岩石热解热失重法计算砂岩储集层含油饱和度

含油饱和度是储集层解释评价中一项非常重要的参数,可为储集层解释评价提供数据支持。以岩石热解录井技术为基础,通过对多口井的岩心、井壁取心的岩石热解分析,利用地化样品热解前后的质量变化,推导出砂岩储集层的含油饱和度公式,该方法操作简单,只要在进行岩石热解分析时将分析前和分析后的质量用天平称出即可,然后通过前后质量的差值计算出含油饱和度。实例证明,热失重法与室内分析含油饱和度的原理相同,与测井、核磁录井测定的含油饱和度数值接近,该方法是一种既经济、又快速的计算砂岩储集层含油饱和度的方法。岩石热解录井热失重法计算含油饱和度方法可以填补岩石热解录井在储集层物性分析中对含油饱和度计算的空白与不足,对于提高录井储集层解释评价水平具有重要的实践意义。     

准噶尔盆地M地区低含油饱和度砂岩储层含油非均质性特征

准噶尔盆地M地区三工河组二段是典型的低含油饱和度砂岩储层,纵向上砂岩体内部含油非均质性强,四性关系不明,增加了储层有效性评价和流体识别的难度。利用试油结论、含油级别描述、岩石薄片、高压压汞及测井数据等资料,分析含油非均质性并划分含油条带,厘定了不同含油条带与其岩性、物性、电性响应的关系。结果表明：三工河组二段内单一砂岩体中不同含油级别的条带频繁互层,依据试油结果及含油级别信息可划分出3大类、5小类含油条带(Ⅰ₁、Ⅰ₂、Ⅱ₁、Ⅱ₂类和Ⅲ类)。其中,Ⅰ类条带以纯净细砂岩和粗砂岩为主,结构成熟度高,孔喉半径大,孔隙度大于11.0%,渗透率大于7.0mD*;Ⅱ类条带细砂岩和中-细砂岩居多,孔隙度为6.0%～11.0%,渗透率为0.2～7.0mD;Ⅲ类条带多为细砂岩(含灰质/泥质/粉砂质),孔隙不发育。针对条带间物性和流体差异通过声波时差和深感应电阻率曲线识别,其中,Ⅰ类条带声波时差大于68.5μs/ft*,Ⅰ₁类深感应电阻率为14.0～18.5Ω·m,Ⅰ₂类深感应...     

储层含油性热解评价方法

根据某盆地热解数据建立的储层含油性热解评价标准可将借层定性分为油层、油水同层、含油水层和干层(或水层)等。热解参数除与地质油气显示级别具有良好的对应关系外,还可通过变异系数、有效油层厚度系数描述油层的非均质性。     

莫里青断陷油水层综合解释评价方法及其应用

双阳组二段是莫里青断陷的主力油层,属中质油特征,为进一步提高综合解释符合率,开展了岩石热解录井、测井资料的综合应用研究,通过岩心分析的含油饱和度与岩石热解分析参数P_g的相关性分析,求取了不同岩性岩屑样品计算含油饱和度的烃类恢复系数,为储集层含油饱和度的计算提供了方法,同时建立了含油饱和度与有效孔隙度综合解释评价图板和标准,经21口井现场实际应用表明,油水层解释符合率达到93%,为精细评价储集层的含油性提供了依据。     

储层原始含油饱和度评价新方法研究

毛管压力曲线是用来评价储层孔隙结构和储层原始含油饱和度的最有效的方法。通过对毛管压力曲线形态特征的深入分析,提出了一种利用砂岩渗透率逐点构造毛管压力曲线的新方法,该方法适合于各种不同类型岩石的毛管压力曲线的构造。利用构造的毛管压力曲线实现对油藏原始含油饱和度的连续评价,与测井解释的含油饱和度相比,计算结果的绝对误差为1.46%,相对误差2.5%。     

复杂岩性储层原始含油饱和度解释新方法

由于特殊的大地构造、沉积背景以及火山作用的影响,海拉尔-塔木察格盆地下白垩统目的层储层以扇三角洲砂砾岩为主,并含有不同程度火山碎屑成分,导致储层孔喉结构复杂、岩石电学性质复杂,原始含油饱和度表征难度大。根据孔隙度渗透率关系,将研究区储层归成砾岩、凝灰质砾岩、砂岩、凝灰质砂岩等4个类;结合沉积规律建立了基于物源-沉积相带的复杂岩性储层识别方法,实现了凝灰质砂砾岩岩性识别及孔隙度、渗透率解释;以毛细管压力求取原始含油饱和度理论为基础,利用地层压力数据预测自由水面,采用J函数法确定不同岩性的回归系数,实现了凝灰质砂砾岩原始含油饱和度计算。利用密闭取心井分析的含油饱和度进行验证,两者具有很好的相关性且变化趋势一致,并与试油和动态数据相符。     

油水同层型致密油原始含油饱和度实验测定新方法及实例应用

探讨了保压取心岩心分析与核磁共振实验等常规实验方法在测定油水同层型致密油原始含油饱和度中的缺陷,对比了岩心含油饱和度与原始含油饱和度差异,明确了实验求取原始含油饱和度的关键为岩心离开地下原始状态后流体压力释放引起的挥发以及温度变化引起的散失。通过设计挥发性物理模拟实验与密度系数校正,以松辽盆地南部白垩系泉四段致密油密闭取心井位X井储层样品为实例,恢复了原始含油饱和度。实验结果显示,研究区最终原始含油饱和度平均值为43.1%,主要分布在40%～50%之间,相比密闭取心样品抽提含油饱和度平均值23.3%以及分布在10%～30%之间提高了20%。     

砂岩储层原始含油饱和度的求取与发展

采用油基泥浆取心或压力密闭取心直接测定样品的含流体饱和度是目前最准确的方法,也是建立其他间接方法的基础,但在中一低砂岩渗透储层领域,这种直接取心测定工艺技术却出现了问题.研究和改进用密闭取心样品直接测定原始含油饱和度的工艺、创新和开发用普通岩心(包括岩屑、井壁取心)测定含流体饱和度的技术和方法,以准确的岩心分析合流体饱和度数据标定建立地球物理测井和实验油藏工程等间接计算方法是今后研究砂岩储层油藏原始含油饱和度的发展趋势.     

油层最小含油喉道半径确定方法及应用——以松辽盆地北部扶杨油层为例

由于工程条件及施工费用等因素,最准确求取油藏原始含油饱和度的油基泥浆或密闭取心方法不能普遍使用,一般采用压汞毛细管压力曲线方法间接确定,而最小含油喉道半径是间接计算原始含油饱和度的关键参数.所以,确定砂岩油藏的储层最小喉道半径对于间接计算油藏原始含油饱和度、认识油藏的油水分布及评价油藏和研究成藏动力等都有着非常重要意义.采用实际密闭取心样品分析的原始含油饱和度资料,反求最小含油喉道半径的方法,其可靠性、实用性要好于其他方法.指出了过去用毛管压力曲线间接求取油层原始含油饱和度的3种常用方法存在的不足.计算了松辽盆地北部扶杨油层最小含油喉道半径主要在0.11～0.21 μm.激光共聚焦扫描显微镜下对储层孔隙中原油形态观察,提供了最小含油喉道的直接证据,最后利用最小含油喉道半径研究了成藏动力.     

利用核磁共振技术研究岩心含油饱和度恢复

在岩心核磁共振含油饱和度测量过程中,岩样从地下提取到地面的过程中由于压力释放等原因改变了岩样的地层原始状态,使得岩样中的流体有部分损失,造成测量饱和度的不准确.通过对样品的浸泡时间、弛豫试剂浓度的研究,确定了最佳浸泡时间及弛豫试剂浓度,引入了原油系数对损失油相信号进行修正,在国内外首次提出了核磁共振3次测量方法,建立了损失量与样品渗透率及样品含油饱和度实测值的关系,恢复后的含油饱和度更加接近储层真实值.     

柴达木盆地游园沟油田中浅层油藏四性关系研究

游园沟油田中浅层N1油藏基本为一三角洲前缘亚相沉积体系,储层岩性主要以细砂岩和粉砂岩为主,含砾细砂岩和泥质粉砂岩次之;储层岩相、岩性、物性的差异控制了油藏的富集程度,在岩性、岩相相同的情况下,含油性主要取决于物性的好坏。通过对测井、测试、岩心分析化验资料及水分析资料等的整理及储层四性关系的研究,建立了测井资料处理解释模型,确定了N1油藏有效厚度划分标准及油气水解释标准,提高了油气水解释的符合率,对相邻构造的油气水解释也有重要指导意义。     

上畛子地区长6储层有效厚度下限研究

通过对岩心分析、试油以及地质、地球物理测井等资料的研究,应用含油产状法、经验统计法、压汞参数法、测井参数法确定了鄂尔多斯盆地上畛子地区长6储层的厚度下限。结果表明:上畛子地区长6储层岩性下限为细砂岩,含油性下限为油迹;物性下限:孔隙度为7%,渗透率为0.1×10~(-3)μm~2;电性下限电阻率为20Ω·m,声波时差为220μs/m,含水饱和度下限为60%。     

西藏比如盆地下白垩统烃源岩特征

比如盆地下白垩统多尼组以海陆过渡相沉积体系为主,发育典型三角洲相沉积构造。通过对残留盆地不同部位观测点数据统计、样品测试与分析,认为多尼组烃源岩累计厚度巨大,有机质类型以Ⅱ1型与Ⅲ型为主,有机质丰度较高,TOC主峰分布在0.40%~1.20%;有机质R_o主峰分布在2.00%~5.00%,处于高-过成熟演化阶段。对多尼组烃源岩热演化指标R_o偏高的原因进行探讨,初步认为特提斯构造域独特的构造演化背景下,中生界的褶皱、堆垛加厚,以及燕山期-喜马拉雅期岩浆、热液等方面作用引起的中生界区域变质作用与局部构造变质作用,是导致中生界有机质高演化及其出现演化程度地区性差异的重要因素。由此提出,青藏高原油气勘探与评价应注重喜马拉雅期构造演化对油气富集与保存的研究。     

顺宁油田低渗透砂岩储层沉积特征与控油因素

延长组长 2油层组为顺宁油田的主要产层,含油部分主要位于长 2¹油层,为典型的低渗透砂岩油层,由分流河道及分流间湾沉积组成,分流河道由北东向东南再向西南弯转,由主体、侧体及边部三部分组成,主体部分物性好,为油气主要聚集场所.长2^1-1油层分布广泛,含油厚度大,长2^1-2油层则分布局限,油层薄,二者同处一个油水系统,由主体向两侧由均匀-不均匀含油过渡到不均匀-斑状含油直至微含油.油水分布主要受相带、构造和砂体厚度等因素控制.     

中国各类陆相盆地斜坡区大中型岩性型油气田形成特征

我国陆相含油气盆地斜坡区大中型岩性型油气田主要发育于4类盆地之中:a)陕甘宁中生界稳定克拉通盆地具有中等油气资源丰度,盆地东北部的大型河流-三角洲砂体成为大型汇烃系统,将西南部生烃中心的油气源源不断地导向盆地东北部,在燕山Ⅳ幕东部强烈隆升改造作用下,呈南北向展布的盆地东北部三角洲砂体向东尖灭,形成大中型岩性油气田;b)松辽盆地为晚白垩世大型热衰减坳陷盆地,具有高—特高油气资源丰度,东部斜坡区发生反转掀斜改造,使纵向叠置、呈径向展布的大中型三角洲砂体与区域性断层及深部隆起复合形成大中型岩性-断层型油气田;c)准噶尔、川西、塔里木等中新生代大型前陆盆地,主力凹陷常发育大中型汇烃单元,且具有中等油气资源丰度,其斜坡区发育呈径向展布的一系列中小型裙边状扇体,配合斜坡区的大型古隆起背景、地层超覆尖灭和断层,形成大中型岩性型油气田;d)我国东部中新生界张性断陷盆地构造分割性极强,以发育小型汇烃单元为主,在具有高—特高油气资源丰度的凹陷,其斜坡区坡折带纵向叠置的大型扇三角洲及水下冲积扇体,与断层、火山岩体、泥底辟等叠合形成大中型岩性型油气藏.      

低勘探程度盆地致密油气有利区预测技术在鸡西盆地的应用

针对低勘探程度盆地资料少、致密油气有利区预测难度大等问题,通过对国内外典型致密油气盆地油气聚集机理分析,研究成藏主控因素,形成了低勘探程度盆地致密油气有利区预测理论和流程,并提出相关标准。研究表明,油气生成、储层物性和构造稳定程度直接控制致密油气形成和分布。致密油气分布有利区标准为:存在有效烃源岩,进入生烃门限,且地质历史时期生烃强度下限为7×10⁸～10×10⁸m³/km²,与烃源岩剖面紧邻的储层地表渗透率在1.00 mD以下,区域地层倾角在4 °以下且断裂不发育。鸡西盆地城子河组地层具有有效生烃能力,源储相邻,致密砂岩储层中已有油气发现,具有致密油气远景。根据生烃、储层和构造背景综合分析,致密油气有利区分布在坳陷区附近,面积约为291.3 km²。该方法符合成藏机理且有可操作性,可为类似低勘探程度盆地致密油气勘探提供参考。     

鄂尔多斯盆地长73亚段页岩油可动烃资源量评价方法

鄂尔多斯盆地长7₃亚段发育一套富有机质泥页岩夹薄层粉—细砂岩的细粒沉积,具有整体生烃、普遍含油的特征。明确不同类型细粒沉积的含烃量、赋存状态、烃类组分等,对于该类型页岩油资源潜力分析和甜点优选具有重要意义。基于CY1井长7₃亚段岩心系统测试分析,运用多粒级多极性分步抽提方法,对黑色页岩、暗色泥岩、粉砂岩、细砂岩等4种细粒沉积岩石类型开展可动烃研究,评估了盆地长7₃亚段页岩油的可动烃资源量。结果表明,多粒级多极性分步抽提分析不同类型细粒沉积在不同粉碎条件下（1 cm³、0.5 cm³、150目）的含烃量及其组分,单位抽提量大小顺序为细砂岩>黑色页岩>粉砂岩>暗色泥岩,步骤1、步骤2抽提可溶有机质以轻质—中质组分为主,属于可动烃;步骤3和步骤4抽提可溶有机质为不可动烃。实验结果表明长7₃亚段黑色页岩、暗色泥岩、粉砂岩和细砂岩的可动烃量分别为3.35 mg/g、1.45 mg/g、3.28 mg/g和4.48 mg/g。对城80井区220 km²长7₃亚段页岩油可动烃资源量进行评价,初步评价结果为（0.37~0.51）×10⁸ t。鄂尔多斯盆地长7₃亚段页岩油有利分布面积约为1.5×10⁴ km²。通过类比分析,评价其可动烃资源量为（25~35）×10⁸ t,该类型页岩油有望成为盆地石油勘探新的接替领域。     

遵义后坝奥陶系红花园组油苗岩石轻烃特征分析

遵义后坝奥陶系红花园组生物碎屑灰岩中发现油苗和沥青,经过气/源岩、沥青/源岩对比,震旦、寒武及奥陶系产层轻烃C₆₊₇结构组成基本一致,奥陶系含油苗灰岩轻烃星图与震旦系泥岩、寒武系沥青砂岩星图较为相似,显示红花园组油苗主要来源于震旦系和下古生界过成熟或高成熟海相烃源岩,油气经历了较长距离的运移,得以在奥陶系中保存下来。这对评价该地区油气前景有重要意义,预示着可能存在一套特殊的含油气组合,存在以O₁h古风化壳储集层为目的层的勘探领域。在兴文—叙永一线以西地区现今下古生界储盖组合保存良好,在适当的构造圈闭中可形成油气藏。志留系和二叠系产层轻烃C₆₊₇与震旦系、寒武系及奥陶系等产层轻烃C₆₊₇明显有别,星图对比性差,表征它们之间成烃母质或沉积环境均有不同。      

西藏--我国西部21世纪新的油气资源接替区

根据西藏地区区域地质构造和油气地质特征，从含油气区及其含油气盆地分析着手，论述其含油气性。立足西藏地区油气成藏条件的特殊性，将西藏地质划分为柴达木(及边缘)、巴颜喀拉、羌塘一昌都、冈底斯、喜马拉雅等5个含油气区，并讨论了构造复杂地区油气资源评价的基本思路，提出含油气实体(盆地、残盆、构造残块、沉积残体)的概念，作为西藏地区油气资源评价的基本单元、油气勘探对象和评价核心。分析了西藏地区主要盆地的生烃量、远景资源量，并结合油气成藏的其他地质因素，特别是油气保存条件，对主要盆地油气远景进行论证，计算结果表明，该地区总石油资源量约90亿吨，展现了地区的美好油气勘探前景。提出羌塘盆地应作为西藏地区油气勘探首选实体，措勤、比如、昌都、岗巴一定日等盆地应作为勘探远景实体。     

玛页1井风城组页岩含油性与烃类赋存状态

页岩含油性评价以及烃类赋存状态是页岩油甜点评价与优选的关键,以玛页1井下二叠统风城组页岩为研究对象,通过岩石热解、多温阶热解、X射线衍射等分析方法,开展页岩含油性评价以及烃类赋存状态研究,在此基础上开展风城组页岩油甜点层优选。研究表明,玛湖凹陷风城组页岩主要为3类岩相组合,风二段烃源岩品质相对最好,风一段烃源岩品质一般,风三段烃源岩品质相对较差,有机质显微组分以镜质组和惰质组为主,处于成熟阶段,具备良好的页岩油物质基础,纵向上风城组页岩可划分为6个含油性较好的甜点层,风二段顶部以及中部纹层状长英质页岩发育段的含油性最好,烃类赋存状态主要为游离态,游离油占总油80%以上,游离油主要赋存于粒间孔和层理缝中,呈连续分布状,具备较好的含油性基础和可动资源前景,研究成果为风城组页岩油下一步的勘探部署与有效开发提供理论依据和技术支撑。