海相页岩有利储集条件分析-以四川盆地长宁区块龙马溪组为例

四川盆地长宁示范区志留系龙马溪组泥页岩层段是川东南地区重要的烃源岩和页岩气重点勘探层位。为综合评价其有利储层发育特性及影响因素,在单井岩心观察、矿物组分分析、有机地球化学特征和地球物理测井等分析的基础上,根据该地区沉积环境演化特征,比较分析龙马溪组龙一段和龙二段的的沉积环境、岩相组合、矿物组分、孔隙空间、储层压力等特性对储层发育的影响。研究表明:研究区龙一段和龙二段由于沉积环境不同导致其地层发育、岩性组合、矿物组分、孔隙空间及有机质富集程度上具有很强的差异性。与龙一段相比,龙二段具有成岩作用强、热演化程度高、游离气含量大等特性;并且主要发育有机孔储集空间。对研究区页岩气储集最有贡献的主要是有机质含量,其与孔隙度和含气量成正相关性。证明页岩的不同沉积环境发育不同岩相组合、矿物组分、有机质含量,其共同影响页岩储层储集性能;并且可根据其组合特性综合预测海相页岩气有利储层。     

延安地区西南部长7段页岩岩相表征

为了提高对延安地区西南部长7段页岩储层孔隙空间的认识,以长7段页岩为研究对象,对其进行岩相划分及孔隙类型和孔隙结构的表征.首先,基于矿物组分和有机质含量建立页岩岩相划分方案,明确延安地区西南部长7段页岩发育硅质页岩、高硅质混合页岩、黏土质页岩、高黏土质混合页岩、匀质混合页岩5种主类岩相,在此基础上,对长7段页岩岩相纵向...     

海相页岩优势储集相划分—以重庆周缘下志留统龙马溪组和下寒武统牛蹄塘组页岩为例

页岩岩相划分在中国南方海相页岩气的勘探开发过程中曾得到广泛研究,但由于在岩相划分过程中未考虑控制页岩有机质孔隙发育的热演化程度这一关键参数,从目前针对演化程度过高的海相页岩气的开发成果来看并不理想,因此页岩岩相划分并不适用于演化程度过高的海相页岩。提出基于页岩有机碳含量、储层热演化程度及有机质孔隙有效赋存空间组合的优势储集相概念及划分。页岩优势储集相是指储层的热演化程度、有机碳含量与有机质孔隙的组合。此次研究以重庆周缘下志留统龙马溪组和下寒武统牛蹄塘组页岩为研究对象,选取岩心样品进行有机碳含量测试、等效镜质体反射率测定及聚焦离子束扫描电子显微镜(FIB-SEM)等实验,明确龙马溪组和牛蹄塘组页岩的总有机碳(TOC)含量、镜质体反射率(Ro)及不同岩相页岩内有机质孔隙发育等特征。结果表明:龙马溪组页岩的富泥硅质页岩和硅质页岩均发育大量有机质孔隙,而同样岩相的牛蹄塘组页岩样品均不发育有机质孔隙。页岩中的有机质孔隙发育受控于储层的热演化程度,与页岩的岩相特征并无关系。优势储集相划分结果表明:研究区龙马溪组页岩属于适宜演化富有机质储集相(RC-1),由于热演化程度适宜,TOC含量高,储层内部发育大量有机质孔隙,使烃类气体得到有效赋存;而牛蹄塘组页岩属于过演化富有机质储集相,虽然TOC含量高,但热演化程度过高,导致储层内部有机质孔隙大量消失,烃类气体无法有效赋存。页岩优势储集相概念的提出与划分可进一步为南方高—过成熟度海相页岩气的高效勘探开发提供更准确的参数指标。     

渝东北城口北相区寒武系页岩储集层特征研究

以渝东北城口地区预探井A井寒武系鲁家坪组-巴山组泥页岩样品测试分析数据为基础,从页岩的地球化学特征、岩石矿物学特征、储层物性特征、储集空间特征和含气性特征等方面对泥页岩进行了初步研究。结果表明,城口地区寒武系鲁家坪组-巴山组泥页岩有机质含量高,TOC平均为5.6%;成熟度高,Ro平均为3.17%;有机质类型主要为Ⅰ型干酪根,页岩脆性矿物含量高。泥页岩储集空间类型多样,以矿物粒间孔隙为主。高压压汞、核磁共振、等温吸附数据都表明该套泥页岩大孔较发育,单位吸附量大。总含气量不高。通过对比北美Barnett页岩、焦石坝页岩和彭水区块页岩的特征,可以看出渝东北城口北相区寒武系鲁家坪组-巴山组的页岩气含气性较低,有机质孔隙较少,有机质成熟度过高等不利因素可能会加大后期开发的难度。     

四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组黑色页岩特征

从源岩到储层的思路,探讨了四川盆地及其周缘上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组沉积特征、储层特征及含气性特征。通过对野外露头样品进行地球化学分析、矿物学分析和等温吸附实验,表明五峰组-龙马溪组:①下段黑色页岩段沉积环境为深水陆棚;②岩性有硅质岩、黑色页岩、粉砂岩、生物灰岩及斑脱岩等5种;③下段黑色页岩段有效页岩厚度达到50m,TOC质量分数平均值为3.81%,成熟度平均值为1.62%,脆性矿物中石英的质量分数平均值为54.94%,从底到顶石英含量与TOC含量成正相关;④微孔可分为粒间孔、粒内孔、有机质孔及微裂缝4类,最具油气意义的是有机质孔和黏土片间孔;⑤吸附量Langmuir体积参数介于1.52～3.01cm3/g之间,均值为2.33cm3/g,黑色页岩中的有机质微孔是控制含气量的主要因素。     

川南地区龙马溪组沉积亚相精细划分及地质意义

为查明川南地区下志留统龙马溪组富有机质页岩的沉积演化特征,通过岩性、岩相、沉积构造、有机质含量、矿物组成、生物化石和测井响应等特征,对龙马溪组页岩的岩相及沉积亚相类型进行精细划分,并建立四川盆地南部龙马溪组页岩沉积演化模式。结果表明:研究区龙马溪组页岩发育笔石页岩相、碳质页岩相、硅质页岩相、钙质页岩相、泥质灰岩相、粉砂质页岩相、黏土岩相7种岩石相类型;沉积亚相类型可划分为深水陆棚亚相、半深水陆棚亚相及浅水陆棚亚相3种类型;从笔石的生存环境来看,不同地质时代沉积水深存在差异;龙马溪组沉积时期从鲁丹阶到特列奇阶,沉积中心从长宁地区逐渐向北西方向迁移到威远地区,威远地区经历了3期沉积,长宁地区经历了2期沉积;川南地区受古沉积环境和古构造演化的影响,龙马溪组页岩在岩相、沉积亚相分布上具有较大差异,表现出极强的非均质性;深水陆棚亚相沉积为页岩气富集的最有利沉积相带。     

长宁地区优质页岩储层非均质性及主控因素

通过大量实验测试数据的统计分析,明确了川南地区长宁区块优质页岩各小层间存在较强的非均质性,分析了优质页岩储层发育的控制因素。五峰组-龙马溪组下部储层的脆性矿物含量高,黏土矿物含量相对较低（平均为24.5%）;储层的储集空间类型多样,以有机质孔隙为主,储层物性在纵向上具较强的非均质性,孔隙度主要在0.73%~10.25%,平均约为4.19%;五峰组和龙一₁亚段5个小层的总含气量在1.27~4.19 m³/t,平均达到2.74 m³/t,龙一₁亚段1小层含气量最高,其次为2小层和3小层,4小层含气量最低。沉积条件是优质页岩发育的物质基础,石英含量高和有机质发育有利于优质页岩储层的形成;压实作用与胶结作用是页岩储层发生致密化的主要机制,而溶蚀作用和有机质热成熟在一定程度上可改善页岩储层质量。     

大牛地气田太原组致密砂岩气层评价及开发对策

根据致密砂岩储层岩性控制物性以及物性控制含气性的特点,分析大牛地气田太原组"四性"关系及气层特征;应用无阻流量与声波时差、深侧向电阻率、泥质含量、孔隙度及含气饱和度的交会图法对太原组有效气层进行识别,建立识别气层标准。划分出太原组Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类气层,建议优先开发太原组的Ⅰ类区和Ⅱ类区。根据各个产区不同的特点采取不同的开发方式:Ⅰ类区采取直井单层开采方式,Ⅱ类区采取直井多层合采方式,Ⅲ类区采取水平井单层压裂开采方式。     

沁水盆地石炭-二叠系煤系页岩气储层特征及生烃潜力分析——以山西省临汾市Y1井为例

沁水盆地发育了多套煤系泥页岩,具备页岩气成藏的物质条件。为探讨沁水盆地石炭系、二叠系页岩气储层特征和勘探潜力,通过对山西临汾地区Y1井钻遇的富有机质页岩进行采样测试,利用X射线衍射、高压压汞、扫描电镜等测试方法,研究了山西省临汾地区Y1井岩芯样品的有机地球化学特征、储层物性特征和含气性特征,并对研究区页岩气的勘探潜力做了初步评价。结果表明:Y1井山西组和太原组地层基础地质条件优越,单层厚度大。页岩有机质丰度为0.28%～16.87%,平均2.15%,多数大于1%;有机质类型混源,为Ⅱ～Ⅲ型,以腐殖质为主;有机质热演化程度高,镜质组反射率为1.71%～2.10%,岩石热解峰值温度整体位于470℃左右,普遍达到高成熟阶段。页岩矿物组分以黏土矿物和石英为主,石英质量分数平均41.57%;黏土质量分数平均56.79%,主要为高岭石和伊利石。黑色页岩具有较高的含气量和吸附能力,含气量最高可达4.41 m~3/t,甲烷占总气量的76%。通过烃源岩、储层和气含量等方面的结果,初步确定该区石炭系、二叠系页岩具备优质的勘探潜力。     

下扬子地区宁国凹陷大隆组-孤峰组泥页岩储层特征

以皖宣页1井为对象,研究皖南宁国凹陷二叠系深水陆棚相黑色硅质页岩储层特征,探讨宁国凹陷二叠系页岩的成藏条件。对二叠系大隆组和孤峰组页岩开展有机地化特征、X射线衍射全岩矿物成分、含气性以及储层的测井响应特征等研究,结果表明:大隆组和孤峰组有机碳含量高,大隆组有机碳质量分数为1.71%～9.28%,平均为4.13%(29个样品),孤峰组有机碳质量分数平均为8.02%;有机质类型为Ⅱ_2-Ⅲ型;R_o值为1.23%～3.03%(大隆组平均为1.35%,孤峰组平均为2.83%);泥页岩中普遍发育原生矿物晶间孔、有机质孔等次生孔隙,以及微裂缝,内部孔隙连通性好,有利于页岩气的赋存;页岩内石英和黏土矿物等含量高,大隆组脆性矿物指数为37%～51%,孤峰组脆性矿物指数为71.8%～85.8%。宁国凹陷大隆组和孤峰组具备页岩气富集的基本条件,是勘探的有利区域。孤峰组在生烃条件、脆性矿物指数、含气性等方面都优于大隆组,应该是宁国凹陷的主探层位。     

准噶尔盆地东部石炭系火山岩储层特征研究

基于17口钻井的地质与测井资料以及141块岩石样品的物性测试结果,结合火山岩的岩性、岩相特征和产能资料分析,研究了准噶尔盆地东部石炭系不同火山岩岩体储层的特征和分布规律。结果显示,本区发育6种火山岩和2种岩相：XS3岩体以安山岩、火山角砾岩和溢流相为主;XS6岩体以碳质泥岩、火山角砾岩、凝灰岩和爆发相为主。XS3和XS6岩体的主要储集空间是溶孔,气孔和裂缝次之;物性表现为高孔、低渗的特点;喉道微细,分选差。XS3岩体整体物性优于XS6岩体。有效储层受岩性、岩相和大型断裂的控制。岩性决定了储集空间类型和物性;岩相控制储层的纵向分布;断裂控制了储层的空间展布和次生裂缝发育程度,靠近深断裂的地方,有效储层集中发育。     

多期次油气成藏与油气藏成因类型--以吐哈盆地为例

目的 探讨遭受强烈构造变形的叠合盆地中油气成藏规律及其油气藏成因类型。方法 基于油气藏形成包括成熟烃源岩、油气运聚、通道和储层空间等因素，从油气成藏历史分析的角度探讨了油气形成的动力作用过程。结果 根据油气藏保存期间被改造或破坏的强烈程度，地质历史时期形成的地质油气藏可以演变成为4种基本的工业油气藏，即原生型、残余型、次生型和复合型工业油气藏。结论 对于构造变动强烈、烃源岩层位多、热演化历程复杂的叠合盆地．其油气藏类型复杂．油气勘探的难度增大。     

扶余油层沉积特征及对油气分布的控制作用-以松辽盆地大庆长垣以东地区为例

在大量录井和密井网测井数据基础上结合岩芯和重矿物资料,对物源体系、储层沉积特征及单砂体级沉积微相进行了研究。结果表明长垣以东地区扶余层主要受北部拜泉—青冈物源和西南保康物源控制,两物源在徐家围子附近交汇后向东流出,发育典型的河控浅水三角洲沉积体系。以三角洲平原和内前缘亚相为主,微相类型主要为顺直型分流河道,呈北东向和南北向展布;平面上砂体在北部和西南部最厚,向凹陷中心逐渐减薄;垂向上中部(FⅠ6-FⅡ1小层)砂体最发育,是主要的储集层位。沉积微相与构造叠合显示出沉积微相明显控制了油气的分布,分流河道砂与构造合理配置形成的构造-岩性圈闭,为下一步油气勘探的最有利部位。     

GPR和SAFARI技术在露头储层研究中的应用初探

应用露头和现代沉积调查所获得的信息和数据 ,可以服务于地下储层研究 ,为老油田剩余油挖潜研究的精细油藏描述提供依据和方法 .研究了近年出现的储层露头技术 GPR和 SAFARI.结合应用了区域数据及储层露头数据的数字化地质模型、流体模型及将被用于建立基于地质统计学的建模技术     

濮城油田南区沙二上2+3油藏储层评价

沙二上2+3油藏是濮城油田的主要产油层系,剖析其储层性质,对油田的开发有重要的意义.从岩性、物性、孔隙性和非均质性等方面,对油藏储层进行评价.认为该砂岩储层物性整体上比较好,孔隙度和渗透率均较高,沉积相和成岩作用是储层物性的主要影响因素,按照王允城的储层分类评价标准属于Ⅰc、Ⅱ和Ⅲ类储层,但非均质性很严重,层内非均质性、层间非均质性和平面非均质性均以严重非均质为主.     

低、无污染基质孔隙型灰岩储层基质酸化增产可行性探索

伊拉克某油田灰岩储层三口低、无污染井基质酸化作业后平均增产幅度仅7%,符合目前业界对此类井酸化提产效果甚微的共识。根据目前碳酸盐岩储层酸化增产机理最新研究,并结合该单重介质储层渗流特征分析以及该储层测井、试井解释结果,对无污染井酸化提产幅度公式进行改进,引入蚓孔参数对提产幅度的影响。然后根据Gadanski等公式计算目标蚓孔长度和提产幅度所需的酸液量,并优化排量形成深穿造主蚓孔酸化设计。现场实验结果表明,三口普通酸化工艺无效或提产幅度低的井在采用深穿工艺后产量均有一定幅度提高。从而通过理论计算以及现场实验证明,对于基质孔隙型灰岩储层,即使是无污染或者污染程度低的油井,采用适当的深穿透酸化造主蚓孔工艺仍可实现一定幅度的提产。     

山西省万家寨引黄入晋工程北干线调蓄水库方案比选

对万家寨引黄工程北干线上为大同地区供水所选的小营水库和尚希庄水库两库址进行了技术经济比较,分析了两水库工程地质条件及工程地质问题,比较了水库运行及泥沙处理方式、主要工程量等,提出了推荐方案.     

吉林大安北油田葡萄花储层岩石基本特征

为了更好地认识大安北油田葡萄花储层特性,并为大安北油田勘探开发提供依据,通过薄片鉴定、Ｘ射线衍射分析和电镜分析等研究手段,详细分析研究了大安北油田葡萄花储层岩石的基本特征．研究结果表明：葡萄花储层岩石类型主要有细砂岩、粉砂岩、中砂岩、不等粒砂岩和砂砾岩,含油砂岩以粉砂岩和细砂岩为主;组成储层砂岩的碎屑成分有岩浆岩、变质岩和沉积岩,主要以岩浆岩岩屑和变质岩岩屑为主,据此可以认为葡萄花油层储层砂岩大多为长石岩屑粉砂岩或长石岩屑细砂岩;储层砂岩的填隙物成分主要为各类粘土矿物和碳酸盐类矿物,由于储层岩石高含泥质和钙质,使储层砂岩具有低孔、低渗的特征;储层的主要损害因素为速敏、微粒运移、酸敏和水敏损害．     

Ms7.0芦山地震的发生与水库有关吗？

 2013年4月20日芦山地震发生后,围绕芦山地震的发生是否与三峡水库、紫坪铺及瀑布沟等水库蓄水有关的争论较多。但定性的讨论难以给出一个确切的定论。本文拟从定量计算分析讨论三峡、紫坪铺和瀑布沟水库蓄水对芦山地震震源处弹性应力场和孔隙压力场的影响。计算结果初步表明,三峡、紫坪铺及瀑布沟水库蓄水引起芦山地震震源处的弹性应力变化仅为几十Pa;在低渗透系数(扩散系数小于1m²/s)时,3个水库蓄水造成的孔隙压力变化接近于0,对M_s^7.0芦山地震的发生几乎没有影响;当取高渗透扩散系数(10m²/s)时,只有瀑布沟水库蓄水引起震源处孔隙压力增加3.2kPa,库仑应力变化1.9kPa,然而连续延伸100km高渗透率断层基本不可能存在;在选取扩散系数1m²/s时,3个水库若均蓄水100a对M_s^7.0芦山地震震源处孔隙压力也仅仅达到kPa量级。研究结果表明,此次M_s^7.0芦山地震的发生与三峡、紫坪铺、瀑布沟等水库蓄水无关。     

油藏描述技术发展及启示

通过回顾油藏描述的发展并结合油田研究实例,阐述油藏描述的特点和给人们的启示。结果表明:该技术是为解决油气田勘探和开发过程中的生产实际问题而产生的,不断出现的油田开发生产实际问题为其发展提供了驱动力;直接面向复杂油藏"迎难而上",针对具体复杂油藏形成"因油藏而异"的配套技术,依靠技术创新发展解决复杂油藏开发难题;体现多学科联合攻关特点,与其相关学科的理论和技术的发展不断推动了油藏描述理论、方法和技术的发展,依靠学科交叉形成边缘新学科,组成联合攻关小组是该技术获得成功的最关键因素;油藏描述以油藏非均质性表征为核心,以改善开发效果、提高采收率为主要目的,抓住了油田开发遇到的主要矛盾;该技术实用性强,广泛应用于油气田(藏)的勘探、评价和开发各个阶段,应用效果显著,形成"实际难题-技术开发-实际应用-解决难题"的良性发展循环。