缝洞型碳酸盐岩油藏剩余油分布模式——以塔河油田六七区为例

塔河油田六七区为岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏,采收率与国内外其他碳酸盐岩油藏相比明显偏低。依据塔河油田六七区实际开发情况,在大量地震、测井、岩心以及生产资料的基础上,结合油藏工程、数值模拟等多学科方法对剩余油的分布进行了综合研究,将剩余油的控制因素归纳为7种地质因素和4种开发因素。分析认为残丘顶面形态、致密段分布、裂缝带分布以及储集体几何类型等地质因素主要控制着储集空间和流动通道的展布;钻井位置、完井层段、注采关系以及注水强度则影响水体在储层中的波及范围。通过对控制缝洞型碳酸盐岩油藏剩余油分布的地质、开发因素的精细描述,提出了残丘型、致密段遮挡型、盲端型、阁楼型、底水锥进型以及高导流通道周围孔缝型6种剩余油分布模式。并指出受致密段和低孔低渗区控制的剩余油将是今后油气开发的重点。     

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。     

塔河奥陶系油藏岩溶储层类型、洞穴结构和发育模式:以塔河油田7区T615缝洞单元为例

塔河奥陶系碳酸盐岩油藏储集体以岩溶缝洞为主,随着油田开发深入和地球物理技术长足进展,岩溶暗河地下形态渐为明晰。但由于岩溶缝洞储集体具有空间结构复杂、岩溶产物和储集体类型多样等特点,以至于岩溶储集体类型、结构和发育模式分歧较大。以T615缝洞单元为实例,以高分辨采集的地震资料为基础,结合单元内岩心、录井、测井、FMI成像测井和单井动态等资料,将井区内储集体划分为机械充填型(砂泥岩充填和细砂岩充填)、垮塌角砾充填型、溶洞(未充填)型和溶蚀裂缝4种类型。结合高分辨采集的三维地震属性刻画资料,对典型岩溶系统主要岩溶产物(厅堂洞、干流洞、末梢洞、落水洞和驻水洞)的分布特征及识别标志进行研究,将岩溶划分为4个期次。经过构造和充填改造,在4层洞穴中,洞穴结构、岩溶产物和储集体类型具有较大差异。结合水文地质和岩溶理论,建立典型岩溶系统的连井岩溶缝洞地质剖面图和连井缝洞发育模式图,揭示井间缝洞组合关系,对岩溶储层描述和表征具有指导意义。     

碳酸盐岩岩溶缝洞型油气藏勘探开发关键技术——以塔河油田为例

碳酸盐岩岩溶缝洞型油气藏是受构造—岩溶旋回作用控制、由多个缝洞单元在空间上叠合形成的复合油气藏,勘探开发难度比较大。塔河油田是我国第一个以奥陶系碳酸盐岩岩溶缝洞型油气藏为主的古生界海相大油气田,勘探开发有其特殊性和复杂性。目前已初步形成了一套勘探与开发的思想和方法体系,具体介绍了已经形成的七个主要技术系列,包括碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏评价技术、超深碳酸盐岩储层预测技术等。应用这些技术系列,在塔河油田取得了良好效果,提高了油藏采收率及开发井的建产率,增加了油气藏的可采储量。     

缝洞型碳酸盐岩油气分布规律及成藏条件：以塔中北斜坡东部鹰山组为例

缝洞型碳酸盐岩储集层具有强烈的非均质性,其油气成藏及富集规律极其复杂,充分认识此类油气藏的形成条件及分布特点对油气藏进一步勘探及有效开发至关重要。通过对东部井区的统计分析,目的层油气性质与I号断裂带及走滑断裂密切相关,平面上塔中北斜坡东部鹰山组油气具有“西油东气,内油外气”的分布特征,纵向上油气集中在不整合面以下200 m内,沿风化壳不整合面呈“准层状”分布。从源、储、盖、运等成藏要素角度对油气成藏控制因素进行了综合研究,结果表明：该研究区发育两套烃源岩,且经历了多期充注,为油气聚集提供了充足的物质基础;后期构造抬升及断裂活动促进岩溶作用的进行,改善了储层的储集性能,为油气富集提供了有利的场所;良三段到良五段致密灰岩分布广、厚度大,可以有效封闭油气,为油气聚集提供了较好的保存条件;塔中北斜坡东部断裂及不整合面是油气成藏的关键,沟通源岩为油气运移聚集提供了良好的通道。     

陆相页岩气储层孔隙发育特征及其主控因素分析:以鄂尔多斯盆地长7段为例

鄂尔多斯盆地延长组是目前最具页岩气潜力的研究层段之一。本文以该盆地东部长7段为研究对象,运用氮气吸附法及氩离子剖光扫描电镜分析对页岩气储层孔隙结构及孔隙类型进行分析和测定,并结合岩石矿物组分、有机质成熟度以及总有机碳（TOC）质量分数,讨论了孔隙结构和影响因素。结果表明,长7段页岩气储层孔隙结构复杂,根据吸附回线形态可分为2类：Ⅰ类回线主要对应孔径为2.6~4.2 nm的狭缝结构或楔形结构的平行板状孔或微裂缝,具体可分为黏土矿物矿片间孔隙、有机质内狭缝状孔隙及基质微裂隙等类型;Ⅱ类回线主要为分布于2.3~3.1、3.5~3.8、4.3~5.2 nm等多个孔径段的开放型圆筒状孔,包括有机质孔和残余粒间孔。中孔和微孔是总孔体积和比表面积的主要贡献者。w（TOC）是延长组页岩总孔体积及比表面积的主要控制因素,与总孔体积及比表面积均呈正相关关系;镜质体反射率及矿物含量对孔隙发育的控制作用不明显,但黏土矿物对微孔孔容贡献较大,其中伊利石质量分数与BET比表面积及孔容有较好的相关性。     

南堡地区碳酸盐岩储层孔隙结构特征及对物性的影响

利用数字图像分析法对南堡地区碳酸盐岩储层的孔隙结构参数进行定量求取,明确了不同类型孔隙的孔隙结构参数特征,分析了孔隙结构特征对储层物性的影响,并应用优选出的孔隙结构参数建立碳酸盐岩储层物性预测模型。结果表明:研究区内碳酸盐岩储层的储集空间以次生孔隙为主,为一套典型的孔隙型储层。应用孔隙结构参数可以较好的区分铸模孔、粒间孔、粒内孔和晶间孔等孔隙类型,其中铸模孔呈较低的平均等效直径与高的宽纵比,粒间孔以高等效直径25%为特征,粒内孔对应最低的比表面、最高的等效直径标准差,晶间孔比表面较高且宽纵比分布范围局限。等效直径、形状因子、球度和宽纵比等参数对储层物性的影响显著。分别针对孔隙度和渗透率,在提取的28项孔隙结构参数中优选出6种相关性高的参数,并应用多元线性回归方法分别进行拟合。验证结果显示拟合公式具有较高的可信度,且渗透率(R^2=0.916)优于孔隙度(R^2=0.778)。该方法可为研究区及其他地区的孔隙型碳酸盐岩储层评价研究提供参考。     

Tight Carbonate Microstructure and its Controls: A Case Study of Lower Jurassic Da'anzhai Member,Central Sichuan Basin

Cast thin section observation, scanning electron microscopy(SEM), high-pressure mercury injection(HPMI), and nuclear magnetic resonance(NMR) were used to examine the microstructure of tight carbonate reservoirs in the Lower Jurassic Da’anzhai Member, the central Sichuan Basin. The pore space in the Da’anzhai Member is classified into 2 types and 17 subtypes, with nano-scale pore throats of ‘O’, ‘S’, ‘Z’, and ‘I’ shapes. Poorly sorted pore throats vary greatly in diameter;thus, it is difficult for fluid flow to pass through these pore throats. There are three classes of pore throats in carbonate reservoirs, i.e. isolated pores, pores coexisting with fractures, and large pores and fractures. Isolated pores may provide some pore space, but the permeability is low. Pores and fractures coexisting in the reservoir may have a great impact on porosity and permeability;they are the major pore space in the reservoir. Large pores and fractures have a great impact on reservoir properties, but they only account for a limited proportion of total pore space. The microstructure of Da’anzhai reservoirs, which dominates fluid mobility, is dependent on sedimentary environment, diagenesis, and tectonic process. Pore structure is related to sedimentary environment. The occurrence of microfractures, which may improve reservoir properties, is dependent on tectonic process. Diageneses are of utmost importance to pore evolution, cementation and growth of minerals have played an important role in destroying reservoir microstructure.     

基于孔喉结构建立致密砂岩储层评价方案——以松南中央坳陷泉四段为例

致密砂岩储层评价方案是识别储层"甜点"的基础,也是致密油勘探的重点和难点,但目前国内对此尚无统一认识。为此,以松南中央坳陷区泉四段致密砂岩为例,综合常规压汞、恒速压汞、高压压汞等多种资料对致密储层微观孔喉结构进行了精细表征,并以此为基础建立了致密砂岩储层评价方案。结果表明:研究区致密砂岩孔喉小、物性差,储集空间以次生溶孔为主;储层渗透性主要由占小部分体积的最大孔喉半径所控制,喉道半径越大、大喉道所占比例越高,致密储层的渗透率(K)就越高、品质就越好。在此基础上,由孔喉结构的差异性出发,将松南中央坳陷区泉四段致密砂岩储层分类4类,其中,石油能够充注至Ⅰ—Ⅲ类致密储层,且Ⅰ类致密储层(K为(0.1~1.0)×10~(-3)μm~2)品质最高,可视为储层"甜点"。     

四川盆地威远-资阳地区震旦系油裂解气判定及成藏过程定量模拟

本文通过对威远—资阳地区气藏油裂解气的判定,说明威远—资阳地区的气是由石油热裂解而来。在此基础上定量计算了资阳—威远古圈闭油藏的古资源量。资阳—威远地区1900km2范围曾形成过17×108t的古油藏,古油藏裂解形成古气藏,古气藏原始裂解气量可达10576.3928×108m3,质量是7.5832×108t。资阳—威远地区古圈闭碳沥青质量为9.475×108t。原油裂解为天然气可产生致使上覆岩层破裂的138.39MPa的异常高压,超压的存在对于天然气的散失起了很大的作用。随着喜马拉雅期隆升过程和圈闭主高点从资阳向威远的迁移,原油裂解气进一步逸散和重新调整并形成今气藏。在此基础上,恢复了资阳—威远古油藏→资阳—威远古气藏→威远气田的成藏演化过程。资阳—威远地区震旦系天然气的聚集成藏率很低,只有4.835%。因此,资阳—威远古油藏→资阳—威远古气藏→威远气田的演化过程,是天然气以逸散为主的过程。     

川西坳陷丰谷构造上三叠统须家河组四段致密砂岩储层特征

据丰谷地区须家河组的地表剖面、岩心和薄片、测井曲线及常规物性测试资料等的观察、对比分析,认为川西坳陷中段的丰谷地区上三叠统须家河组四段砂岩普遍具有低孔低渗、致密化强、超高压、岩性变化快、非均质性强等特点,但局部仍发育有孔渗性相对较好的层段.根据沉积作用及沉积相、成岩作用类型、构造作用方面来探讨丰谷地区须四段储层的特征及...     

二叠系火山碎屑岩气藏天然气地球化学特征及气源分析——以四川盆地成都—简阳地区永探1井为例

2018年12月底,在四川盆地二叠系火山岩发育地区部署的风险探井永探1井测试获得22.5万m³/d的高产工业气流,实现了二叠系火山碎屑岩的重大勘探突破,展现了火山碎屑岩气藏的巨大勘探潜力。本文根据该钻井成果资料,应用分析化验数据,采用不同地区气-气对比方法,开展了成都—简阳地区天然气地球化学特征分析、源-储接触关系解剖及气源综合对比。在此基础上,对二叠系火山碎屑岩气藏天然气成因进行了鉴别,对天然气来源进行了判识。结果表明：永探1井火山岩气藏天然气均为典型的干气,干燥系数达0.997,CH₄质量分数高,平均为99.03%,C₂H₆质量分数低,平均为0.35%,C₃H₈几乎没有,不含H₂S;天然气甲烷、乙烷碳同位素值均较轻,甲烷碳同位素平均值为-32.17‰,乙烷碳同位素平均值为-34.27‰,且岩心及镜下可见大量残余沥青,天然气成因鉴别分析表明永探1井火山岩气藏天然气为原油二次裂解气;通过源-储接触关系解剖以及天然气甲烷、乙烷碳同位素对比分析,表明永探1井火山碎屑岩气藏天然气主要来源于德阳—安岳台内裂陷内发育的巨厚下寒武统筇竹寺组优质烃源岩,部分来源于中二叠统。     

低渗透储层孔隙结构影响因素及其定量评价——以准噶尔盆地金龙2地区二叠系上乌尔禾组二段为例

利用薄片、扫描电镜、物性及压汞等资料,对金龙2地区三叠系上乌尔禾组二段(P_3w_2)低渗(含砾)砂岩储层孔隙结构及其影响因素进行了研究。结果表明:①乌二段属于低孔低渗储层,根据压汞曲线参数特征,将其孔隙结构划分为三类。②成岩作用控制了储层孔隙结构,定量计算结果表明,乌二段视压实率平均为53.54%、视胶结率平均为47.53%、视溶蚀率平均为13.84%、视微孔隙率平均为60.67%,表现为中等压实、中—强胶结、弱溶蚀、微孔发育等特征;压实作用、胶结作用、微孔隙发育主要控制储层孔隙结构的形成。③引入成岩综合指数来定量表征各种成岩作用的综合强度,其与储层孔隙结构参数(排驱压力、分选系数)以及储层品质因子(RQI)具有较好的统计相关关系,Ⅰ类储层成岩综合指数大于8%,Ⅱ类储层成岩综合指数为2%～8%,Ⅲ类储层成岩综合指数小于2%。因此,可以利用成岩综合指数定量评价储层孔隙结构。     

沁水盆地武乡区块上古生界煤系页岩气储层孔隙特征和孔隙结构

储层孔隙特征和孔隙结构是影响页岩气赋存与储集的重要因素。为评价海陆过渡相高演化煤系页岩储层性质与页岩气储集性能,应用扫描电子显微镜、高压压汞、低温N₂和 CO₂气体吸附、微米CT扫描、核磁共振实验方法,对沁水盆地武乡区块上古生界煤系页岩气储层孔隙微观特征和孔隙结构进行了研究。结果表明,沁水盆地武乡区块上古生界煤系页岩样品中发育多种类型微观孔隙,常见粒间孔、粒内孔和微裂缝,有机质孔几乎不发育;武乡区块煤系页岩气储层样品孔隙总孔容分布在0.021 9~0.073 5 mL/g之间,平均值为0.039 9 mL/g,总比表面积主要分布在11.94~46.83 m²/g之间,平均为29.16 m²/g,其中介孔(2~50 nm)和微孔(<2 nm)是煤系页岩气储集的主要载体。煤系页岩中的高配位数孔隙数量越多,相应的孔容和孔比表面积越大,孔隙连通性越好;在孔隙数量和总孔容相差不大的前提下,山西组煤系页岩储层孔隙结构与连通性比太原组煤系页岩稍好。     

鄂尔多斯盆地延长探区延长组页岩气储层孔隙结构特征

为了评价陆相页岩气储层的储集空间和储气能力,以鄂尔多斯盆地延长探区上三叠统延长组长7段、长9段页岩为研究对象,运用电子扫描显微镜、高压压汞、低温CO2和N2气体吸附等实验方法,对陆相页岩气储层孔隙类型特征、孔隙结构及其影响因素进行研究。结果表明：(1)延长探区上三叠统延长组陆相页岩发育多种类型微观孔隙,以粒间孔和粒内孔为主,少量晶间孔和溶蚀孔,有机质孔发育较少,为陆相页岩气赋存提供了储集空间;(2)延长组页岩中介孔(2～50 nm)贡献了其主要的孔容和比表面积,占总孔容的7437%,占总比表面积的6440%,且长9段页岩的总孔容和总比表面积均大于长7段页岩;(3)延长组页岩孔隙结构以狭缝型孔和板状孔为主,孔径主要分布在04～09 nm、3～25 nm和5～200 μm区间段内,延长组页岩平均孔径为853 nm,且长7段页岩平均孔径大于长9段页岩;(4)页岩有机碳含量、有机质成熟度及矿物成分含量共同影响着延长组页岩孔隙的发育,其中矿物成分含量是以介孔孔隙为主的延长组页岩孔隙发育的主控因素,有机碳含量及成熟度的增加主要对页岩中微孔孔隙的发育起到积极作用。