川东石炭系碳酸盐岩孔隙演化中的埋藏胶结作用

碳酸盐岩孔隙演化受各种成岩作用的控制,其中胶结作用对孔隙演化起了重要的作用。利用地球化学分析手段,对川东石炭系碳酸盐岩胶结物进行了研究,碳酸盐岩中存在白云岩粒间胶结和石灰岩粒间胶结两种胶结物,不同成岩时期及成岩环境形成的胶结物的地球化学特征差异显著。川东石炭系埋藏成岩作用过程中,埋藏胶结物对孔隙演化有一定的影响。利用地球化学手段定量地描述胶结作用,为预测有利勘探目标提供了理论依据     

碳酸盐岩酸蚀裂缝渗流-传热特性

充分认识流体在碳酸盐岩酸蚀裂隙面上的渗流传热特性,实现地热能的可持续开发利用是十分必要的。针对碳酸盐岩热储非均质性和缝洞发育的突出特点,采用自主研发的实时高温常规三轴试验系统,能够真实模拟岩石裂隙的真实对流换热过程。采用试验和模拟相结合的方法,进行了碳酸盐岩裂缝渗流传热耦合机理研究。结果显示,裂缝表面进行非均匀性溶蚀,形成一条具有导流能力的人工裂缝,达到改善流体渗流条件的目的;在温度一定的条件下,对流换热系数增幅与流量、压强呈正相关;采用COMSOL Multiphysics软件对碳酸盐岩单裂隙渗流传热过程进行了模拟计算,开展了实际热储层环境条件下对流换热仿真分析,实验结果验证了数值模拟的正确性与可靠性,获得了储层温度场的演化规律。     

基于碳酸盐岩缝洞系统的孔网模型构建与流动模拟研究

针对缝洞发育丰富的碳酸盐岩介质,基于孔隙网络构建理论,构建了两种不同的孔隙网络模型,并基于能量守恒与达西公式分别对两种模型进行流动模拟,通过与基于数字岩心流动模拟的结果对比,表明目前两种主要孔网建模的方法均不能准确描述缝洞特征显著的碳酸盐岩介质,但由于基于中轴线法构建的孔网中会产生数量众多的孔隙与吼道,因此该方法可以被用来表征缝洞介质,但需要从缝洞系统特征入手对其加以改进,以期在未来可以准确的描述缝洞型介质。     

滨里海盆地北特鲁瓦油田上石炭统碳酸盐岩沉积相研究与有利储层预测

北特鲁瓦油田是近年来在滨里海盆地东缘发现的大型油气田,石炭系碳酸盐岩是最重要的含油层系。通过岩心、测录井资料分析,以及大量薄片及扫描电镜微观观察,认为北特鲁瓦油田上石炭统碳酸盐岩地层属于碳酸盐岩台地相沉积,可进一步分为蒸发台地、局限台地、开阔台地3个亚相;以及膏岩坪、白云坪、潟湖等7个微相,各沉积微相的特征显著。剖面及平面上沉积演化分析表明,上石炭统沉积时期处于一个海平面逐渐下降的过程,在Б2时期,研究区全部为开阔台地亚相;到A2时期,研究区大部分为蒸发台地、局限台地亚相。通过总结平面上各微相分布规律,建立了适宜北特鲁瓦油田的碳酸盐岩沉积模式。通过微观孔隙类型及特征分析,结合沉积微相研究,发现局限台地内的白云坪微相及开阔台地内的台地滩微相储集物性最好,其内发育的粉晶生屑云岩、晶粒云岩及亮晶颗粒灰岩、生物格架灰岩是油田最有利的储集层。上述研究成果将为油田后续的评价开发提供新的地质依据。     

基于核磁共振测井的束缚水饱和度评价方法：以中东地区M层组的孔隙型碳酸盐岩储层为例

束缚水饱和度是储层流体性质识别和油气藏储层评价的关键参数。利用地球物理测井资料进行储层束缚水饱和度评价是目前广泛使用的方法,其中核磁共振测井一般通过确定横向弛豫时间截止值来计算储层束缚水饱和度,而在中东H油田M层组核磁共振实验研究中发现,部分实验样品出现了“扩散耦合”现象,导致通过T₂截止值难以准确求取储层束缚水饱和度。通过提取核磁共振T₂谱中反映孔隙结构与流体赋存状态信息的特征参数,并结合铸体薄片等资料探讨这些参数与束缚水饱和度之间的相关关系,规避T₂截止值从而避免“扩散耦合”现象对模型的影响。实验结果表明,束缚水饱和度与核磁孔隙度、区间孔隙分量及T₂几何均值之间具有相关性,并基于上述参数建立了束缚水饱和度预测模型,在中东H油田M层组中对预测模型进行实际井验证,取得良好应用效果,为后续判别储层流体性质与水淹层识别打下坚实基础。     

川东黄草峡构造嘉二-嘉一段改建储气库的储层类型及控制因素

四川盆地东部黄草峡构造嘉陵江组碳酸盐岩储层的岩性复杂、相变快、储层非均质性强,储层类型及储层发育控制因素对储气库改建至关重要。结合岩心观察与物性测试数据,利用常规三孔隙度曲线和成像测井资料,对黄草峡构造12口井嘉陵江组储层孔、洞、缝进行测井识别,总结了不同类型储层的测井响应特征。测井综合解释结果表明,嘉陵江组储层主要发育在嘉二-嘉一段,嘉二²储层以孔隙-裂缝型为主,孔隙型和裂缝型其次;嘉二¹-嘉一储层类型以裂缝型为主,裂缝-孔洞型其次。嘉二-嘉一段储层的发育与多种因素有关,其中白云石化作用、构造曲率变化、岩性及现今构造应力、埋藏岩溶作用是主要控制因素。     

滇西楚雄盆地上三叠统云南驿组二段碳酸盐微相及沉积相分析

上三叠统云南驿组二段发育了一套较为完整的海相碳酸盐岩,对研究此处沉积环境具有重要意义。采用微相分析的方法,对本套碳酸盐岩的生物组合、微相类型和沉积环境进行研究,将树苴水泥厂处的云南驿组二段沉积归纳为8种微相:砂屑砾屑灰岩、含生物碎屑砂砾屑灰岩、介壳灰岩、含完整化石的泥-微晶灰岩、含生物碎屑泥晶-微晶灰岩、含生物碎屑砂屑球粒灰岩、含有机质纹层状泥晶-微晶灰岩、无纹层无化石泥晶-微晶灰岩。碳酸盐岩微相类型的垂向序列指示了此处云南驿组二段形成于海相斜坡环境及盆地边缘相沉积环境。     

苏里格气田桃2区块马五1亚段沉积微相特征

对苏里格气田桃2区块14口取心井马五1亚段岩心、薄片、测井、录井资料进行详细分析,认为研究区马五1亚段属于陆表海台地潮坪相,潮坪相主要包括潮上带和潮间带2个亚相及8个微相。通过单井相和连井相分析认为该区马五1亚段纵向上以潮上带亚相为主,潮上云坪、泥云坪及灰云坪微相发育。小层沉积微相平面展布特征研究表明：马五14、马五13和马五11＋2沉积微相平面展布有较好的继承性;主力层马五13平面上潮上云坪最为发育,其次是潮上泥云坪,潮上灰云坪呈不规则状分布于研究区中部。     

缝洞型碳酸盐岩近井筒裂缝转向模拟研究

缝洞型碳酸盐岩油气储层在非主应力方向上存在许多储集体,水力压裂开采技术产生的压裂缝传统的扩展模式为对称双翼扩展线性裂缝,此方式很难沟通大量存在于非最大主应力方向上的储集体。定向射孔并控制水力裂缝扩展路径是解决此问题的关键。本文通过定向射孔压裂起裂模型判断水力裂缝起裂,最大周向应力准则作为判断裂缝转向扩展的依据,结合顺北某油气田实测参数,利用Abaqus扩展有限元法对射孔方位角、水平地应力差、射孔深度、压裂液排量等影响水力裂缝近井筒转向扩展的因素进行数值模拟。结果表明：射孔方位角、水平地应力差是水力裂缝转向扩展的主要控制因素;射孔深度的影响受水平地应力差的控制;压裂液排量的大小对于水力裂缝转向扩展几乎没有影响。     

塔河油田奥陶系S80缝洞单元注水效果分析

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏具有很强的非均质性,在前期缝洞单元划分的基础上,进行了单元注水开发,开发效果得到明显改善.从递减曲线、水驱曲线、含水上升率及压力保持程度四个方面进行评价,分析S80单元注水开发效果.通过四个开发指标的简单分析表明单元注水驱油具有一定成效,对指导下一步缝洞单元注水开发具有一定意义.