气测录井在松河井田煤层气勘探开发中的应用

以松河井田ＧＰ－２ 井为研究对象,基于气测录井资料获取了钻遇地层的含气性特征,并进行了含气层识别、分类与评价。结果表明：研究区煤层气资源主要赋存于龙潭组多个煤层及粉砂岩、细砂岩含气层中,且储层厚度及性质决定了气测曲线的异常形态。气测录井成果为松河井田煤成气勘探开发层段优选、煤层气与煤层间砂岩气兼探共采方案设计及压裂段产能贡献率研究提供了科学依据,对区域煤成气资源勘探开发具有重要的指导意义。     

苏里格X区块奥陶系马家沟组储层四性关系研究

苏里格气田下古生界奥陶系马家沟组海相碳酸盐岩是研究区的主力产层之一。但该套储层岩性复杂,四性关系难以把握,测井解释难度较大。本次研究充分利用岩心分析、地质、录井、测井资料,在储层基础地质特征认识的基础之上,开展储层四性关系研究,建立储层岩性识别方法,并针对研究区储层特征,确立了三种储层流体性质定性判别方法,提高了测井解释准确度,为后期的勘探开发提供可靠的依据。     

苏5和桃7区块马家沟组泥晶、泥粉晶白云岩储层流体类型判别

苏里格气田苏5和桃7区块马家沟组存在大量高孔隙度和中孔隙度干层的井,从试油层段的电阻率特征看,高电阻率水层和气水层井很多,揭示出马家沟组储层流体类型判别中既涉及到储层有效性评价难的问题,又涉及到流体类型判别难的问题。通过核磁共振实验、压汞和岩石薄片研究认为导致部分井高孔隙度低产不产的原因是储层溶蚀孔洞及裂缝不发育且储层孔喉径小、束缚水饱和度高。提出先依据中子孔隙度与声波或密度孔隙度比值的大小将气层与非气层区分开,利用孔隙度—饱和度交会法区分非气层中的有效储层和无效储层,针对有效储层采用气测录井资料识别气水层和水层的整体方案,有效解决了马家沟组储层类型判别难题。     

鄂尔多斯盆地滑北隆起旬探1井寒武-奥陶系试气存疑

旬探1井是鄂尔多斯盆地南缘渭北隆起北坡旬邑断块上的一口区域探井，钻探结果表明：该井区存在张夏组鲕滩型储层、亮甲山组上部溶蚀孔洞型储层、上下马家沟组层间岩溶膏模孔型储层，特别是上马家沟组三-四段中下部和下马家沟组三段的层阃岩溶带等重要勘探层系。同时在平凉组、马家沟组、张夏组都遇到较好的油气显示。但试气结果不佳。通过对旬探1井地质工程资料的研究分析以及所存在问题的揭示，认为试气失利的原因除地质因素外．很大程度上与当时的钻井、试气工艺技术条件不足有关。     

鄂尔多斯南部古生代储盖组合及评价

鄂尔多斯南部中寒武统张夏组白云岩晶间溶孔储层、下奥陶统亮甲山组上部白云岩溶蚀孔洞储层、下马家沟组三段层间岩溶带溶蚀膏模孔洞储层、上马家沟组二-四段层间岩溶带及风化壳岩溶带储层、中奥陶统平凉/泾河组台缘礁滩组合、后礁带及礁后滩,均是具有勘探前景的储层。全区自上而下划分出5套储盖组合,在7个勘探区块中,以第1,2区块储盖组合最佳。     

苏北盆地气测资料特征及其解释应用

在对苏北盆地近30年气测录井资料统计分析的基础上,着重分析了主力探区高邮、金湖凹陷不同目的层系气测异常的基本特征和油、气、水层的判识标准;指出气测录井只与储层中的流体性质有关,而与储层的岩石性质无关;对于高阻和低阻储层而言,气测资料可以有效地弥补测井资料的不足,是发现和评价油气层的一个重要手段,能有效地指导油田的勘探开发工作.     

鄂尔多斯盆地演武—三岔地区长3储层评价综合研究

延长组长3油层组作为鄂尔多斯盆地演武—三岔地区下一步油气勘探开发的接替层位,目前,已在研究区西部获得连续突破,并显示出了良好的勘探开发潜力。但因矿权面积大,勘探程度低,且油藏分布相对复杂,加之区域前期未有较好的油气发现,直接制约了后期油藏勘探评价工作。本次研究,在储层岩石学特征、成岩作用、微观孔喉特征和物性特征系统研究的基础上,通过选取关键地质参数,建立符合实际需求及区块地质特征的评价标准,对研究区长3油层组开展储层综合评价。将研究区长3储层类别依次划分为4类,其中,长33小层Ⅰ类优质储层发育,Ⅱ类储层各小层分布广泛,是今后重点勘探层位。通过本次研究,为后期演武—三岔地区长3储层预测以及有利目标区优选指明了方向。     

鄂尔多斯盆地奥陶系中组合内幕气源特征及勘探方向

鄂尔多斯盆地下古生界马家沟组按照勘探程度划分为上、中、下3个组合，分别为马家沟组五段1-4小层（上组合）、马家沟组五段5-10小层（中组合）和马家沟组四段-马家沟组一段（下组合）。为探索中组合内幕天然气气源特征，开展了天然气组分、同位素、流体包裹体、天然气成因识别及烃源岩评价等研究工作，并与研究区上古生界及奥陶系风化壳的天然气开展比较分析。研究结果表明：①奥陶系中组合内幕天然气在组分特征、同位素特征等方面与上古生界石炭系-二叠系及风化壳天然气存在差异；利用天然气组分数据，结合前人实验图版判识，认为奥陶系中组合内幕天然气中存在原油裂解气。②奥陶系中组合内幕发育沥青，是内幕烃源岩生成液态烃热裂解产物。③受潮坪环境沉积体系控制，中组合典型烃源岩层段（马家沟组五段6小层）可以划分为泥云坪环带、含膏盐缓坡、膏盐岩洼地3个相带。④马家沟组五段6小层烃源岩主要分布在泥云坪环带，累积厚度可达8~20 m，有机碳含量最高达1.75%，R_o为1.9%~2.7%，处于热裂解生气阶段，具备规模供烃潜力。⑤泥云坪环带和含膏盐缓坡是有利勘探方向，乌审旗东部、靖边西北部和吴起-志丹地区是3个有利勘探区带。     

鄂尔多斯盆地中部奥陶系马家沟组中组合天然气成藏规律

奥陶系马家沟组中组合(马家沟组五段5亚段—10亚段)是鄂尔多斯盆地天然气勘探研究的重点层位。利用钻井、测井、地震、试气及化验分析等资料,分析奥陶系马家沟组中组合天然气藏特征,探讨天然气成因与来源,从烃源岩条件、储层条件、圈闭条件和构造条件等方面深入研究了马家沟组中组合天然气成藏规律。研究表明,奥陶系马家沟组中组合天然气干燥系数均大于0.985,属于干气藏,气藏类型为岩性气藏和地层—岩性气藏,前者具有大面积分布特点,后者发育于剥蚀面附近;天然气主要来源于上古生界煤系烃源岩,下古生界碳酸盐岩类总有机碳含量主体为0.1%～0.2%,能够提供部分天然气;天然气藏的形成与分布受到烃源岩条件、输导体系、封盖条件、圈闭条件和构造条件共同控制,天然气主要富集在剥蚀面附近,运移输导体系控制着天然气富集的层位和范围,封闭条件及圈闭类型控制着天然气藏形成与分布,构造演化特征控制天然气运聚特征。     

SB洼陷侏罗系喀拉扎组砂砾岩储层预测研究

经过近几年的勘探研究,TH盆地中下侏罗统已被证实具有大面积含油气的潜力,但随着勘探开发难度较大,有利砂体展布成为制约ST洼陷勘探开发的关键。由于砂砾岩储层与周围泥岩盖层波阻抗差别小,常规波阻抗反演很难预测储层分布,故本区采用高精度叠后拟声波阻抗反演与频谱成像预测喀拉扎组储层砂体展布,结果显示主要砂砾岩储层分布在研究区的东北部,具有较明显的冲积扇发育特征;并运用低频能量属性研究储层含流体性,结果显示储层可分为含油气、含水和干层三种,油气分布范围与砂砾岩平面展布较一致;最终通过信息融合技术圈定了有效储层分布区域,为井位建议提供了有力依据。     

苏里格气田苏48区块石盒子组8段气水识别方法研究

随着勘探开发程度的不断深入,苏里格气田苏48区块中二叠统下石盒子组8段(P2sh8)气藏的部分开发井出现了不同程度的产水问题,严重制约了单井产量的提高,气水层测井识别成为判断产液类型、优化压裂方案的基础。但由于苏48区块P2sh8为典型的低孔、低渗气藏储层,储层地质特征复杂,造成气、水识别难度较大。通过使用常规测井资料、气测录井资料,采用交会图法、三饱和度法对P2sh8进行气、水识别研究,并提出利用测井计算气水比参数区分气、水层的储层流体性质识别新方法,在实际应用中取得了较好的效果。     

苏里格气田东区天然气成藏规律及其控制因素

研究鄂尔多斯盆地苏里格气田东区下古生界马家沟组马五,1～马五,小层气藏成藏规律。收集已有的测井资料、钻井资料、试气资料,通过现场的岩心观察与描述并在对地层精细划分的基础上,绘制了沉积相图、顶面构造图、孔渗分布、气藏剖面图,结合储层特征及成岩作用方面的认知,分析总结了马五,1～马五5小层气藏成藏规律及其成藏模式,认为马五1＋2小层气藏多发育于上部残丘与下部沟槽的中间部位,马五4^1多在鼻隆或鼻翼等岩溶作用强烈地带发育较好,马五5气藏在上覆地层厚度薄区域分布较好。     

基于随钻录井资料确定页岩气储层参数

为了达到随钻快速识别与评价页岩气的录井显示目的,基于页岩气储层同时具有致密砂岩、致密碳酸盐岩油气层的特征,运用岩屑伽马录井、地层元素录井及钻时资料识别页岩气储层岩性的方法与标准,提出了运用气测及综合录井资料确定地层孔隙度与渗透率、地层压力与地层破裂压力、地层含气饱和度与地层含气量、气层产能预测的方法,丰富了录井页岩气解释评价方法与手段。对中国石油化工股份有限公司首口页岩气勘探试验井--J111井录井资料进行了分析和探讨。结果表明：上述方法为低孔隙度低渗透率复杂孔隙结构的页岩气层的精细解释提供了参考,有较强的实用性,满足了页岩气录井现场快速解释评价的需要。     

塔中4油田CⅢ油组含砾砂岩段储层四性关系研究

通过对塔中4油田CⅢ油组合砾砂岩段储层测井、录井、岩心和试油等资料的收集、整理、校正、分析。针对含砾砂岩段．开展了储层特性和油水层解释标准研究．分析储层岩性、物性特征及关系．讨论了微观孔隙结构特征对储层物性、电性的影响,岩性和胶结物的变化对含砾砂岩段储层物性、含油性、电性的影响。通过物性、饱和度分析资料、毛管压力曲线资料、录井和薄片含油性产状描述资料,以及测试分析等资料。着重讨论了含砾砂岩段储层的油层、水层及干层识别的下限值确定方法,建立了储层油、气、水、干层的解释标准及解释图版,为储层参数模型建立和油气层识别打下了坚实的基础。     

鄂尔多斯盆地寒武系—奥陶系深层海相碳酸盐岩构造—岩相古地理特征

多年来,海相碳酸盐岩构造—岩相古地理研究成果在鄂尔多斯盆地油气勘探部署工作中发挥了重要的作用,然而,限于资料和认识程度,原有的沉积相图难以满足该区深层海相碳酸盐岩油气藏勘探开发发展的需求。为此,在分析该盆地古地貌背景的基础上,运用新的钻井和地震资料,结合岩相识别技术,通过编制深层中寒武统张夏组和下奥陶统马家沟组构造—岩相古地理图,分析了张夏期和马家沟期的古地理特征,建立了两期沉积模式,研究了古地理对储层发育和分布的控制作用。研究结果表明:(1)张夏组沉积期具有“三隆四坳”古地理背景,隆坳背景受前震旦系裂陷的影响,呈北东向展布,坳陷区演化为深水海湾或台内洼地,隆起区演化为碳酸盐岩台地,隆坳转折带和古隆起周围发育鲕粒滩,构成张夏组有利的储集相带;(2)马家沟组沉积期具有“三隆两凹一凸”的古地理格局,主要呈南北向展布,古隆具有重要的障壁作用,海侵期沿古隆发育滩和坪、坳陷发育成潟湖,海退期古隆暴露、坳陷则演化为膏盐湖,膏云坪是有利的储集相带,潟湖成为盖层发育的重要场所;(3)构造—岩相古地理控制了储层沉积背景和物质基础,对早期白云石化和岩溶作用改造的范围和程度具有重要影响,从而控制有利储层宏观分布;(4)张夏组镶边台地沉积模式和马家沟组障壁台地沉积模式揭示张夏组存在着3种潜在的油气成藏组合、马家沟组存在着2种油气成藏组合。结论认为,张夏组风化壳,以及马家沟组上组合风化壳、中下组合颗粒滩是该盆地有利的油气勘探方向。     

泌阳凹陷陆相页岩油地质综合评价技术及应用

介绍了对泌阳凹陷陆相页岩地质综合研究过程中,形成的岩石学分析、测井储层评价、录井储层评价、地震储层预测、资源评价、目标区优选评价、水平井优化设计及开发方案优化设计八项技术。明确了泌阳凹陷页岩储层的岩相类型、储集空间类型及发育特征、测录井响应特征、储层地震响应特征、裂缝分布特征及页岩油资源规模等。利用目标区优选评价技术结合测录井及地震储层预测评价结果,优选评价了泌阳凹陷页岩油勘探有利目标区,通过钻井证实了泌阳凹陷陆相页岩油的良好勘探潜力。利用开发方案优化设计技术初步设计了已取得勘探突破的5号页岩层的开发井网,为页岩油的后期开发提供了保障。     

鄂尔多斯盆地塔巴庙区块下马家沟组膏盐岩层含气机率分析

从区域地质概况入手,详细分析鄂尔多斯盆地下古生界烃源岩地化特征、有机质丰度、成熟度以及地质演化过程。结合地质录井资料,论述了鄂尔多斯盆地塔巴庙区块下古生界下马家沟组三段普遍较好的气测显示,认为本区有丰富的气源岩、较好的储集层,在该区下古生界下马家沟组膏盐岩层中存在天然气藏的可能性大,并建议对部尔多斯盆地下古生界下马家沟组三段膏盐岩的油气加强勘探力度,开辟鄂尔多斯盆地塔巴庙区块勘探开发的新领域。     

建南构造JP7井气层录井特征及定量评价

鄂西渝东地区碳酸盐岩储层存在4个产气层,即石炭系黄龙组云岩储层、二叠系长兴组生物礁储层、三叠系飞仙关组飞三段鲕滩储层、嘉陵江组嘉一段裂缝储层。其中在建南构造飞仙关组飞三段、二叠系长兴组是最主要的产气层。分别通过对建南构造南高点JP7井飞三段储层、长兴组储层的录井特征研究,并利用该区域气层定量解释标准评价储层获得较好效果。最终JP7井在长兴组完井试气获日产气2.1×10~4m~3,证实了录井评价的准确性。     

鄂尔多斯盆地塔巴庙区块下马家沟组膏盐岩层含气机率分析

从区域地质概况入手，详细分析部尔多斯盆地下古生界烃源岩地化特征、有机质丰度、成熟度以及地质演化过程。结合地质录井资料，论述了部尔多斯盆地塔巴庙区块下古生界下马家沟组三段普遍较好的气测显示，认为本区有丰富的气源岩、较好的储集层，在该区下古生界下马家沟组膏盐岩层中存在天然气藏的可能性大，并建议对鄂尔多斯盆地下古生界下马家沟组三段膏盐岩的油气加强勘探力度，开辟鄂尔多斯盆地塔巴庙区块勘探开发的新领域。     

黄骅坳陷歧口西斜坡带泥晶灰质白云岩油层评价方法及应用

对黄骅坳陷歧口凹陷西斜坡带主要目的层段沙一下沉积体系、储层特征、测井评价的难点进行了系统分析和研究,对该区勘探方向和目标选择具有重要指导意义。以六间房地区地质特征为例,在分析沉积物源、沉积储层特征以及油藏特征的基础上,针对泥晶灰质白云岩储层和砂屑灰岩储层油层评价的难点,提出了利用钻井取心资料和交会图法进行储层岩性的有效识别。利用录井+气测法、录井+气测+成像测井法、MDT测试技术法以及油藏综合评价技术进行油气层的有效识别,从而形成了一套针对该类储层油层评价的有效方法。利用该方法,对歧口凹陷西斜坡带沙一下泥晶灰质白云岩储层新、老井开展新一轮精细油层评价工作,取得了显著的成果,进一步证明了该方法的可行性。