阿姆河盆地恰什古伊地区卡洛夫—牛津阶储层特征

恰什古伊气田是中亚管线的核心供气气田之一,受早期恰什古伊地区钻井成功率低及取心收获率低的影响,其储层特征不明确,这给该区的勘探评价与开发工作造成了较大困难。利用目的层段的系统岩心资料,开展了岩心观察、铸体薄片鉴定、岩心物性和孔隙结构分析等实验,在结合前人研究成果的基础上,对该气田主要层段的储层特征进行了研究。结果表明：恰什古伊地区储层的储集性能主要表现为中—低孔、低渗,储层孔喉组合以中、小孔-小喉组合为主。通过综合评价,将区块内储层分为3级,并研究了各级储层特征,同时发现区块的岩石类型、沉积微相和成岩作用对储层发育影响显著。该研究可为恰什古伊气田的进一步评价提供坚实的基础,同时也为气田周边的滚动勘探与开发提供借鉴。     

阿姆河盆地中-下侏罗统砂岩储层特征

根据铸体薄片鉴定和扫描电镜、物性、压汞、镜质体反射率及声发射实验等分析,认为阿姆河盆地中-下侏罗统砂岩储层以细-中粒岩屑砂岩为主,控制储层发育的成岩作用有压实、胶结、溶解和破裂作用。以早期占据原始孔隙,晚期充填次生孔隙的多期次碳酸盐、硅质及粘土矿物的胶结作用影响最大,以长石、岩屑和方解石等不稳定组分溶解产生次生孔隙对形成储层的贡献最重要。储集空间为少量剩余原生粒间孔、粒间和粒内溶孔、晶间微孔及少量裂缝组合,储层具特低孔、特低渗性质。储层发育受多种因素控制：沉积微相控制储层发育位置;持续稳定的构造沉降决定了早-中成岩阶段成岩作用的发育程度;压实作用、早期碳酸盐和后期硅质的胶结作用是造成储层致密化的主要原因;孔隙流体性质的变化是促使不稳定颗粒组分和胶结物溶解、形成次生孔隙、晚期高岭石及伊利石沉淀的主要因素;破裂作用极大程度地改善储层渗透性,但储层发育程度有限。以物性和孔隙结构参数将储层分为3类,Ⅰ类储层发育弱,Ⅱ类储集性能差,储层开发风险超大。     

西莎气田碳酸盐岩气藏储层评价及刻画

阿姆河盆地西莎气田碳酸盐岩气藏目的层（上侏罗统卡洛夫-牛津阶）岩性多样,储集空间类型复杂,孔、缝发育,研究区岩性识别、储层物性解释困难。本次研究,基于岩心和测井资料,准确识别出了碳酸盐岩储层岩性;建立了研究区储层物性解释模型,评价了碳酸盐岩气藏储层特征;利用裂缝指示曲线,确定了有效裂缝发育段;采用波形指示波阻抗反演技术,预测了有利储层发育范围。研究得出：研究区分为4大类12种岩性类型,明确了裂缝对储层的影响大;预测出储层整体较为发育,确定研究区内存在一个由东南向西北延伸的致密岩性带,对气水的分布起一定封隔阻挡作用。研究成果对同类型气田的开发具有积极的指导作用。     

塔里木盆地西北缘上震旦统微生物碳酸盐岩储层特征与成因

通过野外露头地质观察、薄片鉴定与孔渗分析等,详细研究了塔里木盆地西北缘什艾日克剖面上震旦统微生物碳酸盐岩岩石学和储层特征,并简要分析了储层成因。研究认为该区上震旦统微生物碳酸盐岩以微生物白云岩为主,约占整个上震旦统碳酸盐岩的70.37%。根据是否具有叠层构造,将该区上震旦统微生物岩划分为叠层石和非叠层石两大类型,其中,叠层石类包括层状叠层石、丘状叠层石和小型孤立柱状叠层石,并以层状叠层石为主,结构以纹层球粒、泥晶为特征;而非叠层石包括非叠层蓝细菌球粒岩和非叠层蓝细菌泡沫绵层岩,结构以球粒、泡沫绵层为特征。根据储集性,可将该区上震旦统微生物岩储层划分为上、下两段,上段储层要优于下段。层状叠层石和非叠层蓝细菌球粒、泡沫绵层白云岩为有利储集岩石类型。微生物结构、白云石化和溶蚀作用为微生物岩储层形成的有利因素,其中微生物结构是基础,决定着微生物岩储层的孔隙类型及其孔隙结构特征,而白云石化和溶蚀作用则为微生物岩储层有效孔隙形成的关键因素,上段储层较好更得益于表生岩溶作用的影响。     

鄂尔多斯盆地东部上古生界储层特征

鄂尔多斯盆地东部上古生界储集岩大部分是石英砂岩,少数为长石砂岩。孔隙度在4.4%～17.8%。渗透率在(0.1～1.5)×10~(-3)μm~2,以低孔、低渗、较强的非均值性为特点。部尔多斯地区上古生界经历了海相-海陆交互-陆相长期而复杂的历史,鄂尔多斯盆地为一大型内陆湖盆。稳定的大地构造条件和沉积环境有利于大面积砂体的形成。     

地震相控非线性随机反演在阿姆河盆地A区块碳酸盐岩储层预测中的应用

文中针对阿姆河盆地A区块碳酸盐岩储层对纵波属性敏感的特性,以地质、测井信息为约束条件,通过拾取三维地震波的速度、有效振幅、频率等信息,应用地震相控非线性随机反演,对A区块主要目的层的储层分布特征进行了预测,获得以下认识:①阿姆河盆地A区块碳酸盐岩具层状反射特征,顶、底界为两组强反射,内部可以看到成层性较好、连续分布的反射波,碳酸盐岩储集空间主要以孔隙型为主,裂缝不发育,偶见微型溶孔、溶洞;②在研究区平面上的低速异常区为碳酸盐岩储层发育区带,低速异常区主要位于工区偏南部的东、西两端,其余大部分为较高的速度发育区,在构造高部位的低速异常带为有利钻探位置;③垂向上不同岩性在反演剖面上表现为不同的速度特征,即浅部的碎屑岩速度最低,中部膏盐层速度明显高于上部碎屑岩,下部碎屑岩层受压实作用影响速度高于上部碎屑岩层,主要目的层碳酸盐岩的速度最高。根据预测结果部署的两口探井均产出高产天然气流,证明地震相控非线性随机反演的预测结果准确、可靠。     

阿姆河盆地阿盖雷地区牛津阶碳酸盐岩储层特征

阿姆河盆地阿盖雷地区在Aga-21 井和Aga-23 井于牛津阶碳酸盐岩钻获高产工业气流,详细研 究该区牛津阶碳酸盐岩储层特征,对整个地区的勘探开发具有重要指导意义。在岩心描述的基础上,通过 铸体薄片、扫描电镜和储层物性等资料的综合分析,结合测井及地震资料,认为牛津阶碳酸盐岩储层发育 和分布受沉积微相和成岩作用共同控制,砂屑滩和生屑滩为储层发育的基础,溶蚀作用为储层形成的关 键因素,破裂作用有效地提高了储层品质。同时指出砂屑滩和生屑滩为有利储层发育的沉积微相,是今后 主要的勘探开发目标。     

阿姆河右岸基尔桑地区牛津阶生物礁储层特征及控制因素

土库曼斯坦阿姆河右岸基尔桑地区的天然气藏发育在上侏罗统牛津阶生物礁灰岩中,为弄清其礁储层发育的控制因素,进行了岩石学特征、储层物性特征、储集空间特征、储层纵横向分布特征等储层特征分析。结果表明：礁灰岩储集空间主要是溶孔、溶洞和裂缝;储层物性为中孔低渗,非均质性强;气藏储集层类型以裂缝-孔隙型为主, 局部发育裂缝-孔洞型;纵向上储层主要发育在XVhp、XVa1层;平面上储层主要分布在东北部Gir22-Gir2井一带。在此基础上,确定了礁储层发育的控制因素：①沉积相控制礁体分布,确定了储层整体格局;②溶蚀作用改善了储层品质,进而控制了优质储层的分布;③构造裂缝是储集体高产富集的重要因素。最后提出：基尔桑地区丰富的油气资源证实深水斜坡上也可能发育有利的礁滩储层,该认识对于国内“优质碳酸盐岩礁滩储层基本发育于台地边缘”的观点有较大突破。     

阿姆河右岸膏盐岩下碳酸盐岩缝洞储层研究

应用地震、测井、钻井、录井、岩心等多种信息,从不同的视角,通过大量第一性资料,运用地质统计学方法,全方位研究了阿姆河盆地右岸地区膏盐岩下碳酸盐岩缝洞型储集层特征和分布规律。研究区裂缝走向主要分3组系:北西向、北东向与近东西向;主要断层分布区域的裂缝相对密度较大,断层不发育区域则裂缝的相对密度较小;直立缝、斜交缝与水平缝相互切割,形成立体交叉网状结构;岩性致密层以水平缝和低角度缝为主,较疏松的岩性以斜交缝为主;储集空间以水平缝-小裂缝-小孔洞为主。     

四川盆地高石梯东部地区震旦系灯影组微生物白云岩储层特征及成因

四川盆地高石梯东部地区上震旦统灯影组微生物碳酸盐岩是重要的天然气产层。结合区域地质研究,通过岩心观察、镜下鉴定,对研究区微生物碳酸盐岩岩石学、成岩作用类型及序列展开系统研究,明确了储集空间特征,探讨了储层发育主控因素。上震旦统灯影组微生物碳酸盐岩以白云岩为主,岩石类型主要包括叠层石、球粒岩、凝块石和泡沫绵层白云岩。微生物白云岩储层主要发育于灯四上段、灯四下段和灯二段,储集空间类型以发育窗格孔、空腔溶洞、粒间溶孔、晶间溶孔和铸模孔为特征,优质储层段孔隙度一般在1%~6%之间,渗透率一般小于1×10-3μm2。微生物白云岩储层发育的控制因素主要包括原始岩石类型和成岩作用。原始沉积岩石中的微生物结构决定了储层的储集空间类型和孔隙结构特征;成岩作用是储层是否发育的关键因素,建设性成岩作用包括早期微生物白云石化作用、埋藏溶蚀作用与岩溶作用;破坏性成岩作用主要包括过度白云石化作用和硅化作用。     

坎波斯盆地南部下白垩统硅化碳酸盐岩储层成因及演化

通常认为,碳酸盐岩储层中一旦出现硅化现象,储层物性就会遭到破坏,难以存储油气。但有学者发现,由碳酸盐岩完全蚀变而成的硅质岩同样发育溶蚀孔洞,并且有油气发现。坎波斯盆地下白垩统湖相碳酸盐岩中硅质来源、硅质与储集空间的关系及储集空间演化规律等问题尚无系统研究,碳酸盐岩发生硅化后,储层孔隙度如何变化很难回答。基于前人研究成果,结合岩石镜下微观特征、地球化学特征分析,对坎波斯盆地下白垩统硅化碳酸盐岩储集层的岩石学特征、储集空间类型、硅质来源及储集空间演化规律等开展研究,研究结果表明发生溶蚀的硅质岩可以作为储集层。碳酸盐岩中的硅质主要为交代成因,富硅质的热液从基底通过大断裂进入碳酸盐岩地层,对原始碳酸盐岩进行溶蚀,产生硅质胶结、交代作用以及对碳酸盐岩蚀变而来的硅质岩进一步溶蚀;总体上,硅化碳酸盐岩的储集空间演化可划分为(1)碳酸盐岩高孔阶段、(2)硅质碳酸盐岩中孔阶段、(3)碳酸盐质硅质岩低孔阶段、(4)硅质岩中孔阶段、(5)硅质岩高孔阶段5个阶段;热液活动存在多期性,在沿大断裂分布的硅质岩中可以找到物性较好的裂缝-孔洞型储集层。     

百色盆地东部中三叠统基底灰岩预测

上法灰岩是夹于大套中三叠统碎屑岩中的灰岩透镜体,它是盆地与台地两大相区相变线附近地貌陡变带中的沉积,经剥蚀后残留于基底表面的高部即基岩向斜的核部,形成由向斜构造-地层不整合面-岩性诸因素控制的基岩油气藏,生油层为上始新统那读组,储层为中三叠统上一段,盖层为第三系底部之泥页岩,预计在基岩凸起上二段围限的区域内布钻可获成功。     

钱参1井低渗透储层特征及成因探讨

应用薄片鉴定、阴极发光、荧光薄片、扫描电镜、X-衍射和有机质热演化资料，研究了钱参1井上侏罗统低渗透储层特征。认为砂岩储层成热度低，成岩过程中主要经历了机械压实和化学压实作用，溶解作用较弱。储层处于晚成岩A-B期。孔隙类型包括微孔、粒间孔和溶孔。探讨了砂岩储层的孔隙演化，认为砂岩成熟度低、同生泥微晶碳酸盐的形成和机械压实作用是形成低渗透储层的主要原因。为本区勘探开发提供了地质依据。     

阿富汗北部阿姆河盆地东部油气差异分布控制因素研究

阿富汗北部阿姆河盆地油气分布具有显著的差异性,北部和南部分别主要是气藏和油藏,而中间过渡地段油气兼有,为带油环的气藏。通过分析油气成藏地质条件,探讨了这种油气差异分布的控制因素。结果发现圈闭充满度、油气组分、储盖组合南北不同。由北向南圈闭充满度有逐渐降低的趋势;CH4含量逐渐变高,而CO2和H2S含量逐渐变低。以上侏罗统膏盐层为界,北部发育盐下上侏罗统碳酸盐岩储盖组合,而南部发育盐上下白垩统碎屑岩储盖组合,中间过渡地段盐下及盐上储盖组合均发育。膏盐盖层的分布范围是控制油气差异分布的关键因素。据此建立了油气差异分布模式,对研究区不同区域的油气勘探目标进行评价,指出:在北部盐岩分布区,主要寻找上侏罗统气藏;在南部盐岩缺失区,寻找的重点则是下白垩统油藏;在两者之间,上侏罗统气藏和下白垩统气藏及油藏均是潜在的目标。     

中亚阿姆河含油气盆地构造特征

阿姆河盆地为图兰地台东南部大型含油气盆地,夹于东欧板块、哈萨克板块、阿拉伯板块和印度板块之间,具有古生界基底和中新生界盖层的沉积盆地。中下侏罗统含煤岩系为主要生烃岩系,上侏罗统巨厚蒸发岩为区域性盖层,将盆地盖层分为盐上碎屑岩含油气系统和盐下碳酸盐岩含油气系统。根据基底构造与沉积盖层特征,盆地内部可进一步划分为阿姆河坳陷、穆尔加勃坳陷、扎翁古兹坳陷、中央卡拉库姆隆起、巴哈尔斜坡、科佩达克山前凹陷及列佩杰克盐丘构造带等大型构造单元。     

阿姆河右岸A区气藏成藏过程分析

阿姆河右岸A区是中(国)-土(库曼斯坦)阿姆河右岸项目的勘探区之一。通过论述区内储盖组合、烃源岩特征、构造演化史和已发现的气藏特征,总结了其天然气的成藏过程。分析结果表明,A区具有早期聚集成藏,晚期改造,并由东南往西北再分配的成藏特征,区内西北地区的构造高部位是油气聚集的最有利区域,而东南翼部位是岩性油气藏有利勘探区。这些认识对阿姆河右岸区块进一步的勘探开发部署具有一定指导意义。     

三塘湖盆地马朗凹陷西山窑组储层成岩作用类型及特征

三塘湖盆地马朗凹陷中侏罗统西山窑组存在多个一定规模的砂岩油气藏,具备较大的油气开发潜力。通过薄片观察、电镜扫描、X射线衍射、镜质体反射率等分析手段,划分了马朗凹陷西山窑组储集砂岩的成岩作用类型及成岩阶段,分析了成岩作用对储层物性的影响。该区西山窑组储集砂岩中发育8类成岩作用,其中蚀变、溶蚀和破裂作用为建设性成岩作用,压实-压溶、硅质胶结和碳酸盐胶结作用为破坏性成岩作用,而绿泥石胶结和交代作用会随着成岩阶段的向后推移由建设性作用转为破坏性作用;西山窑组砂岩以中成岩A期的晚期阶段为主。压实作用是该区主要的减孔因素,高岭石化和溶蚀作用是主要的増孔因素。发育绿泥石环边胶结,储集空间为剩余原生粒间孔与溶蚀孔组合的砂岩是最优质的储集砂体。     

吐哈盆地丘东洼陷下侏罗统致密砂岩储层特征及物性主控因素

吐哈盆地丘东洼陷下侏罗统是—套以长石岩屑砂岩为主的煤系碎屑岩地层.洼陷南缘为辫状河三角洲砂体,北缘为扇三角洲砂体.三角洲平原及前缘砂体厚度大、连通性好、叠合面积大,主要分布在丘陵、丘东—温吉桑、柯柯亚及鄯勒.通过下侏罗统储层常规薄片、铸体薄片、岩心物性、粒度及压汞等资料分析,认为下侏罗统岩石颗粒偏粗,主要为中粗砂岩或砂砾岩,孔隙类型主要是粒内溶孔、剩余粒间孔及微裂缝,孔隙组合为裂缝—剩余粒间孔—粒内溶孔组合.蒙皂石含量(S)小于25％,成岩作用阶段为晚成岩A1亚期,压实作用强,颗粒塑性变形强烈,溶蚀作用较弱,胶结作用弱.平均孔隙度为6.0％,平均渗透率为0.30×10-3μm2,最大连通喉道半径小于1.5μm,为微细喉致密储层.储层发育受沉积(微)相、成岩作用和构造作用的影响.沉积(微)相控制了储层砂岩的分布范围;压实作用减孔明显,溶蚀作用部分增孔;构造作用形成的微裂缝局部改善了储层的渗透性能.丘东洼陷南缘东深2井—吉1井区以东为J1s储层有利分布区,洼陷北缘阿克塔什与柯柯亚之间的区块、照4井区是J1b储层较有利发育地区.     

民和盆地上侏罗-下白垩统储层特征及影响因素

储层物性差是制约民和盆地油气勘探获得重大突破的关键。通过对上侏罗-下白垩统储层沉积相、砂体特征、岩石结构类型、物性特征及其影响因素的系统分析，认为盆地主要为低孔低渗或低孔特低渗储层，高地温场、成岩过程中的压实与胶结作用是造成盆地物性差的主要原因。古埋藏浅、次生孔隙发育、易形成裂缝的环凹陷周缘斜坡带及凹中继承性隆起带是有利的储层发育区。     

鄂尔多斯盆地榆林大型气田石英砂岩储层特征及成因

鄂尔多斯盆地中东部的榆林气田是以上古生界山西组山2段致密石英砂岩为主要储集层的大型气田。研究表明，石英砂岩储层孔隙度和渗透率呈明显的正相关关系，储集孔隙类型以粒间孔为主，具有排驱压力和中值压力低、粗孔喉、孔隙结构较为均匀的特点，是在水动力较强的环境中经较长距离的搬运下经过化学分解、机械分选作用而形成的。