塔河油田奥陶系储层研究

通过钻井岩心和铸体薄片观察，根据下奥陶统灰岩基质的孔渗特征和孔隙结构特征，并与基质作为储层的下限对照裂隙、洞穴和溶蚀孔洞不发育的灰岩基质，发现尽管有微孔隙的发育，但其孔隙度、渗透率、最大孔喉半径、饱和度、中值喉道半径等参数值远低于储层下限值，基本不具备储集和生产油的意义。而下奥陶统灰岩段储集和生产油气的有效储渗空间按成因、形态及大小可划分为溶蚀孔隙、溶蚀孔洞、大型洞穴、风化裂隙、构造裂隙等5类，构成5种性质有别的储层，即洞穴型储层、风化裂隙型储层、构造裂隙型储层、台缘滩相颗粒灰岩溶蚀孔隙型储层和地表残积物裂隙-孔隙（洞）型储层。从而使塔河油田奥陶系储层有了一个比较系统、完善的划分标准。研究和搞清这些有效储层的成因及分布规律，对塔河田区奥陶系的油气勘探开发至关重要。     

塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层特征几点新认识

塔河油田奥陶系发育有洞穴型、风化裂隙型、构造裂隙型、裂隙—孔洞型、溶蚀孔隙型五类性质有别的储层。其中洞穴型储层发育具有普遍性,纵向上往往表现为两个洞穴型储层带的发育,两个洞穴型储层的形成与两个岩溶旋回的潜流溶蚀带相对应;有效洞穴型储层发育是油气高产、稳产的关键。风化裂隙型储层主要集中在海西早期不整合侵蚀面附近及洞穴层上下,其储层的孔隙度和渗透率相对较高,可具有较高的油气产能。区内发育五期构造裂隙,其中第Ⅳ期部分充填裂隙和第Ⅴ期未充填裂隙具有储集意义。     

塔河油田奥陶系油藏的储层特征和成因机理探讨

本文通过岩心、录井、测井、测试资料的综合研究，在塔河油田奥陶系碳酸盐岩剖面上识别出5类性质有别的储层（洞穴型、风化裂隙型、构造裂隙型、滩相颗粒灰岩溶蚀孔隙型、地表残积带裂隙-孔隙型），阐述了各类储层的储集性能及发育分布特征，并对碳酸盐岩古岩溶作用机制及岩溶洞穴型的发育控制因素进行了探讨。指出在不整合面下0～250m的深度内，区域性发育3套洞穴型储层，洞穴型储层的发育是油气高产、稳产的关键，风化裂隙型储层主要集中在海西早期不整合侵蚀面附近及洞穴层上下；构造裂隙型储层发育分布具有普遍性，海西早期构造裂隙发育状况与洞穴层发育状况之间有着良好的匹配关系，滩相颗粒灰岩溶蚀孔隙性储层具有相控和层控的特征，主要发育在塔河油田南平台-间房组上部（礁）滩相储集体中，岩溶洞穴层发育主要受岩溶地貌及裂缝发育程度控制，岩溶缓坡（特别是其上的丘丛）与阿克库勒凸起轴部的叠合部位是岩溶最发育的地区。     

新疆塔河油田下奥陶统碳酸盐岩储层成因类型与评价

塔河油田油气主要产自下奥陶统碳酸盐岩地层中，储渗空间和储层类型研究对油田的勘探开发有重要意义。笔者通过岩芯及铸体薄片的详细观察，结合钻井资料和测井曲线，对下奥陶统碳酸盐岩的储渗空间特征进行了成因类型划分，并在储渗空间发育分布状况、物性和油气测试资料分析的基础上，对各成因类型储层的储集性进行了评价。研究表明，大型洞穴发育比较普遍，相应的洞穴型储层是区内下奥陶统最主要的储层类型，是储集性能好、油气高产的首要目标，其次是构造裂隙型储层。     

英买力—牙哈地区碳酸盐岩潜山的油气成藏模式

英买力—牙哈地区碳酸盐岩潜山成藏条件优越,其南北两侧存在满加尔凹陷海相和库车坳陷陆相两套油气源,发育中上奥陶统泥岩和卡普沙良群泥岩两套区域性盖层。碳酸盐岩储集空间主要为溶蚀孔洞和裂缝,储层发育控制着潜山油气分布,缝洞体的横向展布特征决定着油气成藏模式。与轮南地区潜山储层相比,研究区潜山储层横向非均质性相对更强,溶蚀孔洞级别相对较小,潜山成藏模式更为复杂。英买力—牙哈地区潜山油气藏表现为底水块状特征,缝洞储集体内部不同部位可因“连通管效应”或者油气驱替过程受缝洞系统大小影响,致使潜山油气水界面高低不统一。     

塔北哈拉哈塘地区奥陶系潜山岩溶储层发育特征及控制因素

哈拉哈塘地区奥陶系潜山岩溶缝洞型储层是哈拉哈塘油田的主力产层。通过对岩溶地质背景、区域构造分析,利用本区钻录井、薄片、岩芯等资料研究岩溶型储层特征,探讨储层分布规律及岩溶作用对储层的控制。结果表明哈拉哈塘地区奥陶系潜山岩溶储层的主体发育于一间房组和鹰山组。垂向上潜山区存在两套储层:上部表层岩溶带储层及下部径流溶蚀带储层。表层岩溶带储集类型主要为孔洞型和裂缝—孔洞型储层,主要受一间房组沉积末期的岩溶作用及桑塔木组沉积末期岩溶作用共同控制;径流溶蚀带储层类型主要为洞穴型、裂缝-孔洞型储层,岩溶缝洞系统以岩溶管道系统为主,储层形成受良里塔格期及桑塔木组沉积末期岩溶作用等多期岩溶作用控制。岩溶层组、岩溶作用期次、古地貌、古水系及断裂等控制了岩溶储层的分布发育,形成了复杂的缝洞体。      

塔北隆起轮古7井区奥陶系岩溶地貌及岩溶储层特征研究

轮古7井区地处轮南古潜山一级地貌单元岩溶高地上,该次研究利用残厚法对研究区岩溶古地貌特征及古水动力条件进行刻画,划分为岩溶高地、岩溶坡地两种二级地貌单元类型,并应用现代岩溶分类方法,根据微地貌组合形态对二级地貌做精细刻画,划分了六种三级地貌单元。通过对岩溶储层展布规律深入研究,认为其储集空间主要为后期构造及岩溶作用所形成的次生溶蚀孔洞、溶蚀裂缝和洞穴系统。根据孔、洞、缝组合特征,及裂缝孔隙度和孔洞孔隙度的物性关系,将奥陶系鹰山组岩溶储层类型划分为裂缝型、孔洞型、裂缝—孔洞型、洞穴型四类。岩溶高地由于剥蚀作用强烈,相对于岩溶坡地来讲后者更易于岩溶储集空间的保存;岩溶坡地地带水动力条件较强,水平径流带岩溶管道系统发育,连通性较好,为洞穴型岩溶储层发育带,易于形成大型缝洞体。      

缝洞型碳酸盐岩储层多类多尺度建模方法研究:以塔河油田四区奥陶系油藏为例

碳酸盐岩缝洞型储层历经多期构造运动以及强烈的风化、剥蚀和淋滤作用,储集空间类型多样,形态极不规则且随机分布,导致储层三维空间描述困难,现有的碎屑岩储层建模方法难以直接借鉴。文中提出碳酸盐岩缝洞型储层应该按照大型洞穴、溶蚀孔洞、大尺度裂缝、小尺度裂缝的"多类多尺度建模"的基本思路。以钻井和地震识别成果作为大型洞穴确定性数据,以地震波阻抗的大型洞穴发育概率体作为井间约束数据,在垂向岩溶分带和平面古地貌分区的岩溶相控下,采用具有趋势的序贯指示模拟方法,建立大型洞穴离散分布模型;以大型洞穴分布作为"相控"约束条件,以井孔解释的溶蚀孔洞作为硬数据,采用序贯指示模拟算法,建立溶蚀孔洞随机分布模型;根据蚂蚁体地震属性自动拾取的断裂信息,人机交互补充和修正地震解释断层数据,建立确定性的大尺度裂缝离散分布模型;基于大尺度裂缝离散分布模型建立井间裂缝发育概率体,根据井孔裂缝密度、裂缝产状,结合退火模拟和基于目标的示性点过程模拟方法,建立小尺度裂缝离散分布模型。以塔河油田四区奥陶系缝洞型油藏为例,建立研究区缝洞型储集体空间展布模型,再现缝洞型储层的结构形态。     

塔河油田盐体覆盖区奥陶系储层发育特征及主控因素研究

塔河盐下地区储层分布特征为奥陶系裂缝发育程度较高，溶蚀孔洞和半-未充填的高角度构造缝、溶蚀缝是本区最主要的储集空间类型．大型洞穴发育程度低于土体区，最主要的储集层类型为孔洞。裂缝型或裂缝-孔洞型储层．该区西部储层发育程度优于东部，本区有利储层多呈近NS条带状（或指状）展布；中下奥陶统上部储层发育程度高于下部；中下奥陶统储层发育程度高于上奥陶统良里塔格纽．控制盐下奥陶系储层发育与展布的主要因素是构造变形作用、加里东中期岩溶和沉积相．     

塔里木盆地北部深层风化壳储层的形成与分布

塔北地区碳酸盐岩风化壳岩溶储层发育,储层具有质量好、分布面积广、埋藏深等特点,并已在轮南、塔河和英买力等地区发现数个亿吨级规模以上的大型油气田.本文通过对塔北地区200多口重要井的钻井、录井、测井、试油等第一手资料的系统分析,结合大量的分析化验资料与岩心及镜下观察,精细研究了风化壳储层的成因特点、分布规律与评价预测等.研究认为,寒武系发育白云岩型风化壳储层,以孔洞型储层为主;奥陶系主要为灰岩型风化壳储层,储层的基质孔隙度较低,溶蚀孔洞、溶蚀扩大缝和构造缝是其主要的储集空间,储层以洞穴型储层和网状裂缝型储层为主.台地相发育的纯净碳酸盐岩、海西期构造运动导致地层的长期暴露剥蚀、断裂裂隙作用和晚期大气淡水淋溶等是控制塔北风化壳储层形成的的重要因素;并发现塔北地区风化侵蚀能够作用到的深度主要在140m以内.虽然风化壳储层基质孔隙较差,但是储层物性受埋深影响不大;在有利的古岩溶地貌和断裂发育区,即使在更大的埋藏深度,也可能发育规模较大、性能较好的储集体.     

琼东南盆地松南低凸起周缘花岗岩潜山储层特征及控制因素

研究花岗岩潜山储层特征及控制因素为琼东南盆地下一步潜山勘探提供依据,综合已钻井录井资料、壁心资料、测井资料、薄片资料及地球化学资料,识别风化壳并刻画储层特征.研究结果表明松南低凸起及周缘花岗岩受长期风化影响,纵向分带明显,由表及里依次发育粘土风化带、砂砾质风化带、裂缝带和基岩带.通过元素测井、成像测井、常规测井结合可以很好的识别潜山风化壳及纵向结构特征.纵向上不同风化层储集空间特征显著差异,依次发育孔隙型、裂缝-孔隙复合型、孔隙-裂缝复合型及裂缝型4种储集空间,以裂缝-孔隙型储集为主的砂砾质风化带物性最好,自砂砾质风化带以下,随埋深增加,风化减弱,储层物性依次变差.松南低凸起周缘花岗岩侵入体形成于三叠纪初期,自燕山期构造抬升,长期古隆起暴露、断裂及节理发育是其厚层优质风化壳型潜山储层发育的主要原因.同时,由于潜山后期埋深浅,经过压实、胶结等成岩作用影响弱,是凸起周缘潜山储层发育的重要原因.为下一步潜山领域勘探提供地质支撑.      

辽河茨榆坨潜山太古界裂缝型储层特征及其控制因素

运用岩心观察、薄片鉴定、物性实测、裂缝统计、包裹体分析、裂缝分形等技术方法,研究了茨榆坨潜山太古界裂缝型储层特征及其控制因素。结果表明:茨榆坨潜山太古界4类变质岩中,黑云母二长片麻岩是最主要的储集岩,裂缝最为发育;黑云母钾长片麻岩次之,裂缝较发育;蚀变煌斑岩、黑云母角闪变粒岩均为非储集岩。茨榆坨潜山储集空间主要是裂缝和微裂隙,太古界储层主要发育北东向和北西向两组裂缝,以高角度张性裂缝为主,形成于中生代中、晚期;部分张剪性裂缝形成时间不晚于古近纪晚期。潜山储层的裂缝以细、微缝最发育,其宽度和面孔率之间存在着正相关性。控制研究区太古界储层裂缝发育的因素有岩性、断层、深度、古风化作用、溶解作用、岩浆侵入、裂缝组合等。     

古潜山Z油田下古生界碳酸盐岩主控因素及储层发育模式

碳酸盐岩潜山是渤海重要的油气藏类型之一.以渤海区域重点开发目标Z油田为例,应用钻测井、岩心、微观薄片及地震等基础资料,对碳酸盐岩储层特征、形成机制及地质发育模式进行综合分析.明确了碳酸盐岩潜山储层岩性以白云岩为主,储集空间为晶间孔、裂缝和溶蚀孔隙.碳酸盐岩潜山储层主要受沉积、成岩及构造因素控制.结合单井特征及垂向岩溶分带性,将潜山纵向分为表层风化带、垂直渗流带和顺层溶蚀带.受成岩、构造等多因素影响,上油组较下油组储层发育,上油组储层全区发育,下油组储层局限发育.明确了岩溶分带及储层展布地质模式,为油田的下步调整和挖潜方向提供依据.     

海拉尔盆地贝尔凹陷布达特群潜山储集特征及控制因素

综合利用岩心、测井、录井和生产测试等资料,对海拉尔盆地布达特群潜山的储集特征进行了深入研究.结果表明：研究区潜山的储集类型可划分为溶蚀风化壳型和裂缝破碎带型2种基本类型,前者主要受古暴露期大气水淋滤作用的控制,溶蚀作用随与不整合面距离增大而减弱;裂缝破碎带型储层主要受断层性质的控制.古地貌恢复结果表明：贝尔凹陷布达特群在兴安岭群沉积之前具有东高西低的总趋势,与现今潜山顶面构造图比较,有占高今低、古今均高、古低今高和古今均低4种情形,前两种情况更有利于形成溶蚀风化壳型储层.布达特群潜山发育多期裂缝,裂缝发育程度和产状与断层有很好的相关性,通过钻井资料预测,苏德尔特潜山带为裂缝发育区.     

碳酸盐岩岩溶储层类型研究及对勘探的指导意义——以塔里木盆地岩溶储层为例

岩溶储层是中国海相含油气盆地重要的储层类型之一。本文基于塔里木盆地岩溶储层的实例研究,指出岩溶储层的储集空间以缝洞为主,缝洞可以发育于潜山区,也可以发育于内幕区,具不同的地质背景和成因。据此,将岩溶储层细分为四个亚类,其中,潜山(风化壳)岩溶储层又可根据围岩岩性的不同细分为灰岩潜山岩溶储层和白云岩风化壳储层两个次亚类。潜山(风化壳)岩溶储层发育于潜山区,与中长期的角度不整合面有关,准层状分布,峰丘地貌特征明显;层间岩溶储层和顺层岩溶储层发育于内幕区,前者与碳酸盐岩层系内部中短期的平行(微角度)不整合面有关,准层状分布,后者与潜山周缘的斜坡背景有关,环潜山周缘呈环带状分布,与不整合面无关;受断裂控制岩溶储层主要发育于内幕区,分布于断裂发育区,尤其是背斜的核部,与不整合面无关,受断裂控制导致缝洞发育跨度大,沿断裂呈栅状分布。岩溶储层的细分方案突破了岩溶储层只分布于潜山区的传统认识,使岩溶储层勘探由潜山区向内幕区拓展,对中国海相含油气盆地碳酸盐岩油气勘探具重要的指导作用。     

蓬莱9-1潜山岩性组成及其对储层发育的控制

PL9-1潜山油藏是渤海湾盆地储量最大的古潜山油气藏之一,探明储量过亿吨.该油藏发育于庙西北凸起鞍部的中生界花岗岩侵入体顶部.凸起端部变质岩中没有油气发现.油气的分布受岩性控制明显.综合岩心观察、薄片鉴定、X粉晶衍射以及常量元素分析等技术手段,通过对比不同岩石类型的矿物组成、储集空间类型及发育程度,探讨了岩性组成对储层发育的控制作用.研究表明,变质岩中裂缝和孔隙均不发育,不能形成有效储层.花岗岩主要储集空间类型为孔隙-裂缝型,总体具有从砂质风化带→砾质风化带→裂缝带→基岩带,储集空间组合类型从孔隙→孔隙+裂缝→裂缝→不太发育的微裂缝的变化特征.储层厚度大,成层性强,可形成有效的规模性储层.花岗岩与变质岩的矿物组成差异控制了研究区优质储层的发育.变质岩中长石含量极低,不能形成溶蚀孔隙,较高含量(30%~50%)的片状矿物使其在应力作用下易发生塑性变形,不易产生裂缝.花岗岩具有很高的长石含量和含量很低的片状矿物,不仅容易被风化并产生溶蚀孔隙,而且易于发生脆性变形形成裂缝.      

渤海湾盆地南堡地区碳酸盐岩内幕储层特征及测井识别

应用岩芯和成像测井资料对南堡地区碳酸盐岩潜山进行内幕储层的精细标定,在标定段内系统分析储层特征并划分储层类型,通过优选出的敏感测井参数建立识别函数,最终实现全井段内各类内幕储层的精细识别。结果表明:碳酸盐岩潜山内发育多套低孔-低渗的内幕储层。储层发育粒内溶孔、粒间溶孔、构造缝和溶蚀扩大缝等多种储集空间类型。依据储层评价标准将内幕储层划分为Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类。优选出内幕储层段的敏感测井参数包括密度值、浅侧向、双孔隙度差和双侧向电导率绝对差等4种。选取以上4个测井参数建立归一化加权识别函数,当函数值 0. 32时,解释为内幕储层段。经过预留的数据验证,该方法的识别平均准确率达88%,其中Ⅰ类储层识别精度最高,Ⅱ类储层次之,Ⅲ类储层再次。     

太古宇潜山风化壳储层发育主控因素分析——以鲁西-济阳地区为例

随着我国东部各大含油气盆地相继进入高勘探程度阶段,太古宇潜山作为一种重要的接替类型逐渐受到人们的重视。以明确太古宇潜山风化壳储层发育主控因素、建立风化壳储层评价标准为目的,笔者通过对鲁西地区太古宇露头的大量观测与济阳坳陷覆盖区典型太古宇潜山的解剖,采用露头区与覆盖区对比分析的思路,对太古宇潜山风化壳储层的发育特征及主控因素进行了分析。研究发现,太古宇潜山风化壳储层主要存在两种发育模式,分别为残丘型和断层滑脱型;风化壳储层发育的主控因素主要包括3个,分别为潜山岩石矿物组成、潜山断裂发育程度和风化改造程度;通过对主控因素分别进行级别定义和相互匹配,建立了济阳坳陷太古宇风化壳储层的三端元评价标准。将太古宇风化壳储层划分为三大类,其中Ⅰ类储集性能最好,Ⅱ类次之,Ⅲ类最差。     

内蒙古二连盆地凝灰岩潜山多期风化壳形成及油气成藏效应

火山喷发的多期性是导致凝灰岩潜山纵向多期风化壳(带)发育的重要原因。从地球化学、测井响应特征和岩石学 证实了二连盆地凝灰岩潜山多期风化壳(带)的存在及其特征:(1)哈31井凝灰岩地层在1062~1080 m和1165~1179 m两 个井段表现为 K,Na,Ca 等元素淋滤,CIA 指数较大,而 Al,Fe,Mn,P 等元素相对富集,S/A 指数变小;(2)这两个层段 测井响应表现为风化壳的特征,而且其测井曲线在纵向上具旋回特征并有连井上的可对比性;(3)不同喷发期次形成的凝 灰岩结构、组分以及粒度不同。凝灰岩潜山多期风化壳(带)的存在对潜山油气藏的形成具有重要作用,成藏效应主要表 现在储集层垂向分带性、风化壳油藏(晚期风化壳中)和内幕油藏(早期风化壳中)纵向叠置和复式油气聚集成藏模式等 3 个方面。文中对多期凝灰岩古风化壳的认识扩展了火山岩潜山的勘探深度,为火山岩潜山内幕油气勘探提供了理论依据。