齐家地区高台子油层致密化与油气充注的关系

为了明确松辽盆地齐家地区高台子储层致密化与油气充注的关系，综合采用铸体薄片、扫描电镜、纳米CT、压汞实验、流体包裹体、恢复压实曲线等方法，对高台子致密储层微观特征进行了详细描述，并对致密储层成藏期进行了精细刻画，最后结合储层孔隙演化特征对该地区致密化过程与原油充注关系进行了探讨。结果表明，齐家地区高台子致密储层岩石类型以岩屑长石砂岩为主，其次为长石岩屑砂岩，储层孔隙类型主要为残余粒间孔和溶蚀孔，孔隙主要为亚微米-纳米级孔隙，孔喉连通性较好。储层致密时间在明水早期。该地区高台子油层存在两期油充注：早期原油充注发生在79~75 Ma，对应嫩江晚期；晚期原油充注发生在69~65 Ma，对应明水晚期。松辽盆地齐家地区高台子储层具有多期成藏且边成藏边致密特征。     

南泥湾油田延长组长6油藏形成机制与富集规律

南泥湾下伏油田长6油藏烃源岩为100Ma以来长73泥页岩生烃形成,主要经历了1期充注阶段。富集规律表明:长73充足的油源是原油富集的物质基础;有利沉积微相三角洲前缘水下分流河道形成的砂体成为原油富集有利场所;盖层为长4+5底部及长6顶部广泛发育的泥岩;广泛分布的低孔细砂岩储层,为油气富集提供了有利储集、输导空间。     

陆相湖盆致密油气储层研究中的几个关键问题

陆相湖盆致密油气是中国非常规油气资源最为现实的重要类型之一,储层研究是实现其高效勘探开发的核心与关键。基于前期研究成果,以松辽盆地南部白垩系泉头组、鄂尔多斯盆地三叠系延长组及准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组等典型致密油气藏为例,厘定沉积成岩综合相的概念,形成沉积成岩综合相的测井识别技术,实现沉积成岩综合相的空间展布研究。结果表明:致密油气储层储集物性极低,储集空间类型多样,发育微纳米级孔喉系统,孔喉连通性差;高压压汞、恒速压汞和核磁共振相结合,实现孔喉半径及分布的全面表征,原油优先充注于半径较大、连通性较好的原生孔隙中;将储层埋藏演化、成岩演化过程、物性演化过程与油气成藏过程相结合,建立成岩-油气成藏系统,划分"先成藏,后致密"和"先致密,后成藏"两种致密油气藏类型;"先成藏,后致密"型致密砂岩油气储层,成藏期储层物性好,现今为大孔细喉特征,孔隙度是储层评价的较优参数;"先致密,后成藏"型致密砂岩油气储层,成藏期储层物性差,现今为小孔细喉的特征,储层品质指数可以作为储层评价的关键参数。在此基础上结合储层有效性控制因素,采用灰色关联分析,形成致密油气定量评价分类方法。     

致密砂岩油储层裂缝发育特征及其对剩余油挖潜的启示——以鄂尔多斯盆地新安边地区延长组长722段为例

通过岩芯观察、井间示踪剂测试和水驱前缘测试, 研究鄂尔多斯盆地新安边地区长7致密砂岩油储层的裂缝发育特征。结果表明: 1) 新安边地区长7致密砂岩油储层最大水平主应力方向为NE60°~80°, 裂缝类型以高角度缝或垂直缝为主, 裂缝走向为NE75°~85°, 倾角为70°~85°; 2) 动态监测数据分析显示, 研究区致密砂岩油储层广泛发育的微裂缝在增加渗流通道和提高基质渗透率方面发挥了重要作用, 油水易沿裂缝形成窜流, 导致生产井见水较快; 3) 三维地质建模结果显示, 研究区致密砂岩油储层含油饱和度与裂缝发育程度匹配度较高, 可以有效地佐证裂缝对油气储集和成藏的控制作用。     

流体包裹体分析方法在惠民凹陷油气成藏研究中的应用

对惠民凹陷沙四段10个砂岩样品中的储层烃和包裹体烃进行了分离和色质分析.结果表明:临南地区正构烷烃中姥鲛烷略占优势,阳信地区正构烷烃中植烷占优势,检测出微弱含量的γ-和β-胡萝卜烷;包裹体烃和储层烃具有明显的湖相泥岩地球化学特征,生物标志物表明烃类母质富含湖相浮游植物和陆源高等植物;临南洼陷储层烃指示原油母源为淡水-微咸水沉积环境,阳信洼陷储层烃和包裹体烃母质沉积环境为微咸水沉积环境;惠民凹陷沙四段包裹体原油大部分为成熟油,来自沙四上烃源岩,储层油是沙三下低熟烃源岩和沙四上成熟烃源岩混合油;惠民凹陷油气成藏时间有两期注入,一期为东营组沉积时期,二期为馆陶-明化镇组沉积时期.     

江汉盆地新沟嘴组致密油藏成藏特征及其形成环境

江汉盆地新沟嘴组下段Ⅱ油组发育一套厚层泥岩沉积,并发育多套碳酸盐岩、粉砂岩夹层,具备形成致密油藏的良好条件。从烃源岩、储层特征,含油饱和度及其主控因素等方面详细总结了致密油藏特征,在此基础上,利用岩心、测井、分析化验等资料分析了江汉盆地新下Ⅱ油组致密油藏的形成环境。分析结果认为,致密油藏具有自生自储、烃源岩成熟度低,储层致密且厚度小、层数多,油藏含油饱和度低,油藏大面积准连续分布的特征。亚热带湿润气候下的盐湖沉积环境是决定致密油藏特点的主要因素。综合烃源岩及储层发育条件,初步确定了江汉盆地致密油藏有利分布区域。     

黄骅坳陷孔南地区膏泥岩层段岩性油藏成藏特点

从黄骅坳陷孔南地区孔一段膏泥岩层的地质特征出发,基于有机碳、原油物性、饱和烃色谱质谱、储层物性、偏光薄片等地化及储层实验测试结果,系统分析了膏泥岩对油气成藏的重要意义。研究表明,枣0油组膏盐岩的存在既可以促使泥岩早期生烃,提供新的油气来源,又能在盐间形成异常压力,改善砂岩储层物性,同时,膏泥岩作为区域性盖层,有利于油气在砂岩薄夹层的保存。枣0油组油气成藏特征主要表现为:多源供烃、断层侧向封堵、砂岩上倾尖灭,形成构造背景下的岩性油气藏。     

川东南地区须家河组天然气远源成藏模式

探讨川东南地区须家河组致密砂岩油气成藏条件与主要成藏模式,为进一步深化该领域的勘探提供参考。通过对川东南地区须家河组烃源、储层、盖层和圈闭条件等成藏要素的分析及以官渡须四段气藏为代表的典型气藏解剖,表明川东南地区须家河组气藏主要为"深生浅聚"型的远源成藏模式,气藏具有"多期运移聚集,断层裂缝联合输导,喜马拉雅期调整成藏"的特点。具备与下部海相烃源岩沟通的断层输导体是川东南须家河组远源成藏的关键因素。良好的砂岩储集体匹配发育的裂缝系统,是该区天然气富集高产的保证。川东南地区须家河组油气勘探方向应以"位于心滩、边滩等有利沉积相带内,伴随发育烃源断层形成的致密砂岩构造-岩性复合圈闭及构造圈闭"为主。     

致密油藏渗流规律及数学模型研究进展

中国致密油藏资源潜力大、分布广，现阶段已成为中国长庆、大庆、新疆和吉林等油田稳产、上产的重要保障，也是全球油气开发的热点和难点。致密储层岩石致密，孔隙度和渗透率极低，其主流喉道为亚微米，微尺度流动效应的影响显著，传统的油气渗流理论已无法准确描述此类油藏的流动规律，且开发过程中表现出原油流动困难、驱替难度大、动用程度低等开发难点，通常采用水平井和大规模体积压裂的井工厂模式实现致密油藏的高效开发。针对致密油藏渗流规律及数学模型，阐述了致密油藏渗流理论的最新研究进展，包括微纳米孔喉流动机理及数学模型、致密油藏应力敏感及数学模型、致密油藏非线性运动方程、孔隙网络模型、非线性渗流规律和致密基质裂缝耦合模型及流动规律，并针对各个前沿关键科学问题总结了其发展趋势，对致密油藏的科学高效开发具有重要的理论意义。     

鄂尔多斯盆地长6油层组储集砂岩成岩作用及其对储层性质的影响

根据鄂尔多斯盆地三叠系延长组长6油层组储集砂岩的岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜等测试分析资料,研究了长6油层组储集砂岩的特征.长6储集砂体主要为长石砂岩、岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩,成分成熟度普遍较低,结构成熟度中等-好.储层发育粒间孔隙、粒内溶孔、晶间孔及微裂缝等多种孔隙类型,其中以剩余粒间孔隙最为发育.储集砂岩岩性致密,孔隙结构总体上属于细小孔隙微细喉道,具较强的非均质性.储层物性相对较差,总体属于低孔-低渗储层,但在大面积低渗背景下存在低-中渗透高产区域.压实作用、胶结作用和溶解作用是影响盆内三叠系砂岩物性及孔隙发育程度的主要成岩作用类型,在成岩过程中溶解作用和绿泥石胶结环边有利于盆内优质储层的形成.     

中山川油区储层物性及裂缝特征研究

通过大量的岩心观察、铸体薄片鉴定、岩心和薄片的古地磁定向分析,以及油井注水实验结果的分析,对中山川油区长4+5—长6储层的物性及裂缝特征进行了研究.结果表明:油区的主力油层以低成熟度的细粒—中粒长石石英砂岩为主,储层孔隙种类较多,原生的粒间孔及次生的溶蚀孔为储层的主要储集空间;储层水平和网状裂缝非常发育,具有张裂缝特征,构造型的NE向裂缝占主要地位.在区域最大主应力的控制下,人工压裂裂缝的方向主要为NE-NNE向.     

镇泾地区长8、长6段储层特征及成岩作用对孔隙的改造

研究鄂尔多斯盆地镇泾地区三叠系延长组长8、长6段砂岩储层特征,探讨成岩作用对储层孔隙演化的影响。通过钻井岩心、薄片鉴定、扫描电镜、物性分析等资料,对长8、长6段储层特征及成岩作用进行了系统研究,开展孔隙演化定量计算,定性和定量分析了成岩作用对孔隙的改造。结果表明:长8、长6段属典型的低孔、低渗储层,成分成熟度中等,结构成熟度低;储集空间类型主要为粒间孔、粒间溶孔、长石溶孔和岩屑溶孔,少见溶(裂)缝;压实(压溶)、溶蚀、胶结作用为最主要的成岩作用。定量计算表明,砂岩原始孔隙度平均为35.96%,砂岩储层主要经历了早期强压实减孔阶段(-17.38%)、中晚期胶结作用减孔阶段(-16%)和晚期溶蚀作用增孔阶段(+6.82%)。早期强压实作用是长8、长6段砂岩储层低孔低渗的主要原因,胶结作用则进一步强化了低孔低渗特征。     

鄂尔多斯盆地陕北斜坡带三叠系延长组和侏罗系油气成藏期研究

通过对鄂尔多斯盆地烃源岩的生烃史、构造运动特征、包裹体均一温度和伊利石K-Ar同位素定年的研究,结合研究区的裂缝发育特征,综合分析了三叠系延长组和侏罗系油气成藏期.鄂尔多斯盆地形成演化过程中经历了多期构造运动,其中影响最大的是早白垩世末期的构造运动.长7段泥质烃源岩在早白垩世初期开始大量生烃,对侏罗系延9段裂缝储层和三叠系延长组伊利石K-Ar同位素定年以及对储层流体包裹体均一温度分析显示,陕北斜坡带三叠系延长组油藏形成于早白垩世的早中期,而侏罗系延安组的油藏则形成于早白垩世末的构造抬升期,对应时间为晚白垩世早—中期.     

川西地区须二段致密砂岩储层裂缝特征及识别

探讨致密砂岩储层裂缝的识别,为川西须二天然气的勘探开发提供部署靶点。通过对川西须二段致密砂岩储层及裂缝进行地质、实验、测井、3D3C地震资料的在点、线、面上的综合研究,结果表明须二储层宏观与微观裂缝都发育,且发育网状缝与高角度缝。裂缝占总孔隙度平均为9.33%,而裂缝发育对渗透率的增加是不发育裂缝致密储层的21.6倍。在点、线、面的综合研究方法对致密砂岩储层裂缝的刻画与识别的基础上,编制了川西孝新地区须二段裂缝发育分布图。     

基于化学动力学和包裹体分析技术研究川东石炭系成藏史

川东石炭系油气藏的源岩生烃史及运聚史研究的不够充分,缺少定量化的动态指标依据,影响了川东石炭系新的接替区域的勘探。利用化学动力学方法对其主力烃源岩下志留系泥岩进行生烃史模拟,同时结合包裹体分析技术进行流体注入史研究,分析二者的匹配关系,模拟石炭系油气藏的动态调整过程。研究认为石炭系油气藏为三期成藏,第一期晚二叠世~晚三叠世,下志留统烃源岩早成熟阶段,开始初步生气,形成早期的小规模天然气藏;第二期晚三叠~早侏罗世时期,为烃源岩大量生油阶段,形成古油藏;第三期燕山时期,古油藏遭遇高温裂解生气阶段,并经历后期的调整改造,最终形成现今的气藏分布。显示化学动力学和包裹体分析技术可有效提高油气藏成藏史的模拟精度。     

吐哈盆地胜北洼陷中侏罗统储层流体包裹体特征与油气成藏期次

吐哈盆地胜北洼陷中侏罗统储层油气资源分布广泛，对其流体包裹体特征和成藏期次进行系统研究，有利于油气的精细勘探开发。为厘定胜北洼陷中侏罗统储层油气藏形成和分布规律，基于包裹体岩相学、荧光观测及显微测温技术，分析流体包裹体特征，并结合埋藏史模拟对中侏罗致密砂岩储层油气成藏时间与期次进行研究。结果表明：胜北洼陷中侏罗统储层发育大量烃类包裹体和次生盐水包裹体。其中，油包裹体通常以串珠状成带或成群赋存于石英颗粒愈合裂纹和穿石英颗粒裂纹内，荧光颜色多呈浅黄色和蓝绿，分别指示成熟和高熟油气充注，气包裹体不发荧光；烃类包裹体以及与之共生的盐水包裹体均一温度分布范围较广，呈多幕次分布特征。结合沉积地层埋藏史和热史模拟结果，可见研究区油气成藏主要有两期，早期成藏主要发生在晚侏罗至早白垩世，晚期成藏主要发生在晚第三纪至今，这与基于烃源岩生排烃史及圈闭形成时间所限定的油气成藏时间和期次相一致。该研究对于进一步明确胜北洼陷中侏罗统致密油气勘探有利区具有指导意义。     

鸡西盆地与川西坳陷致密砂岩气成藏条件类比研究

在系统的介绍了“原生型”深盆气和“构造型”致密砂岩气两种致密砂岩气藏的基础上,对鸡西盆地源岩生排烃时期与储层致密化时期做出预测,并首次对鸡西盆地致密砂岩气藏类型做出判断,认为鸡西盆地致密砂岩气属“改造型”致密砂岩气。进而选择代表该类气藏的川西坳陷致密砂岩气藏与鸡西盆地的成藏条件进行类比。结果认为：二者气源条件都较为优越,能够大量生烃;而且储层都较致密。但鸡西盆地由于构造活动强烈,断裂大量发育,对气藏破坏作用大,保存条件要明显差于川西坳陷。因此,鸡西盆地难以形成类似川西坳陷的大型致密砂岩气藏,但在成藏条件优越的局部地区可形成具有经济价值的中小型的致密砂岩气藏。最后,通过排气强度、孔隙度、断层发育等主控因素的叠合对鸡西盆地致密砂岩气藏分布的有利区进行预测。     

多尺度科学及其在油气田开发中的应用研究

在简述多尺度科学的主要研究内容、方法及现状的基础上,从多尺度科学角度出发,提出了油气藏即是一个复杂的多尺度系统,油气产出是一个跨时间和空间尺度的复杂过程,是在微观孔喉、微裂缝至宏观裂缝、水力裂缝等渗流通道中的一系列串联耦合过程的观点。油气田开发中多尺度问题主要包括油气藏多尺度描述、多尺度数据整合以及多尺度模拟。以致密砂岩气藏为例,探讨了非常规天然气开发中的多尺度现象及其对气藏开发的影响及对策。指出致密砂岩气藏多尺度结构由基块孔喉、天然裂缝和水力裂缝组成,基块供气不足和储层损害是制约气井产能的关键因素。基于多尺度传质理论大幅度提高传质效率,强调加强钻井、完井和增产改造等全过程储层保护、采用最大储层接触面积（MRC）技术是开发非常规油气资源的有效途径。     

库车坳陷克拉苏构造带致密砂岩气储层物性特征

 在库车坳陷克拉苏构造带大北地区地质研究的基础上,利用显微镜观测、激光共聚焦显微扫描、高压压汞分析及孔渗测试等方法,研究了致密砂岩气储层物性特征。结果表明,库车坳陷的致密砂岩气储层孔隙类型以槽型孔、溶蚀孔为主;致密砂岩气储层排驱压力一般在5 MPa以上,孔隙分选性差,孔喉半径较小;致密砂岩气储层孔隙度小于5%时,孔隙度与渗透率之间的相关性较差,表现为孔隙度低而渗透率高,推断是微裂缝的发育提高了砂岩的渗透率;致密砂岩气储层岩石类型以长石岩屑质石英砂岩为主,胶结作用以方解石胶结为主,裂缝改造作用明显。