川西南部须二段储层岩石学特征对孔隙发育的影响

应用岩石薄片鉴定、阴极发光及储层物性分析等手段,分析了川西南部须二段储层岩石学特征对孔隙发育的影响。研究表明:岩屑类型,石英、长石、杂基含量及碎屑粒度结构对成岩作用影响最大;石英和硬质岩屑的大量存在增加了岩石的抗压强度;长石、可溶岩屑为后期的溶蚀作用奠定了基础;塑性岩屑、杂基的压实变形充填了孔隙,破坏了储层物性;碎屑颗粒的粒度控制了岩石的抗压强度;岩石类型对储层物性的影响主要表现在岩石的碎屑组分和粒度结构对储层物性的综合影响上。     

四川盆地川中地区震旦系灯影组热液白云岩储集相

四川盆地中部(简称川中地区)上震旦统灯影组是近几年该盆地天然气勘探的重点目标之一,尤其是表生岩溶作用及其所形成的储渗空间一直是相关研究的重点。为此,以岩心、岩屑样品的岩石学特征研究为基础,结合相关微量元素、同位素和阴极发光等实验分析结果,证实灯影组白云岩中发育有基质重结晶白云岩、充填状鞍状白云石(包裹体均一化温度平均值为178.5℃、高Fe、Mn含量、~(87)Sr/~(86)Sr值偏高)和热液矿物组合(包括闪锌矿、方铅矿、黄铁矿、石英等)。进而提出该区灯影组白云岩中存在热液白云岩储集相的认识,即指由热液流体对致密基质白云岩改造而形成的由热液溶蚀孔隙、热液成因晶间孔、热液溶洞、热液扩溶缝4种储集空间构成的白云岩储集体。为有效地认识和鉴别灯影组热液白云岩储集相,从岩相学和地球化学两方面建立了鉴别标志。结论认为,该区热液白云岩储集相发育的控制因素为:(1)深大基底断裂作用;(2)热液作用强度。     

川中公山庙油田中侏罗统沙溪庙组一段储层特征及控制因素

川中公山庙油田中侏罗统沙溪庙组一段属三角洲-湖泊相沉积，目前是公山庙油田主力产油层位之一。沙一段砂岩储层主要属于低孔低渗的裂缝-孔隙型，以残余粒间孔、粒内溶孔和粒问溶孔为主要孔隙类型；常见片状、管状喉道，孔喉连通较好，分选较差，具小孔细喉的结构组合特征；裂缝是主要渗滤通道之一。该套储层是在近200Ma的地质历史中，由沉积、成岩和构造作用相互影响、综合控制形成的最终产物。     

复杂砂砾岩储集体岩相特征及识别技术——以川西北地区为例

四川盆地川西北地区普遍发育砂砾岩储集体,具有成因类型多样、成分复杂、岩石结构差异大、储层非均质性强及不同砂砾岩体识别难度大等显著特点。为准确识别砂砾岩储集体,以剑阁、九龙山、白龙场、柘坝场及文兴场等地区为研究重点,以主要发育砂砾岩储层的上三叠统须家河组三段-下侏罗统珍珠冲段为目标层段,利用岩心观察描述、分析化验及测井资料,在深入分析砂砾岩岩相与测井曲线响应特征对应关系的基础上,建立了岩相-测井相数据库,采用多种测井响应交会法和多元分析技术（包括主成分分析法、聚类分析法）识别出砾岩、砂岩、粉砂岩和泥岩等主要岩相;根据不同砾岩相之间物性和岩石结构的差异,将砾岩相进一步细分为颗粒支撑砾岩（包括碳酸盐岩砾、石英砂岩砾、粗砾、中砾、细砾）、杂基支撑砾岩和混合支撑砾岩相。分析结果表明：①采用上述方法测井解释符合率较高（符合率为81.7%）,能有效地划分储集层和非储集层;②砾岩、砂岩、粉砂岩和泥岩岩相之间易于区别,但砾质砂岩和砂岩、泥质粉砂岩和粉砂质泥岩有时难以有效区别,另外粗砾与中、细砾区分效果也较差,仅具一定参考性。     

川中地区上三叠统香溪群烃源岩热演化史模拟

川中地区在喜马拉雅期的强烈隆升和地层剥蚀作用下,大部分地区缺失了上侏罗统及以上地层.根据八角场和南充等气田典型井的泥岩声波时差分析,地层剥蚀厚度大约2 500 m.在不同岩性地层压实校正基础上,应用盆地模拟方法对163口井上三叠统香溪群的埋藏史和有机质的热演化史进行模拟计算.结果表明,川中地区上三叠统香溪群烃源岩在中侏罗世末期进入生烃门限,晚侏罗世为低成熟阶段,白垩纪为大量生烃期.到白垩纪末期,除川中北部达到高成熟晚期以外,其余大部分地区处于生烃高峰期.早第三纪以来,地层抬升和剥蚀作用导致地层温度降低,阻碍了烃源岩有机质进一步的生烃作用.     

高产气井试井压力资料异常原因分析

一些高产气井的压力恢复试井资料存在关井后期测试压力持续下降的异常现象,利用常规试井解释方法无法处理该类压力资料。在详细讨论了引起高产量、低压差气井试井压力资料异常现象的各种因素的基础上,重点对 “水击”现象及其对压力恢复测试数据的影响进行了深入分析,提出了解决该问题的技术思路和方法,并对克拉2气藏某气井试井压力资料进行了处理,其解释结果具有较高的可信度。该项研究对特殊类型气井试井异常资料处理具有重要的参考作用。     

夹层型页岩油突破及其油气地质意义——以四川盆地中部G119H井为例

近期,中国石油西南油气田公司在四川盆地中部(以下简称川中)公山庙西地区部署实施的侏罗系凉高山组夹层型页岩油重点评价井——G119H井,测试获产油20 t/d、产气0.6×10⁴ m³/d,取得了该盆地湖相夹层型页岩油的新突破。为了进一步明确四川盆地凉高山组湖相页岩油的资源潜力及勘探前景,基于G119H井所在区域的地质、地震资料,开展了凉高山组沉积地质背景、河道刻画、优质储层特征、富集模式等研究。研究结果表明：(1)凉高山组在多期湖盆迁移背景下,纵向发育多期叠置湖相页岩、三角洲前缘砂体;(2)公山庙西地区凉二段底部发育浅水三角洲前缘砂体,砂体由西南向北东推进入湖;(3)凉二段分流河道为最有利微相,岩性主要为细—中粒岩屑砂岩,平均孔隙度达6.3%,孔喉结构为小孔—微喉连通模式,可动油占比较高;(4)凉高山组夹层型页岩油分布广,具备烃源岩厚度大(超过10 m)、储层物性好、源储组合相邻匹配等有利条件;(5)该盆地内凉高山组夹层型页岩油有利地区面积约1.38×10⁴ km²,利用四川盆地现有三维地震资料刻画...     

海相页岩孔隙度GRI测定方法优化

孔隙度是研究页岩气储层最基本的参数之一，通常采用美国天然气研究所（Gas Research Institute，以下缩写为GRI）的方法测定页岩总孔隙度。为了解决GRI方法存在的样品总体积测量不准和烘干温度、粉碎粒径大小、饱和压力以及平衡时间等参数缺乏技术规范等问题，选取四川盆地荣昌地区下志留统龙马溪组海相页岩为研究对象，引入材料学科GeoPyc 1360体积测定仪和AccuPyc II 1340固体密度仪联合测量页岩总孔隙度，探讨样品烘干温度、粉碎粒径、样品洗油、饱和压力和平衡时间等因素对页岩孔隙度测定结果的影响情况。实验研究结果表明：①页岩样品孔隙度测定的最佳烘干温度为110 ℃，温度过高有可能会改变页岩孔隙结构；②孔隙度测定的最佳粒径为10.00～0.25 mm，粒径过小有可能破坏页岩的骨架结构；③高成熟页岩孔隙度测定样品不需洗油；④最佳饱和压力选择0.66～1.03 MPa，平衡时间不少于10 min。结论认为，通过对孔隙度GRI测定方法优化，实现了页岩不规则样品外观总体积的测量，给出了海相页岩孔隙度测量适宜的预处理条件和测试参数，改进后的方法可以节约钻取柱塞样的成本、缩短测定时间，并且能够满足页岩气勘探开发实验的需求。     

和田河气田石炭系沉积相特征与演化

和田河气田石炭系主要发育混合台地、碎屑滨岸和浅海(陆棚)沉积相.混合台地是区内主要沉积相,可划分出4种亚相,当台内有水下隆起时,由岸向海4种亚相发育齐全;反之,则缺失局限台地和台内滩亚相.混合台地相具有物源近、水体浅、能量较弱的特点,总体上为以细粒为主的碎屑岩和碳酸盐互层沉积,当气候干燥炎热或水体受到局限时,还可形成大量石膏沉积.碎屑滨岸相分布在石炭系砂砾岩段,划分为后滨、前滨及临滨亚相,以细粒碎屑岩为主.浅海陆棚相分布在石炭系下泥岩段,主要为泥岩夹粉砂岩.在中、晚海西运动影响下,石炭系从巴楚期、卡拉沙依期到小海子期整体表现为一次大的海侵-海退旋回,沉积环境也表现为由碎屑滨海向混合浅水台地的演化.     

气藏含束缚水储层岩石应力敏感性与产能物性下限研究

在低渗透油气田的勘探开发过程中,储层岩石的应力敏感性得到了极大的重视,应力敏感的作用与常规的速敏、酸敏、水敏、盐敏和碱敏作用一样对储层的物性变化起着重要的作用;并且直接影响了产能的物性下限.以四川盆地蜀南河包场地区气藏含束缚水储层的岩石实验分析资料为例,分析了应力敏感性研究机理、应力敏感性与物性下限的关系.通过模拟了气藏衰竭的开发过程,获知地层孔隙压力下降,即储层有效应力增加对储层有效渗透率的影响.研究表明,对于包界地区须家河组低渗气藏,其衰竭开发过程中,地层压力下降造成的应力敏感损害不超过50%,即应力敏感性为弱-中等偏弱.低渗透储层的产能界限确定必须考虑固液耦合的影响,当岩样渗透率高于0.3×10-3μm2后,渗透率损害率呈平缓下降趋势,应力敏感损害弱.