鄂尔多斯盆地靖西地区马五段白云岩储层AVO研究

鄂尔多斯盆地靖边气田西侧下古生界的主要产气层为奥陶系马家沟组白云岩储层.在理论基础分析和测井岩石物理分析的基础上建立地质模型,结合实测井数据AVO正演模型分析,理论地质模型AVO正演模型及实测井数据AVO正演结果,均表明研究区白云岩储层具有随入射角增大振幅增强的AVO异常特征.在利用实际地震道据验证其满足AVO异常特征,从含气饱和度和气层厚度两方面研究其与AVO异常特征的关系,为盆地靖西地区下古生界白云岩储层天然气勘探提供参考.     

致密油储层甜点地震预测

致密油储层物性差,非均质性强,甜点储层与围岩波阻抗差异较小,常规储层反演方法预测难度较大。笔者从致密油储层成因的角度出发,以柴西红柳泉地区为例,针对薄层致密泥灰岩储层,形成了一套有效的甜点储层地震预测系列技术。通过岩石物理分析,建立致密储层岩性识别图版;在此基础上,结合实钻井的正演模拟分析,明确致密储层甜点在目的层段呈现中振幅、中频率的地震响应特征;进而采用分频成像、90°相位旋转、分频属性优化等技术,对该区致密油甜点储层分布进行了有效预测,认为红34井区为主要的致密油产油区,红22井区西北部及红38井区南部可以作为下步勘探的有利目标区。预测结果与实钻井吻合度高,证实了该方法的可行性。     

鄂尔多斯盆地南部盒8段致密砂岩储层微观孔隙结构表征与评价

鄂尔多斯盆地南部上古生界致密砂岩气藏储层的研究程度较低,而微观孔隙结构一直是致密砂岩油气藏储层研究的热点和重点。运用岩心观察、铸体薄片、恒速压汞、常规压汞曲线、气水相对渗透率曲线和核磁共振等多种实验方法,对鄂尔多斯盆地南部盒8段储层储集空间类型及微观孔隙结构进行了详细研究及分类表征与评价。结果表明,鄂尔多斯盆地南部盒8段储层的孔隙类型以岩屑溶孔、晶间孔和粒间孔为主。主流喉道半径与渗透率相关性较好,渗透率可作为致密砂岩储层的分类依据。依据渗透率和压汞参数,将盒8段储层分为4类。Ⅰ类~Ⅳ类储层孔隙度和渗透率不断变差,中值半径不断减小;气、水等渗点相对渗透率不断增大;自由流体驰豫时间和饱和度不断减小。选取孔隙度、渗透率、中值半径、可动流体饱和度、等渗点相对渗透率、测井解释结论六项参数,建立了鄂尔多斯盆地南部盒8段储层微观孔隙结构分类评价标准。其中Ⅰ类和Ⅱ类储层为有效储层,Ⅲ类和Ⅳ类储层为无效储层。     

鄂尔多斯盆地陕北地区延长组致密砂岩储层敏感性评价

以鄂尔多斯盆地陕北地区延长组致密砂岩储层为研究对象,在岩石学、孔隙结构、储层物性特征研究的基础上,开展储层敏感性流动实验,以此评价该地区致密储层的敏感性及敏感机制。研究结果表明：陕北地区延长组致密砂岩储层敏感性主要表现为中等偏强速敏、中等偏弱水敏、无酸敏到弱酸敏、弱碱敏、强压敏;临界流速、临界矿化度、临界pH值3个特征临界值分别为1.0 mL/min、8 500 mg/L、8.5。敏感程度主要受矿物成分和孔隙结构的影响。研究区储层速敏的形成源于其孔隙填隙物——高岭石的存在;绿／蒙混层及伊/蒙混层矿物是引起水敏及盐敏的主要因素;铁白云石及含铁绿泥石等酸敏矿物的存在使部分岩样显弱酸敏;极其复杂的孔喉结构、极易受压变形的片状喉道以及岩样中云母、黏土等塑性矿物导致储层具强压敏性。     

鄂尔多斯盆地镇泾油田致密砂岩长8储层特征及沉积相研究

利用扫描电镜、铸体薄片等多种方法,对鄂尔多斯盆地镇泾油田长8油层组低孔低渗的致密砂岩储层的储层特征和沉积相进行综合分析研究,发现该地区砂岩类型主要有细粒岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,孔隙度和渗透率分别为3.9%%~11%和(0.04~0.55)×10-3μm2。研究区主要成岩作用包括压实作用、压溶作用、胶结作用、溶蚀作用、交代作用。通过对镇泾区块沉积储层形成的沉积相的研究,查明该区广泛发育三角洲相,进一步可划分为水下分流河道、水下天然堤、水下决口扇、水下分流间湾、河口坝等5种微相。上述研究为镇径油田长8段储层的研究和预测提供了理论依据。     

鄂尔多斯盆地西南部镇泾地区长8油层组致密储层评价

综合鄂尔多斯盆地西南部镇泾地区延长组长8油层组的岩心、薄片、孔渗及压汞测试等资料,在长8储层结构、储层质量发育控制因素研究基础上,对长8低渗致密砂岩储层进行了分类评价。结果表明,长8砂岩储层发育低孔-特低渗储集物性,储层孔隙结构具有细-微孔喉、排驱压力大、分选差的特征,主要可分为3种类型,其中发育Ⅰ型曲线储层孔渗性最好。沉积作用形成的物质基础决定了储层原始孔渗性能,其中分流河道及水下分流河道具最优孔渗性能;成岩作用中,压实作用是储层储集性能破坏的主要因素;溶蚀作用起建设性改善作用。选取孔隙度、渗透率、孔隙排驱压力、中值压力和中值孔喉半径等主要储层参数进行聚类分析,将长8储层划分为3种类型:Ⅰ类为最好储层,Ⅱ类为较好储层,Ⅲ类为相对最差储层。其中,Ⅰ类储层主要分布于分流河道分叉叠置及水下分流河道汇聚叠合部位,储层品质最好,为最有利勘探目标。     

叠前反演方法在致密砂岩气储层预测中的应用

以鄂尔多斯东缘A区块为例,通过岩石物理正演分析,论证了储层岩石物理参数的敏感性,确定利用纵波阻抗与纵横波速度比参数进行储层的识别。在此基础上进行正演模拟,研究了地震的极限分辨率及不同厚度砂体的地震响应特征,确定了运用叠前地质统计学反演为核心的储层预测技术对该研究区太原组进行储层预测研究,以解决该区储层薄、横向变化快、单一岩石物理参数无法区分岩性等问题。地质统计学反演结果表明,该方法能有效的预测厚度大于3 m的储层。对比研究区内11口测井解释厚度与储层反演厚度表明,储层反演预测厚度平均误差为7.5%,其中5口盲井的平均误差为10.2%,一口新钻井的砂体厚度预测误差为1.73%,为该区的井位部署提供了可靠的资料参考。      

神府解家堡区上古生界致密砂岩储层特征及主控因素

神府解家堡区构造上位于鄂尔多斯盆地东缘晋西挠褶带,上古生界自下而上发育本1段、太2段、山2段和千5段等多套致密砂岩储集层.储层岩石类型以石英砂岩、岩屑石英砂岩、长石石英砂岩、岩屑砂岩和长石岩屑砂岩为主,自下而上储层石英含量呈递减、岩屑和长石含量呈递增趋势.储集空间类型以粒间溶孔、粒内溶孔、晶间孔和微裂缝为主,储层最大孔隙半径总体偏小,孔隙中值半径较小,排驱压力中等,储层孔隙以小孔—微孔为主.本溪组海相障壁—潮坪沉积、太原组浅水三角洲沉积、山西组三角洲沉积和石千峰组陆相辫状河沉积演化序列下,岩石成分成熟度和结构成熟度自下而上降低,储层空间展布呈层多而薄、砂—泥—煤岩交互特征.成岩作用类型以压实、胶结、溶蚀作用为主,局部发育高岭石化和微裂缝.以沉积相带、岩石类型和成岩作用类型作为3个控制端元,以孔隙度和渗透率为标准,上古生界致密砂岩储层可划分为4个大类和10个亚类,优势相和强溶蚀、弱胶结作用下的Ⅰ类储层孔隙度大于8%,渗透率大于0.5 mD,是最优质储层.     

正、反演结合对川东石炭系储层地震响应特征的分析

川东地区石炭系碳酸盐岩储层是油气勘探开发的重点及难点储层之一。该储层以厚度小且变化大、低孔、低渗、非均质特点强为特征;地震响应上表现为典型的薄层响应特点。这里综合考虑了石炭系储层和上覆梁山组地层不同的地质特征,建立了地质、测井分析控制下的精细模型及正、反演,探讨了檀木场气田石炭系储层的地震响应特征。其正演结果表明,梁山组地层对石炭系的地震响应具有重要的影响,时差较振幅更为敏感。在正演结论指导下,运用考虑了时差和梁山组地层的初始模型,获得了较高精度的反演结果。     

含钙储层测井响应特征分析

针对大庆长垣以西地区中部含油组合萨尔图、高台子油层复杂地质条件给测井解释带来的巨大难度而致使测井解释符合率低的状况,深入分析了开发井测井系列对该类储层响应特征,给出\"四性\"关系的另一种表达方式,提出5点结论,对该储层评价有指导意义.     

鄂尔多斯盆地临兴区块盒8段致密砂岩物性影响因素

通过分析铸体薄片、物性、扫描电镜及压汞等资料,探讨了鄂尔多斯盆地东北缘临兴区块盒8段致密砂岩的储层特征及物性影响因素。结果表明：盒8段储层岩性以岩屑砂岩和长石岩屑砂岩为主,平均孔隙度为7.1%,平均渗透率为0.38 mD;主要孔隙类型为次生溶孔,孔喉半径的分布以双峰状为主,主峰值偏向于相对小的半径,砂岩以相对小孔隙为主;成岩作用主要包括压实作用、溶蚀作用、胶结作用及交代作用等,具有压实强而普遍、溶蚀普遍但不充分、胶结和交代作用强等特征;受贫石英、富岩屑和长石的碎屑组分特征影响,各组分含量对物性有影响但无明显控制作用;粒度是物性的主控因素,粒度越粗物性越好;此外,溶蚀作用对砂岩物性也有一定的积极作用,而封闭成岩体系下的强胶结作用是导致储层致密的主要因素。     

海拉尔盆地呼和湖凹陷致密砂岩气成藏特征

海拉尔盆地呼和湖凹陷具备形成大面积致密砂岩气藏的地质条件,其断陷期地形比较宽缓,后期改造弱,主要发育低幅度的断背斜或宽缓的向斜,在局部具备稳定的构造条件。南二段煤系源岩广泛发育,丰度均达到中等--好烃源岩级别,为致密砂岩气藏的形成提供了充足的物质基础。洼槽区南二段储层属低孔--特低渗型储集层。南二段致密储层与煤、泥岩呈频繁互层状分布,形成致密砂岩气有利的的生储盖组合。构造高部位在一定程度上控制油气丰度,稳定的负向构造区有利于寻找储层富集区。呼和湖凹陷致密砂岩气主要表现为两种成藏组合,自生自储型和内生外储型,油气呈南北向条带状分布。     

Origins of authigenic minerals and their impacts on reservoir quality of tight sandstones: Upper Triassic Chang-7 Member,Yanchang Formation,Ordos Basin,China

Reservoir quality is critical for sweet-spot evaluation in tight sandstone plays, but few studies have focused on the origin of authigenic minerals in tight sandstones and their impact on reservoir quality. This study integrates petrographic analysis, carbon and oxygen isotopic data and mercury injection capillary pressure data of the Upper Triassic Chang-7 tight sand reservoir samples in the Ordos Basin, China to understand the origin of authigenic minerals and the impact of authigenic minerals on reservoir quality. Carbonate minerals, including calcite, ferroan calcite and dolomite, and kaolinite, are the major authigenic minerals in the Chang-7 sandstone. They were derived from the chemical diagenetic alteration of detrital feldspar and biotite, with the involvement of ions that are believed to be primarily from the connate water in interstitial pore space of the interbedded mudstones. Meteoric water and organic fluids from hydrocarbon generation may also have been involved in the alteration processes of the minerals in the Chang-7 tight sandstone. The origin of kaolinite indicates that the porosity was increased by dissolution of detrital grains, offsetting the porosity loss from burial compaction. Authigenic minerals appear to have a weak correlation with pore structure, suggesting that the pore structure of the Chang-7 tight sandstone is not only controlled by major authigenic minerals but also affected by other geological factors.     

Geological Controls on High Production of Tight Sandstone Gas in Linxing Block, Eastern Ordos Basin, China

Tight sandstone gas in the Linxing Block, eastern Ordos Basin, has been successfully exploited. The high performance is mainly a result of the special geological conditions. The key geological controls for high production have been discussed on the basis of seismic data, field observation, sample features, mercury porosimetry, mechanical properties, and basin modeling. Firstly, the coal measures have good gas generation potential, not only because of the existence of coalbeds and organic-rich shales, but also because coal laminae and microbial mats in the shales significantly increase their total organic carbon(TOC) contents. Secondly, except for the uplifted zone of the Zijinshan complex and the eastern fault zone, rare large faults develop in the Carboniferous–Permian sequence, ensuing the sealing capacity of cap rock. Small fractures generally concentrated in the sandstones rather than the mudstones. Thirdly, gas accumulation in the Linxing Block was controlled by the tectonic, burial and thermal histories. Gas accumulation in the Linxing Block started in the Late Triassic, followed by three short pauses of thermal maturation caused by relatively small uplifts;the maximum hydrocarbon generation period is the Early Cetaceous as a combined result of regional and magmatic thermal metamorphisms. Field profiles show abundant fractures in sandstone beds but rare fractures in mudstone beds. Mechanical properties, determined by lithostratigraphy, confine the fractures in the sandstones, increasing the permeability of sandstone reservoirs and retaining the sealing capacity of the mudstone cap rocks. The modern ground stress conditions favor the opening of predominant natural fractures in the NNW-SSE and N-S directions. These conclusions are useful for exploring the potential tight sandstone gas field.     

鄂尔多斯盆地煤储层低温氮等温吸附特征分析

利用美国Micromritcs ASAP 2000自动等温吸附仪,测试了鄂尔多斯盆地煤储层孔隙特征。在测试数据分析的基础上,确定了等温吸附和脱附曲线3种类型:第1类属孔结构是具有平行权构成的狭缝毛细孔型;第2类为发育一端尖灭的不平行的裂隙型;第3类属“墨水瓶”型孔。总结了鄂尔多斯盆地煤储层几种常见的比表面积分布曲线及累计孔体积分布曲线模型。     

致密砂岩中多期碳酸盐胶结物形成机理——以鄂尔多斯盆地华庆地区三叠系延长组长6_3为例

为明确致密砂岩中碳酸盐胶结物的类型、分布特征及其形成机理,以鄂尔多斯盆地华庆地区延长组长63致密砂岩为例,在铸体薄片、阴极发光、扫描电镜分析的基础上,从岩石学、地球化学的角度进行分析。研究表明,碳酸盐胶结物主要有方解石、铁方解石、白云石和铁白云石,在不同地区分布类型差别较大,西南部含量较高,东北部含量较低,其含量、类型与物源及水介质中钙离子的来源有关,可分为内源及外源成因,由于晚期碳酸盐胶结物发育,较大规模地堵塞了孔隙,且后期溶解作用较差,成为长63砂岩致密化的一个重要因素。在绘制研究区铁方解石和铁白云石胶结物等值线图的基础上,认为研究区碳酸盐胶结物主要为碳酸盐岩屑溶解-再沉淀、长石溶解-再沉淀等形成机理。研究成果可为华庆地区延长组致密油储层有利区预测提供依据。     

鄂尔多斯盆地镇北地区长3储层微观非均质性的实验分析

油气储层的微观非均质性特征是储层地质学研究的重要内容之一。本文的目的是研究鄂尔多斯盆地镇北地区长3储层微观非均质性特征,研究方法是利用真实砂岩微观模型实验。通过实验发现鄂尔多斯盆地镇北地区长3和储层为致密型砂岩,真实砂岩微观模型实验直观地显示出鄂尔多斯盆地镇北地区长3储层具有很强的微观非均质性,砂岩的成岩作用和孔隙结构是影响本区长3储层微观非均质性的主要原因。在低渗透砂岩中,溶蚀作用引起砂岩产生强烈的非均质性,而这些砂岩则形成长3储层的高渗带。     

鄂尔多斯盆地东缘临兴-神府区块上古生界储层物性特征及其影响因素

针对目前对鄂尔多斯盆地东缘临兴-神府区块上古生界储层物性特征及其影响因素这方面的研究还不够全面和深入,影响了该区块的致密气资源评价、有利地段优选等工作开展的问题,本文通过对实验测试结果、扫描镜照片、基础地质资料等进行分析,分别从储集层岩石学特征、储层物性特征、成岩作用特征、成岩作用对储集物性的影响等方面开展研究。取得的认识有:①临兴—神府区块碎屑岩储层孔隙度主要集中为4%~10%,渗透率主要集中为0.1~1mD,属于特低孔特低渗储层;②研究区上古生界砂岩成岩阶段为中成岩阶段A期-B期,以中成岩阶段A期为主;③适量的刚性矿物成分对优质储层的形成起建设作用。一方面,刚性矿物可减缓致密化进程,使得部分原生孔隙得以继续发育和保存,促进了地层中流体的流动,加大了溶蚀几率;另外一方面,成岩中期含有较多石英的岩石易产生产生裂缝,可以很好地改善储层物性;④绿泥石薄膜的形成有利于保存粒间孔,进而有利于改善储层物性;⑤适量的可溶性组分是形成溶孔的必要条件,可溶性物质的溶蚀是优质储层发育的主要控制因素;⑥压实作用降低或破坏储层储集性能;胶结作用对储层的性能起到双重影响;溶蚀作用是改善砂岩储层物性的主要因素;⑦构造应力场产生的断裂和裂缝、残余的粒间孔为可溶性组分溶蚀提供了重要的渗流通道。     

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.     

四川盆地北部长兴组生物礁地震响应特征与分布规律

井下钻探结果和地震资料表明四川盆地北部上二叠统长兴组生物礁发育,通过对典型井长兴组岩性与电性资料的分析,明确了生物礁的岩性与储层发育特征。根据井下生物礁及围岩岩性与电性资料并结合过井地震剖面反射波的几何特征,建立台地边缘生物礁的地震正演数值模型,通过对比生物礁模型地震正演记录与实际生物礁地震剖面,建立针对研究区台地边缘生物礁的地震响应特征模式。依据生物礁的地震响应特征对该地区连片二、三维地震测线开展地震相分析,通过已有钻井地震相与沉积相对应关系分析,指出了长兴组生物礁在该地区的分布规律。四川北部地区地震相与沉积相带具有良好的对应关系,存在环台棚-海盆相的台地前缘斜坡-台地边缘生物礁相-开阔台地相沉积体系,地震剖面上生物礁的外部形态呈丘状或透镜状,内部为杂乱反射特征;礁盖白云岩具有亮点反射特征,生物礁底界面出现上凸或者下凹反射现象,生物礁的上部地层具有披覆反射结构,四川盆地北部地区长兴组台地边缘生物礁相在台棚-海盆相东、西两侧沿北西向呈条带状展布,分布面积大于2000km~2,生物礁气藏勘探潜力巨大。