四川大安寨段薄层灰岩油气富集区预测

通过层序地层分析,对大安寨段介屑灰岩的沉积环境作相应研究后发现:溶蚀和淋滤作用可能是大安寨段薄层灰岩油气成藏的主要因素,裂缝只是有利条件或必要条件之一。结合振幅、突变系数等地震参数的运用预测了大安寨段介屑灰岩的油气富集区。预测结果和实钻结果吻合,研究成果用于开发和勘探部署中得到证实,并取得重大的突破。     

川北侏罗系大安寨段介屑灰岩成岩作用与流体包裹体研究

本文以川北侏罗系大安寨段介屑灰岩成岩作用研究为例,应用流体包裹体资料不仅可以确定成岩作用产生的温度范围,而且可以依据温度范围来划分成岩作用阶段,推算成岩作用发生时间以及结合沉积史来推算古地温史。少量含烃包裹体的初步研究还可以确定大安寨段油气运移方向和发生时间。     

���ò���ز�ѧ����Ԥ�⴨������կ�ν�м̲�ֲ�

川东北地区侏罗系自流井组大安寨段介屑灰岩储层是川东北地区一个重要的油气产层,储层主要是“高能”介屑滩。目前有两种方法预测这类介屑滩，即地震预测方法和层序地层学预测法。文章利用层序地层学法预测了“高能”介屑滩，首先利用钻井统计分析结合介屑滩的沉积模式预测到高能介序屑滩主要分布在浅湖相靠近深湖相的斜坡上沿；其次根据钻井统计结果,制作大安寨段黑色页岩/地层厚度平面图来代替地层厚度图,这样作能避免不均匀沉积对地层厚度的影响,利黑色页岩/地层厚度变化能反应沉积相变化的这种规律,将黑色页岩/地层厚度平面图转换成为大安寨段地层的沉积相图；最后综合沉积古地理图和高能介屑滩的分布规律，制作出高能介屑滩的平面分布图。从最新的钻井结果证明,文章所预测的结果准确性较高。     

川北地区大安寨段低孔渗油气层地质特征及勘探方法

介屑灰岩是川北地区大安寨段主要储集岩,它的基质孔隙度、渗透率低;孔隙结构差,次生溶蚀孔洞、缝则是油气赋存与富集的主要空间。介屑油气藏是主要类型,具明显的非层状、非均质体特征。介屑相带是控制油气富集带的基础。     

川北柏垭地区大安寨—亚段储渗体特征及油气分布

大安寨一亚段储渗体主要发育在碳酸盐岩浅湖中的同能介屑滩灰岩中。高能介屑滩灰岩是形成储渗体的物质基础，重结晶作用和溶蚀作用使岩石变松、变脆和易于破裂，发育溶孔、洞、缝；两次大的挤压应力作用，产生两组共扼剪切构造裂缝，在构造高部位和构造为异部位会沿这此裂缝产生重张缝和追踪张裂缝，极大的改善了储集性能；断裂是储渗体中油气运移的重要通道。强振幅、高波阻抗是识别厚层、质纯灰岩的重要标志；高突变系数对储渗体孔洞缝的发育特别敏感，是识别储渗层的重要参数。在此基础上运用多参数综合判别法对川北柏垭地区大安寨－亚段储渗体进行了分布预测，预测结果得到钻井验证。     

川北阆中-南部地区大安寨段油气富集带预测

通过对川北阆中-南部地区大安寨段储层特征、储层形成的主控因素分析,认为有利的沉积微相是大安寨段储层形成的基础,建设性成岩作用形成的孔、洞、缝是储层形成的关键,即介屑滩提供优越的储渗岩相基础,再叠加成岩破裂、构造破裂以及多期次的重结晶、溶蚀作用,形成孔洞缝储层,该储层在地震资料上表现为强反射响应特征,再结合三维地震资料对裂缝进行预测,从而预测出大安寨段有效储层发育带(油气富集带)。     

考虑基质孔缝特征的湖相致密灰岩类型划分——以四川盆地中部侏罗系自流井组大安寨段为例

为提高致密储集层甜点预测的准确度与精度,根据储集层基质孔缝特征及其与岩石组构的关系,将四川盆地中部侏罗系自流井组大安寨段岩性进行细分,据此讨论不同岩性的物性、含油性特征及其对产能特征的影响。大安寨段灰岩中发育大量、多类型的微—纳米孔缝。以介壳为主的生屑、方解石/白云石晶粒以及硅酸盐矿物为影响储集层基质孔缝的三端元组构。据此将研究区灰岩划分为10种类型,每种岩石类型对应独立的沉积成岩演化史和孔缝特征。含硅介壳灰岩、含泥介壳灰岩等储集性好;介屑灰岩、泥粉晶介屑灰岩渗流能力强;含泥介壳灰岩含油性好;含硅、含云、含泥介壳灰岩可增加单井产量。岩性差异是造成大安寨段单井产能差异的重要原因。     

川西回龙地区大安寨段成藏条件分析

川西回龙地区大安寨段油气藏类型系裂缝性介屑滩油气藏，大安寨段油气藏属自生自储油气藏，回龙地区大安寨期处于滨浅湖相区，介屑滩规模小，储层较差，发育小型裂缝型油藏。     

川东地区侏罗系自流井组大安寨段致密储层油气成藏特征

川东地区侏罗系自流井组大安寨段具有“近源成藏”特征。通过烃源岩评价、流体包裹体分析、埋藏史恢复等方法,对川东地区侏罗系自流井组大安寨段储层特征与油气成藏进行了研究。研究结果表明: ①川东地区侏罗系自流井组大安寨段泥页岩有机质类型主要为Ⅱ型,实测残余有机碳质量分数平均为0.67%,生烃潜量为1.53mg/g,有机质热演化程度为1.1%～1.3%,总体上,大安寨段烃源岩有机质丰度中等偏下,处于生烃高峰期。②研究区大一亚段岩性以介壳灰岩和灰岩为主,构造缝为最主要的储集空间类型,其次为沿构造缝发育的溶孔(洞)、溶蚀微孔,储层物性较差,为特低孔特低渗储层。③研究区大安寨段油气藏存在2期原油充注和1期天然气充注,2期原油充注时间分别为距今约140Ma和25Ma,其中第一期为相对低成熟度的原油充注,第二期为相对高成熟度的原油充注,且后者为主要充注期,天然气充注时间与第二期原油充注时间一致,主要为原油伴生气。     

四川盆地侏罗系自流井组大安寨段陆相页岩油气地质特征及成藏控制因素

四川盆地侏罗系陆相油气勘探过去主要聚焦在构造-裂缝型常规油气和介壳灰岩及砂岩致密油气上,为实现侏罗系油气重大新突破,思路需要向页岩油气转变。在分析自流井组大安寨段陆相页岩油气的分布、生烃、物性和保存等地质特征基础上,认为大安寨段具备形成大规模页岩油气成藏地质特征,提出3项成藏控制因素。大安寨段二亚段暗色页岩作为页岩油气的供烃源岩,油气显示丰富,页岩厚度在20～80 m,整体分布面积广、厚度大、连续稳定,孔缝发育、物性好,处于中-高成熟热演化阶段,有区域性致密顶底板灰岩封闭的超压页岩油气藏。半深湖-深湖亚相、致密灰岩顶底板与高孔隙储层、中-高成熟热演化阶段这3项因素共同控制自流井组大安寨段页岩油气的生成、储集和富集。     

四川盆地陆相页岩油气富集主控因素及类型

四川盆地陆相页岩气勘探虽然已在涪陵、元坝等地区下侏罗统大安寨段获得工业气流,但与海相下志留统龙马溪组页岩气相比,富集条件存在较大的差异,勘探潜力尚待探索。通过X衍射矿物组分、有机地化、氩离子抛光-扫描电镜、压汞-吸附联合测定、脉冲渗透率、纳米CT、含气性测试等方法技术,对控制陆相页岩气富集的岩性组合、成熟度和压力3个关键因素进行了研究。湖相碳酸盐湖坡风暴滩沉积的页岩与介屑灰岩不等厚互层,具有良好页岩气生烃（有机质丰度大于1.4%）、储集（孔隙度大于3%）、渗透（水平缝发育）和可压裂（脆性指数大于0.6）的配置条件,为最有利的岩性组合类型;成熟度控制着页岩储层有机质孔的发育和页岩油气的生成（以成熟度1.3%为界）;超压（压力系数大于1.2）是陆相页岩油气富集高产的关键。据此将陆相页岩油气富集类型划分为超高压高成熟页岩与灰岩互层页岩气型和超压低成熟页岩与灰岩互层页岩油气型;优选涪陵北东岳庙段和元坝大安寨段为页岩气有利目标,涪陵北和阆中-平昌大安寨段、建南东岳庙段、元坝千佛崖组二段为页岩油气较有利目标。     

四川盆地下侏罗统大安寨段沉积微相特征及对储层的控制

下侏罗统大安寨段是四川盆地致密油勘探的重点层位,但油气特征复杂。在对大安寨段的岩性特征进行详细研究时,将大安寨段划分为8种岩相:厚层块状重结晶灰岩相、块状亮晶介壳灰岩相、块状—薄层状泥晶介壳灰岩相、薄层状含泥质介壳灰岩相、泥岩与泥质介壳灰岩的薄互层相、薄层状含介壳泥岩相、黑色泥岩相、紫红色到灰绿色泥岩相。总结了大安寨段的沉积模式,划分为5种沉积微相,即滨浅湖泥、滩后、滩核、滩前和浅湖—半深湖泥。最后,通过对比不同岩性的孔渗特性并结合沉积环境进行分析,明确了沉积微相对储集层的控制作用,滩前微相具有较好的致密油成藏条件。     

乳化酸配方及其工艺技术的研究与应用

针对低渗透碳酸盐岩油气藏和川中大安寨油气层的地质特点以及四川油气田尚无适应油井改造及强化增产酸化作业技术的现状,研制出ＣＴ１－１１乳化剂及其用于油井酸化施工的乳化酸配方及工艺技术,本文介绍了ＣＴ１－１１乳化剂的制备,乳化酸特点及配方性能,中试及现场应用结果等内容,经２２井次应用试验,施工成功率为１００％,总有效率达８０％以上,油气增产效果显著,具有良好的应用前景。     

元坝大安寨灰岩-砂岩-页岩储集模式及开发对策

为探究川东北地区元坝区块大安寨段致密介屑灰岩-砂岩-页岩混合沉积储集体的分布特征与组合模式,利用岩心分析、测井解释、地质综合研究与编图等手段,分析目标区混合沉积体系下发育的各类储集体类型与测井响应特征,建立表征储集体分布特征的纵横向组合模式与平面叠合模式,探讨研究区天然气的开发潜力与开发策略。研究结果表明:元坝区块大安寨段为一套包括介壳滩、浅湖泥、坝砂和滩砂的混合沉积体系,同时发育测井响应特征明显、数量不等、强非均质分布的致密灰岩、砂岩和页岩储集体;在纵横向与平面上分别识别出5类灰岩-砂岩-页岩储集体组合模式与叠合模式,不同类别的储集体组合具备不同的天然气资源潜力;优化水平井钻井和水平井分段压裂技术组合与工艺流程是川东北地区元坝区块大安寨段灰岩-砂岩-页岩储集模式得以成功开发的关键。该研究结果对同类地区的开发具有一定的借鉴意义。     

Pelagian盆地C区块灰岩储层的地震识别

北非Pelagian盆地是中、新生代含油气盆地,自侏罗系Jerba组到中新统Tazerka组均有储层发育,但下始新统顶部的货币虫滩坝灰岩是主力储集层,利比亚海上已发现储量的80％分布在货币虫灰岩储层中。Pelagian盆地C区块在构造高部位钻井2口,均因货币虫灰岩段的缺失而失利。通过正演、反演及地震多属性提取等技术手段,结合地质、钻井、测井、沉积古地貌等信息对下始新统Metlaoui群El Garia组货币虫灰岩进行了识别与预测。     

巴什托普构造-岩性超高压油藏油水倒置成因

针对塔里木盆地巴什托普油田生屑灰岩段钻井揭示出的油水倒置现象,应用油井动态生产资料和流体性质的对比研究,分析油藏的流体连通性;通过岩心和薄片观察,查清储集层岩石学特征。研究油藏流体的异常高压成因,探索油气运移和超压的关系,最终建立新的油藏模式。指出,在调整中的油藏内部,是小型超压单元和物性致密带克服油水驱替压力,阻碍油气向斜坡高部位运移,形成"油水倒置"。并提出在麦盖提西部非构造油气勘探方向的和领域。     

海相不同类型烃源岩生排烃模式研究

在海相烃源岩研究的基础上,筛选出青藏高原中生界和冀北地区上元古界未成熟—成熟海相不同类型烃源岩 10 个样品为代表,进行热压模拟试验,创建了海相3种类型干酪根和4种主要岩类的17种原始和再次生排烃模式。提出了海相烃源岩从Ⅰ型干酪根到Ⅱ₁型到Ⅱ₂型再到固体沥青,生排油、烃气和总生烃量逐渐变低,油质逐渐变轻,气逐渐变干,生烃速率也逐渐减小;从富烃页岩到富烃泥灰岩到富烃灰岩再到固体沥青,排油效率逐渐增加,总生排烃量和生烃速率具有逐渐减少的趋势,生烃气占总烃比例则从固体沥青到富烃页岩到泥灰岩到灰岩逐渐增加;从海相富烃源岩到低有机质含量的碳酸盐岩或随着有机质丰度的降低(TOC 0.2%到1.0%),生排油、烃气量和总生烃量及生烃速率逐渐变小,生烃气占总烃比例逐渐增加。     

川东北元坝区块中下侏罗统页岩油气地质分析

结合钻井、岩心、野外露头、测井等成果,从富含有机质页岩空间展布、地化特征、岩石矿物学、储集空间特征、孔渗性特征和地质力学性质等方面,对川东北元坝区块中下侏罗统页岩油气地质特征进行了综合研究。显著地质特征是：富有机质泥页岩主要发育于自流井组大安寨段和千佛崖组千一—二段,为浅湖—半深湖沉积,黑色泥页岩夹灰岩或砂岩。有机质较为发育,有机碳含量平均为1.14%,有机质类型以Ⅱ₂型为主,镜质体反射率（R_o）介于1.4%~1.6%之间,均处于凝析油—湿气的成熟—高成熟阶段。总体上,中下侏罗统页岩气构造简单、稳定,断裂不发育,保存条件良好,有利于烃类形成。大安寨段湖相页岩油气总体与北美Eagle Ford页岩气特征相似。大安寨段暗色泥页岩厚40~115 m,孔隙类型丰富,发育水平缝和微裂缝,脆性矿物含量平均为52.7%,杨氏模量平均为37 GPa,泊松比平均为0.30,有利于压裂形成网络裂缝。     

济阳坳陷早古生代层序划分与石油地质条件

济阳坳陷下古生界整体表现为两大基准面旋回,即寒武系馒头组至奥陶系冶里-亮甲山组和奥陶系下马家沟组至八陡组,两大旋回对应2个超层序8个层序,每个层序均由海侵体系域和高位体系域组成。生储盖配置关系研究表明,超层序A烃源岩总体不发育,而其顶部亮甲山组白云岩是重要的潜山油气藏储集层;超层序B顶部的风化壳发育多期岩溶作用,储集层条件优越,是潜山油气藏的主要储集层,马家沟组沉积期的泥灰岩和厚层灰岩有机质含量较高,是潜在的烃源岩。该区上古生界下部的厚层暗色泥岩是一套优质的区域性盖层,与下伏的寒武系和奥陶系可构成优越的生储盖组合,对形成原生油气藏十分有利。     

碳酸盐岩古岩溶储层模式及其特征

碳酸盐岩古岩溶与油气关系密切，其岩溶孔洞是油气富集的重要场所。为寻找与古岩溶有关的油气藏，除要了解古岩溶的埋藏部位和成因等因素外，还必须了解古岩溶孔洞的分布与古岩溶类型的关系。为此，通过研究，根据岩溶发育时岩层的产状和岩石团结程度，将碳酸盐岩古岩溶分为水平型古岩溶和褶皱型古岩溶两大类，进而根据溶岩类型将其分为水平型灰岩古岩溶、水平型白云岩岩溶和褶皱型灰岩古岩溶、褶皱型白云岩古岩溶等四种类型。为探索不同类型古岩溶储层的特征及其分布规律，在讨论了控制古岩溶储层发育的古气候、古地貌、岩性和古大地构造等条件的基础上，根据不同古岩溶类型的特点及其主控因素，归纳出了古岩溶储层分布的四种模式，并列举实例，论述了各种模式岩溶孔洞发育的类型、特征和分布规律。