靖边气田碳酸盐岩储层沉积-成岩演化模式

 靖边气田主产层次生溶蚀孔洞缝成层连片发育,孔洞缝分布受沉积相和成岩作用双重控制。本文结合98口井岩心观察、1000余块薄片鉴定及多种化验测试资料对储层沉积相、成岩作用进行了系统研究,探讨了储层沉积-成岩演化模式及其对孔洞缝储层发育的控制作用。结果表明,靖边气田储层为蒸发潮坪沉积,并可细分为潮上带泥云坪、膏岩洼地、含膏云坪;潮间带含藻云坪、泥云坪、颗粒滩、潮下带灰坪7种沉积微相;储层埋藏主要经历了白云化、溶解、充填、破裂、交代、压实-压溶、角砾化和重结晶8种成岩作用;储层沉积-成岩演化总体分为沉积同生期、近地表浅埋藏期、抬升风化期和后埋藏期4个阶段;马五1 1 ~马五13 、马五4 1a高孔渗段的形成主要受沉积同生期和抬升风化期溶解作用及含膏云坪、含藻云坪和颗粒滩微相控制,而马五3 2~马五3 3、马五4 1b~马五4 3b、马五5低孔渗段的形成主要受泥云坪、膏岩洼地和灰坪微相控制。     

鄂尔多斯盆地东南部马家沟组上组合沉积微相特征及展布规律

探讨鄂尔多斯盆地东南部地区奥陶系马家沟组上组合沉积微相类型、特征以及展布规律。通过对典型钻井岩心和野外剖面进行岩石类型、结构构造的研究,对研究区的沉积微相进行识别,研究其发育特征,再现其时空分布规律。结合各单井相分析,系统编制各层系的岩相古地理图件;在相分析和古地理研究基础上,开展岩相古地理演化过程分析,揭示沉积古地理演化规律。结果表明马家沟组上组合主要发育泥云坪微相、灰云坪微相、膏云坪微相和含膏云坪微相。从马五_4沉积期到马五_1沉积期相对海平面逐渐降低,而海平面的降低控制了沉积微相的发育和空间展布。     

苏里格气田东区马五段储层特征及控制因素

下奥陶统马家沟组马五_(1-5)段是苏里格气田东区主要产层段,其勘探潜力巨大。基于岩心观察、铸体薄片及分析化验等资料,对马五段进行储层特征及控制因素分析。研究表明,苏里格东区在马五_5期为局限台地相带的潮坪亚相沉积。马五_(1-4)为含膏云坪亚相,马五5为颗粒滩相;发育含膏细-粉晶白云岩和中-粗晶白云岩。苏里格气田东区马五_(1-5)段储集空间包括孔隙和裂缝2大类,其中孔隙主要为溶蚀孔、膏模孔、晶间孔、晶间溶孔和裂缝包括溶蚀缝、微裂缝和构造缝等。储层发育和分布主要受控于:沉积环境决定了多类型储层发育;马五_(1-4)层段准同生白云石化和渗透回流白云石化及马五_5段埋藏白云石化作用是碳酸盐岩储层发育的决定条件,白云石化作用改善了储集性能;苏里格气田马五_(1-5)层段碳酸盐岩储层经历了不同阶段溶蚀作用(同生、表生、埋藏)而形成有利的溶孔、溶缝储层,提高了储层储集性能。     

延安地区奥陶系马家沟组储层硫化氢成因及聚集规律

延安地区奥陶系马家沟组普遍含硫化氢,个别井硫化氢含量较高,给钻井、集输、环境带来安全风险,为明确延安地区马家沟组储层中硫化氢成因及分布规律,通过天然气中总有机硫含量、二氧化碳含量、碳同位素及硫同位素研究,确定硫化氢的成因,结合膏岩、地层水、埋藏史、包裹体均一温度等资料,开展硫化氢形成、运移、聚集规律研究。结果表明:延安地区奥陶系马家沟组硫化氢为硫酸盐热化学还原成因,膏岩和地层水分布、流体充注及地层温度是控制硫化氢形成的主要原因;硫化氢伴随着天然气发生运移聚集,在具备封存条件的部位聚集,上古生界本溪组储层中硫化氢来于马家沟组。马家沟组马五_(1+2)、马五_4、马五_5以下储层中硫化氢聚集规律不同,古沟槽、不整合面、铝土岩及组合配置关系确定了硫化氢在不同储层中聚集规律,马五_5以下储层中硫化氢含量高于马五_4储层中硫化氢含量,高于马五_(1+2)储层中硫化氢。     

苏里格东部马_五~5储层特征及成藏控制因素

近年来,作为鄂尔多斯盆地油气勘探新层段,奥陶系马家沟组马5五亚段取得了天然气勘探的突破。在钻井岩芯观察、测井分析、薄片鉴定、物性分析等基础上,结合生产资料,系统研究了苏里格地区东部马5五亚段碳酸盐岩储层特征,分析了成藏控制因素。认为苏里格东部地区马5五亚段主要储层为白云岩型岩性气藏,气藏与白云岩之间对应关系好,晶间孔是最主要的储集空间类型,其中,中晶白云岩、细晶白云岩和粉晶白云岩的储层物性最好;沉积微相为储层的发育提供物质基础,白云岩控制了有效储层的分布,中—后期埋藏阶段的成岩作用对储层发育和成藏最为有利,鼻状构造对成藏有一定的影响,古岩溶作用对马5五亚段储层的影响不大。     

鄂尔多斯盆地东南部下古生界碳酸盐岩天然气成藏条件

为研究鄂尔多斯盆地东南部下古生界碳酸盐岩天然气成藏特征,指导下一步天然气勘探开发,采用地质与地球化学相结合的方法,通过岩溶古地貌恢复、烃源岩有机碳对比、储层成岩作用研究,对下古生界天然气成藏地质条件进行了探讨。结果表明:研究区处于古岩溶斜坡地带,其西部为古岩溶高地,东部为古岩溶盆地,古岩溶斜坡呈北西-南东向展布,古沟槽呈树枝状沿东西向展布;气藏的形成受不整合面沟槽地貌的控制,在斜坡与侵蚀沟槽及斜坡与高地的边缘地带含气性能好。上古生界煤系烃源岩是下古生界主要的供烃层位,其生烃强度是下古生界的4~5倍。在裂缝的沟通作用下,天然气由古沟槽侵蚀区和铝土岩缺失部位进入下古生界风化壳岩溶储层,表生岩溶作用和溶蚀作用形成的孔、洞、缝为油气充注提供了储集条件。     

鄂尔多斯盆地中南部马家沟组马五_5～马五_1亚段白云岩成岩相特征及其对储层的影响

通过对白云岩进行岩心观察,对薄片鉴定、X衍射等资料以及测井资料进行综合研究,探讨鄂尔多斯盆地中南部马家沟组马五_5~马五_1亚段的白云岩成岩相特征及其对储层的影响。研究表明,白云岩成岩相类型主要有膏盐溶蚀角砾相、活跃回流渗透云化相、隐伏回流渗透云化相以及风化岩溶角砾相。其中,膏盐溶蚀角砾相、活跃回流渗透云化相、隐伏回流渗透云化相白云岩形成于受早期淡水或混合水影响的近地表环境;风化岩溶角砾相白云岩形成于受表生期淡水以及大量陆源碎屑物影响的表生淡水环境。储层发育的有利成岩相主要为膏盐溶蚀角砾相以及活跃回流渗透云化相,其次为隐伏回流渗透云化相和风化岩溶角砾相。     

鄂尔多斯盆地乌审旗东区马五_(1-4)亚段碳酸盐岩储层孔隙特征与成因

鄂尔多斯盆地乌审旗东区奥陶系储层低孔低渗,储层发育受沉积和岩溶地貌等多种因素控制。为探讨该区储层的特征及其成因,在岩心观察和测井曲线分析基础上,划分了苏里格气田东区马五1-4亚段沉积微相;利用薄片观察、压汞分析、扫描电镜等分析技术,研究了储层储集空间类型、物性特征、孔隙结构等储层特征及储层成因。研究后认为,马五1-4亚段储层孔隙包括膏核溶孔、膏晶模溶孔、晶间孔、晶间溶孔、裂缝等;孔隙类型组合形式有溶孔裂缝型、孔隙型、微孔型、裂缝-孔隙-孔洞型4种;沉积微相以潮上、潮间、潮下云坪和含泥云坪为主,纵向上变化较快;膏质或含膏云坪相最有利于储层发育,潮间带云坪相稍差,含泥云坪相最差;表生期石膏、硬石膏结核的选择性溶蚀决定了孔隙规模;岩溶古地貌控制地表水的流向,使碳酸盐岩溶蚀向下延伸,影响储层分布,马五4亚段成为该区最有利的储层;鼻隆和鼻凹等微构造对物性影响较大,鼻隆和鼻凹处孔渗较高,鼻翼最差。     

滇黔川地区灯影组储层特征及其主控因素

滇黔川地区灯影组时代老、埋藏深,经多期构造运动改造,成岩演化复杂。为摸清灯影组储层特征及优质储层发育的控制因素,利用宏观露头-岩心及微观薄片、储层物性测试及地球化学资料对储层进行系统分析。综合研究表明:滇黔川地区优质白云岩储层岩石类型主要为藻丘亚相的藻纹层云岩、藻云岩,浅滩亚相的藻砂屑云岩,云坪亚相的粉-中晶白云岩;主要的储集空间为溶蚀孔洞、粒内孔和粒间溶孔、晶间孔和晶间溶孔及微裂缝与溶缝,整体上表现为低孔低渗特征;优质储层受控于沉积相、岩溶作用及构造破裂作用的叠加效应。藻丘、浅滩及云坪亚相的有利岩相为储层发育提供物质基础。岩溶作用是优质储层形成的重要机制,灯二段与灯四段上部受大气淡水与混合水改造形成有效的次生溶蚀孔洞缝,从而改善了储层的储集品质。     

鄂尔多斯盆地天环北段奥陶系白云岩储层特征及分布规律

岩心及薄片观察显示,鄂尔多斯盆地天环北段奥陶系桌子山组和克里摩里组广泛发育白云岩储层,储层岩性主要为晶粒白云岩和颗粒白云岩,且属于埋藏白云岩化成因,储层储集空间类型主要包括晶间孔、晶间溶孔以及非组构选择性溶蚀孔洞和溶缝。成岩-孔隙演化分析表明,研究区白云岩储层主要由埋藏云化作用、表生岩溶作用和埋藏岩溶作用形成,且优质储层分布受岩相、白云岩厚度、岩溶古地貌及断裂等控制。克里摩里组白云岩储层主要分布于克里摩里组剥蚀线与铁克苏庙—马家滩一线地区,桌子山组白云岩储层主要发育在中央古隆起至乌拉力克组剥蚀线之间地区。研究区生储盖层配置关系良好,具备形成大型天然气藏的有利条件,局部构造如断层遮挡和褶皱是寻找有利勘探目标的重要方向。     

苏里格气田桃2区块马五1亚段沉积微相特征

对苏里格气田桃2区块14口取心井马五1亚段岩心、薄片、测井、录井资料进行详细分析,认为研究区马五1亚段属于陆表海台地潮坪相,潮坪相主要包括潮上带和潮间带2个亚相及8个微相。通过单井相和连井相分析认为该区马五1亚段纵向上以潮上带亚相为主,潮上云坪、泥云坪及灰云坪微相发育。小层沉积微相平面展布特征研究表明：马五14、马五13和马五11＋2沉积微相平面展布有较好的继承性;主力层马五13平面上潮上云坪最为发育,其次是潮上泥云坪,潮上灰云坪呈不规则状分布于研究区中部。     

碳酸盐岩古岩溶储层预测的难点与对策

在分析碳酸盐岩古岩溶储层成因特点与预测难点的基础上,确定针对该类储层进行地震预测的思路与对策,即首先建立古岩溶储层的地质概念模型,然后通过实验室地震物理模拟,确定敏感性地震参数,最后在井旁地震道属性统计分析的基础上,对塔里木盆地轮西区块奥陶系风化壳古岩溶储层进行预测.结果表明:该区早海西期存在2个岩溶旋回,相应地发育3套与岩溶作用有关的储层;平均反射强、均方根振幅、平均能量是反映缝洞型储层的主要敏感性地震参数,而能量半衰时斜率对于检测裂缝发育带最为敏感;研究区古岩溶储层的发育主要受岩溶地貌和断裂系统的控制,具有明显的分带性及叠置性特征.     

鄂尔多斯盆地马五_5白云岩储层特征及主控因素

在大量钻井岩芯观察、测井分析、薄片、扫描电镜鉴定、物性分析的基础上,研究了鄂尔多斯盆地马五_5亚段白云岩储层特征及主控因素。认为马五5亚段储集岩类型以泥粉晶白云岩和粉晶白云岩为主;储集空间类型主要为晶间(溶)孔和溶蚀孔洞;属于低孔低渗储层。发育云坪、灰质洼地、云质洼地、云灰-灰云洼地微相,微相控制白云岩的分布,分布面积最广、白云岩厚度最大、物性最好的是靖边西云坪白云岩带。白云化作用决定优质储层的形成,准同生期白云化作用形成少量白云石晶间微孔、准同生期后白云化作用形成白云石晶间孔、埋藏期白云化作用形成白云石晶间孔和溶蚀孔;白云化亚相决定有效储层的分布,边缘—过渡亚相是最有利的白云化亚相;表生岩溶和埋藏溶蚀作用提供大部分储集空间,但渗流粉砂、方解石、石英等充填作用破坏储集空间。     

靖边气田东侧陕X区块古地貌和气水分布规律

靖边东侧陕X区块作为开发新区,下古岩溶古地貌较为复杂,同时气水分布规律不清。本次研究中基于钻测井资料、岩心、薄片和其他分析测试分析认为该区下古发育典型的岩溶角砾岩,储层岩性主要为细粉晶白云岩,储集空间主要为溶蚀孔、晶间微孔和裂缝。该区相对靖边地区,整体孔渗偏差,储层较为致密。通过印模法和残厚法对古地貌进行定性恢复,结果表明：研究区整体处于岩溶斜坡和岩溶洼地过渡地带,沟槽仅在研究区北部发育,从古地貌高部位到低部位,物性逐渐变差,储层逐渐致密。陕X区块气水整体受古地貌控制,局部受现今构造控制。其中在西部古地貌相对高部位下古基本不出水,东北区接近沟槽区域气水复杂,其中出水井点主要位于现今构造低洼部位,东南区古地貌为岩溶洼地,储层基本致密,下古普遍产水。     

川东南地区茅口组古岩溶发育特征及勘探领域

近期勘探突破表明茅口组储层在川东南地区具有较大的勘探潜力。通过古岩溶纵向划分、地震反射特征分类展布研究及恢复古地貌等方法对茅口组古岩溶发育特征进行了深入研究。茅口组灰岩古岩溶纵向上可划分为垂直渗流带、水平潜流带、深部缓流带,其中垂直渗流带和水平潜流带是储层发育的有利岩溶相带。地震上发育"斜亮点"和"变振幅"两种古岩溶储层类型,集中分布在岩溶斜坡的隆盛及天堂坝—四面山地区。綦江—涪陵处于官渡岩溶高地的东斜坡,勘探领域广阔。     

塔里木盆地轮古西地区奥陶系古岩溶储层特征

为了进一步挖掘轮古西区古溶岩探区潜力 ,利用常规薄片、扫描电镜、图像分析、同位素等测试手段 ,对该区古岩溶储层特征进行了研究 .结果表明 :轮古西地区下奥陶统碳酸盐岩基质具有低孔低渗特点 ,多属非有效储层 ;古岩溶储层的有效储集空间主要是溶蚀孔、洞和裂缝 .洞穴规模变化大 ,主要分布于距古风化壳面深度为 0～ 2 0 0m范围内 ,中、大型洞穴多分布于古岩溶剖面中下部 .各岩溶相带中 ,表层岩溶带的洞穴最发育 ,其次为水平潜流带和季节变动带 ,垂直渗流带洞穴较不发育 .裂缝类型以构造缝为主 ,以发育立缝和低角度缝为主 ,高角度缝和水平缝发育次之 .纵向上 ,季节变动带和水平潜流带的裂缝最为发育 ,表层岩溶带和垂直渗流带的裂缝发育程度较低 .储层类型主要包括孔洞型、裂缝型、裂缝—孔洞型及洞穴型 4种 .其中 ,洞穴型、裂缝—孔洞型储层的产能好 ,是该区的重要储层类型     

塔里木盆地某地区奥陶系古岩溶作用机理及控制因素分析

古岩溶是一种重要的聚集油气的地质体,储层发育状况和油气聚集的情况比较复杂。塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩储层,基质岩性致密,不具备有效的储渗能力,只有岩溶和裂缝储集体为其主要的储集空间,认识该地区古岩溶的作用机理与控制因素是研究碳酸盐岩古岩溶储层的首要问题。通过对塔里木盆地某地区奥陶系一间房组、鹰山组碳酸盐岩的研究,采用将今论古的研究方法,结合前人的研究成果,根据现今岩溶相带的划分,系统的探讨了本研究区古岩溶的作用机理及模式,并综合分析控制古岩溶发育的诸多因素,包括地层岩性、古地貌、古构造、古水文、海平面变化、不整合面、断裂、古气候等等。     

黄骅拗陷奥陶系岩溶储层发育特征与控制因素

通过岩心观察和薄片鉴定,归纳总结岩溶类型,探讨岩溶作用的发育及控制因素。研究表明,黄骅拗陷奥陶系碳酸盐岩储层分为孔隙型、孔-洞-缝型及裂缝型3大类,储层发育程度与古风化壳的距离有关。岩溶作用主要为表生期岩溶作用和埋藏期岩溶作用,表生期岩溶作用因经历的构造运动背景不同而导致了岩溶路径和岩溶强度的明显差异,埋藏期岩溶作用多与后期的构造作用关系密切。表生岩溶作用存在均衡岩溶和差异岩溶两种,沉积-成岩与构造-古地貌对表生岩溶储层具有主要的控制作用。埋藏岩溶作用不仅受到发育沿断层、裂缝下渗大气淡水与埋藏环境压释水混合溶蚀作用的影响,而且岩浆-构造热液溶蚀作用亦对岩溶储层做出了贡献。     

碳酸盐岩储层特征及影响因素分析——以靖边气田陕200井区马五41储层为例

在系统分析、总结前人对靖边气田陕200井区研究工作的基础上,运用岩心观察、薄片分析、常规物性测试和高压压汞等方法进行系统分析,研究鄂尔多斯盆地靖边气田陕200井区奥陶系马五14储层特征及其储层储集性能的影响因素。马五14储层为低孔、低渗、低丰度的薄气层,以云坪和膏云坪沉积微相为主,储集空间以各类溶孔和膏模孔等次生孔隙为主,且储层裂缝发育,缝-洞-孔为最有利的孔隙组合。储层在构造运动和沉积-成岩作用控制下,天然气分布呈现一定的规律性:西南部为天然气富集区,中东部次之,西北部和东南部最差。     

苏里格东南区古地貌恢复及其与气水分布关系

综合运用沉积古地质分析法、印模法、残厚法等,对鄂尔多斯盆地苏里格东南区前石炭纪岩溶微地貌特征进行研究,并结合实际生产数据对其气水分布特征进行总结,发现研究区奥陶纪末岩溶古地貌形态表现为"西高东低、北高南低"的分布格局,发育2类二级古地貌单元和9类三级古地貌单元,其中岩溶斜坡为主体地貌单元,主要发育上斜坡、下斜坡、一级残丘和二级残丘,局部发育古洼地和古沟槽;研究区马家沟组上组合气水分布主要表现为西北部、东部及东南部地区富气,中西部地区富水的特征。结果表明:综合以本溪组顶部8~#煤层为上基准面的石炭系印膜厚度、以K_3标志层为下基准面的残余厚度及其各自与平均厚度间的相对差值,可对研究区岩溶微地貌进行有效刻画;古残丘及上斜坡地区是有利天然气富集高产区;水层、气水同产层因受燕山期地层翘倾影响,多分布于研究区中西部古岩溶上斜坡地区;古洼地、古沟槽溶蚀淋滤作用较弱,虽不利于天然气富集,但仍有少量低产气井分布。