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。     

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.     

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。      

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.     

鄂尔多斯盆地三叠系延长组深水砂岩与致密油的关系*

鄂尔多斯盆地湖盆中部地区三叠系延长组长6油层组中下部和长7油层组中上部大面积发育深水砂岩, 这种砂岩具有厚度大、平行于湖盆长轴方向连续分布的特征。根据沉积结构、构造及接触关系, 将深水砂岩划分为砂质碎屑流成因的砂岩、浊流成因的砂岩、滑塌成因的砂岩及三角洲前缘成因的砂岩等4种沉积类型。在储集层矿物学、岩石学特征研究的基础上, 提出深水砂岩的沉积特征(如粒度细、云母和绿泥石等塑性颗粒含量高、陆源碳酸盐岩岩屑与伊利石杂基发育等)是造成储集层抗压实能力较差、胶结强烈、储集层致密的关键因素;在有利成藏条件分析中提出深水砂岩致密储集层处于油源中心、与烃源岩互层共生是形成大面积非常规致密油资源的重要控制因素。     

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。     

鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气田储集层特征与成因*

鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩储集层普遍以低孔低渗为主要特征,但在低孔低渗的背景上发育相对优质储集层。应用偏光显微镜、恒速压汞等技术手段,从碎屑岩的粒度、碎屑组分、孔隙结构等分析入手,对比神木气田、榆林气田和苏里格气田3个大气田的储集层特点,并对致密砂岩中相对优质储集层的成因进行了分析。研究认为：高石英类矿物含量、适量的可溶性组分(包括长石、火山岩岩屑及凝灰质等）及残余少量粒间孔形成的酸性流体的渗流通道是形成相对优质储集层的必要条件;而较高含量的千枚岩屑、泥板岩等软组分,在上覆地层压力作用下被压实变形、充填孔隙,造成残余粒间孔全部丧失和酸性流体渗流通道的缺乏,因而形成低孔低渗的致密砂岩储集层。     

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.     

鄂尔多斯盆地陇东地区长7段致密砂体重力流沉积模拟实验研究

致密砂岩目前已成为中国油气勘探开发的重点领域。以鄂尔多斯盆地陇东地区长7段为代表的典型致密砂岩主要发育辫状河三角洲和重力流沉积砂体,其中重力流沉积砂体具有很大的勘探开发潜力。在区域构造、古气候、古地貌和沉积体系等研究基础上,应用沉积模拟技术,再现了研究区长7段重力流沉积砂体形成过程及其主要控制因素,在实验条件下,半深湖深湖区的沉积微相类型主要包括砂质碎屑流、浊积岩、深湖泥等。实验研究表明,影响重力流沉积砂体的形成及其演化的主要控制因素有：(1)泥砂含量决定了重力流的沉积类型;(2)湖盆底形控制重力流的砂体展布;(3)湖水位及流速决定重力流的沉积厚度及规模;(4)多物源交汇决定重力流的横向连通。并通过实验结果对比分析,预测了有利储集层分布区域。综合陇东地区原始地质模型和实验模拟成果,建立了沉积模拟实验条件下陇东地区三叠系长7段沉积模式。     

鄂尔多斯盆地西峰地区长8砂岩微观非均质性的实验分析

通过真实砂岩微观模型实验,客观地分析了鄂尔多斯盆地西峰地区长8砂岩的微观非均质性特征,发现该区长8储层为致密型砂岩,直观地显示出长8砂岩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鄂尔多斯盆地西峰地区长8砂岩储层微观非均质性的主要原因。在低渗透砂岩中,引起砂岩产生强烈的非均质性,而这些砂岩则形成长8砂岩储层的高渗带。     

鄂尔多斯盆地上古生界砂岩储集层控制因素分析

同沉积期火山作用、物源条件、构造作用、气候条件、沉积作用及成岩作用,是控制鄂尔多斯盆地上古生界砂岩储集层发育的主要因素。同沉积期火山作用提供的易溶火山碎屑组分（包括颗粒和凝灰质填隙物）,对区内中高渗次生溶孔型储集层的形成起决定性控制作用。盆地北部物源区巨厚的、富含中粗粒石英颗粒的风化母岩层集中剥露,是导致盆地内山西—石盒子期中粗粒砂质沉积物集中堆积、形成厚层砂岩沉积的主要原因。局部构造的控制主要表现为：奥陶系被下切较深的继承性洼陷,往往是河流长期作用的厚砂层发育区。气候因素主要通过影响母岩的化学风化作用强度来控制岩石的成分成熟度,盆地二叠系山西组煤系地层中石英砂岩的形成与该区二叠纪潮湿的气候条件有密切的关系。沉积控制包括沉积相带控制和沉积微相控制两方面,前者主要表现在对砂体分布的宏观控制上,后者主要表现为不同砂体微相的物性差异。成岩作用的控制是多方面的,主要分析了该区砂岩在成岩早期的碳酸盐矿物的充填交代和胶结作用对储集层致密化的影响,其形成可能与砂层长期处在近地表潜水面附近的暴露环境有关。     

鄂尔多斯盆地陇东地区延长组砂岩储层岩石学特征

鄂尔多斯盆地陇东地区延长组是该地区的主要产油层,素以“低孔低渗”而闻名。根据岩心观察、薄片鉴定、粒度分析和扫描电镜、阴极发光和X 衍射等分析化验对该地区延长组储层的岩石学特征及其变化规律进行了深入研究。研究表明,陇东地区延长组砂岩储层岩石类型主要为细中粒岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩;成分成熟度较低;总体上从西部耿湾-环县向东至合水-塔儿湾,砂岩成分成熟度逐渐增高;下部的长8-长10及上部长1-长4+5较粗,为中细粒砂岩,中部长6、长7较细,多为粉-细砂岩。砂岩岩屑含量高、类型丰富,发育泥岩、白云岩等沉积岩岩屑,喷发岩、花岗岩等岩浆岩岩屑及板岩、千枚岩、片岩等变质岩岩屑,其中长8-长10以喷发岩岩屑为主,含量东西差异小,长1-长7以白云岩岩屑为主,含量西高东低;变质岩岩屑各层段都存在;云母在东部含量较高。按岩屑对成岩作用的影响分为刚性和塑性两大类,其中刚性可再细分为易溶与难溶两类,塑性可细分为易压实变形及易蚀变两类。此项研究成果对于分析延长期的盆地演化、物源类型及储层后期成岩作用及孔隙演化具有重要意义。