黄骅坳陷沙一段沉积体系研究

黄骅坳陷沙一段是该坳陷含油范围最广、油层分布最稳定的勘探开发层系.为明确该层段的油气分布规律及勘探前景,利用岩心、测井和分析化验等资料,研究了不同沉积相的特征及平面展布.综合分析认为该区主要发育近岸水下扇、辫状河三角洲、三角洲、重力流、碳酸盐岩台地等多种沉积相类型,预测出近岸水下扇扇中、辫状河三角洲前缘、三角洲前缘、重...     

中亚南部湖盆浅水辫状河三角洲识别标志与沉积模式研究

以岩心相、测井相、地震相为标志,通过对中亚南部湖盆Aryskum组古地理背景、砂体展布、水动力条件、沉积构造及地球物理响应等进行综合研究,认为其属于浅水粗粒辫状河三角洲沉积环境,主要发育浅水辫状河三角洲前缘亚相的水下分支河道和支流间湾沉积微相,其中,水下分支河道比较发育,不同方向的河道相互叠置,平面上连片分布,可形成有...     

渤海湾盆地沾化凹陷沙河街组富有机质页岩孔隙分类及孔径定量表征

页岩微观孔隙特征分析和孔径定量表征是页岩油气储层评价和开发的关键。通过岩心观察、薄片鉴定、X-衍射、扫描电镜、氮气吸附等实验手段,分析了渤海湾盆地沾化凹陷富有机质页岩的矿物组成和微观孔隙类型,并对微观孔径进行了定量表征。结果表明：沙河街组页岩具有碳酸盐矿物含量高、粘土矿物含量较低的特征。根据发育位置、成因及产状,将储集空间分为孔隙与裂缝两大类,并制定了孔隙和裂缝的尺度评价标准。孔隙包括矿物基质孔隙和有机质孔隙;裂缝包括构造、层间、超压破裂、成岩和有机质收缩裂缝。氮气吸附等温曲线主要存在3种类型,分别反映了样品中微孔、中孔及宏孔的分布差异。通常氮气吸附实验能更好地表征中孔的发育特征,而扫描电镜所测孔隙更好地表征了宏孔的发育。需要进一步采用二氧化碳吸附、纳米CT及压汞实验定量表征页岩的微孔和宏孔的大小及分布。     

南海北部新近系深水低位沉积特征及控制因素

南海北部是中国重要的油气探区,该地区的深水低位沉积研究是目前油气勘探的热点。在地震、测井及岩心等资料综合分析的基础上,运用层序地层以及沉积分析方法,对南海北部新近系重点层序（ＳＱｚｊ２ 和 ＳＱｈｊ２）的深水低位沉积层序特征及其控制因素进行了研究。 研究表明,该区陆坡深水低位域沉积主要包括陆架边缘三角洲、低位扇、下切水道充填等;新近系深水低位沉积体系的展布以及层序结构的演化都不同程度地受到盆地古构造地貌、断裂陆架坡折带、构造沉降（速率）、沉积物供给及相对海平面变化等因素的控制,其中持续的构造沉降是研究区深水低位沉积体系展布及充填演化的主要控制因素。     

滨里海盆地东缘石炭系层序地层研究

应用层序地层学理论,对滨里海盆地东缘石炭系各岩性段进行分析对比和沉积古地理研究,建立了研究区的层序地层格架。将研究区石炭系划分成5个二级层序（自下而上依次为SS1—SS5）和11个三级层序（依次为S1—S11）。在层序等时对比的基础上,研究了各层序岩性组合在盆地中不同区带的发育状况、展布特点以及优质储集层可能的发育区。二级层序SS5和SS2高位体系域的一套白云岩储集层和一套滩体灰岩,分别与SS5顶部和SS3中广泛发育的泥岩盖层组成良好的储盖组合,并形成重要的油气藏。从已发现的油气藏分布来看,区域构造位置相对高的部位有利于碳酸盐岩储集相带的发育。     

深层有效碎屑岩储层形成机理研究进展

深层碎屑岩储层逐渐成为油气勘探的新领域,而有效碎屑岩储层的形成机理又是深层领域油气勘探的焦点。 深层有效碎屑岩储层的形成机理复杂,与沉积作用、成岩作用及构造作用息息相关。沉积环境是形成有效储层的前提和基础。 建设性成岩作用形成的次生孔隙能有效改善储层物性。 较低的古地温环境、快速深埋的埋藏方式、地层中发育异常高压、上覆厚层膏盐、烃类早期充注、颗粒黏土矿物包壳和深层流体活动等条件均有利于有效碎屑岩储层的形成。在深层储层演化过程中,构造应力作用可直接导致孔隙体积缩小,但构造应力形成的裂缝可改善储层孔隙沟通及渗流能力,形成裂缝型有效储层。 因此,深层有效碎屑岩储层形成机理可总结归纳为“沉积物质为基础,成岩演化为关键,构造作用为调整”。 通过现代技术手段对储层物质组成的研究与成岩模拟实验研究及创新利用不同学科交叉渗透的新理论和新方法,是深层有效碎屑岩储层形成机理研究的主要发展趋势。     

准噶尔盆地西北缘下二叠统油气储层中火山物质蚀变及控制因素

通过岩心分析、显微镜下观察（常规、铸体薄片和扫描电镜）、岩石地球化学分析测试等技术手段,以准噶尔盆地西北缘下二叠统油气储层为实例,研究了火山岩、火山碎屑岩和火山岩屑质砂砾岩中的火山玻璃、火山碎屑、长石以及辉石、角闪石等火山物质的低温-埋藏蚀变作用。镜下观察发现,在含火山物质油气储层中,常见对储集空间具有重要影响的自生矿物主要有绿泥石、沸石（包括方沸石、片沸石和浊沸石）、方解石、钠长石和自生的石英。结合共生关系、元素组成和元素迁移,分析了自生矿物的微观特征和成因,建立了火山物质蚀变的成岩演化序列,可以概括为：①火山玻璃水化—蒙脱石化—沸石化及各种沸石的转化——钠长石化;②铁镁矿物影响的绿泥石化;③长石蚀变向绿泥石和方解石转化,后期发生钠长石化。在研究区,火山物质的蚀变和自生矿物的析出与中-基性的母岩物质组成密切相关,并受地层温度、压力、孔隙水的化学性质控制。研究火山物质蚀变的产物、蚀变过程及控制因素,能够明确含火山物质的油气储层质量差异机理,为优质储层预测提供科学的依据。     

天然气成藏过程有效性的主控因素与评价方法

天然气的成藏过程是指天然气从源岩排出后的运移、聚集和散失过程,这一过程的有效性可以用气藏成藏保存阶段单位圈闭面积内的充注速率与散失速率的差值,即天然气净聚集速率定量表征。根据净聚集速率的高低,可将天然气成藏过程的有效性划分为高效、中效和低效3个级别。根据对典型气藏的解剖和大量气田的统计,天然气成藏过程的有效性主要受气藏成藏期源储剩余压力差、输导体系的类型和输导效率、盖层的厚度和排替压力3方面因素的控制。在我国含油气盆地的地质条件下,中、高效成藏过程的的主要地质条件是天然气成藏期的源储剩余压力差大于25MPa,具有汇聚型输导体系,气藏盖层厚度大于40m和排替压力大于15MPa。利用上述指标可以对盆地范围内天然气成藏过程的有效性进行定量或半定量评价和预测高效气藏的分布。     

沾化凹陷下第三系砂岩次生孔隙纵向分布规律

根据铸体薄片、扫描电镜、碳酸盐含量、镜质体反射率、粘土矿物以及储层物性等数据,研究了沾化凹陷下第三系砂岩次生孔隙的纵向分布规律。在小于1900m的深度,砂岩的孔隙主要为压实和胶结之后的原生粒间孔隙;在埋深达1900m以后开始出现少量次生孔隙,在1900～2200m深度范围形成原生孔隙与次生孔隙并存的混合孔隙带;大量的次生孔隙出现在2200～3500m的深度段。200多口井15000余个砂岩的孔隙度和渗透率在纵向上的变化关系也间接证实了这一点。次生孔隙主要为长石溶蚀成因,碳酸盐胶结物溶蚀是次要的,这是由有机酸对长石和碳酸盐胶结物的化学反应自由能所决定的。有机酸溶蚀长石的化学反应自由能(-154.49～-17.92kJ/mol)低于溶蚀碳酸盐(46.89kJ/mol)。在2200～3500m深度,沾化凹陷烃源岩成熟产生大量有机酸和泥岩中的粘土矿物迅速脱水是产生溶蚀作用形成次生孔隙的直接原因。     

东营凹陷下第三系碎屑岩储层孔隙演化与次生孔隙成因

通过对铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、物性、碳酸盐含量等大量资料研究,认为东营凹陷下第三系储层孔隙经历了由原生到次生的演化过程。在浅于1650m的深度,以原生孔隙为主;在1650～1900m的深度,溶蚀作用相对较弱,形成了溶蚀与原生孔隙并存的混合孔隙段;超过1900m深度以后,溶蚀和胶结作用占主导地位,以次生孔隙为主。在不同地区、不同深度次生孔隙的发育程度不同:北部陡坡带的次生孔隙主要发育于1650～2450m,特别是在2100m次生孔隙的发育程度最高;中央隆起带次生孔隙均从1600m深度以下比较发育,而在1850～2500m深度段最为发育;在南部缓坡带,次生孔隙总体上主要发育于1900～2600m深度段。因此,由北向南次生孔隙发育的深度有增大趋势,但发育程度则明显减弱。次生孔隙的形成主要与碳酸盐、长石的溶蚀以及粘土矿物的脱水作用密切相关,是无机成岩作用和有机热成熟演化产生的CO₂和有机酸溶蚀可溶组分的结果。东营凹陷碎屑岩次生孔隙的分布具有以下规律:在纵向上受控于烃源岩的成熟时间,平面上则受酸性水源区平面位置的控制;次生孔隙的发育程度与砂体所处的沉积相带密切相关,即水下沉积砂体的次生孔隙要比水上沉积砂体的发育;位于断裂带附近砂层中的次生孔隙比较发育。