模糊数学在岩溶储层地热资源勘探风险评价中的应用——以重庆山地型岩溶热储为例

重庆市岩溶储层地热资源丰富,开发利用历史悠久,但地热资源勘探风险较大。本文利用模糊综合评价法建立了风险评价模型,该模型中包含了热储构造开启程度、热储构造部位、沟谷切割程度、物探效果、热储埋深、热储厚度、热储岩层倾角、热异常情况、热储层位9个风险因子,每个因子划分为风险小、风险中等、风险大3级,并对其进行量化处理。最后对全市23个高隆起背斜两翼46个相对独立的山地型高隆起岩溶地热田共79个地热单元进行了地热资源勘探风险模糊数学综合评判。结果表明,有18个单元为风险小,42个单元为风险中等,19个单元为风险大。风险小的地热田一般热储汇水面积较大、补给径流循环条件好、热储顶板埋深1000-1800 m、热储厚度≥300 m、热储岩层倾角25-40°、深部裂隙较发育;风险大的地热田热储汇水面积较小、补给径流循环条件差、热储顶板埋深≥2500 m、热储厚度〈200 m、热储岩倾角〈20°176;或≥40°176;、深部裂隙不发育;风险中等地热田的地质特征则介于二者之间。评价结果较好地反映出了重庆市岩溶热储地热资源勘探风险状况。     

火山碎屑岩的储层物性——以松辽盆地营城组为例

对松辽盆地营城组35口盆内深层钻井和2口剖面浅钻全取心井的对比研究揭示：在浅层（埋深<500 m）,火山碎屑岩储层物性（平均孔隙度18.7%、渗透率0.32×10^-3μm²）好于熔岩（14.0%,0.18×10^-3μm²）;在深层（埋深>2 800 m）,火山碎屑岩物性（2.6%,0.05×10^-3μm²）明显差于熔岩（7.3%,0.07×10^-3μm²）。熔岩和火山碎屑岩的储层物性总体上都随埋深增加而变差,但火山碎屑岩的变化率显著大于熔岩;所以当大于一定埋深（2 500~3 000 m）时,熔岩的物性优于火山碎屑岩而成为主力储层。熔岩与火山碎屑岩物性随埋深变化的差异主要源于它们成岩方式的不同：前者冷凝固结,骨架体积受压实影响很小;后者压实固结成岩,其特点同沉积岩。在中浅层勘探中（埋深小于2 500 m）火山碎屑岩可作为重点目标。     

雄安新区高阳低凸起区雾迷山组热储特征与高产能地热井参数研究

雄安新区范围内高阳低凸起地热资源条件优越,以往对高阳低凸起勘查开发利用较少。目前利用热储主要为浅部馆陶组砂岩,对于雄安新区规划建设迫切需要探测高阳低凸起深部热储,寻找高品质地热资源。本文以位于高阳地热田中北部的D35孔为依托,通过抽水试验、水样测试分析,研究雾迷山组热储岩溶热储的热储特征、主要参数等。主要结论为:①D35孔蓟县系雾迷山组裂隙岩溶热储,岩性主要为白云岩、泥质白云岩。裂隙(水层)总厚度43m,占地层总厚度的19.68%(裂隙率),孔隙度平均值为3.93%,渗透率平均值为3.16×10~(-3)μm~2;②D35孔在3600～3850 m深度共发育10个岩溶裂隙带,岩溶裂隙总厚度250 m,D35孔孔口水温106.6℃,孔底最高温度116℃;③D35孔抽水试验曲线具有水-汽二相混合特征,完井抽水流量170 m~3/h,单井供暖潜力达38.5万m~2,为目前发现的雄安新区范围内产能最大地热井。     

湖南扬子地区志留系龙马溪组页岩气成藏条件及前景评价

湖南地处扬子陆块和华夏古陆过渡区,湘西北地区至雪峰山东南缘基本位于扬子地台,此区域属南方海相页岩气远景区。本文主要选取地质构造条件优越、页岩气特征较为明显的龙马溪组黑色页岩层作为主要研究对象。研究表明,龙马溪组黑色页岩分布面积广、有机碳含量高(TOC平均值为2.0%)、热演化程度高(Ro平均值为2.59%)、低孔低渗(孔隙度平均值为2.3%、渗透率小于0.04×10-3μm2);黑色页岩产出厚度在石门-桑植复向斜至龙山、来凤一带较厚,基本大于30 m。而其整体埋深范围在1000~2000m之间为主,产出较为平缓。总体认为,此套含气页岩有待进一步详细勘探和研究,也是十分有开发潜力的页岩气目标层。优选区集中在石门-桑植复向斜至雪峰山东南缘。     

济南北部地热田地热地质特征浅析

济南北部地热田地热资源类型属于层状裂隙岩溶型,热源是北部齐河-广饶断裂的沟通导热,盖层是第四系、新近系、石炭-二叠系、侏罗系。可利用的、具有开发价值的热储层为奥陶系灰岩热储,该热储层顶板埋深在700～2500m左右,热储层厚度由南向北逐渐增大,单井涌水量2000m^3／d左右,孔口水温一般在38～57℃,地热田东部地热水矿化度1．4～3.5g／L左右,西部5．1～7.2g／L左右,地热水中富含氟、锶、偏硅酸等微量元素,具腐蚀性,结垢性弱,具较好的开发利用价值。经计算奥陶系热储层单井可采资源量为7．3×10^5m^3／a,合理井间距为5000m。     

济阳坳陷沾化凹陷陡坡带始新统沙三段扇三角洲储层成岩作用与有利储层成因

15口井岩芯和众多储层实验资料研究表明,沾化凹陷北部陡坡带始新统沙河街组扇三角洲砂体由长石砂岩、岩屑长石砂岩等构成。在埋藏成岩演化过程中,该砂岩储层经历了多种成岩作用,现储层埋深1800~4000m,处于中成岩演化阶段,总体形成了中孔中渗储层(平均孔隙度为19.7%,平均渗透率为111.5×10-3μm2)。但在成岩演化过程中,溶蚀作用对于改善储层质量起到了重要作用,主要在2800~3300m深度段,有机酸对长石颗粒的溶蚀,形成的粒间和粒内孔隙不仅增加了孔隙度,而且提高了储层渗透率,改善了储层质量(孔隙度可达到30%,渗透率达到1000×10-3μm2)。可以看出,确定次生孔隙发育深度段有利于有利储层和油气富集层段预测。     

东营凹陷陡坡带深层砂砾岩体次生孔隙成因机制探讨

从岩心、薄片、扫描电镜以及FMI成像测井等资料分析发现,东营凹陷陡坡带深层砂砾岩体储层次生孔隙发育,在埋深大于3 500 m古近系砂砾岩储层中,普遍存在2～4个次生孔隙发育带,次生孔隙度主要分布在2%～10%,次生渗透率主要分布在0.1×10~(-3)～8×10~(-3)μm~2,为低孔低渗储层。研究认为长石、岩屑、碳酸盐和硫酸盐等酸溶组分的溶蚀以及构造运动是深层次生孔隙形成的主导因素。其主要形成机理有:1)有机质热演化过程中产生的酸性流体的溶解作用;2)去石膏化和去白云化以及硫酸盐热化学作用;3)异常高压环境中的幕式排烃、膏岩层导致的生油窗扩展作用以及盐度差导致的H~+浓度的升高;4)构造作用、脱水收缩作用等。     

山东省蓬莱市艾山地区地热资源开发前景分析

在资料收集、野外地质、地温调查及现场地面物探工作的基础上,对山东省蓬莱市村里集镇黄泥沟村地区地热地质条件进行综合研究,分析了地热资源的开采前景,目的是基本查明工作区内的断裂构造、地层层序、热储分布、热储埋深、热储温度,预测地热井的成井条件,为地热资源开发利用总体规划及进一步勘探提供依据。分析内容包括地质构造条件、地温场特征、地球物理特征以及热储特征。认为工作区具备开发地热资源的前景条件,地热井成井深度在1500m左右时可获得30℃~40℃的热水。建议投入施工一眼探采结合井,井深设计1500m,井位选择于1000~1200m钻遇NE向断裂下盘,可获得较完善的地热资源赋存信息。     

松辽盆地齐家地区致密油区排烃效率影响因素分析

<正>本文通过对比松辽盆地齐家地区常规油区与致密油区源岩排烃效率的差异性,在弄清源岩特征、储层特征及源储接触关系的基础上,定性描述并定量分析致密油区源岩排烃效率的主要影响因素。齐家地区青山口组储层致密,根据砂岩孔隙度、渗透率和厚度,将齐家地区分为常规油区、致密I型油区和致密II型油区,"常规油区"砂岩孔隙度渗透率12%,渗透率1.00?10-3?m2;"致密I型"油区砂岩孔隙度为8%~12%,渗透率为(0.05~1.00)?10-3?m2,砂岩厚度为5~10m;"致密II型"油区孔隙度为4%~8%,     

靖边气田北部下奥陶统马五41段古岩溶储层特征及其控制因素

通过钻井岩心、铸体薄片、扫描电镜、阴极发光观察及岩石孔渗测定等方法对鄂尔多斯盆地靖边气田北部马五41段古岩溶储层研究表明:晶间孔、溶孔(洞)、溶缝及铸模孔是最主要的储集空间类型;其孔隙度最大15.91%,最小0.22%,孔隙度平均值约为3.73%,渗透率最大为79.13×10-3μm2,最小为0.001 3×10-3μm2,平均渗透率为1.24×10-3μm2,储层可分为溶孔、晶间孔-溶缝型、晶间孔型、微孔-溶缝型和微孔型4种;沉积相是储层形成的基础,成岩相决定了最终储集空间的保存情况,而古岩溶地貌从宏观上控制着储集空间的发育程度和储层的保存状况,三者有利区叠合部位是油气勘探的重点区域.     

黔西北下寒武统牛蹄塘组页岩气成藏条件与有利勘探区预测

以野外露头调查、老井复查和岩心样品测试等为基础,通过现场解吸实验和等温吸附模拟的含气性分析,认为黔西北下寒武统牛蹄塘组岩性主要为深水陆棚黑色碳质页岩和浅水陆棚粉砂质页岩,其中富有机质页岩段为牛蹄塘组底部的碳质页岩。页岩沉积厚度大(大于39m)、分布稳定。有机质类型主要为Ⅰ型干酪根,有机碳含量较高(富有机质页岩段平均大于5%),有机质热演化程度处于高—过成熟阶段;页岩储层中微裂缝、微孔隙发育,具较好的孔隙度(平均5.14%)和渗透率(0.011 4×10-3μm2),含气量大(平均1.3 m3/t),具有良好的气资源潜力。预测金沙—息烽以及仁怀两个地区为页岩气勘探有利区。     

延长气田山2段储层四性特征及储层参数模型研究

对延长气田山2储层四性特征的研究和建立储层参数模型,为研究区进一步的开发评价和增储增产提供有力的证据和保障。利用岩心、测井、试气、分析化验等资料,对鄂尔多斯盆地东南部延长气田山2段致密储层的岩性、物性、电性及含气性特征进行分析,并总结它们之间的关系,建立孔隙度、渗透率和含气饱和度的计算模型。研究表明:延长气田山2段储层岩性主要为石英砂岩、岩屑质石英砂岩,储层的孔隙度平均值为4.94%,渗透率平均值为2.98×10~(-3)μm~2,为低孔低渗储层。大多数井气层组有较好的含气显示,含气性较好,岩性、物性、电性和含气性有较好的对应关系。     

华庆地区长81储层物性下限研究

华庆地区长81储层孔隙结构复杂,非均质性较强,属于典型的低孔—低渗透储层.针对砂岩储层物性孔隙结构特征,结合岩心分析的孔隙度、渗透率与含油岩心饱和度相渗透率的关系等方面进行深入研究,采用经验统计法以及孔隙度、含水饱和度和相渗曲线组合的方法研究得出该储层的物性下限值,孔隙度下限值为6.0％,渗透率下限值为0.08×10-3μm2.     

特低渗储层渗流特征及影响因素——以安塞油田长10储层为例

通过岩心观察、测井及各类分析测试资料,对安塞油田长10储层岩石学、储层物性等特征以及储层渗流特征进行研究。结果表明:长10储层砂岩主要岩石类型为长石砂岩和岩屑长石砂岩,岩石的分选中等到好,磨圆度为次棱角状,胶结类型以孔隙、孔隙—薄膜为主;长10储层孔隙度平均值为10.51%;渗透率平均值为0.39×10-3μm2,属典型的低孔-特低渗储层。长10储层无水期驱油效率平均值为19.12%;含水95%时的驱油效率平均值为34.87%,含水98%时的驱油效率平均值为39.56%,最终驱油效率平均值为42.66%。可动流体饱和度平均值为29.07,可动流体孔隙度平均值为2.85%,可动流体参数主要受物性、孔隙发育程度、粘土矿物含量及其赋存状态和孔喉特征参数的共同影响。     

冀中坳陷束鹿凹陷地热系统成因模式

地热系统内部地质要素特征分析是建立其成因模式的基础,也是后期研究地热资源赋存特征和资源量评价的依据。结合前人研究成果和区内地热钻井资料,通过对冀中坳陷束鹿凹陷地热系统“源、储、通、盖”主要地质要素分析,建立了其概念模型,并开展了地热资源量评价。束鹿凹陷为一新生代发育在渤海湾盆地冀中坳陷内的典型的箕状凹陷,接受可能来自于其下深部地壳结构约20 km处低阻体的热源供给。新近系馆陶组砂岩热储和奥陶系碳酸盐岩热储分别构成了两套独立的地热系统。其中,馆陶组砂岩热储全区稳定分布,底板埋深介于1100~2000 m,储层厚度约为200~320 m,孔隙度约在15%~35%之间,渗透率最高可达1200 mD,热储底板温度在57~78℃;奥陶系碳酸盐岩热储受箕状凹陷边界断裂的控制呈单斜状倾伏,埋深1800~6000 m,储层厚度100~550 m,孔隙度2%~18%,渗透率0.5~50 mD,地热水井口温度在75~92℃。两套地热系统由西边太行山的大气降水沿着地层不整合面和断裂运移通道进行补给,通过深部热传导和局部热对流增温后,在储层中富集形成地热水。上覆松散的第四系沉积和明化镇组河流相碎屑岩沉积厚300~1400 m,热导率0.9~1.8 W/(m·K),构成了良好的区域盖层。束鹿凹陷地热资源量评价结果表明,馆陶组砂岩地热系统含244.430×10⁸ GJ,奥陶系岩溶地热系统 含203.752×10⁸ GJ,总量合计448.182×10⁸ GJ,折合标煤15.296×10⁸ t。年开采地热资源量满足的供暖面积可达1.106×10⁸ m2,开发潜力巨大。     

琼东南盆地深埋藏高温高压优质储层发育的岩石学响应

<正>琼东南盆地大崖城地区崖城组储层具有深埋藏(3 500`5 000 m)、高温超压(压力系数大于1.5,局部高达2.3)的特点。钻井揭示,储层孔隙度与渗透率分布范围广,低、中、高渗均有分布,储层物性非均质性强,埋深3 700-4 300 m孔隙度随埋深的增大呈变差趋势,渗透率变化不大,A-6井中—-低孔、高—中渗特征,明显好于A-3井;在4 600m附近崖城21-1出现相对高孔隙带,B-3井为中孔、高—中渗物性     

鄂西宜昌下寒武统水井沱组页岩气聚集条件与含气特征

鄂西宜昌下寒武统水井沱组页岩具有良好的气体显示,页岩气成藏条件研究薄弱.利用最新钻探的井下资料、周边露头地质调查资料及大量样品的分析测试结果,从富有机质页岩区域展布、地球化学特征、岩石储集特征、含气性、保存条件等方面研究鄂西宜昌地区下寒武统水井沱组页岩气聚集条件.研究区水井沱组形成于陆棚-斜坡相带,厚度为50~140 m.有机碳含量高（TOC值为0.43%~10.45%,平均值达2.65%）,TOC大于2%的优质页岩有效厚度为28~41 m,有机质热成熟度为2.4%~3.2%,处于高演化阶段.页岩脆性矿物含量高,石英含量平均值为29.33%,碳酸盐含量平均值为25.94%,黏土矿物含量平均值为35.06%,且以伊/蒙间层为主.水井沱组富有机质页岩孔隙度为0.96%~3.32%,平均值为2.08%,页岩渗透率为0.01×10-3~3.05×10-3 μm2.氩离子抛光电镜与吸附测试表明,页岩孔隙发育具有成因类型多、孔径尺度小的特点,有机孔孔径主要集中在10~50 nm范围内.水井沱组页岩气层顶、底板条件良好,区域构造稳定、断裂不发育,页岩气保存条件优越.钻井过程中水井沱组气显频繁,解析含气量为0.31~5.48 m3/t,连续含气量大于2 m3/t的累计厚度达44.05 m.水井沱组水平井压裂获工业气流,页岩气组分中CH₄含量为87.17%~92.75%,C₂H₆为0.83%~0.94%,N₂为5.86%~9.37%,CO₂为0.05%~2.25%.总体上宜昌地区下寒武统水井沱组页岩气成藏条件较好,是四川盆地外页岩气新的勘探区.      

塔里木盆地轮南地区中奥陶统生物礁储层特征及影响因素

轮南地区中奥陶统含礁层系位于一间房组.生物礁主要类型为Calathium障积丘,瓶筐石为最主要的造礁生物.礁体形态多样,规模较小,厚度为2.2～10 m.含礁层系储集空间类型较多.储层物性的统计结果显示,礁核、礁盖和礁基的孔隙度平均值分别为1.54%、3.21%和1.70%;渗透率大部分都高于0.1×10-3μm2,最高值分别为54.4×10μm2、24.66×10-3μm2和613×10-3μm2.这表明含礁层系储层物性总体比较差,以低孔隙度/低、中渗透率为特征,但礁基、礁盖的储层物性明显好于礁核.储层类型以裂缝型和裂缝-孔隙型为主,孔隙型储层不发育.导致这种储集物性的原因一方面与礁体沉积相有关,另一方面与胶结作用、溶蚀作用、破裂作用和压实、压溶作用等成岩作用的改造有关.     

湘中地区涟源凹陷石炭系测水组泥页岩储层特征

石炭系测水组是涟源凹陷重要的页岩气勘探层位,针对页岩气藏自生自储、低孔低渗的特征,进行测水组泥页岩储层特征研究是该区页岩气勘探与开发的关键问题。本文基于野外露头、钻探井及样品实验测试数据等资料,对测水组泥页岩储层分布、矿物组成、物性、含气性等特征进行了细致分析。测水组泥页岩在凹陷中部褶皱带厚度最大、埋深适合;泥页岩中脆性矿物含量超过70%,有利于天然裂缝的发育与后期的压裂改造。泥页岩内微孔隙与裂缝较为发育,孔径分布范围3.71~19.07nm,以介孔为主,具有较大的孔比表面积,孔径与总孔隙体积随埋深增加呈减小趋势。储层孔隙度为1.0%~6.2%,平均为3.5%,渗透率变化较大,受裂缝发育程度的影响,为典型的低孔低渗非均质储层。受埋深较浅的影响,样品整体含气量较低,分布在0.16-0.49m3/t,但等温吸附测试的吸附气量远大于解析气量,表明在合适的埋深下测水组仍具有较好的储气能力。综合评价认为,涟源凹陷测水组泥页岩具有形成优质页岩气储层的潜力。     

障壁坝砂体储层特征与成岩孔隙定量演化模式 ——以鄂尔多斯盆地延长探区本溪组为例

为明确海陆变迁背景下障壁坝砂体成岩孔隙演化规律,运用岩石薄片、扫描电镜及配套能谱、阴极发光等资料,对延长探区石炭系本溪组障壁成因砂体储集特征与成岩作用进行综合分析,并结合砂岩初始孔隙度恢复模型与薄片孔隙定量分析技术,开展基于埋藏热演化历程的储层孔隙演化参数定量评价,建立该区本溪组障壁坝砂岩孔隙定量演化模式。结果表明:储层砂岩以石英砂岩、岩屑质石英砂岩及岩屑砂岩为主;孔隙度、渗透率平均值分别为4.72%和1.22×10^(-3 )μm^2;储集空间以溶蚀扩大孔、粒内孔、晶间孔为主;现今储层主体已达到晚成岩阶段;砂岩初始孔隙度平均值为38.1%,埋藏至今共经历了四个典型的成岩增/减孔阶段,即P_1～T_2(285～208 Ma)"低地温、快埋藏"的大幅减孔阶段(-30.7%)、T_2～J_3(208～153 Ma)"高地温、缓沉降"的溶蚀增孔阶段(+3.9%)、J_3～K_1(153～96 Ma)"高地温、稳埋深"的减孔定型阶段(-6.6%)、K_1至今(96 Ma～)"低地温、晚隆升"的弱改造阶段。