琼东南盆地松南低凸起天然气水合物储层精细表征及勘探方向预测

探讨南海北部琼东南盆地松南低凸起浅层天然气水合物发育情况及水合物的主要勘探靶区。利用随钻测井数据,尤其是高分辨率随钻成像测井数据对水合物储层特征进行研究,并结合区域资料分析了水合物的主要勘探方向。结果表明,研究区的水合物储层的测井响应特征与深层油气有所不同,主要表现为高电阻率、快声波速度及低核磁孔隙度。结合高分辨率随钻成像技术,确定了水合物的宏观赋存状态有两种,分别是分散状水合物及薄层状水合物,这两种水合物均具有一定非均质性,但分散状水合物饱和度更高,水合物的微观赋存状态主要包括孔隙填充型及骨架支撑型。水合物储层岩性主要为泥质粉砂岩及粉砂质泥岩,压实程度弱,因此储层孔隙度高,较细的颗粒及水合物填充孔隙的特征造成水合物储层渗透率低。研究区沉积环境较为稳定,钻井过程中水合物的分解及水合物形成过程中相态的变化造成水合物层段发育变形层理;微断层和裂缝作为液体和气体的疏导通道,沟通了底部气源及浅层水合物稳定带,诱导缝指示现今最大水平应力方向为北东-南西向。研究区东南方向气烟囱附近的钻井水合物厚度大且饱和度高,应为水合物勘探的主要潜力区。     

流花油田礁灰岩储层微观性质及驱替特征研究

与碎屑岩储层相比,礁灰岩储层的微观孔隙结构复杂且具有油湿性,其水驱油机理主控因素尚不明确。采用“岩芯扫描电镜、铸体薄片、压汞、润湿性”等静态资料与“微观驱替及岩芯驱替实验”等动态测试相结合的分析方法,建立了“静态数据动态化”的渗流机理研究新方法,明确了礁灰岩储层的微观性质与流体驱替特征的关系以及不同孔隙结构的剩余油分布规律。研究表明,流花礁灰岩储层微观孔隙结构可分为4类,其中,I、Ⅱ、Ⅲ类为有利储层,具有低排驱压力、低退汞效率及强非均质性的特点,储层渗流能力与储层类型关系密切,主控因素有储层类型、孔喉半径比和润湿性3个关键因素。水驱前后的油水分布特点及不同岩芯驱替动态与驱替效果受储层微观性质控制并有直接的相关性。     

强底水礁灰岩油藏水驱采收率表征模型

为了对海上强底水礁灰岩L油藏水驱采收率进行快速预测,通过对油藏开发过程中的地质参数、流体参数和工程参数进行分析总结,建立了包含影响开发效果各个因素的机理模型,并结合数值模拟研究,获取了采收率与各影响因素间的函数关系,确定了影响油藏水驱采收率的主控因素。在此基础上,运用正交实验设计与多元非线性回归理论,建立了礁灰岩油藏水平井开发水驱采收率定量表征模型。实例应用结果表明,该采收率表征模型可用于强底水水平井开发条件下的礁灰岩油藏采收率快速预测,预测结果精度较高,误差小。     

印尼A油田礁灰岩储层的三维孔隙压力预测及可视化

礁灰岩储层由于成岩过程复杂,非均质性强,存在多种成压机制,常规的孔隙压力预测方法往往无法准确预测礁灰岩储层的孔隙压力变化规律.提出了一种礁灰岩储层三维孔隙压力建模方法.首先,通过岩性分析和工程分析法准确判断印尼A油田礁灰岩储层的成压机制;其次,充分利用三维地震层速度数据,并使用Kriging插值方法和Eaton法,获取印尼A油田礁灰岩储层三维孔隙压力分布规律,计算结果三维可视化.印尼A油田孔隙压力主要集中在1.01 ～ 1.10 g/cm3,和实测值的相对误差在1％～4.9％.无异常高压存在.结果 表明,通过该方法建立的三维孔隙压力模型能够真实、细致地刻画灰岩储层的孔隙压力,满足现场钻井施工的需求.     

晚古生代右江盆地生物礁储层特征研究

由于海平面的变化,右江盆地发育了泥盆纪和中晚二叠世两个重要的成礁期,生物礁广泛分布在桂西、桂南、黔南、桂中、滇东等地区陆棚的台地边缘、孤立碳酸盐台地上.显微照片和扫描电镜显示礁灰岩储集空间主要包括孔隙、裂缝和溶洞.孔隙类型有粒内溶孔、骨架孔、粒间孔、遮蔽孔、溶孔、缝合线伴生溶孔和基质微孔隙,而以晶间溶孔、晶间孔及非组构控制的溶蚀孔、洞、缝为主.储层类型为裂缝-孔隙型和孔隙型,厚度5～55 m,岩性为生物礁和生物滩相的生物灰岩或生物碎屑灰岩,残余生屑粉-细晶白云岩.     

珠江口盆地珠江组碳酸盐岩储层质量评价

岩芯观察、薄片鉴定及物性分析等研究表明,珠江口盆地东沙隆起惠州、流花和陆丰3个地区珠江组碳酸盐岩储层质量明显不同。惠州地区珠江组碳酸盐岩在成岩过程中发育多期次的胶结作用,强烈的胶结作用严重阻塞孔隙,面孔率大多小于1%,渗透率以小于1 mD为主,储层质量最差;广泛的不同期次的溶解作用使得流花地区以粒间溶孔、铸模孔、超大孔及晶洞孔等次生孔为主,孔隙度和渗透率值在3个地区中最高,孔渗分布显著正偏,显示良好的孔隙度渗透率关系,对于获得某一特定渗透率所需的较低的截止孔隙度值,储层质量最好;陆丰地区成岩早期发育的胶结作用有利于原生孔隙的保存,后期受到一定的溶解作用改造,但溶解作用远不及流花地区发育,孔隙构成以粒间孔、生物骨架孔、粒内孔等原生孔为主,原生孔相对较差的连通性使其孔隙度虽然与流花地区大致相当,但渗透率却要比流花地区低得多,获得相同渗透率所需要的截止孔隙度比流花地区高,储层质量中等。     

珠江口盆地东沙隆起珠江组碳酸盐岩储层特征及主控因素

通过观察珠江口盆地东沙隆起珠江组钻井岩心、岩石薄片及铸体薄片,结合该区碳酸盐岩层序划分方案,探讨层序界面控制下的岩性、岩相发育特征,以及孔隙发育特征。结果表明,高位体系域发育生物礁灰岩及生屑滩灰岩储层,发育原生孔隙、次生孔隙等孔隙类型。在海侵体系域主要发育潟湖相、台坪相致密灰岩,偶夹台缘滩、台内滩等灰岩储层,后期往往受到成岩埋藏作用的改造发育溶蚀孔洞和裂缝。该区碳酸盐岩的主控因素主要是在高位体系域Ⅳ级海退半旋回暴露条件下形成的次生孔隙、受礁滩相带控制的原生孔隙及其他溶蚀作用控制的次生孔隙。     

湖相礁灰岩圈闭的成因类型及其对油气成藏的控制作用

沾化凹陷四扣洼陷及周缘地区在古近系沙四上亚段沉积时期发育了一套礁灰岩。在薄片观察和岩心分析测试的基础上,结合地层对比和储层物性分析,对礁灰岩储层特征及有效圈闭形成的控制因素进行研究,划分灰岩圈闭成因类型,探讨其在油气成藏中的控制作用。研究表明:湖相礁灰岩具有发育层位相对稳定、礁体规模不一、礁滩混杂、储层非均质性强等特点;礁灰岩圈闭的发育主要受沉积相带、成岩作用和构造运动的影响,可形成控制礁灰岩油气成藏的4类圈闭;礁灰岩圈闭类型在油气成藏过程中起双重控制作用,一方面控制了礁灰岩圈闭的有效性,另一方面控制了油气成藏的时间、输导体系类型和运移充注方式。     

礁灰岩油藏微粒过饱和充填技术机理及创新实践

南海东部地区流花油藏为礁灰岩油藏,按其内部结构特点,包括基质、裂缝及溶孔三重介质。油井含水上升速度快,各项常规增产技术均无明显效果。该油田在“微粒环空充填技术”的基础上,在业内首次创造性提出并尝试了“微粒过饱和充填技术”,已实施的3口井均取得明显效果,在保证产能的同时,含水率比邻井低30%以上,且含水上升速度慢,预测该技术单井增油5×10⁴ m³。但由于礁灰岩油藏地质油藏条件的复杂性,该技术应用的作用机理多有争论。因此,综合裂缝特征、渗流力学、油藏工程、完井工艺、数值模拟等研究,进行了礁灰岩油藏“微粒过饱和充填技术”的作用机理研究,认为起到“控水、堵缝、储层改造”三重作用,早期以储层改造为主、一定程度起到堵缝作用,相对高压充填微颗粒对近井储层起到扩张微裂缝、沟通更多基质储层、增大波及范围,后期以控水为主。该研究将指导本油田对微粒过饱和充填的后续应用,以及对其它裂缝性礁灰岩油田或者底水砂岩油田的控水增产具有较强的指导     

珠江口盆地东沙隆起珠江组灰岩储层储集空间特征及控制因素

珠江口盆地东沙隆起珠江组灰岩储层储集空间主要为孔隙和裂缝,孔隙以次生溶蚀孔隙为主;裂缝主要包括构造裂缝、压溶裂缝和溶蚀裂缝。珠江组灰岩储层储集性能主要受高位体系域及其四级海退半旋回、沉积作用和成岩作用的控制,沉积作用占主导地位。其中台缘堡礁、台内点礁物性最好,生屑滩次之,斜坡塔礁、台坪物性较差。高位体系域及其四级海退半旋回对储层发育的影响主要是沉积物暴露遭受大气淡水淋滤溶蚀对储层的改造作用。成岩作用对储集物性的影响受沉积作用和高位体系域及其四级海退半旋回的控制,对珠江组灰岩储层具显著影响的成岩作用是溶蚀作用、胶结作用等。东沙隆起珠江组最有利灰岩储层为藻屑、生屑灰岩发育的礁滩相。     

珠江口盆地西部生物礁与火山岩的辩证识别

探讨生物礁与火山岩等疑似礁体的辩证差异,厘清珠江口盆地西部浅层地震异常体的地质属性。从琼海24-2异常体所处地理环境出发,结合南海北部生物礁发育的大背景和珠江口盆地生物礁发育的演化规律,重点从生物礁发育所必备的各种地质条件及其地震响应特征进行辩证分析。结果表明琼海24-2异常体所处地理环境不具备生物礁发育的地质条件,地震反射特征具有明显的火山穿刺现象,且属后期破坏型火山活动,因此琼海24-2是受火山活动影响复杂化的异常体,不是生物礁,也不满足火山旁侧发育生物礁的模式,勘探风险较大。     

珠江口盆地中中新世韩江组天文调谐地质年代表

利用多种频谱分析方法,对珠江口盆地Langhian阶韩江组三角洲相硅质碎屑岩及浅海相碳酸盐岩韵律性交替地层进行旋回地层学分析,然后选择最新天文周期解决方案中的北纬65°夏半年日照量曲线及斜率曲线作为目标曲线,对自然伽马测井曲线进行天文调谐,得到高分辨率天文调谐地质年代表。结果表明:珠江口盆地中中新世韩江组地层旋回受天文轨道周期变化的驱动;利用天文调谐地质年代表进行的定年结果与前人利用古地磁对南中国海相邻盆地的定年一致;通过天文调谐地质年代表求得的研究层段高分辨率沉积速率变化与天文轨道周期偏心率曲线可以对应,推测沉积速率变化的主要控制因素是405 ka长周期偏心率。     

珠江口盆地潜山储层地质力学及压裂参数优化研究

珠江口盆地珠一坳陷惠州27-1井区作为潜山油气储层，压裂层段厚度大、层数多、非均质性强、压裂改造难度大，对于人工裂缝的在潜山储层中的拓展延伸规律认识困难。针对此问题，首先建立动态参数测井解释模型，并与静态岩石力学数据协同校正，建立一维岩石力学剖面；结合深部成岩理论，建立三维地质力学模型，真实模拟研究区块成岩环境；最后基于三维地质力学模型，研究排量、液量、砂比、前置液占比、射孔层位厚度等参数对裂缝纵向和平面延伸规律的影响，优化压裂设计。结果表明，惠州27-1区块，杨氏模量平均值为45.47GPa，最大水平主应力平均值为100.91MPa，最小水平主应力平均值为80.98MPa，泊松比平均值为0.30。排量6-7(m3·min-1)、液量600-700m3、砂比10-15%、前置液比例50%-60%、射孔厚度8-11m为最优施工参数，为现场施工提供指导意见。     

烃源岩TOC地球物理定量预测新技术及在珠江口盆地的应用

南海东部珠江口盆地富生烃洼陷内部的钻井极少,给烃源岩总有机碳含量(TOC)地球物理预测研究及洼陷的资源潜力评价带来了极大的困难。结合烃源岩测井及地震响应特征,从实测有机碳含量出发,应用测井预测TOC的方法建立虚拟井的TOC曲线,以此为因变量,选取的地震属性作为自变量,建立它们之间的最佳拟合方程,通过三维地震数据体中提取地震属性从而计算得到三维TOC数据体。将该方法应用到珠江口盆地富生烃洼陷惠州洼陷中,得到整体文昌组和恩平组的三维TOC数据体。HZ26洼陷边缘到洼陷深部,有机碳含量明显增大,反映了洼陷深部是优质烃源岩的发育场所,从南部隆起区到洼陷深部,再到北部洼陷边缘,先增大后又逐渐减小的变化特征。     

珠江口盆地白云凹陷深水扇沉积相特征

珠江口盆地深水扇的发现为中国油气勘探中的重大突破,并以其宏大的规模、典型的结构及巨大的勘探前景引起国内外的关注.在区域地质背景研究基础上,通过白云凹陷X-1气田岩石学特征、地球化学特征和地球物理特征研究,识别出该盆地内深水扇沉积体,将深水扇划分为内扇、中扇和外扇三个亚相和水道颗粒流、碎屑流、水道间、近源和远源浊流等微相.对各微相作了较为详细的描述,结果表明水道砂质碎屑流微相是最有利于优质储集砂体发育的沉积微相.在此基础上提出深水扇理想沉积模式.     

珠江口盆地阳江东凹新生代岩浆活动特征与期次

根据阳江东凹邻区的录井及岩矿等资料,通过对阳江东凹的地震反射、地层关系及地层厚度等特征的分析,系统划分阳江东凹新生代的岩浆岩体类型及期次,并探讨其岩浆活动与南海区域构造运动的耦合关系。研究表明,阳江东凹新生代岩浆岩体分为侵入岩体与火山岩体两种类型,前者主要分布在东部洼陷内,后者主要发育于南部洼陷边部及周缘隆起区;岩浆活动可划分为文昌期、恩平期及珠江-粤海期,并受区域构造运动制约。珠琼运动两幕裂陷控制文昌期、恩平期的岩浆侵入活动,而裂陷后期的白云运动和东沙运动则控制盆地NWW向的断裂活动,从而影响珠江-粤海期的火山喷发活动。     

珠江口盆地早中新世陆架-陆坡沉积系统构成及储集体分布

界定珠江口盆地早中新世的陆架古珠江三角洲为“背景源”,陆坡的峡谷水道为“输送渠”,陆坡内深水扇为“沉积汇”.三者形成“源-汇”沉积系统,将该系统划分为陆架子系统和陆坡子系统.相对海平面升降、区域构造运动和物源供给强度控制了该系统的发育、演化.在三级层序等时格架内,低位期陆架子系统内的古珠江三角洲发育为陆架边缘三角洲,其...