辽河西部凹陷西斜坡南段隐蔽油气藏勘探实践

针对辽河坳陷西部凹陷西斜坡南段地质条件复杂的勘探现状，从隐蔽油气藏的形成条件分析入手，运用勘探新理论和新方法，加强多学科的有机配合，树立岩性勘探的找油新理念，将勘探重点转移到寻找隐蔽油气藏中来。通过储层反演预测和勘探目标优选，取得了较好的勘探效果。     

辽河西部凹陷岩性油气藏展布特征及有利勘探区带选择

从辽河坳陷西部凹陷油气藏勘探现状分析入手,通过对西部凹陷各种类型岩性油气藏的成因研究,认为西部凹陷虽已进入高成熟勘探阶段,但岩性油藏的勘探仍具有相当的潜力。在总结各种类型岩性油藏展布特征的基础上,指出下步勘探主攻方向应由寻找构造油气藏为主向以寻找岩性油气藏为主的方向转化。根据岩性油气藏的展布特征确定了下步勘探的主攻方向:即鸳鸯沟—齐家地区、台庄—大洼断层下降盘、清水洼陷东营组、兴隆台—马圈子潜山带、西斜坡潜山带。     

辽河西部凹陷南部古近系沉积物源研究

为拓展辽河西部凹陷勘探领域,河道砂体储层被列为勘探工作重点。利用辽河西部凹陷南部地区三维连片叠前时间偏移地震资料,在层序地层格架研究基础上,应用精细地震资料解释及属性分析等技术,对西部凹陷南部古近系河道砂体分布进行研究,总结沉积物源迁移规律,为沉积相研究及目标优选提供可靠依据。     

岩性对兴隆台变质岩潜山内幕油藏的控制作用

以兴隆台潜山岩矿分析为出发点,对其岩性进行识别和分类,在不同岩性测井响应特征研究的基础上建立了测井岩性识别标准,并开展了精细的岩矿和测井储层评价。研究表明：潜山储集空间以裂缝为主,变质岩的3种岩性中,混合岩裂缝最为发育,其次为片麻岩,角闪岩最不发育,只能作为盖层;在侵入岩的3种岩性中,酸性岩裂缝最为发育,其次为中性岩,基性岩最不发育,同样只能作为盖层。该项研究成果明确了岩性在空间上的分布和组合关系直接控制了潜山内部油气的分布,对变质岩潜山勘探和开发具有一定的指导意义。     

东营凹陷现河地区沙三段下亚段储层成岩作用

东营凹陷现河地区沙三段下亚段发育湖泊相、三角洲相和浊积扇相等成因类型的砂体，地层埋藏深度变化大，成岩作用复杂。通过钻井取心、岩石薄片和扫描电镜观察等手段，研究了该区成岩作用。研究结果表明，压实作用、胶结作用、交代作用以及多期次的溶解作用是储层的主要成岩作用。其中，压实作用和胶结作用使储层原始孔隙损失较大。自晚成岩A期到晚成岩B期，因有机质成熟过程、粘土矿物转化、烃类与硫酸盐矿物的热化学氧化还原反应等造成的酸性地层水介质，使次生孔隙发育。     

辽河坳陷西部凹陷天然气成因类型与成藏模式

通过组分、同位素特征划分天然气成因类型,结合成藏条件对典型气藏进行解剖,探讨辽河西部凹陷不同成因天然气藏的成藏模式。研究认为,西部凹陷天然气以低熟煤成气和原油菌解气为主,分别以双台子地区和高升地区为典型。双台子地区原生气藏主要为东营期（35Ma）以来,沙三段中上部泥岩热解的煤成气从原油中出溶,或直接经断层运移至浅部聚集而成。高升地区菌解气藏分布于稠油层上方,主要为东营末期（24Ma）以来,原油在生物降解稠化过程中形成的生物气,经短距离运移后就近成藏。     

辽河坳陷辽中凹陷成岩作用与中深层孔隙演化

根据大量的岩石薄片、X衍射、地球化学等测试资料,对辽河坳陷辽中凹陷成岩作用及孔隙演化进行了详细研究,并在此基础上划分了5个成岩阶段:早成岩A期、早成岩B期、晚成岩A期、晚成岩B期和晚成岩C期。次生孔隙演化特点、形成机理及其与成岩演化的关系研究表明,中深层两个主要次生孔隙发育带分别对应于早成岩B期和晚成岩A期,次生孔隙的形成主要源于粘土矿物迅速演化、油气生成及超压发育。因此,辽中凹陷中深层超压区次生孔隙发育带油气藏勘探是当前乃至今后勘探的重点。     

异常低压背景下储集层成岩特征——以渤海湾盆地辽河坳陷西部凹陷南段古近系为例

应用大量压力、物性、试油测试数据,分析渤海湾盆地辽河坳陷西部凹陷南段古近系低压和异常低压对储集层成岩作用和物性的影响。当地层压力为低压或异常低压时,孔隙流体压力较小,上覆静岩压力主要由砂岩骨架颗粒承担,有时甚至出现"过压实"现象,导致储集层致密,促进机械压实作用;地层剩余压力与碳酸盐胶结物含量之间呈负相关关系,具有低压或异常低压的致密砂岩碳酸盐胶结物含量比处于静水压力—弱超压条件下的砂岩更高;低压区和异常低压区的砂体孔隙流体中含有较多的Si4+,有利于硅质胶结作用的进行;处于低压或异常低压背景下的储集层,当溶蚀作用发生时,其原始物性已经相对较差,不利于溶蚀流体的注入和溶解物质的排出,溶蚀作用相对较弱。因此,发育低压或异常低压的储集层物性较差。     

辽河坳陷清水洼陷东营组岩性油气藏形成条件及勘探前景

辽河坳陷清水洼陷深层烃源岩非常发育,厚度大,分布范围广,有机质丰度高、类型好,其中沙三段以湖相泥岩为主,为好烃源岩,油源条件优越,具备形成大中型岩性油气藏的物质基础。东营组储集砂岩发育,且以泛滥平原河流相沉积为主,其中东三段河道砂体发育,单层厚度较大,具有良好的储集性能,为岩性油气藏发育提供了有利条件。东营组各段均发育有利的局部盖层,与各层段发育的砂砾岩体构成区内良好的储盖组合。发育两种油气输导体系,即受构造作用控制形成的断裂输导体系和受沉积作用控制形成的砂岩输导体系,为油气运聚提供了通道条件。研究指出,清水洼陷的岩性油气藏可以作为下一步勘探的主攻方向。     

靖边气田北部奥陶系马五1亚段碳酸盐岩成岩作用及其孔隙结构特征

靖边气田碳酸盐岩储层原始沉积以泥微晶灰岩为主,物性极差而难以成为储层。其储集性能主要源于后期复杂成岩作用的影响,经历了不同类型的成岩作用,对应的孔隙结构复杂多样,这为有利储层的预测带来很大困难。采用铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、物性和高压压汞等分析测试资料,综合研究了靖边气田北部马五₁亚段碳酸盐岩储层的成岩作用类型,及其形成的储集层微观孔隙结构特征。研究表明,马五₁亚段储层主要经历了机械压实和压溶作用、胶结充填作用、溶蚀作用和交代作用等成岩作用类型,并形成了白云石+石英+高岭石胶结-溶孔型(Ⅰ类)、白云石+方解石+石英胶结-溶孔型(Ⅱ类)、白云石+方解石胶结-晶间孔型(Ⅲ类)和方解石胶结-致密型(Ⅳ类)等4类储层。其中Ⅰ类储层内孔隙类型较单一,孔喉分选较好,有效可动喉道体积比例大,排驱压力和中值压力最小,为优势储集层;而Ⅳ类储层大-中孔隙基本被方解石充填,发育的孔喉基本没有渗流能力,储集性最差。     

靖边气田马五1＋2古岩溶气藏储层连通性研究

靖边气田马五1 2气藏储层成层连片次生溶蚀孔、洞、缝发育,古沟槽和致密带广布,储层非均质性严重,尤其古沟槽和致密带分布、储层连通状况等与气田开发密切相关。综合地震、地质、测井等信息,考虑沉积、成岩、地貌、生产动态等多因素,在古沟槽识别和致密带研究基础上,结合井间干扰、油层压力变化和试井边界响应分析,按照局部、就近原则对马五1 2气藏进行了储层连通性研究,对连通体进行了识别。确定连通体分布一方面受控于被致密岩相包围的有利成岩相带,宏观上与弱—中等充填泥粉晶云岩对应性好;同时受各级古沟槽夹持,在2个一级古沟槽之间往往共生多个连通体,而连通体又严格地受二级或三级古沟槽切割控制。连通体问题的研究将能够直接指导马五1 2气藏生产,对于类似气田也具有很好的借鉴和指导意义。     

靖边气田南部奥陶系马五1+2亚段储集层成岩演化特征

鄂尔多斯盆地奥陶系马五₁₊₂亚段天然气储量丰富,是靖边气田奥陶系油气勘探的重点层系,其储集层成因和孔隙结构复杂,受多期成岩作用的控制。基于钻井岩心、薄片和储集层物性资料,分析总结了靖边气田南部奥陶系马五₁₊₂亚段储集层成岩作用及其孔隙演化特征。研究结果表明,靖边气田南部奥陶系马五₁₊₂亚段发育一套局限—蒸发台地的白云岩储集层,以膏溶孔和溶缝为主要储集空间,整体为低孔低渗的微裂缝-孔隙型储集层。储集层在形成过程经历了多种成岩作用,包括白云石化作用、压实压溶作用、胶结充填作用、表生岩溶作用、交代作用、构造破裂作用等。其中,同生—准同生期高盐度海水环境下发生的白云石化作用及石膏沉淀,为加里东运动表生成岩期溶蚀作用和微裂缝的发育奠定了有利条件,是储集层形成的物质基础;加里东运动表生成岩期大气淡水对石膏结核的溶蚀以及微裂缝的扩溶改造大幅提升了储集层孔渗性能,是储集层形成的关键;埋藏成岩期孔隙流体的石英和方解石胶结充填使得早期孔隙有所减少,表现为破坏性成岩作用。此外,晚成岩期的构造活动也产生了少量开启微裂缝,提高了局部孔渗性能,最终形成以膏溶孔和溶缝为主的储集空间,以微（溶）裂缝为主要渗滤通道的白云岩储集层。     

靖边气田延长稳产期的地面集输工艺技术

靖边气田经过十多年的开发建设,气藏资源和地层能量迅速衰竭,部分气井井口流动压力已不能满足气田正常生产需求。为了保证靖边气田55亿m3/a的生产规模,实现气田长期稳定、高效开发,在原有常温地面集输工艺的基础上,又研究试验了上、下古气藏合采地面集输工艺及整体增压地面集输工艺。文章介绍了这三种延长稳产期的地面集输工艺技术。     

靖边气田马五段碳酸盐岩层序地层研究

鄂尔多斯盆地聚集了丰富的石油天然气资源,靖边气田就是该盆地发现的特大型气田。储集层类型为下古生界奥陶系古风化壳型,其主力含气层为马家沟组第五段。吸收了前人关于储层地质方面研究的大量成果,从高分辨率层序地层学的角度,研究奥陶系马家沟组马五,一马五,亚段风化壳储层,并展开以准层序级别的层序地层格架分析研究,在此基础上探讨了高分辨率层序地层格架中风化壳的储层特征和天然气藏聚集模式。     

靖边气田上、下古气藏合采地面集输工艺

靖边气田经过十多年的开发建设,气藏资源和地层能量迅速衰竭,为保证靖边气田稳产规模,研究试验了上、下古气藏气合采地面集输工艺,工艺主要采用了井下节流、单井中低压串接、井口不注醇、集气站大压比增压等技术。通过采用该工艺,技术难度大幅度降低,实现了中低压集气,降低了地面系统运行压力,同时地面投资大幅降低。该工艺技术的试验及实施,为苏东南20×108 m3/a上古气藏天然气,10×108 m3/a下古气藏天然气规划及靖边气田稳产提供了一种新思路及技术支持。     

建南气田飞三段储层成岩作用研究

以建43井为例,研究了建南气田三叠系飞三段储层的成岩作用及特点,其中白云岩化作用、溶蚀作用和构造破裂作用对储层贡献较大。其成岩序列为藻粘结、泥晶化→一世代胶结→大气淡水溶蚀→二世代粒状胶结→新生变形→压实压溶→白云岩化→早期张裂缝及充填→构造挤压作用→埋藏溶蚀Ⅰ→进油→白云石、萤石充填、石英充填交代→油演化为沥青→埋藏溶蚀Ⅱ→晚期张裂缝→进气;主要经历了海底(潮间)环境、大气淡水环境、浅埋藏和深埋藏环境。白云石晶体、二世代粒状胶结物、萤石被溶蚀、压性裂缝发育以及孔隙无明显变形是埋藏溶蚀的主要识别标志。     

普光气田飞仙关组成岩作用对滩相储层的影响

通过对野外露头剖面、岩心和镜下薄片分析,探讨了普光气田飞仙关组成岩作用对滩相储层的影 响。根据飞仙关组各种成岩环境中不同成岩作用过程与储集空间之间的相互关系,可将普光气田飞仙关 组的主要成岩作用划分为：①破坏性成岩作用,如胶结作用等;②建设性成岩作用,如白云石化作用和溶 解作用等。区内研究层段中的滩相储层在经过多期胶结作用的改造后,原生孔隙和部分次生孔隙基本消 失;混合水白云石化作用和埋藏溶解作用可形成以粒内溶孔、粒间溶孔及晶间溶孔为主的储集空间,对滩 相储层中次生孔隙的产生具有重要的影响作用。     

水平井水力喷射分段改造工艺在靖边气田的应用

靖边气田从2006年开始广泛采用水平井,到2011年3月已完钻水平井20口,其储层的改造方式以笼统酸压为主,通常采用水平段连续油管拖动布酸+油管酸压,该工艺对短水平段水平井效果较好,但对长水平段水平井的储层改造针对性不强,其水平段中物性相对较差储层得不到有效改造。为此,针对长水平段水平井开展了水力喷射分段改造施工,该工艺是一种利用水射流独特性质的储层改造技术,结合了水力射孔和水力压裂技术,能够沿着水平井横向在多个位置独立连续改造而不使用任何机械密封装置。2010年靖边气田在5口水平井上进行了试验施工,以储层的深度改造为目的,Φ１１4．３ ｍｍ筛管内完成7段分段压裂,Φ１３９．７ ｍｍ裸眼井段中10段分段压裂,大大缩短了作业周期,减轻了劳动强度。现场应用结果表明,水力喷射分段改造施工在靖边气田具有较强的适应性,单井产量均得到大幅度提高,可大规模推广使用。     

鄂尔多斯盆地西部奥陶系古油藏油源对比与靖边气田气源

岩心观察和镜下薄片鉴定表明,鄂尔多斯盆地奥陶系孔洞缝储集体中普遍存在沥青,平面上主要分布在盆地中西部地区,剖面上主要集中在桌子山组顶-克里摩里组和乌拉力克组。成层富集的沥青揭示出研究区存在3类古油藏:克里摩里组顶部孔洞型、桌子山组顶部孔隙型和乌拉力克组裂隙型。应用生物标志化合物进行油源对比,证实古油藏的油源为盆地西南缘的平凉组海相泥页岩;结合天然气碳同位素、黄金管热模拟实验、构造沉积演化史、成藏史及地质背景研究,认为中央古隆起东西两侧奥陶系储层中天然气的气源岩为平凉组海相泥页岩;侏罗纪-早白垩世,平凉组泥页岩生成的油气向中央古隆起区带运聚形成古油藏;晚侏罗世-古近纪,古油藏裂解生成的天然气向盆地北东方向的构造高部位进行区域性运移,形成群体性潜山风化壳大气田--靖边气田。     

气藏采收率影响因素研究与启示——以靖边气田A井区为例

以鄂尔多斯盆地靖边气田A井区为例,采用单因素相关分析和数值模拟方法,对比研究了井网控制程度、储层物性及地层废弃压力对气藏采收率影响及其主次关系。结果表明,井网控制程度是影响采收率的首要因素,井网控制程度每增加10%,采收率提高8.5%;渗透率是影响采收率的重要因素,渗透率每增加10%,采收率平均增加6%;废弃压力对采收率亦有较大影响,废弃压力每降低10%,采收率可提高1.6%。三者对采收率影响综合排序为：井网控制程度>储层物性>废弃压力。分析认为,渗透率是储层固有属性,很难从根本改变;而废弃压力受井口外输压力和增压开采成本制约,降低幅度有限。因此,优化井网及增加井网控制程度是提高气藏采收率的有效途径。研究成果具有实践意义,可为改进气田开发方式和提高气藏采收率提供参考。