陆相断陷盆地特殊岩性致密油藏地质特征与勘探实践——以束鹿凹陷沙河街组致密油藏为例
摘要：随着非常规油气勘探进入快速发展阶段，中国致密油气勘探取得了丰硕成果。基于多年非常规油气勘探实践，结合陆相断陷盆地致密油藏特征，初步将中国陆相盆地致密油藏分为致密砂岩油藏和特殊岩性致密油藏。特殊岩性致密油藏包括泥灰岩型致密油藏、碳酸盐砾岩型致密油藏、凝灰岩型致密油藏等。与常规致密砂岩油藏相比，特殊岩性致密油藏储层成因特殊，储集空间类型多样，常规地球物理方法预测困难。通过对冀中坳陷束鹿凹陷沙河街组三段下亚段泥灰岩一砾岩致密油藏的解剖，建立了束鹿地区特殊岩性致密油藏的成藏模式。对于特殊岩性致密油藏的勘探，需要多因素综合分析，总结致密油成藏控制因素，建立适合探区的油气成藏模式，以此指导后续勘探开发。束鹿凹陷沙河街组三段下亚段层序地层与油气藏类型
摘要：基于束鹿凹陷高分辨率三维地震连片和新钻井资料，制定了“井震结合、地震追踪、沉降中心、确定层序”的研究思路，运用钻井、测井、地震新技术新方法，将束鹿凹陷沙河街组三段下亚段精细划分为5个三级层序和15个准层序组，确定了泥灰岩、砾岩有利发育部位，明确了泥灰岩、砾岩储层在各层序中的空间配置关系，并对“源-储-体”型泥灰岩油气藏和“源一储共生”型砾岩油气藏2种致密油油气藏类型和资源潜力进行了分析，从而指出油气勘探有利方向。束鹿凹陷沙河街组三段下亚段泥灰岩-砾岩岩石学特征
摘要：束鹿凹陷沙河街组三段下亚段泥灰岩-砾岩段是一套特殊的致密油气储层。随着束鹿凹陷致密油气勘探逐步推进，泥灰岩-砾岩段岩石类型的划分及其岩石学特征的研究直接决定了不同尺度下岩性的识别和优势储层岩性的优选。以系统取心井岩心观察、岩矿鉴定和X-射线衍射全岩分析资料为基础，从宏观到微观系统研究了岩石类型、岩石学特征、优势储层岩性分布，提出了泥灰岩一砾岩多维岩性分类方案，系统分析了泥灰岩、砾岩、砂岩和泥岩等4大类、10种岩石类型的岩石学特征，并优选了纹层状泥灰岩和颗粒支撑陆源砾岩2种优势储层岩性，为该区优势储层段和储层“甜点”区预测提供依据。束鹿凹陷沙河街组三段下亚段泥灰岩-砾岩致密储层储集空间类型及成因
摘要：通过偏光显微镜、荧光显微镜、阴极发光显微镜、场发射电镜和物性实验等手段，系统剖析了束鹿凹陷沙河街组三段下亚段泥灰岩一砾岩储层储集空间类型，探讨了储集空间成因及控制因素。研究区泥灰岩-砾岩主要发育纹层状泥灰岩、块状泥灰岩、颗粒支撑陆源砾岩、杂基支撑陆源砾岩、混源砾岩5种岩性，储层致密，孔渗极差，属特低孔特低渗储层。储集空间主要为次生孔隙和裂缝，发育溶孔、有机质孔、砾内孔、粒（晶）内孔隙、粒（晶）间孔隙等，以及构造缝、层间页理缝、贴砾缝、收缩缝、有机酸溶蚀缝等；其中，泥灰岩储集空间以有机质孔隙、页理缝、粒（晶）间孔隙为主，砾岩储集空间以砾内孔、溶孔、构造缝为主。储集空间的发育主要受构造作用、沉积作用、物源和成岩作用等因素综合影响。束鹿凹陷沙河街组致密油复杂岩性测井识别技术
摘要：束鹿凹陷致密油储层岩性复杂，岩石结构和矿物成分多样，岩性识别困难。通过精细分析岩心资料与测井响应关系，建立了常规测井复合参数岩性识别图版，以及基于阵列声波、核磁和微电阻率扫描成像测井特征参数的岩性识别方法，编制了计算机程序，实现了4大类、9种岩性的自动判别，通过分析不同岩性孔隙结构、渗透性、脆性等参数特征，建立了储层优势岩石相的认识，为束鹿凹陷致密油储层综合评价奠定了基础。黏弹性裂缝诱导各向异性介质地震波场传播特征——以束鹿凹陷沙河街组三段下亚段泥灰岩储层为例
摘要：广泛发育裂缝的泥灰岩储层具有复杂的黏弹性和各向异性性质，使得地震波在其中的传播机理尚不完全清楚，这成为制约该类储层油气勘探取得进一步突破的重要因素。综合考虑裂缝储层的各向异性与黏弹性性质，利用Kelvin-Voigt黏弹性模型、线性滑动裂缝模型与Hudson模型，构建了黏弹性各向异性裂缝性储层等效介质模型；采用旋转交错网格有限差分算法近似计算空间导数，同时采用复频移递归积分非分裂PML边界条件来吸收边界反射，进而对所建立的等效介质模型的地震波场进行数值模拟。研究结果显示地震波传播特征受基质Q值、裂缝充填流体、裂缝体密度及裂缝倾角与方位角等参数的影响。湖相致密复杂岩性地震识别技术
摘要：针对湖相复杂致密岩性地震预测难点多的特点，提出一种在高分辨率层序约束下利用贝叶斯统计方法识别致密岩性的思路。应用地震时频旋回技术和Wheeler变换与反变换技术建立三维高分辨率层序格架，划分沉积体系域。运用中观尺度测井数据开展岩石物理交会分析，利用实验室X-射线衍射数据（XRD）和等效介质模型进一步从微观尺度分析，最终确、定拟声波阻抗和纵、横波速度比是区分岩性的敏感参数。在此基础上，开展高分辨率层序约束下的波阻抗及纵、横波速度比反演，而后利用反演属性进行贝叶斯统计，在井上岩性识别精度高的前提下，利用得到的条件概率分布预测空间岩性最佳分布，最后对岩性分类结果进行对比分析。实际应用证明，在高分辨率层序约束反演的基础上利用贝叶斯统计识别复杂致密岩性具有较高的吻合率，该项技术适用于湖相复杂致密岩性识别。应力条件制约下不同埋深煤储层物性差异演化
摘要：以鄂尔多斯盆地东缘煤储层为研究对象，采用水力致裂法获取地应力参数，同时利用实验室模拟技术，结合现场测试数据，从煤储层储集性和渗透性两方面开展应力条件下煤储层物性演化机理研究。随着煤层埋深的增大，地应力增高，煤岩孔隙受压闭合，煤储层孔隙度在应力作用下呈指数规律降低；不同煤阶煤岩各级孔径的孔隙在应力作用下的变形特征存在较大差异，随着应力增大，低煤阶煤岩大中孔体积下降明显，而中、高煤阶煤岩微小孔体积的下降幅度要高于大中孔。不同埋深和应力作用下的煤体变形和渗透率变化可分为3个阶段：埋深在600m以内，地应力较低，煤岩裂隙发育较好，煤储层渗透率变化范围较宽；埋深在600～900m，煤层处于三向受压状态，裂隙易受压闭合，渗透率普遍小于0．5mD；埋深在900m以下，地应力变强，且煤层受力不均，垂直主应力大于水平主应力，易产生新裂隙，煤储层渗透率出现高值。束鹿凹陷致密油复合体积压裂技术
摘要：针对制约束鹿凹陷致密油储层改造瓶颈问题，以储层改造为核心，逆向设计，利用物模与数模方法论证体积压裂可行性，优选针对性压裂液体系，形成了提高砾岩一泥灰岩裂缝复杂化程度的清洁酸压与加砂压裂结合的特色体积改造压裂技术：①开展储层脆性、裂缝弱面、两向应力差等体积改造地质条件分析，结合数模结果得出体积压裂的可行性；②开展3种完井方式与5种改造工具的配套优选，形成利于提高排量促进复杂缝网形成的“筛套结合”完井方式；③针对储层超低渗易伤害的特点，进行低伤害酸液和新型液体评价实验，形成与储层配伍和低伤害特点的清洁酸与新型压裂液体系；④针对砾岩、泥灰岩不同岩性，开展清洁转向酸裂缝刻蚀实验，利用岩板进行酸与支撑剂的裂缝导流能力优化，提出砾岩、泥灰岩酸压与加砂压裂相结合的复合改造新工艺；⑤形成束鹿凹陷致密油改造现场高效施工及压后分层求产的配套技术。通过该种技术在束探1H等3口井15段改造中的综合应用，稳定日产油量由以往的1．2t／d提高到11．3t／d。沁水盆地郑庄区块煤储层水力压裂曲线类型及其地质影响因素
摘要：基于郑庄区块64口直井的压裂曲线分析，对水力压裂裂缝的扩展规律进行了总结，深入探讨了水力压裂曲线类型与煤体结构、天然裂缝发育、埋深和构造应力的关系。研究结果表明：最小水平主应力值较大、裂缝发育情况较差，不利于煤层起裂形成主缝，易形成上升型压裂曲线；最小水平主应力值较低、裂缝发育条件较好时，煤层容易起裂形成主缝，易形成下降型、稳定型和波动A型曲线；当垂向主应力与最小水平主应力相差不大时，易同时发育水平缝和垂直缝，形成波动B型曲线。大样煤岩压裂模拟实验表明该评价结果具有较好适用性。沁南-夏店区块煤储层地应力条件及其对渗透性的影响
摘要：采用水力压裂测试地应力方法，对沁南-夏店区块19口煤层气井3#煤层地应力分布进行了测试，并建立了3#煤层地应力、渗透率与煤层埋深以及储层渗透性与地应力之间的相关关系和模型，分析了地应力对煤储层渗透性的影响。结果表明：沁南-夏店区块最大水平主应力梯度为2．39～4．49MPa／hm，平均为3．49MPa／hm；最小水平主应力梯度为1．48～2．45MPa／hm，平均为1．99MPa／hm。煤储层渗透性受控于现今地应力和所处应力状态，煤储层现今地应力随深度的增加呈线性增大规律，煤储层渗透率与地应力之间服从负指数函数关系。煤储层埋深600m以内，现今最小水平主应力小于12MPa，煤储层渗透性相对较好，试井渗透率大于0．25mD；埋深600~950m，现今最小水平主应力为12～20MPa，煤储层渗透性变差，试井渗透率平均为0．05～0．25mD；埋深大于950m，煤储层最小水平主应力大于20MPa，试井渗透率平均小于0．05mD。煤层气井排采液面一套压协同管控——以沁水盆地樊庄区块为例
摘要：以樊庄区块煤层气开发直井排采管控为研究实例，以排采工程数据为主要依据，探讨各排采控制阶段流体流动形态与煤储层伤害机制，揭示排采液面一套压协同控制过程，并基于煤层气井排采曲线分析和高产气井排采参数统计，获得排采液面-套压协同控制指标。研究结果表明，樊庄区块煤层气井需经历“以液为主-气、液混合-以气为主”的排采控制过程以及排水降液面阶段、憋压阶段、产气量上升阶段、稳产阶段和产气量衰减阶段5个排采控制阶段，其中，排水降液面阶段、憋压阶段、产气量上升阶段是流体流动形态转变和储层伤害的易发阶段，也是排采管控的关键阶段。排水降液面阶段以日产水量为控制参数，以井底流压为评判指标，采取缓慢、长期的排采原则；憋压阶段以日产水量和套压为控制参数，以憋压、稳定动液面的方式实施管控；产气量上升阶段采取适当憋压、提升动液面的控制原则，保持套压高于0．2MPa，控制日产水量缓慢降至0．2～0．5m。，使动液面深度回升至煤层中部以上10~50m；稳产阶段需适当憋压，稳定动液面在煤层以上，并维持排采作业稳定；产气量衰减阶段尽量避免较大幅度的排采制度调整，使产气量、产水量平稳下降。关于出版《石油学报：华北油田非常规油气勘探与开发论文专辑》的说明
摘要：随着石油工业进入非常规油气勘探开发时代，中国石油华北油田公司的非常规油气勘探开发在陆相断陷盆地特殊岩性致密油藏和高煤阶煤层气领域取得了丰硕成果。针对陆相断陷盆地特殊岩性致密油藏的特殊性和复杂性，依托中国石油天然气股份有限公司重大科技专项《华北油田上产稳产800万吨关键技术研究与应用》（2014E-035），以渤海湾盆地冀中坳陷柬鹿凹陷沙河街组三段下亚段泥灰岩-砾岩致密油藏为重点，积极开展陆相断陷盆地特殊岩性致密油藏成藏理论、控藏机理、富集规律的研究与认识，结合生产实际摸索优化致密油藏的勘探配套技术和压裂试采工艺，以期在束鹿凹陷建立适合的油气成藏模式和致密油工厂化勘探开发示范基地。