致密油烃源岩有机碳含量测井定量预测模型适用性分析——以柴达木盆地上干柴沟组下段烃源岩为例

中国致密油勘探初期,测井资料评价烃源岩为一种可行有效的方法。利用测井曲线叠合模型(即ΔLogR技术)和多元回归方程模型两种测井定量预测模型对柴达木盆地扎哈泉凹陷上干柴沟组(N_1)下段烃源岩有机碳含量进行了预测,并通过比较预测效果来选取最佳预测模型。结果表明,本区多元回归方程模型的计算精度高于ΔLogR技术模型,原因应该在于使用ΔLogR技术模型时参考层或某些参数的选择存在问题。多元回归方程模型中,以自然伽马能谱U、声波时差以及电阻率、地层密度4个参数为自变量的模型为最佳,并得到了验证。     

确定有效烃源岩有机质丰度下限的一种新方法——以鄂尔多斯盆地陇东地区上三叠统延长组湖相泥质烃源岩为例

以鄂尔多斯盆地陇东地区三叠系上三叠统延长组长4+5、长6、长7和长9段暗色泥岩为例,利用有机碳与氯仿沥青"A"转化率、热解有机质相对生烃量(IHC=S1/w(TOC),%)的关系,建立了适合研究区的湖相有效泥质烃源岩的有机质丰度下限值.热解S1和氯仿沥青"A"含量代表烃源岩中的已生烃量,在不排烃情况下,随有机碳含量增加而增大,当其减小时则表明有烃类的排出.代表有机质相对生烃量的热解参数IHC和沥青转化率(w(A)/w(TOC),%)随有机碳含量增加而开始降低的转折部位对应的有机碳含量即为有效烃源岩的下限值,研究区的有机碳质量分数为1.1%,相应的热解S1+S2下限值为2.2 mg/g,氯仿沥青"A"质量分数下限值为0.03%,总烃质量分数下限值为150×10-6.该下限值主要适合于研究区湖相有效烃源岩的识别,不同含油气盆地不同层段的有效烃源岩有机质丰度下限值应根据相应的分析数据加以确定.     

低勘探程度地区烃源岩综合评价——以塔里木盆地西南拗陷石炭系烃源岩为例

综合考虑烃源岩沉积时的内在属性和沉积之后的外在演化两个方面,筛选烃源岩厚度、总有机碳含量及镜质体反射率评价参数,并提出等效有机碳厚度概念,利用等效有机碳厚度和镜质体反射率参数的交会叠合,建立了低勘探程度地区烃源岩综合评价方法。运用此方法对塔里木盆地西南拗陷石炭系烃源岩进行综合评价,预测最有利烃源岩位于研究区的乌恰—喀什—阿克陶和莎车—泽普—叶城一带。该方法预测的有利烃源岩区域与目前的勘探现状吻合,显示了此评价方法在低勘探程度地区的可行性。     

基于模糊C均值聚类的沉积相定量识别——以川西某气田蓬莱镇组为例

利用传统定性的方法识别沉积微相,很大程度上依赖于研究人员的经验、识别效率低;通过岩心观察、粒度分析,沉积构造特征和测井相分析,结合区域地质背景,首先确定出川西某气田蓬莱镇组的沉积微相类型为浅水三角洲沉积体系,主要发育三角洲前缘亚相的水下分流河道、河口砂坝、席状砂、水下分流间湾及席间泥等微相;然后根据目的层段的分层数据表提取测井曲线（自然电位、自然伽马、声波时差及地层电阻率等）,并计算反映沉积微相特征的参数（平均值、地层厚度、相对重心及变差方差根等参数）;最后对这些参数进行归一化处理及模糊C均值聚类识别,结合沉积微相的平面分布规律,绘制出该层的沉积微相;基于此编制了相应的识别程序,对研究区的11个主力小层进行了沉积微相识别;与常规方法相比,该法可以批量识别沉积相,弥补了传统定性识别沉积微相的缺陷,识别的准确率较高,具有一定的推广价值。     

M盆地烃源岩有机显微组分特征与生烃潜力初探

Ｍ盆地烃源岩主要分布于下白垩统ＡｂｕＧａｂｒａ组,为一套半深湖－深湖的沉积建造,主要生油岩为深灰色、灰黑色泥页岩．其中的原油具有高蜡、低硫和低气油比的特征．通过对烃源岩地球化学特征和烃源岩有机显微组分特征研究证实,该套烃源岩主要生油组分为陆源有机质经细菌降解形成的腐殖无定形,其次为壳质组;生油能力较弱的镜质组和惰质组含量较低．对主要烃源岩模拟生烃特征进行了研究,结果表明：这种有机质油气转换系数较大,并具有“两期生油”的特征,第一个生油高峰对应的模拟温度为３４５℃,第二个生油高峰为４２５℃,产生的油气具有生油量大、生气量小的特点．     

东营凹陷下始新统沙四段烃源岩有机相分析

目前,世界上新发现了众多深层油气藏,深层油气资源及成藏逐渐成为研究的热点。沉积有机相可以辅助对烃源岩的生烃潜力做出较好的评价,进而指导油气勘探。通过对东营凹陷下始新统沙四段烃源岩沉积特征及沉积环境、有机岩石学、有机地球化学、孢粉相等的分析,主要运用特殊元素比值、有机碳含量、镜质体发射率和孢粉相模式,将沙四段自下而上划分为盐下段的弱还原冲积扇沉积有机相、盐间段的强还原盐湖沉积有机相、盐上段的还原深湖—半深湖沉积有机相3 个有机相带。其中,以盐上段的还原深湖—半深湖沉积有机相烃源岩中保存的有机质最佳,具有良好的勘探前景,盐间段次之,盐下段较差。     

源下油气成藏主控因素与成藏模式——以北部湾盆地乌石凹陷乌石17X下始新统流沙港组三段油藏为例

北部湾盆地乌石凹陷下始新统流沙港组三段发育源下断块油藏,其原油来自上覆流沙港组二段超压成熟烃源岩,其成藏受"源储压差"、沉积相和有效断块圈闭三因素控制。"源储压差"控制了油气运移方向,油气由流沙港组二段源内超压区向下部、侧向流沙港组三段常压区运移,在断裂圈闭带中聚集。流沙港组二段超压还起到了封盖油气作用。流沙港组三段近岸水下扇扇中辫状水道微相储层物性较好,是"甜点"储层。下始新统流沙港组三段具有"高压源、源封盖、源储接触"的源下油气成藏模式。乌石凹陷东部流沙港组三段始新世裂陷幕断裂圈闭带是"源下"油气富集的区带。     

分岩性测井识别油层技术在低对比度油层中的应用——以陆梁油田L9井区J2x1油藏为例

陆梁油田L9井区西山窑组J_2x_1油藏自21世纪初探明,但鉴于对油水层识别不清,导致后期投产井相继失利。为此,利用岩心观察、薄片鉴定、X衍射、岩电分析等资料,结合测井、试油试采动态等数据,对L9井区西山窑组油藏低对比度油层开展原因分析及识别方法研究。研究表明,岩性是影响该区物性、含油性、泥质含量、孔喉特征差异的根本因素。鉴于此,利用分岩性重新拟定了孔隙度、阿尔奇公式参数,并建立了分岩性识别低对比度油层的模型。结果表明分岩性识别低对比度油层解释结论与试油试采符合率达到94%,因此该方法在低对比度油层识别中具有较好的实用价值。     

泥云岩储层成因机理及其特征研究——以酒西盆地青西凹陷下沟组泥云岩储层为例

酒西盆地青西凹陷白垩系下沟组地层发现的厚层泥质白云岩和白云质泥岩是该区主力生油岩和储集层,这种低孔低渗的致密储层蕴含丰富的油气资源引起了地质学家的重视但是目前对此类非常规储层成因机制和特征的了解有限。利用测钻井、岩心、镜下薄片等资料,通过分析岩石组成构成、统计下沟组g0—g1层泥云岩厚度百分比和镜下描述等方法对泥云岩储层进行研究。由于泥云岩储层位于盆地半深湖—深湖亚相环境,确定巨厚泥云岩的成因机制属于火山口"白烟型"喷流—热液沉积作用与后期深埋藏成岩改造作用。该成因机制导致泥云岩中含有大量钠长石、铁白云石等脆性矿物发育,具有二元纹层和三元纹层的特点,即富有机质的泥岩层与白云岩、长石等脆性矿物构成薄纹层"千层饼"式的薄纹层互层结构。另外,酒西盆地构造活动频繁导致储层内对油气运移和储集有利的裂缝非常发育。对泥云岩储层进行表征,利于理解致密储层富含油气的机理并对下一步泥云岩等致密储层的油气勘探提供帮助。