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,并合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.     

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。     

江汉盆地陈沱口凹陷新沟嘴组下段沉积相分析

从物源与地震相两个方面入手,深入研究了江汉盆地陈沱口凹陷新沟嘴组下段的沉积相展布特征,明确了陈沱口凹陷存在华容隆起与老新-新沟两支物源。通过地震波振幅、频率、连续性、内部结构以及外部形态等特征研究,将陈沱口凹陷目的层划分为3种地震相类型,再结合物源分析的结论与井-震转换,将地震相转化为沉积相。研究表明,陈沱口凹陷新沟嘴组下段主要发育扇三角洲相与湖泊相两大沉积体系。     

江陵凹陷新沟嘴组泥质白云岩沉积特征

潜江凹陷新沟地区泥质白云岩油藏具有良好的勘探开发前景,而江陵凹陷新沟地区具有相似的地质条件,利用研究区测井井筒测试资料,结合盐湖碳酸盐岩沉积体系技术分析,认为江陵凹陷泥质白云岩的岩矿成分复杂,是碎屑岩和蒸发岩的过渡化学沉积产物。泥质白云岩广泛分布在中南部地区,纵向上的发育层段主要位于Ⅱ油组的中下部(Ⅱ4~6),有利区分布于洼陷周缘的斜坡部位。对比潜江新沟、陈沱口等泥质白云岩油藏,认为江陵凹陷南部泥质白云岩的含油气性较好,具有一定的勘探潜力。     

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。     

江汉盆地新沟嘴组碳酸盐岩油藏特征及开发技术

江汉盆地东部古近系新沟嘴组（Ex）碳酸盐岩储层位于新沟嘴组下段（ExL）Ⅱ油组,岩性主要为泥晶白云岩,夹杂大量泥岩、细粉砂岩及脆性矿物,孔隙以白云石晶间孔、黏土晶间孔为主,属中孔特低渗储层.研究表明,油藏为近源运移聚集、源储共生的准连续式成藏,具有储层大面积分布、油气呈准连续分布、圈闭介于有形与无形之间、油水分异差、油水同出的特点,同时又具有典型连续型油藏源内成藏、自生自储的特点,是“非常规”致密油油藏.根据Ex碳酸盐岩油藏特征,进行了开发方式选择,初步制定了相应的开发技术策略,在实践中探索了大位移定向井钻井、水平井分段大型压裂、储层大型酸化改造等技术的应用,取得了实质性进展.同时,鉴于油藏开发投资成本高的现状,开展了提高机械钻速降周期、减少技术套管降成本、压裂段数与产量拟合确定最佳压裂段数控制成本等措施,改进了开发效果,有效促进了江汉盆地特殊类型油藏的勘探开发,对江汉油田重新上产起到了重要的作用.     

江陵凹陷新沟嘴组下段砂岩成岩作用及孔隙演化

江陵凹陷新沟嘴组下段砂岩主要为岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩及石英砂岩，该储层砂岩属低孔低渗储层。以岩心观察为基础，结合对薄片鉴定、扫描电镜、阴极发光和物性等资料分析后认为，江陵凹陷新嘴沟组下段砂岩经历了压实、石英的次生加大、碳酸盐的胶结及溶蚀溶解、硬石膏的胶结及长石岩屑的溶蚀和粘土杂基的充填等多种成岩作用，目前已达到了晚成岩阶段A期。早成岩期的压实作用以及石英、碳酸盐、石膏、粘土矿物的胶结作用是导致砂岩孔隙度降低的主要原因，分别造成14％和16％的原生孔隙丧失，晚成岩阶段有机质成熟形成有机酸并对不稳定矿物溶解，其产生的次生孔隙发育带是油气勘探的有利区带。     

江陵凹陷新沟嘴组下段砂岩成岩作用及孔隙演化

江陵凹陷新沟嘴组下段砂岩主要为岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩及石英砂岩,该储层砂岩属低孔低渗储层。以岩心观察为基础,结合对薄片鉴定、扫描电镜、阴极发光和物性等资料分析后认为,江陵凹陷新嘴沟组下段砂岩经历了压实、石英的次生加大、碳酸盐的胶结及溶蚀溶解、硬石膏的胶结及长石岩屑的溶蚀和粘土杂基的充填等多种成岩作用,目前已达到了晚成岩阶段A期。早成岩期的压实作用以及石英、碳酸盐、石膏、粘土矿物的胶结作用是导致砂岩孔隙度降低的主要原因,分别造成14%和16%的原生孔隙丧失,晚成岩阶段有机质成熟形成有机酸并对不稳定矿物溶解,其产生的次生孔隙发育带是油气勘探的有利区带。     

江汉盆地江陵凹陷盐构造类型及成因机制探讨

根据钻井资料和地震剖面,分析了江陵凹陷盐构造特征和盐构造形成的动力条件,探讨了江陵凹陷盐构造类型、成因机制及演化。分析表明,江陵凹陷发育盐枕、盐背斜、盐脊三种盐构造类型;将盐构造活动划分为沙市组晚期-新沟嘴组沉积期为盐构造孕育阶段、荆沙期-荆河镇早期为盐构造生长阶段、古近纪末期-新近纪早期盐构造盐构造定型三个阶段;同时总结盐构造的活动对油气聚集成藏的影响。     

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。     

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。     

江汉盆地新沟嘴组泥质白云岩烃源岩特征

江汉盆地新沟嘴组为三角洲—盐湖沉积环境,其下段发育了一套泥岩、砂岩和碳酸盐岩互层的岩性组合体。其有机质丰度好,有机质类型不同地区存在差异分布,有机质成熟度以未熟-成熟为主,新沟嘴组下段Ⅱ油组的主力烃源岩,表现为自然伽马(GR)值中等;岩性主要为泥质白云岩或白云质泥岩;纵向上,主力烃源岩主要发育于Ⅱ3,Ⅱ1次之,Ⅱ2最少,平面上,主要发育于潜江、江陵、陈沱口和沔阳凹陷等四个生烃中心,其中以陈沱口地区烃源条件最优越,其次为潜南和沔阳地区,江陵凹陷最差,本文所述泥质白云岩烃源岩特征,为泥质白云岩油藏的勘探开发提供依据。     

江陵凹陷沙市背斜新沟嘴组下段油气成藏主控因素分析

沙市背斜的油藏最早开始于荆沙晚期,最晚充注期为荆河镇末期。而荆河镇末期沙市背斜受构造运动影响原有结构遭受破坏,油藏被破坏且分布零散,需要总结沙市背斜的油气特点,指出下步勘探的方向。     

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.     

渤海湾盆地东营凹陷南坡沙四上亚段滩坝沉积特征及控制因素

根据测井、岩心、分析测试等资料,对东营凹陷南坡东段沙四上亚段滩坝沉积特征展开分析。通过古地貌、古物源分析以及古水深、古水动力恢复,对滩坝砂体沉积展布的控制因素展开研究。结果表明：断陷盆地缓坡带是大规模发育滩坝的底形条件,其中,古坡度是影响滩坝大规模发育的主要因素,该区滩坝多分布在古地形坡度0.5°～2°之间;微观古地形高地及周缘有利于厚层滩、坝沉积;古物源提供滩坝沉积的物质保障,物源供给指数介于0.4～0.6时主要发育砂岩滩坝,介于0.2～0.4时发育混合滩坝。主要采用元素分析法与录井、岩心观察相结合的方法确定了研究区的古水深,沉积环境为滨浅湖,古水动力控制了砂体的横向分异。     

江陵凹陷新沟咀组下段物源研究

本文运用岩矿薄片、粒度、重矿、砂岩厚度及阴极发光等16项资料综合研究结果，确定江陵凹陷新沟咀组下段存在六个方向物源。即北部枝江、马山、后港、长湖方向主物源、东南部赤岸街－沙岗方向次物源及西南部大路口方向推测物源。并对各方向物源母岩性质、母岩区、物源所控制砂岩体的规模、主水流方向进行了分析。结合油源、构造条件对各地区油气勘探前景进行了评价。     

江汉盆地江陵凹陷复兴场背斜盐构造特征与成因

复兴场盐背斜是江汉盆地江陵凹陷重要的含油构造,其构造演化及成因机制认识不清,制约了精细勘探。因此,对复兴场盐背斜构造演化及形成机制的分析,不仅有助于理解盐层在不同应力背景下的流动对背斜形成演化的影响,对理解油气成藏过程也有重要意义。通过对三维地震资料的精细解析,结合关键构造层的平衡恢复技术及生长地层分析技术,研究复兴场背斜的构造特征及成因机制。结果显示,复兴场背斜为一构造特征走向上变化显著,受多期次断层改造、多种变形机制复合而成的盐背斜;背斜初始于早始新世新沟咀组沉积期—晚始新世早期的正断层作用,形成滚筒状褶皱并造成盐层的聚集;在晚始新世晚期—渐新世,沉积地层的差异负载作用驱使盐层自西向东流动,造成构造整体西倾,形成单斜构造,并在渐新世晚期抬升剥蚀;背斜定型于新近纪—第四纪,发生构造反转,演化为一挤压型盐背斜,伴生逆断层和膝折构造。复兴场背斜的形成和演化受区域应力背景、沙市组盐层、东倾正断层及盐下古构造等因素的综合作用。复兴场盐背斜形成的构造圈闭略早于烃源岩的主要排油期,并且在主要排油期,构造处于拗陷阶段,断层活动弱,有利于早期圈闭油气的成藏。     

江陵凹陷虎渡河-资福寺向斜新沟嘴组下段生烃潜力评价

利用虎渡河-资福寺向斜周缘钻井地化资料对新沟嘴组下段有机质丰度、类型、成熟度等烃源岩特征进行生烃潜力评价及烃源岩平面分布的确认,纵向上主要以Ⅱ油组为主,有机质丰度中等,有机质类型以Ⅲ型为主,为成熟—高成熟烃源岩;平面上烃源岩主要分布在天鹅洲—虎渡河—资福寺一带,厚度可达100m。总体评价虎渡河—资福寺向斜陷烃源岩属于中等烃源岩,具有较好的生烃潜力,在此基础上本次采用盆地模拟的方法进行资源评价,根据资福寺向斜及周缘生烃区域分布面积和生烃强度计算新沟嘴组下段资源号约4700万t。并指出下步勘探方向。