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鄂尔多斯盆地下寺湾地区延长组页岩气储层非均质性特征 总被引：1，自引：0，他引：1
鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7、长9页岩是页岩油气勘探的重要层位,本文在岩心观测、薄片观察、脉冲渗透率测试、有机碳含量测试、气体组分分析、测井解释方法的基础上,对陆相页岩层内岩性、地化参数、微观孔隙结构、力学参数的非均质特征进行研究。研究认为陆相页岩储层砂质纹层发育密度和频率值较高,纹层中的大孔隙与页岩中的中孔和微孔构成复杂的孔隙体系,造成页岩储层层内非均质性极强,可有效改善页岩层系的物性,为游离气的富集和运移提供有利空间和有效通道,对游离气的渗流和富集具有积极意义。非均质程度较弱的页岩段,砂质纹层发育程度低,物性致密,排烃能力最弱,富集较多的吸附气。陆相页岩成储机制受控于其较强的非均质性,同时页岩强非均质性段,脆性矿物含量高,有利于页岩储层的压裂开采。 相似文献
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针对鄂尔多斯盆地定边白马崾岘延8段储层岩石学、物性、非均质性等特征认识不清的问题,采用扫描电镜、薄片分析、压汞测试、测井资料等等多种储层研究方法,对储层物性及非均质性进行研究。研究表明,纵向上的储层非均质性在一定程度上受到粒度分布韵律性的影响和控制;储层物性越好的区域层理构造密度越小;隔层夹层分布范围越小,厚度越薄,油气越易于发生垂向运移;层间隔层阻隔了流体的运动,加强了非均质性;影响储层非均质性的另一方面是储层砂体的物性以及平面连续性。 相似文献
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深层—超深层地质条件下,储层的孔渗物性特征和流体动力连通关系决定了油气在储层中的流动状态,这也就决定了油气运移的动力条件和聚集成藏的机理与过程。本文基于对深层—超深层碎屑岩储层结构非均质性的研究,认识深层—超深层油气运聚成藏机制和过程,总结油气多期复合成藏模式,探索深层—超深层油气分布规律。碎屑岩储层普遍存在强烈的非均质性,受到沉积结构构造及成岩作用控制,表现出空间结构性特征,在埋藏至深层—超深层的过程中经历了差异性的成岩演化和油气充注。结构非均质性储层中的油气总体向上倾方向运移,受储层中砂体分布、隔夹层结构以及连通方式的影响,油气运移路径的分布极不均匀,在储层中任何部位都可能聚集,并可能继续运移到有利圈闭中富集。在深埋过程中,多期多幕的构造变动促使深层—超深层储层中已聚集的油气向着上倾方向运移调整,或沿着断裂向上运移调整至中—深层与之相关的有效储层中运移、聚集。深层—超深层勘探具有更为广泛的目标选择,洼陷区和斜坡区都可能成为有利勘探区域。现实的深层—超深层油气勘探新领域包括：构造高点油气藏向供源方向的拓展,深层—超深层烃源由断裂调整至中深层—超深层的次生油气聚集,深层—超深层与油气源... 相似文献
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塔里木盆地的巴楚-麦盖提地区是已知的油气富聚区,先后在多口钻井的泥盆系储层中见油气显示.但由于有利储层的形成条件及分布规律不清,阻碍了该区进一步的勘探开发工作.通过对区内8口井的钻井岩心、岩石薄片及铸体薄片观察,结合压汞分析及物性测试等资料,研究了该区泥盆系储层的孔隙特征及非均质性.结果表明：储层砂体孔隙类型以溶蚀粒间孔为主,其次为原生粒间孔;孔隙总体上表现为中小孔微细喉,分选差的结构特点.另外,砂岩密度及渗透率变异系数等定量参数表明研究区泥盆系储层层间及层内均具有强非均质性.其非均质程度主要受控于砂体成因类型、成岩作用,早期油气的充注仅对部分区域的物性具有间接的控制作用. 相似文献
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张君龙 《吉林大学学报(地球科学版)》2011,41(2):351-358
塔南凹陷东部构造带南屯组地层主要发育近岸水下扇沉积,局部发育三角洲沉积。复杂的沉积充填样式塑造了本区复杂的岩性油藏。在细分地层单元内对储层岩性、物性、含油性统计分析的基础上,优选多种储层非均质性分类方案,结合砂体成因、叠置样式、平面展布特征以及渗透率韵律性等方面的分析,按照层间、平面、层内3个层次对储层宏观非均质性进行了解剖分析。结果表明：层序旋回对储层垂向岩性、物性的变化具有控制作用;凝灰质的发育对南屯组储层具有破坏作用,影响油气的运聚;水下分流沟道及河道砂是油气聚集的主要砂体类型;水下扇中扇是油气主要聚集区带。 相似文献
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页岩油气储层纵向多重非均质性及其对开发的影响 总被引：1，自引：0，他引：1
页岩油气作为烃源岩层系内自生自储的油气资源,其可开发性受页岩储层特征的控制明显。由于不同类型富有机质页岩形成环境的差异性,页岩油气储层在纵向上具有多重非均质性,包括岩性的纵向非均质性、储层物性的纵向非均质性、岩石力学参数的纵向非均质性、地应力的纵向非均质性以及含气性特征的纵向非均质性等,这造成了页岩油气储层的纵向非均质性明显强于横向非均质性,有机质丰度、孔隙度、渗透率、储层的可压裂性、地应力、含气性及吸游比等参数在纵向上的变化均较大,且直接影响了后期页岩油气开发方案的设计与实施。优质开发目的层段的选择首先要考虑单段页岩油气储层的连续厚度在30~50 m左右、有机碳含量均值达到2.0%以上、有效孔隙度大于2.0%、岩石泊松比小于0.25、脆性较大、最小主应力相对上下邻层较小、含气性较高的层段。页岩油气开发井型的选择,水平井段的部署,压裂分段的长短、射孔簇的设计等均要充分考虑这种非均质性的影响。 相似文献
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含油气盆地油气藏的形成和分布受低势场控制.济阳坳陷已发现的油气藏分布特征表明: 在势场作用下, 油气只能进入到孔隙度超过某一临界值或内部势能低于周边势能2倍到100倍以上的储层内聚集成藏; 随着埋深加大和储层孔隙度变小, 圈闭聚集油气成藏的临界条件呈规律性变化, 即埋深较大的圈闭成藏时要求的相对势能较浅部储层的势差更大.动力学分析和物理模拟实验研究表明, 地表条件下储层聚集油气的前提条件是其孔喉半径大于周边围岩的两倍以上; 地下储层聚集油气的前提是它与周围介质间的毛细管力之差大于储层内部的毛细管力与上覆静水柱压力之和.圈闭内外势差越大, 它们聚集油气的饱和度越大, 聚集的油气量越多.低势控藏特征与动力学机制分析表明: 对深层来说, 只要储层的物性比周边围岩的物性好到一定程度就能成藏, 即便本身低孔低渗也能有油气聚集.通俗的说, 油气成藏没有死亡线(不考虑油藏经济价值), 这就极大地扩充了含油气盆地油气勘探的领域和深度; 对浅层来说, 高孔渗砂体周边的相对低孔渗砂体能作为有效盖层, 不一定需要有巨厚泥岩充当盖层, 这一观点的提出可以在一定程度上扩大浅层油气勘探的领域和有利区. 相似文献
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鄂尔多斯盆地是中国规模最大的低渗透油气资源勘探与开发基地,其低渗透油气藏具有油层物性差、非均质性强、油藏成藏因素复杂、油藏分布受多种因素联合控制等特点。在回顾鄂尔多斯盆地低渗透油气藏成藏理论研究和勘探历史经验基础上,认为目前鄂尔多斯盆地低渗透油气藏成藏研究存在两大理论体系,即沉积学控制成藏理论和运移动力学控制成藏理论,前者从沉积特征出发,强调储层砂体沉积相、非均质性和成岩作用在低渗透性油藏形成中的控制作用,后者从石油运移与聚集过程出发,强调运移动力学在初次运移和二次运移中的重要作用。但是目前低渗透油气成藏研究存在一定的局限性和片面性,过分强调了单个地质因素的作用,其中沉积学控制成藏理论局限于沉积相划分和沉积模式建立方面,过多地强调了沉积相对成藏因素静态的控制作用,而忽视了油气成藏过程的动态属性;运移动力学控制成藏理论却过分强调了油气流体运移过程的模式化和公式化,过分夸大和随意解释了油气运移成藏记录——油气包裹体的作用及其原始地质意义,轻视了深部地层条件下油气运移的复杂性和油气包裹体记录的多解性。因此,传统的单因素控制油气成藏理论和相应的勘探研究方法已经不能确切揭示油气富集规律和有效指导勘探工作。低渗透油气藏成藏理论研究趋势是要重视分析油气藏地质记录,动态研究油气藏形成和演化历史过程,总结油气富集规律,为油气勘探战略部署提供重要资料。 相似文献
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低渗透砂岩油气成藏特征及其勘探启示 总被引：4，自引：3，他引：1
低渗透油气藏在国内外分布都非常广,占有很大的资源量和储量。低渗透砂岩具有特殊的成藏特征,主要表现在：（1）储层颗粒细、分选差、胶结物含量高,长石和岩屑含量普遍较高,成分成熟度和结构成熟度低,孔隙度、渗透率低,主要为细小孔微细喉型、微孔微喉型,裂缝相对发育,排驱压力大;（2）除了具有一般油气藏的异常高压外,低渗透砂岩油气藏还表现为异常低压,并且出现异常高压和异常低压共存;（3）油气藏内缺乏油（气）水分异,油水关系复杂,常出现油（气）水关系倒置;（4）浮力对低渗透砂岩油气运移的作用非常有限,油气运移的主要动力为异常高压等,油气的运移表现为非达西运移特征,输导体系以裂缝、相对高渗的砂体和局部不整合为主,运移距离比较短,侧向运移不强;（5）低渗透砂岩的含油（气）饱和度一般都小于60%,并且含油饱和度与孔隙度和渗透率的关系比较复杂,储量丰度比较低,主要聚集在岩性或岩性-构造复合圈闭中,受构造影响不大,油气呈大面积分布。因此,低渗透砂岩区的油气勘探应当突破传统的构造高点勘探油气的思想,在构造斜坡下倾部位或向斜区勘探油气,在勘探中注意寻找低渗透砂岩油气富集的“甜点”。
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砂岩透镜体成藏动力学过程模拟与含油气性定量预测 总被引：1，自引：0，他引：1
砂岩透镜体油藏作为我国东部油气储量增长的重点, 其成藏动力学研究对于搞清这类特殊油气藏的成藏机理及定量评价和预测圈闭的含油气性具有重要意义.本文利用数值模拟结合地质分析的方法, 在对成藏动力与成藏阻力进行系统分析的基础上, 通过建立成藏动力地质模型和数学模型及成藏动力学特征方程, 对砂岩透镜体成藏过程进行模拟.研究结果表明, 成藏主动力包括砂泥岩毛细管压力差、烃浓度差引起的扩散力、烃生成产生的膨胀力, 成藏阻力主要为砂体内毛细管阻力及岩石的粘滞力和吸附力; 东营凹陷岩性油气藏能否成藏主要受泥岩排烃强度、储层孔隙度、渗透率、地层埋藏深度、泥(页岩) 厚度与砂体厚度之比等因素的综合影响; 岩性油气藏的形成具有阶段性, 在晚成岩阶段, 成藏动力大于成藏阻力, 油气开始充注, 岩性油气藏的形成存在门限深度.利用成藏动力学特征模拟, 建立了成藏动力与含油性的定量关系, 还可以很好地对平面上砂体的含油饱和度分布进行预测. 相似文献
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塔中16石炭系油藏位于塔里木盆地塔中地区,具有低含油饱和度的油层分布在相对低孔-渗的储层中,而高GOI值的水层分布在高孔-渗储层中的特征.为阐明其特殊的成因机理,利用石油包裹体丰度(GOI)分析方法,结合圈闭演化历史开展了详细研究.结果表明,现今油层和水层的样品都具有较高的GOI值(5.6%~32.0%),暗示在地质历史时期形成了古油层,GOI值与孔隙度和渗透率具有正相关关系.高孔-渗储层优先充注油气,形成具有高含油饱和度、高GOI值的油层,低孔-渗储层充注油气较少,形成具有低含油饱和度,相对低GOI值的油层.而古油层泄漏的过程中,高孔-渗储层中聚集的油气也更容易泄漏,形成高GOI值水层,低孔-渗储层中充注的油气泄漏较少,形成低含油饱和度油层.综合分析认为:不同孔-渗条件储层的差异充注和成藏后的差异泄漏,是塔中16石炭系低含油饱和度油藏的形成机理.深化并研究了多期演油气区的成藏机理,对于深入认识多期演化背景的致密砂岩油气勘探潜力具有指导意义. 相似文献
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Nisar Ahmed Tayyaba Kausar Perveiz Khalid Sohail Akram 《Journal of the Geological Society of India》2018,91(6):736-742
Petrophysical evaluation and rock physics analysis are the important tools to relate the reservoir properties like porosity, permeability, pore fluids with seismic parameters. Nevertheless, the uncertainties always exist in the quantification of elastic and seismic parameters estimated through wireline logs and rock physics analysis. A workflow based on statistical relationships of rock physics and logs derived elastic and seismic parameters with porosity and the percentage error exist between them is given. The statistical linear regressions are developed for early Eocene Chorgali Formation between various petrophysically factors determined from borehole logging of well Ratana–03 drilled in tectonically disturbed zone and the seismic and elastic parameters estimated through rock physics modeling. The rock physics constraints such as seismic velocities, effective density and elastic moduli calculated from Gassmann fluid substation analysis are in harmony and close agreement to those estimated from borehole logs. The percentage errors between well logs and rock physics computed saturated bulk modulus (K sat ), effective density (ρ eff ), compressional and shear wave velocities (V P and V S) are 1.31%, 4.23 %, 5.25% and 4.01% respectively. The permeability of reservoir intervals show fairly strong linear relationship with the porosity, indicating that the reservoir interval of the Chorgali Formation is permeable and porous thus having large potential of hydrocarbon accumulation and production. 相似文献
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核磁共振测井在低孔低渗油气层识别中的应用 总被引：2，自引：1，他引：2
核磁共振测井具有常规测井无法比拟的优势，它可直观准确地提供储集层的孔隙度、渗透率，区分可动流体和束缚流体．根据差谱分析可以定性的识别油水层．通过求解地层的束缚流体饱和度，结合电阻率测井，采用阿尔奇饱和度解释模型，进行了油(气)层的识别和含油(气)饱和度的计算，从而拓宽了核磁共振测井资料的应用范围，为低孔低渗油(气)层的评价提供了一种新的途径． 相似文献
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<正>Exploration practices show that the Jurassic System in the hinterland region of the Junggar Basin has a low degree of exploration but huge potential,however the oil/gas accumulation rule is very complicated,and it is difficult to predict hydrocarbon-bearing properties.The research indicates that the oil and gas is controlled by structure facies belt and sedimentary system distribution macroscopically,and hydrocarbon-bearing properties of sand bodies are controlled by lithofacies and petrophysical facies microscopically.Controlled by ancient and current tectonic frameworks,most of the discovered oil and gas are distributed in the delta front sedimentary system of a palaeo-tectonic belt and an ancient slope belt.Subaqueous branch channels and estuary dams mainly with medium and fine sandstone are the main reservoirs and oil production layers,and sand bodies of high porosity and high permeability have good hydrocarbon-bearing properties;the facies controlling effect shows a reservoir controlling geologic model of relatively high porosity and permeability.The hydrocarbon distribution is also controlled by relatively low potential energy at the high points of local structure macroscopically, while most of the successful wells are distributed at the high points of local structure,and the hydrocarbon-bearing property is good at the place of relatively low potential energy;the hydrocarbon distribution is in close connection with faults,and the reservoirs near the fault in the region of relatively low pressure have good oil and gas shows;the distribution of lithologic reservoirs at the depression slope is controlled by the distribution of sand bodies at positions of relatively high porosity and permeability.The formation of the reservoir of the Jurassic in the Junggar Basin shows characteristics of favorable facies and low-potential coupling control,and among the currently discovered reservoirs and industrial hydrocarbon production wells,more than 90%are developed within the scope of faciespotential index FPI0.5,while the FPI and oil saturation of the discovered reservoir and unascertained traps have relatively good linear correlation.By establishing the relation model between hydrocarbonbearing properties of traps and FPI,totally 43 favorable targets are predicted in four main target series of strata and mainly distributed in the Badaowan Formation and the Sangonghe Formation,and the most favorable targets include the north and east of the Shinan Sag,the middle and south of the Mobei Uplift,Cai-35 well area of the Cainan Oilfield,and North-74 well area of the Zhangbei fault-fold zone. 相似文献