苏里格气田东区奥陶系马家沟上组合储层特征及主控因素分析

奥陶系顶部马家沟上组合(马五1—马五4)风化壳储层是苏里格气田东区下古生界主要产气储层,其中马五1+2及马五41是该区块的主力产气层。在前人研究成果的基础上,通过岩心观察、室内薄片分析及扫描电镜、阴极发光等测试分析认为:苏里格气田东区马家沟上组合储层岩石类型以含膏粉晶-泥粉晶白云岩为主,储集空间以膏模孔+溶缝为主;储层受沉积、成岩、岩溶古地貌及构造共同控制,沉积-成岩是白云岩储层的主控因素,有利沉积相是储层发育的基础,成岩作用决定了最终储层空间的形成,构造对储层主要起到沟通渗滤作用,而岩溶古地貌从宏观上控制着储集空间的发育程度和天然气储集保存状况。     

AVO叠前反演在中等阻抗储层预测中的应用

新场气田须四下亚段TX94砂体为砂砾岩互层。前期勘探证实,砂岩为有效储层,由于砂岩与作为围岩的泥岩阻抗接近,而砾岩的阻抗又远远大于砂泥岩,常规地震属性及叠后反演无法准确识别砂岩。采用AVO叠前反演技术,综合应用纵波弹性阻抗和纵波、横波速度比,结合岩石物理模板,对砂岩进行了准确刻画。这里阐述了AVO叠前反演的原理,讨论了反演处理中的地震数据分析,岩石物理分析,子波提取,低频趋势模型建立等关键步骤。反演结果表明,AVO叠前反演能很好地识别砂岩,降低了勘探风险。     

鄂尔多斯盆地子洲气田上古生界山西组、下石盒子组储集层特征对比研究

鄂尔多斯盆地子洲气田山西组山2~3段和下石盒子组盒8段是该区天然气的主力储集层,但其产能却存在很大差异。应用薄片鉴定、扫描电镜、高压压汞、恒速压汞及岩心分析资料,分别对该地区上古生界山西组山2~3段和下石盒子组盒8段储集层进行了研究。子洲气田山2~3储层以石英砂岩为主,孔隙类型多样,粒间孔、溶孔、晶间孔发育,喉道类别以微—细喉为主,属相对低孔高渗型储层;盒8储层则以岩屑砂岩为主,孔隙类型主要为岩屑溶孔和晶间孔,喉道类别以细—微喉为主,属于相对低孔低渗型储层。山2~3段和盒8段储集层岩石类型、孔隙结构差别巨大,造成了其储集性能的差异性。不同的沉积环境和成岩作用是造成其差异性的主要原因。     

长庆中部气田奥陶纪马家沟组储层成岩模式与孔隙系统

长庆中部气田奥陶纪马家沟组马五～马五储层的主要成岩作用包括:(Ⅰ)准同生白云石化作用;(Ⅱ)白云石对小球状硬石膏结核(简称"膏球")和板状硬石膏晶体的交代;(Ⅲ)石膏的溶解;(Ⅳ)自生石英、自生粘土矿物在白云石晶间生长;(Ⅴ)早期方解石的充填作用;(Ⅵ)晚期方解石的充填作用;(Ⅶ)钾石盐的充填作用;(Ⅷ)去白云石化作用。其中造成孔隙的是(Ⅰ)、(Ⅱ)、(Ⅲ),破坏孔隙的主要是(Ⅴ)、(Ⅵ)、(Ⅶ)、(Ⅷ)。最重要的成岩作用是(Ⅰ)、(Ⅱ)、(Ⅲ)。主要的成岩模式有:云化-溶蚀型、云化-溶蚀-充填型、云化-溶解型、云化-交代-溶解型、云化-交代-溶解-早充填型、云化-交代-溶解-早充填-晚充填型、云化-交代-溶解-早充填-晚充填-钾石盐充填型。其中云化-溶解型、云化-交代-溶解型以及云化-溶蚀型是形成孔隙的主要成岩方式。主要的孔隙系统类型有5种:密球型、"球 胀裂缝型"、"球 晶间溶孔型"、晶模孔型、晶间溶孔型。其中,密球型、"球 胀裂缝型"、"球 晶间溶孔型"是最主要的孔隙系统类型。长庆中部气田马五段储层的发育首先受沉积微相控制,即膏球的发育;在此基础上还受成岩方式控制。膏球发育于马五、马五、马五、马五,尤其是马五。白云石对硬石膏球的交代作用和石膏的溶解作用广泛发育于马五、马五、马五、马五、马五、马五、马五、马五地层中。早期方解石、晚期方解石和钾石盐的充填作用主要发育在马五、马五、马五和马五地层中,而在马五、马五地层中不发育。膏球在马五、马五、马五不发育。所以,马五、马五、马五是最好的储集层段马五、马五是其次的储集层段。马五、马五、马五是最差的储集层段。     

和田河气田奥陶系碳酸盐岩成岩作用及孔隙演化

奥陶系碳酸盐岩储层是塔里木盆地和田河气田的主要产层，受成岩作用的改造非常强烈。通过对岩心、普通薄片、铸体薄片、阴极发光、碳氧同位素、微量元素和流体包裹体等多种资料进行综合研究，详细阐述了主要成岩作用的形成机理及其产物，分析了其对储层的影响和成岩序列。胶结作用和压实作用是原生孔隙和部分次生孔隙的主要破坏者；溶蚀（岩溶）作用、压溶作用、破裂作用和白云石化作用是次生孔隙的主要建造者，它们产生的溶孔、溶洞和裂缝是天然气的主要储集空间和运移通道。成岩作用是该储层物性的主要控制因素，它控制了孔隙的演化过程。     

鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系马五1层的古岩溶作用与天然气富集

鄂尔多斯盆地中部气田的储层为奥陶系马家沟组白云岩风化壳,马五１层为其主力气层,该层可分为四个小层,沉积相为分布稳定的蒸发潮坪环境,经历了表生期和浅、深埋藏期岩溶作用,天然气主要聚集在岩溶孔洞缝中。     

鄂尔多斯盆地榆北气田山2段砂岩储层特征

通过18口井的岩心观察和测井资料分析、85件铸体薄片的鉴定、24块样品的扫描电镜观察、271组物性数据的统计,对鄂尔多斯盆地榆北气田山2段砂岩储层特征进行研究,结果表明:该套储层曾遭受低温热液改造,次生孔隙发育,长石几乎被完全溶解;储集空间以剩余原生粒间孔、粒间溶孔和微裂缝组合为主,粘土矿物晶间微孔对储层也有贡献;储层发育受沉积相、碎屑成分、成岩和构造作用共同影响,其中有利的沉积微相控制了储层空间分布;碎屑成分和粒度与储层物性好坏有直接关系,是形成储层的物质基础;成岩作用对储层的影响有利有弊,压实和胶结作用可使原生孔隙大部分丧失,而热液溶蚀作用形成的次生孔隙,可大幅度提高储层的孔渗性,是形成优质储层的关键.     

鄂尔多斯盆地子洲气田北部山2段沉积体系研究

通过野外观察、岩心描述与室内研究相结合的方法,对鄂尔多斯盆地子洲气田北部山西组山2段研究,分析研究区山西组山2段的沉积相特征及沉积相带空间展布规律,确定研究区山2段主要为三角洲沉积体系。进行沉积微相的划分,掌握研究区储层砂体叠置形态规律。     

苏里格气田东部二叠系盒8段储层次生孔隙形成主控因素

苏里格气田东部下二叠统石盒子组8段是苏里格气田东部主要含气层位,其储集空间以各类次生孔隙为主。为明确次生孔隙控制因素,结合铸体薄片鉴定与定量统计、流体包裹体温度及成分分析等手段,对研究区盒8段储层次生孔隙特征及主控因素进行了系统研究。结果表明,苏里格气田东部盒8段储层次生孔隙的形成受有机酸溶蚀、深部热流体作用共同影响;平面分布受沉积相、构造及油气运移路径复合控制。沿构造鼻隆轴线方向、基底断裂结合部位与厚砂体叠合区附近次生孔隙最发育。     

塔里木盆地迪那2大型凝析气田的地质特征及其成藏机制

塔里木盆地库车坳陷迪那2凝析气田是中国目前发现的储量规模最大的凝析气田,含气层位为古近系苏维依组与库姆格列木群;储集岩以粉砂岩、细砂岩为主,属于低孔低渗储层,近似于致密砂岩气.气藏储量丰度大于15亿方/km2,气油比为8100～12948m3/m3,凝析油含量60～80g/m3;储层温度129 ～ 138℃,地温梯度为2.224℃/1OOm;地层压力为105 ～106MPa,压力梯度为0.39MPa/1OOm,压力系数为2.06～2.29,属于常温超高压凝析气藏.天然气以湿气为主,碳同位素较重,属于典型的煤成气;原油碳同位素较重,生物标志化合物体显出陆相油特征.研究认为,油气主要来自阳霞凹陷侏罗系煤系烃源岩;圈闭形成时间较晚,根据热史、埋藏史、烃源岩热演化史、流体包裹体等资料以及天然气碳同位素动力学拟合的油气充注成藏时间都表明,迪那2凝析气田的成藏时间是在2.5Ma以来,是一个典型的晚期快速充注成藏的大型凝析气田.晚期前陆逆冲挤压作用在形成超压的同时,发生了储层的致密化和烃类的充注,储层致密化过程与烃类充注同步.