江陵凹陷新沟嘴组下段储层地质特征

江陵凹陷新沟嘴组下段储层是一套湖泊三角洲－浅湖滩坝砂体，砂体类型有三角洲平原分流河道砂体，三解洲前缘水下分流河道砂体及三角洲前缘水下分流河口砂坝等，岩石类型为成分成熟度较低的岩屑长石砂岩和长石砂岩，并含较多的粘土矿物和硬石膏、方解石、白云石胶结物，压实和胶结是使原生孔隙降低的主要成岩作用，而发生在油气大量生成 期的溶解作用则使较多的次生孔隙形成，储层物性受岩石结构如粒径，分选等控制，也受胶结物含量及溶解作用等控制。     

潜江凹陷新沟嘴组岩性油藏勘探实践

江汉盆地新沟嘴组的油气勘探已到岩性油藏勘探阶段。新沟嘴组油藏特点决定了岩性圈闭识别难度很大。近几年勘探实践,通过加强结构及构造演化分析,精确刻画古地貌及沉积充填模式,刻画古地貌控制下的新下段各砂组沉积微相及砂体展布范围,结合多方法的地震储层预测技术,总结出一套提高岩性圈闭识别精度和勘探成功率的较有效办法。     

江陵凹陷新沟咀组油气控制因素及勘探方向

通过对江陵凹陷新沟咀组油气控制因素的分析，认为沉积相控制油气的分布，断裂控制油气富集。在此基础上，提出江陵凹陷油气藏类型及分布规律。陵北断裂带及以北地区，以次生构造油藏为主；沙市背斜以原生岩性油藏为主，而盐卡南断层和西南斜坡带可形成原生构造、岩性两种油藏。凹陷内有良好的勘探远景，要针对不同的油藏类型，采用不同的勘探方法。北部找隆起打高点，南部沿断裂打上升盘，中部构造背景上找岩性油藏。     

江陵凹陷新沟嘴组致密砂岩沉积及储层特征研究

江陵凹陷位于江汉盆地西部,其新沟嘴组致密砂岩储层主要发育在万城断层下降盘及以东地区。通过岩心观察、薄片鉴定及样品测试等研究,利用岩石学特征及测井相分析方法,在前人研究的基础上,对研究区致密砂岩储层的沉积相类型、储集空间特征、储层物性进行分析,认为主要为三角洲沉积体系末端砂体及滨浅湖滩坝砂体,储层岩石类型以长石岩屑质石英砂岩为主,岩屑长石砂岩、岩屑质石英砂岩次之。储集空间类型以粒间次生孔隙为主、其次为长石粒内溶孔;储层物性差,属典型的致密砂岩储层。在此基础上,建立了江陵凹陷新沟嘴致密砂岩储层的评价标准,总结了致密砂岩平面展布规律,纵向发育层位,指出了致密砂岩油藏发育的有利区带。     

潜江凹陷拖市地区新沟嘴组Ⅲ1砂组三角洲前缘沉积特征

江汉盆地潜江凹陷南部拖市地区新沟嘴组Ⅲ1砂组为三角洲前缘沉积，水下分流河道徼相在沉积构造、粒度概率曲线、测井曲线和地震剖面上均有明显的响应。Ⅲ1砂组划分为两个准层序。以准层序为单元对沉积微相和砂体展布的研究表明，砂体在平面上沿北西一南东方向呈条带状展布，骨架砂体以水下分流河道微相为主，且两期三角洲前缘水下分流河道的发育具有良好的继承性。该区水下分流河道砂体岩性与构造条件具有良好的配置关系，能形成一定规模的油气聚集，勘探成功的关键是精确确定水下分流河道砂体的主体部位。     

江陵凹陷构造演化与油气成藏

江陵凹陷构造演化经历2个构造旋回和1个构造定型期;第一构造旋回奠定了江陵凹陷的雏形．并清晰了构造格局,是研究区最主要的烃源岩发育期;第二构造旋回是构造活动的鼎盛期,不仅形成了大量的圈闭,而且使烃源岩被深埋并大量生排烃。研究表明,构造运动不仅控制烃源岩、储集岩和圈闭的形成与发展．而且构造活动的合理序次使圈闭能有效捕获油气。继承性古隆起是有利的油气聚集带;北东向断层决定了本区具有多层位同期成藏的特点。     

江汉油田新沟嘴组油藏开发特征的认识

新沟嘴组油藏是江汉油田增储上产的主要潜力区,如何提高新沟嘴组油藏的开发效果也一直是广大油田工作者重点攻关的对象。分析总结了新沟嘴组油藏注水开发特征,并深入分析开发特征的形成原因,提出了新沟嘴组油藏剩余油分布有利区域,结合目前现状,认为注水调整是下步工作的重点,油井适时压裂是挖潜的主要途径,而酸化工艺在新沟嘴组的运用还有待研究。     

潜江凹陷南部地层水化学特征与油气成藏的关系

地层水矿化度的变化主要受沉积水体、成岩作用和烃类演化等因素的控制。通过对地层水矿化度变化的分析．可以为油气的成藏环境分析和油藏预测提供重要信患。对潜江凹陷南部地层水化学特征与油气成藏关系的研究发现：①地层沉积时水体的原始矿化度控制了地层水中矿化度分布的整体格局；②地层水中矿化度的分布、地层压实、成岩作用和烃类演化等地质作用之间具有一致的阶段性．代表着良好的生、储、排配置环境；③高矿化度水地层的压实速率大大低于淡水地层，更有利于储层孔腺的保存；④封闭的水化学环境对油气藏的形成和保存是非常重要的。     

江汉盆地潜江凹陷潜江组岩性油藏勘探方向及对策

潜江凹陷位于江汉盆地中部,是江汉盆地油气最为富集的富烃凹陷。潜江组勘探程度高,岩性油藏已成为主要的勘探对象与目标。该文通过对潜江组岩性油藏发育条件、分布规律及主控因素的分析,指出潜江凹陷构造斜坡带、构造反转区、断裂发育带及挠曲带是岩性油藏的有利勘探方向。发展高分辨率三维地震、建立以相控砂体预测为核心的岩性圈闭识别与评价技术,推广薄油层改造技术是深化潜江盐湖岩性油藏勘探的主要对策与方法。     

台北凹陷西部七克台组油气成藏有利条件分析

台北凹陷西部七克台组自生、自储、自盖，构成良好的区域性生储盖组合。上段为大套暗色泥岩，既是生油层，也是区域性盖层；下段集中发育储集层，可分为上、下2个砂岩组，其中上砂岩组砂层单层厚度小，岩性细，排驱压力略高、孔喉半径略小，属滨湖滩坝砂和席状砂，含油气性优于下砂岩组，是今后滚动勘探的重点层系。受区域构造和沉积背景双重影响．台北西部七克台组具备形成低幅度背斜、断块和岩性多种(圈闭)油气藏的石油地质条件。火焰山构造带上盘是今后评价勘探低幅度背斜型油藏的重点领域；火焰山构造带下盘是继续滚动勘探断块型(圈闭)油藏的重点区域；古弧形带东斜坡和火焰山构造带北坡是突破岩性油藏的重点地区。     

江汉盆地新沟嘴组页岩油储层物性发育主控因素

综合运用X-衍射、压汞及扫描电镜等资料,对江汉盆地丫角-新沟低凸起和陈沱口凹陷新沟嘴组页岩油储层储集空间类型及物性控制因素进行了探讨。研究结果表明：区内页岩油储层储集空间类型以无机孔隙（包括晶间孔、粒间孔、溶蚀孔）为主,也存在少量有机孔隙及微裂缝;区内泥质白云岩和白云岩孔渗条件最好;丫角-新沟低凸起和陈沱口凹陷页岩油储层均存在次生孔隙发育带,很好地改善了储层物性;矿物组分对丫角-新沟低凸起和陈沱口凹陷页岩油储层物性的影响存在差别,前者孔隙度与矿物组分无相关性,后者孔隙度与粘土矿物及碎屑矿物含量呈负相关性,而与白云石含量呈正相关性;区内渗透率均与碎屑矿物、粘土含量呈负相关性,与白云石含量呈正相关性。     

江汉盆地江陵凹陷油气富集规律与勘探方向

江汉盆地江陵凹陷主力烃源岩为新沟嘴组下段,梅槐桥—资福寺向斜是生油中心。已经发现的油气藏具有圈闭规模小、充满度低、环生油中心较集中分布的特点和规律,以断层为主的输导体系和储层物性是油气成藏和富集的主要控制因素。江陵凹陷白垩—第三系资源探明率仅为12.4%,探明程度很低,还具有很大的勘探潜力。荆州背斜带南缘斜坡和梅槐桥洼陷内构造—岩性及岩性圈闭、万城断裂上盘白垩系及前白垩系古潜山、公安单斜带火山岩储层及生油洼陷中的页岩油是今后一段时间油气勘探的突破方向和领域。     

江汉盆地新沟嘴组砂岩孔隙结构与产油潜力

针对江汉盆地古新世新沟嘴组砂岩储层具有中孔中渗-低孔低渗的特点,采用压汞、铸体薄片及物性分析等技术,以试油产量为依据,对孔隙结构类型进行了划分,揭示了砂岩储层各类孔隙结构与产油潜力的内在联系,指出喉道的大小是控制油层产量最重要的因素,为该区储层储集性能评价提供了重要依据.     

江汉盆地古近系新沟嘴组下段沉积相发育特征

江汉盆地古近纪新沟嘴组下段沉积时期为北部单向物源的广盆浅水盐湖沉积,盆内古地貌差异较小,北侧盆缘形成的北西向大断裂控制着枝江、远安、荆门、汉水、汉川5支物源体系,形成以河流三角洲体系和浅水湖泊沉积为主,夹有干盐湖沉积,发育的沉积亚相类型主要有:三角洲平原、三角洲前缘、前三角洲、浅湖-半深湖泥盐相等.这一三角洲-浅湖相在...     

江汉盆地新沟嘴组页岩油储层物性下限

江汉盆地新沟嘴组泥质白云岩层系钻获页岩油,开辟了该地区油气勘探的新领域。弄清区内页岩油富集与分布规律,对有效储层物性下限的研究具有重要意义。根据研究区岩心实测孔隙度、渗透率和高压压汞资料,综合应用经验统计法、压汞曲线法和最小流动孔喉半径法,确定了江汉盆地南部新沟嘴组不同深度段（778～890,959～1070,1378～1478,2093～2 200 m）的页岩油储层物性下限,并建立了物性下限值与深度的相关性方程。结果表明：不同研究方法确定的物性下限值不同。总体上,压汞曲线法和最小流动孔喉半径法确定的物性下限值较高,经验统计方法确定的物性下限值较低。随着储层埋深的增加,不同方法确定的物性下限之间的差异减小。多种方法综合运用能够降低物性下限的不确定性。研究区页岩油储层物性下限值随着深度的增加逐渐降低,其中孔隙度下限值随着深度的增加呈指数函数递减,渗透率下限值随着深度的增加呈幂函数递减。     

潜江凹陷马王庙地区古近系新沟嘴组下段物源分析

根据重矿物百分含量分区、岩石碎屑组分特征、地层倾角测井特征等对潜江凹陷马王庙地区古近系新沟嘴组下段物源情况进行了分析。研究表明马王庙地区受到北东向的汉川和北西向的汉水两个方向物源影响。在此分析基础上,结合砂岩百分含量分布特征和沉积环境详细阐述了古近系新沟嘴组下段各个油组沉积时期不同物源的影响程度,认为马王庙地区新沟嘴组下段主要受东北部汉川方向物源的影响,西北部物源的影响次之,两物源影响交汇于马10井—马39井区附近。Ⅲ油组沉积时期研究区受到西北物源的影响较小;Ⅱ油组时期东北物源影响较前期增大,受西北部物源影响变化不大;Ⅰ油组时期仍以东北部物源影响为主,但其影响变小,而西北物源影响范围变大。     

渤海湾盆地东营凹陷地层油气藏成藏阶段分析

随着渤海湾盆地东营凹陷勘探程度的逐步深入,地层油气藏在勘探中的地位不断提升,而成藏阶段的确定和划分对于地层油气藏成藏机理深入研究和成藏模式总结具有重要意义。在同源情况下,通过对东营凹陷不同区带不同类型油藏原油与烃源区源岩成熟度的对比分析,认为该区地层油气藏油气成熟度高,相对成藏时间晚;而次级构造带不同类型油藏有机包裹体均一温度统计分析表明,地层油气藏成藏时间主要在馆陶组沉积末期—明化镇组沉积时期。在综合考虑东营凹陷成藏地质要素历史演化的基础上,探讨并明确了与盆地构造—充填史相对应的地层油气藏成藏阶段模式,将其划分为多幕断陷期成藏准备、坳陷早期成藏高峰和坳陷后期油气保存等3个阶段。     

江汉盆地潜江凹陷潜江组盐间页岩油储层矿物组成与脆性特征研究

应用X射线衍射分析技术对潜江组潜二-四段的页岩岩心样品进行了矿物组成与脆性特征研究,以及有机地球化学实验,结果表明,各样品具有差异的矿物组成和地球化学特征。潜二段页岩有机质以腐泥型为主,TOC平均值为1.38%,总体处于未熟-低熟阶段(Ro为0.26%~0.5%),矿物中蒸发岩类矿物含量高;潜三段页岩有机质以腐泥型和腐殖腐泥型为主,TOC平均值为2.53%,总体处于低熟-中等成熟阶段(Ro为0.5%~0.88%),矿物中石英和黏土含量较高;潜四段页岩有机质以腐泥型和腐殖腐泥型为主,TOC平均值为0.69%,总体处于中等成熟-成熟范围(Ro为0.55%~1.3%),碳酸盐矿物含量较高。与北美及中国其他地区的页岩相比,潜江组盐间页岩具有"低黏土矿物、低石英、高碳酸盐、低脆性矿物"的特征,但其中潜三段的脆性矿物含量较高(平均56%),脆性指数较大(平均75.3%),具有较好的脆性,是潜江组盐间页岩最有利的勘探层段。     

江汉盆地东部新下段层序地层格架与油气成藏

新沟嘴细下段是江iZ盆地东部的主要勘探目的层,主要由1个三级层序（SⅢ₁）组成。油气成藏地质要素和油气储量、成藏类型在层序地层格架中有一定的分布规律。炬源告在SⅢ₁,的湖侵体系城最发育,储是层主要分布于三级层序的低位体系域;SⅢ₁既有区域性盖层又有局部性盖层,垂向上构成4种生储盖组合类型。已探明的油气储量主要分布于SⅢ₁的低位体系域,其次分布于湖侵体系域。SⅢ₁各体系域因成藏条件的差异而具有不同的成藏类型。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油藏特征与形成主控因素

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组发育典型的陆相咸化湖盆页岩油,综合利用地震、岩心、测井等资料,对油藏特征及形成主控因素进行了研究。芦草沟组大面积含油,以游离态和吸附态2种状态在多层“甜点”层的微—纳米孔喉、层理缝中聚集,被页岩隔层分隔,存在上、下2个“甜点”富集层段。页岩油藏地层压力、成熟度从凹陷区向斜坡区逐渐降低,原油密度逐渐增大。烃源岩品质及成熟度控制了页岩油的分布与原油性质,沉积微相控制了页岩油的分布层位,页岩的岩性与物性控制了页岩油的富集甜点,生烃增压是页岩油成藏的主要动力。