致密储层分析实验方法探讨——以三塘湖盆地芦草沟组为例

致密油勘探是当今热点,但由于致密油往往在非常规储层中,常规实验方法难以满足地质研究的需求,三塘湖盆地芦草沟组储层非常致密、岩性复杂且相变快,需要利用新技术新方法满足勘探开发实际需求。通过三塘湖盆地芦草沟组岩性识别及储层实验方法对比研究,利用岩心、全岩X衍射、扫描电镜、QEMSCAN扫描电镜、薄片、碳酸盐含量测定等方法组合,提出全岩X衍射为主鉴定成分,结合薄片、手标本解释成因,并参考区域环境特征等方法最终定名的岩石学鉴定方法,并利用铸体薄片、氩离子剖光扫描电镜、纳米CT,常规孔隙度与渗透率测定、GRI,高压压汞等方法优选组合,最终找到有效评价致密储层物性的方法组合,对三塘湖盆地芦草沟组致密油下一步勘探起到了积极作用,并对其它地区致密储层研究中实验方法的优选提供了较好的范例。     

三塘湖盆地马朗凹陷二叠系芦草沟组裂缝性储层特征与油气产能关系

根据岩心、铸体薄片观察及测井、试井资料等,研究了新疆三塘湖盆地马朗凹陷二叠系芦草沟组储层裂缝类型及特征,分析了控制裂缝产生和发育的地质因素,主要为构造应力、岩石类型、岩石厚度及匹配关系.详细分析了不同构造区裂缝的发育程度和裂缝类型,得出本研究区储层为裂缝-孔隙型,裂缝起着渗流通道和储集空间的双重作用.而碳酸盐岩厚度、裂缝类型配置、基质与裂缝的渗透率关系控制了油气产能高低.     

元素录井在页岩油水平井开发中的应用——以吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组为例

水平井+压裂是非常规油气资源开发的主要途径,而制约其开发效益的关键工程因素在于提高水平段的"甜点"钻遇率和优化压裂方案.以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层为例,针对重点井进行高密度XRF扫描,得到的元素含量曲线可以较好地判别地层岩性变化,借助元素资料建立导向控制点,结合精细的地层对比框架,建立目的层的高精度三维...     

盐间页岩盐离子扩散对自发渗吸驱油的影响--以潜江凹陷潜江组页岩为例

潜江凹陷盐间页岩富含石盐矿物,遇到水后迅速发生盐溶解、扩散,目前对于盐离子扩散对自发渗吸驱油的影响尚不清楚。以潜江凹陷的钙芒硝质盐间页岩、白云质盐间页岩和泥质盐间页岩样品为研究对象,开展页岩油储层逆向自发渗吸实验,采用低场核磁共振测试仪监测盐间页岩的渗吸过程中的油相变化。实验结果显示渗吸水进入盐间页岩后,将孔隙中的油以油滴的形式置换、排驱出来,具有小孔吸水、大孔排油的特征。初期小孔原油排出速率较高,大孔或微裂缝中的原油含量基本不变,但随着小孔原油排出速率的下降,新生的大孔或微裂缝中原油逐渐减少。此外,渗吸过程中,骨架结构中石盐矿物迅速溶解,产生大量的溶孔、裂缝。然而,量纲分析结果表明渗吸速率与石盐矿物含量具有负相关关系,石盐矿物含量越高,渗吸速率越低。石盐矿物的溶解引起颗粒崩落,堵塞基质孔隙,对储层产生了伤害作用,反而不利于孔隙中原油向新生溶孔、裂缝中迁移。研究了盐间页岩油储层中的盐的溶解、扩散机制及其对油动态迁移特征的影响,对盐间页岩的压裂液返排制度的建立和提高页岩油产出具有重要意义。     

松辽盆地长岭坳陷上白垩统页岩油有利区优选及资源潜力

松辽盆地长岭坳陷的页岩油勘探尚处于起步阶段,上白垩统页岩油资源潜力研究将为该坳陷页岩油勘探提供科学依据和理论支撑。从泥页岩空间展布特点和有机地球化学特点等方面对该区上白垩统嫩江组和青山口组富有机质页岩进行了系统的分析。研究结果表明:松辽盆地长岭坳陷嫩江组一、二段和青山口组一段整体具有泥页岩厚度大、分布面积广,高有机质丰度、演化程度适中和偏生油型干酪根的特点。在此基础上,对松辽盆地长岭坳陷上白垩统页岩油进行了有利区的预测并初步分析了勘探潜力。     

薄互层页岩油核磁共振测井响应特征——以准噶尔盆地二叠系风城组为例

为明确核磁共振(nuclear magnetic resonance, NMR)测井仪纵向分辨率对薄互层陆相页岩响应特征的影响,以准噶尔盆地二叠系风城组3组薄互层接触面全直径岩心为研究对象,通过设计不同岩心取样方式,模拟核磁共振仪器不同纵向分辨对薄互层的核磁共振测量。研究核磁共振仪器纵向分辨率在不同薄互层厚度情况下横向弛豫时间T₂谱的响应特征的差异,明确核磁共振仪器纵向分辨率对T₂谱形态、核磁孔隙度、核磁T₂特征截止值及几何平均值的影响。结果表明：当薄互层物性差别较大且仪器纵向分辨率较低时,T₂谱形态不能准确反映真实储层特征,进行核磁测井资料解释需要考虑分辨率的影响;核磁孔隙度受仪器纵向分辨率影响较小,是薄互层探测区域的线性平均值;T₂特征截止值和几何均值会受到较大影响,会造成核磁有效孔隙度、可动流体饱和度和核磁渗透率偏小。研究结果对薄互层型页岩储层核磁共振测井评价具有重要指导意义,为核磁共振测井在页岩薄互层储层性质评价提供了参考依据。     

复杂构造区不同岩相页岩油散失量研究——以准噶尔盆地博格达地区中二叠统芦草沟组为例

页岩油散失是叠合改造盆地页岩油资源评价中的薄弱环节。保存条件对页岩油散失的影响及散失量表征,对于复杂构造区的“残留”页岩油资源科学评价具有重要的现实意义。为此,以准噶尔盆地博格达地区中二叠统芦草沟组为例,基于大量露头和钻井样品薄片鉴定、Ｘ-射线衍射全岩矿物分析、场发射扫描电镜、有机碳含量TOC、岩石热解S1和氯仿沥青“A”抽提等测试数据,在岩相类型和保存评价单元划分的基础上,建立不同评价单元、不同岩相的有机质丰度与含油率关系模型,实现页岩油散失量的量化表征,为残留页岩油资源量科学评价奠定基础。结果表明：①博格达地区芦草沟组表现为陆源碎屑组分和碳酸盐组分混合沉积特点,发育基质型和夹层型2类10余种岩相类型,可划分出凹陷区、构造稳定区、冲断改造区和地表出露区4类保存评价单元;②保存条件、储集空间类型及孔隙结构控制了不同岩相岩石的含油性差异,随构造变形强度的增强,保存条件变差,岩石的含油性整体呈减小趋势,基质型岩相富含有机质,有机碳含量与可动烃含量呈幂函数关系,夹层型岩相以外来烃充注为主,有机碳含量与可动烃含量呈线性关系;③建立了不同保存评价单元基质型和夹层型页岩油保存系数相对权重量化赋值模型,实现了页岩油散失量的量化表征,为复杂构造区残留页岩油资源评价提供了一种新的思路方法。     

典型大西洋型深水盆地油气地质特征及勘探潜力:以巴西桑托斯盆地为例

巴西桑托斯(Santos)盆地是典型的大西洋型深水盆地:盆地经历同裂谷→过渡→后裂谷(漂移)3个演化阶段.裂谷期Guaratiba组湖相黑色页岩为盆地主要的烃源岩,后裂谷期Itajai-Acu组深水页岩是盆地次要的烃源岩;盆地主要发育第三系Marambaia组浊积砂岩、白垩统Santos组浊积砂岩、Guaruja组碳酸盐岩和Guaratiba组砂岩和灰岩共4套储集层,油气主要富集在Guaratiba组砂岩和灰岩储集层中;盆地过渡期发育的Ariri组盐岩层是盆地良好的区域性盖层,第三系层间泥页岩为盆地局部层间盖层;以主要含油气储集层为核心,将盆地划分为下部、中部和上部3套成藏组合,运用油藏规模序列法预测3套成藏组合待发现可采资源量分别为17.673×109,14.138×109和6.821×109桶,综合分析认为盆地下部勘探潜力区为东部的下部成藏组合和西部的中、上部成藏组合.     

陆相页岩油气地层油气相态的确定方法初探——以鄂尔多斯盆地延长组长7段为例

探讨鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段陆相泥页岩油气地层流体相态类型。根据高压PVT测试资料,编制出延长组油藏的相图,认为盆地西部延长组长6、长8段油藏为单一油相,东部2个油藏为油气两相,长7段泥页岩地层油气共存。根据长6、长8段典型油藏生产气油比与深度及长7段有机质热演化程度(Ro)的关系,建立了存在油气两相的长7泥页岩的深度与Ro的线性关系。根据长7段泥页岩地层的埋深和Ro等值线图,确定出盆地东部的子北、安塞、下寺湾地区、富县等地区为页岩油气(两相)分布区,页岩气由吸附气、游离气及原油溶解气构成;盆地西部其他地区为单一油相分布区,主要为页岩油赋存地区,天然气为原油溶解气。该方法可用于处于有机质热演化程度成熟阶段(Ro=0.5%～1.3%)的富有机质泥页岩地层油气相态评价。     

基于多层次灰色方法的旅游资源开发潜力评价——以巴中南阳森林公园为例

以巴中南阳森林公园为研究对象,从资源价值、开发条件、开发效益3方面选取15个指标构建评价指标体系,采用多层次灰色评价方法对景区旅游资源开发潜力进行综合评价,得出4个景区旅游资源开发潜力顺序,以期对景区开发规划具有现实指导意义。     

马朗凹陷芦草沟组页岩油流体压力与初次运移特征

通过源岩内流体压力特征分析、地球化学分析和岩心、岩石薄片观察等方法,对马朗凹陷芦草沟组页岩油的初次运移特征进行分析。结果表明:马朗凹陷芦草沟组虽然基质孔隙小,但孔隙度并不很低,是油气储集的主要空间,石油为源内自生自储,极好的源岩层又是产油层;芦草沟组页岩油是烃源岩在低成熟—成熟早期阶段生成的,由于源岩层渗透性较差,油气不具备大规模向外排运的条件而滞留在源岩层中未发生大规模排烃,仅断裂带附近芦草沟组烃源岩生成的石油向外排运明显,大部分地区页岩油只有源内小尺度的初次运移,并且其中的云质岩外来烃最明显;源岩内大量石油滞流是超压形成的主要原因。     

马朗凹陷芦草沟组页岩油储层成岩演化与溶蚀孔隙形成机制

通过场发射环境扫描电子显微镜、X射线衍射等试验手段,对三塘湖盆地马朗凹陷芦草沟组页岩油储层成岩演化特征与溶蚀孔隙形成机制进行研究。结果表明:二叠系芦草沟组泥页岩为低孔、特低渗储层,主要经历了压实、胶结、交代以及溶解等成岩作用;有机质热演化与无机矿物成岩演化在时空上相对应,有机质生烃高峰、孔隙度高值区、伊利石含量高值区在同一深度出现;生烃过程形成的酸性流体溶解不稳定矿物,形成溶蚀孔隙,同时为伊利石化提供K+;矿物溶蚀孔和有机质残留孔是页岩油重要的储集空间,伊利石化可加速钾长石溶解,并造成矿物的体积收缩,对储集空间的形成具有明显促进作用;泥页岩中溶蚀孔隙的形成与有机质生烃、油气初次运移同步。     

马朗凹陷芦草沟组泥页岩储层微观孔隙特征及地质意义

通过CT扫描、比表面积及孔径分析、脉冲渗透率测试等实验手段,对马朗凹陷芦草沟组泥页岩储层微观特征及其地质意义进行研究。芦草沟组泥页岩微观储集空间类型多样,大小在几纳米到十几微米不等,其中以宏孔为主,无机矿物和有机质中均可发育较大孔隙;芦草沟组二段中部的微孔隙开放程度最高,岩石基质渗透性也相对最好;黏土矿物可明显增加岩石的比表面积,碳酸盐岩、长石的质量含量与比表面积成反比,有利于分布集中、直径较大的孔隙形成。石英(包含自生石英)可通过增强泥页岩的脆性形成微裂缝,抵抗压实作用保护微孔隙,明显改善了泥页岩物性,其有利作用要大于因自生石英形成而阻塞孔隙产生的不利影响。马朗凹陷芦草沟组泥页岩的微观地质条件有利于游离态页岩油的富集与渗流,是该区建成页岩油产能的重要微观地质原因。     

马朗凹陷二叠系芦草沟组致密油源储特征

利用岩石取心、薄片、物性、有机质地化等资料,采用镜下观察、岩石热解分析、地化参数交会等方法,对三塘湖盆地马朗凹陷二叠系芦草沟组混积岩的源储特征和生烃潜力开展了分析,并讨论其成藏条件。结果显示,芦草沟组储层岩性分为泥岩、泥质灰岩、泥质白云岩和凝灰岩4类,储集空间以粒间孔—粒内孔、晶间孔、火山灰脱玻孔以及长英质溶蚀孔、溶蚀缝为主,物性特征为低孔、特低渗。烃源岩的优势岩性为白云质泥岩和泥岩,TOC平均值为4.41%,有机质类型主要为Ⅰ型和Ⅱ₂型, 成熟度以低成熟—成熟为主,源岩为有机质丰度高、有机质类型好、生烃演化处于生油阶段的优质烃源岩。综合分析认为, 芦草沟组浅—半深湖相混积岩源储一体,生烃潜力大,是一套具备“物资基础好、基本条件够、油气高效聚集”有利成藏条件的“自生自储、高效聚集、他源供给”云质岩致密油藏。     

新疆马朗凹陷油气二次运移模式及其勘探意义

针对三塘湖盆地马朗凹陷的石油地质特征,在石油地质分析化验资料及研究成果的基础上,根据油气二次运移的一般模式特征,采用动、静态结合、单项与多项结合的研究方法分析油气二次运移特征。结果表明,上二叠统芦草沟组泥质烃源岩在晚侏罗世开始大量成熟排烃;具有早白垩世末期和晚白垩世末期两次成藏关键时期;以断层、不整合面、裂缝与连通性地层为运移通道,以垂向运移、短距离运移、源内聚集为主,侧向运移为辅的油气运聚特征。油气二次运移模式表现为:中、新生界以背斜、断背斜、岩性型聚集模式为主,上古生界以断块、断阶、地层型聚集模式为主。研究成果经实践证明在勘探中具有重要的指导性。     

吉木萨尔芦草沟组页岩油储层润湿性特征与影响因素分析

润湿性是页岩储层的重要物性之一,关系到开发方式的制定和生产制度的优化。借助Amott法与接触角法测定了吉木萨尔芦草沟组储层不同岩性样品的润湿性并对比了两种测试结果的差异;通过RoqSCAN技术测定了岩心表面矿物组分,结合原油组分分析了吉木萨尔芦草沟组储层在不同工作液下的润湿特征并分析了组分对润湿性的影响。此外,通过渗吸驱油实验讨论了润湿性对渗吸驱油效率的影响并筛选了适用于吉木萨尔的表活剂类型。结果表明：岩性与原油物性是影响吉木萨尔芦草沟组储层润湿性的关键因素,其中石英、绿泥石、伊利石含量更高的层段亲水性更强,白云石、黄铁矿、伊蒙混层及高岭石含量更高层段亲油性更强,长石含量对吉木萨尔芦草沟组润湿性的影响不大,原油中胶质沥青质含量更高层段亲油性更强。芦草沟组储层在地层水与瓜胶压裂液环境下普遍偏油湿,非离子类表活剂更加适用于吉木萨尔芦草沟储层,改变润湿性的性能更加稳定,能显著提高亲油岩心的渗吸驱油效率。     

有效源岩的精确厘定及其排烃量:以南堡凹陷为例

有效源岩是指已经进入排烃门限并且品质较好能够排出烃类的源岩.有效源岩的判别分为3步:第1步是对研究区的潜在源岩进行地质统计,确定其平面分布;第2步是利用排烃门限理论判别潜在源岩是否进入排烃门限,只有进入排烃门限后才可能排烃;第3步是对进入排烃门限的潜在源岩进行品质判别,剔除不能排烃的源岩.由此精确厘定有效源岩的分布.基于有效源岩的空间分布,采用生烃潜力法可以准确计算排烃量.对渤海湾盆地南堡凹陷的应用结果表明:对于沙三段、沙一段、东三段有效源岩而言,沙三段有效源岩的规模最大;三套有效源岩的排烃量分别为62.99×108t,30.65×108t和22.23×108t.