测井技术在X 气田油藏描述中的应用

X 凝析气田石炭系气藏包括X17,X14,X18,X10 等4 个井区。在岩性研究的基础上,分7 种岩性建立储层骨架参数图版,并根据储层岩性、岩相特征的差异,建立了玄武岩、流纹岩、次火山岩、砂砾岩岩电参数关系图版。在储层参数研究的基础上,采用多种方法确定不同岩性有效厚度划分的下限,为油藏描述提供了准确的储量参数。通过密闭取心井分析的含气饱和度、岩心分析孔隙度检验数字处理成果,计算的孔隙度和含气饱和度满足储量计算的误差要求,在X 气田石炭系天然气探明储量计算中发挥了重要作用。     

鄂尔多斯盆地长7浊积岩特征及成藏条件分析

利用岩心、测井等资料对鄂尔多斯盆地长7浊积岩特征及成藏条件的分析结果表明,长7油层组沉积层理、沉积构造及砂岩粒度等反映晚三叠世延长组长7沉积时在深湖—半深湖相发育浊积岩.长7浊积岩的电性响应特征表现为自然伽马曲线具有明显的齿化现象,在地震反射剖面上则表现为不稳定沉积、相带变化大等特点.浊积岩储集体的物性条件相对较差,孔隙度平均为8.5％,渗透率平均为0.12×10-3μm2,属超低孔、低渗储层,但由于其紧邻优质烃源岩,成藏条件优越,可大面积成藏.     

渤海湾盆地西部浊积岩沉积模式及地质意义

在渤海湾盆地歧口凹陷东部歧南断裂带下盘发育了一系列典型的深湖相滑塌浊积扇,成为该地区油气勘探的重要领域。根据岩相、测井相以及粒度特征,将研究区浊积扇划分为内扇、中扇、外扇亚相。断层的幕式活动、洪水事件、古地形是影响浊积扇形成和分布的主要因素。单个浊积扇体分布面积小,但沿同生断层下降盘会形成一系列的浊积扇群;单期砂体厚度薄,但继承性好,多期叠置,累计砂层厚度大;生、储、盖配置关系好,油气充满度高。     

鄂尔多斯盆地长7湖相泥页岩孔隙演化特征

以鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段低熟泥页岩为研究对象,基于温压模拟与纳米CT三维表征技术,研究泥页岩孔隙随温度变化的演化特征,并探讨其主控因素。结果表明:随成熟度增高,长7段富有机质泥页岩中纳米孔隙不断增加,基于纳米CT三维模型计算的孔隙度由0.56%增大至2.06%,增大比例超过250%;孔隙演化整体呈现3段式特征:从未熟到低成熟阶段,有机质生烃作用弱,压实作用为主,孔隙度快速降低;从低成熟到成熟再到高过成熟阶段,有机质大量裂解生烃,黏土矿物转化作用强烈,孔隙度快速增长;进入高过成熟阶段,有机质生烃能力与黏土矿物转化减弱,孔隙系统基本保持稳定。明确了不同成分对泥页岩孔隙演化贡献的差异性,有机质热演化贡献最大,黏土矿物转化贡献次之,脆性矿物转化贡献最小,三者比例大致为6∶3∶1,推测泥页岩镜质体反射率大于1.2%时有机质孔隙开始大量发育。     

鄂尔多斯盆地南部长6和长7油层浊流事件的沉积特征及发育模式

在鄂尔多斯盆地西南部及南部长6和长7油层组中的半深湖—深湖亚相中发育了典型的浊积岩,构成了该地区的主要储层类型,并成为该地区油气勘探的重要领域。物源分析表明,西部、南部及西南物源是盆地浊积岩的主导物源。浊积岩的类型包括远源、近源浊积岩和厚层块状、薄层、微层浊积岩。盆地浊积岩具有典型的浊流沉积特征,为低Eh值的还原环境产物。该地区浊积岩为低密度流的湖相浊积岩,为盆地西南部辫状河三角洲前缘垮塌成因。对于大型拗陷型陆相湖盆,一旦条件成熟,就有可能形成浊流沉积。建立了该地区浊积岩形成发育模式。     

鄂尔多斯盆地三叠系长7段页岩油勘探潜力

从烃源岩的岩相特征、储集性能、地球化学特征、可压裂性及烃源岩中烃类的可动性等方面,研究鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段页岩油发育的地质条件与勘探潜力。基于岩性、有机碳含量与测井参数相关性分析,建立长7段烃源岩岩相类型划分标准,明确长7段黑色页岩和暗色块状泥岩2种岩相的空间展布及发育规模。利用氩离子抛光-场发射扫描电镜、扫描电镜-聚焦离子束成像和纳米CT成像等技术对长7段烃源岩微观孔隙结构进行定性和定量表征,揭示粒间孔和粒内孔是长7段烃源岩的主要孔隙类型;2种岩相的孔隙、喉道均为纳米级尺度,暗色块状泥岩的储集性能好于黑色页岩。分别对烃源岩的地球化学参数(热解S1值、氯仿沥青"A"含量、TOC值、热成熟度、游离烃含量等)以及脆性矿物含量与裂缝发育特征进行系统分析,评价了长7段页岩油资源富集级别和可开采性。鄂尔多斯盆地长7段具有页岩油赋存与聚集成藏的物质基础,即大规模分布的黑色页岩和暗色块状泥岩、良好的储集空间和充足的烃类等,页岩油达富集资源级别,原油物性有利于页岩油在纳米级孔喉中流动和开采。长7段具有良好的页岩油勘探潜力,其中暗色块状泥岩类型是目前工艺技术条件下最有利的页岩油勘探开发目标。     

鄂尔多斯盆地长7页岩油勘探开发新进展及前景展望

页岩油是国内外普遍关注的重大勘探领域,是重要的石油接替资源。经过长期的矿场实践,鄂尔多斯盆地长7页岩油勘探开发和研究认识取得了重大突破和长足进展：(1)夹层型页岩油在前期勘探突破、探明我国首个整装10亿吨级的庆城大油田基础上,进一步实现了规模效益开发,建成了百万吨国家级页岩油开发示范区。(2)纹层型页岩油勘探首次将细粒沉积复合体分为砂质纹层、凝灰质纹层、高TOC泥质纹层、中低TOC泥质纹层4种纹层类型,通过评价其发育规模、储集性能、含油性、可动性和原油性质等,明确砂质纹层与中低TOC泥质纹层组合是纹层型页岩油最优甜点段;针对甜点段,应用M—N交会法等测井评价新方法实现了复杂岩性的精细解释,通过定向射孔和穿层立体压裂技术实现了水平段井筒周围三维甜点立体沟通,形成了纹层型页岩油甜点的有效识别、预测和改造技术,风险勘探获重大突破,首次提交预测储量2.05×10⁸t。(3)页理型页岩油可分为两类,中高成熟度页岩可采用水平井攻关,较高的TOC(4%～14%)和高S₁含量是控制甜点目标的关键参数;中低成熟度有机质页岩是开展原位转化攻关的最有利对象。鄂尔多...     

白豹地区长6油层组湖底滑塌浊积扇沉积特征及意义

上三叠统延长组长6段是白豹地区最重要的勘探目的层之一，其沉积相类型及其对砂体展布及油气储层的控制等开发地质问题的研究倍受重视。本文在岩心和测井分析基础上，结合铸体薄片、扫描电镜、微量元素、孔渗分析等大量室内测试资料对白豹地区长6油层组沉积体系类型及特征进行了深入研究，首次提出白豹地区长6油层组属于湖底滑塌浊积扇沉积体系，岩性以成分和结构成熟度均偏低的微-细粒长石砂岩为主，具粒序层理、液化包卷层理、滑动截切和变形构造、小型同生断层、槽模、沟模和重荷模等浊积沉积相标志。在浊积扇岩相组合、沉积序列及平面演化特征分析的基础上，结合区域地质背景，探讨了湖底滑塌浊积扇的成因机制，建立了相应的沉积模式，最后分析了其在长6油藏开发工程中的意义。     

鄂尔多斯盆地长7段多类型页岩油特征及勘探潜力

鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段(长7段)沉积期为湖盆发育鼎盛阶段,发育一套以富有机质泥页岩为主夹砂质沉积的烃源岩层系.多年来,针对这套烃源岩层系的地质特征与勘探开发潜力,开展了一系列理论研究与技术攻关,结果表明:长7段主要发育夹层型和页岩型2类页岩油,其中夹层型页岩油可进一步细分为重力流夹层型和三角洲前缘夹层型,页岩型页...     

Source of crude oil in Chang-8 member of Wuqi oil-field,Ordos Basin,China

Abstract

There are three sets of source rocks in the lower assemblage of Yanchang formation in Wuqi area of Ordos Basin, and the source of Chang-8 crude oil is unknown. Through analysis of geochemical indexes of Chang-7, Chang-8, and Chang-9 source rocks and Chang-8 reservoir extracts, it is found that the relative abundance of δ13C, Pr/Ph and hopanoid compounds (C30H-C30DiaH-Ts) can well distinguish between them. The oil-source correlation results show that the geochemical characteristics of Chang-8 reservoir extracts is more similar to that of Chang-7 source rocks, indicating that Chang-8 crude oil is supplied by Chang-7 source rocks.     

鄂尔多斯盆地华庆地区长7油层组致密油成藏条件与成藏模式

利用钻井、测井、录井、试油资料、薄片观察以及分析化验等资料,研究鄂尔多斯盆地华庆地区长7油层组致密油的储层条件、烃源岩条件和运移聚集条件,建立致密油成藏模式。结果表明,长7油层组储层岩性主要为长石岩屑砂岩,平均孔隙度为7.4%,平均渗透率为0.134×10^-3 μm²,储集空间以次生溶蚀孔隙为主,占到总面孔率的70.6%,孔隙半径分布范围多数小于1 μm,属于纳米级孔隙。长7油层组烃源岩以长7³最好,有机碳含量平均为8.99%,明显高于长7²和长7¹,后两者的有机碳含量分别为2.17%和1.12%,均属于好-最好烃源岩。长7³烃源岩厚度分布在28～36 m,长7¹⁺²厚度为35～55 m,主要为I型干酪根,镜质体反射率介于1.02%～1.2%,处于生烃高峰期,生油强度可达到600×10⁴ t/km²。运移通道为水平裂缝、斜交裂缝和砂体构成的三维网状输导体系,尤其是源储界面的斜交裂缝为初次排烃的重要通道。运移动力为生烃作用产生的超压,其分布范围在15～22 MPa。长7油层组致密油藏发育岩性尖灭油藏、透镜体油藏和成岩圈闭型油藏,数量多,横向连片、纵向叠置,呈现出准连续分布特征。长7³烃源岩与长7¹和长7²储层形成下生上储型成藏组合,长7¹和长7²烃源岩与自身储层形成源内间互型成藏组合,构成“下生上储-源内间互双源供烃准连续型”成藏模式。     

鄂尔多斯盆地南部延长组长7段生烃潜力研究

鄂尔多斯盆地南部长7段是有利烃源岩层系,其生烃潜力如何直接影响下一步勘探方向及勘探部署。基于168块岩心、露头及岩屑样品,开展地球化学分析,认为长7烃源岩具有有机质丰度高、成熟度较高、分布广泛的特征。在此基础上建立取心井有效烃源岩测井解释模型,结合235口钻井资料,编制有效烃源岩平面分布图并开展生烃量计算,得出鄂南各探区单位面积的生烃强度和生烃总量。     

Sedimentary and geochemical characteristics of the Triassic Chang 7 Member shale in the Southeastern Ordos Basin, Central China

The Ordos Basin is the largest petroliferous basin in China, where the Chang 7 Member shale serves as the major source rock in the basin, with an area of more than 100,000 km~2 So far, sedimentary and geochemical characterizations have rarely been conducted on the shale in shallow( 1000 m) areas in the southeastern part of the basin, but such characterizations can help identify the genesis of organic-rich shale and promote the prediction and recovery of shale oil. In this paper,several outcrop sections of the Chang 7 Member in the Tongchuan area were observed and sampled, and sedimentary and geochemical characterizations were conducted for the well-outcropped YSC section. The study results show that the Chang7 Member shale is widely distributed laterally with variable thickness. The organic-rich shale is 7-25 m thick in total and exhibits obvious horizontal variation in mineral composition. In the eastern sections, the shale contains organic matter of TypeⅡ_2-Ⅲ and is low in thermal maturity, with high clay mineral content, low K-feldspar content, and no pyrite. In the western sections, the shale contains Type Ⅱ_1 organic matter and is low in thermal maturity, with high clay mineral, K-feldspar, and pyrite contents. The YSC section reveals three obvious intervals in vertical mineral composition and organic abundance.The Chang 7 Member organic-rich shale(TOC 10%) contains mainly sapropelite and liptinite, with Type Ⅱ kerogen. It is generally characterized by a hydrocarbon potential of more than 70 mg/g, low maturity, and shallow-semideep lacustrine facies. In the western sections, the shale, still in a low maturity stage, has a higher hydrocarbon potential and is optional for shale oil recovery. However, the Chang 7 Member shale in the study area is highly heterogeneous and its shale oil recovery is practical only in the organic-rich intervals.     

湖相浊积砂体沉积特征及油气勘探意义

在中国众多陆相含油气盆地中广泛发育浊积砂体，且其早已成为油气勘探的重要领域。根据浊积砂体在层序地层中所处的位置、沉积相带、沉积物组合及平面展布特征等的差异，可将其归纳为近岸浊积扇、远岸浊积扇、三角洲前缘滑塌浊积岩和深水型透镜状浊积岩4种类型，并分析了各自的沉积特征。综合研究表明，良好的储集砂体位于近岸浊积扇的中扇辫状水道、中扇叠置扇叶和远岸浊积扇的中扇水道以及三角洲前缘滑塌浊积岩中，而透镜状浊积砂体储集性能较差。     

鄂尔多斯盆地西南部延长组长8油层组层序地层特征及沉积充填模式

综合鄂尔多斯盆地西南部延长组长8油层组的野外露头、岩心、测井、地震以及分析测试资料,研究了长8油层组的层序地层格架、沉积特征、沉积充填的空间展布及层序控制下的沉积演化模式。结果表明,长8油层组主要发育在长7油层组-长8油层组层序的低位体系域,进一步可划分为6个准层序组,15个准层序。层序地层对比表明,长8油层组在空间上分布稳定,无明显厚度变化,地形起伏较小,发育湖盆边缘缓坡层序构成样式。沉积砂体的成分成熟度和结构成熟度较低,粒度结构具有二段性,为快速堆积产物并发育波浪改造的沉积构造,具有牵引流色彩的密度流沉积特征,沉积中可见浅水虫孔、植物根迹等,总体指示浅水三角洲环境。沉积物具有受季节性气候变化控制的多期洪泛密度流沉积特征。沉积充填的垂向、剖面和平面展布特征显示,在坡缓、浅水和快速堆积的环境下,三角洲前缘区水道在前缘区频繁分叉改道,从而形成网结化前缘分布样式。其中,在长8油层组沉积早期为三角洲主建设进积时期,水道限定性强,河道砂坝广泛垂向叠置;在长8油层组沉积晚期,在湖平面上升的背景下,物源供给能力减弱,研究区内三角洲河流建设作用弱化,水下分流河道、河口坝受较强地改造,沉积物粒度变细,砂体的横向片状展布性增强,以加积作用、进积作用为主。整体上,长8油层组记录了一套完整的水退到水进的陆相湖盆低位充填序列。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区长6成藏主控因素分析

鄂尔多斯盆地姬塬地区长6油藏总体大规模发育,但油藏特征复杂、区块差异大、单个油藏内部变化大,为此重点研究了砂体结构、储层物性及其非均质性对油藏的影响:姬塬地区长6成藏受多因素控制,烃源岩分布范围、输导体系的配置和成藏动力控制了油藏平面上区域性的宏观分布,而砂体结构、储层物性及非均质性则控制了大型复合岩性油藏内油藏分布的不均匀性。姬塬地区延长组长6油层组油气成藏以近源充注、隐形输导、快速聚集的成藏模式为主。与优质储集空间等时发育的生烃高强度区、异常高压带及微裂缝发育带的叠置区域,应该是姬塬地区延长组长6油层组岩性油藏富集和勘探部署的有利区带,而在有利区带,储层物性、平面及垂向的非均质性又在微观上控制了油藏的分布范围。     

鄂尔多斯盆地长7油层组沉积水体及古气候特征研究

以Sr含量、Sr/Ba值和Th/U值等地球化学指标及生物遗迹化石作为判识标志,对鄂尔多斯盆地延长组长7油层组沉积环境水介质条件与古气候进行了分析：结果表明长7油层组沉积期古水介质Sr/Ba值为0.19～0.65、Th/U值为0.36～5.03,属陆相淡水环境;V/Ni值为1.75～5.53,属于还原环境;通过元素组合及生物遗迹化石、钴元素定量计算显示水体深度介于半深湖-深湖之间,最大古水深为50～120 m;孢粉组合分析古气候属较温暖潮湿气候。     

鄂尔多斯盆地延长组长9油层组成藏地质条件

通过对鄂尔多斯盆地长9油层组成藏地质条件的分析,认为长9油藏的油源主要来自于上覆长7油层组和其本身两套烃源岩,但志丹地区长9油藏原油来源于长9烃源岩,无长7烃源岩的混入。长9油层组含油段主要集中在长9¹亚段,储集体主要发育于辫状河三角洲平原相分流河道砂体及三角洲前缘水下分流河道砂体,部分为半深湖亚相浊积岩砂体。长9储层的岩石类型主要为岩屑长石砂岩,以粒间孔为主,孔隙度、渗透率总体较低。平面上储层物性分布差异性较大,姬塬地区砂岩粒度粗,粒间孔发育,物性最好;而发育碳酸盐胶结物的洛川地区孔隙不发育,物性最差。根据源-储关系,长9油层组主要发育上生下储、自生自储两种成藏组合类型。据综合分析,姬塬地区成藏条件较好,为下一步勘探的最有利区。