川西坳陷须五段地层水特征及其产出控制因素

川西坳陷须家河组五段气藏气水关系复杂,地层水矿化度高,均不同程度的产水。通过川西坳陷600多个地层水化学数据的系统分析,探讨了研究区地层水化学特征及其气水产出控制因素。须五段地层水主要为CaCl_2型,少量NaHCO_3型,矿化度较高,平均为68 920.3 mg/L,长期处于高度封闭状态,总体处于交替停滞带,钠氯系数介于钠氯系数介于0.69~0.95,平均为0.8,属于变质的沉积水;脱硫酸系数低,还原彻底,碱交换指数低,地层水不活跃,保存条件较好。地层水开采一定时间后,水型发生转变,Na~+/Mg~(2+)比值降低,气藏开发过程中在岩石变形、水的膨胀以及压差的综合作用下,束缚水转化为可动水进入流动通道并随气体产出,导致地层含水饱和度较高。单井地层水产能与河口坝和水下砂坝厚度百分比、压力和压力系数、断层正相关,与分流河道和浅湖泥厚度百分比负相关。     

海相碳酸盐岩地层水对油气的响应特征 ——以塔中北斜坡奥陶系为例

海相碳酸盐岩地层水与碎屑岩地层水化学特征、作用及对油气的响应不尽相同。对塔中奥陶系地层水及油气性质的研究表明奥陶系地层水以(K++Na+)、Cl-为主要离子成分,以CaCl2水型为主,矿化度集中在(70~200)×103mg/L之间,pH值与储存类型相关;碳酸盐岩地层水对油气的响应主要体现在三个方面:钠氯系数、脱硫系数、矿化度等综合反映油气的保存条件,矿化度升高方向指示油气运移方向,矿化度、出水量、油气性质差异反映成藏过程中的油气分异现象。根据出水量和出水特征,可将塔中奥陶系地层水划分成凝析水、断层水、边(底)水和封存水4种类型,不同类型地层水反映成藏特征不同。     

鄂尔多斯盆地天环坳陷北部山1－盒8段地层水地球化学特征及成因

通过对天环坳陷北部地区山1-盒8段地层水水文地球化学特征等研究,揭示地层水成因,为该区下一步气水关系研究和天然气勘探开发提供基本依据。研究表明,天环北部地层水矿化度较高,偏酸性,离子组成以Cl~-、K~++Na~+和Ca~(2+)为主,水型为氯化钙Ⅳ型和Ⅴ型水,反映所处环境有利于气藏的聚集和保存。地层水特征参数中除变质系数较大外,钠氯系数、钙镁系数和脱硫系数均较小,反映了山1-盒8段地层水浓缩和变质程度较深,地层封闭条件优越,是良好烃类聚集区。此外,通过对比水体环境中各离子组分的富集和损耗状态,分析认为研究区山1-盒8段地层水成因与蒸发浓缩作用、水-岩相互作用和流体混合作用等有密切关联,属于原始沉积成因水且经历了较强浓缩变质作用。     

姬塬地区长9油层组地层水化学特征及其与油藏的关系

基于地层水分析数据对姬塬地区长9油层组的地层水化学特征进行分析,在研究长9油藏主控因素的基础上,分析长9油层组原油地化参数与地层水化学特征,探讨长9油层组地层水化学特征与油藏的关系。结果表明:长9油层组地层水矿化度平均为28.7 g/L,地层水类型主要为CaCl_2型,其次为Na_2SO_4型及少量MgCl_2型和NaHCO_3型,属于整体封闭的,局部相对开放水文地质环境;从油藏运移的角度来看,长9地层水矿化度与示踪油气运移方向的地球化学参数(nC_(21)~-+nC_(22)~+)/(nC_(28)+nC_(29))及nC_(21)~-/nC_(22)~+比值有着良好正相关性,长9油藏总是从低矿化度区域向高矿化度运移,且在运移路径上均存在显示地层水化学异常的Na_2SO_4型和NaHCO_3型地层水,其一定程度上可作为断层及裂缝等优势运移通道存在的响应,同时CaCl_2型地层水可作为良好的油藏保存条件的响应,因此长9油藏大多分布在Na_2SO_4型和NaHCO_3型地层水分布区域附近的CaCl_2型地层水中;结合油藏分布区地层水化学参数的分布,提出长9油藏聚集的有利水文地质条件。     

油气水物化性质与油气运移及保存

以准噶尔盆地腹部石炭系为例，利用油气水物理化学性质的变化，采用地层水的矿化度、水型、钠氯比值、脱硫系数，原油的密度、粘度、凝固点，以及天然气中的甲烷含量、△Ｒ３等参数，分析判断了油气运移及保存的情况，结果表明：准噶尔盆地腹部石炭系由东北向南，由周边向中央水动力变弱，对油气保存有利；在伦２井、伦３井至夏盐１井一带及彩４井处，是水动力相对较强的区域，对油气的保存不利；油气运移方面可能为由西北向东南。认     

鄂尔多斯盆地油田水化学特征及地质意义

鄂尔多斯盆地三叠系延长组和侏罗系延安组油层水与油藏保存条件关系复杂,通过成藏过程和不同层系地层水化学特征研究和对比分析,得出如下几点认识:①延长组和延安组油层水矿化度总体较高,属于盐水-卤水地层水类型,Na+,K+和Cl-高度富集是高矿化度的原因;②沉积期古盐度特征对延长组现今地层水矿化度有明显控制作用,油层的水文地质条件稳定,封闭性能较好,有利于油藏后期保存;③印支期末剥蚀暴露期的大气水淋滤作用影响,是造成延长组顶部长1油层和长2油层水矿化度变低的主要因素,油藏保存条件明显降低;④侏罗系开放的水文地质环境及煤系地层自身释放的CO2是造成侏罗系油层水具备NaHCO3水性质和水文地质环境活跃的主要原因,油藏保存条件相对较差。     

开鲁盆地奈曼凹陷奈1区块九佛堂组地层水地球化学特征与油气保存条件

基于实际测试资料,统计分析奈曼凹陷奈1区块九佛堂组21口井地层水的水型、矿化度及特征系数在平面及纵向上的变化特征,并探讨研究区地层水地球化学特征与油气的保存及分布关系。结果表明:该区地层水是以阴阳离子分别为HCO3-和(Na++K+)为主的Na HCO3型水,地层水矿化度低;研究区地层水矿化度主要受控于断层的分布,靠近断层的油气井中地层水矿化度明显较远离断层的油气井中的高,主要是由于该区深部的高矿化度地层水经断层及其他运移通道运移至浅层,并与浅层地层水混合所致;地层水化学组分及离子特征系数随深度的变化表现为稳定型、正相关型和负相关型3种变化类型;纵向上,地层水的Cl-浓度、r(Cl-))/r(Mg2+)及r(Ca2+))/r(Mg2+)都随埋深的增加而增大,而HCO3-浓度及r(Na+))/r(Cl-)均随埋深的增加而减小,表明奈1区块九佛堂组地层水现今总体上处于封闭的流体动力环境,有利于油气的聚集与保存;平面上,靠近凹陷中心的奈1块油气井中地层水r(Na+))/r(Cl-)及r(SO42-)×100)/r(Cl-)明显较奈3块及其以西地区偏低,而r(Cl-))/r(Mg2+)及r(Ca2+))/r(Mg2+)明显偏高,表明奈1块地层封闭条件好,更有利于油气藏的形成与保存;研究区断层有效沟通了烃源层与储集层,为浅层次生油气藏的形成提供了必要条件;靠近凹陷中心的奈1块是该区油气勘探的重要领域,且主干断裂和浅层分支断裂发育带是浅层次生油气藏勘探的重要区域。     

中国南方天然沥青、油气苗分布与找油气关系

从中国南方地表广泛分布的天然沥青、油气苗的产出特征、水化学性质及沥青演化阶段入手,结合区域构造、热作用、保存条件与区内已知的油气田对比剖析,对除四川盆地已知油气田以外的中古生界地层裸露区的断拗进行保存条件及地覆构造研究,结果表明:寻找保存条件相对较好,热作用适中的地带进行勘探,可能发现断层圈闭、断高、生物礁气藏以及新生界构造造成岩性圈闭的次生气藏等;在那些保存条件好的地带,可能发现断层圈闭及潜伏生物礁气藏;但在广泛古生界地层裸露区,特别是碳酸岩发育的地带,普遍见天然沥青、油气苗及张性断裂,是找油气的不利区域。     

四川盆地高石梯-磨溪构造震旦系-寒武系含气层系流体特征

下寒武统龙王庙组-上震旦统灯影组是川中高石梯-磨溪构造主要的含气层系。以地层水化学资料和实测地层压力为基础,分析灯影组-龙王庙组地层水化学特征和地层压力分布,研究地层流体特征与油气成藏的关系。结果显示:地层水离子中Cl-、K++Na+和Ca2+占绝对优势,以CaCl2型地层水为主,总矿化度高,变质程度深,封闭性好,还原性强,对油气聚集和保存十分有利。根据压力系数分布特征将龙王庙组-灯影组划分为龙王庙组异常高压带、灯四段-灯二段上部常压带和灯二段下部异常低压带。天然气高产区与地层水矿化度高值区以及超压分布区具有良好的对应关系,压力系数对天然气产量的影响尤为明显。     

鄂尔多斯盆地延长组地层底面古构造定量化演化及其石油地质意义

为定量化明确延长组地层在几个关键沉积期的底面凹凸构造面貌特征,基于鄂尔多斯盆地大量钻井等资料并采用盆地模拟技术,划分4个地层单元,即长10～长8、长7、长6～长4+5和长3～长1,定量化考察延长期湖盆在各层地层单元沉积末期的底面古构造特征。结果表明：长8沉积期末,地层底面构造高程整体表现为“东高西低、南高北低”的特征,主湖盆范围的构造等高线在-600 m以下;长7地层沉积期末,整体表现为“南高北低”的古地貌特征,主湖盆范围主要分布在盆地北部、构造高程达-1 150 m以下;长4+5沉积期末,凹陷区分布在盆地西北区域、分布范围和构造高程差变小、约为200 m;长1沉积末期,地层底面构造面貌格局整体表现为“东高西低”的古地貌特征,地层底面凹凸构造高程差为300～400 m。各沉沉积期底面凹凸构造发育,缓坡构造面貌区域是油藏分布的有利区。     

鄂尔多斯盆地演武油田隐蔽性低阻油藏识别方法

探讨鄂尔多斯盆地演武油田侏罗系低阻油藏油水层识别方法,为同类型油藏开发提供依据。通过对延9油藏地层水矿化度分析、油水层束缚水饱和度计算、重点井矿片导电矿物研究等,分析了演武油田低阻油藏的成因。结果表明该区侏罗系低阻油藏主要受高地层水矿化度、高束缚水饱和度、储层岩石较强的亲水性等多重因素控制。结合开发实践,总结了适应本地区低阻油藏识别的电阻率曲线特征、侵入因子与声波时差关系图、视电阻率与自然电位关系图等多种低阻油藏识别方法,应用多种识别方法筛选出潜力建产目标区。在开发过程中,地质规律分析与多种油水层识别方法综合应用,相互验证,才能提高油藏识别率。     

延长气田地层水化学特征及气水分布规律

延长气田气藏出水较严重,气、水分布规律认识不明晰,制约了气田开发进程.综合利用各类测试资料,通过统计分析、叠合对比,系统的研究了地层水化学特征及气、水分布规律,研究表明：地层水呈弱酸性,具有高矿化度特征,表现为封闭地层水特点,总矿化度主要集中在7.49 ～391.74 g/L,平均为94.36 g/L,属于氯化钙型,纵向上由浅到深矿化度逐渐增加,平面上相邻井间矿化度相差较大,地层水主要为局部层间滞留水,水体交换弱;控制气、水分布的主要因素为烃源岩、沉积特征、储集层物性等,烃源岩对气、水分布起到关键作用,构造对气、水分布作用不明显.地层水主要分布在烃源岩欠发育区、沉积边缘相带、物性欠佳区.该研究成果可指导研究区井位优选,确定合理的开发对策.     

东营凹陷水化学场成因及其与超压系统耦合关系

以研究区2000余口探井的实测地压和油田水化学资料以及149个流体包裹体古压力模拟结果等为基础,利用地层水中阴阳离子平衡关系和水-岩相互作用的特点,考察东营凹陷水化学场的成因特征及其与超压系统演化特征的耦合关系以及对原油保存条件的影响。结果表明:在垂向上,2.2 km之上常压系统(沙二段至馆陶组)地层水矿化度一般低于100 g/L,属于咸水,而2.2 km之下的超压系统(沙四和沙三段)部分地层水矿化度高于100 g/L,最高达336 g/L,属于盐水;在平面上,东营凹陷东部地层水矿化度高于西部,北带高于南部,沙三和沙二段高矿化度地层水在凹陷中心沿断裂带分布,沙四段地层水矿化度以东营北带洼陷区为中心呈环带状向外减小;在水化学场和超压系统耦合作用下,超压流体封存箱中的水-岩相互作用对凹陷中心氯化钙型高矿化度地层水的形成具有重要作用,高矿化度地层水的形成某种程度上受到沙四段蒸发岩地层中盐类溶解作用的影响;不同地区和层位的原油密度不同,在凹陷边缘常压带为开启的水文地质系统,地表水渗入作用导致地层水矿化度降低,原油的轻组分散失,密度增加,油气保存条件较差,而凹陷中心超压顶面附近和超压系统内部处于封闭性较好的水文地质系统,原油密度多小于0.9 g/cm3,油气保存条件较好。     

川西大邑气藏气田水化学特征及其动态运移

大邑气藏气田水与日俱增,严重影响该气藏的正常生产,为此,对该气藏气田水化学特征、类型、保存条件、分布特征及动态运移进行了研究。引用美国水文地质学家洛瓦克(Novk)相图分析法对大邑气田水进行了分析,与盆地标准剖面对比表明:大邑气藏气田水为须家河组原始沉积水和须下盆雷口坡组的海相水;采用钠氯系数、肖勒系数和脱硫系数判定了大邑气藏气田水保存条件,大邑气藏气田水为封闭性、保存条件好的原始沉积水,分别分布于须家河组和雷口坡组;同时,分析、对比气藏生产动态与气田水相应变化,结果表明:大邑气藏稳产期产出的气田水为须家河组原始沉积水,提产后产出的气田水为海相地层水;而大邑气藏气田水动态变化的过程中,控制大邑构造的断层(沟通了三叠系海相和陆相地层,但未切穿区域盖层)起到了非常重要的通道作用;最后总结了大邑气藏气田水动态运移特征;大邑气藏稳产期的特征表明:有效控水、合理生产压差下气藏可稳定生产。     

地下水侵入对三间房组油藏油水界面的影响

鄯善油田经过10多年开发,地层水的分布状况变得比较复杂。近期新钻加密井发现三间房组油藏油水界面分布特征与开发初期所认为的情况有明显差别,整体呈北高南低、西高东低特点。对油水界面变化情况及地层水矿化度、化学成分、水型等资料分析表明：自北向南地层水矿化度逐渐升高,水型也由NaHCO₃型逐渐过渡到CaCl₂型。通过对地层水中不同类型离子的组合特征及含量变化分析,结合邻区地层水分布特征,认为造成目前油水界面分布状态的主要原因是地下存在一个水动力系统,自西北部侵入鄯善油田,使西区、北区油水界面严重抬升,地层水矿化度及化学成分也发生了相应变化。为油田确定今后新钻加密井的井深及提高水淹层解释的符合率提供了有力的依据;同时也为分析油水界面变化的影响因素提供了一个新思路。     

鄂尔多斯盆地东南部本溪组地层水化学特征与天然气成藏意义

通过对本溪组地层水性质与地球化学特征的详细研究表明:研究区地层水呈弱酸性,总矿化度介于50.68~391.74 g/L,阴、阳离子分别以Cl~-,Ca~(2+),K~++Na~+含量占优势为特征,水型为单一CaCl_2型;钠氯系数(rNa/rCl)介于0.18~0.49,平均为0.35;脱硫酸系数(100×rSO_4/rCl)在0~0.53,平均为0.1,指示其经历了强烈的浓缩变质与脱硫酸作用的改造。研究后认为,纵向上,随着深度的增加,地层水各特征参数的化学剖面在宏观上呈现出3种变化类型:先增后减型、增减交替型、波状递增型;整体上TDS(本2)rNa/rCl(本1),rSO_4×100/rCl(本2)>rSO_4×100/rCl(本1),这表明在流体(气、水)运移过程中,作为优势通道的不整合面使得与其相邻的本2段较本1段具有更强的开放性和流动性,且储层砂岩次生孔隙更为发育{rCa/rMg(本2)>rCa/rMg(本1)}。平面上天,然气在整体自西南向北、东向运移的路径上,其组分中CH_4含量逐渐增高,而N_2含量逐渐降低,呈现出较强的水溶气运聚特征。在运移过程中,天然气遇到合适的圈闭,则逐渐聚集起来形成气藏,且地层趋于封闭的还原环境,有利于天然气的保存。     

惠民南部地区油水物化性质与油气运移方向和模式

油水物化性质变化可以从古水文演化角度反应油气运移方向.本文以惠民凹陷南部地区沙河街组三段为例,利用原油密度、黏度、地层水矿化度、水型及离子组合参数变化特征,研究油气运移规律.平面上,研究区原油密度、黏度整体具有西北高、东南低的分布规律,局部具有一低四高的分布特征,反映出原油密度、黏度随运移距离的增加而增大;地层水矿化度具有以夏口断裂为中心,向南北两侧逐渐变小的分布特征,矿化度高值区的分布与夏口断层油气运移聚集有关;地层水水型和离子组合参数变化特征表明沿夏口断裂带具有两个油气聚集区,分别为双丰、江家店-瓦屋鼻状构造.通过对油气运聚关系的分析,以油气源、输导因素为基础,沿油气主要运移方向,建立了研究区近源侧向砂体输导、近源混向反Z型输导、远源混向阶梯状输导、远源混向多级反Z型输导4种油气运移模式.     

低阻页岩气储层的测井解释评价

为正确解释评价区域页岩气储层,探讨了低电阻率页岩气储层的形成机理。结合大量区域页岩地层的测井特征和地质特点,主要分析了黏土含量、黄铁矿含量、页岩中有机质的成熟度、地层可动水及矿化度、页理(层理、裂缝)等对页岩气地层电阻率的影响,结果表明形成低电阻率页岩储层的原因多,不同区块低电阻率页岩储层的形成机理不同,在实际页岩气井的综合解释评价中得到应用和检验。低阻页岩储层的形成机理和影响因素有"五高",即:黏土含量高、地层水矿化度高、有机质成熟度高、黄铁矿含量高、页理(层理、裂缝)发育程度高,同时这些影响因素大多相互叠加。     

苏里格地区下古生界马家沟组地层水化学特征与天然气聚集关系

通过对苏里格地区44口井66个下古生界奥陶系马家沟组地层水样品测试结果的统计与分析,发现马家沟组地层水以偏酸性为主,具有矿化度高、Cl-和Ca2+占优势、以CaCl2水型为主等特征,反映出下古生界马家沟组地层水处于比较还原的阻滞—停滞水文地质状态,封闭条件较好,有利于天然气的聚集与保存.对苏里格地区马家沟组地层流体水化学组成变化与天然气藏关系的系统研究表明,地层水总矿化度高值区(>150 g/L)、CaCl2型水分布区、rNa+/rCl-低值区(≤0.3)、rCI-/rMg2+高值区(>15)、rMg2+/rCa2+低值区(≤0.2)等均与天然气富集区有较好的对应关系.从地层流体水化学特征平面变化来看,以乌审旗为中心的中部是最大的天然气富集区,中北部的苏11井区也是天然气较有利区,推测南部的陕185井区也将是天然气藏的分布区.     

高邮凹陷南部真武地区地层水化学特征与油气运聚的关系

在分析高邮凹陷许庄、真武和曹庄油田地层水化学垂向和平面分布特征的基础上,考察地层水成因及油田水化学特征与油气运聚的关系.结果表明:许庄油田大气水间断性下渗,下渗深度可能达到2.5～3.0 km;真武和曹庄油田地层水成因主要为沉积埋藏水,但越流模式不同;高邮凹陷南部真武地区地层水化学场由南向北可划分为大气水下渗淋滤淡化区、汇合越流浓缩区和泥岩压实排水淡化区;研究区南部真武大断裂长期活动,大气水下渗淡化地层水,矿化度较低,油气成藏-保存条件较差,而北部地层水明显受泥岩压实排水淡化作用的影响,矿化度较低;地层水在离心流运移过程中不断越流浓缩,矿化度逐渐增大,部分油气随地层水二次运移途中遇到合适的圈闭逐渐聚集起来形成油气藏;中部汇合越流浓缩区为北部泥岩压实排出水和南部下渗大气水的共同指向区,地层水矿化度较高,有利于油气聚集成藏,且富集程度较高.