古龙地区葡萄花油层沉积微相及油藏特征

古龙地区在构造上由葡西鼻状构造、新肇鼻状构造、新站鼻状构造、他拉哈向斜、古龙向斜和茂兴向斜共6个三级构造单元组成,呈现"凸凹相间、西低东高"的格局.通过测井曲线响应、岩性组合特征等资料对古龙地区葡萄花油层从单井上进行沉积微相划分,发现古龙地区葡萄花油层沉积相主要由浅水三角洲相和浅水湖泊相组成,三角洲相以三角洲前缘亚相为主,湖泊相主要为滨浅湖亚相.三角洲前缘亚相大面积分布,分流河道微相、席状砂微相和河口坝微相分布较广,并且油气显示良好.受构造位置的影响,古龙地区葡萄花油层内既存在滞留型非常规油气藏、半滞留型非常规油气藏,也存在常规油气藏,常规油气藏以复合型油气藏为主.油气藏主控因素主要有古流体压力、砂体类型及空间叠置关系、储层类型、构造类型及分布和断层排列及时间演化等.     

松辽盆地A区块扶余油层成藏主控因素分析

A区块位于松辽盆地三肇凹陷东北部,该区勘探程度低。通过对其开展油藏成藏主控因素分析,认为A区块扶余油层成藏主要受分流河道、断层和砂体有机匹配、有效圈闭以及后期保存条件等4个因素控制,通过对成藏要素的有效分析可以指导该区勘探部署,为寻找规模储量奠定基础。     

松辽盆地三肇凹陷葡萄花油层沉积体系分析

应用岩心重矿物、古生物、密井网测井资料,对三肇凹陷白垩系姚家组葡萄花油层进行沉积体系分析,了解古气候、古水深以及沉积体系分布.研究表明,三肇凹陷葡萄花油层沉积时期气候湿热、水体较浅,为浅水三角洲沉积,受北部物源控制,且发育3个水系分支,从而为储层预测提供了依据,并对油田外扩评价和分区调整具有指导意义.     

鹿角场-李子坝地区茅口组储层特征及主控因素研究

蜀南鹿角场-李子坝地区茅口组(P1m)为区内的有效储集层,结合岩心观测、薄片鉴定、分析化验等资料,详细研究了该层位的储集空间类型及物性特征,深入剖析了储层发育主控因素。结果表明:区内P1m沉积时期为台内滩沉积环境,岩性以颗粒灰岩为主,亮晶红藻灰岩、虫屑灰岩等次之;主要储集空间类型包括溶孔、溶洞、构造裂缝等;储层物性较差,为超低孔、超低渗储层;储层发育主控因素包括岩石类型、古地貌以及构造作用。     

C区块葡萄花油层储层特征研究

C区块位于松辽盆地三肇凹陷南部,该区块葡萄花油层油水分布复杂,且断裂控制原油聚集。分析了该区块葡萄花油层构造演化和油源断层特征,详细探讨了其原油运聚成藏特征。研究表明,C区块葡萄花油层所在的松辽盆地构造演化经历了断陷期（火石岭组~营城组时期）、拗陷期（登娄库组~嫩江组时期）和构造反转期（四方台组~全新统时期）;主要油源断层为连接青山口组烃源岩与葡萄花油层且成藏关键时期活动的断层;原油从青山口组一段源岩沿油源断层垂向运移至葡萄花油层,原油在葡萄花油层内部短距离侧向运移聚集成藏。C区块葡萄花油层成藏模式为源内垂向运移成藏模式,其油藏类型为断块或断层岩性油藏。     

准噶尔盆地沙湾凹陷百口泉组致密砂砾岩储层特征及主控因素分析

利用岩心、测井、铸体薄片和扫描电镜等资料,对沙湾凹陷三叠系百口泉组(Tb)的储层特征及其主控因素进行研究。认为研究区储集岩类主要为砂砾岩、砂质砾岩,其次为细砂岩;岩石的成分成熟度、结构成熟度均较低;储层总体属于中低孔-低渗储层;Tb成岩作用较强,处于早成岩阶段B期-晚成岩阶段A期,储集空间以残余粒间孔隙与次生溶蚀孔隙为主;影响Tb储层的关键因素为沉积作用,而成岩作用则是控制储层的主要因素。通过对该储层物性特征和主控因素的分析,可为致密砂砾岩优质储层的评价与开发提供借鉴。     

基岩气藏孔缝储层预测及主控因素分析

东坪地区位于柴达木盆地西北部阿尔金山前带,东坪气藏是国内近年来新发现的首个大型基岩气藏。岩心、薄片资料分析表明,东坪地区基岩岩性复杂,主要发育花岗岩和片麻岩,局部发育片岩。储集空间类型丰富,构造缝、溶蚀缝和溶蚀孔并存。研究表明,溶蚀作用形成大量基质孔,改善了储层物性,成为有效储层,而裂缝是关键因素,具有储集空间和渗流通道的双重作用,对于改善基岩储层的储渗条件起着重要的作用。针对研究区岩性和储层复杂的地质特征,充分利用高品质的宽方位地震资料,首先应用先进的流体活动性属性刻画溶蚀孔储层分布,精细描述储层空间形态分布特征;再利用曲率属性识别微小断裂的优势,准确描述基岩内幕裂缝发育的强度和方向;最后应用属性比例融合技术成果综合评价孔缝储层,明确储层的主控因素。     

东坪地区基岩潜山风化壳裂缝性储层的主控因素及有效性分析

柴达木盆地阿尔金山前东坪地区基岩潜山风化壳裂缝性储层的矿物组分复杂、纵横向变化快、裂缝及溶蚀发育程度不均一、物性参数评价难度大,导致其主控因素及有效性不明确。为此,利用地层元素测井、电成像测井及常规测井资料,通过两种岩性识别方法——M-N-GR三变量岩性识别法与铝-硅-钙三元素岩性识别法建立了适用于研究区基岩潜山风化壳裂缝性储层的岩性识别标准。通过岩心分析与电成像人工拾取刻度重构了双侧向电阻率测井裂缝孔隙度模型,利用声波时差测井结合元素测井建立了变声波骨架值及分岩性声波骨架值的基质孔隙度模型。分析了裂缝发育及物性与断层距离、地层变形程度、岩性、风化淋滤作用的关系,总结了影响东坪地区基岩潜山风化壳裂缝性储层的主控因素。在精确识别岩性及求取物性参数的基础上,结合PoroTex技术、核磁谱型分析、裂缝与地应力走向分析等方法,综合评价了裂缝性储层的有效性。研究成果为东坪地区基岩潜山风化壳储层气藏的动态开发提供了测井技术支持。     

吴起地区长8油层组油藏主控因素分析及开发目标优选

吴起地区长8油层组油藏资源潜力大,是下步增储上产的主力层系。对吴起地区长8油层组沉积微相、砂体展布及物性特征等进行详细的评价分析,在该基础上,开展油藏主控因素研究。结果表明,区内长8油层组油藏源储配置良好,水下分流河道为油气富集的有利相带,油气富集程度主要受砂厚、渗透率、孔隙度等参数的控制。同时参考已有的试油数据,建立了以砂厚、孔隙度、渗透率等为参数的有利区分类评价标准,将长8油层组油藏有利区块分为3类,其中Ⅰ类3个、Ⅱ类6个、Ⅲ类3个。     

松辽盆地北部三肇凹陷卫星油田扶余油层油气富集规律

在油气藏类型及分布规律研究基础上,采用油气分布与成藏条件叠合分析方法,对松辽盆地三肇凹陷源外斜坡区卫星油田扶余油层油气成藏主控因素进行了研究。结果表明,扶余油层发育断层-岩性、岩性和断背斜3种类型油气藏,其中受储层连通性差和多方位断层分割影响,断层-岩性油藏为最主要类型。扶余油层油气成藏主控因素为:三肇凹陷向斜区青一段优质烃源岩提供了油气富集先决条件;北西向断层密集带边界断层组成油气运移优势通道;断层密集带两侧反向断阶圈闭为油气主要富集部位,其中背形圈闭反转系数越大含油性越好。最终建立卫星油田扶余油层"源-路-圈"控藏的源外斜坡区油气成藏模式:源内向斜区优质烃源岩供烃-近源斜坡区分流河道"桥连"油源断层输导-源外斜坡区断层密集带正向构造圈闭聚油。     

松辽盆地南部金山气田成藏模式及气藏主控因素分析

为分析气藏的主控因素并明确有利储层的展布,结合区域地质背景及测录井、地震等资料,分析了金山气田的烃源岩、储集层、盖层的特征和展布以及油气运移通道的方式。金山气田的烃源岩有机碳含量较高,有机质类型以腐殖型Ⅲ型为主;储层物性呈低孔低渗致密特征,油气运移通道主要以断裂和连通砂体为主。总结了该气田的成藏规律并初步建立了成藏模式:金山气田为下生上储、断砂输导、盖层封堵的成藏模式,沙河子组为最有利的储集层发育层位。据此综合分析了研究区的构造特征、沉积砂体特征,结合完钻井的试气试采动态资料开展了储层发育影响因素研究,并对该气藏的主控因素进行了分析。研究表明,金山气田储层具有河道控砂、微相控储和层状分布的特征,气藏具有岩性控藏、差异聚集和丰度控产的特征,以此指导有利储层展布规律认识和井位部署。     

葡萄花油层特低丰度储量区块高含水期治理方法探讨

葡萄花油层特低丰度储量区块一直是油田开发的难点。优选肇州油田芳483区块开展加密调整技术研究,在剩余油分布研究的基础上,采取＂灵活、零散、不规则＂的加密调整方式,并与注采系统调整相结合。现场作业结果表明,采取加密调整技术取得了较好的增产效果,可以为同类型区块开发提供参考。     

辽河盆地J16块储层物性特征控制因素分析

针对辽河盆地J16块地区勘探开发前景,为寻找有利油气储层,在沉积相研究的基础上,结合岩心观察,利用铸体薄片、扫描电镜等对取心井资料进行分析.研究结果表明,J16块于楼油层为扇三角洲沉积,储层物性以扇三角洲前缘亚相水下分流河道砂体最好;储层岩石类型以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主,总体具有中高孔、高渗的特征;其储集空间以原生粒间孔和次生溶蚀孔、晶间孔及裂缝为主;沉积作用对储层的影响主要是通过岩石类型、沉积微相等方面来控制体现的;经过强烈的压实、压溶和胶结等成岩作用的改造,储层物性明显降低,而埋藏期长石颗粒的溶蚀使得储集空间变好;构造活动中裂缝的发育有利于储层物性的改善,对形成有利储层起着一定的促     

胡力海洼陷储层特征及控制因素研究

采用钻井、测井、地震等技术,综合化验分析等资料,对钱家店凹陷胡力海洼陷储层的岩性、储集物性及储集空间特征等进行了研究.胡力海洼陷储层的岩性为一套结构和成分成熟度均很低的陆源碎屑岩(主要为中酸性喷出岩、变质岩岩屑和长石),主要储集空间是粒间溶孔、粒内溶孔和微孔,储集物性为低孔、低渗,储层物性主要受岩性、埋藏深度、沉积相、纵向分布层位的影响,且以沉积作用和成岩作用为主.     

锦16块于楼油层油藏特征控制因素分析

以西部凹陷欢喜岭油田J16块于楼油层油藏特征为例,在对钻井、录井、分析测试和试油等资料综合分析的基础上,讨论了J16块于楼油层的控制因素.研究发现,J16块油藏的形成受构造、沉积相带和储层的控制,但高孔、高渗和砂体厚度不是形成油藏的充分条件,只有三者达到合理配置,才能形成油藏.该区油气富集程度受构造及距离油源的远近的影响,因而在构造高部位及近物源区最具勘探潜力.     

基于储层地质知识库的井震结合河道刻画方法——以松辽盆地北部F地区葡萄花油层组为例

针对探评区小层级河道微相不能准确刻画的难题,提出了"区块精细解剖建知识库,知识库参数约束井震结合"的河道微相精细刻画方法。以松辽盆地北部F地区葡萄花油层组为例,对区内密井网开发区小层级沉积微相进行解剖,并统计河道微相的宽度、厚度、延伸方向、分叉角等参数,建立储层定量地质知识库。在精细地质研究的基础上,利用地震沉积学的地层切片技术提取地震属性,建立地震属性与井点砂岩厚度的关系,用以预测探评区的砂岩厚度。最后,综合运用地质知识库参数和预测的砂岩厚度对平面沉积微相进行刻画,指导了探评区井位的成功部署,为探评区深入应用井-震资料进行沉积微相精细刻画提供了一种新思路,可在类似区块推广应用。     

胜北地区复杂微观结构储层岩电关系及含油饱和度主控因素分析

在胜北地区低幅度构造背景下,上侏罗统喀拉扎组(J3k)油藏Ⅲ、Ⅳ油组储层微观结构复杂,油、水分布关系多样,油、水层电性对比度低,测井识别难度大。以胜北地区J3k油藏基本地质特征为出发点,分析了储层微观结构特征和影响储层渗透率的主要原因,提出了油水界面以上近似油柱高度情况下孔隙结构是控制含油饱和度的最主要因素,并以此得出了油气的深度剖面分布规律。基于此,给出了针对性的测井储层评价方法,利用测井资料定量计算方解石含量及多元渗透率模型判别储层类型;并针对不同储层类型,采用符合储层微观特征的、差异化的岩电参数精准计算含油饱和度,核磁共振成像测井识别孔隙分布及流体性质等。该研究方法在现场推广应用中取得了良好的效果,极大地推进了胜北地区的油气勘探开发进度。     

西湖凹陷平北区平湖组储层主控因素分析

针对西湖凹陷平北区平湖组储层主控因素不明的现状,采取物性测试、铸体薄片、扫描电镜观察与地质统计等手段开展了储层特征研究。镜下鉴定表明平北斜坡带(图1)平湖组(E2p)储层岩石类型以长石岩屑质石英砂岩为主,颗粒分选和磨圆度较好;孔隙主要以粒间溶孔为主,并保存一定量的原生孔隙;储层物性在中深层以中孔中渗储层为主,在深层、超深层以低孔低渗储层为主,但仍发育大量的优质储层。储层发育主控因素研究表明,沉积微相决定了储层的原始储集条件,厚层潮道和河口坝物性较好,薄层砂坪和混合坪物性较差;溶蚀作用有助于形成次生孔隙,是最重要的建设性成岩作用;超压与烃类充注降低压实作用及胶结作用对原生孔隙的破坏,是研究区深层仍然保存有优质储层的主要原因。     

港西油田储层损害的潜在地质因素分析

通过对港西油田产油气储层的岩石学、孔隙类型和孔隙结构特征等的研究,结合X-射线衍射和扫描电镜等的测试结果,分析了储层损害的潜在地质因素。结果表明,研究区储层砂岩主要为中细粒岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,储集空间主要为粒间孔,孔喉类型为中孔中喉-中孔细喉型组合类型。填隙物中的石英、黄铁矿、碳酸盐矿物和粘土矿物是造成储层损害的主要敏感性矿物,潜在的损害主要为酸化过程中的新生沉淀物与脱落微粒、固体微体迁移和与地层水不配伍的流体造成的地层损害。     

陆丰凹陷西南部文昌组资源潜力及油气成藏主控因素分析

近年来,陆丰凹陷西南部油气发现仍呈现局部化特点,勘探成效不及预期,因此有必要对各新生代洼陷勘探潜力进行再认识.综合利用区域地质背景、已钻井、地震等资料,对构造演化、地层结构及古近系文昌组沉积相等进行了分析,在洼陷结构、构造、沉积充填特征基础上,采用该区已钻遇文昌组半深湖深湖亚相烃源岩地化指标,利用Trinity软件采用盆地模拟法对凹陷西南部各洼陷文昌组资源量进行了预测,并分析了其成藏主控因素和有利勘探方向.研究表明,该区域各洼陷均发育一定规模的文昌组半深湖深湖亚相优质烃源岩,地震剖面上表现为典型的低频、连续、强振幅平行亚平行席状地震反射特征;从资源潜力看,综合洼陷的地震相解释结果、已钻遇的文昌组地球化学指标等,盆地模拟结果显示凹陷西南部6个洼陷的资源量合计近20×108 m3油当量,其中4个洼陷资源量大于3×108 m3油当量,具有较大的油气资源潜力;从成藏主控因素看,已钻井分析结果显示油气运移是该区油气成藏的主控因素,断层圈闭的封堵性也是重要因素;从有利勘探方向看,在生、储、盖、圈、保类似的条件下,目标区带油气汇聚结果与主力烃源岩翘倾方向关系密切.