通南巴构造须四段致密砂岩优质储层预测

摘要：针对川东通南巴构造须家河组四段储层较致密的特点,采用地球物理反演、地震属性分析、含气储层地震响应分析等多种方法相结合的研究思路,首先进行砂体预测,在明确砂体分布特征的基础上开展孔隙度预测,寻找砂体中孔隙度相对高的部分,同时在含气储层地球物理响应模式研究的基础上进行含气储层预测,最后预测了须四段优质储层的平面分布。该方法充分利用各种地质与地球物理信息,从砂体预测 → 高孔隙度砂体预测 → 含油气砂体预测,多种储层预测方法相结合逐步深入地寻找优质储层,指出有利勘探目标区,可以为致密碎屑岩油气藏勘探提供有充分地质依据的、行之有效的方案。     

多子波分解与重构法砂岩储层预测

鄂尔多斯盆地北部大牛地气田的天然气藏是大型岩性圈闭气藏,储层具有岩性致密、非均质性强的特点,由于地震资料分辨率较低、砂泥岩波阻抗差微弱、煤层反射振幅过强,造成砂体的地震响应特征不明显,储层预测难度极大。通过对叠后地震数据的多子波分解与重构,也就是将地震道分解成不同主频的子波集合,将反映储层频率成分段的子波进行叠加,用于储层含气性预测,在含气砂岩储层预测中取得了良好的效果。     

山西和顺天池煤矿煤层气资源评价

本文运用最新的煤矿区煤层气资源评价方法研究了区内煤层气资源特征。通过对山西和顺天池煤矿石炭系太原组主采煤层15号煤（以下简称15号煤）的煤田地质勘探、煤层气地质等方面资料的收集和分析整理的基础上，根据该煤层的埋深、煤质特征、构造等地质因素，对该煤层的含气性特征进行了综合分析。研究表明，本区主煤层含气量在3．07—11．96m3／t之间，在空间上，具有西北部高，东南部低的特征，并对煤层气的含气性和可采性的地质影响因素进行了初步的评价，最后利用体积法计算出该煤层的煤层气资源量为2．806亿m3。其中富甲烷带的煤层气资源量为0．043亿m3；含甲烷带的资源量分别为2．763亿m3。煤层气资源类别评价的最后评定为II类资源。     

川东南嘉陵江组储层地质特征及储层预测研究

针对川东南地区嘉陵江组储层横向变化大、非均质性强、勘探难度较大的特点,以嘉陵江组一段为例,在地层对比、储层微观孔隙结构、储层物性特征研究的基础上,开展波阻抗反演工作,并结合储层的地质特征和地球物理响应特〖JP〗征确定波阻抗反演结果解释方案,进行储层解释,预测有利储层的平面展布特征。依据储层地质特征研究成果,优选相关地震属性,采用多元回归的方法建立地震属性与储层孔隙度的关系,预测储层孔隙度平面展布。最后综合地质、储层预测、孔隙度预测的结果提出有利勘探目标区。结果表明,该套方法比较适合对研究区的地质解释,效果良好。     

普光陆相地层天然气成藏条件与主控因素分析

普光地区陆相地层烃源岩主要发育在上三叠系须家河组、侏罗系自流井组和千佛崖组,以局部盖层为主,由须家河组及以上地层的泥质岩构成,储层主要为须家河组须二及须四段砂岩。通过对烃源岩特征、储层条件、盖层分布、圈闭类型及成藏模式等成藏地质条件的综合分析,认为普光陆相地层具有较好的生储层搭配及盖层,为陆相气藏的形成创造了条件;生烃凹陷控制气藏的分布范围;燕山期的古隆起（古斜坡）控制着油气运聚的方向;断裂及裂缝起着输导和改善储层的双重作用;其中后两个因素通过沟通油气源、有利沉积相带和形成圈闭等作用控制着普光陆相天然气的成藏。     

四川盆地须家河组气藏成藏特点及勘探前景

阐述了四川盆地须家河组气藏的成藏特点，指出须家河组是在上扬子地台西缘海相碳酸盐岩台地基础上形成的一套含煤碎屑岩地层，由于其独特的生储盖组合，是四川盆地最具勘探潜力的层系之一。须家河组气藏纵向上发育了3套“三明治”式的成藏组合，岩性气藏、构造-岩性复合气藏为主要的存在形式，具有成藏组合多，含水饱和度高，气水关系复杂，气藏类型多样，受烃源、储层、古今构造及前陆盆地结构等多元叠合控制的特点。认为四川盆地须家河组成藏条件及其匹配总体较好，存在5个天然气有利富集区带，具有较好的勘探前景。     

砂致密岩气藏含气饱和度影响因素分析

对库车前陆盆地深层致密砂岩岩芯孔渗参数测定， 分析致密砂岩储层孔渗性与含气饱和度的关系， 结果表明：储层渗透率与岩石颗粒粒级存在正相关性， 即粒级越小， 渗透率越低； 储层渗透率与上覆压力存在负相关性， 即上覆压力越大， 渗透率越小， 但上覆压力增大到一定程度后， 对渗透率的影响很小； 储层含气饱和度与岩石颗粒粒级、 储层渗透率之间存在负相关性， 即粒级越小、 渗透率越低， 含气饱和度越高。根据物理模拟实验的结果， 初步提出了致密砂岩的渗透率级变和渗透率级变系数的概念。综合分析认为， 致密砂岩的非均质性和渗透率级变系数是决定其成藏规模与含气饱和度的主要控制因素， 均质性较好的致密砂岩， 含气饱和度较高， 且局部孔隙度和渗透率相对较好的砂体更容易富集成藏； 渗透率级变系数越小含气饱和度会越高， 渗透率级变系数越大含气饱和度会越低。     

山西省河东煤田北部控气地质因素分析

从埋深、煤厚、构造和水文方面探讨了河东煤田北部煤层气富集的地质控制规律,指出在河东煤田北部,煤层的埋深直接影响煤层储层压力和保存状态,煤层的埋深与含气量呈正相关关系;煤厚变化与含气量也呈现正相关的关系;构造对煤层的沉积分布、煤层含气量具有明显的控制作用;水文地质条件对煤层气具明显的封堵作用。     

库车拗陷A 气田砂泥岩互层构造裂缝发育规律

从构造裂缝的形成机制出发,对库车拗陷A 气田砂泥岩互层中构造裂缝的发育规律进行了探讨,分析了其影响因素,并建立了砂泥岩互层构造裂缝发育模型。分析认为,受砂岩脆性特征和泥岩韧塑性特征的影响,砂泥岩互层中的构造裂缝首先在砂岩层中产生,并逐渐向泥岩层扩展形成裂缝网络。脆性岩层较塑性岩层更易产生大量裂缝,因此,在砂泥岩互层中砂岩层的裂缝密度大于泥岩层,同时,由于砂岩和泥岩内摩擦角的差异,裂缝在砂岩层中的平均倾角也大于泥岩层。单个砂岩层或泥岩层的厚度越小,对裂缝的发育越有利。强非均质性地层较均质地层裂缝更为发育,但共轭剪破裂中的一组裂缝会受到抑制,而以另一组裂缝为主。库车拗陷A 气田砂泥岩互层中泥岩层的厚度小于4.0 m 的裂缝穿透极限值,表明裂缝可以穿透泥岩层将砂岩层连通,形成大段连续的油气储集空间。最后,根据理论分析建立了砂泥岩互层构造裂缝的发育模型。     

卫2块气顶底水油气藏剩余油分布研究

针对卫2块气顶底水油气藏的地质特征,应用地质建模软件建立起构造模型、储层模型,展现出气顶底水油气藏的构造和储层特点,通过建立不同的油层、水层、气层物性解释图版,应用地质统计学方法精确计算出储层非均质参数,描述了该断块储层的非均质特征。在此基础上,应用VIP数模软件描述了剩余油分布特征,讨论了气顶底水油气藏剩余油的分布特征,认为剩余油主要分布在注采系统局部不完善区、未注水的弹性区、未受油水井控制的储量损失区;而剩余气则主要集中在北部地区和顶部砂组。根据所提出的剩余油气分布认识,进行了治理方案部署,经实施后取得了良好的效果,平均年增油2.3×10⁴t,年增气0.2×10⁸m³,年综合递减减缓2.1%。实现了油气同时高效开采。     

四川盆地中部中三叠统储层特征与类型

通过岩芯观察、 岩石薄片鉴定和地球化学分析测试， 对四川盆地中部中三叠统储层的岩石学特征、 储集空间类型、 物性特征和储层类型及其形成机理进行了详细研究， 将储层划分为风化壳喀斯特型、 滩相白云岩型和热液白云岩型 3 类。风化壳喀斯特型储层在磨溪以东—龙女寺以西地区的雷三—雷四段地层较为发育， 主要受构造抬升作用和后期成岩作用等控制； 滩相白云岩型储层主要发育在底部 （ T2l11） ， 储集岩性主要为砂屑白云岩、 残余砂屑白云岩等颗粒白云岩类， 储集空间以晶间孔和粒间粒内溶孔为主， 属中孔低渗型储层， 其形成发育明显受沉积相和成岩作用控制；热液矿物及其组合的普遍存在， 可能暗示研究区存在与构造断裂活动密切相关的热液白云岩型储层。     

黔南拗陷构造变形特征与油气保存有利区评价

根据沉积层序、构造变形样式及地层接触关系，将黔南拗陷沉积盖层划分为3大构造层，并重新划分黔南拗陷的构造区划。通过野外地质调查并结合地球物理资料，按黔南拗陷断裂特征及其不同部位构造变形强度的差异，将黔南拗陷划分为叠瓦冲断变形区和褶皱冲断变形区。黔南拗陷具有东西分带、上下分层的特点。依据各构造单元变形强度等相关要素的评价，优选出长顺凹陷为相对稳定的油气保存区，结合该区的石油地质条件，指出长顺凹陷为下步油气勘探的有利区带。     

川弥87井二叠系茅口组的成岩后生变化及其对储集性能的影响

四川盆地二叠系茅口组是主要的天然气产层,控制储层性能的因素较多且复杂。本文通过对川弥87井成岩后生作用的研究,认识该组气层的储集规律。通过岩芯和浮片研究认识到,胶结、压实、压溶、破坏性重结晶、硅化等作用对储层起破坏性作用;溶解、白云石化、后期重结晶等作用及构造裂球的形成时储层起建设性作用。作者建议,在研究区茅口组地层勘探过程中,应把注意力放在孔隙一裂隙型储层气藏上。     

大邑地区须家河组储层裂缝特征及主控因素

川西大邑地区须家河组属于超致密砂岩储层, 储层物性较差, 裂缝的存在极大地改善了储层的储渗性能。研究区须家河组储层发育构造缝、 成岩缝及异常高压缝, 部分井中见钻井诱导缝, 其中构造缝最为发育, 并以低角度缝和高角度缝为主, 为研究区主要裂缝。裂缝发育分布受断层控制, 裂缝发育带主要沿北东向断裂带呈条带状分布, 断层夹持带及构造高陡部位裂缝较为发育。裂缝发育的主控因素包括构造应力、 构造部位、 岩石类型及岩层厚度等, 其中构造部位及岩石类型为控制裂缝发育分布的关键因素。     

W油藏粘土矿物特征及油层低阻成因

W油藏Z1油组为高孔低渗低阻油藏，低阻油层的地质成因复杂多样。依据Z1油组储层发育特征，研究了储层粘土矿物的类型、颗粒的分布形式和泥质含量，以及上述粘土矿物特征对Z1油组低阻的影响。研究发现，Z1油组低阻层段的粘土类型以伊蒙混层为主，其相对含量高；粘土颗粒较均匀地成薄膜状、絮状分布；平均泥质含量高。粘土矿物组构产生的附加导电性和高泥质含量是影响Z1油组低电阻率的重要因素之一。      

我国煤层气储层特点及主控地质因素

通过对我国煤层气储层的分析,总结我国煤层气储层具有渗透率低、地应力分布不均、普遍欠压三大特点。同时对控制煤层气储层特点的因素进行了分析,认为控制我国煤层气储层特点的主要地质因素是构造地质条件和煤的变质程度,其次是煤层埋藏埋藏深度和地下水活动性。     

松南气田火山岩储层流体性质的识别

利用测井资料识别火山岩储层流体性质一直是困扰测井评价的难题。针对火山岩储层岩石成分、结构和气水关系复杂，孔隙空间分布极不均匀，储层具有很强的非均质性以及低孔、低渗的特点，采用核磁—密度测井综合法、横波（纵波）—合成横波（合成纵波）重叠法、压缩系数—泊松比重叠法及压力梯度法识别松南气田流体性质，取得了较好的效果。研究表明，由于各种测井方法在不同的孔隙—裂缝系统中的响应机制不同，天然气识别的效果存在明显的差异，总结了各类储层的气层识别方法。     

克拉玛依九区火山岩储层主控因素与物性下限

火山岩油藏岩性复杂， 储层物性的控制因素和物性下限难以确定， 致使对火山岩油藏试油、 试采以及压裂改造等带来不便。利用岩芯观察、 岩芯物性分析化验、 试油试采、 测井解释等多种分析手段， 从火山岩岩性特征、 岩相特征、 储集空间类型、 构造位置等与物性特征进行对比分析出发， 研究了影响克拉玛依油田九区石炭系火山岩储层物性的控制因素。在弄清储层物性主要控制因素的基础上， 采用生产动态资料刻度静态地质资料的方法确定了物性下限。研究结果表明： 影响该区火山岩储层物性的主要因素是岩性岩相和构造位置， 其次是储集空间和风化程度； 并最终确定出石炭系不同储层基质物性下限值， 沉积岩类为 6.5%、 凝灰岩类为 5.0%、 熔岩类为 4.5%。     

龙女寺构造须家河组天然气成藏主控因素

龙女寺构造须家河组天然气藏为较典型的岩性油气藏,其圈闭闭合高度低、储层致密、气水分布关系复杂。分析了须家河组气藏的烃源岩、储集岩、盖层和圈闭条件,认为其成藏条件优越;利用磷灰石裂变径迹技术和Easy%Ro化学动力学模拟技术重建了烃源岩的生烃演化史,结合构造演化再现了须家河组气藏的充注过程,将其分为3 个成藏阶段,中侏罗世末期的油气初次充注期,白垩纪末的大规模充注期和喜马拉雅期的气藏改造和重新定位阶段。指出了须家河组岩性气藏成藏的主控因素：优质烃源岩的发育是物质基础,古今构造均处于油气运移的有利指向区,储集物性和圈闭闭合高度控制了气水的分布,局部裂缝发育带则是成藏及高产的关键因素。     

准噶尔盆地红山嘴油砂特征及成藏模式探讨

准噶尔盆地西北缘经历了多期构造活动，为油砂的形成创造了有利的条件，在该区多处发现油砂露头，因此，深入、系统地开展该地区油砂特征和成藏模式分析，对该地区下一步的油砂勘探有着重要的指导意义。以准噶尔盆地西北缘红山嘴地区油砂为例，采用物理和化学实验的方法，分析了该区油砂的物理特征及油砂含油率特征，初步计算出该区油砂油的地质资源量；通过对地质、构造活动等方面的研究和分析，探讨了研究区油砂的富集模式，发现该区砂体空间展布和物性较好，为有利的油气储集空间，多期构造活动为油砂的形成创造了有利的条件；不整合面和断裂体系非常发育，对该区油气的运移起着控制作用，这两个主控因素对该区油砂的形成起着决定性的作用。