鄂尔多斯盆地伊盟隆起上古生界储层孔隙结构特征及评价CSCD

储层是油气赋存的载体,其孔渗性能决定着后期油气开采难度以及可采数量。在众多影响储层孔渗性能的因素当中,储集层的孔隙结构发挥了关键的作用。通过对鄂尔多斯盆地伊盟隆起上古生界储层岩性以及孔渗参数进行分析,结果表明:石盒子组孔喉连通性及渗流性能最好,其次是山西组,太原组最差;依据压汞资料和毛细管压力曲线形态,孔隙结构类型可以划分为4类;通过孔渗资料统计分析,上古生界砂岩划分4类,并以Ⅱ类和Ⅲ类储层为主;砂体主要为冲积扇辫状水道砂体,曲流河、辫状河河道砂坝砂体以及三角洲平原分流河道砂体。研究结果可以为伊盟隆起区上古生界的油气开发提供依据。     

鄂尔多斯盆地伊盟隆起上古生界烃源岩地球化学特征

烃源岩是石油和天然气生成的物质基础,决定了勘探区块的潜在资源量,具有重要的研究价值。对鄂尔多斯盆地伊盟隆起上古生界烃源岩进行岩性、厚度以及地球化学分析,结果表明:上古生界烃源岩岩性主要为泥岩、炭质泥岩和煤层,上古生界暗色泥岩总厚度一般为10~50 m;平面上具有南厚北薄、东厚西薄、局部发育的特征;太原组和山西组炭质泥岩和煤层有机质丰度较高;干酪根以Ⅲ型为主,其次为Ⅱ型;原始有机质形成于弱氧化环境;上古生界烃源岩Ro值介于0.6%~1.8%之间,已经进入成熟-高成熟阶段,且南部生气强度大。其研究结果可以为伊盟隆起区上古生界的油气资源评估提供依据。     

鄂尔多斯盆地上古生界地层AVO技术的应用

AVO技术是利用振幅随炮检距 (或入射角 )变化的规律 ,求取地下地层的岩性信息。鄂尔多斯盆地是典型克拉通盆地 ,构造平缓 (倾角不到 1°) ,断层不发育 ,非常适用 AVO理论假设反射层为水平层这一基本条件。根据工区的地震地质特征 ,在 AVO分析的基础上 ,应用钻井地质、测井资料设计的模型 AVO正演及反演的研究 ,总结了一套在现有地震分辨率条件下的鄂尔多斯盆地上古生界储层 AVO响应特征。即 :无论砂岩储层是否含气 ,其底部反射振幅随入射角增加均会出现从强到弱—极性反转—从弱到强的现象 ,只是反转的角度有所差异 ;在梯度剖面上 ,含气砂岩与不含气砂岩的亮点特征差异较大。据此响应特征预测了有利的储集区。     

鄂尔多斯盆地塔巴庙地区上古生界源岩热演化特征

鄂尔多斯盆地北部主力气源岩太原组、山西组煤系地层热成熟史的研究对本区天然气充注过程和有利目标区预测具有重要的参考价值。在对研究区烃源岩评价和一维、二维地质建模研究的基础上。利用BasinMod盆地模拟软件对单井以及研究区内二维剖面、平面进行了煤系烃源岩热演化史模拟研究。研究结果表明：（1）该区在中三叠世进入生烃门限,中侏罗世以后,烃源岩持续埋深,早白垩世末期至最大埋深（4000m左右）,绝大多数的天然气都在这一阶段生成,早白垩世末构造抬升以后只有少量天然气生成;（2）研究区上古生界太原组和山西组煤系源岩最大累积生烃强度可达到2200×10^8m^3／km^2,对现今天然气的分布具有较强的控制作用。     

鄂尔多斯盆地中东部奥陶系风化壳岩溶特征及储层分析

风化壳岩溶是鄂尔多斯盆地奥陶系古岩溶演化经历的主要阶段.通过对盆地中东部的钻井岩心、薄片观察及测井资料进行分析,结合水动力特征的差异,以SH15井为例对风化壳岩溶带进行了划分,在垂向上自上而下分为垂直渗滤带、水平潜流带和深部缓流带,分析了古风化壳岩溶作用,总结了风化壳岩溶的发育模式.并结合岩相古地理、古地貌等特征,分析...     

鄂尔多斯盆地碳酸盐岩风化壳储层综合评价技术

如何综合利用钻井、地质、测井、地震资料进行碳酸盐岩风化壳储层评价是鄂尔多斯盆地下古生界天然气勘探中亟须解决的问题。利用测井资料采用选代拟合的方法进行岩石物性分析,用正反演模型、合成记录及特征相关法在“三高”和波阻抗反演剖面上进行精细的层位标定;根据对碳酸盐岩风化壳沉积特征分析,提出了求取风化壳泥质含量的方法并应用此结果在BCI剖面上消除了风化壳泥质合量的变化对速度、波阻抗的影响,实现风化壳储层空间展布和厚度的准确预测;采用AVO岩性反演、波形特征分类和人工神经网络模式识别方法进行了储层特征的综合评价,提出了下一步的勘探目标。     

下二门油田储层成岩作用类型及微观孔隙结构特征

通过14口取心井普通薄片、铸体薄片的镜下观察及扫描电镜等资料的研究,认为影响下二门油田碎屑岩储层的成岩作用主要有3种:压实、胶结和溶蚀.其中,压实作用以机械压实为主,化学压实少见;胶结作用主要有碳酸盐胶结(如方解石、白云石等)、黏土矿物胶结(如高岭石、绿泥石等);溶蚀作用主要有长石颗粒和少部分岩屑溶蚀、碳酸盐胶结物溶蚀.这3种成岩作用的共同改造形成了下二门油田以粒间孔、粒内溶孔和铸模孔为主的孔隙结构特征.根据微观孔隙结构特征,结合沉积相展布特点,认为下二门油田有利储层主要分布在辫状三角洲前缘亚相带水下分流河道和前缘砂坝等砂体.这些新认识为该油田调整挖潜提供了地质指导.     

东海陆架盆地N气田花港组储层特征及分类评价

东海陆架盆地西湖凹陷古近系花港组储层为典型的低孔、低渗储层。基于大量岩心物性、粒度、薄片、压汞等资料,对N气田目的层储层岩性、物性和孔隙结构特征进行精细评价。结果表明：N气田花港组储层岩性以细砂岩为主,矿物成分构成稳定,以石英为主,黏土含量低,岩性较纯;随着埋藏变深,孔隙变差,粒间孔减少,溶蚀孔增加,孔喉半径减小,连通性变差;局部发育砂砾岩,且渗透率大于细砂岩一个数量级以上,可作为甜点储层开发。基于实验和试油资料统计结果,建立了一套适用于花港组储层的综合分类评价标准,包含孔隙度、渗透率、饱和度和地质特征4类储层重要参数,分类结果特征鲜明,分类依据科学可靠,为该区域低孔、低渗储层勘探开发提供依据。     

苏北盆地的油气勘探及下扬子中、古生界储层的系统研究

通过回顾苏北盆地50余年油气勘探历程和取得的重大发现,阐述了苏北下扬子区钻井发现中、古生界油气储层系统的特征,指出海相储集岩分为裂缝型储层、白云岩型储层、风化壳储层等类型,对于我国南黄海盆地海域油气储层特别是海相中、古生界油气储层特征研究及评价具有实际意义。     

南黄海盆地中部隆起海相上构造层分布及断裂系统特征

南黄海盆地中部隆起区发育2套海相构造层,以下志留统高家边组泥岩滑脱带为界可划分为海相上构造层和海相下构造层。海相上构造层构造相对较复杂,以冲断结构为主,褶皱及叠瓦状逆冲断裂发育。对南黄海盆地中部隆起区多道地震资料进行处理解释表明,中部隆起区广泛发育海相上构造层,平面上总体表现为自西向东厚度呈厚—薄—厚的沉积格局。断裂系统发育,以近EW向断裂最为发育,其次为NE向断裂,NW向断裂则较为零星。构造应力以挤压和走滑为主,主要发育挤压、压扭和张扭3种构造样式。     

南黄海盆地中、古生界油气地质条件研究

南黄海盆地在以中、新生界为主开展的油气勘探历时近30年,至今未获工业油气流。而盆地中、古生界石油勘探程度很低．目前仅只有少数钻井钻遇中、古生界,对其基本油气地质条件认识存在不足。此文运用含油气系统理论和盆地模拟技术,利用钻井资料,类比下扬子陆区石油地质条件研究成果,对下扬子南黄海盆地中、古生界海相地层烃源岩、储层和盖层条件进行了初步研究,为该盆地中、古生界下一步油气勘探指出了有利方向。     

多属性优选的神经网络技术在鄂尔多斯盆地L区块煤层储层预测中的应用

研究区煤层较为发育,且煤层厚度差异大,导致目的层属性值存在区域性差异,采用同一种参数提取属性不能有效表征该区地质体特征;同时由于地震属性值是地质体特征(沉积特征,岩性特征、孔隙结构等)的综合反映,单属性参数具有多解性。在地质体分区的基础上,利用多地震属性优化下的神经网络技术对研究区进行分区砂岩储层预测。实践表明, 该技术有效避免了单属性多解性和多属性综合判别精度低的缺点, 提高了利用地震属性预测砂岩储层的精度。     

桩海地区下古生界古潜山碳酸盐岩孔隙特征与空间组合规律

基于桩海地区下古生界碳酸盐岩古潜山储层的孔隙特征,分析了研究区不同潜山区块有效孔隙的空间组合特征,探讨了影响研究区下古生界孔隙类型及储层在空间上的组合特征的主控因素。下古生界碳酸盐岩古潜山以裂缝一扩溶缝一溶蚀孔洞为主,原生孔隙基本消失,具有储集意义的主要为次生孔隙。储层在空间上的组合形式主要包括非常发育的潜山内幕储层,且与风化壳储层不具有统一油水界面,深部溶蚀特征明显;太古界变质岩与下古生界碳酸盐岩之间往往具有统一的油水界面;许多下古生界古潜山带具有"上缝下洞"的储集空间特征等。孔隙的次生性及多样化的空间组合形式导致不同潜山区块储集能力的明显差异。多级不整合面古岩溶作用形成相对早期的溶蚀孔隙和潜山内幕储层;深埋藏溶蚀作用对碳酸盐岩先成孔隙的溶蚀改造和太古界与下古生界之间统一油水界面的形成具重要影响;新构造运动和埋藏期溶蚀作用相结合可合理解释研究区下古生界古潜山带"上缝下洞"的储集空间组合形式。     

鄂尔多斯盆地陕北地区延长组长7段致密油储层特征及其主控因素

鄂尔多斯盆地延长组石油资源丰富,储层致密,为了查明湖盆致密砂岩储层发育机理,综合利用岩心观察、铸体薄片鉴定、X射线衍射分析、扫描电镜观察、高压压汞测试等方法,对鄂尔多斯盆地陕北地区长7段致密油储层特征及其发育主控因素进行了分析。研究结果显示,研究区长7段长石含量高,主要发育长石砂岩和岩屑长石砂岩。致密砂岩储层孔隙类型以长石粒内溶蚀孔隙和粒间溶蚀孔隙为主,同时晶间微孔和微裂缝较为发育。研究区长7段时期主要为三角洲前缘与滨浅湖沉积环境,水动力较弱,发育砂岩中泥质含量较高。中等强度压实作用及早期的方解石胶结作用使原生孔隙消失殆尽,胶结作用进一步使孔隙减小。由于长石及黏土含量较高,其受溶蚀作用形成溶蚀孔隙,改善储层质量,同时也是研究区长7段致密砂岩储层发育的主要控制因素。     

谱分解在南黄海中部隆起中-古生界储层预测中的应用

大陆架科学钻探CSDP-02井的钻探,开启了南黄海中-古生界研究的新局面。本文利用过CSDP-02井的多道地震、测井和岩心资料,在对中部隆起中-古生界地层频谱分析的基础上,采用基于S变换的谱分解方法,对南黄海中部隆起中-古生界地层进行了谱分解,将地震数据由时间域转换到频率域,得到了不同频率的等频率剖面。结果表明,南黄海中部隆起存在3套可能的储集层,分别对应三叠系青龙组灰岩、二叠系龙潭组砂岩和石炭系灰岩,在等频率剖面上,均表现为明显的低频异常,频谱特征呈现低频高能、高频低能的特征,在高频剖面上,储层异常被浅层高频异常掩盖。通过与CSDP-02井的岩心和测井结果进行对比发现,3套储集层的频率衰减现象与岩心取样中的油浸层相关,这是我国首次在南黄海中-古生界发现油气显示,对指导南黄海中-古生界油气勘探具有重要意义。     

鄂尔多斯盆地某区块气田沉积微相与储层关系

沉积微相在储层研究中占有重要的地位,因为沉积微相的几何形态和物理特征所表现出来的孔隙度、渗透率和含油气饱和度等对储层发育的质量、规模等具有重要的影响和控制作用。以鄂尔多斯某区块气田为例,简要分析研究了沉积微相与储层物性、岩相的关系,并据此分析了沉积微相对产能的控制和影响关系,为勘探和开发部署等提供了一定依据,具有实际的指导意义。     

利用压汞资料进行低渗储层孔隙结构特征分析——以Wll-7油田流沙港组三段储层为例

储层孔隙结构是影响低渗储层微观孔隙内流体运移与聚集的主要因素,决定了储层的优劣。以w11－7油田流沙港组三段储层为例,应用压汞资料定性与定量研究储层孔隙结构特征。研究结果表明,孔隙结构分为三类,总体上具有“喉道细、分选差、连通性差”的特点,这种较差的孔隙结构发育特征是造成储层呈低渗一特低渗的核心因素。在此基础上应用多元判别方法优选出排驱压力、中值压力、最大孔喉半径、孔喉半径均值、分选系数五类孔隙结构分类评价参数,并结合常规物性将储层分为三类,其中Ⅱ、Ⅲ类是广为发育的储层。     

渤海湾盆地胜海古2潜山古生界储层特征

胜海古2潜山是渤海湾盆地埕岛油田北部一个断块型潜山。为分析潜山油藏储层特征、实现潜山高效勘探开发,对胜海古2潜山地层特征、储集空间类型、储集空间特征、储层发育规律和控制因素进行了系统的研究。胜海古2潜山古生界储层主要为次生储集空间,包括晶间孔隙、溶蚀孔洞和裂缝等类型,其中裂缝是储层最重要的储集和渗流空间;胜海古2潜山储层主要发育在冶里一亮甲山组和风山组;潜山顶部地层和断层附近地层是良好的储层。以上研究结果表明:风化淋滤作用(风化壳)、岩性特征和断裂作用是控制储层发育程度的3个主要因素。这一结论对埕岛油田以及渤海湾盆地潜山勘探开发有借鉴作用。     

南黄海中部隆起CSDP-2井中—古生界烃源岩精细评价

CSDP-2井是在南黄海中部隆起上首钻的全取心深钻,在新近系之下钻遇下三叠统青龙组—上奥陶统多套碎屑岩和碳酸盐岩地层。钻井揭示的烃源岩有机质丰度、类型、热演化程度、可溶有机物分析及生烃强度计算证实,中部隆起发育倾油型的青龙组上段灰岩、上奥陶统—下志留统上部泥岩、油气型的石炭系中—上部灰岩3套有效烃源岩;生气为主的有效烃源岩主要为大隆组—龙潭组泥岩和炭质泥岩、栖霞组上部富含炭质的臭灰岩、石炭系中—下部灰岩和底部炭质泥岩。目前钻井揭示的中—古生界总生烃强度是(20.761 9~31.283 9)×108 m3气当量/km2,与国内外大中型气田分布区域的生气强度相当。其中,油源岩的总生油强度为(43.076~55.30)×104 t/km2,气源岩的总生气强度为(16.454 3~25.753 9)×108 m3/km2;同时,烃源岩的总生气强度是生油强度的4~5倍,碎屑岩的生烃强度是灰岩的2倍以上。巨大的生烃强度和多源层供烃为形成大—中型的油气聚集和成藏提供了充分的物质基础,显示了南黄海中部隆起中—古生界良好的油气勘探前景。     

鄂北TGM地区地震反射特征研究及有效储层预测

鄂北台格庙区块上古生界是以岩性为主的油气圈闭。通过区内预测难点分析,紧密结合地质、地震、测井资料,深入细致地研究地震反射波组及反射结构特征,认真统计分析地球物理及电性特征,确定一套适合不同目的层段的有效储层预测方法技术,有效地预测了盒1、山2段储层厚度和有效储层厚度。同时对该区两层进行综合评价,圈定出有利叠合分布区,为进一步确定有利目标区提供了依据。