二连盆地阿尔凹陷石油地质特征研究

文中系统总结了阿尔凹陷石油地质特征,对其地层层序、构造演化、沉积体系和油气成藏条件进行了剖析。通过成藏条件的研究,明确了各层系成藏的主控因素,对油气富集规律进行了总结。同时与二连盆地其它凹陷的简要对比,归纳了该凹陷在构造、沉积等方面的独特特点,指出后期构造反转、陡带沉积体系发育和同沉积背斜构造等特征在二连盆地最具代表性。     

二连盆地测井解释方法分析

提高测井解释符合率的方法，主要是研究不同地区、不同类型油气层的测井识别、油层有效厚度下限分析及评价技术。开展低电阻率油气层识别、低孔低渗及复杂油气层识别与评价技术的攻关，以提高测井解释的符合率。本文重点从测井四性关系等基础分析入手，通过对油层有效厚度下限和油—水界面的确定等分析，总结了一套适合二连盆地的测井解释方法。     

二连中生代盆地群构造地质特征与油气

二连中生代盆地群基底为晚古生代褶皱带,在西伯利亚与中朝古板块多次裂解和闭合过程中分裂出众多的"古地体"。中、下石炭统及下二叠统为陆表海建造,在总体为韧性褶皱带中包裹有"脆性地块",故其刚度不一,且固结程度低,对中生代陆相盆地的形成具有深刻影响。中生代本区未形成统一的汇水盆地,盆岭结构显著,以盆地群面貌出现。经历了挤压隆升、拉张裂陷和挤压抬升三个演化阶段。断陷发育的伸展率仅达20%,后改造作用强烈。盆地(断陷)可分为同生与后生二大类六个亚类,二级构造带可分为七种成因类型,它们各具不同的演化历史,对油气的生成、聚集、保存具有明显差异。     

二连盆地阿尔凹陷凝灰质砂岩储层评价方法研究

以二连盆地阿尔凹陷凝灰质砂岩储层为研究对象,在分析该区岩心试验资料、地质资料、测井资料及其响应特征的基础上,进一步研究了利用测井曲线计算凝灰质含量的有效方法,进而建立了基于凝灰质含量的物性参数计算模型。实际应用表明,模型计算结果与试油结论符合度较高,提升了阿尔凹陷的储层综合评价水平。     

银根—额济纳旗盆地与二连盆地石油地质特征比较分析

通过对银根—额济纳旗盆地与二连盆地的中生代地层、区域地质构造、岩浆活动、烃源岩、储层、油气成藏特征、油气分布规律及深部地壳构造等的研究,表明两盆地的区域地质及石油地质特征具有相似性。但二连盆地下白垩统储层的孔隙度和渗透率比银根—额济纳旗盆地要好得多。提出了银根—额济纳旗盆地的下一步勘探方向:在东部,以岩性、地层、古潜山(火山岩或花岗岩)油藏为主;在西部,以侏罗系、下白垩统及古潜山(前中生界花岗岩)油藏为主。     

二连盆地复杂岩性油层测井解释评价技术

二连地区储油岩性多为小湖盆、窄相带、混杂堆积的砂(砾)岩体,且岩石中富含火山岩碎屑,岩性复杂带来孔隙结构复杂,不同沉积相带、不同岩性的"四性关系"特征不同。针对这一难点,通过多年的研究与实践,针对二连地区复杂岩性油层所具有的储层低孔低渗、孔隙结构复杂等特征,逐步形成了基于岩石物理研究、建立不同沉积微相测井解释模型基础上的测井解释评价技术,通过推广应用取得了明显效果。     

MAXIS500测井系统在二连盆地储层评价中的应用

MAXIS500测井系统主要包括CMR、AIT、FMI、DSI、ECS、MDT等.DSI测井将偶极技术与单极技术相结合,可提供地层纵横波、斯通利波时差,即使在软地层和井眼条件较差等情况下也能测得可靠的横波时差;ECS元素俘获测井明确了地层的主要矿物含量及分布特点,特别是提供了相对准确的黄铁矿含量及碳酸岩含量;采用优化的ELANPLUS解释模型,核磁共振与阵列感应测井相结合,在流体识别、孔隙结构分析等方面得到了较好的应用效果.     

二连盆地白音查干凹陷构造演化及其石油地质意义

依据大量地质、地震和钻井资料,再现了二连盆地白音查干凹陷构造沉积演化史,将其构造沉积演化划分为5个阶段,并认为不同演化阶段控制了凹陷的构造格局和地层沉积特征.凹陷下白垩统巴彦花群发育3套烃源岩和2套储集岩,烃源岩与储集岩平面上相互衔接,纵向互相叠置,为油气二次运移及聚集成藏提供了良好的条件.     

二连盆地火成岩地区地震勘探采集方法研究与应用

二连盆地内许多地区的地表有大量火成岩分布．这些速度高、形状不规则的火成岩，极大地影响了地震勘探的施工效率和资料质量，制约了对下伏油气藏的认识。通过地表露头调查和小折射表层结构调查，基本了解了朝克乌拉凹陷和塔南凹陷的火成岩分布范围、岩层厚度和地震波速度等参数，研究了影响资料品质的主要因素。在此基础上，采用以可控震源为主、井炮为辅的激发方式．通过选取最佳的激发岩性、增加可控震源的振动次数和扫描长度、加密炮点等措施，改善了火成岩区的资料质量，新采集资料的信噪比和分辨率得到了明显改善，资料模糊区的范围减小．火成岩体的轮廓清楚．取得了良好的钻探效果。     

二连盆地阿尔凹陷快速评价成效与启示

阿尔凹陷是二连盆地近年来发现的一个新的小型含油凹陷,成藏条件相对复杂。在科学论证阿尔凹陷快速评价适用性基础上,在只有4口探井的前提下,油藏评价工作早期介入。分析认为阿尔凹陷油藏评价的制约因素包括地质资料少、储层横向变化大、油藏控制因素复杂等,提出了快速探明储量,快速高效建产的总体思路,采取科学论证、优化部署、深化地质综合研究等做法,应用地震特征识别、地震属性分析等技术预测砂体边界,反复构建构造一岩性油藏成藏模式,经过滚动扩块评价、下洼探索评价、逐步滚动扩边评价等快速评价具体实施,在不到3年的时间内,整装探明石油地质储量3436．27×10^4t,整体建成近40×10^4t的年生产能力。     

柴窝堡盆地的石油地质特征

柴窝堡盆地面积2880km²,是一个小型的山间构造盆地。它与准噶尔盆地之间隔有大断裂带和石炭系基岩凸起,其下可能存在前寒武基底硬块。中石炭世至二叠纪,柴窝堡地区为博格达裂谷和博格达残留海湖泊的一部分,侏罗纪末期因博格达山隆升而演变为山间盆地。柴窝堡盆地分为4个一级构造单元,其中达北凹陷面积1200km²,是石油勘探的远景区,其内的圈闭类型以背斜为主。盆地内发育两套生储盖组合,油、气资源量十分丰富。盆地内的局部构造被评价排队,分为4类,有3个可供优先勘探的有利构造。     

计算机在石油工程地质中的应用

本文回顾了计算机在工程地质领域中的应用历程,分析了当前计算机的应用现状,今后硬件将以高档微机和工作站、服务器为主,软件上将以GIS的研制、开发和各种工程地质分析模型的建立、简化为研究热点。并提出了当前应用中存在的问题及解决对策。     

ESR测年在石油地质研究中的应用

ESR测年的依据为石英形成后所吸附的天然核辐射总剂量与周围物质中由K,Th,U含量计算的年辐射剂量之间的比值。石英虽是一种广布的造岩矿物,较为容易采集,但在采集时必须确定石英的产状和成因特征。不同成因特征的石英ESR年龄代表着不同的地质意义,如次生石英的ESR年龄代表着裂隙充填年龄;重结晶石英的ESR年龄代表着与构造应力作用期次相当的石英重结晶年龄。在实际研究中,石英ESR年龄主要应用于裂隙和溶蚀期次的划分和定年;构造作用期次划分与定年。结合石英结晶形态、颜色、包裹体及其他共生矿物的研究,ESR测年还可用来判别油气藏演化各阶段的地质特征,研究裂缝和溶蚀作用的发展演化规律。     

广西十万大山盆地流体包裹体特征及其在石油地质上的应用

利用流体包裹体手段对盆地中主要生油和储集层的下三叠统、二叠系和泥盆系中进行了定量评价。研究表明:岩石中流体包裹体捕获过程可划分出7个不同时期,并分别与沉积成岩和构造各阶段相对应。文中提供了各个时期油气生成运聚环境的热力学参数,同时分析了两个地点油气生、运、聚的演化历史;主要认识可归纳为:油气初次运移与异常压力有关;构造运动引起油气多次运移;而构造裂隙为主要油气运移通道;油气运移为多相态不混溶流体;指出本区三叠统为最好的油源岩,下泥盆统为本区的气源岩;本区北部火山岩对油气的富集作用有益;东南部的花岗岩侵入作用对油气成藏造成破坏。     

塔里木盆地东南缘石油遥感地质的综合分析与评价

塔里木盆地东南缘石油遥感地质的综合分析研究认为,研究区经历了古生代地台演化阶段、中生代前陆盆地演化阶段和新生代拗陷盆地演化阶段;研究区油气形成的生、储、盖组合齐全,油气运移和聚集构造条件有利.通过卫星遥感影象解译出的五个环形构造都是有利的油气勘探远景区.     

统计法在石油资源定量评价中的应用——以江汉盆地潜江凹陷为例

根据江汉盆地潜江凹陷已探明油田储量规模分布特点、历年石油产量和单井发现率数据变化趋势,选用了油田规模序列法、翁氏生命旋回法和勘探效益法3种统计方法,在分析不同方法的数学原理、数学模型、参数特征及适用条件的基础上,从不同侧面计算潜江凹陷石油资源量。计算结果表明,潜江凹陷石油地质资源量为16 535.2×10⁴t,目前资源探明程度虽然较高,但仍有一定的资源潜力,预计石油待探明资源量有5 202.2×10⁴t,这将为潜江凹陷石油勘探部署和编制中长期发展目标提供地质依据。     

二连盆地“洼槽”控油规律与油气勘探前景

依据洼槽的沉积演化、结构类型、生油条件、成藏模式、含油现状和勘探成效,对二连盆地33个凹陷以洼槽为单元分类评价.初步建立了5种洼槽式样,研究了不同类型洼槽的控油规律.指出洼槽的沉积、构造同性严格控制油气生成和油气藏展布①,断槽继承型洼槽成藏条件最好,勘探成效最高,断超继承型和断槽过渡型大中型洼槽成藏条件较好,其中央断裂构造带和斜坡带是有利聚油带,具有良好的勘探前景,属近期油气勘探和储量接替的主要洼槽.     

卫星图象在石油地质工作中的应用

本文回顾了石油地质综合大队1978年以来在石油地质研究工作中应用遥感技术的情况。作者认为,在油气普查勘探过程中,遥感技术大有用武之地。     

PETROLEUM GEOLOGY IN THE PALEOZOIC CLASTICS OF THE MIDDLE AMAZON BASIN, BRAZIL

Paleoenvironmental maps of all the stratigraphic units of the Middle Amazon Basin from Ordovician to Early Carboniferous are analysed in terms of their source-rock and reservoir potentials. These maps were obtained by applying the following techniqes; detailed petrography of diamictites, sandstones and siltstones including measurements of index of clasticity; analysis of early and late diagenetic cementation processes; environmental interpretation of sedimentary structures; geochemistry of trace elements and lateral variations of clay mineral assemblages based on X-ray diffraction data. Five distinct sedimentary models were recognized. Fluvio-deltaic model consisting of fluvial, deltaic, distal deltaic and offshore subenvironments. Tidal flat model consisting of marshes, intertidal flat, shoreface and offshore subenvironments. Beach model consisting of dunes (inferred), beach, shoreforce and offshore subenvironments. Glacial model (Nhamundá time, Early Silurian), consisting of glacial (tillites), fluvial, beach, shoreface and offshore subenvironments. Glacial model (Curiri time, Late Devonian) consisting of glacial (tillites with subglacial sandstone channels and interglacial braided streams), shoreface and offshore subenvironments. From the association of these depositional models, the direction and intensity of the supply of coarse clastics was determined in a semi-quantitative manner for each stratigraphic unit. The time andspace distribution of the detritalsupplies and of the areas of coarse clastic sedimentation indicates a continuous synsedimentary tectonic control of the depocenters by the differential subsidence of the underlying Precambrian basement in the shape of large blocks limited by a system of NW-SE and NE-SW lineaments. By using an index of synsedimentary tectonic activity it is possible to define three major episodes of coarse clastic sedimentation which have the best reservoir potential: Early Silurian fluvio-glacial systems, Early Devonian progmding deltas and Late Devonian fluvio-glacial systems. The tmps for hydrocarbons are mainly stmtigmphic but enhanced by the weak structures of the basin and result from the relationship between the coarse clastics and two intervening sequences of mature black shales.