琼东南盆地梅山组泥岩盖层封闭性综合评价

通过单井资料统计和沉积相研究,对琼东南盆地梅山组泥岩盖层进行宏观评价,认为盖层岩性以浅海—半深海相泥岩为主,主要发育于北部隆起带与中央坳陷带,侧向连续性好。其最大单层厚度、累积厚度以及含砂量等宏观参数显示,优质泥岩呈现沿北西—南东方向展布的特征。利用测井声波时差和实测岩石样本排替压力之间的关系,计算三亚组一段砂岩和梅山组泥岩的排替压力差,并进行微观评价,认为单井上排替压力差呈凸起高、凹陷低的特点。选取岩性、沉积环境、最大单层厚度、累积厚度、含砂量以及储层与盖层排替压力差作为参数,分别赋予相应的权值和权重,对泥岩盖层封闭性进行综合评价,认为梅山组泥岩盖层综合品质呈规律性变化,表现为北部坳陷低、中部隆起和中央坳陷高的特点,对三亚组发育于北部隆起带周缘的滨海相砂体和发育于中央坳陷带附近的浊积砂体起到了良好的封盖作用。     

大庆长垣以东地区泉一、二段泥岩盖层封气能力综合评价

为了准确评价盖层毛细管封闭能力 ,综合考虑盖层本身封闭性和宏观发育特征及天然气本身性质对封闭能力的影响 ,给出了假定外力作用下天然气通过泥岩盖层渗滤速度的计算公式及参数确定方法 ,并根据泥岩盖层渗滤速度的大小 ,提出了泥岩盖层封气能力等级划分标准 .采用该方法综合评价了大庆长垣以东地区泉一、二段泥岩盖层封气能力 ,结果表明 :泉一、二段泥岩盖层在安达 -肇洲背斜带具有好的封气能力 ,由此向东北和东南封气能力由好变差     

柴达木盆地第四系生物气藏泥岩盖层封闭机理

柴达木盆地第四系生物气藏泥岩盖层处于成岩阶段早期,具有成岩性差、高孔隙度、大孔径、低突破压力的特点,造成生物气藏整体处于弱封闭状态,而大规模气田区的存在,必定有其独特的封闭机理.分析认为:第四系储盖层孔隙结构差异,为阻止或减缓生物气散失提供了最基本条件;地层饱含高矿化度地层水、滞留水充塞泥岩孔隙,加大了天然气的渗透难度;盖层同时为源岩层,可形成烃浓度封闭,阻止天然气垂向运移;盖层厚度对其封闭能力起着极为重要的补偿作用.     

莺歌海盆地中新统黄流组一段重力流沉积特征

为揭示莺歌海盆地中新统黄一段的有利储集相,运用沉积学及层序地层学的理论和方法,基于岩心、钻测井、分析化验及三维地震资料对区内重力流沉积特征、演化规律及主控因素开展了综合分析,认为重力流沉积影响因素主要为地形、相对海平面升降、物源及构造运动等,重力流沉积可进一步识别出水道、朵叶、堤岸/溢流及泥质沉积单元.结果表明:黄一段可划分为3个三级层序(SQ1-SQ3),自下而上总体呈相对海平面上升的退积特征;各层序具明显的"二分"特征,下部发育水道、堤岸/溢流及朵叶,上部多发育泥质沉积;水道以砂岩为主,堤岸/溢流为细砂-粉砂岩,朵叶为砂泥互层;陆架区重力流的发育主要受地形控制;此外,相对海平面升降、物源及构造运动等因素也起着重要作用;海底扇中扇分支水道和朵叶为有利的储集相,复合水道及堤岸/溢流沉积为潜在的储集类型.     

江汉平原白垩-下第三系泥岩盖层影响因素

江汉平原南部中、古生界地层具有多旋回残余改造盆地的特征,油气成藏表现为"多期多源成烃、晚期次生成藏",而对晚期成藏整体封闭保存具有关键性作用的因素是白垩系-下第三系盖层封闭能力和对油气保存的有效性。利用常规测试方法、气体吸附法与压汞法,对白垩系-下第三系泥岩盖层的孔隙度、渗透率、粘土矿物及微孔隙结构特征进行分析,指出沉积环境和成岩作用是泥岩盖层封闭性的主要影响因素,埋藏深度1400m为本区盖层封烃门限深度,预测了白垩系-下第三系泥岩盖层有利分布区,结合中、古生界烃源岩演化和构造演化评价,论述了盖层对油气保存的有效性。     

利用断层岩泥质含量判断断层垂向封闭性的方法及其应用

为了简便地判断断层垂向封闭性,在断层垂向封闭机理及影响因素研究的基础上,通过比较断层岩排替压力与下伏储层岩石排替压力的相对大小,建立了一套利用断层岩泥质含量判断断层垂向封闭性的方法,并将其应用于渤海湾盆地南堡凹陷南堡5号构造f₁、f₂、f₃、f₄、f₅等5条断裂在东二段泥岩盖层内的垂向封闭性研究中。结果表明:f₁、f₂、f₄等3条断裂断层岩泥质含量均大于其在东二段泥岩盖层内垂向封闭所需最小的泥质含量,断层表现为垂向封闭;但f₁断裂位于南堡凹陷沙三段和沙一段—东三段烃源岩分布范围之外,无油气供给,f₂断裂受断层与盖层配置关系的影响,油气沿断裂向上运移,从而无油气聚集;f₃、f₅两条断裂断层岩泥质含量均小于其在东二段泥岩盖层内垂向封闭所需最小的泥质含量,断层表现为垂向开启,即使断裂沟通了烃源岩与储层,油气也将穿过盖层继续向上运移,不利于油气富集。这一评价结果与南堡凹陷南堡5号构造东二段下部已发现的油气分布有着较好的吻合关系,表明该方法用于简便地判断断层垂向封闭性是可行的。     

静止期未成岩断裂侧向封闭能力评价方法及其应用

为了研究含油气盆地断裂发育区油气分布规律,探讨静止期未成岩断裂侧向封闭机理及影响因素;通过比较断裂断层岩开始压实成岩时间与断裂停止活动时间,确定断裂填充物是否压实成岩;再比较断裂填充物排替压力与油气所在盘储层岩石排替压力的相对大小,建立一套静止期未成岩断裂侧向封闭能力评价方法,并将其应用于渤海湾盆地南堡凹陷5号构造区f1断裂在东营组一段、二段、三段侧向封闭能力评价中。结果表明:f₁断裂在东营组一段、二段、三段填充物排替压力分别为0.70、0.73、0.74 MPa,与之对应的油气所在盘储层岩石排替压力分别为0.19、0.15、0.10 MPa,f1断裂在东营组一段、二段、三段填充物排替压力均大于油气所在盘储层岩石排替压力,断裂侧向上均可封闭,有利于油气的聚集与保存,与目前南堡凹陷5号构造区f₁断裂附近东营组一段、二段、三段已发现油气分布(东营组二段未见油气是因其无圈闭)相吻合,表明该方法用于静止期未成岩断裂侧向封闭能力评价是可行的。     

东营凹陷王46井孔二段暗色泥岩沉积环境

利用薄片、X衍射、微量元素、孢粉及有机地球化学等分析手段对王46井岩心进行了岩性、古生物及地 球化学等相标志研究,认为该段暗色泥岩为湖盆近边缘相产物,沉积期气候暖热湿润,水质微咸淡水。     

辽河西部凹陷欢喜岭地区沙河街组三段层序地层与沉积相研究

利用高分辨率层序地层学方法,结合岩芯、测井和地震资料,识别辽河西部凹陷欢喜岭地区各级层序界面,建立地层层序格架,探讨地层格架下沉积相类型、演化规律以及平面展布,并就有利沉积相带分布进行了讨论。结果表明:从钻测井资料看出,层序界面识别标志主要为岩性和颜色发生突变,沉积相类型发生突变,电性特征发生明显变化等;将欢喜岭地区沙河街组划分为6个三级层序,12个四级层序;沙河街组三段发育扇三角洲、湖底扇和湖泊相等沉积相类型,其中,上亚段扇三角洲发育,中亚段广泛发育湖底扇相沉积,下亚段以深湖、滨浅湖相为主,斜坡边缘发育扇三角洲沉积;沙河街组三段中亚段湖底扇相和下亚段扇三角洲相的储集物性最好,为有利沉积相带。     

陇东地区延长组长3、长4+5储层物源 及其对储层物性的影响

在沉积微相研究工作基础上,针对陇东地区延长组长3、长4+5油层小层对比复杂砂层厚度、岩性横向变 化大的特点,对陇东地区延长组长3、长4+5油层碎屑岩稀土元素、碳酸盐岩岩屑以及轻重矿物组合分布进行 了综合分析研究,认为区内三叠系延长组沉积物源主要来自北东向和西南向,在陇东地区北东物源的沉积边界 大约在南梁—华池地区,西南物源的沉积边界大约在悦乐地区,两者间为砂岩层厚度、岩性、物性变化大的混源 区。通过对不同物源区的储层特征分析对比,认为在陇东地区延长组沉积物物源分布范围、组合特征是影响储 层发育的主要因素之一。     

四川盆地珍珠冲组植物群特点及侏罗系与三叠系界线的厘定

归纳总结了四川盆地珍珠冲组植物化石7类50属128种,须家河组植物化石10类71属267种,并将珍珠冲组植物群划分为上、下两个组合。通过分析两组植物群的发育特点及演化规律,结合区域有关资料,对侏罗系与三叠系界线进行了厘定。在四川盆地北部大巴山前缘地区,依据珍珠冲组(白田坝组)的岩性特征和所含植物化石特征,将侏罗系与三叠系的界线置于含Coniopteris植物化石的珍珠冲组(白田坝组)底部石英质砾岩或石英砂岩之下的假整合面或剥蚀面上;在四川盆地东北部的云阳、奉节及长江以南万县地区,侏罗系与三叠系的界线划在云阳南溪剖面上含Coniopterismurrayana植物化石8.3m之下的珍珠冲组黄绿色泥质粉砂岩夹粉砂质泥岩地层之底。     

工业企业可持续发展多目标二级模糊综合评价

在分析工业企业可持续发展内涵的基础上，建立了反映其可持续发展能力的多层次评价指标体系，结合AHP法对多个工业企业进行多目标二级模糊综合评价．实践表明，应用该指标体系和评价方法可将诸因素对工业企业可持续发展的影响通过不同层次较为直观地表现出来，减少了评价过程中主观因素的干扰，从而较好地保证了评价的客观性．     

鄂尔多斯盆地西缘羊虎沟组物源区分析

鄂尔多斯盆地西缘羊虎沟组物源特征对天然气勘探尤为重要。通过砂岩的碎屑组分、岩屑组分、重矿物组合以及石英阴极发光等研究,认为研究区羊虎沟组受到北部、西南部、南部物源控制,各个方位物源在研究区中部吴忠—马家滩地区汇合。通过砂岩轻、重矿物组合和碎屑组分的Dickinson三角图解,以及泥岩的稀土元素特征等分析,认为研究区羊虎沟组源岩以大陆上地壳岩石为主。研究区北部砂岩物源区为再旋回造山带物源区,泥岩球粒陨石标准化稀土元素配分模式与阿拉善古陆浅变质岩相似,具有亲缘性; 西南部及南部砂岩物源区为稳定陆块区和再旋回造山带物源区,泥岩球粒陨石标准化稀土元素配分模式与祁连—北秦岭造山带中浅变质岩相似。综上所述,研究区北部母岩主要为阿拉善古陆的浅变质岩夹少许火山岩,西南部及南部母岩主要为祁连—北秦岭造山带的中浅变质岩,其次为碳酸盐岩和火山岩。     

优质烃源岩在鄂尔多斯低渗透富油盆地形成中的关键作用

鄂尔多斯盆地中生界低渗透油藏分布广泛,主要分布于延长组各油层组,其中长6、长8、长4＋5为主力油层组。储集岩热解资料显示,湖盆中部长7、长6油层组广泛分布的致密深水砂岩普遍具有良好的含油性,普遍成藏特征明显,呈现出“满凹含油”的低渗透富油盆地特征。恒速压汞、启动压力梯度和石油充注成藏试验结果显示,延长组低渗透—致密砂岩储层的喉道细小,毛细管阻力大,加之地层平缓,使得储层中油水重力分异困难。石油运聚表现为“被动”的动力学属性,石油充注与大规模运聚成藏不仅需要较强的动力,而且富烃流体要更有利于成藏富集。大范围分布的长7优质烃源岩具有生排烃规模大、生烃增压作用十分强烈（提供石油运聚的主要动力）、高效排烃（提供大规模的富烃流体）等特征,因而可满足低渗透—致密砂岩大规模成藏富集所需的动力和油源条件,在中生界低渗透富油储层形成中起着关键作用。