大民屯凹陷静北潜山油藏裂缝及其渗流特征

静北潜山区主要发育北西向和北东向两组裂缝，裂缝的平均分数维值为1．44，它们构成较好的渗流网络系统，使油藏分布呈块状特征。受近东西向现应力场的影响，北西向裂缝的渗透率大于北东向裂缝，但在开发中该组裂缝开度的闭合速率也快于北东向裂缝。该油藏中大断裂主要是起分割作用，目前处于工作状态的主要是中、小断裂系统、宏观裂缝系统及溶蚀后开度较大的部分微裂缝。根据油藏的渗流特征，以断块为单元进行油采井网调整，可取得较好的开发效果。     

大民屯凹陷静北潜山油藏裂缝及其渗流特征

静北潜山区主要发育北西向和北东向两组裂缝 ,裂缝的平均分数维值为 1.44 ,它们构成较好的渗流网络系统 ,使油藏分布呈块状特征。受近东西向现应力场的影响 ,北西向裂缝的渗透率大于北东向裂缝 ,但在开发中该组裂缝开度的闭合速率也快于北东向裂缝。该油藏中大断裂主要是起分割作用 ,目前处于工作状态的主要是中、小断裂系统、宏观裂缝系统及溶蚀后开度较大的部分微裂缝。根据油藏的渗流特征 ,以断块为单元进行注采井网调整 ,可取得较好的开发效果     

辽河盆地大民屯凹陷元古界储层测井解释

针对辽河坳陷大民屯凹陷元古界储层特征,研究和分析了该区元古界不同类型储层的测井响应,结合不同岩性的测井曲线特征对元古界地层进行了划分,认为该区元古界储集岩性主要为白云岩和石英岩,储集空间以构造裂缝为主。利用测井多属性反演技术,对本区元古界分布范围进行了预测。     

辽河西部凹陷曙103块潜山油藏储层特征

辽河西部凹陷曙103块潜山由中元古界长城系高于庄组泥－粉晶白云岩、灰质白云岩和白云质灰岩组成,其主要的储集空间包括溶蚀孔洞、构造裂缝及微孔微缝等。该区溶蚀孔洞非常发育,根据其规模可分为大、中、小型溶洞及溶孔,其中大、中型溶洞常因坍塌和充填而失去储集能力,而小型溶洞和溶孔等则成为该潜山的主要储集空间。高角度构造缝对该储层储集空间的贡献最大,其优势发育方位为北东－南西向,与区域构造线方位一致。压力测试结果表明,该区储层中显微级的微孔和微裂缝经过一段时间的开采后,替代宏观溶孔和裂缝而成为主要的供油空间,这表明它也是很重要的储集空间。对各井开采现状及采油层段的对比研究表明,曙103块潜山储层的发育受古地貌位置、构造位置及沉积旋回的控制,好的储层段主要分布在潜山顶面及地貌高点。     

辽河西部凹陷曙103块潜山油藏储层特征

辽河西部凹陷曙 10 3块潜山由中元古界长城系高于庄组泥粉晶白云岩、灰质白云岩和白云质灰岩组成 ,其主要的储集空间包括溶蚀孔洞、构造裂缝及微孔微缝等。该区溶蚀孔洞非常发育 ,根据其规模可分为大、中、小型溶洞及溶孔 ,其中大、中型溶洞常因坍塌和充填而失去储集能力 ,而小型溶洞和溶孔等则成为该潜山的主要储集空间。高角度构造缝对该储层储集空间的贡献最大 ,其优势发育方位为北东—南西向 ,与区域构造线方位一致。压力测试结果表明 ,该区储层中显微级的微孔和微裂缝经过一段时间的开采后 ,替代宏观溶孔和裂缝而成为主要的供油空间 ,这表明它也是很重要的储集空间。对各井开采现状及采油层段的对比研究表明 ,曙 10 3块潜山储层的发育受古地貌位置、构造位置及沉积旋回的控制 ,好的储层段主要分布在潜山顶面及地貌高点     

大民屯凹陷沙四下段致密油储层特征与分布预测

我国致密油储集层具有岩性复杂、类型多样、预测难度较大等特点。大民屯凹陷沙四段下段储集层岩性以泥质云岩为主,其孔隙分布在1%~10%,大部分分布在4%左右,渗透率小于1 m D,可形成以泥质云岩为储集层的致密油藏。研究区目的层属于浅湖相沉积环境,其地质特征具有典型的"三明治"结构,即油页岩与泥质云岩紧密接触且为互层。通过全区测井曲线特征分析,并在沈352取心井岩性、物性与镜下薄片等资料分析观察的基础上,研究了储集层孔隙度变化规律及控制因素,并利用地震地质统计学反演方法进行储层分布预测。研究表明泥质云岩碳酸盐岩含量高,岩石脆性好易于溶蚀,可做良好储层,其储集空间类型以微观溶蚀孔和微裂缝为主,并且在"三明治"结构下,微观溶蚀孔主要发育在泥质云岩与油页岩紧密接触层段。储层预测结果表明研究区目的层致密储层厚度平面分布较为稳定,储集层累计厚度在20~100 m之间,研究区西北部及东南部地区为全区发育较好区域,其储层预测结果与测井解释结果吻合度较高。     

利用微观孔隙结构参数对辽河大民屯凹陷页岩储层分级评价

依据全岩XRD衍射、低温氮气吸附实验获取平均孔径、比表面积、绿泥石相对含量等微观储层评价参数,对辽河大民屯凹陷页岩储层分级评价。研究表明:3个微观参数彼此之间存在明显的线性关系;平均孔径与绿泥石含量呈线性关系,绿泥石相对含量越高,平均孔径越大,其主要原因是绿泥石富集化学性质活泼的Fe元素,可吸附大量有机质,有机质在成熟演化阶段可生成大量的有机酸而形成溶蚀孔,并增加储层的平均孔径;平均孔径与比表面积之间也呈现明显的线性关系,且具有明显的三分性,当平均孔径大于10 nm时比表面积均小于1 m2/g,当平均孔径为5~10 nm时,比表面积介于1~6 m2/g,当平均孔径小于5 nm时比表面积均大于6 m2/g;比表面积和绿泥石相对含量两个微观参数之间也呈现出线性关系,且各个拐点之间的参数具有一致性,绿泥石相对含量为5%和9%时,对应的平均孔径为5和10 nm、比表面积为6~1 m2/g,可利用该拐点对页岩储层分级评价。     

大民屯凹陷静安堡西侧低潜山油气成藏条件分析

对钻井取芯和岩石薄片进行观察及分析化验,确定了组成渤海湾裂谷系大民屯凹陷静安堡西侧低潜山储层的岩石类型主要是碳酸盐岩和变质岩类,储集空间主要是孔隙和裂缝,组成了以缝-洞为主的潜山型储层.通过三维地震资料的精细解释与构造成图,发现潜山顶面各类油气圈闭11个.研究结果表明:由于潜山的长期暴露和多期次的构造活动,有利于溶蚀孔洞和裂缝的发育;中新生代复杂的翘倾断块构造活动,形成了类型众多的油气圈闭;上覆老第三系沙三段与沙四段烃源岩厚度大,分布稳定,生油潜力大,因此,区内潜山具备了良好的油气成藏条件;油气运移聚集的主要通道是不整合面和断层,可将油气成藏模式总结为不整合-断层联合运移成藏模式、不整合垂向运移成藏模式、断层侧向运移成藏模式和断层-微裂隙垂向运移成藏模式.     

大民屯凹陷沙四段层序地层学研究

以层序地层学理论为指导,对岩性、钻测井、地震及露头资料进行了分析,表明大民屯凹陷沙四段存在H型、TH型、LT型及LTH型4种基本层序叠置样式,不同的层序样式沉积环境不同,成藏条件各异:烃源岩有利部位在LT型及LTH型层序的湖侵体系域及低位体系域,储集条件有利的部位在TH型中的TST、LT型样式中的LST和TST、LTH型样式中的LST和TST中的深水重力流沉积.良好盖层为LT型、LTH型层序样式的TST以及LTH型层序样式的HST.古近系划分为3个3级构造层序,通过体系域界面的识别,划分了体系域.沙四段低位体系域由砂砾岩夹红色泥岩构成多套反旋回沉积,水进体系域主要为大套暗色泥岩夹粉砂岩,深湖区可见砂砾混杂的重力流沉积.高位体系域近物源区砂砾岩含量较高,向湖区泥质岩类大量增加.     

辽河盆地大民屯凹陷流体势及油气运聚

通过对辽河盆地大民屯凹陷古地层压力恢复和地下古流体势空间分布模式模拟,确定盆地流体系统构成,进而提高对油气运移规律的认识,预测有利油气聚集区,提高钻探成功率.研究显示,大民屯凹陷地下古流体势分布与生油洼陷分布一致,高势区是大民屯凹陷油气成藏主要烃源区和动力源区,低势区与现今油气田吻合较好,可根据流体低势区预测新的油气聚集部位.     

大民屯凹陷源控油气作用及资源潜力预测

研究了大民屯凹陷有效烃源岩对油气的来源特征、主要成藏期次、油气分布范围和资源潜力的控制作用。大民屯凹陷分为上下两套成藏组合,共划分10个成藏体系。应用地质门限控烃理论计算了各个成藏体系的排烃量、可供聚集烃量、远景资源量和剩余资源量。结果表明,大民屯凹陷总的剩余资源量为1.9?08t,其中上部成藏组合中的成藏体系Ⅰ剩余资源量达0.559?08t,下部成藏组合的成藏体系Ⅵ剩余资源量达0.543?08t,这两个成藏体系是最有利的勘探区带。     

大民屯凹陷源控油气作用及有利勘探区带预测

 为评价大民屯凹陷剩余资源潜力,指出有利勘探区带,研究了大民屯凹陷的源控油气作用,即大民屯凹陷有效烃源岩对油气的来源特征、主要成藏期次、油气分布范围和资源潜力的控制作用。结合油气成藏体系和地质门限控烃理论,评价了大民屯凹陷各个油气成藏体系的排烃量、资源量和剩余资源量。大民屯凹陷划分为上、下两套成藏组合,10个油气成藏体系,总的排烃量为14.66×10⁸t,资源量为6.34×10⁸t,剩余资源量为3.098×10⁸t,勘探前景较大;其中,最有利的勘探区带有3个,分别为成藏体系为Ⅰ_下、Ⅲ_上和Ⅱ_上,剩余油气资源量分别为1.163×10⁸,0.567×10⁸和0.409×10⁸t。     

大民屯凹陷油气充注史研究

油气充注历史的研究一直是石油地质学和油藏地球化学的重点和难点,而近年来流体定年技术的兴起为人们解决油气充注期次和时间提供了定量分析手段.利用伊利石K-Ar定年技术和流体包裹体均一温度分别研究了大民屯凹陷油气充注史.前者确定出的主充注期略晚于后者的分析结果.结合生烃史模拟资料认为:伊利石K-Ar定年结果可能更精确,但其样品挑选难度大,且只能用于砂岩油藏成藏史分析.而流体包裹体均一温度可用于碎屑岩和非碎屑岩油藏成藏史的分析.大民屯凹陷下第三系和太古界潜山油藏主充注时期为沙一二—东营早期,其中北部安福屯洼陷成藏期(沙一二期)略早于南部荣胜堡洼陷(东营早期).     

东营凹陷砂砾岩体测井特征

经过多年的钻井、地质分析等得知,胜利油田砂砾岩体油藏主要分布于北部陡坡带。这些构造部位古地形陡峭,沉积发育了由陡坡断阶控制形成的岩性油气藏。这些构造部位所完钻的探井均在砂砾岩体储层中见到良好的油气显示,并获得工业油气流。目前,这类油气藏在油气勘探开发中所占的比重越来越大,但由于砂砾岩体特殊的成因及沉积类型,使得砂砾岩体岩性复杂,非均质性强,且由于地层埋藏深,地震资料上识别困难,油气识别也相对困难,不利于油气藏勘探开发。测井资料在很大程度上可以反映储层的岩性,所含的流体性质,因而对测井资料的研究就显得尤为重要。     

利用测井资料识别变质岩潜山孔洞缝储层

探讨利用测井资料结合地震研究进行变质岩储层识别的方法.通过对渤海湾地区古潜山地层的综合研究,利用已钻井的常规及成像测井资料进行潜山的储层评价,与地震的弹性参数相结合确定了裂缝型储层有效厚度的下限值,从测井角度识别变质岩裂缝性储层孔、洞、缝.测井的电性、物性参数与地震的弹性参数相结台能够有效识别变质岩潜山孔洞缝储层.     

乍得Bongor盆地潜山岩性识别及储层测井综合评价

潜山油藏作为非常规油藏之一,近年来随着研究的深入,陆续实现突破。Bongor盆地2013年首次发现潜山油藏,针对该盆地潜山岩性复杂,储集空间多样,储层识别和评价难度较大的问题,通过对大量的岩心数据进行分析,基本厘清了Bongor盆地潜山岩性,通过分析不同岩性的测井响应特征,确定了岩性识别定量标准。在此基础上通过岩石力学实验分析其力学性质,优选出了优势岩性,并利用常规测井曲线,结合全烃值和峰基比的方法,首次建立了该盆地潜山油藏储层和油层定性定量识别标准,取得了较好的应用效果。     

低渗透储层特征与测井评价方法

低渗透储层是我国目前油气勘探的主要目标之一。根据低渗透储层特征及岩石物理实验结果，对吉林油田W地区低渗透储层的成因机理进行了分析。研究结果表明，该地区的扇三角洲前缘亚相沉积的储层岩石矿物成熟度低，具有以细砂和粉细砂岩为主的储层岩性特征，这为低渗透储层的形成提供了先天条件。后经成岩压实作用及粘土矿物的充填，造成孔喉半径变小，孔隙结构复杂，孔隙空间对水的滞留能力加强，束缚水饱和度高，油层与水层电阻率差别减小，电阻率增大指数小于3。岩心实验结果分析还表明，综合物性参数可用于表征岩石孔隙结构的复杂性，且与束缚水饱和度有很好的相关性，据此建立了束缚水饱和度解释模型。在6种不同矿化度溶液下测量完全饱和溶液的岩心电导率，岩心电导率与溶液电导率的关系曲线表明，粘土矿物不存在附加导电性，阿尔奇公式仍可用于求取含水饱和度。用该模型对油田12口井资料进行了处理，结果显示其解释油水层效果与原有模型相比有明显改善。     

低渗透储层特征与测井评价方法

低渗透储层是我国目前油气勘探的主要目标之一.根据低渗透储层特征及岩石物理实验结果,对吉林油田W地区低渗透储层的成因机理进行了分析.研究结果表明,该地区的扇三角洲前缘亚相沉积的储层岩石矿物成熟度低,具有以细砂和粉细砂岩为主的储层岩性特征,这为低渗透储层的形成提供了先天条件.后经成岩压实作用及粘土矿物的充填,造成孔喉半径变小,孔隙结构复杂,孔隙空间对水的滞留能力加强,束缚水饱和度高,油层与水层电阻率差别减小,电阻率增大指数小于3.岩心实验结果分析还表明,综合物性参数可用于表征岩石孔隙结构的复杂性,且与束缚水饱和度有很好的相关性,据此建立了束缚水饱和度解释模型.在6种不同矿化度溶液下测量完全饱和溶液的岩心电导率,岩心电导率与溶液电导率的关系曲线表明,粘土矿物不存在附加导电性,阿尔奇公式仍可用于求取含水饱和度.用该模型对油田12口井资料进行了处理,结果显示其解释油水层效果与原有模型相比有明显改善.     

大民屯凹陷超压的发育演化及油气运聚的动力学机制

通过186口探井545组实测储层压力数据的统计分析,采用等效深度法对65口井泥岩段声波时差进行压力计算,并利用数值模拟技术对大民屯凹陷超压的发育演化进行研究,结合应力场演化与断裂发育分布和活动强度性分析,探讨大民屯凹陷厚层烃源岩排烃的动力学机制。结果表明:凹陷内超压普遍发育;快速沉降沉积和生烃作用是超压发育的主控因素;沙四段沉积期超压开始发育并迅速增大,在沙一段沉积期达到最高,随后逐渐泄放降低,断裂发育少的地区超压发育,断裂密集发育区超压发育相对较弱;在超压的作用下地下流体以幕式流动为主;阐明了大民屯凹陷超压主导型和构造活动-超压联控型两种幕式成藏的动力学机制。     

大民屯凹陷超压的发育演化及油气运聚的动力学机制

通过186口探井545组实测储层压力数据的统计分析,采用等效深度法对65口井泥岩段声波时差进行压力计算,并利用数值模拟技术对大民屯凹陷超压的发育演化进行研究,结合应力场演化与断裂发育分布和活动强度性分析,探讨大民屯凹陷厚层烃源岩排烃的动力学机制。结果表明:凹陷内超压普遍发育;快速沉降沉积和生烃作用是超压发育的主控因素;沙四段沉积期超压开始发育并迅速增大,在沙一段沉积期达到最高,随后逐渐泄放降低,断裂发育少的地区超压发育,断裂密集发育区超压发育相对较弱;在超压的作用下地下流体以幕式流动为主;阐明了大民屯凹陷超压主导型和构造活动-超压联控型两种幕式成藏的动力学机制。