合川-潼南地区茅一段泥灰岩储集空间测井定量评价方法

合川-潼南地区茅一段泥灰岩储层纳米孔缝发育,储集空间类型复杂,传统基于岩心实验评价孔隙构成的方法耗时、覆盖率低且成本高。为了准确、连续地评价该类储层的储集空间构成,以岩心实验结果为基础,将储层中的储集空间进行分类,通过研究不同类型孔隙在元素、核磁等特殊测井中响应特征,构建储层岩石物理模型,建立了有机质孔、黏土矿物孔等不同类型的纳米级孔隙测井定量评价方法,并对各类储集空间的贡献及有效性进行分析。结果表明：茅一段泥灰岩储集空间分为有机质孔、脆性矿物孔、黏土矿物孔和裂缝4种类型;茅一段泥灰岩以脆性矿物孔和黏土矿物孔为主,其中黏土矿物孔对有效孔隙度几乎无贡献;有机质孔与总有机碳含量具有相关性,对总孔隙度有一定贡献;裂缝对总孔隙度贡献小,但对渗透率贡献较大。研究成果对同类泥灰岩储层资源潜力评价具有指导意义。     

川东地区茅一段储层地质特征及勘探潜力分析——以XT1井为例

在以往的勘探实践中,四川盆地中二叠统茅口组一段(简称茅一段)长期被视为一套碳酸盐岩烃源层,未曾针对性地开展储层评价与测试工作。为了进一步明确川东地区茅一段的天然气勘探潜力,以风险探井XT1井岩心资料为研究对象,通过物性测试、薄片鉴定、电镜扫描、有机地球化学分析等技术手段,综合开展矿物岩石学和地球化学分析,以获取川东地区茅一段的储层特征及烃源特征。研究成果表明：(1)川东地区茅一段以中层状、中—薄层状深灰—灰黑色含泥质泥晶生屑灰岩、泥灰岩与中厚—厚层状灰—深灰色泥晶生屑灰岩、含泥质泥晶生屑灰岩为主,沉积水体深度较大;泥晶生屑灰岩及含泥质泥晶生屑灰岩、泥灰岩互层形成的“眼球状构造”发育。(2) XT1井茅一段储层岩心柱塞样氦气孔隙度分布在0.24%～6.98%,平均为1.39%;渗透率分布在0.001 4～1.720 0 mD,平均为0.083 0 mD,属于低孔隙度、低渗透率储层;其中眼皮状构造灰岩(简称为“眼皮灰岩”)物性相对较好,孔隙度分布在0.24%～6.98%,主要储集空间类型为片状滑石晶间微孔、微裂缝;而眼球状构造灰岩(简称为“眼球灰岩”)储集性能较差,孔隙度分布在0.24%～...     

四川盆地合川-潼南地区茅二段滩相白云岩储层特征、主控因素及勘探意义

由于四川盆地合川-潼南地区二叠系茅口组二段白云岩储层特征、主控因素认识不清,严重制约了勘探目标选择。厘清茅口组白云岩发育特征及主控因素是预测白云岩储层分布的关键,基于岩心、测井资料、岩石学、地球化学和年代学技术,开展白云岩储层的岩石类型、储集空间、储层类型、物性特征以及储层主控因素分析,并通过井震结合预测了储层分布。结果表明：茅二段白云岩储层岩性以细-中晶云岩、残余颗粒云岩为主,储集空间主要为粒内溶孔、晶间（溶）孔、溶洞及构造缝和溶缝,为低孔、低渗储层;白云岩储层主要发育在茅二段中部,横向分布稳定,在古地貌高部位的储层单层厚度大,叠置连片;古地貌背景下的滩相沉积、准同生岩溶作用、准同生白云岩化作用及构造断裂作用共同控制了茅二段白云岩储层的发育和分布;储层厚度与地震振幅呈正相关性,茅二段白云岩储层发育面积约为1 250 km2,主要分布在矿权区中部和东北部地区,与茅二段古地貌高隆起带基本吻合。研究成果促进了川中地区茅口组勘探思路的转变,可有效支撑下一步勘探部署。     

四川盆地潼南地区须二段有利储层控制因素及含气性

四川盆地潼南地区位于川中南部平缓构造带,该区须家河组须二段储层具有孔隙度低、渗透率低、非均质性强以及含水饱和度高的特点。寻找具有相对高孔隙度和高渗透率的有利储层对于气藏的有效开发具有重要的意义。通过薄片观察、沉积相和储层精细分析认为,有利储层的发育受主河道发育带、早印支期古地貌、层序界面以及泥岩发育带的控制。主河道发育带砂体粒度粗,结构和成分成熟度较高,原生孔隙发育;下伏早印支期古地貌的起伏,导致须二下亚段在地形高部位和斜坡带形成高能河道,所沉积砂岩孔隙和渗透性发育,而须二上亚段沉积时地形平缓,水动力较弱,砂岩粒度细,物性较差;湖泛面上下的泥岩发育带在深埋受热过程中形成的酸性水溶液,有利于其附近的砂岩溶蚀孔隙形成。利用阵列感应测井和核磁共振实验,较为精确地计算了研究区的束缚水饱和度和可动水饱和度,据此将须二段储层划分为气层、气水同层和水层。储层含气性主要受物性、沉积相和构造起伏的控制,含气性较好的区域基本分布在须二上亚段和须二下亚段上部河道叠置带储层的构造高部位地区。     

四川盆地宣汉—达州地区下沙溪庙段储层特征研究

通过岩心、普通薄片及铸体薄片的观察、物性分析、X-衍射等分析手段,对四川盆地宣汉—达州地区下沙溪庙段的储层特征进行了研究。结果表明,研究区下沙溪庙段储层孔隙类型以残余原生粒间孔和粒间溶孔为主,次为粒内溶孔,发育少量粒缘缝、微裂缝,储层喉道几何形态主要为缩颈喉道、片状喉道、管束状喉道。平均孔隙度为2.27%,平均渗透率为0.21mD,整体以低孔-低渗为特征;储层的孔隙度与渗透率基本呈指数正相关关系,孔-渗相关性较好。     

四川盆地致密砂岩储层测井评价方法

四川盆地陆相碎屑岩地层埋藏深、岩性致密,为典型的低孔、低渗储层。针对其储层岩性复杂、测井环境影响因素较多、储层评价较困难等问题,利用岩心实验、物性分析、薄片鉴定、FMI成像及核磁共振等资料,结合测试资料,与测井信息建立转换关系,研究致密砂岩储层的孔隙度等参数计算方法;利用核磁测井对储层质量进行综合评价,在致密砂岩储层的有效性评价和孔径分析的过程中起到了较好的作用,并建立了陆相致密砂岩储层测井评价方法。该方法的解释结果与现场测试结果相符合。     

四川盆地磨溪地区灯四段风化壳岩溶储层特征

近年来,四川盆地磨溪地区灯四段的油气勘探取得了重大突破,为研究磨溪22井区灯四上亚段优质岩溶储层特征及分布规律,开展了岩心分析、物性测试、地震资料解释、测井分析和有利岩溶储层发育区预测等工作。结果表明：①岩溶储层的岩性主要为藻云岩类、砂屑云岩类和结晶云岩类,储集空间主要为溶蚀孔、溶洞和裂缝;②溶蚀作用包括同生期大气淡水的溶蚀作用、埋藏期深部热液溶蚀作用和有机酸的溶蚀作用、表生期大气淡水的溶蚀作用;③表生期的溶蚀作用控制了优质储层的分布,多发育于垂直渗流带附近和水平潜流带上部区域,平面上优质储层的分布受控于沉积相带和古地貌特征,以丘滩相和溶丘斜坡较好。该研究成果为磨溪地区下一步勘探指明了方向。     

东北地区石炭—二叠系储层特征与评价

通过大量的野外观察以及露头样品的微观分析和物性测试,对东北地区石炭—二叠系的储层条件进行了初步分析。东北地区石炭—二叠系分布广泛,海相、陆相均很发育,总体上具有从石炭到二叠系由海相向陆相转变的规律;地层以灰岩和碎屑岩为主,局部地区为火山碎屑岩。东北地区石炭—二叠系储集性能较差。石炭系Ⅰ类储层主要分布在二连的西南部,Ⅱ类储层主要分布在二连东北部以及松南的磐石一带,Ⅲ类储层主要分布于三江以及松北部分地区;二叠系Ⅰ类储层主要分布在松北的伊春附近以及二连的林西官地,Ⅱ类储层主要分布于二连东部的西乌珠穆沁旗附近以及松南的永吉附近,Ⅲ类储层主要分布在内蒙古的镇赉县附近。     

四川盆地高石梯—磨溪区块震旦系储层敏感性实验评价

储层敏感性是指对储层造成伤害的各种因素的敏感程度。储层敏感性分析的主要目的是研究各种敏感因素对储层的伤害程度,并提出预防措施,从而提高原油的最终采收率。为了研究四川盆地高石梯—磨溪区块震旦系在开采过程中对储层的伤害,对其岩心做了大量的室内实验研究,并利用储层敏感性实验评价方法,参照储层评价标准对该区敏感程度进行了评价。结果表明:研究区速敏程度中等偏强,水敏程度弱,盐敏程度中等;当p H值小于10时,碱敏程度弱;当p H值大于10时,碱敏程度强;酸化对储集层渗透率有明显的改善作用。     

川西南二叠系茅口组一段滑石特征及其形成机理——以A1井茅一段样品为例

四川盆地二叠系茅口组一段发育形态各异的滑石,作为一种热液蚀变矿物,其形成机理及对茅一段储层的影响尚待深入探索。以四川盆地西南地区茅一段的滑石为研究对象,通过岩心观察、薄片鉴定,结合扫描电镜、包裹体均一温度等测试数据,在精细描述滑石颜色、结构、赋存状态的基础上,探讨了滑石形成机理。茅一段滑石主要赋存于泥晶生屑灰岩、生屑泥晶灰岩和灰质云岩中,以交代生屑颗粒或呈星点状赋存于泥晶灰岩中;滑石是硅质热液流体与富镁碳酸盐岩在一定条件下发生交代作用而形成的,属于热液交代型;储层中滑石含量与储层物性呈正相关关系,滑石在形成过程中产出大量CO₂酸性气体,对茅一段储层孔隙具有一定的溶蚀改造及保存作用,有利于提高储集性能;滑石具有指示含硅流体运移路径及分布范围的作用,热液高能区为下一步勘探有利区。     

川东南地区中二叠统茅口组灰泥灰岩储层孔隙特征

近期川东南多口钻井在茅口组一段灰泥灰岩储层实现了油气勘探突破,其作为一种新类型非常规气藏得到了大量关注。为了进一步弄清该区茅一段灰泥灰岩储层的岩石学特征和储层孔隙特征,基于野外和岩心样品,开展了岩石学和储层孔隙表征工作。研究表明：①茅一段主要发育于外缓坡相,灰泥灰岩的总有机碳含量平均值为0.76%~1.1%,平面上自北西向南东呈增大的趋势,与孔隙度变化趋势相似。②茅一段灰泥灰岩储集空间主要包含有机质孔、无机孔和微裂缝三大类,其中有机质孔可分为独立的有机质孔隙、包裹滑石的有机质孔隙和黄铁矿晶间有机质孔隙,无机孔可分为粒间孔、晶间孔、晶体内部溶孔,微裂缝可分为滑石缝、粒缘缝、应力缝;有机质孔在川东南地区茅一段灰泥灰岩储层中并不占主导地位,微裂缝是灰泥灰岩最重要的储集空间。③通过低温氮气吸附、低温CO₂吸附、高压压汞实验以及纳米CT扫描联合表征,灰泥灰岩储层孔隙以细颈广体的墨水瓶形孔为主,微孔、中孔、宏孔均有发育,孔径主要分布在0.4~100 nm,跨度范围较大;灰泥灰岩非均质性明显,连通性较差,裂缝对于连通孔隙有重要影响。茅一段灰泥灰岩为一套新类型非常规储层,鉴于其复杂的矿物组成和特殊的孔隙特征,需加强有针对性的酸化压裂技术攻关,从而促进灰泥灰岩储层的油气勘探开发。     

川中地区茅口组一段沉积相新认识

四川盆地中二叠统茅口组一段具有较大的天然气勘探潜力,但一直存在沉积相认识不清的问题。基于四川盆地中部2口最新钻井岩心厘米级精细描述以及多个野外露头观测,结合分析化验资料及测井曲线,开展了详细的沉积相标志分析,提出了新的茅一段沉积相划分方案。“眼球灰岩”与“眼皮灰岩”的主要区别在于泥质含量的多少,用自然伽马曲线能够有效区分这2种岩相;海相缺氧环境、大量风暴沉积构造以及硅质生物碎屑表明,茅一段沉积于缓坡型碳酸盐岩台地环境之下,受到风暴作用及与之伴生的风暴上升流的影响。基于沉积相标志,将茅一段划分为中缓坡外带和外缓坡上部2个亚相,中缓坡外带包括风暴碎屑流、风暴滩、风暴滩间洼地3个微相,外缓坡上部“眼皮灰岩”含量较高,微相组合为颗粒流、静水泥夹碎屑流,一般发育在茅一段上部或顶部。     

四川盆地中二叠统茅一段灰岩—泥质灰岩韵律层古温度演化及驱动机制

发生于晚石炭世—中二叠世末期的冰期事件是显生宙史上最剧烈的冰期事件,也是地史上最后一次从冰室期到温室期的转换期。通过薄片鉴定、扫描电镜、主量元素、微量元素、碳氧同位素和锶同位素等地球化学手段,对四川盆地中二叠统茅口组一段古温度及古气候进行恢复,探讨中二叠世重大气候演变过程及驱动机制。研究结果表明,四川盆地中二叠统茅一段灰岩—泥质灰岩韵律层的生物组合类型以有孔虫、腕足和软体动物为主,不发育造礁生物和钙质绿藻;岩石结构以生物碎屑支撑和灰泥支撑为主,无鲕粒等非骨架颗粒,与国际典型的凉水碳酸盐岩类似。通过δ¹⁸O与ω(Mg)/ω(Ca)恢复古温度,灰岩沉积期的古海水温度为3.72~12.38 ℃(平均8.15 ℃,δ¹⁸O标准),13.79~14.28 ℃(平均13.90 ℃,ω(Mg)/ω(Ca)标准);泥质灰岩沉积期的古海水温度为7.00~14.24 ℃(平均10.97 ℃,δ¹⁸O标准),13.82~15.41 ℃(平均14.27℃,ω(Mg)/ω(Ca)标准)。中二叠统茅一段沉积期古温度变化主要受米兰科维奇短偏心率旋回驱动,短偏心率的旋回性变化是古温度、古气候旋回变化的驱动机制。     

蜀南—渝西地区中二叠统茅一段灰质源岩气储层特征及主控因素——以DB1井为例

四川盆地中二叠统茅口组是天然气的重要产层,近期浙江油田分公司在渝西大安探区DB1井茅一段“眼皮眼球”灰岩的灰质源岩气储层中,直井试气获得42 000 m³/d、水平井(DB1H井)试气初产55.6×10⁴ m³/d以上的工业气流,实现了蜀南—渝西泥质灰岩非常规天然气勘探突破,展示了该区良好的勘探前景。四川盆地茅一段眼皮眼球灰岩具有自生自储特征,连续稳定展布,且热演化成熟度高,中缓坡相带纯灰岩不具有水敏和酸敏特性,以碳酸盐脆性矿物为主,易于酸化压力开发,因此开展富有机质灰岩储层特征及主控因素研究意义重大。以DB1井为例,研究茅一段岩石学、沉积学及储层特征,发现沉积于水体较震荡、生物发育的中缓坡相带、主体为深灰—灰黑色富有机质的泥晶灰岩储层物性较好,总体上茅一c亚段好于茅一a亚段,眼皮灰岩大孔发育程度高于眼球灰岩,微孔发育程度差别不大。茅一段主要储集空间类型有溶蚀孔、裂缝、黏土矿物孔缝和有机质孔,黏土矿物(主要是滑石)和有机质内的孔隙主要分布于眼皮灰岩中;沉积过程与成岩作用是控制茅一段眼皮、眼球灰岩储层发育的主要因素,中缓坡沉积相带控制了富有机质纯泥晶生屑灰岩储层的发育特征和区域展布,成岩作用和断裂、断溶作用影响灰岩储层储集性能的改善,并成为富集高产的主因。渝西DB1井区“黑茅口”富有机质的茅一段直井、水平井突破商业气流获得稳定高产,表明茅一段灰质源岩气成藏赋存条件好,具有自生自储为主+局部构造带短距离聚集的2种成藏模式以及气藏连续型展布、资源规模大的特征,茅一段灰质源岩气“连续型气藏”勘探潜力大,将成为四川盆地重要的潜在勘探新层系。     

四川盆地茅口组层序岩相古地理特征及储集层预测

根据露头、钻井岩心和测井等资料综合分析,在四川盆地中二叠统茅口组识别出局部暴露不整合和淹没不整合2种层序界面,据此将茅口组划分为3个三级层序,每个层序平均延时3.3 Ma。以体系域为编图单元,系统编制了层序格架内岩相古地理图,分析四川盆地茅口组岩相古地理展布特征,结果表明茅口期四川盆地以浅水型碳酸盐岩开阔台地沉积为主,发育浅水开阔台地、较深水开阔台地、台地边缘和台地前缘斜坡等沉积相带。物性分析表明浅滩相亮晶颗粒岩具有较好的储集性能,经白云石化作用和表生岩溶作用改造后储集物性更好,因而白云岩储集层、古岩溶储集层和浅滩储集层组成了茅口组主要的储集层类型。层序格架内储集层分布规律研究表明高位体系域储集层相对发育,尤以层序2-HST在四川盆地西部、西南部形成的浅滩沉积区和层序3的古岩溶发育区最为有利,是四川盆地中二叠统茅口组最有利的储集层分布区域。图10参18     

川中地区中二叠统茅口组白云岩特征及成因机理

川中地区茅口组白云岩主要位于茅口组二段中、上部和茅口组三段下部,根据岩石学特征可分为含灰质细—中晶白云岩、细—中晶白云岩、角砾白云岩,且以后两者为主。对比泥晶灰岩与不同类型白云岩样品地球化学特征后发现,白云岩相对于同层灰岩具有较低的Fe含量、较高的Mn含量和较低的Sr含量;泥晶灰岩与不同类型白云岩具有相似的稀土配分特征,均表现为LREE亏损、轻微正La异常和负Ce异常,且白云岩样品具有微弱的Eu正异常;细—中晶白云岩与角砾白云岩δ~(18)O值均明显低于原始灰岩,而~(87)Sr/~(86)Sr比值则明显高于原始泥晶灰岩。不同类型白云岩与灰岩相似的稀土配分特征表明茅口组白云岩形成过程中保留了原始灰岩的部分地球化学特征,而白云岩微弱Eu正异常及其与灰岩同位素差异性可能是由于白云岩化过程中高温地质热流体的参与而引发的。茅口组白云岩化作用受多种因素控制:地层残余海水和岩浆活动伴生的热液流体为白云岩化作用中Mg的主要来源;峨眉山大火成岩省热效应为白云岩化提供异常高的古地温背景;断裂系统为异常地温对流和白云岩化流体提供了快速运移通道;颗粒滩相灰岩较好的孔、渗性使之比泥晶灰岩更易发生白云岩化。峨眉山大火成岩省伴生的异常地温和充足Mg供给是茅口组发生白云岩化的关键,不同类型白云岩形成于白云岩化过程的不同阶段。     

川东—川南地区茅口组岩溶储层分类识别及有效性评价

川东—川南地区中二叠统茅口组受暴露和风化淋滤的影响发育了独特的早成岩期风化壳岩溶储层,具有较大的勘探开发潜力。由于岩溶储层的孔隙结构特征、纵横向分布规律、测井响应特征等极为复杂,导致其测井有效性评价难度较大。在储层分类的基础上,结合岩溶发育模式,开展了茅口组3套典型储层的测井有效性评价方法研究。结果表明：①茅口组顶部储层的有效性与铝土质泥岩等风化残积物的充填程度密切相关,茅一段—茅三段铀含量较高储层的有效性与地层水的活跃程度密切相关,茅一段—茅二段似层状分布储层的有效性与泥质灰岩对潜水面的控制作用密切相关。②岩石放射性强度在一定程度上直接或间接反映了茅口组岩溶储层的发育和有效性,因此自然伽马和自然伽马能谱测井在岩溶储层有效性评价中具有重要作用。③受岩性、断层、岩溶侵蚀程度等因素的影响,不同构造中水平潜流带和深部缓流带的分布范围不同,因此储层的主要发育深度也不相同。该研究成果对于风化壳岩溶储层的有效性识别具有一定的借鉴意义。     

四川盆地中二叠统茅口组储层形成与古构造演化关系

以钻井与测井资料、盆地基干地震剖面及区域地质资料为基础,开展了四川盆地中二叠统茅口组储层发育特征及主控因素分析,系统讨论了古构造演化与茅口组沉积地貌、岩溶地貌及白云石化带之间的关系,预测了储层发育有利区带。研究认为,加里东运动奠定了中、下二叠统沉积前的基本地貌格局,而峨嵋地幔柱隆升作用则持续影响了整个二叠纪的古地貌演化,使四川盆地西南部成为继承性古地貌高带。该区既是茅口组高能滩体发育的沉积地貌高带,也是茅口组顶部风化壳岩溶古地貌高地。峨眉地裂运动的构造张裂活动,为茅口组在早期滩体沉积或岩溶改造的基础上,叠加多期次白云石化及溶蚀作用提供了热液及酸性成岩流体的运移通道,在很大程度上控制了盆内茅口组白云岩储层的分布。     

川北阆中地区茅口组生屑滩识别

川北阆中地区茅口组生屑滩厚度小、多期叠置、内部地震反射结构复杂多变,常规地震解释及预测方法难以适用于生屑滩识别及内部结构精细刻画.为此,以单井相序组合为基础,结合钻井资料和地震资料精细标定、划分生屑滩发育期次,确定不同期次生屑滩地震反射特征,并通过正演模拟分析生屑滩内部反射特征的主要影响因素;然后利用层序地层全局 自动...