页岩油资源规模分布模型及敏感性研究

评价非常规油气资源一般采用类比法、统计法和成因法,在不断创新评价方法的同时,如何将常规油气资源评价方法改进,并应用于非常规资源评价是目前研究的一个重点和难点。以井为单元,将单井估算最终可采油气量(EUR)作为单元油气储量,建立帕累托分布模型,利用随机取样和偏态抽样原理编写程序,分析自然总体个数、形状参数和勘探系数对模型的敏感性,建立了新的页岩油资源规模分布法。该方法应用于鄂尔多斯盆地合水地区X230井区页岩油资源评价,发现数量影响油藏规模分布形状参数的大小和离散程度,当油藏发现个数大于300个时,分布模型趋于稳定;而分布模型对勘探系数的敏感性很小,这是划分EUR为评价单元的局限性所致,因为这种划分方法不存在真正意义上的“大油藏”。通过自然总体个数随形状因子的变化,确定截断点对应的个数,即所有井EUR的总和为该区的可采资源量,为6.72×10⁶ t,这与油气资源丰度法评价结果相吻合。改善后的页岩油资源规模分布法可为非常规油气资源评价提供指导。     

姬塬地区长6储层成岩作用及有利成岩相研究

综合运用岩心资料、铸体薄片、扫描电镜等方法,分析了姬塬地区长6储层的成岩作用及有利成岩相带,结果表明:压实作用是导致长6砂岩原始孔隙度降低的主要因素,长石等易溶矿物经溶蚀作用形成的溶蚀孔则有效提高了储层的物性;长6砂岩整体处于中成岩A期晚期,早成岩期的绿泥石膜对于原始孔隙度的保存具有积极意义;依据成岩作用及沉积特征,划分出5种成岩相带;绿泥石膜胶结残余粒间孔相和长石溶蚀相储层物性最好,是研究区最为有利的成岩相带,主要分布于沙崾岘—张家山和马家山—冯地坑一带的水下分流河道发育区。     

鄂尔多斯盆地板桥–合水地区长8储层特征及主控因素

鄂尔多斯盆地板桥–合水地区长8储层物性差,油水关系复杂,开采难度大;应用常规物性、铸体薄片、扫描电镜和高压压汞等实验手段,结合岩石学、沉积学研究表明:板桥–合水地区长8储层岩性主要为细粒岩屑长石砂岩,残余粒间孔和长石溶孔较为发育,孔隙结构复杂,微观非均质性较强;该区主要发育三角洲前缘亚相,水下分流河道砂体是最有利的储集相带。强烈的压实作用是储层原生孔隙降低的主要因素;胶结作用对储层的物性以破坏性为主,但早期绿泥石薄膜胶结对储层孔隙保存有积极性作用;溶蚀作用所形成的溶蚀孔隙,对储层物性的改善起到了关键作用。     

柴达木盆地大风山凸起地层压力预测及成因分析

地层超压预测对油气成藏的研究具有重要意义。通过测井曲线组合、声波速度-垂向有效应力交会图、声波速度-密度交会图和超压综合分析等方法,对柴达木盆地大风山凸起各层位的超压成因进行了分析,并对压力预测方法进行了改进。研究结果表明：(1)柴达木盆地大风山凸起下油砂山组地层超压成因为不均衡压实和构造挤压作用;上干柴沟组和下干柴沟组上段超压成因为不均衡压实、构造挤压和超压传递。(2)用单一方法如平衡深度法或伊顿法均无法有效预测研究区的地层压力,基于不同超压成因机制的差异,对下油砂山组地层压力采用平衡深度法计算,对上干柴沟组和下干柴沟组上段则使用伊顿法计算,结果更准确。研究区压力计算结果与实测地层压力的误差小于7.00%,平均误差为4.30%。(3)超压的预测可为油藏描述、储量估算、安全钻井作业提供数据支持。超压是油气运移的动力,可以指示油气运移的方向,估算油气运移距离,对油气成藏的研究具有重要指导意义。     

渤海湾盆地渤中凹陷东营组烃源岩地球化学特征及生烃模式

对东营组烃源岩特征及其生烃机理认识不清,制约了渤海湾盆地渤中凹陷油气成藏认识与资源评价。利用有机岩石学、显微组分、孢粉鉴定及原油地球化学参数等资料,系统评价了东营组烃源岩及其生成原油的地球化学特征,探究了有机质生烃的影响因素及生烃模式。结果表明:东营组烃源岩主要为含黏土长英质泥岩和混合型泥岩,矿物组成以石英和黏土矿物为主,长石和碳酸盐矿物次之;东营组三段与东营组二段下亚段总有机碳(TOC)含量平均值分别为1.94%、0.87%,整体为好—优质烃源岩,显微组分以壳质组为主,有机质类型为Ⅱ₁、Ⅱ₂型,处于低成熟—成熟热演化阶段。东营组烃源岩具两期生烃特征,早期生烃高峰对应镜质体反射率(R_o)为0.6%,生成低成熟度烃类,晚期生烃高峰对应R_o为1.0%,生成成熟烃类。原油物性及生物标志化合物特征显示东营组以生成成熟油为主,含少量低熟油,原油整体具有低密度、低黏度、低含硫量、高含蜡量、高饱芳比、高Pr/Ph、高C₁₉/C₂₃三环萜烷值、低伽马蜡烷指数和低4-甲基甾烷指数等特征,属于混源有机质生源、弱氧化—弱还原沉积条件和淡水贫硫湖泊环境综合成因的轻质—中质原油。壳质组中的底栖藻无定形体及松科属孢粉等组分对低成熟—成熟阶段的烃源岩生烃具有重要贡献,黏土矿物和碳酸盐矿物及地层超压在一定程度上影响了烃源岩生烃演化过程。东营组烃源岩发育受淡水湖泊、特殊生物、无机矿物和超压等要素共同控制的双峰生烃模式。研究认识对于开展以渤中凹陷东营组为主力烃源灶的油气勘探具有重要参考意义。     

准噶尔盆地玛湖凹陷风城组页岩油地质特征与分级评价

准噶尔盆地玛湖凹陷风城组页岩油资源丰富,但勘探程度较低,对页岩油资源的潜力评价和资源禀赋差异缺少系统研究,制约着勘探部署和有利区优选。以玛页1井为例,综合钻井、测井、岩心和岩石矿物组成、有机地球化学特征、储集物性、含油性等地质资料,系统分析了风城组页岩油地质特征,探讨了页岩油甜点评价标准。结果表明,风城组页岩主要由长英质和碳酸盐矿物组成,黄铁矿发育,黏土矿物较少。风城组页岩主要发育Ⅱ₂型干酪根,总有机碳（TOC）含量分布在0.08%~2.33%,多处于成熟阶段。页岩储集空间类型主要为狭缝状孔隙,孔隙分选性较好;总体上,宏孔较发育,孔隙体积分布在0.001~0.008 cm³/g,平均为0.003 cm³/g。风城组页岩内部烃类聚集,游离烃含量为0.52~13.31 mg/g,吸附烃含量为0.16~5.17 mg/g。明确了页岩岩相、微观孔隙特征、页岩油赋存形式是风城组页岩含油性的主控因素,在此基础上建立了风城组页岩油甜点的划分标准,在玛页1井风城组优选出8个最有利的页岩油勘探层段,有利储集岩相以长英质页岩为主。     

致密砂岩气藏孔渗结构下限及对气水分布的影响——以苏里格气田苏48和苏120区块储层为例

苏里格气田是典型的致密砂岩气藏,其气水分布特征复杂,对产能的影响较大。应用铸体薄片、高压压汞、相渗等多种实验测试资料,分析了研究区的孔喉结构下限及对气水分布的影响。研究结果表明,苏48区块孔隙类型主要发育岩屑溶孔、粒间孔和晶间孔,苏120区块孔隙类型以岩屑溶孔、晶间孔为主;研究区气水的可动孔喉下限为0.003 8μm,水膜厚度为0.002μm,毛细管水影响的孔喉半径区间为0.003 8～0.050 0μm;气水分布特征在宏观上主要受岩性控制,在微观上受孔喉分布的影响;储层孔渗特征对气水分布的影响较为复杂。