岐口凹陷沙河街组次生孔隙特征及成因研究

通过对歧口凹陷沙河街组深部碎屑岩储集层中的孔隙研究,认为歧口凹陷沙河街组发育七种孔隙类型及四种喉道类型,对次生孔隙的结构特征与发育特征进行了详细论述。并系统地分析了次生孔隙的形成机制,认为次生孔隙的形成以有机成因为主,无机成因为辅,二者共同作用形成。深入探讨了影响次生孔隙发育的地质因素,并根据孔隙结构及其它多种因素对储层进行了评价。     

沾化凹陷沙河街组异常高压分布及形成机制探讨

利用数值盆地模拟方法 ,应用部分井内实测的地层压力作为标定 ,模拟计算了沾化凹陷沙河街组地层压力及剩余压力的分布特征及演化过程。研究表明 :沾化凹陷的超压异常主要出现在沙三段下亚段和沙一段 ,主要分布于洼陷区及斜坡带 ,盆地边缘为常压。泥岩不平衡的压实作用、有机质生烃是该区异常高压形成的主要机制 ,断层的分布及其活动对异常高压也有重要的影响     

饶阳凹陷肃宁油田沙河街组储层特征及控制因素

综合运用岩心、薄片、实验测试等资料,对肃宁油田沙河街组储层特征及控制因素进行综合研究.研究表明,研究区沙河街组储层以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主,储集空间类型包括原生孔隙和次生孔隙,储层物性较差,以低孔低渗、特低孔特低渗为主,具有典型的孔隙型储层特征.优质储层受沉积、成岩及油气充注等作用的控制.储层面孔率与石英、长石含量...     

束鹿凹陷中部古近系沙河街组第三段下部层序特征

通过岩心观察、薄片鉴定、地化分析，钻井地层层位划分与对比、地震层位标定和追踪等项工作的研究，结合区域构造、沉积演化特征等分析认为，冀中坳陷束鹿凹陷中部古近系沙河街组第三段下部是一个完整的三级层序。该层序顶底界面特别是顶界面的识别标志分别是：岩性上，碳酸盐岩含量高且稳定；电性上，电阻率曲线呈块状高阻、自然伽马值普遍较低；地震上，反射特征清楚，顶界面为一明显顶超面；地化指标显示界面上下有机碳含量迥异。     

砂岩次生孔隙形成机制

文章系统总结了国内外理藏砂岩次生孔隙成因研究的主要成果。指出砂岩次生孔隙的形成主要与有机酸、无机酸有关,并详细阐述了有机酸、无机酸（主要是碳酸）的来源及对砂岩的溶蚀机理,进而系统阐述了埋藏砂岩次生孔隙的形成机制。     

束鹿凹陷中部古近系沙河街组第三段下部层序特征

通过岩心观察、薄片鉴定、地化分析,钻井地层层位划分与对比、地震层位标定和追踪等项工作的研究,结合区域构造、沉积演化特征等分析认为,冀中坳陷束鹿凹陷中部古近系沙河街组第三段下部是一个完整的三级层序。该层序顶底界面特别是顶界面的识别标志分别是:岩性上,碳酸盐岩含量高且稳定;电性上,电阻率曲线呈块状高阻、自然伽马值普遍较低;地震上,反射特征清楚,顶界面为一明显顶超面;地化指标显示界面上下有机碳含量迥异。     

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。     

莱州湾凹陷北洼沙河街组三段砂岩储层孔隙定量演化模式

莱州湾凹陷位于渤海湾盆地南部,是一个"小而肥"的富烃凹陷,其储层成岩作用的研究程度较低。铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射和阴极发光等多种技术手段的分析结果显示,莱州湾凹陷沙河街组三段中—深层储层的岩性主要为中粒—细粒岩屑长石砂岩,其成分成熟度和结构成熟度为中等偏好,属于中孔、中—低渗储层类型,储集性能良好,成岩作用处于中成岩阶段A1期。地层埋藏史、热演化史、烃源岩生烃史和成岩演化史的综合分析指示,储层孔隙空间的演化主要经历了机械压实减孔、早期胶结减孔、酸性溶蚀增孔和晚期胶结减孔4个阶段,其孔隙度的变化量分别为7.73%、4.61%、5.99%和2.54%,由此可建立储层孔隙定量演化的综合模式。受长期浅埋环境和成岩演化阶段影响,莱州湾凹陷沙河街组三段在古成藏期的储层孔隙度约为25%,油气充注情况良好。现今的孔隙类型仍以原生粒间孔为主,油气保存情况较好,勘探潜力较大。这一认识可为研究区的进一步勘探开发提供理论支持。     

东营凹陷南斜坡东段沙河街组砂岩输导层连通性量化表征

以东营凹陷南斜坡东段王家岗油田沙河街组二段为重点解剖对象,利用开发动态资料,结合原油全烃气相色谱指纹特征分析,确定了砂岩输导体间的连通性,建立了利用砂地比判定砂体连通性的数学概率模型,并应用该模型量化描述了东营凹陷南斜坡东段沙河街组主要砂岩输导层的连通特征。研究表明,当砂地比低于20% 时,砂体间基本不连通;当砂地比大于20% 时,砂体间连通的概率随砂地比增加而逐渐变大;当砂地比大于80% 时,砂体间完全连通。除王家岗油田、八面河及研究区西南部一带外,沙河街组三段中亚段输导层砂体连通性较差,沙河街组三段上亚段和沙河街组二段输导层砂体间连通性良好。     

东濮凹陷沙河街组碎屑岩成岩作用与有机质演化的关系

东濮凹陷下第三系沙河街组储层在纵向上有三个高碳酸盐含量带和4个次生孔隙发育带。有机质演化产生的CO₂和有机酸造成浅部储层长石骨架颗粒和碳酸盐胶结物的溶解,产生第一个次生孔隙带；中、深部长石的溶蚀作用形成第2、第3个次生孔隙发育带；深部碳酸盐胶结物的溶蚀构成第4个次生孔隙发育带。     

临盘-商河油田沙河街组三段砂岩成岩作用及次生孔隙特征

临盘-商河油田沙河街组三段上部砂岩,在埋藏过程中经历了未成熟期、半成熟期和成熟期三个阶段,各阶段的成岩作用及孔隙特征明显不同。成熟期是次生孔隙最发育的阶段,成为最重器的储集空间,分为粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔、微孔及裂隙五种类型,受物源沉积环境和构造活动控制。     

双河油田核桃园组三段储层孔隙结构特征

早第三纪早期,由于基岩块断下沉,泌阳凹陷开始形成,接受了一套厚约8000米的巨厚沉积。下第三系核桃园组第三段就是其中一个最主要的生、储油岩系(简称核三段)。本文根据该凹陷的主力油田之一—双河油田106块储层岩样的压汞实验、铸体薄片观测及少数样品的电镜扫描成果,并参考前人有关资料,对孔隙结构特征及其成因作一初步探讨。     

京津凹陷沙河街组三段地震相分析及油气聚集

本文利用构造解释和地震地层学解释相结合的方法,对京津凹陷沙河街组三段进行了分析.描述了沙三段地层的地震相、沉积相、油气生成聚集和分布.提出沙三段下部为水下扇和滩砂沉积,中部为扇三角洲沉积.通过热演化剖面的编绘和TTI计算,确认沙三段下部地层为良好生油岩,又有砂层发育,为良好的储集层,具有两套生、储、盖组合.加之构造圈闭良好,实为油气聚集的有利地段.如旧州背斜带和背斜带倾没部位,柳泉断裂构造带是油气聚集的有利地带.     

合肥坳陷构造形成机制分析

合肥坳陷位于华北板块，扬子板块和秦岭褶皱带的结合部位。该坳陷在印支期挤压强烈，形成较２的前陆总断体系，造成古生界推覆叠置；燕山中期挤压运动较弱，先期断裂复活冲断；燕山晚期－喜山期在拉张应力场作用下，中，新生界沿先期逆断裂反转正断，形成箕状断陷。     

户部寨地区沙河街组三段储层裂缝特征

东濮凹陷深层的沙三段储层为致密砂岩,储层物性较差,但储层中裂缝发育,极大地改善了储集性能。盐间层高压流体引起的天然水力破裂作用,以及东营期末期抬升卸载与应力释放引起的天然破裂作用,是该区微裂缝的重要成因。     

高尚堡沙三段油藏储层敏感性实验研究及其形成机理

高尚堡沙三段储层为扇三角洲沉积,储层物性差,粘土矿物含量高,油田注水开发效果很差。论文应用岩心流动实验对高尚堡沙三段储层进行了敏感性研究,结果表明储层具有较强的速敏性、水敏性和碱敏性,盐敏性较弱。储层敏感性是影响高尚堡沙三段油藏开发效果的重要因素。通过对储层岩石成分和孔隙结构的分析,深入剖析了各类储层敏感性形成的机理,针对不同储层的敏感性提出了在注水开发和钻完井过程中应采取的相应对策。论文的研究成果有助于油田开发方案的调整,并在实验区块中取得了较好的开发效果。      

陆东凹陷交南构造九佛堂组下段储层预测

根据陆东凹陷交南构造上侏罗统九佛堂组下段的地质条件、储层分布及地震反射特征,提出以组段为单元,通过速度谱资料处理,建立大层段沉积分布模式的储层预测;以砂组为单元,通过地震资料特殊处理的储层综合预测和以井间分形理论与地质统计学方法相结合的单层砂体预测等针对性预测方法,预测了储层及其分布范围,认为在构造高部位油藏受构造控制,而在倾没端明显受砂体控制,具有岩性-构造油藏的特点。交2、交12、交15井区块的北端及交2、交15井区块的西南端,砂体较厚、物性较好,属可能含油区,具有圈闭油气的条件。     

潜江凹陷新沟咀组三油组成岩作用对孔隙结构的影响

成岩作用明显地改变了本区砂岩孔隙结构.压实作用和胶结作用使孔隙由大变小,成为微孔隙、晶间孔隙,使喉道由粗变细,成为片状与管束状,从而使砂岩许多孔喉变为非渗流孔喉,储油物性和生产能力降低;而溶蚀作用则相反,使孔隙由小变大,喉道由细变粗,微孔隙、晶间孔隙变为大孔隙,片状、管束状喉道变为粗喉道,多数砂岩孔喉就是渗流孔喉,储油物性和生产能力增大.     

高尚堡油田沙河街组三段测井相分析

在建立岩相-电相-沉积相图版基础上,将高尚堡油田沙河街组三段二、三亚段扇三角洲砂体划分为9类自然伽马曲线形态与组合(M),8类岩石类型(N),构成M/N形式的测井相,以表征不同类型的砂体。并利用两口井的地层倾角测井资料,通过短对比矢量图的对比,区分出显示大红模式的河道砂体,大蓝模式的砂坝型砂体和低角度小蓝小绿模式的远端席状砂体。确定古水流NNE和NW,砂体延伸方向和古水流方向一致,由NNE向SW或由NW向SE延伸,砂体加厚方向为SEE和SW,沉积时水深不超过15m.     

吐哈盆地三叠系砂岩的孔隙类型及次生孔隙形成机理探讨

依据X-衍射、岩石薄片、扫描电镜、岩石物性等分析测试资料,详细研究并阐述了吐哈盆地三叠系砂岩的储层物性特征、次生孔隙类型及其形成机理。综合分析认为,吐哈盆地三叠系储层主要为中上三叠统长石质岩屑砂岩,孔隙类型以次生孔隙为主,储层物性相对较差,总体属于中孔-低渗或低孔-低渗性储层;吐哈盆地三叠系砂岩在成岩作用过程中发育形成了较为有利的裂隙-溶蚀型次生孔隙,构成该盆地三叠系砂岩储层的主要油气储集空间类型。