雷家地区湖相碳酸盐岩致密油储层微观特征

应用铸体薄片、气体吸附、压汞、扫描电镜及CT扫描等方法,系统研究了雷家地区杜三段湖相碳酸盐致密储层岩石学及储层微观特征。结果表明：研究区岩性以泥质泥晶白云岩、含泥方沸石质白云岩为主,与灰黑色泥岩、油页岩互层;储集空间包括原生粒间孔隙、次生溶蚀孔隙和微裂缝;根据岩性、孔隙空间类型及孔喉结构特征,将致密油储层分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层。其中,Ⅰ类储层的微裂缝和孔隙普遍发育,含油性好。该研究对后期致密油储层评价及“甜点”优选具有一定的指导作用。     

辽西雷家地区沙四段中-低熟烃源岩排烃效率与致密油-页岩油勘探前景

辽河西部凹陷雷家地区沙河街组四段在咸化闭塞湖湾环境下,发育高丰度厚层云质、方沸石质泥岩和页岩,整体处于低成熟阶段（R_o=0.3%~0.7%）。铸体薄片、扫描电镜分析表明,页岩储层广泛发育构造缝和收缩缝,碎屑矿物粒间孔发育,纳米孔主要为白云石、方沸石矿物溶蚀孔,有机质纳米孔不发育。采用TOC测井定量评价方法（ΔlgR法）明确了沙四段优质烃源岩（TOC>4%）的纵横向展布特征。其中,杜家台油层优质烃源岩和高升油层优质烃源岩均集中分布在雷家-陈家洼陷地区。排烃效率实验分析结果表明,在当前热演化程度下,烃源岩排烃效率在12%~17%,总生烃量在10~35 mg/g。由于高丰度烃源岩累积厚度大,估算雷家地区沙四段致密油-页岩油总资源量达1.37×10⁸ t。通过源-储组合综合分析,认为雷家地区沙四段杜家台油层为致密油-页岩油有利勘探区,高升油层为页岩油有利勘探区,由于各类岩性均具有一定的生烃潜力和储集能力,适合致密油-页岩油整体开发。     

三塘湖盆地条湖组沉凝灰岩致密油藏成藏特征

三塘湖盆地中二叠统条湖组发育一套沉凝灰岩致密储集层,形成源储一体的致密油藏成藏组合。从沉积构造背景、源储形成机理等方面,阐明了沉凝灰岩致密油藏的形成机理,重点分析了马朗凹陷马中地区条湖组沉凝灰岩致密油藏形成的控制因素。分析结果认为,火山喷发间歇期形成的古湖盆控制着条湖组沉凝灰岩储集体和优质烃源岩的平面分布;富含有机质泥岩与下伏的中高孔特低渗沉凝灰岩紧密叠置,为致密储集层中的石油充注提供了良好条件;古湖盆宽缓的斜坡区与腹地是优质烃源岩和良好储集层发育的有利部位;三塘湖盆地马朗凹陷与条湖凹陷腹部的牛圈湖南斜坡、马中地区和石板墩地区是条湖组致密油藏勘探的有利区带。     

陕北绥靖油田延安组延9油组油气成藏控制因素

综合分析了鄂尔多斯盆地绥靖油田延安组延9油组油气成藏的油源条件、沉积储层特征,并应用印模法对前侏罗纪古地貌进行了恢复,探讨了古地貌对延9油组的控制.研究结果表明延9油组烃源岩为延长组长7期泥岩;研究区发育的三角洲平原分流河道砂体为其主要储集层,且物性较好;由于受古地貌构造高部位控制,研究目的层形成鼻隆状构造油气藏,成藏...     

曙光—雷家地区特殊储层分布与油气成藏条件分析

曙光-雷家地区特殊储层发育,紧邻陈家、盘山两大生油洼陷,是形成特殊储层油气藏的有利场所.通过对该区特殊储层的形成、分布、油气成藏条件的分析研究,认为古地形、古地貌以及古构造运动控制该区元古界古潜山、古近系火山岩、白云岩、角砾岩等多套特殊储层的形成与分布;不整合面、断层面、沙四、沙三段砂岩以及元古界内幕层状地层为油气向特殊储集层中运移提供多样化的输导路径.其研究成果为该区特殊储层的油气藏勘探提供了方向.     

雷家地区碳酸盐岩储层特征及主控因素研究

通过薄片鉴定、物性测试、压裂实验等方法,对雷家地区沙四段湖相碳酸盐岩储层进行了分析。研究结果表明：高升地层主要发育泥晶粒屑云岩、含泥粒屑泥晶云岩和泥质泥晶云岩,杜家台地层主要发育含泥泥晶云岩和含泥方沸石质泥晶云岩;储层为致密型,储集空间类型多样,裂缝控制“甜点”发育;岩石脆性随着泥质含量的增加和方沸石含量的减小而降低。储层受沉积、成岩和构造作用共同控制,沉积作用控制了储层的岩性、厚度及原始孔隙结构等特征,胶结充填作用使储层致密化,溶蚀作用存在形式多样,多与裂缝发育相关,构造作用和溶蚀作用是形成优质储层最主要的控制因素。     

靖边东南部前侏罗纪古地貌特征及其对延9油藏的控制作用

靖边东南部前侏罗纪古地貌一直以来缺乏整体性和系统性的研究。运用补偿厚度印模法建立了研究区前侏罗纪古地貌图,并结合构造、沉积相研究分析了古地貌对延9油藏的控制作用。研究表明,古地貌景观控制着延9沉积相展布及压实披盖构造的形成,古斜坡部位易形成良好的构造与沉积相的有机配置,控制着延9油藏的分布。研究古地貌对延9油藏的控制作用对研究区延9油藏建产、有利区预测有指导意义。     

鄂尔多斯盆地东南部延长组致密油成藏条件及主控因素

鄂尔多斯盆地东南部延长组致密油成藏条件研究程度较低,致密油勘探未取得大的突破。为了评价盆地东南部延长组致密油的勘探前景,通过对沉积、储层、盖层、油气运移等方面的研究,深入分析了盆地东南部延长组致密油成藏条件。研究结果表明盆地东南部延长组长7段优质烃源岩大面积分布,延长组储层致密,源储配置好,具有形成致密油的良好地质条件。长6、长7、长8油层组是鄂尔多斯盆地东南部延长组致密油主力勘探层系。延长组致密油藏的形成和富集主要受沉积微相、优质储层的控制。通过包裹体测温、盆地热史、伊利石测年、饱和压力等多种方法确定的致密油藏主成藏期为早白垩世,致密油成藏期受中生代晚期构造热事件的控制,具有晚期成藏的特点。     

中国重点盆地致密油资源分级评价标准及勘探潜力

中国陆相致密油总体上运移距离相对较短,其形成和分布主要受构造背景、烃源岩、储层及源储配置控制,呈现出在优质烃源岩发育区内连续或准连续分布、局部富集的特点。烃源岩和储层在纵向和平面上的匹配关系,控制了致密油藏的形成、分布与规模,以源储配置关系为依据,将致密油资源划分为源内型和源外型,这2类致密油在中国各大含油气盆地均广泛分布。源内型致密油资源的分布和富集受烃源岩和有利储层分布控制;源外型致密油资源受输导体系和有利储层分布控制,但输导体系的有效性也受到烃源岩分布的控制,致密油资源的分级评价应考虑烃源岩和储层这2个核心参数。烃源岩和储层条件分类评价是致密油勘探潜力评价的基础,松辽、鄂尔多斯、四川、三塘湖、柴达木、准噶尔等六大重点盆地致密油资源总量为90.51×10⁸t,是致密油勘探的主要地区。     

准噶尔盆地深部致密油藏形成条件与分布预测——以玛湖凹陷西斜坡风城组致密油为例

以准噶尔盆地玛湖凹陷西斜坡风城组致密油为研究对象,通过对烃源岩和储层系统分析,阐明深部致密油的形成条件,并预测致密油有利勘探区带.研究结果表明准噶尔盆地玛湖凹陷西斜坡深部具有很好的致密油形成条件:TOC分布在1.1 % ~2.0 %,R_o分布在1.0 % ~1.6 %,有效烃源岩厚度最大可达200 m;目前发现的油气主要分布在生烃强度大于250×10⁴t/km²范围.储层控制了致密油的成藏门限,其储层有效孔隙度下限为2 % ;储层孔隙度和厚度控制了致密油藏的含油气性;深部储层范围(孔隙度≤10 % )决定了致密油藏的边界.应用功能要素组合控藏模式"T-LDPS"对玛湖凹陷西斜坡深部有利勘探区带进行了预测,显示潜在勘探区域主要分布在风南7井区-夏72井区及其以南周边、百泉1井区以南和风城011井区以东.     

BASUP53油藏三维储层建模研究

综合利用地震、地质、测井资料及数值模拟（或克里金）算法计算三维属性体。根据构造模型，从点-线-面-体建立全三维的数字化地层格架模型，储层砂体模型和物性模型，对BASUP53油藏储层的分布特点和成藏规律进行研究，以加深对BASUP53油藏的构造、储层、流体性质及开发规律的认识和评价，提高该油藏的开发潜力。     

低渗气藏储层应力敏感性实验研究

低渗透气藏的开采会导致地层压力发生变化,从而引起储层孔隙度和渗透率发生相应的变化。实验表明,孔隙度随有效应力变化很小,而渗透率随有效应力变化较大。利用第二次增减压应力敏感实验的数据进行分析,避免了因为地层压实对渗透率伤害的过高估计,更符合生产实际。使用应力敏感指数对低渗气藏岩心进行评价,得到渗透率较高的岩心应力敏感指数要高于渗透率较低的岩心,这是由于其内部在覆压增加时小孔道闭合比后者要严重;地层压缩所引起的渗透率伤害是可以恢复的。     

天然气储层预测技术及应用 ——以雅克拉地区卡普沙良群底块砂岩储层为例

雅克拉地区自SC2井在白垩系卡普沙良群底块砂岩获得工业油气流后，加大了勘探开发力度。为了指导开发井的部署，综合利用钻井、岩心、测井、地震等资料，对本区主要储层进行了预测研究，建立了一套以地震属性参数（振幅、频率）提取技术、地震测井联合反演技术、三维可视化解释技术为主的碎屑岩储层预测技术系列。通过储层预测技术应用，整体掌握了该区储层纵横向分布规律及储层特征，准确预测了雅克拉构造的含油气范围，为油田开发井部署提供了有力的基础数据和科学依据。     

复杂岩性油气勘探保护储层新技术

介绍了胜利油田复杂岩性油气勘探保护油层的新技术。即探井储集层敏感性预测技术、复杂岩性储集层保护钻井液技术、根据油气上返速度调整钻井液密度解放储层。敏感性预测技术是根据数据库文件,得出该样品的速敏、盐敏、水敏、酸敏、碱敏伤害率等详细预测报告。为制定单井油气层保护措施提供依据。对于松散砂岩储层采用一步法钻井液、PAM-MMH钻井液和MEG-MMH钻井液技术;对于水敏性较强的储层采用聚合醇钻井液、钙醇络合水基钻井液和MEG钻井液;对于裂缝、孔洞储集层采用无粘土相钻井液和抗高温无粘土低固相钻井液技术。这几套钻井液体系有针对性地解决了复杂岩性油气勘探井壁稳定、润滑、毒性及保护储层等问题。在钻探井的过程中根据油气上窜速度的大小及时调整钻井液相对密度。做到了压而不死、活而不喷,最大限度地发现和保护了油气层。对于主要含油层的沙河街组的沙一段．沙三段和沙四段地层,控制一定的油气上返速度,始终保持油气处于“亚活跃”状态,对减少钻井液伤害,保护好油气层取得很好的效果。     

东营凹陷岩性油气藏成藏条件的地震分析

利用东营凹陷的地震资料，探讨了在缺少钻井、测井资料地区岩性油气藏的预测方法，其核心是影响成藏条件主要因素的预测和定量计算，以及最终成藏指数的求取。①岩性成藏条件的分析表明，当烃源岩与砂岩体之间的剩余压力大于砂体本身的渗透性(等效排烃压力)时，易于形成岩性油气藏；②烃源岩剩余围岩压力可以通过利用地震速度谱计算砂岩体内的孔隙压力来得到；③利用砂岩透镜体的地震反射振幅和频率估算砂体厚度，从而预测砂体孔隙度，然后用实验中进汞50％时的排替压力与孔隙度的经验关系式求得等效排烃压力；④成藏指数可以通过计算烃源岩剩余围岩压力与等效排烃压力的比值来获得。本方法的预测结果与实钻结果显示了较高的吻合程度。     

低渗透储层成因机理及优质储层形成与分布

对几个典型的岩性油气藏中低孔隙度低渗透率储层的形成原因,及优质储层的形成与分布规律研究发现,沉积作用是形成低渗透储层的最基本因素,它决定了后期成岩作用的类型和强度,成岩早期强烈的压实作用和胶结作用对形成低孔隙度、低渗透率储层起了决定性作用;优质储层的形成与分布主要受层序界面、有利沉积相带、有机酸性水的溶蚀作用等因素的控制。一般来说,优质储层纵向上主要分布在三级层序的中下部、平面上主要分布在三角洲平原或前缘多期分流河道叠置的部位。它们在有机酸性水形成时期保留了较多的原生孔隙,酸性水容易进入孔隙及溶解其中易溶的碎屑颗粒和胶结物,并产生大量次生溶蚀孔隙,从而形成优质储层。     

海拉尔盆地复杂断块油藏多学科油藏技术应用研究

针对海拉尔盆地地质特点,采用地震-地质-油藏-经济等多学科协同研究的方式,实现储层建模与生产动态的有机结合,利用动态分析与数值模拟技术,对地质研究中沉积微相、水体规模、断层封闭性进行了重新研究和认识,揭示了海拉尔复杂断块油藏的非均质特征,提高储层砂体内部剩余油的分布预测精度.     

火成岩有利储层与油气成藏分析

火成岩油气藏是一种隐蔽的岩性油气藏,与常规油气藏相比,有其自身的特点。以含油气盆地中火成岩储层研究的可操作性和实用性为基础,结合中国已发现的各种火成岩油气藏,阐述了常见火成岩的岩相类型及其特征以及有利储集相带。分析了火成岩储层的储集空间类型及成因,其储集空间一般可分为原生和次生2个大类、19个小类。讨论了火成岩油气藏特有的成藏条件,火成岩油气藏的形成主要受到烃源岩的位置、保存条件、构造及岩浆活动4方面的共同影响,邻近烃源岩、油气聚集之前适度的构造运动以及岩浆活动有利于形成火成岩油气藏。     

油藏开发流体动力地质作用对储集层的改造

东濮凹陷濮城油田南区沙二上亚段2 3砂层组属中低渗透储集层，开发20余年，已进入特高含水开发期。依据该油田不同开发阶段的丰富岩心资料，在流动单元研究的基础上，研究油藏开发流体动力地质作用对储集层的改造。根据岩石薄片镜下观察和含油薄片压汞、铸体、扫描电镜、图像分析、计算机层析测试等分析，在综合含水达81％时，储集层中的游离、漂移颗粒约占300%，沿骨架颗粒(长石、岩屑等)的解理面、接合面的溶蚀产生次生溶孔，一些溶蚀后散落的晶屑成为地层微粒堵塞孔喉，方解石沿孔洞自生，石英次生加大，使原生孔喉网络复杂化，特高含水期形成许多不规则游离孔。在注入水长期浸泡和冲刷作用下。储集层的渗流参数总体变差，非均质性和亲水性增强，相对渗透率曲线的两相流跨度较小。图9表2参12