尼日尔三角洲油气层测井识别方法

尼日尔三角洲盆地是世界上重要的富含油气盆地之一,油气储集于阿格巴达组砂岩中。按"砂岩识别—含烃层识别—油气层及油气水界面识别"的研究思路,在尼日尔三角洲大量油气田实际资料综合研究的基础上,总结出了一套简单可行的该三角洲油、气层及油、气、水界面的测井识别方法。岩性的识别立足于自然伽马,正常砂岩的自然伽马值相对于基线的降低幅度大于40API,一般在60~100API之间。储层含烃性的识别立足于深侧向电阻率。在阿格巴达组上段砂岩中,含烃层深侧向电阻率一般大于10Ω.m,在中段和下段砂岩中,含烃层深侧向电阻率大于3Ω.m,一般大于5Ω.m。岩石总密度可以识别出含烃层和致密干层。中子孔隙度是从含烃层中识别出油、气层的主要指标,油层的中子孔隙度大于20%,一般为20%~40%;而气层的中子孔隙度小于20%,一般为5%~15%。     

连续型油气藏聚集与形成机理——以渤南洼陷中心区沙河街组四段上亚段为例

为了研究渤南洼陷中心区沙河街组四段上亚段(沙四上亚段)是常规隐蔽油气藏、还是非常规连续型油气藏的问题,对其油藏特征进行了系统分析,并与国内外连续型油气藏进行了对比。研究发现,渤南洼陷中心区沙四上亚段油气藏无底水、气-油倒置、储层致密(孔隙度为2%~10%、渗透率为0~1.0 mD)、地层压力高(压力系数可达1.6)且紧邻沙河街组三段下亚段、沙河街组四段上亚段烃源岩,具备连续型油气藏的特征及形成条件,为连续型油气藏。分析认为,连续型油气藏的形成,不仅需要异常高的生烃压力排驱油气完成初次运移,还需要在高压驱动下在储层中进行二次运移,而储层内的高压来自生烃压力的传递作用。因此,连续型油气藏的形成过程即是伴随油气充注、源-储压力趋于平衡的过程。成藏动-阻力分析认为,连续型油气藏形成的前提是源岩生烃压力超过储层中值压力,据此推导了连续型油藏形成的孔隙度下限计算公式,并计算了30多口探井的孔隙度下限值。计算结果显示,在生烃压力最大的深洼区,储层孔隙度大于4%即可成藏,与目前勘探揭示的情况一致。     

碎屑岩储层地质历史时期孔隙度演化恢复方法——以济阳坳陷东营凹陷沙河街组四段上亚段为例

中深层碎屑岩储层孔隙度演化史和烃源岩生排烃史的匹配关系是控制油气富集的关键,但是中深层碎屑岩储层在埋藏过程中多经历复杂的成岩作用改造,孔隙度演化复杂,导致地质历史时期储层孔隙度恢复极其困难。以济阳坳陷东营凹陷民丰洼陷北带沙河街组四段上亚段中深层近岸水下扇扇中亚相含砾砂岩、砂岩储层为研究对象,确定储层胶结-溶解序列和成岩流体性质演化序列以及各成岩作用发生的地质时间及其相应的古埋深,而后拟合储层铸体薄片面孔率-显孔隙度函数关系,利用铸体薄片求取各类次生溶孔、自生矿物对储层的增（减）孔量贡献值,进行胶结-溶解序列约束下的孔隙度反演回剥;同时,根据不同类型岩石的正常压实图版,对反演回剥的孔隙度进行机械压实与热压实校正,恢复储层实际孔隙度,从而建立地质历史时期碎屑岩储层实际孔隙度演化曲线。利用该方法恢复的储层孔隙度演化史与烃源岩生排烃史相结合,能够为中深层碎屑岩储层油气富集区的预测提供指导。     

莘县凹陷下第三系含油气系统分析

莘县凹陷位于渤海湾盆地临清坳陷东部,其主力烃源岩发育在沙河街组一段、三段及四段+孔店组.馆陶组沉积末期,烃源岩进入生、排烃高峰期,为含油气系统形成的关键时刻.依据油气显示及油源对比结果,该凹陷下第三系可划分为两大含油气系统:沙河街组三段已知含油气系统由沙河街组三段下亚段和中、上亚段两个子系统组成,前一子系统已发现贾2井、莘4井油藏,后一子系统目前尚未发现油气显示;沙河街组四段+孔店组推测含油气系统由沙河街组四段和孔店组两个子系统组成,目前均未发现油气显示.含油气系统内主要发育构造、构造-岩性及岩性3类油气藏,形成于中新世.生烃凹陷、生烃时期及断层封堵性控制了油气藏的分布,堂邑次凹环洼带为有利的成藏区.     

苏北盆地管镇次凹陷阜四段低熟烃源岩生烃史与排烃史模拟

苏北盆地管镇次凹陷阜四段烃源岩属低熟烃源岩（Ｒ０≤０．７％）。在重建该套烃源岩埋藏史和地热史并应用其干酪根Ｃ／Ｓ原子比确定其有机质化学动力学类型和相应的化学动力学参数的基础上，对该套烃源岩的生烃史和排烃史进行了模拟。结果表明，阜四段烃源岩分别在始新世中晚期和渐新世早期进入了生烃期和排烃期。综合地质、油源地球化学资料的研究表明，阜四段低熟烃源岩含油气系统为一个未完成的、目前仍处于持续阶段的含油气系统。该含油气系统的原油具有低熟油的特征。阜四段烃源岩的低成熟和低含油饱和度，且进入排烃期后未经进一步的压实作用，导致该套烃源岩的排烃效率较低，进而造成该含油气系统的油源不足。此外，该区主要断层（管镇断裂）对油气运移起隔挡作用，油气二次运移的距离短，因此，该含油气系统受管镇断裂的控制，其区域展布局限在管镇断裂靠油源的东南一侧。     

柴达木盆地尕斯断陷的油气生成与初次运移

利用岩石学、地层学和有机地球化学资料，对柴达木盆地尕斯断陷下第三系主力生油层下干柴沟组上段（Ｅ＾２３×ｇ）进行了生烃史与石油初次运移的定量模拟。分析了该生油层的埋藏爱热史和有机质生烃史，并计算了生油层孔隙流体压力、孔隙度、含油饱和度及排烃系数。研究表明，在加热速度远大于１℃／ｍ·ｙ的尕斯断陷，用基于阿仑尼斯方程的生烃化学动力学模式比用Ｌｏｐｔｉｎ法能更准确地计算生烃量。石油初次运移只有在生油层的含     

东营凹陷页岩油储层孔隙演化

东营凹陷古近系沙河街组三段下亚段-沙河街组四段上亚段为一套较低成熟度陆相页岩层系,通过岩石薄片、氩离子抛光扫描电镜观察分析、核磁共振、高压压汞和低温氮气吸附实验,获取了页岩储层孔隙结构及孔隙度等信息,分析了矿物成分和有机质含量对孔隙度及孔径的影响,进一步结合成岩热模拟实验,探讨了主要孔隙类型的演化特征。结果表明：①页岩储层孔隙结构复杂,微米-纳米级储集空间具有保存液态烃类的储集能力,游离相原油主要分布在孔径较大的方解石晶间溶蚀孔隙、重结晶晶间孔、黏土矿物晶间收缩缝等孔隙中。②页岩储层孔隙度及孔径主要受控于架构矿物和有机质的含量;孔隙度与长英质矿物含量、有机质含量均呈线性正相关关系,与碳酸盐矿物含量呈负相关。③埋深2 500~3 500 m是孔隙演化的关键深度段,在此深度区间,有机质生烃排出的有机酸浓度以及压力系数增大区间与孔隙度高值段有良好的对应关系;页岩油储层储集空间的形成几乎都与黏土矿物的成岩演化有关;抗压实能力强的方解石等碳酸盐晶粒形成的架构空间,以及伴随生、排烃过程的溶蚀作用形成碳酸盐晶间和晶内溶蚀孔隙,均增加了储层孔隙度;生烃超压和溶蚀的匹配作用造成3 500~3 800 m出现孔隙度局部增大的现象,孔隙大小、分布及连通性明显变好。     

泥页岩沉积特征与生烃能力——以东营凹陷沙河街组三段中亚段—沙河街组四段上亚段为例

泥页岩的沉积环境与形成方式都将控制其矿物、有机质特征并影响岩石的生烃潜力。选取东营凹陷古近系沙河街组泥页岩,开展岩石薄片观察、X射线衍射和热解等检测,研究岩石的矿物学特征和有机质特征,解析各类泥页岩成因与生烃能力的差异。研究发现,研究区的块状、纹层状和含石膏构造泥页岩中构造特征各异,矿物成分(碎屑、黏土、碳酸盐矿物和石膏类矿物等)含量变化大,有机质特征也各不相同。综合分析矿物与有机质的特征及组合关系,发现细纹层页岩和断续纹层页岩是以生物作用为主导形成的沉积产物,生烃能力最强;宽纹层页岩和均匀块状泥岩属化学沉积作用的产物,具有较强的生烃能力;含碎屑块状泥岩主要通过机械作用沉积而成,含石膏构造泥岩则在蒸发环境下通过化学沉淀形成,两者的生烃能力较弱。比较东营凹陷沙河街组三段中亚段—沙河街组四段上亚段的泥页岩类型,发现沙河街组三段中亚段和沙河街组四段纯下次亚段以机械和化学作用形成的含碎屑块状和含石膏构造泥岩为主,导致2个层段的生烃能力较弱;沙河街组三段下亚段和沙河街组四段纯上次亚段以生物或化学沉积作用形成的纹层状页岩为主,导致2个层段的生烃能力较强。因此,关注泥页岩矿物和有机质组合关系,从机械、化学和生物等沉积方式差异的角度探讨各类泥页岩的成因和生烃能力的变化,能够为非常规油气勘探提供新的思路。     

碳酸盐岩储层胶结指数m的求取及应用

碳酸盐岩储层胶结指数m是计算含油气饱和度的重要参数，它关系到探井储层段含烃饱和度为基础的储量计算的准确性。介绍了不同孔隙类型的碳酸盐岩储层的胶结指数m、地层电阻因素FR和孔隙度的定量关系，然后利用介绍的部分m值或m-关系式计算了川东北某探井储层段的含气饱和度，以便为今后储量计算提供更为可靠的基础数据和计算方法。     

川西北地区上三叠统油气勘探方向

文章对川西北地区上三叠统油气成藏条件进行了系统分析，认为该地区须二、四段储层在晚成岩A期和早成岩期致密化。须四段地层压力高于须二段，储层间存在强烈的分隔性和流体的封闭环境。须一段烃源岩在晚侏罗世-白垩纪初进入成烃高峰期。强生烃区分布在江油-安县-绵阳地区。中坝须二段、魏城须四段气藏形成于印支期和燕山中晚幕，储层致密化和非均质性使高压区油气运聚规模有限。生烃量大、次生孔隙和微裂缝系统发育带是获得高产气井的关键因素。构造的早期形成和继承性隆升，是高丰度气藏形成的有利条件。高孔隙度发育区梓潼凹陷西斜坡、魏城-文兴场为须二、四段有利勘探区。     

四川盆地川西坳陷上三叠统须家河组四段储层致密化过程及其与油气成藏的耦合关系

川西坳陷上三叠统须家河组油气资源丰富,是四川盆地主要的致密砂岩气产气层段之一。以川西坳陷须家河组四段(须四段)致密砂岩为研究对象,基于岩石学特征、物性分析和成岩作用的研究,分析须四段砂岩的致密化过程及致密因素,并结合油气成藏史,探究须四段储层的致密-成藏耦合关系。结果表明,造成须四段孔隙损失的主因是压实作用,但导致储层致密的关键因素是成岩系统处于半封闭-封闭状态下沉淀的晚期碳酸盐胶结物,使得须四段相对有利储层在中成岩A期的中、晚阶段砂岩孔隙度降至10 % 以下,对应地质历史时期为早白垩世。包裹体及激光拉曼成分分析表明,须四段具有两个成藏时期,其中处于晚侏罗世—早白垩世的晚期成藏为主成藏期。以储层孔隙度低于10 % 为标准,川西坳陷不同类型储层进入致密演化阶段时,须四段的主成藏期(晚侏罗世—早白垩世)尚未结束,表明须四段储层是“先致密后成藏”型储层。     

利用自然电位计算泥质砂岩地层水电阻率的方法

地层水电阻率是测井解释中一个极其重要的参数,以纯地层条件推导的用于确定地层水电阻率的自然电位理论模型不适合泥质砂岩地层。针对含油气泥质砂岩储层,提供了改进的自然电位模型,它考虑到阳离子交换容量、含油气饱和度的影响,提供改进的自然电位模型可以有效地用于确定泥质砂岩地层的地层水电阻率。     

关键成藏期碎屑岩储层古孔隙度恢复方法

油气的成藏过程是地质历史时期的事件,恢复储层在地质历史时期,尤其是在关键成藏期的孔隙度可以帮助定量恢复成藏期的地质条件,更好地认识油气成藏的过程。笔者以将今论古的地质思想为指导,创建了关键成藏期储层孔隙度的恢复方法。以东营凹陷沙河街组四段上亚段（简称沙四上亚段）储层为例,在对其成岩作用类型和成岩阶段划分的基础上,分别对处于不同成岩阶段的一定深度下的储层孔隙度影响因素进行分析,提出了孔隙度综合影响因子的新概念;建立了在孔隙度综合影响因子约束下的孔隙度演化曲线;最后利用此孔隙度演化曲线,对东营凹陷草11-王59剖面上的沙四上亚段储层在几个关键成藏期的古孔隙度进行了恢复。结果表明,用该方法进行的古孔隙度恢复取得了较好的效果。     

Geostatistical Simulation Study of Porosity and Hydrocarbon Saturation Values in the Vicinity of Adiyaman, Turkey

The Cretaceous Mardin Group sequence in the Adiyaman region displays a “continental platform type” petroleum system. The main lithologies within the sequence are shales, mudstones, and carbonates. Most dolomitic and bioclastic wackestones of the Karababa-C member and dolomites of the Derdere Formation have hydrocarbon reservoir characteristics, whereas shales and some carbonates of the Derdere and Karababa-A member have mature hydrocarbon source-rock properties. To determine the porosity and hydrocarbon saturation value vs. depth and areal extends, geostatistical simulation for the three dimensional evaluation of the study area were constructed and the variogram functions were calculated and then three dimensional variograms which were obtained from the porosity and hydrocarbon saturation values were modelled spherically. According to the simulation results, the porosity values in the Karababa-C member decrease with increasing depth. The amount of hydrocarbon saturation tends to decrease with increasing depth, as well and the decrease ratio is 7.2%. The suitability of the model parameters were validated with back-kriging technique.     

Geostatistical Simulation Study of Porosity and Hydrocarbon Saturation Values in the Vicinity of Adiyaman,Turkey

Abstract

The Cretaceous Mardin Group sequence in the Adiyaman region displays a “continental platform type” petroleum system. The main lithologies within the sequence are shales, mudstones, and carbonates. Most dolomitic and bioclastic wackestones of the Karababa-C member and dolomites of the Derdere Formation have hydrocarbon reservoir characteristics, whereas shales and some carbonates of the Derdere and Karababa-A member have mature hydrocarbon source-rock properties. To determine the porosity and hydrocarbon saturation value vs. depth and areal extends, geostatistical simulation for the three dimensional evaluation of the study area were constructed and the variogram functions were calculated and then three dimensional variograms which were obtained from the porosity and hydrocarbon saturation values were modelled spherically. According to the simulation results, the porosity values in the Karababa-C member decrease with increasing depth. The amount of hydrocarbon saturation tends to decrease with increasing depth, as well and the decrease ratio is 7.2%. The suitability of the model parameters were validated with back-kriging technique.     

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本文利用取心井的少数储层孔隙度与测井数据,应用灰色系统理论,按照GM(O,N)建模方法,确定了川中磨溪气田香四储层孔隙度和测井数据间的量化关系,并预测了未取心井的储层孔隙度,其结果与回归方程和测井解释相比较,具有拟合、预测精度高等特点。     

焉耆博南凹陷储层特征及含油气性研究

博湖南部凹陷是焉耆盆地油气勘探资源接替区。在砂体展部、物源方向、沉积相及岩石学特征研究的基础上,结合地质录井、钻井、测井和试油等资料,分析了储层特征及含油气性,认为该区为近源扇三角洲沉积体系,砂体发育,储集物性较差,属低孔-特低孔、特低渗-超低渗储层,缺乏二次生烃条件,含油气程度低。南部凹陷剩余资源量0.9×103t,尚可探明石油地质储量(0.27～0.36)×108t。有利目标是博南鼻状构造带、阿买来断鼻构造带、山前逆冲推覆带和深凹区。     

桑南地区三叠系中油组储层特征分析

[摘要]三叠系地层是塔河油田主要的产油气储层之一。桑南三叠系中油组储层物性好。属高孔隙、渗透性好的储层。中油组储集岩孔隙主要受成岩作用影响．储集砂体的形成和分布主要受沉积环境控制。综合分析结果表明。桑南三叠系中油组主要有利储层发育区在研究区中部,而西南和北东部孔隙相对发育较差．不利于油气的聚集。     

Paleoporosity and critical porosity in the accumulation period and their impacts on hydrocarbon accumulation—A case study of the middle Es3 member of the Paleogene formation in the Niuzhuang Sag,Dongying Depression,Southeastern Bohai Bay Basin,East Chi

Similar reservoir sandbodies and fault conduit systems in the sandstone reservoirs in the middle Es3 member of the Niuzhuang Sag have been problematic for a long time. The following problems remain unsolved： 1） The distribution of sandstone porosity is inconsistent with the hydrocarbon accumulation. The oil sandstones have low porosity instead of high porosity. 2） Sandstones, which have the same properties, have different levels of oiliness, and the sandstones with almost the same properties show different degrees of oil-bearing capacity. This study analyzes the condition of reservoirs in the research area during the accumulation period in terms of paleoporosity estimation and discusses the critical porosity of the sandstone reservoirs during the same period. The following conclusions can be drawn from the results. 1） Although reservoir properties are low at present and some reservoirs have become tight, the paleoporosity ranging from 18% to 25% is greater than the critical porosity of 13.9%. As the： loss of porosity is different in terms of burial history, the present porosity cannot reflect porosity during the accumulation period. Similar/y, high porosity during the accumulation period does not indicate that tbe present porosity is high. 2） The present reservoir location is consistent with the distribution of high paleoporosity during the accumulation period. This result indicates that high porosity belts are prone to hydrocarbon accumulation because of the dominant migration pathways generated as a result of property discrepancies under similar fault conduit conditions. Consequently, the hydrocarbon mainly accumulates in high porosity belts. Paleoporosity during the accumulation period is found to be a vital controlling factor. Therefore, high paleoporosity sandstones in the middle Es3 member of the Niuzhuang Sag have great potential for future exploration.