塔河油田下奥陶统储层中流体包裹体成份

对塔河油田油藏中下奥陶统储层的流体包裹体的成份特征、构成及其比值对比,发现本区除了有机烃类和盐水溶液包裹体发育外,还存在大量含烃类的二氧化碳的包裹体,代表了捕获早期低熟至成熟阶段的油气.从单个包裹体成份构成与成份间的相互比值(A、B和C)判断塔河1号油藏可能至少存在1期以上的油气充注过程,塔河2号、3号和6号则至少有2期以上的油气充注过程;塔河3号油气成熟度高于塔河4号.随埋深增加,塔河1号储层中包裹体捕获的油气成熟度具有升高趋势.因此,运用包裹体特征是研究油藏烃类注入史的一种较为有效的方法.     

根据FMI资料分析大庆油田徐家围子断陷构造应力场

现今构造应力场及古构造应力场最大主应力方向的准确判断对成矿地质研究,尤其是石油、天然气勘探和开发具有重要的意义。利用FMI(全井壁微电阻率成像测井)资料,以大庆油田徐家围子断陷下白垩统营城组为研究对象,对该断陷的构造应力方向进行分析。对FMI资料识别出的裂缝走向进行统计,结果表明：钻井伴生缝受现今应力场控制,构造成因的高导缝和高阻缝的形成则受古地应力控制,可指示古地应力场的方向;徐家围子断陷下白垩统营城组现今最大水平主应力方向为近东西向;在地质演化中,研究区域的构造应力场曾经发生多次变化,根据发育的裂缝组判断留下明显迹象的有3个方向,即近南北向、北东向和近东西向。     

塔河油田西南部地区中—下奥陶统碳酸盐岩储层缝洞发育特征与分布

岩溶-裂缝是塔河油田西南部地区上奥陶统覆盖区中—下奥陶统碳酸盐岩储层主要储集空间类型。依据岩心观察、显微镜薄片鉴定、扫描电镜、钻井、深浅侧向和FMI成像测井等资料,综合识别了中—下奥陶统储层裂缝和孔洞发育段,认为该区储层缝洞发育特征与塔河油田主体区有较大的不同,其主要的储集空间类型为半充填—未充填的构造缝和溶蚀扩大缝,且以高角度斜裂缝和垂直裂缝为主,低角度裂缝较少;微裂缝和中缝发育,大裂缝和孔洞总体不发育,利用储层多因素综合评价方法指出了研究区内裂缝和孔洞发育的有利地区。     

塔河油田下奥陶统碳酸盐岩古岩溶储层研究--以塔河油田6区为例

通过对研究区FMI成像测井和XMAC，DSI测井等资料的综合，并结合该区的油气地质、地球物理资料，对下奥陶统缝洞型碳酸盐岩古岩溶储层的剖面结构及展布特征进行了较为深入地分析结果表明，研究区古岩溶储层主要分布于下奥陶统顶部不整合面之下约250m的范围内，储层垂向发育具有明显分带性，岩溶剖面的纵向分带与该区多期次岩淀旋回作用密切相关。古岩溶储层的发育与分布受多种因素控制。     

塔里木盆地东北部中—上奥陶统沉积物源与构造背景相关性分析

基于塔里木盆地库鲁克塔格露头区却尔却克山、元宝山和南雅尔当山中—上奥陶统宏观沉积特征分析,结合钻井、地震资料分析,对盆地东北部巨厚的中—上奥陶统碎屑岩沉积物源及其构造背景相关性进行了探讨。中—上奥陶统却尔却克组发育复理石建造,综合重矿物组合、矿物成熟度参数、砂岩主、微量元素、稀土元素和阴极发光等提供的物源信息,反映物源区主要为大陆岛弧和活动大陆边缘构造背景。却尔却克组沉积早期物源区主要来自北部古陆,主要为酸性花岗岩类和变质岩类,却尔却克组沉积中后期,除来自北部的物源外,还有来自东南部阿尔金造山带的火山碎屑物质的加入。中—上奥陶统沉积物源分析为塔里木盆地东北部地区中晚奥陶世构造隆升与沉积充填关系研究提供重要依据。     

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.     

中朝地台的中奥陶统—下石炭统及其古地理和构造含意

华北地台是我国最大的早前寒武纪克拉通,一般认为其演化史中一个显著的特征是早奥陶世末到中石炭世初存在着巨大的沉积间断,但是近来的研究表明,地台外缘仍发育着上述间断期间的地层,从而可据此揭示出该时期地台的地史经历、大陆边缘的位置和性质,早古生代期间地台内部主要受南部被动大陆边缘的影响,海水源自古秦岭洋,朝鲜半岛上的所谓“临津江带”不宜与秦岭造山带对比,鄂尔多斯盆地西缘大陆边缘的确定,提示早古生代时阿拉善地块可能不属于中朝地台,周边大陆边缘的存在表明中朝地台是一个完整的陆块,不象是与杨子陆块来自统一的“中国地台”。     

塔里木盆地轮南地区下奥陶统碳酸盐岩岩溶储层特征及形成模式

轮南地区是塔里木盆地重点产油气地区之一,对其下奥陶统碳酸盐岩储层性能及分布的研究具有重要的实际意义。通过对研究区岩溶、裂缝发育、沉积和洞穴充填物分析研究,认为具渗透可溶性碳酸盐岩及温暖潮湿、多大气降水是岩溶储层形成的必要条件,构造裂缝的发育为岩溶储层发育创造了有利条件。根据裂缝性质及充填程度,本区裂缝可分为方解石完全充填张裂缝、方解石半充填张裂缝、泥质充填扭压性裂缝、未充填微细裂缝和缝合线5种,其中方解石半充填裂缝和缝合线对储层岩溶发育起重要作用。本区岩溶具明显的垂直分带性,可分为垂直渗流岩溶带、水平潜流岩溶带和过渡带,其中垂直渗流带底部及水平潜流岩溶带上部储集物性最佳。轮南地区发育的两期岩溶与石炭纪两次较大的海侵时间相一致。作者还研究了充填物的沉积特征,探讨了储层的演化模式。     

新疆塔河油田下奥陶统碳酸盐岩储层成因类型与评价

塔河油田油气主要产自下奥陶统碳酸盐岩地层中,储渗空间和储层类型研究对油田的勘探开发有重要意义。笔者通过岩芯及铸体薄片的详细观察,结合钻井资料和测井曲线,对下奥陶统碳酸盐岩的储渗空间特征进行了成因类型划分,并在储渗空间发育分布状况、物性和油气测试资料分析的基础上,对各成因类型储层的储集性进行了评价。研究表明,大型洞穴发育比较普遍,相应的洞穴型储层是区内下奥陶统最主要的储层类型,是储集性能好、油气高产的首要目标,其次是构造裂隙型储层。     

塔里木盆地塔中地区上奥陶统古构造应力场模拟与裂缝分布预测

塔里木盆地塔中地区上奥陶统良里塔格组碳酸盐岩构造裂缝是区内油气显示十分活跃的有效储集空间,其发育和分布主要受古构造应力场的控制。依据塔中地区上奥陶统地震资料的断裂构造解释和钻井、测井裂缝特征分析等成果,在声发射地应力测量、岩石力学参数和单轴抗拉强度测试的基础上,考虑断裂对裂缝形成的影响,采用三维有限元法对塔中地区上奥陶统加里东中期Ⅱ幕裂缝形成期的古构造应力场进行了数值模拟,预测了裂缝的分布。结果表明,裂缝形成期地应力最大主应力有效值为47.9～58.3MPa,平均值为51.97MPa,抗张强度为5.13～6.91MPa,平均值为5.81MPa。有效张应力的高值区是构造裂缝发育的有利地区,主要分布在塔中东部大的断裂带交会处和断裂带的部分区段内,与实际钻井统计的上奥陶统高裂缝线密度和油气井分布区基本吻合,可以为研究区的油气勘探提供新的地质依据。     

塔河油田奥陶系油藏古岩溶表生作用期次划分

岩溶缝洞型碳酸盐岩储层是塔河油田奥陶系最重要的储层类型,深入研究古岩溶类型、发育期次和发育模式对认识储层的发育规律具有重要意义。根据岩溶水的特点,可分为大气水和非大气水岩溶两类,大气水岩溶主要发育在表生条件下。结合塔河油田奥陶系古岩溶发育的地质特点,可以将其表生作用过程大致分为5个阶段,分别是加里东中期Ⅰ幕、Ⅱ幕、Ⅲ幕,海西早期和海西晚期。针对各个阶段的岩溶发育特点,建立了相应的岩溶发育模式。     

塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞储层油气成藏动力学与油田水体类型

塔河油田是大型的碳酸盐岩不整合—古岩溶缝洞型奥陶系油气藏。由塔河油田主体往南,油气驱替程度逐渐降低,缝洞系统中含水量逐渐增加。油水界面分布总体上由潜山顶部向周围斜坡波动中降低。塔河油田的区域构造背景、储层缝洞系统以及成藏动力学过程导致了流体分布的非均质性。根据储层孔隙结构特征、油气驱替过程、开发过程中产出水的化学—动力学响应,塔河奥陶系缝洞油藏的水体类型可以区分出三种:洞穴底部油气驱替残留水、洞穴周缘小缝洞系统驱替残留水、储层下部层间水。不同水体类型的出水时间、水体能量、含水率、水化学性质等会呈现出不同的变化规律。     

塔河油田四区奥陶系储层裂缝特征及其意义

塔河油田四区奥陶系以缝洞型油藏为主,裂缝是该区主要的油气疏导体系和储集空间。通过对20余口井的岩心、薄片观察,结合成像测井等各种分析化验资料,研究了裂缝的倾角、走向、长度、充填等特征参数,在此基础上,将裂缝划分为4个期次;采用岩心与露头相对比的方法研究了裂缝特征对岩溶的影响作用以及裂缝对储集性能的影响。     

The Relationship between Fractures and Tectonic Stress Field in the Extra Low-Permeability Sandstone Reservoir at the South of Western Sichuan Depression

The formation and distribution of fractures are controlled by paleotectonic stress field,and their preservative status and effects on development are dominated by the modern stress field. Since Triassic,it has experienced four tectonic movements and developed four sets of tectonic fractures in the extra low-permeability sandstone reservoir at the south of western Sichuan depression. The strikes of fractures are in the S-N,NE-SW,E-W,and NW-SE directions respectively. At the end of Triassic,under the horizontal compression tectonic stress field,for which the maximum principal stress direction was NW-SE,the fractures were well developed near the S-N faults and at the end of NE-SW faults,because of their stress concentration. At the end of Cretaceous,in the horizontal compression stress fields of the NE-SW direction,the stress was obviously lower near the NE-SW faults,thus,fractures mainly developed near the S-N faults. At the end of Neogene-Early Pleistocene,under the horizontal compression tectonic stress fields of E-W direction,stress concentrated near the NE-SW faults and fractures developed at these places,especially at the end of the NE-SE faults,the cross positions of NE-SW,and S-N faults. Therefore,fractures developed mostly near S-N faults and NE-SW faults. At the cross positions of the above two sets of faults,the degree of development of the fractures was the highest. Under the modern stress field of the NW-SE direction,the NW-SE fractures were mainly the seepage ones with tensional state,the best connectivity,the widest aperture,the highest permeability,and the minimum opening pressure.     

塔河油田二区奥陶系优势储集体特征及控制因素

塔河油田二区奥陶系碳酸盐岩油藏储集体类型由缝洞型、高能微孔隙型、压溶孔缝型组成。通过岩心薄片观察并结合地震、测井、录井和试油等资料,查明了受次生溶蚀作用控制的岩溶缝洞型、受高能沉积相带控制的微孔隙型和受压溶作用及白云化作用控制的压溶孔缝型储层的特征和分布,并且识别出溶蚀孔洞、溶蚀缝、构造缝、粒内孔、粒间孔、铸模孔、晶间孔、晶内孔、缝合线和微裂缝10种储集空间。实际上,上述储集体主要为高能沉积相带形成的颗粒灰岩演化而成,这些颗粒灰岩经过埋藏压实和胶结等作用形成了以次生微孔隙为主的微孔隙型储集体,经过压溶和白云岩化作用形成了受成岩演化控制的压溶孔缝型储集体,在塔北奥陶系岩溶期形成了岩溶缝洞型储集体。塔河油田二区南部受沉积相展布和成岩作用影响,颗粒灰岩和云斑状灰岩发育;北部古隆起风化剥蚀作用较强,发育大型溶洞储层;东部斜坡带古河流发育,溶蚀缝洞储层多沿古河道分布;西部受深大断裂控制,溶蚀孔洞沿断裂垂向发育。     

塔河油田奥陶系油藏开发动态与地层水化学特征响应

塔河油田是塔里木盆地第一个超亿吨级的大型油田,其主力油藏为奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏.近年来,油田地层水的问题日益突出,严重影响了油田的开发和生产.阿克库勒凸起北部地质历史时期曾经发育间断性的大气水下渗-向心流,凸起南部斜坡区受到泥岩压实排水和粘土矿物脱水形成的离心流的影响,地层水受到一定程度的淡化.塔河油田主体部位处于越流泄水区,地层水具有明显的高矿化度和高K Na 、Cl-浓度,有利于油气聚集成藏.塔河油田奥陶系地层水动力场形成演化与油气运移、聚集密切相关.海西晚期、喜马拉雅期离心流强度大,是油气藏主要成藏期.早、晚海西运动、印支运动期间抬升剥蚀,遭受强烈的大气水下渗淋滤、生物降解,是油气藏主要破坏期.根据地层水赋存状态,区分出洞穴底部油气驱替残留水、洞穴周缘小缝洞系统驱替残留水、储层下部层间水3种不同类型.研究油井产出水矿化度、Cl-、K Na 浓度动态变化规律,总结出平稳型、起伏型、上升型和下降型4种动态类型.通过综合分析油井开发动态及油水产出特征,正确把握其变化过程,可以判断油井产水来源,从而为油田的稳油控水提供指导性建议.     

塔河油田奥陶系储层构造应力场研究

油气储层构造应力场的分布特征,对油气运移、注采井网布置、储层改造等具有重要意义。为此,文章从塔河油田AD13井区的地质构造演化入手,基于油田测井资料,结合弹性力学及有限元理论,建立研究区地应力弹性力学计算模型,利用有限元软件对研究区储层地应力进行模拟研究,并将模拟结果与现场地应力实测值进行对比分析。结果表明,研究区最大水平主应力为102~130 MPa,最小水平主应力为87~110 MPa,均为压应力;研究区东部及南部最大水平主应力方向为北东向,西北部最大水平主应力方向为北东东向,西南部最大水平主应力方向为南东向,地应力大小及方向均与实际结果相符。研究结果可为研究区油气勘探开发工程提供科学依据。      

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油气藏的特征及缝洞单元划分

塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油气藏的主要特征表现为油气藏高度远大于残丘圈闭幅度,油气分布受储集体发育程度控制,纵向上不连续,储集体主要为岩溶-构造作用所形成的缝洞,单个缝洞储集体为独立的油水系统等。运用油藏压力降落法、类干扰试井法和流体性质变化法等方法将塔河油田主体开发区划分出10个连通储渗单元和20个孤立或相对定容封闭体,对这些缝洞单元的特点作了描述。塔河油田整体上不具统一的底水;各油气藏流体性质变化较大。