准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组致密储层裂缝发育特征及控制因素

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组发育一套致密储层,致密储层低孔致密的特征决定了裂缝对于改善其孔渗结构十分关键。通过野外露头、岩心、铸体薄片和扫描电镜观察,识别出芦草沟组致密储层主要发育构造缝、成岩缝和异常高压缝3种类型裂缝。构造缝包括剪切缝和扩张缝,成岩缝包括层理缝、粒内缝和粒间缝,异常高压缝主要为泄水缝。构造缝多数为高角度,与准噶尔盆地经历的几期构造运动有关。层理缝存在两种可能成因,包括构造作用和生烃作用;粒内缝和粒间缝的成因与溶蚀作用有关。泄水缝的成因是岩层在受到异常流体高压时,其中一个应力变为张应力,形成走向弯曲开度不一的裂缝脉群。通过对上甜点体13口井和下甜点体8口井的成像测井统计,发现构造缝发育较少,其密度多在0.5条/m以下;而层理缝密度高很多,多在2条/m以上;结合岩心观察统计发现,层理缝是芦草沟组致密储层最主要的裂缝类型,占总数的70%以上。影响芦草沟组致密储层裂缝发育的控制因素包括沉积微相、岩性、岩层非均质性、岩层厚度、有机碳含量和构造作用等。     

吉木萨尔凹陷芦草沟组“上甜点段”页岩裂缝发育主控因素及评价

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油层分布广泛,页岩储层裂缝发育程度是制约页岩油勘探开发关键因素。通过岩心、薄片和电阻率成像测井等资料,识别出芦草沟组页岩储层裂缝包括层理缝、构造缝及异常高压缝。层理缝多为低角度缝,延伸远,发育程度主要与储层因素有关,含油性普遍较好。构造缝多为中高角度,与构造活动及地应力有关,含油性较差。异常高压缝主要为泄水缝,通常不含油。芦草沟组页岩储层层理缝发育程度高于构造缝。芦草沟组页岩储层裂缝发育程度与脆性矿物和有机碳含量正相关,与单岩层厚度呈负相关,断层亦会促进裂缝发育。利用孔隙度作为储层因素表征参数,构建层理缝发育程度评价模型,结合声波曲线、密度曲线以及反演波阻抗数据,得到层理缝密度平面分布,预测结果比较可靠。利用至断层的距离和岩石弹性参数,构建构造缝发育程度预测模型,结合融合属性,得到构造缝密度平面分布,当构造缝密度大于0.09条/m时,方法模型的应用效果良好。     

吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组致密油源储特征新认识

针对吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组致密油特有的源储特性,对比了国内外典型致密油藏的源储条件和油藏特征;通过烃源岩模拟实验和储层岩石学物理实验,揭示了低成熟重质致密油的成因和致密油储层的脆性属性。对比结果表明,吉木萨尔凹陷致密油无论在烃源条件、储层岩石脆性属性还是在原油性质以及油藏特征方面与美国巴肯和我国鄂尔多斯盆地致密油相比均不及前者,总体上成藏条件较差;芦草沟组烃源岩生烃动力学模拟实验证实了早期低成熟阶段(Ro0.8%)大量生排烃并大规模成藏是原生低熟重质致密油形成的主要成因;吉174井芦草沟组岩石物理学模拟试验结果结合测井岩性解释厚度表明,脆性较好的砂屑云岩、云质砂岩等仅占15.17%,脆性中等的泥晶云岩、长石岩屑砂岩占12.45,脆性较差的富有机质云泥岩、泥岩占到72.38%。因此,总体评价为芦草沟组致密储层岩石脆性较差。这些特性决定了吉木萨尔凹陷致密油资源品位总体较低。     

吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油储层溶蚀孔隙特征及成因机理

针对吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油储层溶蚀孔隙较发育,但控制因素及成因机理认识程度低的问题,利用岩心、铸体薄片和扫描电镜观察以及物性测试等方法,结合矿物成分、油气成藏演化和成岩演化等分析,对研究区孔隙类型及特征、溶蚀孔隙成因机理及分布规律进行了研究。结果表明:吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油陆源碎屑岩、内源沉积岩及火山碎屑岩3种岩石类型储层中均发育有溶蚀孔隙,其形成受内部和外部因素共同制约,有机酸溶蚀长石类及碳酸盐岩类等易溶矿物组分是其形成的主要方式;芦草沟组二段中部的岩屑长石粉细砂岩储层溶蚀孔隙发育程度高、物性好、厚度相对较大、平面分布较为稳定,是下一步致密油勘探开发的重点层位。     

新疆准噶尔盆地吉木萨尔凹陷致密储层裂缝发育程度与岩性的关系

通过新疆准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组天然裂缝进行野外露头观察、岩心分析以及矿物含量测试,识别出芦草沟组致密储层裂缝发育程度,并进行统计。通过对不同裂缝发育密度下,样品的矿物含量进行综合对比分析,得出吉木萨尔凹陷芦草沟组致密储层裂缝发育程度与岩性的关系。     

吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩储集层裂缝成因及耦合关系

通过观察准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩储集层的野外露头、岩心和薄片,结合成像测井资料,采用油气运移物理模拟实验、三轴压裂实验等方法,以岩石应力—应变曲线为依据,研究了微观尺度到宏观尺度的页岩储集层裂缝成因及耦合关系.研究结果表明,构造缝与层理缝相互耦合,可显著改善页岩储集层的物性;层理缝与构造缝形成过程中相互影响,...     

准噶尔盆地二叠系咸化湖相云质岩致密油形成条件与勘探潜力

综合露头、岩心、地球化学分析等资料,分析准噶尔盆地二叠系致密油特征,评价其勘探潜力。准噶尔盆地早中二叠世处于残留海封闭后的咸化湖盆沉积环境,发育一套深湖相暗色泥岩与云质岩混杂沉积,且泥质优质烃源岩与云质岩互层发育,烃源岩处于成熟阶段,云质岩储集层致密,具有源储紧邻、近源成藏特征,具备形成致密油的良好条件。湖盆中心区与斜坡带是云质岩致密油藏主要分布区,局部发育溶蚀孔发育型与裂缝-孔隙型两类"甜点",致密油富集受有效烃源岩与云质岩分布控制,具有纵向上整体含油、平面上大面积连续分布特征。准噶尔盆地二叠系存在玛湖凹陷二叠系风城组、吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组、沙帐—石树沟凹陷二叠系平地泉组及博格达山前芦草沟组4个云质岩致密油规模分布区,目前多口井已钻获工业油气流,资源潜力大,为下步有利勘探区。     

吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组一段沉积期古地貌特征及有利储层分布

依据岩心、测井及地震等资料，对吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组一段沉积期古地貌进行了恢复，并预测了其有利储层分布。研究结果表明：(1)吉木萨尔凹陷芦草沟组一段发育丰富的粒序层理、块状层理、爬升沙纹层理及植物碎片，频繁出现的对偶粒序及内部侵蚀面沉积构造为湖泊异重流成因，进一步识别出水道、水下天然堤、朵叶体及侧缘4种微相类型，其中水道和朵叶体为有利储集微相。(2)芦草沟组一段沉积期，吉木萨尔凹陷古地貌整体呈“南低北高、中部低东西高”的沉积格局，低部位发育古沟槽、古低凸起及古低洼3类微古地貌单元。古沟槽内水道储层为加积叠置、厚层状充填，古低洼区内朵叶体为进积—侧积叠置、薄层席状披覆，古低凸起分割异重流沉积；古斜坡区异重流欠发育。(3)吉木萨尔凹陷南部发育3个异重流供给水道区。异重流水道向北进积，主水流线分散成多支，在水道末端形成多个连片叠置的朵叶体。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷及周缘二叠系芦草沟组异重流沉积

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组储层的沉积成因一直存在争议。基于芦草沟组露头、岩心、测井、地震及分析化验资料，开展沉积学分析。研究表明：(1)准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组储层岩性为粉-细砂岩及泥质粉砂岩，发育对偶粒序及内部侵蚀面、块状层理及陆源植物碎片，为湖泊异重流成因。(2)异重流水道亚相主要由块状及交错层理粉-细砂岩组成，单层厚度0.8～2.8 m，平均1.6 m，核磁孔隙度值6.0%～12.0%，平均9.5%；朵叶体亚相主要由粒序层理、爬升波纹层理粉砂岩组成，单层厚度0.5～1.4 m，平均0.9 m，核磁孔隙度3.5%～7.8%、平均5.2%。(3)水道亚相具有透镜状充填地震反射特征，砂体厚层状加积充填，平面上为条带状或舌状，横向宽度1～3 km；朵叶体亚相具有披覆状地震反射特征，砂体薄层状侧积、前积发育，平面为扇形，长度及宽度均超过10 km。(4)芦草沟组沉积时期，南部山区频繁发生的洪水异重流携带陆源碎屑及有机质在吉木萨尔凹陷快速沉积，形成了砂岩储层与优质烃源岩，造成了水道-朵叶体砂体与异重流侧缘-深湖烃源岩大面积接触、频繁互层。湖泊异重流沉积模式为吉木萨尔凹陷...     

准东北部二叠系平地泉组致密油勘探潜力分析

准噶尔盆地东部二叠系致密油南有芦草沟组、北有平地泉组。目前芦草沟组云质岩发育区致密油已获得突破,多井钻获工业油气流。位于准东地区北部沙帐断褶带-石树沟凹陷的平地泉组致密油沉积环境与吉木萨尔凹陷二叠世沉积环境相似,云质岩发育区面积广,二叠系平地泉组一段、二段规模发育优质烃源岩。通过平地泉组烃源岩评价、云质岩分布范围、储集层物性裂缝发育特征及后期构造活动影响对准东北部致密油油藏进行综合潜力分析,指出准东北部致密油成藏关键因素及有利勘探区,为该区下步勘探工作提供依据。     

渤海湾盆地黄骅坳陷二叠系致密砂岩储层特征、主控因素及发育模式

为了研究黄骅坳陷二叠系优势储层的形成与分布规律,以实物钻井取心、井壁取心为基础,综合分析钻井、录井、测井、地震等地质资料,对二叠系致密砂岩储层特征、主控因素进行分析,提出印支期古构造控制二叠系优势储层的形成与分布。研究认为黄骅坳陷二叠系岩石以长石砂岩和石英砂岩为主,致密砂岩储层储集空间以次生的粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔及裂缝为主,属于低孔—特低渗透储层。二叠系致密砂岩储层主要发育孔隙型储层及裂缝型储层,其中印支期古构造对两类储层的分布具有决定性影响,歧口凹陷潜山地处印支期古隆起区,古隆起区及其斜坡区溶蚀作用强烈,易于形成孔隙型优势储层;沧东凹陷潜山印支期逆冲推覆构造活动强烈,造成储层裂缝发育,易于形成裂缝型优势储层。     

鄂尔多斯盆地延长组长7油层组致密砂岩储层层理缝特征及成因

裂缝发育程度与类型是影响致密砂岩储层能否获得油气高产稳产的重要因素。目前,鄂尔多斯盆地延长组致密砂岩储层勘探开发高度重视构造裂缝,而对层理缝的关注甚微。近期勘探开发实践表明,致密砂岩储层层理缝发育对油气富集具重要影响。综合利用野外露头观察、岩心描述分析与薄片观测,系统表征鄂尔多斯盆地延长组长7油层组致密砂岩储层层理缝特征,并分析其成因机理。结果显示:鄂尔多斯盆地延长组长7油层组致密砂岩储层层理缝多近水平或低角度发育,裂缝开度较小;横向上常断续分布,延伸不远;垂向上彼此独立,基本无联系,其发育分布具强非均质性,可被构造裂缝切割;岩心中发育的层理缝多存在油浸或油迹显示。分析认为:自晚燕山期,长7油层组致密砂岩储层内层理缝开始大规模形成,其发育分布受流体压力、构造应力以及溶蚀作用等多种地质因素综合控制。延长组长7油层组致密砂岩储层层理缝对鄂尔多斯盆地致密油勘探开发的地质意义主要体现在其储集效应,层理缝差异发育是造成鄂尔多斯盆地致密油非均质分布及影响单井产能的重要因素,其发育区可能是致密油勘探开发的"甜点区"。     

吉木萨尔凹陷芦草沟组上“甜点”段页岩油储层演化特征及差异性评价

吉木萨尔凹陷页岩油是准噶尔盆地重要的油气勘探区域,近年来取得重大突破,以往的研究集中在沉积环境、岩石特征、微观孔隙结构等方面,而对页岩油储层演化特征及储层差异性的研究较为薄弱。为探讨研究区储层演化特征及差异性,选取吉木萨尔凹陷芦草沟组上“甜点”段典型岩心样品,通过岩石薄片、铸体薄片、X-衍射等研究手段,对吉木萨尔凹陷芦草沟组上“甜点”段页岩油储层特征、控制因素进行研究,并对储层演化特征及差异性进行分析。研究结果表明:芦草沟组上“甜点”段页岩油储层主要以砂屑云岩、长石岩屑砂岩、云质砂岩、粉砂质云岩及灰色泥岩为主,岩石矿物成分复杂;溶蚀孔、粒间孔和晶间孔为主要的储集空间类型,偶见少量裂缝发育;在酸碱流体多期演化作用下,储层经历了压实压溶、方解石和白云石胶结以及复杂交代等成岩演化过程,不同岩性储集层的物性、孔喉结构参数及测井响应特征存在差异。该研究为吉木萨尔芦草沟组页岩油的勘探开发提供了有利依据。     

岩心-测井-地震信息二步匹配预测页岩储层层理缝

页岩油勘探开发突破的关键在于储层层理缝的表征及预测,其成因机制的复杂性和影响因素的多样性致使预测技术遭遇瓶颈。在岩心和薄片尺度（mm级）层理缝识别、电阻率成像和常规测井尺度（m级）层理缝评价的基础上,发现吉木萨尔凹陷芦草沟组上甜点段层理缝在白云岩储层中最发育,其次为白云质粉砂岩、泥质粉砂岩,且多发在致密储层分布区,与储层基质孔隙度具有负相关性。结合三维地震数据预测的岩性分布及反演的孔隙度分布,利用井-震信息尺度匹配技术,探索了岩心“点”、测井“线”、地震“面”递次推进的页岩储层层理缝预测技术,融合了岩心识别准确、测井曲线纵向分辨率高、三维地震数据横向连续性强的显著优势。在吉木萨尔凹陷芦草沟组27口井上甜点段进行验证,预测平均相对误差为8%,应用效果良好。该技术的应用可为吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油勘探开发提供有力支撑,对其他盆地页岩油储层评价亦具有重要的借鉴意义。     

致密砂岩储层层理缝与构造缝渗吸差异分析 ——以吉木萨尔凹陷芦草沟组为例

针对致密砂岩储层层理发育特点,探究层理缝渗吸效果,对进一步研究致密砂岩储层压裂开发具有重要意义。选取吉木萨尔凹陷芦草沟组致密砂岩储层为研究对象,开展静态渗吸物理模拟实验以及动态高温高压模拟实验,对层理缝与构造缝渗吸效果进行比较,探索两者渗吸效率差异及其根本原因,确定层理缝渗吸主控因素。研究结果表明:常温下构造缝平均渗吸效率约为26%,层理缝渗吸效率为20%,层理缝渗吸效率约为构造缝的77%;层理缝渗吸效果较好,常温常压和地层温压条件下渗吸可以分为极速渗吸、快速渗吸和缓慢—停止渗吸共3个阶段;地层温度升高,层理缝与构造缝渗吸效果差异减小,层理缝渗吸效率可达到构造缝的93.4%;在开启构造缝同时开启相同面积层理缝,渗吸效果基本不变,但渗吸时间大大缩短。层理缝与构造缝由于纵横向孔隙结构的不同,导致渗吸效率存在差异。     

吉木萨尔凹陷致密油有利区预测及潜力分析

吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组发育一套云质岩储集层,是致密油勘探的重点区域和层位。该区域致密油以源储一体及源储互层为特征,形成了良好的源储配置关系。根据钻井、测井、地震及样品实测数据,结合前人研究成果,在详细剖析吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组致密油石油地质特征的基础上,考虑致密油储层的孔隙度、储层厚度以及烃源岩有机碳含量、成熟度等因素,确定了致密油资源评价参数分类标准,将芦草沟组上、下“甜点体”各划分出Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类有利区。使用小面元容积法对吉木萨尔凹陷致密油有利区进行资源预测,芦草沟组上、下“甜点体”石油地质资源量分别为4.72×10⁸、7.49×10⁸t。研究表明,吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组致密油具有较大的勘探潜力。     

关于吉木萨尔凹陷页岩油的思考

关于准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组原油类型,历来有2种观点,一种观点认为属于致密油,另一种观点认为属于页岩油。参照《致密油地质评价方法》和《页岩油地质评价方法》这2个国家标准,厘定了吉木萨尔凹陷芦草沟组原油的归属。研究表明,依据源储关系和单层厚度统计数据,认为吉木萨尔凹陷芦草沟组原油为页岩油。依据页岩油的赋存条件、源储关系和富集模式,将吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油划分为夹层富集型页岩油。从烃源岩地球化学参数、储集层岩性和物性、油藏参数、裂缝发育情况和脆性特征几个方面,对比了国内外典型页岩油特征。结果表明,吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油为低—中成熟度页岩油,烃源岩在早期就开始大量生排烃;储集层孔隙度相对较高,但渗透率明显偏低;油藏含油饱和度较高,但原油密度大,黏度高,气油比低,流动性差;储集层天然裂缝不发育,岩石力学脆性较差。     

四川盆地龙门山前构造带中三叠统雷口坡组四段碳酸盐岩储层裂缝形成机理

研究储层裂缝特征并弄清裂缝形成机理,对于明确储层类型和性质、开展裂缝分布预测、优化井位部署及明确裂缝对气藏开发的影响等都具有重要的意义。为此,以四川盆地龙门山前构造带中三叠统雷口坡组四段碳酸盐岩储层为例,利用岩心、薄片、成像测井及分析测试等资料,对该区碳酸盐岩储层天然裂缝的成因类型和发育特征进行研究,并结合埋藏史及构造演化史,在研究裂缝分期配套的基础上,分析成岩裂缝及构造裂缝的形成机理。研究结果表明:(1)龙门山前构造带雷四段碳酸盐岩储层主要发育构造裂缝和成岩裂缝两种成因类型,其中构造裂缝包括张性裂缝和剪切裂缝,以剪切缝为主,成岩裂缝包括溶蚀缝、构造—溶蚀缝以及缝合线;(2)溶蚀裂缝主要在准同生期、古表生期及埋藏期不同溶蚀流体溶蚀作用下形成,构造裂缝主要在印支晚期第二幕、印支晚期第三幕—燕山早中期、燕山中期—燕山晚期和喜马拉雅期龙门山构造带形成以及不断演化下的北西向挤压应力场作用下形成。结论认为,该区雷口坡组构造裂缝与成岩裂缝在各主要形成时期相互穿插,相互切割、限制,形成了储层中复杂的裂缝系统,有利于改善储层局部物性和提高气藏开发效果。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组酸碱交替成岩作用特征及对页岩储集层的影响

基于普通薄片、铸体薄片镜下观察与鉴定,结合X衍射、扫描电镜与电子探针等测试分析,对准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩储集层的成岩作用及成岩相进行综合研究。结果表明,吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组沉积期具有碱性与酸性成岩作用交替出现的特点。页岩储集层孔隙演化受机械压实作用及酸碱交替成岩作用的双重影响,经历了碱性压实减孔-增孔段、酸性溶蚀增孔段、碱性溶蚀增孔-减孔段共3个阶段,分别发育3个次生孔隙发育带。页岩储集层划分为含凝灰质剩余粒间孔-溶蚀孔相、含凝灰质-含有机质泥晶白云岩混合孔隙相、泥晶藻云岩晶间孔相3种成岩相,其中含凝灰质剩余粒间孔-溶蚀孔相与含凝灰质-含有机质泥晶白云岩混合孔隙相分布范围大、孔隙结构好、含油程度高,为优质储集层发育的成岩相。研究成果为芦草沟组页岩储集层的深入认识及勘探开发提供了基础。图12表3参51     

柴窝堡凹陷中二叠统芦草沟组储层控制因素与发育模式

为明确柴窝堡凹陷中二叠统芦草沟组有利储层分布规律,综合利用岩心、岩石薄片、X射线衍射和扫描电镜等测试资料,结合构造演化及沉积体系分布特征,系统分析了芦草沟组储层特征与控制因素,建立了储层发育模式。研究结果表明:芦草沟组储集空间主要以溶蚀孔隙和微裂缝为主,以超低孔超低渗、超低孔特低渗储层为主。紧邻伊林黑比尔根山的近岸水下扇扇中砂砾岩原生孔隙度较低,成岩早期受垂向、侧向压实作用的共同作用,储层更加致密;近岸水下扇扇缘砂砾岩在成岩早期主要受垂向压实作用影响,侧向压实作用影响较弱,成岩后期经历烃源岩释放的酸性流体强溶蚀作用,形成了较多的粒间、粒内溶孔,为油气聚集最有利的沉积相带;浊积扇砂体夹于半深湖—深湖相厚层烃源岩内,发育一定的溶蚀孔隙,为油气勘探的“甜点”储层。研究成果为柴窝堡凹陷部署勘探井提供了重要的地质依据。