核磁共振技术在致密砂岩气中的应用

核磁共振技术是研究致密砂岩气储层流体状态的有效手段.针对致密砂岩气储层孔喉结构特征、流体赋存状态复杂等问题,从理论入手,以核磁共振室内实验为手段,通过分析苏里格气田致密砂岩储层T2谱的频率分布和可动流体饱和度与其他参数的相关性,最终认为储层物性不是影响致密砂岩气储层可动流体饱和度的唯一因素,可动流体饱和度主要受控于储层微观孔隙结构.     

新疆三塘湖盆地牛圈湖区块异常低压成因及压力演化定量分析

三塘湖盆地牛圈湖区块中生界侏罗系西山窑组储层具有典型的异常低压油藏特征,晚白垩末期储层达到最大埋深,此时下部芦草沟组烃源岩演化程度达到最大,随着油气持续向储层充注,此时地层压力达到最大,可达30.33~50.74MPa。本文从引起油藏异常低压的主要因素入手,定量分析了构造抬升与地层剥蚀、地层温度降低、成岩作用中的"耗水作用"以及矿物蚀变引起的自生体积缩小等因素对地层压力的影响。这些因素共同作用导致了地层压力降低,其中溶蚀作用中矿物蚀变所形成的"耗水作用",使地层压力下降24.4%~37.1%,是造成储层异常低压的首要因素,同时矿物蚀变导致自身体积缩小并导致储层压力下降16.5%~24.8%,地层温度降低和构造运动对储层压力降低影响相对较弱,降低幅度分别为7.9%~8.6%和4.8%~8.1%。以上种种因素的共同作用,使得地层压力下降17.45~37.85MPa,最终形成现今异常低压的分布格局。     

十屋断陷深层储层异常低压与次生孔隙发育带耦合关系分析

大量铸体薄片、扫描电镜分析结果表明,松辽盆地东南隆起区十屋断陷发育异常低压体系,十屋断陷深层储层有效储集空间类型为溶蚀成因的次生孔隙,孔隙度可达到20%左右,这是形成优质储层的主要原因。深层储层普遍发育异常低压体系,实测地层压力系数多介于0.6～1.0之间。统计结果表明,研究区异常低压与次生孔隙之间有着很好的耦合关系和成因联系,深层异常低压的形成与该区登娄库组(K₁d)末期地层抬升和剥蚀有关,在此过程中地层温度降低,碳酸盐胶结物溶解度增大,溶解作用增强,从而形成次生孔隙。抬升和剥蚀作用越强烈区域,溶蚀作用也就越明显。     

致密碳酸盐岩气藏井位优选技术及其应用——以苏里格气田东区为例

鄂尔多斯盆地下古生界碳酸盐气藏属于岩性-地层圈闭气藏,储层厚度小、非均质性强,开发难度大。为提高气田开发效果,笔者以苏里格气田东区为例,综合应用钻井、测井、地震、试气等动静态资料,通过对沉积相与成岩机理分析、小幅度古构造精细刻画、岩溶古地貌研究,分析白云岩储层的主控因素,明确了天然气高产富集规律及成藏特征,并结合储层地震,综合预测碳酸盐岩致密气藏有利富集区。在综合考虑天然气成藏模式、控制因素及储渗条件等因素的基础上,地质、地震、测井与气藏工程多学科相结合,优选下古气藏井位坐标,形成了适用于苏里格气田东区下古气藏有效开发的井位优选技术。该技术有效提高了下古气藏开发效果,经济效益大,为致密碳酸盐岩气藏高效开发提供了技术指导。     

大安油田泉四段致密砂岩储层次生孔隙成因机制

<正>致密储层孔隙类型常分为原生孔隙和次生孔隙,其中次生孔隙是形成优质储层的重要条件。而致密储层当中的次生孔隙更加重要,不仅可以提高储层物性、提供聚油空间,还可以提供有效油气运移通道,为油气运聚提供必要条件。随着油田勘探的不断深入,有关于次生孔隙的研究成果不断展现。毕明威等认为苏里格气田中次生孔隙主要经两期溶蚀作用,其中后期碱性环境的长石、高岭石溶蚀对现今储层物性起到主要贡献[1];刘康宁等认为次生孔隙成因在平面上也会如同沉积体系那样,呈现出条带状分布的特征[2];     

鄂尔多斯盆地上古生界深盆气藏流体动力学特征及成藏过程分析

鄂尔多斯盆地上古生界气田是一个在向西低角度倾斜背景下形成的深盆气田。在深盆气田的形成过程中,部分天然气伴随离心流漏失。天然气往储层上翘一侧有侧漏是深盆气藏的重要特征之一。在鄂尔多斯盆地,由于储层十分致密,地下水的流动补给十分缓慢,随着天然气的不断漏失,逐渐形成低压。另外,天然气的运移速度十分缓慢也有利于深盆气藏的保存。     

苏里格气田东二区砂岩成岩作用与致密储层成因

鄂尔多斯盆地苏里格气田东二区主力气层储层岩性致密,成为制约该区天然气勘探开发的主要因素。为了查明储层物性变差的主要原因,利用砂岩薄片、铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射分析等实验手段,深入研究了对苏里格气田东二区主力气层二叠系山西组山1段、石盒子组盒8段储层砂体的岩石学特征与成岩作用。研究发现,储层砂体以岩屑砂岩、岩屑石英砂岩为主,砂岩成熟度较低;研究区砂岩成岩作用主要有压实作用、胶结作用、溶蚀作用和交代作用。结论认为:成岩作用达到中成岩阶段B期;早成岩的压实作用是孔隙度降低的主要原因之一;中成岩期A期在酸性介质条件下由溶蚀作用形成的次生孔隙对砂岩的储集性能具有明显的改善作用;中成岩B期的胶结作用是储层物性变差的最主要原因。     

沉积盆地异常低压与低压油气藏成藏机理综述

地下异常低压主要有两种成因：抬升—剥蚀反弹和在介质孔隙度、渗透率非均质性条件下的区域地下水稳态流动，而化学渗透与流体“冷却”在低压形成中只起次要作用。根据圈闭类型、储盖组合及成藏过程，将低压油气藏分为三种类型：①常规地层型(除砂岩透镜体外)低压油气藏，低渗透岩石通常起遮挡作用，底水与边水不发育；②砂岩透镜体低压油气藏，通常分布于盆地中心的深部，具有不含水、充满油气的特点，油气的充注和水的排出与构造抬升之前压实作用、超压引起的水驱裂缝和毛细管力的作用有关，抬升—剥蚀引起的异常低压导致水由砂岩向页岩的流动有助于油气藏中水的排出；③深盆区低渗透储层低压气藏，通常分布在含水层的下倾方向(气水倒置)，异常低压是由于构造抬升致使超压向低压演化的结果。实例研究表明，构造抬升盆地中的低压系统是一个水动力相对封闭的体系，有利于油气的聚集与保存。     

苏里格气田苏54区块储层孔隙结构特征研究

鄂尔多斯盆地苏里格气田是我国最大的气田,但是储层岩性较为致密,已成为制约天然气勘探开发的主要因素,因此,开展储层孔隙结构特征研究对于该区天然气生产具有重要意义。通过扫描电镜、薄片鉴定、压汞、铸体薄片等分析测试方法对苏里格气田苏54区块储层微观孔隙结构进行了深入分析。结果表明：该区储层由北到南主要发育岩屑砂岩、岩屑质石英砂岩和石英砂岩;喉道半径普遍较小,孔喉分选较差,且以细孔径为主,孔喉连通性中等;孔渗普遍偏低,属低孔低渗,孔渗明显受沉积相带的控制,高孔渗区呈贯穿南北的条带状分布,与河道展布特征近似。研究表明物性高值区连片分布,东部好于西部,盒8下物性最好。     

核磁共振技术在苏里格致密气层识别中的应用

鄂尔多斯盆地苏里格气田储集层为一致密砂岩储层.低阻气层与高阻气层共存,气水关系复杂,气层评价是现场工作面临的主要问题.为快速准确储层评价,将核磁共振录井技术方法应用于现场分析,通过综合分析与参数优选组合,建立研究区含气、含水评价参数及解释模版,有效量化了储集空间流体,现场气藏评价应用效果较好.此技术的成功应用,为致密天然气储层识别与评价提供了新的思路和技术手段.     

鄂尔多斯盆地苏里格气田西南部致密储层非均质性特征及对成藏的制约

致密砂岩气藏是我国非常规油气资源的重要组成,其储层非均质性严重影响了致密气成藏和甜点区优选,进而制约了气田高效开发。为进一步揭示储层非均质性成因及对致密气成藏的影响,选取鄂尔多斯盆地苏里格气田西南部山1段和盒8段致密储层为例,通过岩芯观察、扫描电镜、薄片鉴定、生产和测井分析等技术手段,研究储层非均质特征,探讨沉积作用和微观孔隙演化对非均质性和成藏的影响。结果表明,储层非均质性多表现为层内粒度的垂向韵律性、夹层的不均匀分布、渗透率的平面分布差异等;储层非均质性受沉积作用和成岩作用共同影响,沉积作用控制了水动力条件、砂体展布、厚度和砂体构型,储层微观非均质性受岩矿组构和孔隙演化影响;不同厚度和构型的复合砂体,多样的矿物组分、孔隙结构,致密气的选择性充注,共同造成了苏里格地区致密储层的非均质性及含气性差异。复合砂体的高孔渗部位是致密气开采的甜点区,但是在优选有利区时不应只关注这些厚层的高孔渗砂体,也应关注规模小、非均质性稍强的透镜状砂体,需要充分考虑到储层非均质性对致密气成藏的影响。     

苏里格气田西区 S47区块石盒子组八段沉积微相

鄂尔多斯盆地苏里格气田是我国陆上产能最大的气田,其主力产气层---二叠纪石盒子群八段岩性致密,储层的分布主要受沉积微相控制。但S47区块作为苏里格气田西区一个重要的新区,有关沉积微相的认识仍存在分歧。在岩心观察、钻井资料及样品分析的基础上,重点研究了S47区块盒8段沉积微相,认为该区盒8段属辫状河三角洲前缘沉积,并识别出水下分流河道、河口坝、席状砂、水下天然堤、分流间湾等5种微相;最有利的储集砂体主要为水下分流河道叠置砂体,其次为河口坝砂体。沉积微相及其展布特征的新认识为该区储层预测、水平井整体开发提供了地质理论依据。     

鄂尔多斯盆地中生界低压油藏特征与形成机制

首次对鄂尔多斯盆地中生界油藏压力进行了研究, 发现中生界油藏主要为超低压油藏, 并且不同地区和不同层位油藏的异常低压差别显著.研究结果表明, 随着地层剥蚀厚度增大和油藏抬升后温度降低值增加, 储层压力系数呈减少趋势; 延长组油藏抬升温度降低后使储层孔隙水的体积收缩量达0.82%~1.94%.这些指示了盆地在白垩纪末期长时间强烈抬升, 地层剥蚀和古地温降低作用是形成低压油藏的主要原因.认为鄂尔多斯盆地中生界这种低压封闭体系对油藏的保存有利, 同时对油藏调整、油气运移再富集和油水分布等成藏方面可能起到了重要作用.提出了陕北地区长6低压油藏由东南向西北方向富集和长7砂岩透镜体不含水低压油气藏形成, 均与这种低压封闭体系分布密切相关.      

苏里格气田东区奥陶系马家沟上组合储层特征及主控因素分析

奥陶系顶部马家沟上组合(马五1—马五4)风化壳储层是苏里格气田东区下古生界主要产气储层,其中马五1+2及马五41是该区块的主力产气层。在前人研究成果的基础上,通过岩心观察、室内薄片分析及扫描电镜、阴极发光等测试分析认为:苏里格气田东区马家沟上组合储层岩石类型以含膏粉晶-泥粉晶白云岩为主,储集空间以膏模孔+溶缝为主;储层受沉积、成岩、岩溶古地貌及构造共同控制,沉积-成岩是白云岩储层的主控因素,有利沉积相是储层发育的基础,成岩作用决定了最终储层空间的形成,构造对储层主要起到沟通渗滤作用,而岩溶古地貌从宏观上控制着储集空间的发育程度和天然气储集保存状况。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田盒8气藏含水特征及气水分布主控因素分析

鄂尔多斯盆地苏里格气田是低渗透砂岩气藏的典型代表,主力含气层盒8段储层物性差、非均质性强、气水关系复杂。根据储层非均质性、孔喉结构配置关系将盒8段储层水分为吸附水、毛细管水、自由水3类,其中吸附水主要吸附于岩石颗粒表面;毛细管水存在于非均质性较强储层的毛细管中;自由水发育在孔隙结构和物性较好的储层。根据区域生烃强度、储层非均质性及微观孔隙结构特征,分析了控制气水分布的主要因素:生烃强度控制气水分布总格局,储层横向非均质性控制储层局部气水分布,微观孔隙结构控制地层水赋存状态。     

鄂尔多斯盆地晚古生代以来构造-沉积演化与致密砂岩气成藏

鄂尔多斯盆地上古生界主要发育致密砂岩气藏,已发现地质储量超过5万亿m3,勘探潜力大。文中通过盆地构造演化史分析,结合包裹体测温、锆石U Pb定年、自生伊利石K Ar测年等分析方法,明确了晚古生代以来构造演化对上古生界致密砂岩气藏的控制作用。研究表明：石炭纪-二叠纪沉积古地形平缓,构造沉降缓慢,形成了大面积分布的煤系烃源岩和砂岩储层;三叠纪-中侏罗世快速沉降,压实作用及硅质胶结作用明显,水岩作用强,致密砂岩储层形成;晚侏罗世-早白垩世构造活动强烈,伴随构造热事件的发生,天然气大量生成并运聚成藏,致密气藏形成;早白垩世末-现今地层抬升剥蚀,天然气散失,低压气藏形成。     

西部凹陷异常低压环境下的致密储层质量预测

<正>渤海湾盆地辽河坳陷西部凹陷古近系发育致密砂岩,并且广泛分布异常低压。目前,已经在辽河西部凹陷古近系的双202、双225和双227等井中发现了工业气流和低产气流。在异常低压条件下致密砂岩的钻前储层质量预测(predrilling reservoir quality prediction)已成为致密砂岩气勘探中面临的一个科学问题。本文试图在研究沉积相和成岩作用对储层物性综合影响的基础上,同时考虑异常低压对成岩作用的影响,     

鄂尔多斯盆地苏里格气田苏6区块二叠系下石盒子组8段砂岩储层致密成因模式

利用岩石薄片、扫描电镜、电子探针、能谱分析、包裹体测温及拉曼光谱分析等分析方法,对鄂尔多斯盆地苏里格气田苏6区块二叠系下石盒子组8段储层的致密化模式进行研究。结果表明,(1)储层的致密化过程主要为前期压实和Ⅰ期硅质胶结→Ⅱ期硅质胶结和绿泥石包膜→Ⅰ期溶蚀(天然气充注)→后期压实和Ⅲ期硅质胶结(储层致密化)→Ⅱ期溶蚀和Ⅳ期硅质胶结→绿泥石胶结和交代→碳酸盐胶结和交代。(2)储层的致密化模式有三种类型,中粗粒岩屑砂岩为强机械压实致密化模式,中粗粒岩屑石英砂岩为强硅质胶结、较强机械压实致密化模式,细粒(长石)岩屑砂岩为强压实、较强硅质胶结致密化模式。(3)机械压实作用和硅质胶结作用是储层致密化的主要原因;致密化后封闭条件下成岩流体的Ⅱ期溶蚀作用较弱,也是储层现今保持致密化的重要原因。(4)两类中粗粒砂岩在天然气主要充注时期之后达到致密,有机酸的注入导致溶蚀孔隙相对较发育,细粒(长石)岩屑砂岩在有机酸充注之前已经致密,溶蚀作用较弱。(5)储层致密化过程的差异,导致了中粗粒砂岩孔隙度、渗透率的大小以及渗透率—孔隙度的相关程度明显高于细粒砂岩。     

储层预测技术在苏里格气田开发评价中的应用

针对苏里格气田盒8岩性气藏储层横向变化大、非均质性强、储层预测难度大的特点,利用二维地震资料,通过AVO远近道集叠加振幅分析、波阻抗反演和属性分析方法,进行盒8储层岩性及含气性综合预测。根据预测结果优选的开发评价井钻井结果良好,对低渗透砂岩储层岩性及含气性预测,能够进一步提高储层含气性预测的可靠性和开发评价井的预测成功率。      

鄂尔多斯盆地上古生界两大气田不同石英砂岩储层 特征对比研究

通过对鄂尔多斯盆地上古生界榆林气田和苏里格气田石英砂岩储层特征的对比,指出榆林气田山2段石英砂岩储层属于相对低孔高渗型储层,苏里格气田盒8段石英砂岩储层属于相对高孔低渗型储层;通过分析两类石英砂岩的物源、沉积条件和成岩作用等因素,认为沉积期海水改造及后期成岩作用形成了榆林气田山2段储层的低孔高渗,而沉积时的高杂基含量与后期成岩共同作用形成了苏里格气田盒8段储层的高孔低渗。