延川南地区下石盒子组致密砂岩气储层特征及成藏条件

延川南地区位于鄂尔多斯盆地东南缘晋西挠褶带与渭北隆起交汇处,区内2口钻井在盒6、盒8段试气获得中-高产气流。在前人研究的基础上,对下石盒子组致密砂岩气储层的沉积相类型、储集空间特征、储层物性以及影响气藏发育的主控因素进行分析,认为下石盒子组产气层位一般发育在河道的砂体富集带的心滩微相,储层岩石类型以长石岩屑质石英砂岩为主,岩屑砂岩、岩屑质石英砂岩次之。研究区河道砂体富集带在上部受泥岩封盖,侧向上受逆断层遮挡,形成岩性-地层复合型气藏。     

致密砂岩气储层有效性识别和定量评价 ——以鄂尔多斯盆地东南部上古生界山西组一段为例

储层有效性识别和定量评价是制约致密砂岩油气勘探的关键难题。以鄂尔多斯盆地东南部上古生界山西组一段为研究对象,从储层非均质性研究入手,开展砂岩微观—岩芯—测井尺度的细致观测,将含气储层砂岩划分为三种主要的岩石相,其中贫塑性颗粒岩屑石英砂岩构成了物性和含气性相对较好的有效储集岩石。运用薄片和岩芯数据标定不同岩石相的常规测井响应,建立了基于主成分统计分析的有效储集岩石测井识别模型,认识了有效储层的空间分布规律。将储层有效性研究从微观尺度的岩石相描述拓展到宏观尺度的量化表征,实现了致密砂岩气有效储集空间分布的定量评价。     

南阳凹陷张店油田核二段储层物性特征及控制因素分析研究

张店油田核桃园纽核二段储层主要属于金华-张店三角洲前缘分流河道和河口坝砂体。样品物性分析研究表明：该储层属中低孔、低渗储层。其物性主要受地层水特征、岩石相类型、成因砂体和沉积相带,如颗粒粒度,分选及杂基含量等因素控制。地层水中Ca2＋、HCO3-离子增加表明碳酸盐岩溶解形成次生孔隙带,核二段储层河口砂坝物性好于分流河道砂体,以块状含砾砂岩相物性最好,其次为板状和小型槽状交错层理砂岩相,砂纹层理粉砂岩相物性较差。颗粒粒度越大、分选越接近1、碳酸盐含量越少越有利储层物性。     

盐北地区百口泉组沉积体系及储集特征

通过对环玛湖凹陷盐北地区百口泉组储集层样品岩石薄片、铸体薄片鉴定及重矿物、粒度、x-衍射和岩石物性分析,在微观分析基础上,与高精度层序地层学、地震沉积学和石油地质学相结合,对该区沉积体系及储集特征进行研究,明确研究区物源方向、沉积相类型和分布演化特征,确定有利储集相带。研究表明,盐北地区百口泉组物源分北部、东北和东部3个方向,层序上整体为一个水进体系域,主要发育扇三角洲沉积体系。在百一段至百三段持续湖侵过程中,扇三角洲平原面积逐渐缩小,扇三角洲前缘和滨浅湖范围逐渐扩大。扇三角洲前缘水下分流河道砂砾岩相、河口坝砂岩相储层物性较好,是优质储层发育的物质基础,也是该区有利储集相带。     

四川盆地新场气田须家河组二段储层评价

新场气田位于四川盆地西部,是川西地区主力气田之一。通过对该区多口井的岩石学以及电性、物性特征进行分析研究,认为须家河二段储层岩石类型复杂,储集空间类型多样,储层平均孔隙度3.17%,平均渗透率2.78×10-3μm2,为典型的低孔低渗特征,根据气田须二段储层的特点,结合孔渗关系曲线以及含气性等参数,对该区储层进行分类评价,认为Ⅲ类储层是须家河组中主要的储层类型,并对该区天然气有利富集区的平面展布规律进行综合评价。     

川西新场气田蓬莱镇组有利储集砂体展布研究

川西新场气田蓬莱镇组次生气藏为岩性气藏，在蓬莱镇组砂、泥岩中，砂岩为最主要储层。通过对该气藏进行沉积相、储层及气层地震响应等特征的详细研究后，认为控制储层储集性好坏的主要因素是沉积微相。气藏内有利储集砂岩多属三角洲前缘河口砂坝、三角洲平原分流河道砂坝及河流相河道砂坝微相。有利储集砂体展布即与这三种微相展布一致     

鄂尔多斯盆地子洲气田上古生界山西组、下石盒子组储集层特征对比研究

鄂尔多斯盆地子洲气田山西组山2~3段和下石盒子组盒8段是该区天然气的主力储集层,但其产能却存在很大差异。应用薄片鉴定、扫描电镜、高压压汞、恒速压汞及岩心分析资料,分别对该地区上古生界山西组山2~3段和下石盒子组盒8段储集层进行了研究。子洲气田山2~3储层以石英砂岩为主,孔隙类型多样,粒间孔、溶孔、晶间孔发育,喉道类别以微—细喉为主,属相对低孔高渗型储层;盒8储层则以岩屑砂岩为主,孔隙类型主要为岩屑溶孔和晶间孔,喉道类别以细—微喉为主,属于相对低孔低渗型储层。山2~3段和盒8段储集层岩石类型、孔隙结构差别巨大,造成了其储集性能的差异性。不同的沉积环境和成岩作用是造成其差异性的主要原因。     

鄂尔多斯盆地东部二叠系山西组页岩气成藏条件与有利区筛选

鄂尔多斯盆地东部榆106井区山西组页岩沉积在三角洲平原分流河道间沼泽、天然堤、决口扇远端与洼地环境。根据有机地球化学、物性、含气性、岩性实验分析,结合钻井、录井、测井资料与沉积相研究,开展了该区山西组页岩气成藏条件与有利区分布研究。山西组页岩有机碳含量较高,山二段平均5.28%,山一段平均3.02%,有机质类型以Ⅱ_2、Ⅲ型干酪根为主,有机质成熟度较高,R_o平均1.89%,生气条件优越。页岩孔隙度平均1.7%,渗透率平均0.0415×10~(-3)μm~2,平均含气量0.64 m~3/t,页岩单层厚度小,垂向上普遍与致密砂岩、煤层组成互层,累计厚度较大(平均达75 m),页岩渗透性较好而储集性能稍差。页岩脆性矿物含量平均49.9%,黏土矿物含量平均50.1%,黏土矿物含量较高,资源丰度普遍较低,但是页岩埋深小于3000 m,试气产能较高(0.64×10~4m~3/d),商业开发潜力较好。山二段有机质含量比山一段更高,含气性比山一段更好。主要基于页岩厚度与沉积相展布预测的山二段页岩气有利区呈北东向、南北向条带状展布,受分流河道间沼泽微相的控制。     

鄂尔多斯靖边气田盒8段砂岩储层特征

根据铸体薄片、物性、岩性、孔隙结构和测井分析及化验资料,对鄂尔多斯盆地靖边气田盒8段储层特征进行了研究。结果表明,该套储层砂岩主要由石英砂岩、岩屑石英砂岩和岩屑砂岩等三类岩石构成,储集空间以剩余原生粒间孔、粒间溶孔为主。储层物性较差,裂缝对渗透率的影响不大。排驱压力不高,中值压力较高,最大孔喉半径和中值孔喉半径都很小,且分选性较差,歪度细。溶蚀作用改善储层的孔渗效果不佳,孔隙结构参数总体上较差。储层物性受沉积微相和成岩作用的影响,利用储层物性和孔隙结构参数,将盒8段储层分为四类,其中Ⅱ类储层为该区的主力储层。     

苏里格庙地区二叠系储层特征及影响因素分析

以河流三角洲沉积体系为主的苏里格庙地区二叠系盒8，盒9，山1和山2储层岩石类型主要由石英砂岩，岩屑砂岩及岩屑石英砂岩组成，成分成熟度和结构成熟度中等，经历了压实作用，胶结作用和溶解作用，以次生溶蚀孔，残余粒间孔和晶间孔为主，纵向上以盒8气层组物性为最好，平面上北部储层物性明显好于南部，优质储层多出现在辫状河，辫状河三角洲平原以及曲流河河道砂体中，碎屑组成，粒级，填隙物含量和成岩作用均对储层性能有重要影响。其中北部盒8气层组为储集性能最好的Ⅰ类储层，盒8和盒9气层发育Ⅱ类储层，Ⅲ类储层在全区均有分布，渗滤能力最差或基本无储集能力的Ⅳ类储层主要分布在山2气层。     

苏里格气田低渗透储层微观孔隙结构特征及其分类评价方法

以苏里格气田盒8段和山1段为例,开展了低渗透储集层微观孔隙结构特征的研究工作。以取心井压汞测试、扫描电镜、铸体薄片等分析化验资料为基础,通过分析储层的孔隙结构和孔隙类型,将储层微观孔隙结构分为4类,分析了各类微观孔隙结构的特征。沉积环境和成岩作用的双重影响使得盒8段和山1段的储层孔隙结构非常复杂,造成本区储层特低渗透率的主要成因机制为成岩期强烈的压实作用及各种自生矿物的充填和胶结作用。主要的储集空间为次生孔隙,孔喉组合主要为低孔小喉型。应用聚类分析和Bayes判别分析方法,选取7种宏观和微观非均质参数,在建立4类微观孔隙结构判别函数的基础上,对苏里格气田进行了微观孔隙结构识别,绘制了主力小层储层综合评价图。分析表明：Ⅰ类、Ⅱ类储层为研究区的优质储层,是今后低渗透盒8段和山1段的主要勘探开发目标。     

苏里格气田储层含水特征与测井识别方法

鄂尔多斯盆地苏里格气田盒8、山1气藏为弹性驱动的河流相低效气藏,储层非均质性强,压裂试气部分井出水。根据测井响应特征及非均质性将气层含水情况分为束缚水、层间水、滞留水3类,分析了3类含水气层特征,并在天然气测井响应机理研究的基础上提出了侵入分析与感应侧向联合解释法、分区图版法及气测综合判识法等气水层判识技术,使该地区气层测井解释符合率从70%左右提高到80%以上。     

A Volumetric Model for Evaluating Tight Sandstone Gas Reserves in the Permian Sulige Gas Field,Ordos Basin,Central China

To accurately measure and evaluate reserves is critical for ensuring successful production of unconventional oil and gas. This work proposes a volumetric model to evaluate the tight sandstone gas reserves of the Permian Sulige gas field in the Ordos Basin. The reserves can be determined by four major parameters of reservoir cutoffs, net pay, gas-bearing area and compression factor Z, which are controlled by reservoir characteristics and sedimentation. Well logging, seismic analysis, core analysis and gas testing, as well as thin section identification and SEM analysis were used to analyze the pore evolution and pore-throat structure. The porosity and permeability cutoffs are determined by distribution function curve,empirical statistics and intersection plot. Net pay and gas-bearing area are determined based on the cutoffs, gas testing and sand body distribution, and the compression factor Z is obtained by gas component. The results demonstrate that the reservoir in the Sulige gas field is characterized by ultralow porosity and permeability, and the cutoffs of porosity and permeability are 5% and 0.15×10~(–3) μm~2, respectively. The net pay and gas-bearing area are mainly affected by the sedimentary facies, sand body types and distribution. The gas component is dominated by methane which accounts for more than 90%, and the compression factor Z of H_8(P_2h_8) and S_1(P_1s_1) are 0.98 and 0.985, respectively. The distributary channels stacked and overlapped, forming a wide and thick sand body with good developed intergranular pores and intercrystalline pores. The upper part of channel sand with good porosity and permeability can be sweet spot for gas exploration. The complete set of calculation systems proposed for tight gas reserve calculation has proved to be effective based on application and feedback. This model provides a new concept and consideration for reserve prediction and calculation in other areas.     

Types and Characteristics of the Lower Silurian Shale Gas Reservoirs in and Around the Sichuan Basin

This study analyzed the characteristics and types of the Lower Silurian shale gas reservoirs in and around Sichuan Basin through field observations, slices, Ar-ion-beam milling, scanning electron microscopy, and x-ray diffraction analysis of 25 black shale outcrops and samples. Two main types of shale gas reservoirs were determined, i.e., fractures and pores. Fractures were classified into five categories, i.e., giant, large, medium, small, and micro, according to the features of the shale gas reservoirs, effect of fracture on gas accumulation, and fracture nature. Pore types include organic matter pores, mineral pores (mineral surface, intraparticle, interparticle, and corrosional pore), and nanofractures. The various fracture types, fracture scales, pore types, and pore sizes exert different controls over the gas storage and production capacity. Pores serve as a reservoir for gas storage and, the gas storage capacity can be determined using pores; fractures serve as pathways for gas migration, and gas production capacity can be determined using them.     

鄂尔多斯盆地上古生界低压异常研究中应注意的几个问题

通过对鄂尔多斯盆地上古生界砂泥岩压实特征、压力成因的研究,结合上古生界不同岩性的组合关系分析,认为上古生界非烃源岩与烃源岩、砂岩和泥岩的地层压力成因有明显区别。非烃源岩系统泥岩的异常高压主要由“非均衡压实”作用产生;而生气作用是烃源岩增压的关键因素,同时也是上古生界天然气运移、成藏的主要动力源;砂岩与泥岩弹塑性有明显差别,构造抬升剥蚀成为砂岩降压的主要机理,而对泥岩影响有限,石千峰-上石盒子组非烃源岩目前仍具明显非均衡压实特征,多处于高压异常,而储层表现为低—正常压力,目前上古生界为一个高低压相间共存的复杂压力系统。上古生界压力的形成与演化历史表明,对于上古生界用流体势的高低来研究互不连通砂体之间的区域运移可能并不适宜。利用Berg临界烃类柱高度的公式计算,上古生界储层能引起天然气运移需要的最小连续气柱高度在22.07 m～67.36 m,远大于砂岩的单层厚度(5 m～15 m)。从天然气的生产能力、天然气聚集、成藏角度分析,山2段毛管中值压力平均值小于6.21MPa、砂岩厚度大于4 m以上的优质储层,才具有聚集、成藏和产出天然气能力,而排驱压力大、孔隙结构差、厚度小的砂岩,由于成藏动力小于成藏阻力,难于形成具规模的气层。     

四川盆地南部二叠系茅口组碳酸岩岩石学与储集性质

概述茅口组沉积时,四川盆地为一沉积碳酸盐的浅海台地,东北与已上升为陆的中朝陆台毗邻。北有秦岭、西有康滇、东南有雪峰等古陆呈岛链孤立于广阔浅海中。有的已经沉没水中。海水来自特提斯海,从西和西南进入本区,再向东流入杨子海槽。陆源物质主要来自中朝陆台和邻近古陆。     

鄂尔多斯盆地东南部上古生界海陆过渡相页岩储集性与含气性

鄂尔多斯盆地上古生界海陆过渡相页岩是重要的页岩气富集层系,但是含气性及其控制因素研究薄弱,制约了对该地区页岩气的勘探和研究。论文通过对鄂尔多斯东南部本溪和山西组大量页岩样品开展有机地球化学、矿物组成、页岩孔隙及分布的研究,评价了海陆过渡相页岩的储集性;通过含气量现场解吸和等温吸附实验,分析了页岩含气特征和影响因素。结论认为研究区海陆过渡相页岩有机质丰度高(TOC含量0.5%~11%),主要发育III型干酪根,有机质成熟度较高(1.0%~3.0% Ro);矿物组成以富黏土页岩为特征,黏土矿物含量可高达60%以上。总孔隙度分布在2%~8%,部分样品微裂缝发育。孔隙类型以平行板状的狭缝型孔隙介孔为主,在岩石孔隙比表面积和孔体积的贡献占90%以上;TOC含量与孔隙比表面积及孔隙总体积具有密切的相关性,有机质孔隙对岩石总孔隙构成具有重要贡献。现场解吸含气量为0.591~4.05 m3/t,兰氏体积从0.05 m3/t到14 m3/t都有分布,页岩实测含气量与气体吸附能力差异大。TOC含量是控制海陆过渡相页岩含气量和含气能力的重要因素,富黏土矿物的吸附作用可使样品含气能力显著增加。     

准噶尔盆地腹部陆梁油田储层特征

陆梁油田油气主要分布于白垩系吐谷鲁群、侏罗系的西山窑组和头屯河组；储层岩性主要为中细砂岩，砂岩分选性好-中等，结构成熟度较低。白垩系吐谷鲁群和侏罗系储集岩的孔隙组合类型主要为粒间孔、粒间孔 高岭石晶间孔，少量粒内溶孔 高岭石晶问孔。影响储层储集性能的主要因素：(1)沉积环境．(2)古气候，(3)成岩作用，(4)构造运动，(5)粘土矿物。     

鄂尔多斯盆地长北气田山西组二段低孔低渗储层特征及形成机理

长北气田山西组二段主要为三角洲平原分支河道沉积的石英砂岩和岩屑砂岩,其埋藏深度中等（2 700～2 950 m）,但物性较差（孔隙度和渗透率平均分别为5.2%,0.7×10-3μm2）,属于低孔低渗的致密储层。造成低孔低渗的主要原因是：该套砂岩形成于三角洲平原含煤酸性环境,砂岩中原始孔隙水介质呈酸性,碳酸钙处于不饱和状...