川中地区公山庙油田侏罗系大安寨段致密油资源潜力分析

公山庙油田侏罗系大安寨段油层孔隙度大多小于2％,渗透率一般小于0.05×10-3μm2,属于典型的致密油层.该油层平面上大面积分布,存在明显的“甜点”区;剖面上非均质性强,顶部大一亚段和底部大三亚段的厚层介壳灰岩为主力产油层,中部大一三亚段的介壳灰岩与页岩薄互层为次要产油层.构造、介壳灰岩及暗色泥岩厚度对致密油富集没有明显的控制作用,“甜点”主要分布在公山庙构造西侧斜坡区.通过对公山庙油田大安寨段沉积演化、烃源岩生烃条件、储层特征及油气分布规律的研究,结合生产井数据,运用容积法和产量递减拟合法分别计算可采资源量,预测公山庙油田大安寨段致密油可采资源量分别为338.11万t和155.74万t.     

致密油源储配置特征及油气勘探意义 ——以四川盆地川中地区侏罗系大安寨段为例

为查明源储配置对致密油富集的影响,优选下一步致密油潜在有利区,在岩心和薄片观察的基础上,开展地球化学分析和扫描电镜、微米CT等测试,对川中地区大安寨段烃源岩和致密储层特征进行分析,并通过已知油藏解剖,对大安寨段致密油源储配置类型和平面展布进行了研究,发现源储互层式和上源下储式配置关系最有利于致密油富集.研究结果表明:川...     

振幅属性在川中地区大安寨段中的应用——以J区块为例

川中地区大安寨段地层为典型的碳酸盐岩,主要储层为大-亚段。模型正演结果表明地层厚度与地震振幅强度存在一定关系。当地震波经过油气层时,其高频成分能量衰减较不合油气层时严重;谱分解技术利用最大熵谱方法,将地震数据变换到频率域,其地震振幅强度表征了油气分布情况。振幅属性在J区块大安寨段的应用效果明显,既可以定性预测大-亚段厚度,也能预测油气分布情况。     

烃源岩对致密油分布的控制作用——以四川盆地大安寨为例

为了研究烃源岩在致密油富集中的意义,本文以有机质含量相对较低、但油气产量较高的四川盆地大安寨为例,通过地球化学分析和理论计算等手段,探讨了烃源岩在致密油生成、排驱和运移等方面的作用。岩心系统热解分析表明,大安寨烃源岩主要集中在中部大一三亚段,有机质含量较高,而上下灰岩段中的泥岩夹层有机质含量则偏低。油岩对比证实,石油主要来自大一三亚段TOC1%的暗色泥岩,说明石油生成后,经历了一定程度的运移和聚集过程,以垂向运移为主,运移方向既可以向上,也可以向下。大安寨工业油井均位于TOC1.2%、生油强度大于10万t/km2范围内,主要油田则主要位于TOC1.4%、生油强度大于20万t/km2范围内。生烃增压既是主要的排烃动力,也是油气充注的主要动力;要形成工业性油气聚集,烃源岩的局部富集非常关键,TOC1%、连续厚度达到20m的烃源岩,可为大安寨致密油富集提供充足的油气来源。     

主成分分析法在页岩气有利区优选中的应用

在多因素叠合法优选页岩气发育有利区的基础上,构建了涵盖地质背景、页岩生烃、储集、保存、资源和开采条件6个方面17项指标的页岩气发育有利区综合评价原始指标体系,并运用主成分分析法对湘鄂西地区下寒武统牛蹄塘组页岩气发育有利区进行了实例分析。结果表明,主要影响湘鄂西地区牛蹄塘组页岩气发育有利区分布的因子为页岩品质的优劣、资源规模的大小和保存条件的好坏,通过定量评价,综合得分排在前3位的有利区分别为中央复背斜有利区、桑植—石门复向斜南有利区和宜都—鹤峰复背斜有利区。     

超致密湖相碳酸盐岩储层规模产油原因分析——以四川盆地大安寨段为例

湖相碳酸盐岩在我国普遍发育,其中不乏作为油气储层的范例,如松辽盆地西部白垩系青山口组、嫩江组,济阳坳陷下第三系,饶阳凹陷下第三系,松辽盆地太康地区,四川盆地侏罗系大安寨段等。在这些地区中,四川盆地大安寨段湖相介壳灰岩油气持续生产时间尤其长。该地区虽年均产量较低,但自20世纪60年代以来已持续生产油气半个多世纪。矛盾的是,大安寨段介壳灰岩储层的孔隙度与渗透率非常低,孔隙度普遍介于0.3%~2.0%,渗透率介于0.0001~1.0mD,多数低于0.1mD。为揭示这种超低孔渗湖相碳酸盐岩能够支撑该地区50余年长周期低产稳产的原因,本次以储层特征为切入点,兼顾源储配置条件开展研究。在露头和岩心观察、采样基础上,借助各类光学薄片、多种扫描电镜及压汞等技术方法,对大安寨段致密介壳灰岩储层的储集空间进行了系统研究。结果表明,该储层在宏观、微米、纳米三个尺度下均表现为孔缝双重介质,又以纳米级孔缝储集空间比例最高,占总孔隙体积的91.28%。类型上,宏观储集空间以构造缝为主,但偶有溶洞伴随裂缝出现;微米级尺度下,介壳灰岩发育大量微裂缝,溶孔则相对少;纳米级储集空间微裂缝依然发育,但溶孔发育程度明显上升。岩心观察、荧光薄片鉴定、环境扫描电镜观察发现,三个尺度下的孔-缝系统均存在显著的储油痕迹:宏观尺度下介壳灰岩裂缝与溶洞中常见沥青侵染,微米、纳米尺度下方解石晶间隙、晶内孔、介壳粒内孔、晶内解理缝、压实缝等各种基质储集空间或见荧光显示,或在环境扫描电镜下见到油膜在矿物颗粒表面及孔隙中分布。由此表明,发育的微裂缝形成了发达的裂缝网络,沟通孔隙之后,成为油气优势运移通道,进而保证了超致密储层也能聚集可观的油气储量。此外,对大安寨段的源储配置关系进行分析后发现,作为储层的湖相介壳灰岩和作为烃源岩的暗色富有机质泥页岩紧密相邻,构成了一套自生自储的独立源储组合,有利于烃源岩生成烃类后直接向储层充注。并且,大安寨段在整个川中地区均呈这种配置关系。在此条件下,结合储层内发育的微裂缝,最终形成了致密储层长期低产稳产的油气生产特征。     

川中龙岗地区下侏罗统大安寨段沉积相分析及有利储集层预测

应用钻井、测井和地震等资料对川中龙岗地区下侏罗统大安寨段的沉积相类型及其展布特征进行了研究,将大安寨段的湖泊相沉积划分为4个亚相及若干微相。大安寨段沉积时期的沉积展布及演化主要受湖平面升降控制,经历过一次较大规模的水进水退旋回:大三沉积时期发生水进,主体为浅湖—半深湖沉积;大一三沉积时期水体最深,主体为半深湖沉积;大一三沉积晚期发生水退,到大一沉积晚期湖平面已降至较低水平,主体为滨浅湖沉积,介壳灰岩发育。沉积相带在平面上具有明显的环带状展布特征,据此建立了大安寨段沉积模式。大一段主要发育5个介壳滩,是最有利于储集层发育的沉积相带。储集岩类型主要为介壳灰岩和泥质介壳灰岩,结合裂缝发育分析,预测了3个有利储集层区带。     

川中龙岗地区下侏罗统自流井组大安寨段湖相混合沉积及其致密油勘探意义

下侏罗统自流井组大安寨段是川中地区的主力产油层之一,通常认为储集体为高能介壳滩相的“纯”灰岩.本文基于露头、岩芯、薄片、扫描电镜等观察,认为川中龙岗地区自流井组大安寨段为一套典型的湖相混合沉积,包括狭义的混积岩和广义的混合层系.狭义混积岩成分以碳酸盐为主,由碳酸盐、陆源碎屑和泥质以不同比例混积而成,包括含砂泥质介壳灰岩、含泥砂质介壳灰岩、含介壳含泥钙质砂岩、含介壳含砂钙质泥页岩等岩石类型.广义混合层系主要为介壳灰岩、泥页岩、砂岩与狭义混积岩等构成的互为夹层或近等厚互层.混合沉积类型主要有间断混合、原地混合和相混合3种,分别受控于风暴作用、水动力条件和优势相.由于后期强烈的压实作用,原生孔隙消失殆尽,无论是较纯的介壳灰岩还是混合沉积都极为致密,其储集空间主要为溶蚀孔洞、溶蚀微孔、微裂隙和构造裂缝.除了“纯的”介壳灰岩外,由介壳和粉砂—泥质混积而成的泥质介壳灰岩和含介壳泥页岩由于微裂隙相对发育,部分物性好的层段也可以作为储层.上述结果和钻测成果暗示:临近烃源的低能介壳滩和介壳滩缘等混积相的粉砂—泥质介壳灰岩和含介壳泥页岩是一种广泛发育的潜在储集体,这对于致密油勘探而言尤为重要,应该引起重视,建议进行试点勘探.     

X-CT扫描成像技术在致密砂岩微观孔隙结构表征中的应用——以大安油田扶余油层为例

以松辽盆地南部大安油田扶余油层致密砂岩样品为研究对象,利用VGStudio MAX强大的CT数据分析功能结合Avizo软件先进的数学算法,建立了大安油田扶余油层致密砂岩多尺度三维数字岩心模型,该模型具有样品无损、结果直观、数据丰富等优势;同时结合环境描电镜(ESEM)、Maps图像拼接技术、铸体薄片、恒速压汞等油气分析测试方法对松辽盆地南部大安油田扶余油层微观孔隙特征进行了定量表征,为进一步开展大安油田扶余油层渗流机理的研究打下了基础。研究表明:微米尺度下,大安油田扶余油层储集空间类型以溶蚀型孔隙和微裂缝为主,不同孔渗的样品孔喉的形态和尺寸有所不同,孔喉形态多为球状和条带状,孔喉分布状态主要有连片状和孤立状两种;纳米尺度下,大安油田扶余油层储集空间类型以矿物颗粒内部或表面的溶蚀孔隙和微裂缝为主,纳米孔喉形态上多呈小球状、管状,微裂缝对纳米级孔隙有很好的沟通作用。喉道半径较窄是造成样品的实测渗透率较低的主要原因。     

层次分析法在盆地勘探方案优选中的应用

运用层次分析法的基本原理，对某盆地勘查方案进行定量评价，得出最优方案，充分综合考虑了各个方面因素的影响，避免了只重视地质因素的技术专家的评判方案的缺点，体现了层次分析法在盆地勘查方案优选中的优势所在。     

准噶尔盆地深层致密油储层特征及致密化成因——以莫索湾—莫北地区侏罗系八道湾组为例

综合利用岩心、岩石薄片、扫描电镜及测井等资料,对准噶尔盆地莫索湾—莫北地区侏罗系八道湾组致密油储层特征及其致密化成因进行研究。结果表明:八道湾组储层为低—特低孔、低—特低渗储层,属典型的深层致密砂岩储层;储层砂体主要为三角洲前缘水下分流河道细砂岩、中—细砂岩,成分成熟度低,具有岩屑和塑性岩屑含量高及胶结物含量低的"两高一低"特征;垂向上以4 100和4 500m为界,可划分为减小原生孔、稳定混合孔及增加次生孔3个孔隙演化带;孔隙主要为中—小孔,孔喉类型以分选较差的中-细孔—细喉型为主,连通性和渗流能力相对较差,结构相对较差。储层致密化主要受控于沉积环境相对稳定性、岩石主要成分、储层埋藏深度及胶结物赋存状态4个因素,构成了致密化的背景、内因和外因;相对稳定的沉积环境、低成分成熟度、高岩屑和塑性岩屑含量、储层埋深大、压溶作用大量减孔,以及不同类型胶结物以4种状态充填孔喉,形成了八道湾组致密储层。     

Geological Control Factors and Corresponding EUR of Tight Reservoir，A Case Study of Daanzhai Formation，Jurassic of Central of the Sichuan Basin, China

<正>1 Introduction Estimated Ultimate Recovery(EUR)is a key criteria for oil production capacity and resource potential assessment.Besides drilling,completion and stimulation methods,geological elements also have influence on EUR.Shelly limestone of the Jurassic Daanzhai formation is light tight oil bearing reservoir in central of the Sichuan Basin,China.The reservoir is extremely tight with porosity below 2%and permeability below 0.1 millidarcy.     

四川盆地川西北地区侏罗系自流井组大安寨段页岩气聚集条件

通过采用岩心观察、扫描电镜、地化参数分析等实验方法,研究了四川盆地川西北地区页岩的沉积相、厚度及分布、有机质类型及含量、成熟度、生烃史等页岩气成藏条件。川西北地区侏罗系自流井组大安寨段发育潮坪、沼泽及泻湖相,富有机质黑色泥页岩为主、单层厚度大,有机碳平均质量分数为2.0%,有机质类型以Ⅱ1、Ⅱ2、型为主的混合型,生烃潜力较大,热演化程度高,具备页岩气藏发育的良好地质条件。根据页岩气富集的多种因素分析,认为元坝—仪龙南部、达州—宣汉地区页岩气聚集条件较优越,是四川盆地川西北地区自流井组大安寨段页岩气勘探开发的有利区域。     

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。     

四川盆地中部磨溪地区龙王庙组沉积微相研究

结合四川盆地早寒武世龙王庙期区域沉积背景,本文对川中磨溪地区下寒武统龙王庙组的岩石类型、沉积构造、测井响应等沉积相标志进行了详细研究,探讨了磨溪地区龙王庙组的沉积微相特征及分布规律。研究表明早寒武世龙王庙期磨溪地区主要位于局限台地内,包括澙湖、颗粒滩和云坪三个亚环境,沉积产物以晶粒云岩及颗粒云岩为主。纵向上,龙王庙组由两个向上变浅的沉积旋回构成,旋回底部以澙湖沉积为主,中上部以颗粒滩沉积为主,顶部以云坪沉积为主。其中,颗粒滩亚相根据不同的岩性组合、沉积构造、颗粒岩累计厚度、单滩体颗粒岩厚度等可划分为滩主体(滩核)、滩翼以及滩间洼地三个微相。平面上,龙王庙组上下两段的沉积相展布具有明显的继承性,较龙王庙组下段而言,上段沉积时滩体的沉积范围、规模均有所扩大,同时颗粒滩具有向东迁移的趋势。磨溪地区龙王庙组沉积微相的展布主要受沉积期微古地貌以及相对海平面变化的影响,本文最后建立了磨溪地区龙王庙组颗粒滩沉积演化模式。     

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.     

吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油系统的成藏特殊性

通过烃源岩条件、储层特征与原油类型分布及其来源、源-储配置关系的系统分析,分析了准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组上、下段致密油系统的自生自储与层控成藏特征。结果表明,芦草沟组咸水湖相沉积中的不同岩性均有不同含量的原始有机质,其中的泥岩有机质丰度和生烃潜力最高,为主力烃源岩,母质类型具倾油特征,处于生油阶段。位于烃源岩层系内的砂岩类与碳酸盐岩类储集层主要为低孔低渗-致密背景,含油性与物性差异存在密切关系。源-储配置表现为互层和泥包砂特征,具有源、储邻近叠置分布的致密油聚集条件。芦草沟组上、下段的原油物性与地化特征存在明显差异,分别主要来自邻近层段烃源岩。综合研究认为吉木萨尔凹陷内芦草沟组具有就近运移、自生自储的层控致密油成藏模式。     

安塞坪桥区延长组长9致密油储层预测及有利区优选

针对安塞坪桥区长9油层组致密油储层难以预测、勘探开发有利区不明确、严重制约勘探开发进程等问题,笔者通过对典型取心井岩相、测井相研究,在确定砂岩沉积微相类型及其空间演化的基础上,对砂岩进行横向追踪对比,准确获取单砂体厚度数据,刻画出单砂体展布特征,并结合生产动态情况,优选出致密油勘探开发有利目标区。研究结果表明,研究区致密油主要分布在长9油层组上部,自上而下可以分为3套砂体。其中,上部1号砂体属于小范围水下分流河道沉积,砂体厚度为1~3 m,油藏分布局限,开发潜力小;下部3号砂体属于水下分流河道沉积,砂体厚度为6~12 m。预测研究区中部P149-6井区、南部H87-19井区和W328-8井区是致密油开发的有利区,其中研究区中部P149-6井区油层分布稳定,对油藏认识程度较高,能够作为水平井开发先导试验靶区。研究成果有效解决了坪桥区致密储层预测难的问题,可以为具有相似地质特征的储层预测提供参考。