岩石热解录井在松辽盆地南部新区勘探中的应用

岩石热解录井技术已在多数油田重点探井得到广泛应用,通过对岩石热解录井分析参数地质意义研究,结合松辽盆地南部新区油气勘探特点,提出岩石热解录井应在钻井现场开展快速评价烃源岩有机质丰度、类型以及烃源岩成熟度的工作,从而快速提高评价新区的勘探潜力,综合评价储集层及原油性质,有利于提升新区油气勘探信心,快速确定试油、试气及开采工艺技术方案。实际应用情况表明,岩石热解录井技术对加快新区油气勘探及评价具有重要意义。     

三塘湖盆地二叠系芦草沟组二段源岩油可动烃探讨

三塘湖盆地二叠系芦草沟组二段发育一套沉凝灰岩烃源岩层系,地层厚度大,有机质丰度高,类型好,整体处于生油窗内,油气以"自生自储"就近聚集成藏为主,烃源岩即是好的产油层,为典型的源岩油成藏特征。源岩油勘探主要评价储集层可动烃含量,本文探讨了利用录井气测、定量荧光、岩石热解以及核磁共振测井技术定性和定量表征源岩油中的可动烃,根据实测数据,用岩石热解法对其可动烃资源量进行定量估算,三塘湖盆地马朗凹陷二叠系芦草沟组二段源岩油可动烃资源约5.53×10~8t,资源丰度可达300×10~4t/km~2,源岩油勘探潜力较大。     

马朗凹陷芦草沟组致密油储集层解释评价

针对三塘湖盆地马朗凹陷芦草沟组致密油储集层评价面临的4方面问题——岩性识别、烃源岩有机质丰度评价、储集层岩石脆性评价和储集层流体性质评价,分别阐述了4种方法,印:利用X射线元素录井结合碳酸盐含量分析确定岩性,应用烃源岩岩石热解录井评价烃源岩有机质丰度,通过X射线元素录井标志性脆性元素含量计算得出的脆性指数确定储集层岩石脆性,以及综合考虑以上因素并结合常规地质、气测、定量荧光录井和钻时比值综合解释评价储集层流体性质的方法,形成了三塘湖盆地马朗凹陷芦草沟组致密油录井综合评价技术系列,建立了录井综合解释评价标准。在近两年6口有试油结论的探井、评价井的验证应用中,录井解释符合率达到87.5%,取得了较好效果,为致密油试油井段的选择提供了重要依据。     

利用岩石热解分析海拉尔盆地有机质类型及生油潜力

岩石热解技术已在油气田勘探开发研究中广泛应用,在评价生油岩生烃潜力和储集岩含油性方面发挥了至关重要的作用.利用岩石热解分析方法研究海拉尔盆地乌尔逊和贝尔凹陷的白垩系各生油岩层,得出结论认为:干酪根主要类型为Ⅱ型,生油潜力较好.     

岩石热解录井技术在油气层评价中的优势

岩石热解录井技术在国内多数油气田得到了推广应用,近年来检测技术和评价技术均有进一步的发展。文章结合具体生产实例,肯定了在解决实际问题方面,岩石热解录井技术所具有的无可替代的优势,展示了应用岩石热解录井技术进行油气层评价的实用价值。     

烃源岩热解分析参数Tmax异常的原因

归纳整理中国25000多块烃源岩热解分析资料，发现有些岩石样品的Tmax值异常低，有些Tmax值异常高，有些Tmax在某一深度突然升高后又降低，与烃源岩所处的埋深和时代不相符。通过烃源岩、干酪根热解热模拟试验、干酪根显微组分成烃活化能分布测定、岩石热解分析称样量对Tmax影响试验等，研究Tmax异常的原因，认为可溶有机质（包括烃源岩中存在的原油和沥青）以及钻井液有机添加剂的侵入都会引起S1峰增大，还由于可溶重质组分进入S2峰而导致Tmax降低。显微组分中存在树脂体的烃源岩Tmax普遍偏低；矿物对烃类的吸附导致低有机碳含量的烃源岩Tmax偏高，受火成岩侵入的烃源岩Tmax异常高，岩石热解分析的称样量也对Tmax有影响。     

源储一体烃源岩精确评价 ——以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组为例

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷中二叠统芦草沟组源储一体,岩心样品中常见原油浸染现象,导致烃源岩评价参数测定不准.针对这种现象,利用氯仿抽提技术,分析了运移烃类对烃源岩评价结果的影响,细分岩性准确评价了该区芦草沟组源储一体烃源岩的生烃潜力.结果显示:(1)烃源岩中可溶有机质烃类含量越高,会导致烃源岩有机碳测定值偏差越高,热解参数...     

岩石热解录井技术在油气层评价中的优势

岩石热解录井技术在国内多数油气田得到了推广应用。近年来检测技术和评价技术均有进一步的发展。章结合具体生产实例，肯定了在解决实际问题方面。岩石热解录井技术所具有的无可替代的优势，展示了应用岩石热解录井技术进行油气层评价的实用价值。     

应用地化录井技术判别低电阻率油层

鄂尔多斯盆地三叠系延长组储集层为低渗透、特低渗透储集层.该盆地姬塬地区长2段、长4 5段地层由于受储集岩中黏土矿物赋存状态、层间水、束缚水含量和地层水矿化度等因素的影响,局部形成低电阻率油层,给常规录井、测井带来一定的困难.储集岩热解技术作为成熟的地化录井技术,在储集层含油性判别方面具有明显的优势,热解烃总量主要反映储集岩油气充注程度,是有效的储集岩含油性判别指标.应用地化录井技术,通过对实际资料进行分析,认为研究区长2段、长4 5段油层段储集岩热解烃总量大于10.0 mg/g,油水同层段储集岩热解烃总量为5.0～10.0 mg/g,含油水层段储集岩热解烃总量为2.5～5.0 mg/g,水层段储集岩热解烃总量小于2.5 mg/g.分析结果表明,应用该指标对低电阻率油藏的判别效果相对明显.     

热解气相色谱分析技术在石油地质中的应用

为了解决石油勘探开发中所面临的早期评价问题,应用热解气相色谱法,利用热解装置、气相色谱仪、数据处理工作站组成的热解气相色谱仪对储集岩进行分析,得到热蒸发烃、热解烃色谱曲线及其各种化合物、系列化合物分析数据。该技术对不同储集岩进行分析对比获得如下结论:①利用热蒸发烃正烷烃碳数分布及含烃量有助于区分水洗油层、细菌降解油层、非生产层、凝析油层;②在对储集岩热解烃分析中发现油沙岩与生油岩干酪根的热解烃图形是不同的,通过研究不同类型油砂岩热解烃色谱曲线可更好地了解不同类型油砂岩在重质组分中的烃类分布。因此,在生产中该技术可为勘探开发提供合理的勘探数据,准确评价储集岩性质,对现场快速、准确评价储层具有重要意义。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组混合细粒岩沉积微相

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组成为页岩油气勘探的重点区块,开展精细混积岩沉积层序及其相关研究具有十分重要的理论及实践意义。利用岩心、薄片、扫描电镜、测井曲线、XRF及XRD等资料,结合岩心相及其组合分析、测井曲线最小二乘法拟合和岩性随机模拟等技术,开展层序地层格架及沉积微相识别,建立研究区混积细粒岩沉积微相模式。研究发现:①芦草沟组可划分为5个中期旋回、9个短期旋回、33个超短期旋回。中期旋回对应段级别,短期旋回相当于一个砂组或小层(含多个单砂层),超短期旋回大体对应于单层;②研究区目的层为一套咸化湖泊-三角洲沉积体系,岩性复杂,在各种沉积作用共同影响下,形成由细粒碎屑岩、碳酸盐岩、泥岩构成的混积细粒岩层。识别了储集层沉积微相类型,主要包括砂坝、前三角洲泥、砂滩、混合滩、云坪及湖相泥微相等;③吉木萨尔凹陷芦草沟组甜点段主要分布在P2l22上段及P2l12上段。综合分析提出吉木萨尔凹陷芦草沟组陆源碎屑-碳酸盐岩混合细粒岩沉积模式。基准面上升时,沉积环境由三角洲外前缘砂坝和浅湖砂滩沉积向浅湖-半深湖混合滩和云坪沉积转变,随着基准面继续上升至最大可容纳空间,深水环境黑灰色泥岩大面积沉积;基准面下降时,主要发育浅湖-半深湖混合滩和云坪沉积,随着基准面继续下降,发育浅湖亚相砂滩沉积和三角洲前缘砂坝沉积。     

莫里青断陷西北缘断褶带双二段储集层地化录井技术应用

西北缘断褶带是莫里青断陷北部的靠山凹陷与古地层逆向超覆而形成的多级断褶带,其断层十分发育、砂体分布极不均匀、油质变化很大、显示发育也存在很大差异,尤其是双二段储集层变化更大.为解决油气显示识别难和解释难度大等问题,引进了地化录井技术,采用岩石热解分析、定量荧光分析及热解气相色谱分析方法可准确判别油水层,使得油气显示发现...     

酒东盆地储集层岩石热解气相色谱录井评价方法

虽然岩石热解气相色谱录井技术在酒东盆地储集层解释评价中发挥了一定作用,但由于解释方法单一,仅依靠样品峰积分面积大小和谱图形态判别油水层,人为因素对解释评价结果影响较大。为了进一步提高录井解释水平,通过对14口井32层岩石热解气相色谱录井资料的统计分析,结合试油结果,在阐述不同储集层基本谱图特征的基础上,建立了单层多样和邻井同层系油样组分体积分数与碳数分布对比图,刨建了轻重比与样品峰积分面积交会图板,确定了以基本谱图与派生谱图相结合的定性解释和应用交会图板的定量评价方法。实际应用表明,该方法的解释符合率达到了80％以上,为玉门油田酒东盆地储集层的录井解释评价提供了可靠手段,效果较好。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷双吉构造带井井子沟组勘探突破及意义

2020—2022年,准噶尔盆地吉木萨尔凹陷双吉构造带多口井在二叠系井井子沟组获得高产工业油流,表明吉木萨尔凹陷二叠系具有良好的常规油气勘探潜力。为深入研究吉木萨尔凹陷及其周缘二叠系常规油气的地质特征及勘探潜力,综合岩心、录井、测井和有机地球化学等分析测试资料,对双吉构造带井井子沟组油气成藏条件进行了系统研究。双吉构造带是受SN向和EW向两组断裂控制形成的断鼻型正向构造,规模储集体发育,砂体展布受古地貌控制,具有"沟槽控砂"特征,具备形成大型构造-岩性油气藏的储层条件。井井子沟组发育"新生古储"型成藏组合,芦草沟组烃源岩生成的油气在生烃超压驱动下,在井井子沟组砂岩储层中聚集成藏,具有"生烃增压驱动、断裂垂向运移、岩性富集高产"的成藏模式。双吉构造带井井子沟组油气勘探突破证实优质烃源岩的下伏储层具备规模成藏的潜力,构造带北部及南部靠近主走滑断裂带,油气运聚成藏条件优越,是拓展吉木萨尔凹陷二叠系常规油气勘探的重点领域。     

准噶尔盆地页岩油“甜点区”评价与关键技术应用——以吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组为例

非常规油气资源已成为准噶尔盆地油气勘探的新领域之一。以吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组为着手点,开展页岩油形成与富集的地质条件、“甜点”评价及预测技术方法等研究。通过总结近年来吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油的勘探成果,梳理出页岩油“甜点”形成的关键地质条件：①广泛分布的优质烃源岩;②致密的储层中发育物性较好的“甜点”段;③源岩层系内频繁的源储薄互层构成源内高效的成藏组合。明确芦草沟组页岩油“甜点”受控于烃源岩、岩性、物性、含油性、敏感性、脆性、地应力各向异性等参数,并基于现场实验参数建立了其评价标准。以“甜点”分布的地质需求为导向,形成了一套多参数“甜点”分布预测技术,涵盖地质、测井、物探以及工程等方面。形成的地质认识丰富了我国陆相页岩油地质理论认识,相关技术方法为准噶尔盆地其他地区页岩油领域以及国内陆相盆地页岩油的评价提供借鉴。     

博格达地区中二叠统沉积环境与烃源岩特征

博格达地区中二叠统芦草沟组与塔尔朗组广泛出露黑色页岩、油页岩,为该区重要的烃源岩层系。在对中二叠统典型剖面详细观察和精细测量的基础上,通过对泥页岩层系进行系统取样测试,分析了古沉积环境、总有机碳质量分数及生烃潜量等特征。结果表明:准噶尔盆地南缘芦草沟组三段黑色泥页岩多发育优质烃源岩,总有机碳质量分数平均为4.2%,Sr/Ba值(质量比)反映当时以咸水环境为主,间歇性出现半咸水环境,V/(V+Ni)值(质量比)反映当时为水体分层较强的极贫氧环境;吐哈盆地北缘塔尔朗组三段黑色泥页岩为好—优质烃源岩,总有机碳质量分数平均为2.5%,Sr/Ba值反映当时以半咸水—咸水环境为主,间歇性出现淡水环境,V/(V+Ni)值反映当时为水体分层较弱的贫氧环境。     

泥页岩油藏测井评价新方法——以松辽盆地古龙凹陷青山口组为例

泥页岩油藏是一类重要的非常规油气资源,测井评价技术在其勘探和开发中发挥重要作用。目前针对非构造裂缝型泥页岩油藏,国内外现有的常规测井评价技术均不能满足该类油藏勘探开发的需求。以松辽盆地白垩系青山口组泥页岩油藏为例,针对泥页岩油藏勘探与工程改造需求,以"非常规思想"为指导,从烃源岩品质、矿物组分、地层压力、岩石脆性、裂缝识别等角度开展测井定量评价方法研究。在此基础上,优选泥页岩有机碳含量、地层压力系数和岩石脆性指数这3个表征参数,建立了泥页岩油藏有效储层测井识别与定量评价方法,最终形成泥页岩油藏测井评价配套技术。该技术成果填补了国内非常规泥页岩油藏测井评价技术的空白,为我国泥页岩油藏勘探开发提供了重要技术支持和保障。     

成像测井新技术在川西须二段储层评价中的应用

川西地区须家河组二段埋深近5000 ｍ，储层为特低孔渗的裂缝性致密碎屑岩储层，测井评价的难点主要是流体性质识别和裂缝及有效性评价。文章通过实例展示了声波含气性检测技术在气层识别中的应用，利用斯通利波能量衰减和流体移动指数可以进行储层的渗透性分析，成像测井与常规测井结合可进行裂缝识别和裂缝有效性评价；总结了将测井新技术与常规测井结合进行致密碎屑岩储层评价的过程，认为应在准确划分储层类型的基础上进行流体性质识别和裂缝及有效性分析；客观分析了现代测井技术在致密碎屑岩储层评价中的适用性，认为成像测井基本解决了裂缝识别及裂缝有效性评价问题，流体性质的识别技术仍是测井在裂缝性致密碎屑岩储层评价领域的难点。     

四川盆地高石梯-磨溪地区下二叠统气源示踪

以天然气、烃源岩及储层沥青的地球化学特征为主要依据,通过天然气-天然气、储层沥青-烃源岩、天然气-烃源岩3个方面对比,深入探讨四川盆地高石梯-磨溪地区下二叠统天然气来源。研究表明,四川盆地高石梯-磨溪地区下二叠统天然气主要来源于筇竹寺组泥岩。其5项证据分别为:下二叠统天然气乙烷碳同位素小于-30.5‰,甲、乙烷碳同位素倒转是由高演化程度烃源岩所致;多数下二叠统天然气与龙王庙组天然气特征最为相似;GS18,NC1井下二叠统天然气特征与寒武系相似,说明上下层气源一致;高石梯-磨溪地区下二叠统储层沥青地球化学特征与筇竹寺组泥岩最为相似;筇竹寺组泥岩主要为下二叠统供气,这一认识符合干酪根油气生成理论和同位素分馏规律。