断陷湖盆细粒沉积岩岩相类型及储层特征——以东营凹陷沙河街组和沧东凹陷孔店组为例

以渤海湾盆地南部东营凹陷沙河街组三段-四段和沧东凹陷孔店组二段细粒沉积岩为研究对象,通过厘米级岩心观察描述、岩石薄片鉴定、X射线衍射分析、扫描电镜观察、地球化学测试、岩石力学及压裂模拟实验等方法明确了细粒沉积岩的基本特征、划分了岩相类型、对储层基本特征进行分析,认为断陷湖盆细粒沉积岩发育多种岩相类型,不同凹陷岩相类型存在差异,储层孔隙和裂缝类型多样,可压裂性较好.结果表明:黏土矿物质量分数普遍小于30%,碳酸盐质量分数大于30%.纹层状(粉砂质、云灰质)细粒混合沉积岩最为发育,东营凹陷典型岩相类型为纹层状灰岩相、页状黏土岩相,沧东凹陷典型岩相类型为纹层状白云岩相、块状白云岩相.层间缝、构造缝、粒间孔、粒内溶孔、晶间孔是最主要的储集空间类型.岩石力学特征方面表现出较高杨氏模量(平均为20GPa)、较低泊松比(平均为0.242)、较低断裂韧性(平均为0.26 MPa·m(1/2))、脆性指数整体较高(集中在40~60)等特征.     

湖相泥页岩不同赋存状态油定量对比——以渤海湾盆地东营凹陷页岩油探井取心段为例

为探讨东营凹陷洼陷区湖相泥页岩的页岩油勘探前景,利用多温阶热释法结合常规热解法,对各洼陷区页岩油探井取心段以及沾化凹陷新义深9井获商业页岩油油流层段的典型样品,开展了不同赋存状态油定量对比研究,认为东营凹陷洼陷区沙三下—沙四上湖相泥页岩具有页岩油潜力,具备获工业页岩油油流的游离油丰度基础.研究结果表明:东营凹陷樊页1、牛页1和利页1取心段沙三下—沙四上湖相泥页岩典型样品的轻烃校正后游离油S1-1、游离油S1-2以及总游离油均值均以利页1井最高(显著高于新义深9井出油层段),次为牛页1井(与新义深9井出油层段相当),樊页1井最低(明显低于新义深9井出油层段);3口页岩油探井取心段滞留油均以游离态赋存的油为主,其中轻烃校正后游离油S1-1均值分别占总油均值的21.28%,21.22%,24.32%,如果对牛页1和利页1井取心段实施有效的压裂改造,应可获得较好的页岩油产能,具有较好的页岩油勘探前景.     

渤南洼陷细粒沉积岩岩相发育特征及控制因素

从宏观和微观两个角度,通过岩心精细观察描述、岩石薄片鉴定和X射线全岩矿物衍射等方法,结合地球化学等测试数据,明确渤南洼陷细粒沉积岩矿物组成、沉积构造和有机质丰度等特征,并作为划分岩相的依据,建立渤南洼陷细粒沉积岩岩相划分方案,分析主要岩相类型特征及其时空展布,认为细粒沉积岩矿物组成复杂,岩相类型多样,岩相特征差异明显,不同岩相类型发育于不同的沉积微环境,岩相的分布受多因素控制.研究结果表明:渤南洼陷沙三下亚段细粒沉积岩矿物组成主要以方解石(40%~80%)、黏土(1%~25%)、长英质矿物(3%~25%)为主,TOC集中在2%~4%.主要发育富有机质纹层状泥质灰岩相、富有机质层状泥质灰岩相和含有机质纹层状泥质灰岩相等类型,不同岩相类型在矿物组成、有机质丰度和测井曲线组合等方面存在明显差异性.古气候、古盐度、古地形和物源岩性等因素共同控制了细粒沉积岩岩相的分布.岩相特征和勘探实践表明,富有机质纹层状的岩相是有利岩相类型.     

东营凹陷北带东段沙四上亚段地震沉积学研究

为了探讨深层砂砾岩体地震沉积学研究方法,在地质规律和地震沉积学理论指导下,以岩心、测井和录井资料为约束,利用90°相位转换,地层切片技术对东营凹陷北带东段沙四上亚段各四级层序进行地震沉积学研究。建立了深层砂砾岩体地震沉积学研究流程,明确了研究区发育的沉积相类型,分析了各沉积相类型分布与演化特征。研究表明:地震沉积学关键技术对深层砂砾岩体具有适用性,在井间沉积相研究中具有明显优势;沙四上亚段为完整的三级层序,分为5个四级层序;沙四上亚段时期,东营凹陷北带东段发育近岸水下扇相、滑塌浊积扇相、湖泊相3种沉积相类型,其中,近岸水下扇沉积近陈南断层分布,纵向上退积发育。     

陆相页岩油勘探“进源找油”探索与思考——以渤海湾盆地歧口凹陷沙一段为例

基于源岩油气理论和“进源找油”思想,创建提出了陆相页岩油“六定”思路(定背景、定源岩、定储层、定区带、定资源、定甜点)勘探流程,剖析其地质特征及与常规勘探流程的显著差异,并以渤海湾盆地歧口凹陷沙一段为例进行了论述。按“六定”思路地质评价认为,歧口凹陷在古近纪湖盆扩张和咸化环境下,半深湖—深湖、滨浅湖—湖湾相区分布广泛,发育了多个斜坡构造带,页岩油形成和聚集背景有利。沙一下亚段暗色泥岩、油页岩、富有机质页岩发育,厚度大,分布广,主体处于成熟生油阶段,生烃条件好。受内、外物源共同控制,沙一下亚段形成大面积分布的多期重力流沉积粉—细砂岩和泥—微晶白云岩储层,平均厚度为12.7～70.0 m,叠置发育,连片分布,整体呈低孔、特低—超低渗。沙一下亚段源储一体,发育4类源储配置,源储叠合区主要分布在凹陷中心、宽缓斜坡的中—低斜坡区和中斜坡区,纵向上浊积席状砂岩油层与白云岩油层叠置分布,并与高斜坡及裂缝带砂岩常规油藏横向连片。两类页岩油地质资源量合计中值为5.86×10⁸ t,剩余资源占比大于60%,埋深适中,勘探潜力较大。沙一下亚段已有多口探井钻获工业油流,页岩油富集受构造、微相、成岩共同控制,发育致密砂岩、白云岩2类甜点体和4个甜点段,歧北低斜坡、歧南斜坡、板桥斜坡、歧北中斜坡是歧口凹陷近期勘探的有利甜点区。基于“进源找油”思想提出:需高度重视碳酸盐岩烃源岩生烃贡献和分布研究; 应开拓一些“非常规思维”,探源岩(区)挖潜力、究储层找甜点、常规非常规结合立体综合勘探; 要持续探索和重点攻关页岩油甜点区(段)识别和评价方法技术,解决选区评价面临的技术难题。     

南堡凹陷沙一段页岩岩相对孔隙结构的影响

为了探究湖相页岩岩相对页岩储层发育及孔隙结构的影响,以渤海湾盆地南堡凹陷林雀次洼沙一段页岩为研究对象,采用X射线衍射(XRD)、场发射扫描电镜(FE-SEM)、氮气吸附及恒速压汞等手段,对沙一段岩相进行了识别与划分,并针对不同岩相页岩孔隙结构的主控因素展开了进一步实验与理论研究.建立了“有机质丰度—矿物组分—沉积构造三端元—三级次”岩相划分方案,明确了沙一段页岩的主要岩相类型及特征,利用阈值法处理电镜图像定量评价了页岩的孔隙数目、孔隙率等参数,总结出不同岩相页岩的主要孔隙类型,运用页岩孔隙比表面积、孔体积、孔喉半径比和孔隙度等孔隙结构参数实现了不同岩相页岩孔隙结构的定性与定量表征,认为不同岩相页岩的微观孔隙结构非均质性较强,岩相对孔隙结构的控制作用较为显著.研究表明：南堡凹陷沙一段主要发育中有机质长英质纹层状页岩、中有机质富长英混合质纹层状页岩、富有机质富黏土混合质块状页岩和贫有机质富碳酸盐混合质层状页岩4种岩相类型;中有机质长英质纹层状页岩和中有机质富长英混合质纹层状页岩储集空间类型多样,孔隙类型以粒间孔和有机质孔为主,孔隙开放程度较高,孔隙率范围为2%～7%,孔喉半径比为90～14...     

陆相页岩层段储集特征及其油气地质意义——以四川盆地中部大安寨段为例

为精细评价陆相页岩储层特征,有效指导页岩油勘探开发,以四川盆地中部侏罗系自流井组大安寨段页岩层系为例,综合应用岩心精描、薄片鉴定、扫描电镜观察、核磁共振、氮气吸附和测井解释等定性和定量的分析方法,对页岩层系岩相和储层微观特征进行研究.提出了页岩层系岩相划分方案,认为大安寨段页岩层系具有以裂缝和溶蚀宏孔为主的微米级储集空间和纳米级孔、缝构成的双重介质,明确了纹层状含介壳页岩及薄层状介壳灰质页岩/泥质介壳灰岩为有利储集岩类,岩相类型和成岩作用是造成储集性能差异的主要因素,富有机质页岩与介壳灰质夹层形成源储一体的有利配置.研究结果表明：大安寨段页岩层系主要包括纹层状长英质页岩、纹层状含介壳页岩、层状—块状黏土质粉砂岩、薄层状介壳灰质页岩、薄层状泥质介壳灰岩和块状介壳灰岩6种岩相类型;块状介壳灰岩孔隙度平均为1.01%,其他(含介壳)页岩孔隙度平均为1.12%～4.85%,页岩层系储集空间以纳米级孔隙为主,形态以狭缝状为主,孔径主要分布为10～5×10~3 nm,介孔和宏孔发育.大安寨段湖相页岩层系含油气性较好,有机质发育的纹层状或薄层状(含介壳)页岩受有机酸溶蚀增孔的作用,形成大量次生孔隙,...     

湖相页岩油甜点综合评价方法及应用——以饶阳凹陷沙一下亚段页岩油为例

为准确预测页岩油综合甜点段/区,指导页岩油有效勘探开发,采用△log R法、BP神经网络、伊顿法等方法,建立含油性甜点、可动性甜点、物性甜点和工程甜点表征参数的评价函数,归一化后计算综合权重因子,用其定量评价各类甜点的最佳叠合层段/区域(页岩油综合甜点段/区).以冀中坳陷饶阳凹陷页岩油储层为靶区,计算了研究区79口井沙...     

东营凹陷沙三段断裂系统分形特征及构造储集层预测

断裂活动对于油气的运移与聚集至关重要,然而伴随断裂活动形成大量的裂缝,其对于储集空间的改善及断裂对改善油气储层的定量研究却没有引起足够的重视。基于分形几何理论,对东营凹陷沙三段上、中、下3个亚段的断裂体系分布特征进行了系统的定量研究,并对东营凹陷沙三段内可能发育的构造储集层进行了预测。结果表明,在0.5～8 km的研究标定尺度范围内,东营凹陷沙三段断裂体系的平面分布具有良好的自相似性（相关系数0.98～1）,即具有良好的分形特征;研究区已探明油气藏主要分布在油源断裂附近的砂岩和泥岩之中,其中,砂岩区断裂系统分维值介于0.6～1.3,泥岩区断裂系统分维值介于0.8～1.2。预测了沙三上、中、下3个亚段有利的构造储集层区域。     

利津-民丰Es^4-Ek气源岩生烃时空有效性分析

根据热流史的恢复结果对利津-民丰地区沙四上亚段、沙四下亚段第一、二、三套和孔二段5套主力气源层的成烃史进行了研究.热流史恢复结果表明,自新生代以来,古地温梯度呈逐渐下降的趋势,孔一早期为5.28℃/100m,降至现今为3.60℃/100m;不同层段、不同构造部位的气源岩演化具有明显的差异性,沙四上亚段气源岩现今开始大量生油和伴生气;沙四下亚段第一套气源岩主要生裂解气时期为馆陶组沉积末期至今;孔二段气源岩主要生裂解气时期为沙一沉积时期至今.     

东濮凹陷户部寨气田天然气成藏地球化学特征

主要通过天然气组分、碳同位素、氩同位素、轻烃等地球化学数据,分析了东濮凹陷户部寨气田天然气来源、运聚相态,并结合烃源岩的埋藏演化史和断层活动期,综合判断了天然气充注成藏的时间,分析了成藏过程.研究表明,户部寨气田沙三下亚段-沙四段天然气主要为沙一期石炭-二叠系生成的煤成气,运移以游离相为主,混有很少量东营中期濮卫洼陷沙三下-沙四上亚段生成的油型气.     

惠民凹陷临南地区古近系沙三下亚段沉积特征

惠民凹陷临南地区古近系沙三下亚段沉积相类型及砂体展布规律复杂,制约该地区进一步中深层勘探.根据岩心观察、录井、测井及地震等资料对研究区进行沉积学研究,分析各沉积微相的识别标志、沉积特征及分布规律.结果表明:临南地区古近系沙三下亚段广泛发育三角洲前缘沉积,在三角洲前缘细粒沉积的大背景下,发育下切谷充填沉积.三角洲前缘沉积主要以细粒沉积为主,划分为三角洲前缘水下分流河道、分流间湾、河口砂坝和远砂坝4种微相;下切谷充填沉积以粗粒沉积为主,划分为下切谷水道、水道天然堤和水道间漫溢3种微相.该研究成果为该地区下一步勘探提供指导.     

青东凹陷油气成藏条件再认识

基于济阳坳陷青东凹陷油气勘探新局面,采用地质、地球化学、测井资料分析与三维地震精细解释相结合的研究方法,研究了青东凹陷油气成藏的基本条件,对关键成藏地质要素进行重新厘定,建立油气成藏模式,认为青东凹陷是新生代郯庐断裂走滑背景下的斜向拉张断陷盆地,发育3种构造样式;青东凹陷沙四上亚段主力烃源岩具有早生速排的演化特征;发育多类型油气藏.研究结果表明:受郯庐断裂带走滑作用控制,近东西向、北西-北西西向与北北东向3套主要断裂的发育使凹陷内部南北方向形成"堑垒相间"的构造格局,东西向上呈现东断西超的凹陷结构;构造样式以伸展、伸展-走滑构造样式为主,反转构造样式仅在局部发育;沙四上烃源岩转化率快速变化在2 500~3 500m之间,成烃范围较集中,生烃潜力大;南北向构造、岩性油藏相间分布,东西向地层—构造地层—构造岩性—岩性—构造油气藏有序分布,成藏模式分陡坡复式运聚成藏、凹中隆近源运聚成藏、斜坡带断层走向运聚和洼陷内原地生储成藏模式.     

东营凹陷沙三段源岩排烃特征及潜力评价

东营凹陷透镜体岩性油气藏主要分布在沙三中亚段,但沙三中亚段烃源岩能否成为有效油气供给源岩一直存在争议.根据排烃门限理论,利用生烃潜力法对东营凹陷沙三段上、中、下三个亚段烃源岩的排烃特征进行了研究并对其资源潜力进行了评价.沙三上、中、下三套烃源岩的主要排烃期均为明化镇组沉积时期,排烃门限深度分别为2 500 m,2 650 m和2 600 m.三套烃源岩的总排烃量和总资源量分别为58.41×108 t和25.12×108 t,其中沙三下亚段烃源岩的排烃量和资源量均占总数77%以上,而沙三中亚段占16%,沙三上亚段则仅为7%.综合分析认为,沙三下亚段为岩性油藏的主力烃源岩之一,沙三中亚段对岩性油藏成藏贡献不大,为非主力烃源岩.     

歧口凹陷页岩油水平井轨迹优化技术

歧口凹陷沙一下页岩油厚度薄、地震资料分辨率低,需要研究高分辨率反演及水平井轨迹精确控制技术。通过岩性交会分析,采用敏感页岩岩性曲线重建及低频约束高分辨率构形反演技术,有效提高地震反演分辨率,识别出岩性及不同页岩油甜点体的空间分布,高分辨率预测结果符合细粒沉积岩的横向稳定分布的沉积规律。在此基础上,应用基于三维速度场建模的水平井轨迹空变时深转换技术,可精确计算水平井轨迹深度。实际应用效果表明,该技术可以有效减少水平井控制点的深度计算误差,提高钻井成功率。     

用核磁共振和高压压汞定量评价储层孔隙连通性——以沾化凹陷沙三下亚段为例

孔隙连通性是致密储层有效性评价的关键.为了定量评价致密储层孔隙连通性,文中分析了核磁共振和高压压汞所反映的孔隙空间的差异,以核磁共振和高压压汞数据为基础,提出了一种用于评价致密储层孔隙连通性的方法,并用自发渗吸实验验证了其正确性,选取沾化凹陷沙三下亚段典型泥页岩样品为例,对其进行了实例分析.研究结果表明:沾化凹陷沙三下亚段泥页岩孔径分布呈三段式.0~50nm孔体积占总孔隙体积比例平均为66.2%,是泥页岩主要的储集空间;50nm~2μm和大于2μm分别为16.6%和17.2%,二者发育情况相当,是重要的储集空间及运移通道.孔隙连通受控于孔隙尺度及层理发育情况.孔隙尺度越大,其连接到运移通道的概率就越大,孔隙连通性越好;层理的发育一方面提高了大孔隙孔体积;另一方面改善了不同尺度孔隙的连通性.     

济阳坳陷东营组油气成藏条件及油藏分布序列

东营组作为断陷末期沉积的重要地层,已成为济阳坳陷"十三五"期间重要增储地层,但相对于上下层系,其勘探程度明显偏低。圈闭样式及形成机制不清、成藏规律不明是制约东营组勘探的主要问题。基于东营组大型辫状河三角洲沉积构造背景分析,通过东营组成藏静态要素的统计分析及典型油藏的解剖,分析了不同构造岩相带东营组成藏条件,并建立济阳坳陷东营组跨凹陷的油藏分布序列,即盆缘凸起带发育的由不整合控制的地层油藏系列;中部浅凹-斜坡带油源断层、泥岩盖层、复式圈闭控制的构造类油藏系列;北部深凹带由烃源岩及超压体系控制的岩性类油藏系列。东营组油藏的分布序列突破了凹陷的分隔性,形成的是一种跨凹陷的分布序列,对该油藏分布序列的认识对于指导东营组不同类型的油藏勘探具有重要的实践意义。     

江汉盆地新沟嘴组泥质白云岩岩性岩相特征

新沟嘴组下段Ⅱ油组,发育一套泥质白云岩地层,岩性主要为频繁互层的白云质泥岩与泥质白云岩,局部含钙芒硝岩,具泥质结构和泥晶结构,细粒纹层状构造和块状构造。单井相、连井相、平面相综合研究认为,单井岩石相纵向主要发育有白云质泥岩相、泥质白云岩相、砂岩相、膏岩相;连井相发育特征为自北向南砂岩相减少,泥岩白云岩相增加;平面相分析认为泥质白云岩相发育在远离物源的盆地中南部地区。     

潜江凹陷古近系盐间典型韵律层页岩孔隙结构

为精细刻画江汉盆地潜江凹陷潜江组3_4段第10韵律(简称Eq3_4~(10)韵律)页岩的矿物组成、岩相特征组合、孔隙类型和孔径分布,判断孔隙结构的影响因素,寻找最有利的页岩油勘探目标,采用X射线衍射、低温氮气吸附、薄片观察、扫描电镜和能谱分析等方法进行研究.结果发现,潜江凹陷Eq_34~(10)韵律的矿物成分主要有白云石、方解石和黏土矿物,以及钙芒硝、石英、长石、石盐和黄铁矿等,主要岩相有泥质云岩相、云质泥岩相、灰质泥岩相和泥质灰岩相;主要孔隙类型为白云石晶间孔、粘土矿物晶间孔和碎屑粒间孔,泥质云岩相和云质泥岩相的页岩孔隙结构较好,主要受白云石、黏土矿物和钙芒硝含量的影响.页岩油储层的总有机碳质量分数和含油性也与这些地质因素密切相关,黏土矿物质量分数约为20%、白云石质量分数约为60%的泥质云岩相为最好的页岩油勘探目标.     

潜江凹陷潜34-10韵律页岩油储层录井评价

江汉盆地潜江凹陷潜江组韵律层富含属于非常规油气的页岩油资源,成藏条件与类型复杂,储层特征及流体性质认识程度较低。应用录井手段对有代表性的潜3~4-10韵律取心层段进行地化及核磁特性实验分析,从有机质丰度、类型、成熟度、储集条件等方面进行综合评价。结果表明,潜3~4-10韵律页岩储层段含油性较好,烃源岩和储集条件优越,具有良好的页岩油勘探开发前景。