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定边地区富县组储层特征_陈明述

定边地区富县组储层特征_陈明述
定边地区富县组储层特征_陈明述

2013年2月 湖北文理学院学报 Feb.,2013 第34卷第2期 Journal of Hubei University of Arts and Science V ol.34 No.2

定边地区富县组储层特征

陈明述1 ,毛树林2,唐 波1

(1.四川省煤田地质局 141队,四川 德阳 618000;

2.四川省地质矿产勘查开发局 109地质队,四川 龙泉610100)

摘要:分析了定边地区富县组沉积相及该储层的基本特征以及非均质型,认为定边地区储层

主要受沉积相控制;富县组储层的孔隙类型主要为粒间孔以及粒间溶孔,这两种类型的孔隙为富

县组砂岩主要储集空间,并在此基础上对该地区的储层进行了分类.

关键词:鄂尔多斯盆地;定边地区;富县组;储层特征

中图分类号:P618.13 文献标志码:A 文章编号:2095-4476(2013)02-0051-05

鄂尔多斯盆地是一个多旋回叠合型盆地[1],其油气资源丰富,勘探开发潜力都很大. 定边地区迄今钻有各类油气井440余口,在三叠系、侏罗系等多个地层发现了具工业价值的油层[2]. 近年来,定边地区在富县组地层也发现有工业性的油藏,展示了较好的勘探前景.

1 区域地质背景

定边地区横跨天环向斜和陕北斜坡. 晚古生代后

为陆相,于早白垩世形成了陕北斜坡,其倾角小于1°,

坡降约为10m/km. 在此构造背景上该区发育了一些形

态各异、幅度较小的褶皱与鼻隆构造(如图1).

定边地区富县组地层是在印支运动所形成的剥蚀

古地貌之上沉积的,对印支运动时所形成的古地貌起

到填平补齐的作用. 本地区的构造背景相对简单,为一

个倾角小于1°的极缓倾大单斜;富县组与邻近地层近

于水平接触,与其下地层主要为对前期剥蚀古地貌的

填平补齐,与其上地层接触为整合接触.

富县组储层具有相对较高的孔、渗,储层物性良

好[3],只要有适当的封闭条件,就能形成油气藏[4]. 2 沉积相类型与特征

综合分析本次研究区内的钻井、

取芯资料及本区的测井等相关资料,

本区富县组的沉积微相[5~7]大体上可

分为河道砂坝微相,河道侧缘微相、

决口扇微相以及洪泛平原微相四种类

型(如图2).

图2 定边地区富县组沉积相剖面

收稿日期:2012-12-20

作者简介:陈明述(1964— ), 男, 四川德阳人, 四川省煤田地质局141队副队长, 总工程师.

图1 区域地质简图

研究区

第34卷第2期 湖北文理学院学报 2013年第2期

523 储层基本特征

3.1 岩石学特征

定边地区富县组的砂体主要分布在宁陕古河道一带,其岩性主要为含砾粗砂岩、粗砂岩[8]. 其分选度、磨圆度都较差. 研究区的砂岩所受母岩影响较大,矿物成熟度偏低、而结构成熟度较高,研究区的物质在沉积前经过了相对较远距离的搬运.

3.1.1 岩石类型及碎屑组成

通过薄片鉴定及相关资料的综合统计和分析,确定定边地区富县组地层的砂岩颜色主要以灰白、深灰、灰褐、灰黑为主,粒度上从细砂到含砾粗砂岩均有,而在东部的洪泛平原岩性主要为杂色泥岩. 富县组砂岩的类型主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩两类(图3—4).

3.1.2 填隙物特征

富县组储层砂岩的填隙物平均含量较高,其平均值达到了18.2%. 其中以粘土杂基为主,平均值达到了15.7%;黄铁矿的含量平均值为1.42%. 其它成分含量平均为1.08%.

3.2 成岩作用特征

压实—压溶作用 压实-压溶作用使得储层原生孔隙压缩,次生加大使得喉道变窄或消失,致孔隙配位数减少,连通性变差,整体的孔隙度降低.

胶结作用 本区富县组储层中砂岩的胶结作用有以下几种:碳酸盐胶结、硅质、菱铁矿胶结、自生粘土矿物胶结.

溶蚀作用 定边地区富县组储层砂岩所受溶蚀作用比较强烈,溶蚀作用使得孔隙度大大增加,溶蚀孔隙占到了总孔隙的40%以上,对储层砂岩的孔渗性能起到改善的作用.

根据碎屑岩成岩阶段划分的国家最新标准(SY/T5477-2003)等,鄂尔多斯盆地定边地区富县组砂岩岩石演化已经达到晚成岩阶段A 期[9].

3.3 储层孔隙特征

3.3.1 储层孔隙

通过对本区富县组储层砂体的综合分析与研究,富县组储层的孔隙类型主要为粒间孔和粒间溶孔,这两种类型的孔隙为富县组砂岩主要储集空间. 其孔隙类型包括:1)粒间孔 粒间孔是组成岩石颗粒在经过最初的压实-压溶作用以及胶结作用等成岩作用后残余的原生孔隙;2)长石溶孔 长石溶孔(图5)在定边地区富县组储集体中的发育程度仅次于粒间孔. 其常沿着地层岩石的解理或裂隙发育,从而形成沿解理发育的粒内溶孔;3)岩屑溶孔 在富县组地层中岩屑溶孔相对发育,但其孔径表较小,对整个储层砂岩的物性提高贡献较小(图6);4)杂基溶孔 富县组砂岩中的杂基溶孔数量较少,且孔径一般不大于10μm. 由于其孔隙较小,故连通性比较差,储层物性受气影响不大;5)晶间孔 本区富县组储层中的晶间孔多为高岭石等粘土矿物在重结晶以后形成的,其孔径都非常小(图7),对储层物性的贡献很低.

图3 富县组砂岩碎屑成份图 图4

富县组储层砂岩成份三角图

陈明述,等:定边地区富县组储层特征

53

3.3.2 孔隙结构特征

定边地区富县组储层孔隙类型以粒间孔为主(图8),面孔率为57.2%;其次为长石溶孔,面孔率约31.2%;此外,还有粒内溶孔、晶间孔和岩屑溶孔,分别为1.27%、0.08%和2.7%. 富县组储层的喉道类型以缩颈型喉道为主,其次是片状或弯片状的喉道.

3.4 储层物性特征

3.4.1 储层孔隙度

根据定边地区岩心分析数据统计,富县组储层孔隙度在2.43%~20.73%之间,平均值15.68%,孔隙度大多数分布于13%~19%的范围内(图9). 富县组在西部宁陕古河的河道砂体的孔隙度一般在16%~18%之间,河道侧缘砂体孔隙度相对较低,多在14%~16%之间,东部砂体孔隙度主要在12%~14%之间(见图10).

图7 高岭石晶间孔

Yu143井(2039.20m) 图8 富县储层压汞曲线 图9

富县组储层孔隙度分布频率图5岩屑、长石粒内溶孔 图6 填隙物溶孔

Yu143井(2014.25m ) Yu143(2035.37m)

图10 富县组储层孔隙度分布图

第34卷第2期 湖北文理学院学报 2013年第2期

543.4.2 储层渗透率

定边地区富县组储层的渗透率在0.01×10-3μm 2~

65.23×10-3μm 2之间,其平均值为12.50×10-3μm 2,主要分

布于1%~5%的范围内(图11). 定边地区富县组在西部

宁陕古河的河道砂体的渗透率在10×10-3μm 2~

20×10-3μm 2之间东部洪泛平原的砂体渗透率相对都要低

一些,在2×10-3μm 2~6×10-3μm 2之间(见图12). 4 储层的非均质性

4.1 层间非均质性 表1定边地区富县组地层隔(夹)层分布特征

层位

微相 夹层隔层条数 /个 夹层隔层厚度 /m 河道砂坝

3~6 1~4 富县组 河道侧缘 4~7 5~9 表2 定边地区富县组层内渗透率非均质性

小层号

级差(平均) 变异系数(平均) 突进系数(平均) 富县组 29.12 0.81 3.47

综合分析可以看出富县组储层为强非均质性. 在定边地区富县组的储层非均质不是影响油气富集程度的主要因素[3]. 在该区域的油气在储层内富集的主要控制因素是砂体的展布和储层物性的好次. 但储层非均质性是层间流体分布的控制因素.

4.2 层内非均质性

富县组储层在平面上的渗透率非均质性较强. 在同一河道砂体中,其物性由于其发育过程中的变化,在横向上储层的物性的变化也很大. 由此导致储层的砂体在平面上以及物性上都有变化,从而使得储层的非均质性进一步增强.

5 储层分类评价

通过分析研究区储层的各项参数,并参考前人研究成果,将定边地区富县组储层划分为四类,即Ⅰ类(好)储集层、Ⅱ类(较好等

)储集层、Ⅲ类

(中等)储集层、IV 类(较差)储集层. 研究区储层评价平面分布如图13.

图12 富县组储层渗透率分布图

图13富县组砂岩储层分布图

陈明述,等:定边地区富县组储层特征

1)I类(好)储集层定边地区富县组地层的I类储层相对较少,只在少数井个别层段发育;

2)Ⅱ类储集层定边地区富县组Ⅱ类储层比较发育,主要分布在西部宁陕古河的河道微相,岩性主要为含砾粗砂岩及中-粗砂;

3)Ⅲ类储集层定边地区富县组的Ⅲ类储层主要发育在古河道侧缘;

4)IV类储集层定边地区富县组Ⅳ类储层发育主要在洪泛平原沉积微相区域. 由于本区地层平缓,微裂缝不发育,局部构造幅度较低,油气难以克服毛细管阻力,因此,Ⅳ类储层往往形成干层或低产水层.

6 结论

通过对定边地区的综合研究,主要得出以下结论:

1)定边地区富县组顶面构造整体形态一致性好. 在此背景下,形成部分局部的鼻状隆起和微幅背斜构造.

2)富县组地层以辨状河相的河道沉积微相以及洪泛平原微相为主. 储层砂体分布在本区的西南到西北部位. 在平面上呈条带状分布. 东部大都为洪泛平原.

3)定边地区富县组储层以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主. 孔隙空间以粒间孔和粒间溶孔为主;储层喉道主要是缩颈型,片状或片弯状次之. 储层物性较好.

4)定边地区储层主要以Ⅱ类储层、Ⅲ类储层为主,受沉积相控制明显.

参考文献:

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diagenesis[J]. Sedimentary Geology, 1998, 116 (1-2): 129-141.

Reservoir Characteristics of Fuxian Formation in Dingbian Area

CHEN Ming-shu1,MAO Shu-lin2,TANG Bo1

(1.141 Team of Coal Geological Bureau of Sichuan Province, Deyang 618000, China;

2. 109 Geological Brigade of Sichuan Bureau of Geology and Mineral Resources, Longquan 610100, China)

Abstract: Sedimentary facies of Fuxian Formation, basic characteristics and heterogeneous property of the reservoir are analyzed. It holds that the reservoir in Dingbian area is mainly controlled by sedimentary facies. Pore types of Fuxian Formation reservoir are mainly intergranular pore and intergranular dissolved pore. Space between these two types of pores is the main space for sandstone. On this basis, reservoir classification is presented.

Key words:Ordos Basin; Dingbian area; Fuxian formation; Reservoir characteristics

(责任编辑:饶 超)

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气藏与油藏区别

气藏与油藏区别 一天然气与石油的赋存状态和空间分布的主要差异 天然气的产出类型多种多样,工业性天然气在地下的赋存状态远比石油多。除游离状态的天然气外.还有大量的油溶气和水溶气、吸附气,以及固态气水合物等。因此,除游离气形成的常规气藏外.还有水溶气藏、水封气藏、致密砂岩气藏、气水台物气藏等。 从油气的空间分布来说,天然气的分布远比石油广泛得多。世界油气勘探实践表明,凡是发现石油的地方,都含有一定数量的天然气,形成有油必有气、油与气伴生的配置。在许多没有发现大量石油的地区,却找到了丰富的天然气,即有天然气的地方不一定存在石油。气藏在纵向上分布很广,从埋深l4.5 m(我国长江三角洲第四系气藏)到8088 m(美国阿纳达科盆地奥陶系阿巴克尔群气藏)都有分布。000m而常规油藏的深度分布范围比气藏窄。世界上大多数油藏都分布于埋深1 000~ 4 000 m 的中等深度。 二气藏与油藏的成藏条件差异 气藏与油藏形成和保存条件的差异,主要表现在:①天然气形成的多源、多阶段性;②天然气运移活跃和运移方式多样性;③气藏对储层的条件要求低而对盖层的条件要求高;④天然气混源成藏和溶解气脱溶成藏等诸方面。 天然气来源具有广泛性和多源复合性 在成烃的物质来源、生成方式等方面, 天然气比石油广泛得多。天然气的形成具有多源性(有机和无机成因)和多阶段性(有机质演化成烃的各个阶段都伴随有天然气的生成)。而石油则大量生成于一定埋藏深度的“液态窗”范围内, 具有明显的阶段性和局限性。石油形成于特定的时间和空间范围, 生油的时空范围远比生气的时空范围小得多。 天然气形成不仅具有多源、多阶连续的特点,而且在气藏形成过程中往往是多种来源天然气的复合,即气藏中的天然气往往是多种来源天然气的混合物。这种复合或是有机气与无机气的复合,或是煤型气与油型气的复合,也可以是不同烃源岩、不同成因气体的复合,还可包括有机质不同演化阶段的气体在成藏时以累积的方式聚集于圈闭中的复合等。由于天然气在地下具有很强的运移活性,使得各种不同来源的气体在某些因索的制约下,共储于同一圈闭空间。因此,天然气藏形成的多源复合现象具有普遍性,是天然气藏形成的一大特色。 三气藏与油藏对储、盖层的要求不同 气藏和油藏的形成都需要一定的储、盏层条件,但由于天然气与石油性质的差异,对储、盖层条件的要求也不一样。气藏对储层的要求低,对盖层的要求高;而油藏对储、盏层的要求与此正好相反。各种类型的岩石,只要发育一定的储集空问和渗滤通道,都可以作为储油气层。当然,最主要的储层还是砂岩和碳酸盐岩。储气层比储油层的要求要低得多。但在相同的条件下,石油在储层中的渗滤能力较天然气差得多,故储油层的物性下限要比天然气高得多。由于天然气的流动性和扩散性比石油大,易运移,在水中的浮力大,所以对气藏盖层封闭性的要求比油藏高。能够作为油藏的盖层不一定能作为气藏的盖层,但能够作为气藏的盖层.通常可作为油藏的盖层。根据封闭机理可将油气藏盏层分为三种:物性封闭盖层,超压封闭盖层,烃浓度封闭盖层。对于油藏来说,主要是前两种封闭机制起作用;而对于天然气藏的形成,除物性封闭和超压封闭盖层外,烃浓度封闭盖层也很重要。 四石油和天然气的运聚成藏机制不同

气藏评价指标

气藏经营管理水平评价试行技术规范 2007年12月

气藏经营管理水平评价技术规范 一、各类气藏涵义 1、干气藏 储层气组成中不含常温常压条件下液态烃(C 5以上)组分,开采过程中地下储层内和地面分离器中均无凝析油产出,通常甲烷含量>95%,气体相对密度<0.65。 2、湿气藏 在气藏衰竭式开采时储层中不存在反凝析现象,其流体在地下始终为气态,而地面分离器内可有凝析油析出,但含量较低,一般小于50 g/m 3。 3、凝析气藏 在初始条件下流体呈气态,储层温度处于压力—温度相图的临界温度与最大凝析温度之间,在衰竭式开采时储层中存在反凝析现象,地面有凝析油产出,凝析油含量一般>50 g/m 3。 4、中高渗断块砂岩气藏 是指平均空气渗透率≥10×10-3μm 2、平均每个断块含气面积<1.0km 2的小断块砂岩气藏。 5、低渗断块砂岩气藏 是指平均空气渗透率<10×10-3μm 2、平均每个断块含气面积<1.0km 2的小断块砂岩气藏。 6、断块砂岩气顶 是指油气藏范围内平均每个断块含油气面积<1.0km 2、含气面积系数<0.5、天然气储量系数<0.5的砂岩油藏气顶。 = 油气叠加总面积 含气面积系数含气面积

7、低渗块状砂岩干气藏 是指平均渗透率<10×10-3μm 2的块状砂岩干气藏。 8、裂缝—孔隙型低渗砂岩气藏 是指基质平均空气渗透率<10×10-3μm 2、具裂缝—孔隙双重介质渗流特征的砂岩气藏。 9、深层低渗砂岩凝析气藏 是指气层埋藏深度≥3500 m —<4500 m 、平均渗透率<10×10-3μm 2的砂岩凝析气藏。 10、超深层缝洞型碳酸盐岩凝析气藏 是指气层埋藏深度≥4500m 、以缝洞型碳酸盐岩(块状或层状)为主的碳酸盐岩凝析气藏。 11、超深层砂岩凝析气藏 是指气层埋藏深度≥4500m 的砂岩凝析气藏。 12、低渗致密砂岩岩性气藏 是指空气渗透率<0.1×10-3um 2 、孔隙度<10%、以岩性圈闭为主的砂岩气藏。 二、评价参数及计算方法 1、气藏—是指单一圈闭中具有统一压力系统和统一气水或气油界面的天然气聚集。包括纯气藏、油田气顶气藏、凝析气藏等。 2、开发单元—指具有独立层系井网的、有连续完整开发数据的计算单元。 3、开发管理单元—是指以开发单元为基础,把同一构造、气藏类型相同、 = 原油地质储量+折算成当量油的天然气储量 天然气储量系数 按当量油折算的天然气地质储量

碳酸盐岩储层评价技术综述

碳酸盐岩储层评价技术综述 储层评价是以测井资料为基础,结合地质、地震资料、岩心分析资料以及开发过程中的动静态资料等,从测井角度综合评价含油气储层,查明复杂岩性储层的参数计算方法、流体性质判别以及解决面临的某类特殊地质问题等。 中国石油拥有一批科研院所和测井公司,对碳酸盐岩复杂岩性测井评价方法有深入研究。其中在国内油田比较有特色的单位有四川地质勘探开发研究院、新疆塔里木塔河油田等,在国外区块对碳酸盐岩有深入研究的有长城钻探、石油勘探开发研究院等。过去几十年已经储备了一批碳酸盐岩测井评价专家,形成了多项特色评价技术。 (一)储层参数评价技术 复杂岩性碳酸盐岩储层通常具有较大的非均质性,它使得基于均质性地层模型的阿尔奇公式难以准确地描述储层岩性、物性、电性和含油性之间的复杂关系。为了获得这类储层的孔、渗、饱及其它关键参数,借助微观岩心分析、数字岩心技术和特殊测井方法,有针对性地改进了均质性储层参数评价方法,形成了新的针对非均质性储层的参数评价技术。 1.储层四性关系综合评价技术 u技术原理: 碳酸盐储层岩性复杂、储集空间类型多样、大小相差大、非均质性强,孔隙结构复杂,常规的孔隙不能完全反映储集性能,岩石物理研究采用薄片分析、X-衍射、毛管压力实验等多种手段解析岩石组分、内部结构、孔隙类型、裂缝发育情况、孔喉大小、孔喉配置关系等岩石内部的微观结构,充分了解岩石的岩性、物性特征,用岩心刻度测井,分析储层电性特征,结合录井、试油资料,确定储层的含油性,只有立足于充分的岩石物理研究才能更好地确定储层的“四性”关系。

u技术特点: 以岩石物理研究为坚实基础,确定岩性、物性特征,以测井资料为主,结合录井、试油资料进行储层综合评价。 u适用范围: 复杂岩性碳酸盐岩储层。 u实例: 下图为某油田碳酸盐岩储层研究实例,通过岩石物理研究确定储层岩性、物性、划分储层类型,通过岩心刻度测井,分析测井响应特征,结合录井和试油资料分析储层的流体性质。

储层岩石力学概述

储层岩石力学概述 发表时间:2019-09-11T14:30:47.063Z 来源:《基层建设》2019年第11期作者:王祥程 [导读] 摘要:岩石力学是一门边缘交叉学科,它与工程实践密切联系而得到发展。 成都理工大学能源学院 610059 摘要:岩石力学是一门边缘交叉学科,它与工程实践密切联系而得到发展。深入了解研究岩石力学的性质和相关参数对于工程上的开发具有十分重要的作用。 关键词:岩石力学;石油工程;研究方法 1. 岩石力学的概述 岩石包括组成岩石的固体骨架、孔隙、裂缝以及其中的流体,因此岩石力学往往会应用到弹性力学、塑性力学、流体力学、渗流力学等力学学科的诸多理论方法。岩石的性质几乎牵涉到所有力学分支,岩石力学的研究是各种力学理论的综合运用。不同岩石力学问题的研究,可能包括瞬时变形运动,也可能包含与地质演化时间相关的长期变形运动。 岩石力学是力学的一部分。岩石材料赋存于地下,其力学性质难于直接测试和观察,而若将其取至地面进行测试则岩石的力学性质往往发生了较大的变化,加之岩石中的流体存在于裂隙或孔隙之中,与岩石骨架相互作用,使岩石的受力情况更加复杂。 2.岩石力学的研究方法 岩石力学是一门边缘交叉学科,它与工程实践密切联系而得到发展。岩石具有特殊的固体介质力学特性,这个特殊的力学性质与它所处的环境有关,如天然岩石所处应力状态一般称为岩石的初始应力状态。在岩石受到工程活动扰动后,岩体的应力出现了变化,这时岩石所处的应力状态称为次生应力状态。此时将岩石力学和工程地质相结合进行研究是十分重要和必要的。对于节理岩体,特别需要了解岩体结构面的分布、网络特性、岩体结构类型,才能进行岩体的数值模拟和分析。 一般而言,岩石力学的研究方法可分为如下四大类: (1)地质研究方法:对岩体进行地质方面的研究始终是岩石力学研究的基础,在整个岩石工程过程中,地质性质的研究应当列在第一位。①岩石岩相、盐层特征的研究,如软弱岩体的成分、可溶盐类、含水蚀变矿物、不抗风化岩体成分以及原生结构。②岩体结构的地质特性研究,如断续结构面的几何特征、岩体力学特征、软弱面的充填物及地质特性。③赋存地质环境的研究,如地应力的成因、地下水分布与化学特征以及地质构造对环境的影响。 (2)物理力学研究方法:①岩体结构的探测,应用地球物理化学方法和技术来探查各种结构面的力学特征和化学特征。②地质环境的物理性质分析与测量,如地应力的形成机制及分布、地质环境中热力与水力存在的性状、水化学的分布特征,应用大规模地质构造层析技术、地质雷达探测技术确定岩体构造。③岩体物理力学性质的测定,如岩块力学特性的室内试验、原位岩体的力学性质测试、钻孔测试、工程变形监测、位移反分析等。主要运用的手段是基于震动的动态测试,如超声波测试、地震波测试、电磁波测试、计算机层析方法(CT)测试。这些测试利用岩体的波动特性,来研究岩体的力学特性。 (3)数学力学分析方法:岩石力学的研究,除了以上地质方法、物理力学方法的研究外,还要进行数学力学方法研究,从而构成岩石力学的理论基础,包括:①岩石本构关系的研究-对岩石进行宏观到细观甚至微观的力学特性研究。②数值分析方法。由于计算机计算性能的发展,岩石力学的数值分析方法得到了大力发展。在数值分析方法方面,由岩体连续力学发展到非连续力学,出现了离散元法(DEN)和不连续变形分析法(DDA)、流形法(BEM)、无单元法(EFM)和快速拉格朗日法(FLAC)。③多元统计和随机分析。这两种方法可以深人地研究因岩体介质的随机分布特性而造成传统方法难以解决的问题。④物理和数值模拟仿真分析。 (4)整体综合分析法:就整个工程进行多种分析的方法,并以系统工程为基础的综合分析。 3.石油工程岩石力学研究对象及特点 石油工程岩石力学所研究的,所涉及的地层深度大多在8000m范围内,研究对象主要是沉积岩层,岩石处于较高的围压、温度和孔院压力作用下其性质已完全不同于浅部地层,它可能经过脆-塑性转变成塑性,也可能由于高孔院压力的作用呈现脆性破坏。 (1)石油工程岩石力学所涉及的围压可达200MPa。非均匀的原地应力场形成了地层之间的围压,若垂向应力源于地层自重,那么应力梯度平均为0.023MPa/m,多数地区最大水平应力往往大于垂向应力,且两个水平地应力梯度的比值通常达到1.4~1.5以上。在山前构造带地区,不但地应力梯度高,最大和最小水平地应力的比值也很大。因此在研究地应力分布规律(包括数值大小及主方向)时,主要依靠水力压裂、岩石剩磁分析、地震和构造资料反演、测井资料解释等间接方法。 (2)石油工程岩石力学所涉及的温度可达250℃。一般的地温梯度是3℃/100m,高的可超过4℃/100m,具体的地温梯度往往需要实际测定。当温度超过150℃后,温度对岩石性质的影响将变得十分明显。 (3)石油工程岩石力学中所涉及到的孔隙和裂隙中的高压流体的孔隙压力可高达200MPa.一般情况下,常规的静水孔隙压力梯度为 0.00981MPa/m,但是异常高压可超过0.02MPa/m。 4.结束语 岩石力学是一门十分重要的,它涉及到了工程领域的各个行业。因此,正确理解学习岩石力学的理论知识以及探究其影响等具有十分重要的意义。 参考文献 [1]王路,徐亮,王瑞琮.岩石力学在石油工程中的应用[J].石化技术,2017, 24(3):157-157. [2]陈勉.我国深层岩石力学研究及在石油工程中的应用[J].岩石力学与工程学报,2003,23(14):2455-2462. [3]杨永明,鞠杨,刘红彬,etal.孔隙结构特征及其对岩石力学性能的影响[J].岩石力学与工程学报,2009,28(10):2031-2038. [4]陈新,杨强,何满潮,etal.考虑深部岩体各向异性强度的井壁稳定分析[J].岩石力学与工程学报,2005(16):2882-2888. [5]陈德光,田军,王治中,etal.钻井岩石力学特性预测及应用系统的开发[J].石油钻采工艺,1995,17(5):012-16. [6]王大勋,刘洪,韩松,etal.深部岩石力学与深井钻井技术研究[J].钻采工艺,2006,29(3):6-10. [7]阎铁.深部井眼岩石力学分析及应用[D].2001. [8]陈新,杨强,何满潮,etal.考虑深部岩体各向异性强度的井壁稳定分析[J].岩石力学与工程学报,2005(16):2882-2888.

沁水盆地煤系地层页岩气储层特征及评价_付娟娟

第23卷第2期2 016年3月地学前缘(中国地质大学(北京) ;北京大学)Earth Science Frontiers(China University of Geosciences(Beijing);Peking  University)Vol.23No.2 Mar.2016 http ://www.earthsciencefrontiers.net.cn 地学前缘,2016,23(2)收稿日期:2015-09-12;修回日期:2015-11- 01基金项目:中国地质调查局项目“沁水盆地及周缘页岩气资源调查评价”(2014- 258)作者简介:付娟娟(1981—),女,博士研究生,工程师,矿产普查与勘探专业。E-mail:juanj uanfu_2012@hotmail.com* 通讯作者简介:郭少斌(1 962—),男,教授,博士生导师,从事层序地层学、储层评价和油气资源评价方面的教学和科研工作。E-mail:g uosb58@126.comdoi:10.13745/j .esf.2016.02.017沁水盆地煤系地层页岩气储层特征及评价 付娟娟, 郭少斌*, 高全芳,  杨 杰中国地质大学(北京)能源学院,北京100083 FU Juanjuan, GUO Shaobin*, GAO Quanfang,  YANG JieSchool of Energy Resources,China University  of Geosciences(Beijing),Beijing100083,ChinaFU Juanjuan,GUO Shaobin,GAO Quanfang,et al.Reservoir characteristics and enrichment conditions of shale gas in theCarboniferous-Permian coal-bearing  formations of Qinshui Basin.Earth Science Frontiers,2016,23(2):167-175Abstract:Qinshui Basin,as one of the most important coal-bearing basins in China,not only has plenty of coaland coal-bed methane resources,but also has a lot of shale reservoirs.However,there is little research on thecharacteristics and potential evaluation of shale gas reservoirs in this basin.In this paper,we studied thecharacteristics of shale gas reservoirs in the Upper Paleozoic of Qinshui Basin,China.Comprehensiveexperimental methods,including X-ray diffraction,NMR,FIB-SEM,microscopic identification of thinsections and nitrogen adsorption etc.were applied to analyze the characteristics of organic geochemistry,rockand mineral composition and pores evolution of organic-rich shale gas reservoirs.On this basis,the explorationand development potential of shale reservoirs in the study area is evaluated.The results show that differenttypes of pores and micro fractures developed here,which provide enough spaces for the storage of shale gas.Mineral pores,mainly including intergranular pores and intercrystalline pores in shapes of plate,triangle orirregular are well developed,whereas only  a small amount of organic pores in shapes of dot or occasional ellipsedeveloped.Porosity has a large specific surface area,which has a range from 2.84m2/g to 6.44m2 /g with anaverage of 4.26m2 /g.The average value of p ore size distribution is between 3.64nm and 10.34nm,whichmeans mainly meso-pores developed.The appropriate ratio of mineral composition,which is composed of57.5%of clay minerals and 41.3%of brittle minerals,is pretty good for the development of mirco-pores,gasabsorption and fracturing.High value of TOC and Ro,caused by abnormal thermal gradient in Mesozoic,provided favorable conditions for shale gas formation and storage.On the whole,though the burial depth isshallow,there is great exploration and development potential for shale gas in the C-P period in the QinshuiBasin because the organic chemical conditions,mineral composition and reservoir characteristics are quitesuitable for the formation and storage of shale g as.Key  words:Qinshui Basin;C-P period;shale gas;reservoir characteristics摘 要:沁水盆地是我国重要的含煤盆地,不仅其煤炭及煤层气资源丰富,在上古生界石炭纪—二叠纪地层中还有大量页岩发育。而目前,针对该地区页岩地层的相关研究极少,该地区页岩气资源是否具有勘探开发潜力有待深入而细致的研究。本文以沁水盆地上古生界石炭系—二叠系海陆交互相页岩储层为研究对象,通过薄片鉴定、X线衍射分析、氩离子抛光-扫描电镜分析、核磁共振、氮气吸附等实验方法,研究了富有机质页岩储层有机质含量、类型、成熟度等有机地化特征以及储集空间类型、物性、矿物组成、孔隙结构等储层特征。在此基础上,对研究区页岩储层的勘探开发潜力进行了评价。结果表明:沁水盆地石炭系—二叠系富有机质页岩储层中发育形态各异的不同类型孔隙及微裂缝。其中,矿物基质孔十分发育,主要包括有呈片状、三角形及

碳酸盐岩储层评价方法及标准

碳酸盐岩储层评价 一、储层岩石学特征评价 1、内容和要求 (1)颜色; (2)矿物成分、含量、结构等,其中矿物结构分粒屑结构、礁岩结构、残余结构、晶粒结构。 粒屑结构:要求描述粒屑组分、含量、基质、胶结物等特征。粒屑组分描述应包括内碎屑、生屑和其他颗粒(鲕粒、球粒、团粒)的大小、形态、分选、磨圆、排列方向、破碎程度等方面的内容。对鲕粒还应描述内部结构;粒屑含量是指采用镜下面积目估法或计点统计法确定各种碎屑的含量;基质(一般把粒径<0.032mm的颗粒划为基质=成分、含量、颗粒形态、结晶程度、类型、成因及胶结物(亮晶)成分、含量、晶体的大小、结晶程度、与颗粒接触关系、胶结物形态(栉壳状、粒状、再生边或连生胶结)、胶结世代及胶结类型等都是应描述的内容。 礁岩结构:分析原地生长的生物种类、骨架孔隙的发育情况,确定粘结结构类型(叠层状、席状、皮壳状)、规模大小及成因;分析异地堆积的类型(分散礁角砾、接触礁角砾)、成因、各类礁角砾的大小和含量,描述其形态、分布等。 残余结构:确定原结构类型、残余程度,分析成因。 晶粒结构:描述晶体形态、晶粒间接触关系以及晶间孔发育和连通程度,确定晶粒大小、各种晶粒的比例。 (3)沉积构造 物理成因构造 a.流动构造:确定类型(冲刷痕、皱痕、微型层理及渗流砂),描述形态、大小和排列方向; b.变形构造:确定类型(滑塌构造、水成岩墙),描述特征; c.暴露构造:确定类型(雨痕、干裂、席状裂隙、鸡丝构造、帐蓬构造),描述特征; d.重力成因构造:确定类型(递变层理、包卷构造,枕状构造、重荷模构造),描述特征。 化学成因构造

a.结晶构造:确定类型(晶痕、示底构造),描述特征; b.压溶构造:确定类型(缝合线、叠锥构造)描述特征; c.交代增生构造:确定类型(结核、渗滤豆石),描述特征。 生物沉积构造 a.生物遗迹:确定类型(足迹、爬痕、潜穴、钻孔),描述形态和分布; b.生物扰动构造:确定类型(定形扰动、无定形扰动),描述形态和分布; c.鸟眼构造:描述鸟眼孔的大小、充填物质与充填情况、分布特点,分析成因。 生物—化学沉积构造 a. 葡萄状构造:确定大小、藻的类型,分析成因; b. 叠层石构造:确定大小、藻的类型,分析成因; (4)、沉积层序研究 在单井剖面上划分沉积旋回,确定其性质、大小;分析旋回间的接触及组合关系;在旋回内部划分次级旋回并分析不同级别沉积旋回的成因及控制因素。 建立研究井的沉积层序及单维模式。 2、技术和方法 (1)岩心观察和描述 系统地观察描述岩心的颜色、矿物成分、肉眼可见的沉积结构和构造、古生物类型以及孔、洞、缝发育情况。 (2)岩心实验室分析 岩心薄片鉴定。 酸蚀分析。将岩石制成光面,放入酸液(浓度为23%的醋酸或5%~10%的盐酸)中,作用一定时间后取出,清洗干净,用放大镜或显微镜观察岩石的结构、构造和不溶组分。 揭片分析。将涂有醋酸盐的薄膜覆盖在经酸蚀后的岩石光面上,作用一定时间后揭下该薄膜,在显微镜下观察岩石的结构和构造。 非碳酸盐组分分离。把岩石制成3cm×3cm×0.6cm的样品,放入浓度为20%的醋酸中浸泡,使碳酸盐全部溶解掉,然后在显微镜下观察酸不溶物的成分和特征。 扫描电镜观察。鉴定岩石的矿物成分、超显微结构和构造、超微古生物化石。

碳酸盐岩储集层

碳酸盐岩储集层 碳酸盐岩油气储层在世界油气分布中占有重要地位,其油气储量约占全世界油气总储量的50%,油气产量达全世界油气总产量的60%以上。碳酸盐岩储集层构成的油气田常常储量大、单井产量高,容易形成大型油气田,世界上共有九口日产量曾达万吨以上的高产井,其中八口属碳酸盐岩储集层。世界许多重要产油气区的储层是以碳酸盐岩为主的;在我国,碳酸盐岩储层分布也极为广泛。[1] 碳酸盐岩的储集空间,通常分为原生孔隙、溶洞和裂缝三类。与砂岩储集层相比,碳酸盐储集层储集空间类型多、次生变化大,具有更大的复杂性和多样性。 砂岩与碳酸盐岩储集空间比较(据Choquette和Pray,1970 修改) (一)原生孔隙 1、粒间孔隙

多存在于粒屑灰岩,特征与砂岩的相似,不同之处是,易受成岩后生作用的改变,常具有较高的孔隙度。 另外,有的由较大的生物壳体、碎片或其它颗粒遮蔽之下形成的孔隙,称遮蔽孔隙,也属粒间孔隙。 2、粒内孔隙 是颗粒内部的孔隙,沉积前颗粒在生长过程中形成的,有两种: 生物体腔孔隙:生物死亡之后生物体内的软体腐烂分解,体腔内未被灰泥充填或部分充填而保留下来的空间。多存在于生物灰岩,孔隙度很高,但必须有粒间或其它孔隙使它相通才有效。 鲕内孔隙:原始鲕的核心为气泡而形成。 3、生物骨架孔隙 4、生物钻空孔隙 5、鸟眼孔隙 (二)次生孔隙 1、晶间孔隙 2、角砾孔隙 3、溶蚀孔隙 根据成因和大小,包括以下几种: 粒内溶孔或溶模孔:由于选择性溶解作用而部分被溶解掉所形成的孔隙,称粒内溶孔。整个颗粒被溶掉而保留原颗粒形态的孔隙称溶模孔。粒间溶孔:胶结物或杂基被溶解而形成。 晶间溶孔:碳酸盐晶体间的物质选择性溶解而形成。 岩溶溶孔洞:上述溶蚀进一步扩大或与不整合面淋滤溶解有关的岩溶带所形成的较大或大规模溶洞。孔径<5mm或1cm为溶孔;>5mm或1cm为溶洞。 4、裂缝

碳酸盐岩储层与碎屑岩储层对比

碳酸盐岩储层与碎屑岩储层对比,具有以下主要特点:岩石为生物、化学、机械综合成因,其中化学成因起主导作用。岩石化学成分、矿物成分比较简单,但结构构造复杂。岩石性质活泼、脆性大。 以海相沉积为主,沉积微相控制储层发育。 成岩作用和成岩后生作用严格控制储集空间发育和储集类型形成。断裂、溶蚀和白云化作用是形成次生储集空间的主要作用。 次生储集空间大小悬殊、复杂多变。 储层非均质程度高。 碳酸盐岩储层描述的主要内容包括沉积相及成岩史、储集空间类型及控制因素、孔隙、裂缝、溶洞、储集空间体系,储层非均质性,储层参数确定及评价等。基本工作流程列入表5.1。 无论是以原生孔隙为主,还是以次生储集空间为主的碳酸盐岩储层,其沉积相及成岩史是这类储层形成和发育的基础。它决定储集类型、孔隙、裂缝、溶洞发育程度和分布、储渗能力、储层非均质性。也是储层层位对比划分的基础和依据。 一、沉积相描述

1.沉积相标志 (1)岩性标志。岩性标志包括颜色、自生矿物、沉积结构、构造、岩石类型等五方面。 ①岩石颜色: 岩石的颜色反映沉积古环境、古气候。 下面在表5.2中列出碳酸盐岩常见的几种颜色反映由氧化到还原环境的 ②自生矿物: a.海绿石:形成于水深10~50m,温度25~27℃。鲕绿泥石:形成于水深25~125m,温度10~15℃。二者均为海相矿物。 b.自生磷灰石(或隐晶质胶凝矿):海相矿物。 c. 锰结核: 分布于深海、开放的大洋底。 d,天青石、重晶石、萤石:咸化泻湖沉积。 e. 黄铁矿: 还原环境。 f.石膏、硬石膏:潮坪特别是潮上、潮间环境。 ③沉积结构。碳酸盐岩的结构分为粒屑(颗粒),礁岩和晶粒三种。不同的沉积结构反映不同的沉积环境。

天然气分布规律及页岩气藏特征

天然气分布规律 辽河盆地的天然气在纵向上和横向上分布都很广泛。在横向上,由于气体形成的途径多于油的形成途径,气体的分布区域远远大于油层的分布;在纵向上,自目前勘探的最深部位到浅层均有气体存在,含气层系多,自下而上发育了太古界、中生界和新生界。特别是第三系自沙四段到明化镇组各层段均有气藏存在,沉积环境和演化史的特征,造成天然气原始组分富烃,贫H:S,少CO:和N2。 辽河断陷广泛发育多期张性断裂,把二级构造带切割成复杂的断块油气田。受构造、断裂活动影响,造成多次油气聚集、重新分配而形成多套含油气层系。 通过天然气的地球化学研究,结合盆地地质背景,天然气有如下分布规律:1.自生自储的天然气垂向分布 以自生自储为主的天然气层,自下而上分布有侏罗系的煤型气、正常凝析油伴生气、正常原油伴生气、生物一热催化过渡带气和生物成因气等。其特征主要是613C,依次变轻。侏罗系煤型气主要分布在深大断裂边缘,仅处于侏罗系发育的地区,如东部凹陷三界泡地区。正常凝析油伴生气主要发育在有机质埋深达到高成熟阶段的地区,主要为各个凹陷的沉降中心部位,如整个盆地的南部地区及东部凹陷北部地区。正常原油伴生气在整个盆地均有分布,主要是与原油伴生的气顶气和溶解气。生物一热催化过渡带气主要发育在有机母质埋深浅于3000m 的未成熟和低成熟阶段,并有良好的盖层发育的地区,部分地区的局部构造亦可形成小型气藏,在盆地的大部分地区均有分布,主要在东部和大民电凹陷的有利地区。生物成因气理论上在整个盆地浅层都存在。因此,只要有良好的储盖组合,在整个盆地中都可望发现生物成因气藏。 总体来看,三个凹陷中,大民屯凹陷以成熟阶段的石油伴生气和生物一热催化过渡带气为主.有少量生物成因气。东部凹陷在不同的构造部位分布不同类型的气体,中生界发育并位于深大断裂边缘的地区,有煤型气和深源气的存在。南、北凹陷深部位置,主要是高成熟和成熟的热催化一热裂解气。而凹陷中部广泛发育生物一热催化过渡带气。在构造高部位有利地区,发育有较可观的生物成因气。西部凹陷主要发育热催化一热裂解气,特别是凹陷南部沉降中心处,热裂解形成的正常凝析油伴生气更为广泛。在有机母质埋深浅的部位发育生物一热催化过渡带气。当然,如果存在有利的储盖组合,生物成因气的存在勿需置疑。 2.断裂构造导致天然气广泛运移 广泛发育的断裂构造,使大多数天然气发生不同程度的运移,造成天然气更加广泛、更加复杂的分布格局。断裂构造或不整合面为气体运移通道,形成新生古储的古潜山油气藏。天然气的垂向和侧向运移,造成了大面积浅层气藏的形成。这部分气体的气源岩母质类型、演化程度,特别是天然气同位素组成特征均与原生气藏一致。最明显的差别是甲烷含量相对高,重烃含量低,愈向浅层,甲烷含量愈高,反映运移的地质特点是由斜坡低部位向高部位甲烷含量升高,由低台阶向高台阶甲烷含量亦升高,如兴隆台气田不同台阶的天然气组分由下到上变干。曙光一高升油气藏也有类似分布。在大民屯凹陷东部浅层及东、西部凹陷的大部分地区浅层干气也是运移形成 3.天然气藏类型分布 构造运动造成了多套油气层和多种类型的储集层,形成了多样的天然气藏类型,根据控制油气的主要因素,可以划分出四大类油气藏:(1)构造油气藏,包括背

碳酸盐岩储层成因类型研究

碳酸盐岩储层成因类型研究 摘要:中国碳酸盐岩油藏储层研究始于70年代以后,胜利、华北和辽河油田等三十多个碳酸盐岩油气藏的相继发现,使得国内油气田研究进入了一个新的勘探开发领域。国内广泛地分布着碳酸盐岩地层,已发现的具有工业性油气流的沉积盆地包括塔里木、四川、柴达木、鄂尔多斯、珠江口、渤海湾、苏北等盆地。地层层序上从元古界地层到新生界地层除少数几个层系以外,都发现了具有工业性油气流的地层。业界对于碳酸盐岩储层的成因类型见仁见智,各执一词。因此,本文在深入解读前人研究成果基础上,对碳酸盐岩储层成因类型的各家观点进行了归纳和总结。 关键词:碳酸盐岩油藏储层成因类型归纳总结 1 、碳酸盐岩储层成因分析 控制碳酸盐岩储层形成的主控因素有构造运动、沉积相带、成岩作用和白云岩化四种。 ①构造运动 构造运动对碳酸盐岩具有控制作用,构造环境决定了储集体的类型与展布特征。构造作用对碳酸盐岩储层形成的主要贡献之一是形成了两个不整合面。在不整合面附近,碳酸盐岩遭受大气淡水淋滤,形成了大量的储集空间,为油气的聚集提供了极为有利的场所。构造作用的另一个作用是形成了大量的裂缝系统,这些裂缝系统不仅可以直接作为储集空间,更为重要的是它们还可以为埋藏期酸性流体的渗流提供通道,使酸性流体对业已存在的缝洞系统进行溶蚀扩大、重新配置,在局部地方形成优质储层。 ②沉积相带 沉积相带是碳酸盐岩储层的主控因素之一,沉积层序着孔洞的发育。沉积相对储层形成的控制作用主要是通过沉积作用来进行的。不同的沉积环境具有各不相同的沉积作用,沉积作用的差异可以产生结构不同,甚至岩性不同的岩石类型,进而控制储层的形成与演化。 ③成岩作用

碳酸盐储层特征

碳酸盐岩储层与碎屑岩储层对比,具有以下主要特点: ●岩石为生物、化学、机械综合成因,其中化学成因起主导作用。岩石化 学成分、矿物成分比较简单,但结构构造复杂。岩石性质活泼、脆性大。 ●以海相沉积为主,沉积微相控制储层发育。 ●成岩作用和成岩后生作用严格控制储集空间发育和储集类型形成。 ●断裂、溶蚀和白云化作用是形成次生储集空间的主要作用。 ●次生储集空间大小悬殊、复杂多变。 ●储层非均质程度高。 1.沉积相标志 (1)岩性标志 岩性标志包括颜色、自生矿物、沉积结构、构造、岩石类型等五方面。 ①岩石颜色:岩石的颜色反映沉积古环境、古气候。 ②自生矿物: a.海绿石:形成于水深10~50m,温度25~27℃。鲕绿泥石:形成于水深25~125m,温度10~15℃。二者均为海相矿物。 b.自生磷灰石(或隐晶质胶磷矿):海相矿物。 c.锰结核:分布于深海、开放的大洋底。 d.天青石、重晶石、萤石:咸化泻湖沉积。 e.黄铁矿:还原环境。 f.石膏、硬石膏:潮坪特别是潮上、潮间环境。 ③沉积结构。碳酸盐岩的结构分为粒屑(颗粒),礁岩和晶粒三种。不同的沉积结构反映不同的沉积环境。 粒屑结构;粒屑结构由粒屑、灰泥、胶结物和孔隙四部分组成。粒屑结构代表台地边缘浅滩相环境。根据颗粒类型、分选、磨圆、排列方向性、填充物胶结进一步确定微相。 a.内碎屑、生屑反映强水动力条件。 b.鲕粒、核形石、球团粒、凝块石反映化学加积、凝聚环境,水动力中高能。鲕粒包壳代表中等能量,持续搅动,碳酸钙过饱和的环境,核形石(藻包壳)、泥晶套反映浅水环境。 c.分选好,反映持续稳定的水动力条件,反之则反映强水动力条件。 d.磨圆度高反映强水动力环境,反之反映弱水动力环境。 e.颗粒、生屑化石平行排列,尖端方向交错,长轴平行海岸,反映振荡水流。尖端指向一个方向,长轴仍平行海岸线,则为单向水流。 f.用胶结物和灰泥的相对含量反映水动力强弱。胶结物/(胶结物+灰泥)在0~1之间,越接近0,水动力越弱,反之越强。 礁岩结构: a.生长结构:原地生长坚硬生物骨架,代表台地边缘生物礁环境。 b.粘结结构:层纹状、波纹状藻迭层结构代表潮上-潮间中低能环境。柱状、锥状藻迭层结构代表潮间~潮下高能环境。 晶粒结构:泥晶代表盆地低能,广海陆棚低能环境。 ④沉积构造。反映水流成因构造: a.沟膜、槽模、递变层理代表浊流环境。

迪那2气田气藏类型研究

文章编号:167221926(2004)0120091204 收稿日期:2003206210;修回日期:20032112231 作者简介:马玉杰(19682),女,黑龙江嫩江人,在职硕士研究生,主要从事储量地质综合研究. 迪那2气田气藏类型研究 马玉杰1,2,郜国玺1,张丽娟1,周 厉1,黄新林1,郝祥宝1 (11中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院,新疆库尔勒 841000; 21石油大学(北京)盆地与油藏研究中心,北京 102249) 摘 要:迪那2气田位于库车坳陷秋里塔格构造带东部,是在塔里木盆地发现的第二个地质储量上亿方的大气田,主要含气层系为下第三系。由于测试作业风险很大,获取的温度、压力资料有限,故确定气藏类型难度大。利用测试结果、测井泥岩声波趋势线、储层横向预测结果及烃类检测结果,并结合沉积储层特征等综合研究手段,研究了迪那2气田气藏的类型,认为迪那2气田是由3个气藏组成的常温超高压、低含凝析油的层状边水凝析气藏。 关键词:塔里木盆地;前陆盆地;迪那2气田;下第三系;异常高压;气藏类型中图分类号:T E 12213+2 文献标识码:A 迪那2气田位于库车坳陷秋里塔格构造带东部,是继克拉2大气田后在塔里木盆地发现的第二个地质储量上亿方的大气田。 该气田为超高压气田,井下压力高达105M Pa 。由于测试作业风险大,总计仅进行了7层单层测试。这就给认识气藏类型带来了很大难度。利用测试结果、测井泥岩声波趋势线、储层横向预测及烃类检测结果,并结合沉积储层特征等综合研究手段,基本搞清了迪那2气田气藏类型,并顺利上报了气田东高点探明地质储量。 1 迪那2气田地质背景 迪那2气田所处的库车坳陷属于中新生代前陆盆地,北邻南天山造山带,南为塔北隆起。该坳陷进一步可划分为4个构造带和3个凹陷, 迪那2气田就位于中部秋里塔格构造带东部的迪那2号构造上,西距克拉2气田104km (图1)[1]。1.1 地层及沉积相 钻井资料揭示出迪那地区地层自上而下依次为第四系,上第三系库车组、康村组、吉迪克组,下第三 图1 库车前陆盆地构造单元划分及迪那2气田位置 系苏维依组、库姆格列木群和白垩系;含气层系为下 第三系。 吉迪克组为干旱盐湖相沉积,膏盐岩段厚800 ~1000m ,为区域性盖层[2]。 下第三系钻厚356~408m ,岩性较杂,以粉砂岩、细砂岩、泥质粉砂岩和泥岩为主,次为含砾砂岩、 第15卷第1期 2004年2月 天然气地球科学 NA TU RAL GA S GEO SC IENCE V o l .15N o.1Feb . 2004

碳酸盐岩储层

世界碳酸盐岩储层 碳酸盐岩中储集有丰富的石油、天然气和地下水。 碳酸盐岩是世界上重要的石油天然气产层,约占全球储量的一半,产量已达到总产量60%以上。在世界范围内,大约有1/3油气资源储存于碳酸盐岩储层中,特别是中东、北美、俄罗斯的许多大型或特大型油气田均与碳酸盐岩密切相关。 碳酸盐岩和碳酸盐沉积物从前寒武纪到现在均有产出,分布极广,约占沉积岩总量的 1/5至1/4。碳酸盐岩本身也是有用矿产,如石灰岩、白云岩,以及菱铁矿、菱锰矿、菱镁矿等,广泛用于冶金、建筑、装饰、化工等工业。 我国碳酸盐岩油气资源 我国海相碳酸盐岩储集层层系分布范围广泛,从震旦系至三叠系均有分布,约占大陆沉积岩总面积的40%。据初步统计,我国有28个盆地发育分布海相碳酸盐岩地层,资源丰富,勘探潜力很大。我国碳酸盐岩油气资源量约为385亿吨油当量。 我国碳酸盐岩缝洞型油藏一般经历了多期构造运动、多期岩溶叠加改造、多期成藏等过程,形成了与古风化壳有关的碳酸盐岩缝洞型油藏。 近几年的实践表明,我国碳酸盐岩勘探正处于大油气田发现高峰期,是近期油气勘探开发和增储上产的重要领域之一。与常规的砂岩油气藏相比,碳酸盐岩油气藏勘探开发程度较低。对于以“潜山”起家的华北油田而言,碳酸盐岩油藏探明储量比例只有41.6%。因储层具有典型的双重介质特点,渗流规律特殊,加之非均质性严重、开发技术不完善,开采效果迥异。 碳酸盐岩勘探技术发展 近年来,中国石油开始全面开展碳酸盐岩物探技术研究,形成了成熟的碳酸盐岩配套技术,储层钻遇率大幅度提高,在塔里木盆地、鄂尔多斯盆地、四川盆地等地区发现了一批大型油气田,碳酸盐岩勘探成为油气储量产量增长的重要领域。 新中国成立到20世纪70年代,碳酸盐岩勘探以地表地质调查和重磁物探为主,发现了如四川威远、华北任丘等油气藏。20世纪80年代至90年代,地震勘探技术在落实构造、发现碳酸盐岩油气藏的勘探中发挥了重要作用,发现了塔里木盆地轮古、英买力潜山及塔中等含油气构造。进入21世纪,随着高精度三维地震技术的发展,深化了对碳酸盐岩非均质储层油气藏的认识,全面推动碳酸盐岩油气藏勘探开发进程。在塔里木、四川等盆地实施高精度三维地震勘探超过1.5万平方公里,探井成功率提高了25%。

碳酸盐岩储层有效性

一.研究碳酸盐岩储层有效性影响因素 1.渗透率 1.1存在成层渗流的渗透率 对于渗流成层性的存在, 地下水往往具有承压性质。即使渗流的成层性不甚明显, 但岩体的渗透性随深度的增加而降低的规律总是存在的。将岩体的渗透系数表达为 1.2裂缝型介质等效渗透率张量计算方法(详见李亚军《缝洞型介质等效连续模型油水两相流动模拟理论研究》)先通过建立裂缝型介质几何模型,利用几何模型对裂缝型介质做关于等效渗透率张量的分析,建立了求解裂缝型

多孔介质等效渗透率张量的数学模型,通过求解连续边界条件和周期边界条件下的边界积分方程,得到裂缝型多孔介质网格块的等效渗透率张量。所求得的等效渗透率张量能够反映裂缝的空间分布和属性参数对油藏渗透特性的影响假设裂缝型介质为水平介质,裂缝为垂直于水平面且具有一定厚度的矩形面,裂缝的纵向切深等于所研究区域的厚度,此时可视为二维空间中的介质体,裂缝等价于二维空间中的线型裂缝。 图一 裂缝的中心位置,开度,长度,倾角,方位角,密度,组系等参数称为裂缝的特征参数,所有裂缝以这些特征参数进行定义。如图二在二维空间,裂缝通过中点O方位角H长度L 及开度h 确定。根据裂缝属性参数的地质学统计分析研究,假设裂缝中心位置服从均匀分布,裂缝长度服从指数分布,方位角服从正态分。

图二 裂缝的开度是指裂缝壁之间的距离,主要取决于所处深度。孔隙压力和岩石类型。根据所发表的一些关于天然裂缝的宽度数据可知,裂缝开度通常在10~200Lm之间变化,统计资料表明最常见的范围在10~40Lm之间(如图三),且服从对数正态分。假设采用裂缝开度的对数正态分布,裂缝系统各属性参数的统计分布函数见表一。 表一

陈晶_2011010949_碳酸盐岩储层成因类型及其基本特征

碳酸盐岩储集层的成因类型 及其基本特征 姓名:陈晶班级:地质11-7 学号:2011010949 碳酸盐岩储层分类受到岩相、成岩、构造、流体等多方面的控制,根据储层成因机理、主要储渗空间类型和岩石特征将碳酸盐岩储层分为4种类型:礁滩型储集层、岩溶型储集层、裂缝性储集层、白云岩储集层。 1 礁滩型储集层 1.1 成因 礁型地貌隆起和海平面相对变化控制礁滩体的成岩早期暴露, 准同生期大气淡水溶蚀、淋滤作用和岩溶作用是控制台缘礁滩体优质储层发育的根本原因。 礁丘在纵向上营建,形成隆起,礁丘顶部及礁前发育礁坪及中高能的生屑砂砾屑滩,向两翼逐渐相变为礁翼和棘屑滩,横向上过渡为礁后低能带、中低能砂屑滩和滩间海。在海平面相对变化和礁丘营建的共同作用下,礁丘的顶部间歇性暴露于大气淡水环境中,受大气淡水溶蚀淋滤作用,在纵向上区别为大气淡水渗流岩溶带和大气淡水潜流岩溶带。 在暴露期间由礁型地貌转化而成的岩溶地貌,已形成岩溶发育规模。礁滩复合体核部形成岩溶高地,礁翼形成岩溶斜坡,礁后低能带、礁滩间海形成岩溶洼地、洼坑。储层在侧向上主要发育礁滩复合体核部和翼部,核部以好—中等储层为主,翼部以好储层为主,礁后低能滩和低能泥晶灰岩沉积区储层变薄变差。 碳酸盐岩的埋藏溶蚀作用是提高储层孔渗性的一种重要的建设性成岩作用。多期油气运聚和埋藏溶蚀作用增加了储层的有效储集能力。多期构造破裂作用所形成的裂缝改善了储层的渗流条件,增加了储层和微观孔隙结构的连通性。

1.2 特征 1.2.1 礁滩型储集层岩石类型 塔中礁滩体储层主要岩石类型为礁滩相礁灰岩类和颗粒灰岩类,其中生屑粘结岩、生屑灰岩、生物砂砾屑灰岩是发育孔洞型储层的岩石类型,而砂屑灰岩、砂砾屑灰岩、鲕粒灰岩是孔隙型储层潜在储集岩类型。以塔中82井区为例,在剖面上一般以内碎屑灰岩和隐藻泥晶灰岩为主,一般占地层厚度的25% 以上;生屑灰岩、生物礁灰岩和泥晶灰岩相对少一些,一般占地层厚度的10%~15%。 1.2.2 储集空间类型及特征 礁滩体储层储集空间以大型溶洞、溶蚀孔洞、粒内及粒间孔、裂缝为主。 溶蚀孔洞一般为肉眼可见的小洞、大孔,岩心显示礁滩体储层溶蚀洞比较发育,孔洞呈圆形、椭圆形及不规则状,孔洞发育段岩石呈蜂窝状。 粒内溶孔主要见于砂屑内,少数见于生屑和鲕粒内,是同生期大气淡水选择性溶蚀所致。 粒间溶孔指粒间方解石胶结物被溶蚀形成的孔隙,主要溶蚀粒间中细晶粒状方解石,溶蚀强烈时,可溶蚀纤维状方解石甚至颗粒边缘,使颗粒边缘呈港湾状或锯齿状。 裂缝是碳酸盐岩重要储集空间,也是主要的渗流通道之一,从成因来分主要有3种类型,即构造缝、溶蚀缝和成岩缝。 1.2.3 储层控制因素及分布特征 礁滩体储层发育受多种因素控制,主要控制因素表现为以下3个方面。 一是沉积微相控制了岩石的岩性和结构,从而控制了岩石原生孔隙的发育。生屑滩、粒屑滩由于颗粒支撑作用形成大量的粒间孔,虽然大部分孔洞为灰泥、生物碎屑和多期方解石充填、半充填,但仍有1%~3%残余孔隙被保存,同时为组构的选择溶蚀奠定了基础。 二是早期暴露蜂窝状溶蚀是形成优质孔洞层的重要因素。中—晚奥陶世构造与海平面振荡变化频繁,造成沉积的多旋回叠加,海平面的相对下降可能造成短暂的同生期大气淡水岩溶成岩环境,使礁滩复合体形成的古地貌高部位露出海面。在潮湿多雨的气候下,受到富CO2 的大气淡水的淋滤,选择性地溶蚀了准稳定矿物组成的颗粒或第一期方解石胶结物,形成粒内溶孔、铸模孔和粒间溶孔;又可沿着裂缝、残留原生孔发生非选择性溶蚀作用,形成溶缝和溶蚀孔洞,从而形成优质孔洞层。 三是构造作用是改善礁滩体储层储集性能的关键,走滑断裂活动的断裂和裂

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