致密油层沉积富集模式与勘探开发成效分析

以松辽盆地北部扶余油层致密油层为例,论述致密油沉积富集模式及勘探开发成效。针对扶余油层致密砂岩油藏纵向小层多、层间跨度大,平面砂体错叠分布、单层厚度薄、连续性差、非均质性强等特点,应用丰富的钻井、三维地震资料进行开发试验区精细地质解剖,提出了扶余油层小层级叠置型致密河道砂体发育模式及叠置砂体预测技术,以期为致密油地质及工程双“甜点”的规模区提供科学依据。结果表明,松辽盆地北部扶余油层发育3种叠置类型砂体,即:主力层河道、主力层薄层河道和薄层分流河道型,深化了前期河道砂体控制致密油富集的宏观认识。黏滞介质叠前时间偏移技术,能够提高成像效果的垂向分辨率,可实现FI、FII油层组的垂向高分辨率解释。利用高分辨率地震成像及Z反演技术,提高了3~5 m河道砂岩储层预测能力,很好地刻画了叠置砂体平面展布和纵向位置,有效指导了松辽盆地北部扶余油层陆相致密油勘探与开发井位部署。针对不同叠置砂体,选取相应开发技术,最大限度提高致密油动用率。大庆油田通过多年的“甜点”区的地质深化认识和砂体识别及开采技术攻关,在勘探和开发上均取得很好的成效。     

鄂尔多斯盆地彬长地区长6储层成岩作用及有利成岩相带

鄂尔多斯盆地彬长地区长6油层组发育与深湖相泥岩相伴生的细粒砂岩沉积,是致密油勘探的有利区域。根据岩心观察、铸体薄片鉴定及各类分析测试资料,研究彬长地区长6油层组砂岩储层的孔隙类型及物性特征、成岩演化过程,建立成岩相分类方案,并通过成岩相带平面展布指出勘探有利区。结果表明,研究区长6储层成岩阶段主要处于晚成岩A-B期,压实作用造成原始孔隙大量损失,后期高岭石胶结作用使得渗透率进一步降低。早期绿泥石薄膜的发育可以使原生孔隙得到保存;后期长石、岩屑等不稳定组分发生的溶蚀作用,使孔隙再次分配,物性得到提高。根据成岩作用对物性的影响,划分出强压实成岩相、强溶蚀成岩相、弱溶蚀成岩相、强钙质胶结成岩相,以及微裂缝成岩相等5种成岩相带。优质储层与成岩相密切相关,强溶蚀成岩相的砂体物性、含油性最好,是研究区长6储集层油气最为富集的成岩相带。     

川中低孔渗砂岩成岩相定量评价与快速预测——以遂宁—蓬溪须二段为例

四川盆地中部上三叠统须家河须组须二段砂岩储层是中国低渗致密砂岩的突出代表,成岩作用对于砂岩致密化具有重要影响。借助铸体薄片、阴极发光、电子探针、扫描电镜等实验分析手段,分析不同成岩作用类型及特征,以控制孔隙演化的主要或特征的成岩作用划分出6种成岩相;引入视压实率、视胶结率、视微孔率、成岩系数结合孔渗参数,定量评价不同成岩作用强度,区分不同成岩相类型;探索地应用稳健回归方法建立孔渗-成岩系数解释模型;利用成岩系数解释模型解释未取心井参数,绘制成岩系数等值线平面图,预测有利成岩相区域分布。绘制储层(孔隙度6%)成岩系数等值线平面图,预测有利成岩相-有利储层发育区,实现了成岩作用、成岩相定量评价,成岩相的快速预测,并为有利储层发育区的筛选提供了依据,对于致密砂岩气藏勘探开发具有指导性意义。     

鄂尔多斯盆地双龙地区延长组长6致密油成藏主控因素

双龙地区为延长油田长6致密油勘探的重要区域,目前对区块致密油富集主控因素的认识仍存不足。基于此依据19口井的岩心资料、128口井的测井资料及26口井的试油试采资料,结合19口井的实验测试结果在成藏地质条件和致密油聚集特征进行精细分析的基础上对致密油成藏主控因素进行研究。结果表明:研究区致密油成藏地质条件良好,油水分布复杂。沉积微相及储层物性为控制致密油成藏的首要条件,单层为4 m以上的浊积水道砂体,储层孔隙度大于5.4%,渗透率大于0.16×10^-3μm²,致密油易富集;过剩压力影响油藏的平面分布,致密油多聚集在过剩压力系数相对低值区(过剩压力系数约为0.24~0.32);泥岩盖层能够形成良好的遮挡,有利于致密油就近聚集,也是造成油水关系复杂的重要原因。因此在满足砂体发育、储层物性条件的前提下,遵循过剩压力系数局部低值、泥岩盖层有效遮挡的原则,划定长6段有利勘探区域11个,以指导双龙地区致密油勘探开发工作。     

鄂尔多斯盆地合水地区长7致密油岩性岩相类型识别及其应用

利用岩心、薄片、常规测井、成像测井等资料结合物性分析等,对鄂尔多斯盆地合水地区长7致密油岩性岩相等特征进行了研究。长7致密油储层以砂质碎屑流、浊流和滑塌成因的砂岩为主,烃源岩以泥岩、油页岩为主,根据粒度参数进一步将长7致密油岩性岩相划分为砂质碎屑流细砂岩相、浊流细砂岩相、浊流粉砂岩相、滑塌岩相、半深湖—深湖泥岩相以及油页岩相6类。通过岩心刻度常规和成像测井,建立了不同岩性岩相的测井识别评价标准,并实现了各单井纵向上的岩性岩相的识别和划分。在此基础上,进一步探讨了不同岩性岩相与TOC含量和脆性指数的关系。最后结合试油气资料和油气解释结论,阐明岩性岩相对致密油储层物性和含油气性的定量控制。致密油岩性岩相的研究可为后期成岩相、孔隙结构以及优质储集体预测等奠定基础,为研究区长7致密油的综合评价和有利发育区带预测提供理论指导和技术支持。     

成岩作用对致密油储层分布的影响——以松南让字井斜坡带扶余油层为例

扶余油层是松辽盆地南部最主要的含油层系,目前已进入致密油勘探阶段,查明成岩作用对致密油储层形成和分布规律的影响,对致密油勘探有着至关重要的作用。以松南让字井斜坡带泉四段扶余油层为例,通过岩石薄片、黏土矿物X衍射、扫描电镜实验分析及物性、高压压汞等实验资料,开展成岩作用对致密油储层分布规律的影响研究。研究表明,研究区扶余油层溶蚀孔隙发育的有效储层多为三角洲水下分流河道、分流河道砂岩。在埋藏深度1 750～2 250 m,I/S混层比为25%～15%,对应的成岩阶段为中成岩A2期,此深度带为次生溶蚀孔隙发育带,目前致密油开采多在本带;当埋藏深度大于2 250 m时,I/S混层比小于15%,对应的成岩阶段为中成岩B期,储层进一步致密。将研究区扶余油层划分为常规储层及Ⅰ类致密油储层、Ⅱ类致密油储层与Ⅲ类致密油储层,在纵向上,随埋藏深度的增加,各类储层依次出现。研究区扶余油层致密油勘探最有利的是Ⅰ类和Ⅱ类致密油储层,最有利的勘探深度介于1 750～2 250 m。     

鄂尔多斯盆地西南地区延长组长7段致密砂岩储层岩性测井识别

正致密油是致密储层油的简称,主要包括致密砂岩油和致密碳酸盐岩油2种类型,自从致密油的概念被提出以来,逐渐得到国内外专家学者的广泛接受和采用,成为继页岩气之后全球非常规油气勘探开发的新热点。中国的致密油资源在鄂尔多斯、松辽、准噶尔、四川、渤海湾和柴达木等盆地内广泛分布,特别是长庆油田2015年提交100 Mt致密油探明地质储量,在陕北姬塬发现了我国第一个亿吨级大型致密油田--新安边油田,在国内致密油勘探开发中取得了     

鄂尔多斯盆地延长组致密油成藏控制因素

鄂尔多斯盆地延长组发育我国典型的低渗透和特低渗透油气资源,其油藏呈现出储层致密、储集砂体预测难度大、成藏机理复杂等特征.目前,根据勘探开发实践,长庆油田成功实现对渗透率大于0.3×10^-3μm²油藏的开发,目前正在开展渗透率为(0.1~0.3)×10^-3 μm²致密砂岩储层的技术攻关.笔者结合国外最新致密油气资源研究成果和鄂尔多斯盆地延长组低渗透油藏的特征,从延长组致密油分布、致密油流体特征、赋存状态、储集体和致密油形成的控制因素入手,对鄂尔多斯盆地延长组致密油形成与分布规律进行了探讨.确定了延长组致密油形成的控制因素:①长7优质烃源岩分布范围广,生烃强度大,为致密油形成提供了充足的油源供给和资源基础;②大面积广泛展布的复合叠加的碎屑岩储集体,为致密油藏形成提供了储集空间;③油页岩与致密砂岩互层共生,形成了近源成藏的有利配置关系;④成藏期生烃增压,致密储层石油充注程度高,为致密油形成提供了运移动力.     

致密储层岩性精准评价及毫米级样品油源精细对比——以松辽盆地北部QP1井为例

致密储层岩性精准评价与油源精细对比是致密油和泥页岩油"七性"评价及勘探开发的重要基础。本文以松辽盆地北部QP1井为例,采用厘米级、毫米级与微米级"三尺度"有机结合的岩性精细准确描述方法,对致密储层岩性精准描述评价结果表明,同一井段岩性条带由常规描述的11个,增加到厘米级精准描述的14个、毫米级精准描述的135个;不同沉积相砂地比三角洲外前缘相由常规描述的17.16%增大到精准描述的29.87%,三角洲内前缘相由45.29%增大到47.55%,滨浅湖相由6.53%增大到9.93%,定量评价了不同陆相沉积相致密储层岩性和储集性。在致密岩性精准描述评价基础上,建立了毫米级岩石样品精确取样及烃类分析技术,致密储层及毫米级样品油源精细对比及含油性评价表明,同一泥岩段及厘米-毫米级薄砂条中烃类特征类似,薄砂条与上下接触的泥岩可能构成生储盖组合;不同泥岩段烃类特征差别明显,其生油母质类型和成熟度接近;不同砂岩段储层烃类特征差别明显,与各自下伏泥岩段的类似,纵向上泥岩厚度2.9m、砂岩厚度1.1m即可构成生储盖组合,具有"下生上储"近源聚集的源储配置关系;指出了三角洲内前缘相为致密油,外前缘相为致密油和泥页岩油,滨浅湖相为泥页岩油勘探有利区的部署方向。     

鄂尔多斯盆地上古生界煤层气与致密气联合优选区评价

鄂尔多斯盆地上古生界具有煤层气和致密砂岩气成藏的有利条件。上古生界煤层气与致密砂岩气具有相同的烃源岩,且煤层与致密储层垂向上相互叠置,为二者联合勘探开发奠定了地质基础。在综合考虑煤层气与致密砂岩气成藏地质条件的基础上,建立了鄂尔多斯盆地煤层气与致密砂岩气共同勘探选区的评价指标体系,包括煤层厚度、烃源岩热演化程度、生气强度以及致密储层厚度4个指标。依据建立的评价指标体系,对鄂尔多斯盆地内5个区块进行煤层气与致密砂岩气共同选区评价,评价结果为区块Ⅱ、Ⅲ和Ⅴ为勘探目标区,主要分布在盆地的东西缘,煤层厚度大、烃源岩生气强度大,勘探前景好;区块Ⅰ和Ⅳ为勘探有利区,呈条带状分布在盆地的东北部和西北部,煤层气与致密砂岩气协同勘探潜力较大。     

蒙其古尔铀矿床西山窑组下段岩性岩相特征

通过野外露头观察、岩心编录和测井资料等工作方法,结合连井相分析和砂体空间展布特征,对研究区西山窑组下段岩性岩相特征进行深入解剖。在分析研究区西山窑组下段岩性特征、砂体发育特征的基础上,结合伊犁盆地南缘沉积体系演化特征,认为西山窑组下段砂体的成层性、连通性、稳定性好、厚度适中、固结松散,为含矿流体运移和储矿提供了良好的储层空间;西山窑组下段以扇三角洲前缘相为主,形成两条NE向展布的稳定河道,水下分流河道向郎卡一带延伸入湖,形成扇三角洲前缘水下分流河道。水下分流河道和水下分流河道间两个微相的相变对铀成矿有重要的控制作用,铀矿体主要分布于扇三角洲前缘分流河道砂体中。     

大庆油田肇35区块葡萄花油层沉积微相分布演化规律及有利相带预测

肇35区块是大庆宋芳屯油田新开发的区块,葡萄花油层为主力勘探层位。综合各类地质数据及沉积相分析,认为研究区主要发育三角洲前缘和浅湖两种沉积相类型,进一步划分为水下分流河道、河口坝、席状砂、水下分流间湾和浅湖泥岩等微相类型,建立了相应的测井相模板。垂向上,河口坝在葡上段较发育,砂岩分选较好,PI2小层为主要含油层位;水下分流河道在葡下段发育良好,PI51、PI52和PI7小层为主要含油层位。平面上,研究区主要以西北部和北部物源为主,砂体呈现西北厚、东南薄的分布特点。水下分流河道呈树枝状交叉合并,规模较大,沿河道延伸方向连续性好;河道末端及两侧发育片状、席状砂,厚度较薄,连续性好;河口坝砂体主要分布在河道末端,呈透镜状展布,规模较小。结合各沉积微相含油性、物性特征分析,在研究区预测了3类有利相带,其中水下分流河道砂体为Ⅰ类有利相带区,在研究区分布面积较大;河口坝砂体为Ⅱ类有利相带区,在研究区分布面积较小且分散;席状砂为Ⅲ类有利相带区,仅在研究区南部发育。     

松辽盆地南部月亮泡地区萨尔图油层Ⅰ砂组沉积微相研究及有利区带预测

应用录井、测井、地质和地震资料,研究了松辽盆地南部月亮泡地区上白垩统姚家组萨尔图油层Ⅰ砂组的沉积微相,并采用沿层地震属性分析技术,分析了河道砂体的展布特征,利用拟合分析进行验证,结果表明萨尔图油层Ⅰ砂组沉积相为三角洲前缘亚相,其微相类型有水下分流河道、河口坝和分流间湾,已有的勘探成果也证实水下分流河道砂体是油气的有利聚集区,结合构造发育情况,预测了松辽盆地南部月亮泡地区构造岩性油气藏勘探的有利区带     

珠江口盆地西江30-2油田新近系中新统沉积微相及层序地层分析

西江30-2油田位于珠江口盆地惠州凹陷南部的次级构造带上，油田主要分布在新近系中新统的珠江组及韩江组下部。研究区目的层段主要为三角洲沉积，其沉积微相类型丰富，既包括三角洲平原的分流河道、分流间湾、天然堤、决口扇沉积，又包括三角洲前缘的水下分流河道、河口坝、远砂坝及席状砂沉积等，其中分流河道、水下分流河道及河口坝等主要砂体的单层厚度大、连续性好。目的层段可划分为4个长期基准面旋回和15个中期旋回。根据区内的4种测井旋回划分模式，其短期旋回（五级层序）对应油藏级别；而超短期旋回（六级层序）与砂体级别一致，且基本与砂体微相的划分一致。本文中采用高分辨率层序地层学的方法进行油田开发过程中的砂体对比，充分考虑了区块大小、构造位置、沉积微相变化及井距大小，其结果表明油藏顶部以上升半旋回（正旋回）为主的分流河道或水下分流河道易产生水淹；而以下降半旋回（反旋回）为主的河口坝砂体和间湾不易水淹，这有利于剩余油的分布。     

鄂尔多斯盆地延长组长9小层致密砂岩含油性控制因素

综合分析鄂尔多斯盆地延长组长9小层典型的致密砂岩储集层物性、岩心照片及荧光照片等资料,研究长9小层致密砂岩含油性控制因素。研究表明,鄂尔多斯盆地延长组长9小层致密砂岩含油性主要受物性、非均质性、岩性等因素的影响,具体表现为：(1)高塑性岩屑含量影响砂岩含油性,高塑性岩屑含量越高,砂岩物性越差,其含油性也越差;(2)碳酸盐胶结物含量越高,砂岩物性越差,其含油性也越差;(3)物性与其含油性正相关;(4)非均质性,其对含油性的影响巨大,容易造成纵横线油气运移的“隔断”,油气难以进入储集层成藏;(5)岩性,水下分流河道砂体岩性以灰白色含泥砾中砂岩或中-细砂岩为主,而水下分流河道间以深灰色泥岩、粉砂质泥岩或泥质粉砂岩为主,水下分流河道砂在该层段含油性好;(6)裂隙,其对储层的运聚具有极大的改善作用。结合安定组沉积末期长9输导层顶面石油优势运移路径的模拟结果,优选出杏河地区向镰刀湾东方向、西河口-安塞-下坪、沿河口-冯庄北有利勘探区带。     

鄂尔多斯盆地胡尖山-耿湾地区延长组长4+5油层组沉积特征及有利相带预测

以岩心观察为依据,结合储集层岩性、沉积构造和粒度分析等方法对鄂尔多斯盆地胡尖山—耿湾地区长4 5油层组进行沉积相分析.研究结果表明:研究区长4 5油层组为三角洲前缘沉积,水下分流河道、河口坝、分流间湾、远砂坝及前缘席状砂构成其主要沉积微相.长4 52期水下分流河道砂体之间交叉叠合连片,但水下分流河道、叠置水下分流河道分割性较强,随着湖盆短暂的扩张,长4 51期水下分流河道缩小,分流间湾进一步扩大.在沉积相研究的基础上对长4 52期进行有利相带预测,共预测出5个有利储集相带发育区,为该地区进一步勘探提供依据.     

升平油田升132井区储层流动单元研究

升平油田具有典型的陆相多油层储层特征,其开发目的层为葡萄花油层的葡一组,地层平均厚度约50 m,分为11个含油小层.储油层具有砂体薄、连通性差、开发效果较差等特点,可能存在有剩余油.为进一步确定剩余油的分布规律,提高原油采收率,开展了储层流动单元的研究工作.岩性、测井等资料的综合分析确定,本区主要发育有三角洲前缘亚相的水下分流河道、主体席状砂、非主体席状砂和河道间4种沉积微相.在此基础上应用聚类分析方法建立了本区的储层流动单元划分标准,并在本区划分出A、B、C、D、E 5类储层流动单元,其中A类是最好的储层流动单元,B类是次好的储层流动单元,E类是无效储层.沉积微相和流动单元空间分布的对比说明,前者好于后者,且有利于发现剩余油.     

浅水三角洲沉积体系与储层岩石学特征

浅水三角洲已经成为当前沉积学研究和油气勘探的重点领域,浅水三角洲常规和非常规砂岩储层中发现了丰富的油气资源。鄂尔多斯盆地中—古生界发育大型浅水三角洲沉积,结合岩芯、测井、分析化验等资料,对盆地西部地区山1—盒8段浅水三角洲的母岩特征、沉积充填、砂体展布与储层岩石学特征进行研究,为研究区常规砂岩储层和致密砂岩油气勘探提供地质依据。分析表明,研究区南部和北部砂岩重矿物组合相似,以锆石和白钛矿为主。综合La/Yb-REE与Dickinson三角图解、稀土元素配分模式和碎屑锆石定年分析认为,北部物源主要来自盆地西北部阿拉善古陆太古界和元古界花岗岩、片麻岩、石英砂岩,向南影响到陇东地区北部;南部物源主要来自盆地南部北秦岭地区太古界、元古界花岗岩、片麻岩和片岩,向北影响陇东地区中南部。山1段发育曲流河三角洲,盒8段发育辫状河三角洲,孤立型与垂向叠置型水下分支河道砂体是主要的砂体类型。盒8段沉积时期,古湖泊可能萎缩;南北物源形成的三角洲在研究区中部环县东南一带交汇混合。砂岩类型主要为岩屑质石英砂岩、石英砂岩和岩屑砂岩,结构成熟度中等—较差。砂岩成岩改造强烈,水—岩反应复杂,压实作用是储层致密化的主因,多期胶结作用使砂岩的孔喉结构变得十分复杂。孔隙类型以微米—纳米级的岩屑溶蚀孔、剩余粒间孔和高岭石晶间孔为主,整体上属于非常规致密砂岩储层。砂体分布与“甜点”预测是研究区致密油气勘探的关键。     

潜江凹陷马王庙地区新沟咀组下段重要层段沉积相特征

马王庙地区新沟咀组下段为江汉盆地重要的产层之一,也是今后寻找岩性油气藏的有利区域。通过岩芯观察、室内镜下薄片鉴定分析、测井曲线等资料的综合分析,并结合岩石学、古气候、沉积构造等沉积相标志研究,确定该区新沟咀组下段发育浅水三角洲—滨浅湖沉积体系,进一步细分为三角洲前缘、前三角洲、滨、浅湖等沉积亚相和若干微相类型。物源分析...