南堡凹陷古近系有利构造砂质碎屑流储层评价

为了研究砂质碎屑流储层类别及其发育特征,基于大量岩心分析数据,结合地震资料及前人研究成果,依据单井点评价与整体评价结合的思路,通过储层分类方法,对南堡凹陷古近系重点构造发育的砂质碎屑流储层进行综合评价。研究表明：储层岩石类型主要为岩屑长石砂岩及长石岩屑砂岩,具有成分成熟度中等、结构成熟度低—中等的特点;储层物性较差,主要为低孔低渗储层,并具有较强的层间和平面非均质性;2号构造东三段与3号构造沙一上亚段储层质量较好,以Ⅱ类和Ⅰ类为主,而3号构造沙一下亚段储层质量相对较差。该研究对南堡凹陷油气有利区带预测及井位部署具有重要指导意义。     

鄂尔多斯盆地彬长地区长8段砂质碎屑流沉积及储层特征

近几十年来,随着对鄂尔多斯盆地三叠系延长组致密储层油藏勘探开发的不断深入,储层特征刻画在油气有利区预测中的作用日益凸显。长期以来,以三角洲模式解释彬长地区长8段与实际钻探情况及取心资料存在诸多出入,随着深水重力流沉积理论的逐步深入,彬长地区长8段沉积特征与砂质碎屑流沉积特征模式极其相符。以深水重力流沉积理论为指导,综合岩心、测井及分析化验资料,分析彬长地区长8段沉积特征,认为该区发育深水重力流沉积,主要沉积类型为砂质碎屑流,少量浊流及滑塌沉积,并在此基础上对比描述不同沉积微相类型储层的特征及含油性差异,从而为有利区预测提供指导。     

南堡凹陷高柳地区深层储层特征及影响因素分析

南堡凹陷高柳地区深层沙河街组储层主要为低孔、低渗-特低渗储层,孔隙度一般在3%～18%之间,渗透率多在(0.1～100)×10~(-3)μm~2。深层孔隙类型主要包括粒间溶孔、粒内溶蚀孔、铸模孔、溶解填隙物内孔隙和溶解缝。深层储层影响因素主要包括成岩作用和异常压力。淡水淋漓溶蚀作用导致深层砂岩在3 250～3 800 m形成一个次生孔隙发育带。断层和不整合面作为淡水的淋滤通道,与异常高压等因素一起控制着次生孔隙的分布,据此预测,高柳地区高北断层附近、朔河断层下降盘、唐海地区、紧靠柏各庄断层下降盘的拾场次凹是深层储集层物性较好地区。     

渤海湾盆地南堡凹陷西部东营组三段—沙河街组一段砂质碎屑流沉积特征及油气勘探意义

通过对岩心系统观测、岩心薄片观察和粒度分析,结合单井沉积相及地震相的综合分析,对南堡凹陷西部东营组三段—沙河街组一段沉积微相类型及特征进行精细的研究,认为研究区扇三角洲前端发育大规模的砂质碎屑流沉积。结合区域古地貌特征、沉积体系的综合研究,探讨了研究区砂质碎屑流沉积的成因机制,详细论述了砂质碎屑流的沉积构造特征及识别标志,并在此基础上建立了砂质碎屑流沉积模式。研究表明砂质碎屑流砂体主要为无沉积构造的块状中—粗砂岩和具有丰富重力流沉积特征的砂泥岩互层2种岩性组成,其成因为扇三角洲前缘砂体发生滑动、滑塌、再沉积而成。结合目前的勘探实践分析认为,砂质碎屑流砂体与沙河街组一段、沙河街组三段优质烃源岩直接接触或通过油源断层沟通而形成自生自储或下生上储型的岩性或构造-岩性油气藏,进而构成了研究区半深湖—深湖区域的良好岩性圈闭集合体。     

黄骅坳陷南堡凹陷古近系沙一段页岩油储层特征及油气意义

南堡凹陷古近系沙一段页岩油藏为黄骅坳陷南堡凹陷未来勘探的重点领域.利用岩心及薄片观察、扫描电镜、核磁共振、X射线衍射等多种分析测试手段,研究了南堡凹陷沙一段页岩储层的岩石学特征、储集空间类型及孔隙结构特征.研究结果表明:①研究区页岩发育灰暗相间水平纹层长英质页岩、深灰色块状混合质页岩、灰色粒序纹层混合质页岩、黑灰色水平...     

南堡凹陷东营组储层特征及影响因素分析

以分析化验、岩心描述资料为基础,应用偏光显微镜、扫描电镜等技术手段,研究南堡凹陷古近系东营组储层岩石学基本特征、成岩作用及成岩演化、孔隙类型和物性特征,探讨研究区储层发育主控因素,结果表明:东营组主要储集空间类型有原生孔和溶蚀孔两大类,其中溶蚀孔隙是重要的储集空间类型;碎屑岩的碎屑和填隙物成分是孔隙变化的内在因素,而成岩作用的改造是孔隙演变最主要的外在因素,其中压实作用使储层物性变差,而溶蚀作用则有利于改善中深层储层物性;东营组最有利储层类型为中孔中渗储层,主要分布在东一段,东二、三段储层类型为中-低孔、中-低渗储层。     

砂质碎屑流典型特征及识别标志

通过对北部湾盆地福山凹陷流沙港组一段岩心观察,理清砂质碎屑流沉积构造特征--发育丰富的块状构造和滑塌变形构造,可见大量泥砾;识别出岩性的垂向组合特征,由底至顶为含砾砂岩段-细砂岩段-泥岩段。从砂质碎屑流的定义、岩石学特征和流变学特征等3个方面出发,总结出砂质碎屑流的识别标志--大套块状砂岩顶部与泥岩突变接触,底部与含砾砂岩不整合接触,砂岩中泥质撕裂屑和漂浮泥砾现象丰富,滑塌变形构造十分发育。研究结论可为砂质碎屑流的研究以及深水沉积油气勘探提供科学依据。     

南堡凹陷及周边寒武系碳酸盐岩储层特征及主控因素

渤海湾盆地黄骅坳陷南堡凹陷周边唐180×2井在寒武系碳酸盐岩测试获日产260 m3工业油流,揭示了寒武系碳酸盐岩良好的油气勘探前景。但由于该层系勘探程度低,钻井少等因素,碳酸盐岩储层研究不深入,已成为该区油气勘探突破的瓶颈问题。综合研究表明,寒武系碳酸盐岩是受多旋回构造运动、多期岩溶及成岩作用控制的缝洞复合储集体,发育溶蚀孔洞型、裂缝-孔隙型、孔隙型及裂缝型共四种储集空间类型。溶蚀孔洞及裂缝-孔隙型储集物性较好,主要分布在寒武系中统、下统的渗流岩溶带及潜流岩溶带,为该区下步油气勘探部署的重要层位。     

湖相砂质碎屑流与底流改造砂沉积特征对比

基于苏北盆地曲塘次凹阜三段研究成果,结合取心井岩心资料,重点研究了陆相湖盆砂质碎屑流与底流改造砂的成因机制、岩性特征、沉积构造及物性特征差异。对比结果表明:砂质碎屑流属于块体流沉积,而底流改造砂的形成机制受到风驱底流的控制,主要为长期活跃的底流;底流改造砂较碎屑流砂体而言,石英体积分数降低,岩屑体积分数升高,黏土体积分数升高,砂体明显减薄;碎屑流砂体沉积构造主要是块状层理,而底流改造砂体的沉积构造主要有波状交错层理和水平层理,普遍发育泥岩纹层;底流改造砂体储层物性差,孔渗相关性差。这2类砂体在湖相深水区中呈交互沉积,为苏北盆地曲塘次凹阜三段地层"满凹含砂"奠定了物质基础。     

南堡凹陷中深层储集层气测参数特征及解释评价

冀东油田南堡凹陷中深层东营组一段(东一段)、东营组三段(东三段)、沙河街组一段(沙一段)的气测参数响应特征不一致、钻探过程中多采用咸水钻井液进行钻探以及测井参数难以准确评价储集层,造成该地区储集层解释评价的难度增大。为提高该地区解释的精度,系统分析南堡凹陷1-5号构造中深层各含油层系的气测数据组分响应特征,经过已钻38口井48层段数据统计,筛选出了烃斜率、湿度比、平衡比、特征比4项气测敏感参数,建立东一段、东三段、沙一段含油层系气测解释评价图板,从图板中发现油层湿度比的区间东一段为13.53%～42.31%、东三段为17.26%～25.00%,沙一段为12.17%～20.91%;油层烃斜率的区间东一段为0.62～3.25、东三段为0.76～1.72,沙一段为1.53～2.80;油层平衡比的区间东一段为1.26～18.08、东三段为5.03～14.75,沙一段为10.11～19.64;油层特征比的区间东一段为0.14～1.67、东三段为0.33～0.60,沙一段为0.27～0.55。据此建立了相应的评价标准,现场应用实例表明该方法评价效果较好,可以为勘探评价提供重要的依据。     

南堡油田沙一段储层特征及控制因素

南堡油田深部储层水体较深、湖盆面积广、埋藏深,导致深部储层泥质含量较高、压实作用较强,储层较差,寻找优质储层是勘探开发的重点。运用岩心、薄片、扫描电镜和其他分析化验资料系统分析了Ｐ１、Ｐ２ 断块的沉积相、储层物性、储层孔隙喉道特征和成岩作用特征,研究了南堡油田深层优质储层特征及其控制因素。结果表明,Ｐ１ 断块发育三角洲相,储集砂体较薄、连通性差,储集空间以次生溶蚀孔隙为主,胶结物和泥质杂基含量高,储层综合评价为中孔、特低渗、细喉道型储层。Ｐ２ 断块发育砂质碎屑流沉积,储集砂体较厚、连通性好,储集空间以次生溶蚀孔隙为主,胶结物和泥质杂基含量少,储层综合评价为中孔、中低渗、中喉道型储层。沉积相和成岩作用对储层影响显著,三角洲相储层较差,砂质碎屑流储层较为优质,且优质储层均发育在强溶蚀相中。     

南堡凹陷裂缝储层压裂技术研究

南堡凹陷裂缝储层有天然裂缝发育、含油井段长、油层层数多、低孔低渗、非均质性强的特点,为了解决储层开采难度大、压裂改造效果差的难题,以"主缝+缝网"改造模式为主体思路,以增加裂缝储层的改造体积进而增加单井产量为目的,研发了抗高剪切压裂液、特效返排技术,采用了集成创新技术,确定了试验井压裂改造技术工艺,形成了适用于南堡凹陷裂缝储层压裂改造技术。经过现场应用,结果表明该技术有效提高了单井产量,改善了压裂效果。     

储层特征曲线重构反演技术 ———以冀东油田南堡凹陷为例

由于受多种因素影响，南堡地区主力含油层段声波测井曲线不能直接反映储层特征。依据本区地质特点 和资料情况，以地质、测井、地震综合研究为基础，以岩石物理学为理论指导，利用测井曲线重构技术分析了不同 测井曲线对于储层的敏感性以及与声波时差的相关性。根据分析结果，优选出了既能反映岩性特征又与声波时 差之间存在较好相关性的自然伽马、密度、电阻率、补偿中子等测井曲线，然后采用数理统计的方法重构能反映 储层特征的曲线，再以该特征曲线为约束条件，开展了测井约束反演。处理结果表明，该方法在储层预测、岩性 识别等方面的应用效果较好。     

南堡凹陷深层火山岩气藏地质特征及评价技术

在火山喷发模式的指导下,应用井震联合识别技术,刻画了火山岩的空间分布,利用曲率、均方根振幅等地震属性对火山储层发育状况进行了预测与描述;利用Schlumberger的FMI、ECS等特殊测井与常规测井组合对火山岩储层的岩性、类型进行了分类评价。钻井—地震—测井联合应用对火山岩储层的岩性、空间展布、储集性能一体化评价的方法为南堡凹陷火山岩油气藏勘探提供了技术支撑。     

南堡油田南堡1、2号构造馆陶组储层特征研究

通过对南堡油田南堡1、2号构造取心井馆陶组(Ng)岩心观察及铸体薄片鉴定,明确了研究区馆陶组储层岩石学特征,玄武质泥岩实际上是风化程度高、砾间界线不清楚的玄武质火山角砾岩,并提出新的储层类型——玄武质火山角砾岩储层。研究区储层物性总体较好,高孔、高渗储层发育;孔隙类型以粒间孔为主,粒间溶孔、粒内溶孔和铸模孔、杂基内微孔发育,孔隙组合类型以粒间孔+粒间溶孔+粒内溶孔为主。根据储层成因和展布特征可将其分为3类:河流-三角洲相成因的条带状储层、以火山碎屑为物源的火山裙扇储层及火山前缘的自碎角砾状熔岩环形储层,见丰富的荧光级油气显示,具有有利的成藏条件。     

南堡凹陷中深层岩性油气藏形成及分布

随着南堡凹陷主体构造勘探程度的不断提高,需要寻找新的区块来满足勘探需求。勘探成果表明,中深层的岩性油气藏是增储上产的重要潜力区,有必要对岩性圈闭成藏条件及分布规律进行研究。通过对区域构造活动、沉积体系展布及优势储集砂体分析,认为高北斜坡岩性体、南堡４ 号构造北部的叠置砂体和南堡３ 号构造坡折带砂体沉积背景有利,多期扇体叠置,优势相带储层发育,有利于形成岩性油气藏,这些区带是岩性油气藏勘探的潜力区域。     

辽河断陷盆地西部凹陷南部地区深层储层特征

综合运用钻井，录井，地球物理测井，试采油及各类分析化验数据，对辽河断陷盆地西部凹陷南部地区深层沙河街组二段的扇三角洲砂岩及沙三段湖底扇砂砾岩储层特征进行了系统分析，初步总结了该区深层储层的岩性，沉积相带，物性，成岩等特征，为该区今后的勘探部署提供了依据。     

南堡凹陷碳酸盐岩优质储层发育主控因素与分布预测

渤海湾盆地南堡凹陷碳酸盐岩潜山油气成藏条件优越,油气富集受地层、构造、储层等多重因素控制,优质储层发育和分布是研究的重点。通过对钻井、测井、岩心等各项资料深入分析,明确了南堡凹陷碳酸盐岩储集空间以溶蚀孔洞为主,主要储层类型为裂缝-孔洞型,裂缝是沟通孔洞的重要通道;碳酸盐岩沉积相带、成岩作用（包括岩溶）、构造作用是碳酸盐岩潜山优质储层发育的主控因素。其中有利沉积相带是储层发育的基础,有利的成岩后生作用是储层发育的保障,有利的构造作用是储层发育的关键。通过细分地层组段开展地震地质储层综合预测,显著提高了储层预测结果的准确性。     

南堡凹陷3号构造油藏储层敏感性研究及影响因素

针对南堡凹陷3号构造的岩石性质及黏土矿物成分特征,利用扫描电镜和X射线衍射仪,通过实验对东三段和沙一段储层进行了敏感性研究,找出了引起储层敏感性的因素,并提出了相应抑制敏感性的措施。研究结果表明,东一段的主要黏土矿物为伊蒙混层、绿泥石、高岭石、伊利石等,而沙一段的主要黏土矿物为伊蒙混层、伊利石等。伊蒙混层、伊利石、高岭石、绿泥石等主要黏土矿物是导致储层敏感性的物质基础和内在因素,该区储层具有弱速敏-强速敏、弱酸敏、中等偏强水敏-强水敏性、弱盐敏和中等偏强碱敏-强碱敏等特点,并根据储层各自敏感性的差异,制订出不同的抑制措施,为油田开发提供可靠依据。     

渤海湾盆地东营凹陷深层砂砾岩储层成岩演化特征

渤海湾盆地东营凹陷深层砂砾岩扇体成岩演化复杂,影响因素多,油气储层预测难度大。以岩石镜下微观特征观察为基础,通过深入剖析内因与外因对深层砂砾岩储层成岩演化的影响,认为沉积相带、欠压实、盐膏刺穿、酸性流体溶蚀、烃类流体早期充注、构造活动、绿泥石膜等是影响储集性能的有利因素,而正常压实、碳酸盐与硫酸盐胶结、粘土矿物含量高、高矿化度地层水结晶、溶态盐扩散等是影响储集性能的不利因素。扇中相带、欠压实、烃类早期充注、绿泥石膜等有利于原生孔隙的保存,盐膏刺穿、构造活动等有利于裂缝的发育,酸性流体对碳酸盐和长石矿物的溶蚀是次生孔隙大量发育的主要原因,三者构成的立体连通孔—缝网络有效提升了深层砂砾岩储层的孔渗性能。