控制;中西部含氦盆地以壳源氦为主。纵向上氦气在各地层时代中均有分布,氦气含量具有“两头高、中间低”的特征。明确了氦源岩、构造因素、运移载体和封盖条件在氦气成藏中的控制作用,并据此总结出中国东部含氦盆地和中西部含氦盆地的氦气成藏模式,根据氦气成藏中存在的2组相互制约关系：气藏生成强弱的相互制约、构造活动性强弱的相互制约,指出“通量差”是氦气成藏的关键参数。对中国氦气资源勘探开发提出如下建议：围绕东部壳幔混合型氦气资源开展资源量评估工...     

自然伽马能谱测井在火山岩储层评价中的地质应用

针对火成岩储层评价中岩性识别、有效层划分、地层对比工作中存在的诸多技术碓点,在分析自然伽马测井响应特征的基础上,以三塘湖盆地ND地区火成岩储层为例,对自然伽马能谱测井在火成岩储层中的应用方法进行研究,取得了良好的应用效果,为今后火成岩测井系列优化及储层评价方法具有很好的指导意义.     

塔里木盆地玉北地区奥陶系鹰山组测井岩性段精细划分

奥陶系鹰山组是玉北地区勘探开发的热点和重点,该区鹰山组厚度大（大于500 m）,区内断裂较发育,局部的构造抬升和地层剥蚀为地层划分和储层对比造成了较大的困难。该区自然伽马曲线升高,表现为“横向普遍、纵向杂乱”的特点。该文在自然伽马能谱测井和地球化学元素测井的基础上,对自然伽马能谱曲线的升高特征进行分析,并以鹰山组的岩性变化为基础,以测井曲线变化的规律特征段为桥梁,将奥陶系鹰山组自上而下分为4个岩性段,横向上4个岩性段具有较好的可对比性,为后期鹰山组的精细分析及有利勘探目标优选奠定了较好的基础。     

自然伽马能谱测井对不同成因碳酸盐岩岩溶储层的响应——以塔里木盆地碳酸盐岩岩溶储层为例

通过对比分析塔里木盆地已知不同成因碳酸盐岩储层的自然伽马能谱测井铀相对值、钍铀比值及曲线形态,研究其可能的自然伽马能谱测井差别响应,以期对未知成因的碳酸盐岩储层做出合理判断。同生期岩溶铀相对值低且曲线平滑,钍铀比值为2～7,代表储层形成于氧化-还原的过渡环境;埋藏溶蚀作用形成的储层铀相对值基本大于0.5且曲线呈齿状,钍铀比值为0～2,铀的相对富集可能与埋藏溶蚀的流体性质有关,代表强还原环境;表生作用形成的储层铀相对值的峰值基本大于0.5且曲线呈指状,钍铀比值低,可能反映了储层的非均一性与表生岩溶的氧化环境;多成因叠加的碳酸盐岩储层铀相对值小于0.5且曲线呈指状,钍铀比值为0～2。     

自然伽马能谱测井在吐哈盆地盖层评价中的应用

根据自然伽马能诺测井中粘土矿物特征值，利用能谱测井资料和常规测井资料，在理论图版分析的基础上，采用岩心刻度测井技术，建立了吐哈盆地泥岩岩性组份分析典型图版，确定泥质岩微观组份，并以此为基础采用三角解析技术对泥岩组份进行了定量计算，使吐哈盆地泥岩盖层品质评价进一步深化和细化。     

柴达木盆地北缘富氦天然气分布与成藏模式

近年来柴达木盆地北缘(柴北缘)发现了较好的氦气资源前景,其中马北、东坪气田、团鱼山、全吉山及尖北等地区发现较高氦含量的富氦天然气(氦气含量为0.013%～1.14%,平均含量为0.33%)。综合前人研究资料系统梳理了柴北缘地区富氦天然气的组分特征、分布特征、成因特征及成藏条件,提出了柴北缘地区的氦气成藏模式。研究该地区富氦天然气的横向及纵向分布特征得出：在横向上,柴北缘地区全吉山煤田平均氦气含量最高(1.074%),其次是团鱼山煤田(0.678%),之后依次是东坪(0.28%)、马北(0.261%)、尖北(0.24%)、牛东(0.015%)气田;在纵向上,古近系路乐河组(E1+2)和侏罗系(J)2套层位平均氦含量最高,分别为0.61%和0.43%,能够作为主要的氦气勘探开发层系。此外,柴北缘地区天然气中的氦气主要富集在埋深3 000 m以内的中浅层。根据同位素研究得到柴北缘地区氦气主要为壳源氦成因,是基底的元古宇—奥陶系花岗岩、变质岩系及铀矿等放射性矿物通过U、Th放射性衰变产生,以断裂为运移通道伴随着地下水和天然气在自生自储型和连续运移型2种成藏模式下聚集成藏,其中自生自储型运移成藏...     

天山南亚肯地区天然气成藏条件及成藏模式

亚肯地区是天山南天然气勘探的重点地区。该区气藏气体成分主要为凝析气,气藏分布受与断裂伴生的构造或构造带控制。成藏条件分析表明,该区油源丰富,发育多套储盖组合,多种类型圈闭发育且成排成带分布,成藏地质条件配置较好,具有形成大中型油气田的有利条件。在此基础上,提出了该区天然气成藏的2种模式:即天然气沿不整合面、断层和砂体长距离运移构造圈闭成藏模式,天然气沿砂体侧向运移地层超覆圈闭成藏模式。     

成藏体系油气资源评价中的统计方法体系

基于成藏体系理论对传统区带油气资源评价技术进行了系统归纳与新方法的补充,深入阐述了成藏体系油气资源评价的内涵。其中,在深层次剖析上述制约因素的形成机制以及相关统计数学模型机理的基础上,通过界定不同勘探程度的成藏体系油气资源评价的关键目标（如,资源有无、多少、在哪里等）,整理、归类并规范了业内主流统计方法以及在开发油气资源一体化评价软件过程中涉及的系列特色资评技术,约定了成藏体系油气资源评价统计方法体系,其内容主要包括：①面向新区的概率分析系列;②面向未成熟区（早期）的蒙氏模拟系列;③面向未成熟区（中、晚期）的数理统计系列;④面向成熟区（早、中期）的概率推理系列;⑤面向成熟区（中、晚期）的发现过程和空间分布预测系列。提出的统计方法体系,较为全面地阐述了系列主流以及最新统计方法的成因机制与适用性说明,在实际应用时,可以有效规避地质模型的差异性、增强统计方法应用的针对性以及降低计算参数的敏感性。此外,该方法体系的归类逻辑也有助于明确后续进一步值得关注的资源评价方法研究方向。     

准噶尔盆地腹部莫索湾地区油气成藏条件与成藏模式

准噶尔盆地腹部莫索湾地区是一个为二叠系生油凹陷所围绕的继承性隆起区,南面又面临侏罗系的生烃区,具有充足的油气来源。该区拥有四大套储盖组合：以石炭系火山岩体为储集层,其上的风化壳为盖层;以二叠系夏子街组为储集层,下乌尔禾组为盖层;以上乌尔禾组和中下三叠统为储集层,上三叠统为盖层;侏罗系自储自盖。该区圈闭以构造圈闭为主,形成早、容积大。因此该区具有优越的油气成藏条件。对该区地层压力结构的研究表明,该区存在上下两个流体压力封存箱：下封存箱包括二叠系和三叠系,形成于三叠纪末或侏罗纪早期;上封存箱主要包括侏罗系下部,形成于白垩纪晚期。该区存在的3次成藏事件与封存箱的演化有重要关系。三叠纪和早侏罗世是下封存箱的箱内成藏期,源于风城组的油气在二叠系和三叠系形成原生油气藏;中晚侏罗世和白垩纪是下封存箱的箱外成藏期,源于二叠系的油气在下封存箱外的侏罗系形成油气藏;第三纪至今,对于上、下封存箱都是箱内成藏期,上封存箱形成侏罗系自生自储气藏,下封存箱则形成源于二叠系的油气藏。莫索湾地区常压带、上封存箱和下封存箱都具有广阔的勘探前景。图5参2（张年富摘）     

塔里木盆地雅克拉地区卡普沙良群一段储油砂岩体沉积与孔隙发育特征

卡普沙良群一段主要为扇三角洲沉积。储气砂体微相为辫状河冲积平原亚相的河道砂坝微相、水下辫状平原亚相的水下分流河道微相。它们纵向上多期叠置,侧向迁移频繁,呈连续性较好的席状几何形态。孔隙演变过程中成岩作用的破坏作用主要表现为压实、压溶、碳酸盐胶结、交代、石英次生加大等;建设性作用,主要表现为碎裂作用和深部溶蚀;砂岩的储集空间为次生溶孔;渗滤通道是孔隙喉道及与之结合的裂缝;储集类型是孔隙型。     

雅克拉气田亚格列木组储层参数测井解释与储层评价

塔里木盆地雅克拉气田白垩系亚格列木组属中低孔中低渗强非均质砂岩储层,近年来,气田增储上产遇到困难,需对该组进行再次评价。该文综合地质、测井,钻井,岩心分析资料,在岩心归位,测井数据标准化,归一化后,挑选建模的学习样本,利用BP神经网络建立孔隙度和渗透率预测模型,并用误差统计法和叠合图比较法对储层参数预测效果进行评价,孔隙度平均绝对误差为0.90%,渗透率平均相对误差为22.61%,误差统计表明预测达到较高的精度;并根据现有资料,在确定储层综合评价模型,评价参数及其权重,单项评价参数的评价分数的计算方法后,对研究区各储层段进行分类,并总结了各类储层的电性响应特征和储层特征,确定有利储层的位置为构造高点和辫状河道和心滩发育区,建议Ⅱ、Ⅲ类储层进行措施调整,以改善储层物性,提高油气产量。     

大庆长垣以东地区深层天然气成藏条件与模式

方法 在对大庆长垣到东地区深层天然气藏的生、储、盖、圈等特征进行分析、研究的基础上,提出了该区深层天然气的成藏条件与模式。目的 为该区深层天然气下一步勘探一旨明方向。结果 该区深层天然气主要来自侏罗系气源岩,少量来自白垩系登娄库组气源岩;具有基岩风化壳成茂地层超覆成藏模式,登二段和泉一、二段两套区域性盖层之三个基本条件控制;侏罗系各断陷的周缘是该区深层天然气聚集成藏的有利部位,也是勘探的有利地区。     

三肇地区致密油成藏主控因素与成藏模式

针对三肇地区不同构造单元致密油藏特征及规模存在差异的问题,通过对致密油成藏条件、成藏期剩余压力、断裂分布、砂体展布和物性特征等进行分析,建立各构造单元扶余油层致密油成藏模式.研究结果表明:明水组末期致密油充注成藏的主要动力为烃源岩大规模成熟时生烃增压所形成的剩余压力;断裂+砂体构成的立体输导体作为侧向运移的重要通道,是...     

塔里木盆地北部雅克拉地区海相油气成藏特征与运聚过程

在前人研究基础上,结合塔里木盆地雅克拉地区海相油气地球化学特征,利用流体包裹体法对雅克拉海相油气的成藏期次进行厘定,并通过分析该区油气关键成藏期的构造演化过程,来确定油气聚集和调整的有利勘探区。雅克拉地区主要存在喜马拉雅早期（45.5～16.5 Ma）和喜马拉雅中—晚期（22～4 Ma）2期海相油气成藏过程,具有多期充注和晚期成藏的特点。雅克拉地区在喜马拉雅晚期的“构造翘倾”作用控制了海相油气的晚期充注和成藏有利区。喜马拉雅早期,雅克拉地区前中生界构造呈北东高、西南低的构造格局,油气充注范围广,雅克拉—雅东构造圈闭群均处于海相油气充注的有利范围内。喜马拉雅晚期受库车坳陷快速沉降,雅克拉地区中新生界构造发生了“翘倾”作用,前中生界构造由原来的北东高和西南低格局转变为北东低和西南高的构造格局,轮台断裂构造带及其以南圈闭是晚期海相油气充注的有利区。同时构造“翘倾”使喜马拉雅早期充注的海相油气藏遭受破坏或向南调整聚集。     

天然气资源成藏模型评价系统的建立

天然气资源评价专家系统中成藏模型评价子系统的建立,使复杂的定量计算模型和定性评价模型结合在一起,从而使系统进入能够描述复杂推理的更高层次。这一系统的关键之一是从天然气成藏各过程的数学及物理机制出发,建立天然气成藏过程中的数学和物理计算模型:关键之二是建立能够合理连接定量和定性评价模型的新的知识逻辑关系。在此基础上,建立气藏成藏评价模型(以碎屑岩气藏为例),并讨论6种知识逻辑关系的含义及其推理算法模型。