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1.
北部湾盆地涠西南凹陷二号断裂带由一组雁列式正断层组成,断层相互叠接部位形成大型变换带,前人对该大型变换带的控储作用一直缺乏系统的研究。以三维地震和钻井资料为研究基础,对二号断裂变换带的展布特征、演化过程及控储作用开展了系统分析。二号断裂主要受新生代两期伸展活动的影响:早始新世,受北西-南东向伸展应力控制,基底断层复活,形成北东向的单一、连续大断层;渐新世中、晚期,伸展应力转为近南北向,基底断层活动减弱,上部盖层内发育分段式、雁列式断层,断层联接部位形成变换斜坡,并控制了B洼流沙港组一段的重力流沉积体发育。西北物源大型三角洲经由各分段断层间的变换斜坡进入B洼,在重力作用下发生二次搬运形成富砂湖底扇,钻井证实B洼流沙港组一段重力流沉积体呈北东向平行于二号雁列式断裂分布,沉积类型主要为砂质碎屑流。该认识为深洼带流沙港组一段岩性圈闭的勘探提供了理论依据,并取得了较好的勘探成效。 相似文献
2.
就陆相中高成熟度混积型页岩油开发而言,岩相对甜点的控制作用还不明确。以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组为例,利用岩相构型分析、无人机倾斜摄影和三维地质建模等方法,结合岩心、露头、测井、分析化验和试油动态等资料,开展了岩相构型对甜点控制作用的研究。结果表明,把传统人工考察与无人机倾斜摄影技术结合起来,从井点设置、岩相参数定量刻画、格架模型和三维岩相原型模型建立等方面出发,可以表征芦草沟组露头剖面岩相构型三维空间分布特征。混积细粒储集岩岩相构型组合主要有渐变型、突变型和特殊型3类:渐变型砂体发育程度较高,形成上、下对称状岩相构型,常表现为多个相似旋回的叠置,烃源岩优质,储集层溶蚀孔隙发育,是优质甜点;突变型砂体发育程度一般,形成非对称状岩相构型,常呈多个相似旋回的叠置,烃源岩较为优质,储集层厚度薄;特殊型属于厚层碎屑岩类型,砂体发育程度高,呈单一旋回砂体叠置,储层较为致密,为相对优质甜点。储集岩岩相构型控制了甜点分布,并影响着开发部署策略。渐变型甜点发育程度高,非均质性弱,开发效果最好,采用大规模水平井平台化作业进行效益开发;突变型非均质性强,开发效果一般,是后续接替区域;特殊型整体呈分散状,连续性较差,非均质性强,需精细研究岩相构型空间分布,结合核磁共振法所测的物性参数和含油气性参数部署水平井开发。 相似文献
3.
沙湾凹陷周缘天然气混源现象普遍,前期缺少对地区的整体研究,制约了研究区天然气成藏研究。为此,系统开展了天然气地球化学特征分析,结合烃源岩热模拟技术,明确研究区中、浅层天然气的成因。研究显示,沙湾凹陷周缘中、浅层天然气以甲烷为主,干燥系数分布在0.73~1.00,δ13C1值分布在-56.0 ‰~-31.5 ‰,反映研究区成熟与高-过成熟天然气共存;δ13C2值分布在-30.4 ‰~-22.8 ‰,反映研究区煤型气、油型气和混合型气均有分布。结合烃源岩热解气碳同位素特征,认为研究区天然气具有4种成因类型:Ⅰ类天然气来源于佳木河组烃源岩,主要分布在红车断裂带中段白垩系,具有极重的δ13C2值,大于-25.5 ‰,C7轻烃中甲基环己烷含量大于50 %;Ⅱ类天然气分布少,主要为原油降解次生生物气,具有异常偏负δ13C1值和极高的干燥系数;Ⅲ类天然气来源于下乌尔禾组烃源岩,主要分布在小拐地区及红车断裂带南段侏罗系,δ13C2值分布在-27.9 ‰~-26.4 ‰,具有混合型烃源岩特征;Ⅳ类天然气为下乌尔禾组烃源岩与风城组烃源岩混源,主要分布在红车断裂带南段、北段及金龙地区,以下乌尔禾组来源为主的天然气δ13C2值大于-29 ‰,以风城组来源为主的天然气δ13C2值小于-29 ‰。 相似文献
4.
陆相湖盆中等成熟页岩油资源丰富,而该类型资源具有岩相变化快、成岩演化程度低、储层敏感性强及原油粘滞性高等特点,工程开发对策仍处于探索阶段。以渤海湾盆地歧口凹陷西南缘古近系沙河街组一段下亚段(沙一下亚段)典型湖相中等偏低成熟烃源岩为研究对象,分析该类型页岩油富集主控因素及工程应对策略,探索中等成熟页岩油开发动用方案。研究表明:云灰质页岩夹薄层碳酸盐岩段粘土含量矿物小于30 %,海水基滑溜水防膨压裂液体系能够抑制该类储层敏感性,并解决因粘土矿物吸水膨胀而导致的地层坍塌问题;储层脆性、生烃条件、含油性和储层水敏性是中等成熟页岩油甜点分布的主控因素,甜点厚度一般在10~12 m左右,应用叠前偏移数据体开展储层预测、读准靶点深度、旋转导向精准定向、打准甜点段及提高甜点钻遇率是获得高产-稳产的前提条件;采用海水基压裂液防膨、趾端蓄能体积压裂和前置CO2增能降粘可实现压裂提产。利用新认识优化QY1H井部署和实施方案,该井437 d累产油7 303.28 t(平均日产16.75 t),实现中等成熟度页岩油高产-稳产勘探突破。 相似文献
5.
针对页岩油储层矿物组分复杂多样、矿物体积含量模型不统一、矿物组分准确定量评价困难等问题,以济阳坳陷陆相页岩油储层的岩心X衍射全岩矿物岩心分析和薄片鉴定等实验资料为基础,引入有机骨架,构建页岩油储层“双骨架”矿物组分岩石物理体积模型,在经过储层三孔隙度校正之后,采用最小二乘法-奇异值分解最优化反演方法计算页岩油储层有机骨架和无机骨架矿物组分体积含量。研究表明,采用最优化反演方法计算得到的矿物体积含量与X衍射测量结果相关性达到0.60以上,并在实际井中得到验证应用。研究成果可为页岩油储层精细评价提供有力支撑。 相似文献
6.
通过X射线衍射、有机碳测试、主微量元素测试和饱和烃色谱等分析对吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组烃源岩的古环境、古生产力及其有机质富集机理进行了研究。研究结果表明:①吉木萨尔凹陷吉页1井区二叠系芦草沟组烃源岩主要为长英质混合细粒沉积岩和黏土质混合细粒沉积岩,有机质来源包括陆源有机质和海相藻类,其中海相藻类贡献较大;芦一段TOC值平均为5.93%,芦二段TOC值平均为5.69%。②研究区岩样中Ba元素含量较高,平均质量分数为12 052.89×10-6;烃源岩正构烷烃多呈单峰型,芦一段主峰碳为C17和C19,具有较弱的奇碳优势,芦二段主峰为主峰碳为C19,具有奇碳优势,整体类异戊二烯烃中Pr和Ph含量丰富。③研究区整体为干旱-咸化还原沉积背景,芦一段沉积期为干旱气候,古水体较浅,古盐度较高,水体分层形成稳定的还原环境,古生产力比芦二段强;芦二段沉积期为半潮湿—半干旱气候,古水体较深,古盐度较低,还原环境好。④研究区烃源岩有机质富集受控于陆源碎屑供给、古生产力和古气候等因素,还原环境稳定,是典型的“生产力富集模式”,古气候、古盐度和陆源碎屑的影响导致芦二段TOC含量较低。 相似文献
7.
利用地震、钻井等资料,对东濮凹陷进行构造解析,并结合煤系源岩高热演化区的生气强度进行了研究区古生界有利勘探区带预测。研究结果表明:①东濮凹陷具有印支—燕山期挤压分区、古近纪拉张成带、沙四—沙三段沉积期断陷控洼、沙二段沉积期走滑成块的演化特征,从而导致古近系具有多断、多凸、多洼的结构特征。②东濮凹陷在多期构造应力叠合作用下形成“棋盘式”含油气系统,各含油气系统内油气普遍具有“上油下气、早油晚气、连续成藏”的特征,总体上发育4类油气藏,建立了弱改造型盆地“近源聚集、连续成藏、断超控富”的油气富集模式。③东濮凹陷中区构造改造弱,油气富集,南北向挤压断层控制着古生界残余地层的分布,是深层煤层气原生油气藏有利区带;在高热演化区以烃源岩为中心,利用多成藏要素叠合可优选出卫城—文留构造带为有利勘探区。 相似文献
8.
大民屯凹陷沙四段湖相页岩油地层岩性复杂、有效厚度薄、储层变化快,利用常规的叠后地震方法预测“甜点”的精度较低,制约了页岩油资源的经济有效动用。针对研究区页岩油地质特征,以提高“甜点”预测精度为导向,探索形成了地震资料优化处理、叠前弹性参数联合反演、有效裂缝预测等多项关键技术。在地震资料处理方面,形成了以“全程Q补偿”为核心的宽频保幅处理技术思路,道集质量和频带宽度得到有效改善,提高了地震解决复杂地质问题的能力;在储层预测方面,综合应用叠前弹性参数联合反演技术和AVOZF反演技术,实现了岩性、脆性、TOC含量及有效裂缝等地质参数的高分辨率预测,明确了大民屯沙四段页岩油“甜点”分布的有利区,落实Ⅰ类、Ⅱ类“甜点”面积约为143 km2。现场实践结果表明,新钻的水平井地质评价结果与储层预测吻合程度高,储层的钻遇率达66.4%。研究结果为大民屯凹陷页岩油资源的勘探开发提供了有力技术支撑。 相似文献
9.
南阳凹陷属南襄盆地次级构造单元,是发育在秦岭-大别褶皱造山带之上的富油气断陷。研究其地质结构特征和形成演化过程,对凹陷油气勘探和认识秦岭-大别褶皱造山带晚白垩世以来隆升剥蚀作用的盆地构造-沉积响应均具有重要意义。综合利用凹陷内2/3D地震、钻井、测录井资料,识别区域性不整合面,划分构造-地层层序,刻画主要断裂的构造特征及凹陷平、剖面形态;运用平衡剖面技术,恢复南阳凹陷晚白垩世以来的形成演化过程。结果表明,南阳凹陷发育胡岗组底部(Tg)、玉皇顶组底部(T7)、核桃园组底部(T5)、上寺组底部(T1)4个区域性不整合面,将凹陷地层划分为基底构造层、胡岗组构造层、玉皇顶组-大仓房组构造层、核桃园组-廖庄组构造层、上寺组-平原组构造层共5套构造-地层层序。受新野断层、禹桐断层、师岗断层等基底断层控制,南阳凹陷表现出南北分带、东西分块、隆凹相间的构造格局。凹陷经历了初始断陷期、持续断陷期、强烈断陷期、断-拗转换期和拗陷期共5期构造演化阶段。基底结构复杂、边界断层形态差异及分段差异沉降是凹陷地质结构的主要控制因素。 相似文献
10.
江汉盆地始新统潜江组盐间页岩油是近年来研究的热点和难点。为了明确盐间页岩储层岩相及其储集物性,综合运用岩心观测、岩石薄片鉴定、X衍射、高压压汞和页岩孔渗等资料,对潜江凹陷潜江组盐间页岩油储层岩相发育特征及其对储集物性的影响进行了研究。该区盐间页岩油储层主要包括富碳纹层状泥质白云岩相、富碳纹层状云/灰质泥岩相和钙芒硝充填富碳纹层状云质泥岩相3种不同类型的岩相类型,前2种岩相的孔隙度明显高于后者。不同岩相孔径分布差异明显,富碳纹层状泥质白云岩相以孔径大于41 nm的孔隙为主,中值孔喉半径为219 nm;而富碳纹层状云/灰质泥岩相和钙芒硝充填富碳纹层状云质泥质相则以孔径小于41 nm的孔隙为主,中值孔喉半径为21 nm。富碳纹层状泥质白云岩相岩性均一,具有良好的储集空间和较大的孔喉结构,页岩储层中的含油性较高,为盐间页岩油储层中的优势岩相,是研究区最有利的页岩油勘探目标。 相似文献