有效储层基质物性下限确定方法

确定有效储层物性下限是储层评价和储量计算的核心,受多种因素影响,使得结果本身存在较大的随机性和不确定性。根据对国内外油气田评估的实践,统计分析多个国内外油气田的物性下限值,借鉴和总结多种方法,并对其适用条件进行认真分析,为确定储层物性下限提供了广泛的参考基础。利用试油试采资料对建立的储层物性下限标准进行验证,作为判断储层物性下限值的合理性提供一种依据,也为下一步勘探开发奠定可靠的地质基础。     

多层合采气藏井底压力响应模型通解

为了提高单井产能和降低生产成本,许多生产井都是按多层合采方式进行生产的。多层气藏的开采规律有别于常规气藏,研究其井底压力变化规律对开发此类气藏具有重要的意义。为此,在分析研究多层气藏渗流机理的基础上,建立了以单井为研究对象的多层气藏渗流数学模型;然后通过拉氏变换对该数学模型进行求解,获得多层合采气井拉氏空间井底压力动态响应数学模型;通过Stephest数值反演技术获得真实空间下的井底压力响应解,通过编制计算机程序,获得了井底压力动态响应曲线,从而分析了响应特征及其影响因素,进而研究了分层流量剖面的变化规律。该研究成果对合理、高效开发多层气藏具有指导意义。     

温米油田储层流动单元研究

在时间地层单元划分和对比基础上 ,开展沉积微相分析 ,研究储层结构特征和储层的宏观连通关系。然后分析储层成岩作用和非均质特征 ,划分出成岩储集相和岩石物理相。细分储层渗流屏障类型和研究其分布规律 ,确定流动单元 ,最后建立流动单元分布模型。研究表明温米油田三间房组含油储层可细分为 4类流动单元 ,它既表征出了液体流动特征 (快慢、方向、部位 ) ,又为井位调整 ,生产动态控制及挖潜等提供了地质依据     

致密砂岩储层成岩相及孔隙演化过程——以川中北部地区沙二1亚段为例

为查明川中北部沙溪庙组沙二1亚段致密砂岩储层的演化历程,通过铸体薄片鉴定、扫描电镜观察、阴极发光、常压物性测试等方法,在明确储层特征的基础之上,对沙二1亚段河道砂岩成岩作用类型及时序进行了厘定,引入定量成岩参数对成岩相类型进行了细分,并通过增、减孔曲线叠加的方法对不同成岩相的砂体孔隙演化历程进行了恢复.结果表明:1)川...     

对大川中地区上三叠统须家河组二、四、六段砂岩沉积相的再认识

学界对四川盆地晚三叠世须家河期沉积相的认识一直存在较大分歧,观点颇多。为此,基于露头剖面观察、取心井精细描述、单井剖面分析、实验室薄片鉴定,结合大量测井资料的研究应用成果,综合研究后认为：四川盆地大川中地区须二段砂体为滨浅湖砂体,河流相砂体分布在龙岗-旺苍以北、广安以东的区域,川中西部-川西北部地区有海侵影响,形成质纯的石英砂岩;须四段、须六段沉积期,除营山-八角场、广安-河包场地区须四段及须六段下部发育三角洲分支河道外,其余大部分地区为河流入湖砂体在湖岸线不断进退、湖面总体扩张的背景下经湖流、波浪再改造、再分配形成的滨浅湖滩坝砂体。结论表明：①在川中南部地区由于受雷口坡期古凸起的影响,在该凸起区缺失须一-须二段下部地层;②受湖流运动方向影响,湖盆中的砂体在川中南部地区呈北东向展布,而在川中北部地区则呈近东西向展布;③滩坝砂体主体分布区是优质孔隙性储层的发育区。     

裂缝性储层的地震响应特征——以川中地区致密砂岩储层为例

为了提取裂缝性储层在不同地震剖面上的地震响应特征,利用相干分析方法得到了裂缝性储层发育区的裂缝识别标志。首先用模型正演方法设计符合研究区地质实际的裂缝性储层地质模型,以此建立研究区主频条件下的地震模型,总结裂缝发育区常规剖面上的地震响应特征;而后对地震模型进行相干性分析,得到了相干剖面上裂缝发育区的识别标志,对比发现相干分析的识别标志和常规剖面的地震响应特征是相吻合的,而且特征更明显、响应更清晰;最后通过钻井证实该区域裂缝发育带的存在,有效证明了相干分析方法在识别、预测裂缝发育带上是可靠的、科学的。     

泸州区块龙一14小层页岩气勘探开发潜力

为了明确泸州区块龙马溪组龙一₁⁴小层页岩储层特征及勘探开发潜力,实现川南龙马溪组页岩纵向立体开发,将泸州区块龙一₁⁴小层划分为a、b、c 3个单层,对各单层页岩厚度、有机质丰度、矿物组分、物性特征、储集空间类型及含气性特征进行分析。结果表明:泸州区块龙一₁⁴小层I类储层平均厚度为35.6 m,分布面积约为1 900 km²,地质资源量超过8 000×10⁸m³,具有良好的勘探开发前景。其中,b单层页岩储层厚度大于20 m,TOC平均值大于2.5%,脆性矿物含量大于55%,孔隙度平均值为4.9%,含气量平均值为4.5 m³/t,展示出优越的储层条件。龙一₁⁴小层b单层页岩储层相较于现阶段主产层龙一₁¹小层,具有更高的黏土含量和无机孔占比,在开采过程中需采用科学的压裂工艺和闷排措施,以取得更好的开发效果。研究成果将为拓展页岩气勘探开发层位,提高泸州区块龙马溪组页岩气资源动用程度提供技术支撑。     

川东地区开江—梁平海槽南段飞仙关组鲕滩储层特征及主控因素

开江-梁平海槽中-北段飞仙关组鲕滩气藏勘探已在多个区块取得重大突破,而海槽南段的勘探进展有限,其储层面貌及分布的控制因素不明确。基于录井、岩心、岩石薄片和碳、氧、锶同位素、主量与微量元素等测试资料,根据矿物组成、晶粒大小和孔隙成因类型,在开江-梁平海槽南段飞仙关组鲕滩识别出粒间孔型鲕粒灰岩（A型）、铸模孔型鲕粒灰岩（B型）、粒间溶孔型鲕粒白云岩（C型）、铸模孔型鲕粒白云岩（D型）、细晶白云岩（E型）和粉晶白云岩（F型）6种储集岩类型以及鲕粒灰岩储层、鲕粒白云岩储层和晶粒白云岩储层3类储层。鲕粒灰岩储层分布在台缘带和台内。台缘带鲕粒灰岩储层岩石类型为粒间孔型鲕粒灰岩,储集空间以残留粒间孔为主;台内鲕粒灰岩储层岩石类型为铸模孔型鲕粒灰岩,储集空间主要为铸模孔或粒内溶孔。鲕粒白云岩储层仅发育在台缘带,储集岩类型为粒间溶孔型鲕粒白云岩或粒间溶孔型鲕粒白云岩与铸模孔型鲕粒白云岩的组合。晶粒白云岩储层仅在台缘带发育,储集岩类型为细晶白云岩或粉晶白云岩,储集空间以晶间孔为主。飞仙关组鲕滩储层整体为低孔、低渗,鲕粒白云岩储层与晶粒白云岩储层、细晶白云岩与粒间溶孔型鲕粒白云岩的储集物性相对较好。组构选择性溶蚀作用和同生成岩阶段-早成岩阶段中等盐度海水主导的渗透回流白云石化作用是飞仙关组鲕滩储层与储集岩类型多样化及其分布规律的主要控制因素。     

五宝场上三叠统须家河组构造-沉积体系

川东北五宝场地区的构造和断层系统从印支早期到喜山晚期经历了雏形、埋深、形成和改造4个阶段,形成了现今向西南突出的构造样式。通过岩心观察、野外剖面、测井曲线识别,认为研究区须家河组主要发育湿地扇、辫状河、辫状河三角洲、湖泊4种沉积体系,须家河组主要为辫状河一辫状河三角洲平原环境,在川东北地区构造发展演化过程的基础上,分析得到须家河组的沉积体系在平面上受构造控制作用明显的结论。     

四川盆地龙岗东地区长兴组生物礁储层多期流体充注及油气成藏过程

基于四川盆地龙岗东地区长兴组礁滩储层的充注序列、流体包裹体、激光拉曼分析,对比潜在烃源岩生物标志化合物,认为长兴组储层存在多期流体充注,充填序列包括:第一期次方解石→沥青→第二期次方解石;沥青→萤石→石英→第二期次方解石等。第一期次方解石代表浅埋藏环境中正常地层流体充注;储层沥青来源于龙潭组烃源岩;萤石、石英具有异常高温,代表热液流体充注,含沥青包裹体(含油包裹体的裂解产物)富集表明热液流体充注与龙潭组生烃时期匹配;第二期次方解石代表中—深埋藏中正常地层流体充注,表明总体具有3期油气充注阶段:第一期为早侏罗世中—晚期(约190～175Ma)的少量龙马溪组天然气充注,对应长兴组地层温度约为110～130℃。第二期为中侏罗世到晚侏罗世早期(约175～160Ma)的龙潭组生油高峰期充注,形成大量含油包裹体,伴生大量含甲烷气—液两相包裹体,地层温度为130～140℃。第三期为早白垩世中晚期—晚白垩世中期(约120～90Ma)的原油裂解成气过程(地温超过160℃),伴生大量储层沥青。关键充注时期的逆断层活动是后期保存条件被破坏的主要原因。