渝南——黔北地区下寒武统牛蹄塘组页岩气成藏的生烃条件

渝南--黔北地区下寒武统牛蹄塘组的页岩分布广泛,全区TOC含量>2.0%的页岩厚度总体较大,最厚可达200m,具有有机质丰度高、类型好、成熟度过高的特征.区内的牛蹄塘组烃源岩在早奥陶世进入生烃门限,早--中志留世时进入生油窗并大量生油,中--晚二叠世时二次生烃,中白垩世时进入过成熟阶段.牛蹄塘组页岩中高含量的γ-蜡烷反...     

下扬子下寒武统岩相古地理及烃源岩条件研究

以下扬子下寒武统为研究对象,利用野外露头、岩心、岩石微观分析、有机地球化学等资料,在地层对比基础上,开展了下扬子下寒武统岩相古地理研究及烃源岩条件评价。结果表明：下扬子下寒武统主要发育硅质岩、硅质泥页岩、碳质泥页岩、灰质泥页岩、泥灰岩、白云岩6种岩石类型;地层可划分为3段,其中安吉-石台-上海地区三段发育齐全,其他地区一段大部分缺失,二段存在不同程度缺失;沉积相主要发育盆地、陆棚、斜坡、台地边缘、局限台地5种类型;烃源岩主要分布于石台-安吉、滁州-盐城、德兴-桐庐盆地相及周边陆棚相,石台-安吉地区是烃源岩发育最有利区,泥岩厚度300~700m,TOC为3%~9%,平均4.5%~5.76%;德兴-桐庐地区泥岩厚度200~400m,TOC为3%~9%,平均4.96%;滁州-盐城凹陷泥岩厚度50~200m,TOC为2%~4%。下扬子下寒武统烃源岩干酪根类型全部为Ⅰ型,有机质组分主要为腐泥组,以藻类体为主,含少量腐泥无定形体。下扬子下寒武统烃源岩均处于过成熟演化阶段,总体上由皖南盆地区向两侧台地逐渐降低,九江、景德镇、黄山及开化淳安地区受火山岩影响Ro在4.0%以上;安庆-溧阳-南通以南,湖州-苏州以西处于盆地、陆棚及斜披部位,埋深大,Ro为3.0%~4.0%;潜山、南陵、无为、金坛及苏北中新生代凹陷由于后期埋深较大,Ro在3.0%以上;其他区域Ro为2.0%~3.0%。     

北部湾盆地涠西南凹陷W区流沙港组储层非均质性研究及应用

基于沉积微相研究和测井精细解释数据统计分析,开展了涠西南凹陷W区古近系始新统流沙港组储层非均质性研究。W区储层为流一段和流三段,沉积微相研究表明,流沙港组主要为正常三角洲相和扇三角洲相沉积。储层夹层岩性主要为泥岩、粉砂质泥岩,主要成因为分流水道间、水下分流河道与砂坝、砂坝与砂坝、辫流坝与辫状水道、辫状水道间的泥质沉积物。非均质性研究以沉积微相为基础进行,通过比较不同沉积微相的非均质性差别,分析储层的空间物性变化。非均质性研究表明,WA油田流一段夹层厚度>5 m的占51.4%,单层夹层层数>5个的占27.4%,变异系数平均值>1.2,整体上非均质性很强;WB油田流三段夹层分布均匀,东南部平面非均质性弱,西北部平面非均质强;WC和WD油田流三段整体上夹层多,但平面非均质性弱。依据非均质研究成果,对密井网的WA油田主力层进行了剩余油分布预测,并部署了2口调整井挖潜,实施后累增油4.2×104 t,采收率提高了2.3%。表明储层夹层分布和平面非均质性研究可以为油田剩余油挖潜提供依据,对油田高效开发具有重要意义。     

油藏储层非均质性研究综述

储层非均质性研究是精细油藏描述的核心内容,自产生以来已经取得了显著发展.阐述了储层非均质性研究的发展过程,概述了储层非均质性的分类及描述,并系统总结了目前研究储层物性特征和储层非均质性的方法,包括有储层野外露头分析、沉积体系分析、层次界面分析、结构单元和流动单元分析、高分辨率层序学研究、统计学方法以及现在比较推崇的劳伦...     

桩74块Es_3下Ⅱ油组低渗透油藏储层非均质性研究

从储层岩性、成岩作用、隔夹层研究等方面入手,利用渗透率变异系数、突进系数、级差、隔夹层参数以及孔隙度、渗透率的变化对桩74块低渗油藏进行了储层非均质性研究。Es_3下Ⅱ油组储层为中孔、特低渗的湖底扇碎屑岩,渗透率与主流孔喉半径具有良好的相关性,成岩作用的差异是造成储层非均质性差异的一个因素。自下而上层内非均质性逐渐加强。夹层不甚发育,对储层非均质性影响不大。层间非均质较强,隔层发育,对储层非均质性影响较大。     

卫城油田卫22块储层非均质性评价

通过对卫城油田卫22块铸体薄片、扫描电镜以及孔隙度渗透率资料的分析,对研究区储层微观非均质性,储层层内、层间、平面非均质性做了详细的研究。认为研究区储层砂岩以细砂岩粉砂岩为主,孔喉结构为中孔细喉;储层非均质性主要受控于沉积作用和成岩作用,层内渗透率大部分为反韵律序列,各小层内部渗透率的差异性很大,表现为严重非均质型;纵向上各小层砂岩密度相差很大,但各井垂向上渗透率差异不大,以非均质型居多;平面上储层非均质性主要受沉积相带平面分布的影响,水下分流河道和河口砂坝沉积非均质性较弱,前缘沙席表现为较强的平面非均质性。     

蓬莱A油田馆上段Ⅰ油组储层非均质性及其对注水开发的影响

蓬莱A油田目前面临产量递减速度快、层间干扰突出、主力层水淹严重等一系列生产问题,为改善蓬莱A油田馆陶组上段（馆上段）Ⅰ油组的开发效果,明确剩余油的分布特征,开展了蓬莱A油田馆上段Ⅰ油组储层非均质性及其对注水开发的影响研究。结果表明：渗透率非均质性以及分层系数综合反映了Ⅰ油组强层间非均质性,强烈的层间差异导致I油组主力层形成高渗通道,导致综合含水快速上升,非主力层动用程度差;平面非均质性研究发现,平面高渗透率区与渗透率突进系数、渗透率级差高值区以及剩余油饱和度低值区有明显的对应关系,舌进现象严重,方向性强,平面矛盾明显;层内韵律性表明,馆上段Ⅰ油组以正韵律为主,其次是均质韵律,反韵律发育较少,正韵律易形成底部水淹,均质韵律的驱油效果较好。储层非均质性是影响油田开发效果最关键的地质因素,该研究成果为油田分层系开发和井网调整提供了直接的地质依据。     

渤中25-1南油田明下段储层宏观非均质性研究

为了提高油田的开发效果,通过对研究区明下段浅水三角洲沉积体系内微相类型、层内韵律特征、隔层分布特征、砂体的几何形态、钻遇率、孔渗特征等研究,定量或半定量表征了该区储层的宏观非均质性,揭示了研究区主力含油层段受沉积微相所控制,具有较强的层内、层间及平面非均质性。根据研究成果,提出了针对油田切实可行的综合治理建议。     

南海神狐海域非均质性天然气水合物储层的分频反演

南海北部陆坡神狐海域天然气水合物钻探结果显示,这一区域水合物储层具有纵横向分布不均质性、规模小且变化快的特点,使得精确评价水合物资源量面临诸多困难。根据井震数据分析了水合物分布特点,利用分频反演方法对该区水合物的空间分布进行预测。分频反演是利用测井和地震资料,采用支持向量机（SVM）的方法研究不同探测频率下的振幅响应（AVF）,将AVF作为独立信息引入反演,建立起测井和地震波形间的非线性关系,充分利用地震中全频带信息,实现高分辨率的反演结果。采用该方法进行预测的结果与实际钻井情况非常吻合,验证这一技术适用于预测非均质性天然气水合物空间分布。基于预测结果并结合区域地质特征综合分析表明：水合物分布不均匀的主控因素除温压条件外,晚中新世之后的频繁构造运动使较深部的热解气沿着断层、气烟囱向上运移,形成厚块状“流体运移通道型”天然气水合物藏,而浅部沉积物中以扩散方式在渗透性良好的储层形成薄层状天然气水合物藏。     

东营凹陷低渗透岩性油藏储层非均质性特征及水驱剩余油分布规律

中国低渗油藏潜力巨大,受控于地下储层特性及开发技术水平,目前采出程度偏低。以东营凹陷H67块沙二段的低渗透岩性油藏为例,运用地震、测井、岩芯、分析化验及生产动态资料,分析了低渗透岩性油藏的储层非均质性特征,描述了其对注水开发的影响,阐明了剩余油的分布规律。研究表明,低渗透油藏储层孔喉半径小,平面与层内非均质性强,主要体现在稳定展布的夹层及韵律砂层渗透性相差大,平面上砂体及物性展布有明显的方向性;受控于储层非均质性,低渗透岩性油藏注水开发中存在地层能量不足、单井日液量低及平面水驱不均衡等特点,水驱后剩余油储量丰度依然较大,剩余油主要富集在层内及平面储层厚度大、物性差的区域。以上成果及认识对低渗透岩性油藏的开发具有重要的指导意义。     

黑46断块低渗油藏非均质性研究及其对剩余油分布的影响

低渗油藏是油田勘探开发过程中难度最大的油藏类型之一,黑46断块为低孔特低渗碎屑岩储层,储层物性差、采出程度低、综合含水高、非均质性强,因此开发难度较大。针对黑46地区复杂油藏特征,以岩心观察、室内分析实验结果和测井解释资料为基础,对青一段储层层内、层间和平面非均质性进行研究,并对不同沉积相带的非均质性进行分析,明确其对研究区剩余油分布规律的影响。黑46断块青一段严重非均质性储层因注入水推进不均匀,易导致剩余油富集;单一反韵律砂体油层中上部岩性粒度粗,渗透率高,吸水指数大,动用程度高;通过数值模拟结果验证,注入水沿高渗透率突进,致使渗透率较差的区域成为剩余油分布集中地带。该研究结果与油田试油结果对比吻合较好,对下一步油气勘探与后期注水开发具有重要的指导意义。     

海相碳酸盐岩自然伽马能谱测井资料的沉积学意义——以川东南L1井下寒武统清虚洞组为例

层序界面和最大海泛面在Th、K和U曲线上明显偏移,利用Th/U及Th/K曲线的旋回性可进一步详细划分层序地层。Th/U比值与氧化-还原条件和古水深存在良好的相关性,Th/U比值减小代表还原性增强、水体加深。Th/K比值是反映沉积物是否处于暴露环境的重要指示参数。黏土矿物图版可定性分析黏土矿物类型及其含量变化,不同的黏土矿物组合代表不同的古气候。利用L1井自然伽马能谱测井曲线和图版的变化特征可以恢复清虚洞期古沉积环境的演变,由sq1期到sq4期,水体逐渐变浅,氧化性具增强趋势,干旱性基本稳定,沉积相由潮下低能逐渐演变为潮上蒸发坪。     

黑46断块低渗油藏非均质性研究及其对剩余油分布的影响北大核心CSCD

低渗油藏是油田勘探开发过程中难度最大的油藏类型之一,黑46断块为低孔特低渗碎屑岩储层,储层物性差、采出程度低、综合含水高、非均质性强,因此开发难度较大。针对黑46地区复杂油藏特征,以岩心观察、室内分析实验结果和测井解释资料为基础,对青一段储层层内、层间和平面非均质性进行研究,并对不同沉积相带的非均质性进行分析,明确其对研究区剩余油分布规律的影响。黑46断块青一段严重非均质性储层因注入水推进不均匀,易导致剩余油富集;单一反韵律砂体油层中上部岩性粒度粗,渗透率高,吸水指数大,动用程度高;通过数值模拟结果验证,注入水沿高渗透率突进,致使渗透率较差的区域成为剩余油分布集中地带。该研究结果与油田试油结果对比吻合较好,对下一步油气勘探与后期注水开发具有重要的指导意义。     

海相碳酸盐岩自然伽马能谱测井资料的沉积学意义——以川东南L1井下寒武统清虚洞组为例北大核心CSCD

层序界面和最大海泛面在Th、K和U曲线上明显偏移,利用Th/U及Th/K曲线的旋回性可进一步详细划分层序地层。Th/U比值与氧化-还原条件和古水深存在良好的相关性,Th/U比值减小代表还原性增强、水体加深。Th/K比值是反映沉积物是否处于暴露环境的重要指示参数。黏土矿物图版可定性分析黏土矿物类型及其含量变化,不同的黏土矿物组合代表不同的古气候。利用L1井自然伽马能谱测井曲线和图版的变化特征可以恢复清虚洞期古沉积环境的演变,由sq1期到sq4期,水体逐渐变浅,氧化性具增强趋势,干旱性基本稳定,沉积相由潮下低能逐渐演变为潮上蒸发坪。     

下扬子地块宣城地区荷塘组富有机质页岩古环境恢复——以宣页1井为例

元素地球化学特征可以有效地反映沉积物沉积背景与沉积环境。以宣城地区宣页1井（下称XY1井）下寒武统荷塘组富有机质页岩为例,利用元素地球化学指标,对下扬子地块宣城地区荷塘组富有机质页岩的构造背景与沉积环境进行了分析。结果显示,荷塘组富有机质页岩属于温暖潮湿气候背景下的稳定大陆边缘沉积,为缺氧-贫氧的海相环境,水体具有较高生产力。综合古环境参数恢复结果认为,荷塘组富有机质页岩为深水滞留沉积的产物,水体深度先加深后变浅。     

基于地震多属性的储层预测——以珠江口盆地恩平凹陷古近系恩平组为例

珠江口盆地恩平凹陷恩平组是重要的油气储层,但受钻井资料较少且分布不均匀的限制,应用常规手段无法进行精细的储层预测。利用地震多属性分析技术,结合测井曲线及区域地质资料,对恩平凹陷恩平组进行了精细的地震解释。根据珠江口盆地恩平凹陷高精度的三维地震和钻井等资料,将恩平组分为PSQ1、PSQ2、PSQ3 3个三级层序。基于建立的等时层序地层格架,表明恩平组发育辫状河三角洲相、扇三角洲相和滩坝相3种类型的沉积相。研究成果对恩平凹陷下步的油气勘探具有重要的指导意义。     

沉积微相-岩石相随机模拟及其控制下的属性建模——以苏里格气田苏49-01加密试验区为例

常规岩相控制建模方法体现不了不同沉积微相的储层非均质性的类型及强度,同时传统的三维沉积微相控建模虽然在一定程度上分相带反映了储层的物性变化,但反映不了同一种微相内部不同岩性所引起的储层非均质性。本文以苏里格气田苏49-01加密试验区块为例,在岩相模型的基础之上,统计各沉积微相建模所需参数,以基于目标的建模方法建立沉积微相三维地质模型。在应用沉积微相-岩石相划分方法精细表征不同成因砂体间岩性、物性差异之后,建立起研究区沉积微相-岩石相的地质知识库。继而在三维沉积微相模型内部模拟沉积微相-岩石相模型,最后以该模型约束建立起高精度属性模型,该属性模型可精细刻画不同沉积微相以及同一沉积微相内部不同岩性所引起的储层非均质性。     

基于恒速压汞技术的低渗储层孔隙结构与渗流能力——以珠江口盆地文昌A凹陷珠海组为例

目前南海西部各典型低渗透油气藏普遍存在微观渗流规律认识不清、油气开发潜力模糊的问题,严重制约了低渗油气田的后续开发部署。通过应用恒速压汞技术对珠江口盆地文昌A凹陷珠海组低渗凝析气藏储层孔隙结构及渗流潜力进行分析,结果表明：①渗透率不同的岩心样品孔隙半径差别很小,喉道是决定研究区储层渗透率的主要因素,主流喉道半径可以作为评价低渗透储层渗流能力和开发难度的关键物性参数;②在渗透率>1×10-3 μm2的气藏范围内,文昌A凹陷珠海组开发难度较小;而渗透率在0.1×10-3 μm2附近的特低—极特低渗透油藏范围内,文昌A凹陷珠海组(文昌WC-Y1井ZH3)开发难度很大。     

深水重力流沉积类型与储集性能研究——以鄂尔多斯盆地西缘奥陶系拉什仲组为例

深水重力流的沉积类型及储集性能一直是沉积学领域研究的重点。此次研究以野外露头为基础,结合室内薄片分析,对鄂尔多斯盆地西缘奥陶系拉什仲组深水重力流沉积类型与储集性能进行了详细研究。拉什仲组以灰绿色砂岩及灰黑色泥岩为主,另见少量的粉砂岩和砾岩。槽模、交错层理、粒序层理及包卷层理等发育。通过岩性、沉积构造、古生物等分析,认为拉什仲组沉积环境为深水,沉积相主要为海底扇,水道和朵叶微相较为发育。水道可进一步分为复合型、垂向加积型、迁移型。复合型水道岩性以砂岩为主,粒度较粗,水道内部发育次级水道。垂向加积型水道岩性为细砂岩和粉砂岩,以垂向加积沉积为主。迁移型水道定向迁移特征明显,侧积体发育。从下至上,砂岩含量先减少,再增加,大致反映相对海平面升—降旋回,海底扇总体呈退积沉积序列。孔隙度及渗透率测试结果表明,复合型水道储集潜力最好,朵叶和迁移型水道次之。     

基于机器学习的孔隙型碳酸盐岩油藏相控建模研究——以中东H油田白垩系Mishrif组油藏为例

孔隙型碳酸盐岩储层的化学及机械沉积作用使得各沉积微相空间上不具备碎屑岩储层沉积微相明确的几何形态和外部结构,且不同成因储层的物性差异明显。依据常规的沉积微相建模方法难以如实地再现不同微相复杂的空间展布规律,进而也降低了相控属性建模的精度。本文以中东H油田白垩系Mishrif组生物碎屑灰岩为研究对象,通过开展波阻抗、孔隙度和渗透率的反演,利用机器学习的方法建立研究区的三维沉积微相模型。在此基础上,通过不同微相的变差函数分析,开展相控属性建模。结果表明,利用机器学习方法建立的沉积微相模型符合海相碳酸盐岩台地相序变化规律,充分体现了微相的空间形态和各微相间的接触关系,以沉积微相为约束条件建立的储层属性模型不仅满足了模拟结果与已知数据的概率一致性问题,又能分相带反映储层的空间变化特征。