横山油田魏家楼区三叠系延长组长6~1储层特征研究

针对横山油田魏家楼区长61油层段,对其储层岩石学、储层物性、孔隙结构及储层控制因素等进行了研究。该层段储层岩石类型主要为细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩,成分成熟度低,结构成熟度高;岩石物性总体较差,属低孔、低渗储层,发育有粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔、晶间微孔和微裂缝等几种孔隙,其中又以次生粒间溶孔为主。喉道以细喉-微喉为主;沉积作用发生后,成岩作用控制着储层孔隙结构特征及储层物性。根据岩性和物性特征,该区储集岩分为3类:Ⅰ类为好储集层,Ⅱ类为较好储集层,Ⅲ类为差储集层。     

镇北地区三叠系延长组长7油层组储层特征研究

通过铸体薄片、扫描电镜、岩心物性分析、测井资料等,对镇原油田长7储层特征进行研究表明,该层段储层岩石类型主要以岩屑长石砂岩为主,成分成熟度低、结构成熟度高;岩石物性总体较差,属于低孔、低渗储层,发育粒间溶孔、长石溶孔、晶间孔及微裂缝,喉道类型以小孔细喉型和细小孔微细喉型为主;成岩作用对储层孔隙结构及储层物性影响较大。根据岩石类型、孔隙类型、压汞参数及物性分析等资料,将储层分为三类,其中研究区以Ⅰ、Ⅱ类储层为主。     

奈曼凹陷东部斜坡带下白垩统九佛堂组下段储层特征

通过岩石薄片鉴定、储层物性和孔隙结构特征分析,对奈曼凹陷东部斜坡带下白垩统九佛堂组下段储层特征进行研究。结果表明：九佛堂组下段储层岩石类型主要为不等粒岩屑砂岩、中-粗粒岩屑砂岩、中-细粒岩屑砂岩、碳酸盐质含泥粉砂岩等。储集空间以残余原生粒间孔、次生粒间溶孔、粒内溶孔为主,还有部分铸模孔、微裂缝、成岩缝等;平均孔隙度为14.13%,平均渗透率为13.42×10^-3μm²,喉道分选程度差,最大孔喉半径主要分布在0.04～55.93μm,孔隙结构为中-低孔、低渗-特低渗、细喉-特细喉不均匀型。平面上,主要受沉积相带控制,辫状河三角洲前缘水下分流河道砂岩储层物性好,前缘席状砂储层物性中等;纵向上,受成岩作用影响,1 000～1 900 m范围内产生了3个次生溶蚀孔隙发育段,在一定程度上改善了储集性能。     

查干凹陷下白垩统扇三角洲相储层特征及物性影响因素

为了阐明查干凹陷下白垩统储层特征及其对储层物性影响,应用岩心、薄片及储层分析资料,通过储层岩石学特征、沉积作用和成岩作用分析,表明下白垩统扇三角洲砂体由岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩构成,具有低成分成熟度、低结构成熟度和高胶结物含量的“两低一高”特征,为近源、快速堆积成因。储层物性整体较致密,属于特低孔-特低渗透型（孔隙度平均为6.3%,渗透率平均为7.78×10^-3 μm²）,发育细-微喉,储集空间以残余原生粒间孔和粒间溶孔为主,主要受控于碎屑粒径、压实程度、碳酸盐含量及有机酸来源。有利储层主要分布于扇三角洲前缘水下分流河道砂（砾）岩中,其次是席状砂和河口坝沉积的细砂岩。纵向上,次生孔隙发育带发育在2 100~2 800 m,对应有机质成熟阶段,释放大量的有机酸对砂岩长石颗粒和碳酸盐胶结物发生强烈溶蚀,扩大粒间和粒内孔隙,有效改善储层质量。因此,优势沉积微相、强溶蚀带及次生孔隙发育带是有利储层的主控因素。     

西湖凹陷西部斜坡带储层成岩作用及孔隙演化

以大量岩心观察为基础,结合室内电镜扫描和物性特征分析,对西部斜坡带储层成岩序列与孔隙演化进行了研究,认为储层岩石类型主要为长石岩屑砂岩及岩屑长石砂岩,储集空间以粒间溶孔和粒内溶孔为主,属中孔中渗—低孔低渗型储层。成岩作用及孔隙演化对储层物性有重要影响,该区主要经历了压实、胶结、溶解以及交代等多种成岩作用,其中压实作用和交代作用对储层起破坏作用,溶解作用对储层改善起建设性作用。成岩阶段可划分为早成岩A期、B期和晚成岩A1期、A2期及B期,目前储层处于晚成岩A2期,原生孔隙大部分被破坏,次生孔隙发育,并在2 900～3 200 m和3 600～4 000 m处形成两个次生孔隙发育带。     

柴达木盆地北缘下干柴沟组储层特征及影响因素分析

过对柴达木盆地北缘古近系下干柴沟组储层岩石学、孔隙类型、物性特征和成岩作用等的研究,指出下干柴沟组储层主要由长石砂岩、岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩组成,胶结物为碳酸盐;储层砂岩的成分成熟度普遍较低,结构成熟度中等—较差;不同构造带上孔隙的发育程度和储集性能存在着明显的差异,马海—南八仙地区孔隙最发育、储集性能最好,孔隙类型以原生粒间孔为主,发育中高孔—中高渗储层,冷湖构造带孔隙发育—较发育、储集性能较好,孔隙类型以原生粒间孔为主,发育中低孔—中低渗储层,鄂博梁构造带储层孔隙相对最不发育、储集性能很差,仅发育少许残余粒间孔和次生溶孔,发育特低孔特低渗储层。认为控制研究区储层性能的主要因素为储层的岩石成分和成岩作用,成岩作用主要有压实作用和胶结作用,而碳酸盐胶结和绿泥石粘土膜对储集性能的改造具有建设性和破坏性双重作用。     

白豹-坪庄地区长63储层有利区块预测

根据铸体薄片、扫描电镜、岩心、测井等资料研究结果,长63储层经历了复杂的成岩作用,储层物性差,属于中低孔特低渗储层,储集空间以剩余粒间孔和溶蚀孔为主,成分成熟度低,结构成熟度中等一较高。储层质量受到沉积微相和成岩作用的双重控制．沉积微相控制着储层原生孔隙的发育,成岩作用控制着次生孔隙的发育,三角洲前缘水下分流河道水动力条件较强,沉积的碎屑物粒度相对较粗,分选好,是最有利于储层发育的沉积微相;长石溶蚀成岩相以长石溶孔发育为主要特征,长石沿解理面溶蚀强烈,次生孔隙发育,储层物性显著变好,是该区最有利的成岩相;碳酸盐胶结物溶蚀成岩相较长石溶蚀成岩相溶蚀程度低,孔隙中的铁方解石、铁白云石胶结增多,物性相对较好,是该区较有利的成岩相;绿泥石衬垫式胶结成岩相以绿泥石衬垫式充填孔隙为主要特征,胶结作用相对较弱,孔隙类型以剩余粒间孔隙为主,储层孔渗性较好,也是该区较有利的成岩相。根据沉积微相和成岩相,三角洲前缘水下分流河道和长石溶蚀成岩相、碳酸盐胶结物溶蚀成岩相以及绿泥石衬垫式胶结成岩相的叠置发育区即为该区储层有利区块。     

高尚堡油田北区沙三~(2+3)亚段储层特征研究

高尚堡油田北区沙三2+3亚段含油层段长,储层特征变化大,通过对铸体薄片、岩心砂岩薄片和压汞等资料分析,开展了储层岩性、物性、储集空间类型和孔隙结构等方面的研究工作。结果表明,高尚堡油田北区沙三2+3亚段储集层岩性以岩屑长石砂岩为主,成分成熟度、结构成熟度均较低,主要发育粒间溶孔、粒内溶孔,孔隙结构以Ⅱ类为主,为典型的中低孔中低渗型储层。平面上储层物性受沉积相带控制;垂向上成岩作用中的压实和胶结作用导致储层物性变差,而溶解作用产生的次生孔隙改善了储层物性。     

腰英台地区青山口组储层物性特征及影响因素分析

通过岩心观察、薄片鉴定、录测井资料分析、物性分析等方法,研究了松辽盆地长岭凹陷腰英台地区青山口组储层的岩石学特征、孔喉特征和物性特征,分析了影响储层物性的主要因素。结果表明：储层岩石为细-粗粒长石砂岩．砂岩成分成熟度较低、结构成熟度中等-较低。储层为低孔-特低渗储层。孔隙类型为粒间孔隙、粒内溶孔、粒间溶孔和微裂缝,以粒间孔隙为主。砂岩面孔率在10％～15％之间,平均喉道半径、视孔喉比小。影响储层物性的因素主要为微观方面的岩石结构及填隙物特征、成岩作用和宏观方面的沉积微相。     

鄂尔多斯盆地延长组不同类型砂岩储层物性及其孔隙成因——以天环凹陷盐池地区长9油层组为例

在鄂尔多斯盆地延长组致密背景下,深入探究不同类型砂岩物性特征及其孔隙成因对于油气高效勘探开发具有重要意义。利用铸体薄片和扫描电镜等资料对不同砂岩储层进行系统分类,结果表明：研究区发育中-粗粒岩屑长石砂岩、细-中粒岩屑长石砂岩、细-中粒长石岩屑、不等粒岩屑长石砂岩和不等粒长石岩屑砂岩5种类型砂岩。其中前3种类型砂岩占90%以上。中-粗粒岩屑长砂岩、细-中粒岩屑长石砂岩石英和长石刚性碎屑含量高,结构成熟度高,储层物性最好,以中孔低渗、低孔低渗、低孔特低渗和特低孔超低渗为主,含一定中孔中渗储层,其他3类砂岩岩屑和填隙物塑性组分含量高,为低孔特低渗、特低孔超低渗和特低孔特低渗储层。研究区储层孔隙以原生粒间孔为主,其次为长石溶孔、少量岩屑和浊沸石溶孔,绿泥石胶结作用对成岩过程中原生孔隙的保存起到重要保护作用,长石、浊沸石溶蚀对物性起到一定改善作用。刚性矿物含量高、填隙物含量低、碎屑颗粒大以及磨圆度高是孔隙发育的主因,反之孔隙变差。     

双河油田北块两个层系的储层孔隙结构特征

双河油田北块三采试验区块Ⅱ_4-6、Ⅳ_1-4层系储层岩石成分成熟度及结构成熟度均低,自生矿物及粘土矿物种类多,物性及孔隙结构参数变化大,储层微观非均质性及孔喉两极分化严重,微孔隙发育;储层孔隙结构在横向上变化大,微观油水分布形态多样,导致驱油效率低,开发难度大.储层以Ⅱ、Ⅲ类为主,Ⅱ_4-6层系条件较差属中低储集类型,Ⅳ_1-4层系储层条件较好为中等储集类型.     

莺-琼盆地原油成熟度研究

运用反映原油整体面貌及反映原油组成的成熟度参数对莺-琼盆地原油(凝析油)进行综合研究后认为,莺-琼盆地原油(凝析油)主体可能是成油高峰期的产物,但有程度不同的未熟―低熟原油的混入。凝析油并不一定是高温裂解的产物,在相应地质条件下,正常的成熟度也可形成凝析油。金刚烷业已用于原油成熟度研究,但在莺―琼盆地未熟―低熟油样品抽提物中均发现了单、双金刚烷,说明金钢烷不一定只受高温条件的控制,其形成还可能受沉积环境的影响,故将金刚烷参数用作成熟度指标时要慎重。     

从有机质成熟度看四川盆地下古生界油气勘探

从回顾有机质成熟度检测研究现状入手，论证认为镜质体反射率至今仍是有机质成熟度研究的最佳参数。以此为据，编绘了四川盆地上二叠统有机质成熟度图；通过对其与下伏产层油气属性关系的分析，探讨了四川盆地下古生界因缺乏镜质体作为检测对象而被迫选用其他参数用于有机质成熟度划分所存在的可变因素；最后借用四川盆地上二叠统有机质成熟度演变趋势分析结果，确认川东-川东北有机质过成熟地区的高陡构造仍不失为该区天然气勘探的目标区。     

MATURITY OF ORGANIC MAITER IN THE JURASSIC OF SOUTHERN ENGLAND AND ITS RELATION TO THE BURIAL HISTORY OF THE SEDIMENTS

An investigation of the maturity levels of organic matter in the major potential Jurassic hydrocarbon source rock units in Southern England (i.e. the Lower Lias, Oxford Clay and Kimmeridge Clay) using sporomorph colouration and alkane distribution patterns shows that the Oxford Clay and the Kimmeridge Clay organic materials are immature in most parts of the area. They are mature only in the central parts of the Mesozoic Wealden Basin.
The distribution of mature Lower Lias sections is found to be more extensive. Attempted reconstruction of the burial histories of Jurassic sections across Southern England, and the application of the Lopatin method of theoretical organic maturity prediction, seem to support the observed maturity trends and suggest that the present maturity levels of Jurassic organic matter at any given locality are dependent on the structural development of that area through time.     

低熟油排出临界饱和度与泥岩压实关系探讨

通过对低熟油排出相态、排出动力和低熟源岩压实特征以及低熟油生成过程的分析,探讨了低熟油排出过程和排出临界饱和度与源岩埋深或成熟度的关系,低熟油主要在压实作用下从源岩中排出并以油相进行运移,低熟油的排出过程与低熟油源岩的压实过程（或源岩孔隙度的变化）密切相关,研究区泥岩压实在深度2200m以上可划分为两段;上段为正常压实段,是低熟油的有利排出估,下段为欠压实段,该段内的孔隙流体难以排出,对低熟油的排出不利,正常压实段底界的深度与所处区域的沉积,埋藏及构造演化过程有关,研究区该深度大致在1000－1400m,在低熟油生成阶段,低熟油排出临界饱和度与源岩埋深或成熟度有很好的相关关系,即随源岩埋深或成熟度增加,低熟油排出临界饱和度增加。     

低熟油排出临界饱和度与泥岩压实关系探讨

通过对低熟油排出相态、排出动力和低熟源岩压实特征以及低熟油生成过程的分析 ,探讨了低熟油排出过程和排出临界饱和度与源岩埋深或成熟度的关系。低熟油主要在压实作用下从源岩中排出并以油相进行运移 ,低熟油的排出过程与低熟油源岩的压实过程 (或源岩孔隙度的变化 )密切相关。研究区泥岩压实在深度 2 2 0 0 m以上可划分为两段 :上段为正常压实段 ,是低熟油的有利排出段 ;下段为欠压实段 ,该段内的孔隙流体难以排出 ,对低熟油的排出不利。正常压实段底界的深度与所处区域的沉积、埋藏及构造演化过程有关 ,研究区该深度大致在1 0 0 0～ 1 40 0 m。在低熟油生成阶段 ,低熟油排出临界饱和度与源岩埋深或成熟度有很好的相关关系 ,即随源岩埋深或成熟度增加 ,低熟油排出临界饱和度增加。     

辽河盆地东部凹陷欧利坨子地区原油性质与成因

油—油精细对比揭示辽河盆地欧利坨子地区低熟油和成熟油共存,与东部凹陷其它地区原油相比总体上成熟度较低.表现在原油族组成中饱和烃和饱芳比值低(饱/芳值小于3.0)、生物标志物中反映成熟度的参数明显偏低、饱和烃和芳烃碳同位素值(分别为-26.00‰~-27.50‰和-25.00‰~-26.50‰)也明显低于东部凹陷其它地区,单体烃碳同位素类型曲线特征也揭示其原油成熟度较低.油—源对比揭示欧利坨子地区原油来自沙三中下段的暗色泥岩,生物标志物资料揭示源岩热演化程度明显低于东部凹陷其它地区,因而造成该区原油成熟度较低.      

生物降解作用对芳烃生物标志物参数的影响研究

在大多数情况下,生物降解作用是造成原油变稠的最主要原因。目前,生物降解作用对饱和烃生物标志物和含氮化合物及参数的影响研究较多,而对芳烃生物标志物及参数的研究较少。选取渤海湾盆地渤中凹陷4个不同降解程度的原油样品,采用GC-MS分析测试,初步探讨了自然条件下,生物降解作用对原油中一些芳烃生物标志物参数(主要是成熟度指标)的影响。结果表明:运用甲基萘比(MNR)计算降解原油的成熟度时,结果比降解前的实际值小;运用甲基菲比(MPR)计算降解原油的成熟度时,结果比降解前的实际值大;而运用三芳甾烷/单芳甾烷(TAS/MAS)计算降解原油的成熟度时,基本不失真。      

不同藻类热模拟实验的生烃特征对比

针对多细胞宏观底栖藻紫菜在不同演化阶段的生烃特征开展了封闭体系加水热模拟实验,并与浮游藻和单细胞藻类生烃特点进行了对比。实验结果表明:随着温度的升高,多细胞藻类的生烃率呈双峰分布,低熟阶段是釜壁轻质油的主要产出阶段;气携凝析油在成熟阶段达到生成高峰,气态烃与液态烃产率相当;高成熟阶段因为有机质裂解和液态产物的裂解,气态烃成为排出烃的主要组成部分。不同藻类的生烃高峰及产物的组分在不同成熟阶段各有特点,浮游藻类的脱氧反应主要发生在成熟阶段,而单细胞和多细胞藻类的脱氧反应主要发生在低成熟阶段。液态产物方面,浮游藻类和多细胞藻类在低成熟和成熟阶段以非烃质产物为主,而单细胞藻类以沥青质为主。高成熟阶段,单细胞藻类的芳烃比例明显增高,而饱和烃产率以多细胞底栖藻类为最高。不同藻类产生的液态产物在族组分上的差异,对资源评价的精度具有一定影响。      

严重生物降解稠油成熟度判识——以准噶尔盆地三台—北三台地区为例

严重生物降解作用形成的稠油轻重组分均遭损失,其演化阶段性判识是油气成因研究的一个难题。该文以准噶尔盆地三台—北三台地区为例,在前人研究的基础上,进一步对Ts/Tm对成熟度的敏感性进行了分析,认为在同源条件下,Ts/Tm能有效的随成熟度增大而增大,且抗生物降解能力强,可以用来对严重生物降解原油成熟度进行判识。文章以此为指标指出三台—北三台地区重质稠油和储层沥青主要是低—未成熟阶段的原油并遭严重生物降解所致,中质稠油主要是成熟阶段原油遭中等生物降解或散失所致。