三水盆地白垩系的划分与对比

三水盆地东南和西北两个地区是白垩纪沉积区。东南区有40多口井钻遇白垩系,发育较全,厚达3000多米;西北区有9口井钻遇白垩系,在石角一带地表出露良好,此区未见下统,上统很发育,厚达1000多米,不整合于晚古生界之上;两区之间为中央隆起区缺失白垩系。白垩系的层序是根据钻井资料建立的,自下而上划分为下白垩统白鹤洞组、上白垩统三水组和大塱山组。      

黔南中三叠统江洞沟组浊积岩特征

贵州中三叠世拉丁尼克期古地理分异明显其西北侧属浅海台地,东南侧为开阔海盆(图1)。盆地相沉积称江洞沟组,是一套砂泥岩组合类复理石沉积,厚逾数千米,在贞丰联合厚达3000余米,尚未见顶。     

柴达木盆地北缘中生界沉积分布特征

柴达木盆地是一个大型的中、新生代沉积盆地,面积约十二万平方公里,是一个很有远景的含油气盆地。在盆地北缘,已发现了中生代油田和以中生界为油源的次生油藏。这说明中生界沉积是盆地北缘油气的主要来源之一。一、中生界地层及生、储油条件盆地中生界沉积,三叠系仅在五彩山和大头羊煤矿有分布;侏罗、白垩系在盆地北缘及阿尔金山山麓有广泛分布,在盆地南侧格尔木以东的蛇头山、依克高里有零星分布,德令哈虽有沉积,厚度仅有270～300米。侏罗、白垩系地层,以大煤沟至红山沟一带沉积较全,厚度达2200米以上。其余各地,仅沉积了中、上侏罗系和白垩系的部分地层(见图1)。     

青海油田柴达木盆地发现2000万吨含油区带

<正>位于柴达木盆地的青海油田,是世界海拔最高的油田之一,平均海拔3000米左右。25万平方公里盆地内沉积面积约12万平方公里,是中国陆地油气勘探的重要地区。经过50多年的勘探开发,柴达木盆地已成为中国重要的油气生产基地,青海油田2011年生产油气当量713万吨。     

行路何须惧风雨 砥砺前行绘蓝图——青海油田新思路引领新发展

正青海油田位于青海省西北部,被昆仑山、祁连山和阿尔金山环抱。这里高寒缺氧,平均海拔3000米,地理面积25万平方千米,沉积面积约12万平方千米,主要勘探开发区域在素有"聚宝盆"之称的柴达木盆地,是中国陆上石油自然条件最为艰苦的油田。创业60多年来,几代青海石油人奋战高原、砥砺     

海洋Ⅲ 其他

一种用于海洋工程地震调查的小直径海洋电缆已经设计和生产了,它能在水深0—100米的浅海地区进行勘探工作。鉴于要求用价廉的工程地震仪作为记录设备来获取海底浅层中海洋沉积的地震压缩波速度,因而设计了这种电缆。由于加拿大波费特海异常高的地震速度是冰川沉积物的征兆。所以电缆最初设计目的是测定海底的速度。设计要求的电缆拖带深度为离海底5米,并能记录海底以下20米地层的高折射速度(约为3000米/秒)(见     

中国晚元古代至三叠纪海相生油岩与生油潜力

中国晚元古代至三叠纪海相沉积面积约250万平方公里,厚度一般在3000米以上,局部地区可厚达数万米。在这些分布广阔而厚度巨大的海相沉积中,含丰富的有机质,发育有多层组油气源岩,为我国丰富的油气资源的形成,奠定了一定的物质基础。 作者从沉积相与油气关系入手,以编制的中国晚元古代至三叠纪各期海域沉积相图和海陆变迁图（1:1000万）为基础,探讨各地史时期海相生油岩的沉积特征、发育与展布,进而用体积法分别分地区、分相带估算了晚元古代至三叠纪海相沉积生油潜力和资源量,为我国油气资源的普查、勘探提供参考。      

玉门老君庙油矿采用内浮顶油罐储存净化原油

在固定拱顶钢油罐内加一个浮动顶盖,即成为浮顶油罐。它兼有固定顶油罐和浮顶油罐的优点。1982年,玉门油田在老君庙油矿新总站试装了一台3000米~3的内浮顶油罐。该罐自投产运行以来,安全可靠,效果良好。据初步取样分析,仅一台3000米~3的内浮顶油罐,每年就可少损失轻质油206.2吨。该罐使用效果好的原因主要是:①储存的是较稳定的原油,C_1～C_4的轻馏份较少,这样就可以保证在操作条件下,原油在罐内处于基本稳定状态;②采用的弹性密封较切     

西藏羌塘盆地中生界海相烃源岩特征

羌塘盆地海相地层发育,沉积厚度大(最厚处可达万米),其中以侏罗系厚度最大。羌塘盆地中生代具有广泛分布且发育良好的三叠系肖茶卡组、侏罗系布曲组、夏里组和索瓦组4套烃源岩。烃源岩主要为灰岩和泥岩,最厚处超过3000m。上三叠统的肖茶卡组、中侏罗统布曲组烃源岩厚度大、有机质类型主要为Ⅱ型、有机碳含量平均1.5%以上、成熟度从成熟到过成熟均有分布,而且埋藏较好,生烃量大,是盆地油气的主要来源;索瓦组烃源岩虽然厚度大、有机质类型主要为Ⅰ型和Ⅱ型,但出露较多。烃源岩有侏罗纪晚期至白垩纪早期和新近纪早期两次生烃高峰。     

行路何须惧风雨 砥砺前行绘蓝图——青海油田新思路引领新发展

正青海油田位于青海省西北部,被昆仑山、祁连山和阿尔金山环抱。这里高寒缺氧,平均海拔3000米,地理面积25万平方千米,沉积面积约12万平方干米,主要勘探开发区域在素有"聚宝盆"之称的柴达木盆地,是中国陆上石油自然条件最为艰苦的油田。创业60多年来,几代青海石油人奋战高原、砥砺前行,把曾经的不毛之地建设成为甘青藏三省区域重要的能源化工基地。累计发现油田22个、气田8个,探明油气地质储量超过10亿吨,累计生产油气上亿     

四川盆地西部彭州气田中三叠统雷口坡组四段上亚段白云岩孔隙表征、分布及成因

彭州气田雷口坡组四段上亚段的微生物白云岩和微粉晶白云岩是油气主要的储集岩。在此,采用了多种分析手段及统计方法,深入研究了主要岩性的孔隙类型、物性和孔隙结构参数及其与岩相（尤其是微生物岩）、白云石晶体大小等关系,综合划分出4种储集体类型及致密层段（隔层）,初步提出了孔隙形成与分布的主控因素。研究表明：具残余藻结构的白云岩占近四分之三多为泥微晶、粉晶白云石;高频旋回中,自下而上,以藻凝块-藻球粒（藻砂屑）-藻纹层-纹层泥晶;晶粒以颗粒-粉（细）晶-微晶-泥晶呈规律变化;中三叠世的干燥-炎热、超盐度和碱性沉积环境利于微生物岩发育,潮下带上部凝块-叠层石至潮间藻纹层-叠层石至潮上带的薄（藻）纹层的向上变浅的米级旋回,导致中、上部往往发育高孔渗带;早期快速的渗透回流白云岩化及大气淡水作用、浅埋藏期的烃类充注及多期构造裂隙对孔隙演化均起了重要的作用。     

鄂尔多斯盆地杏河地区长6油组不同微相储层孔隙结构特征

安塞油田杏河地区长6油层组沉积期发育三角洲前缘亚相,储集岩为水下分流河道、河口砂坝及三角洲前缘席状砂等微相沉积体。储集岩主要由长石砂岩和岩屑长石砂岩组成,根据岩心铸体薄片、扫描电镜、图像分析、常规物性、压汞分析及测井资料进行研究表明,该地区各微相砂岩储集空间主要为次生孔隙和原生粒间孔;次生孔隙主要是沸石、长石溶孔,少量岩屑及杂基溶孔。储层孔喉特征均为小孔隙微喉道;物性特征为低孔隙、低渗透的基本特点;排驱压力和饱和度中值压力较高,孔喉半径小且分选性较差,溶蚀作用对改善喉道连通性的效果不佳,孔隙结构参数总体较差。储层物性水下分流河道砂体较好,河口砂坝次之,三角洲前缘席状砂第三。     

酒泉盆地鸭儿峡地区白垩系下沟组砂砾岩储层特征及主控因素

为了研究砂砾岩储层特征,以鸭儿峡白垩系下沟组（K₁g）砂砾岩为研究对象,通过岩心、铸体薄片、阴极发光、扫描电镜及储层物性等相关资料分析,探讨了碎屑岩的宏观和微观储层特征及其影响因素。结果表明,研究区下沟组储层岩石类型以长石岩屑砂岩及岩屑砂岩为主,填隙物主要为白云石,结构及成分成熟度较低;储集空间主要为粒间（内）溶孔、残余原生粒间孔及特大孔,孔隙结构主要表现为细喉、微细喉特征;碎屑岩储层物性较差,孔隙度平均为7.68%,渗透率平均为4.92 mD,总体表现为特低孔-低孔、超低渗-特低渗特征;沉积、成岩及构造作用共同控制储层物性,其中细砂岩及含砾砂岩物性最优,扇三角洲前缘水下分流河道及河口坝均是最有利的微相类型,机械压实及胶结作用均导致储层物性变差,而长石、碳酸盐等可溶物的溶蚀及构造作用,共同改善了储层物性。研究结果可为该区油气勘探提供地质依据。     

渤海湾盆地济阳坳陷沾车地区沙四上亚段湖相碳酸盐岩储层特征

渤海湾盆地济阳坳陷沾车地区沙四上亚段湖相碳酸盐岩环绕义和庄凸起大面积分布,发育了众多油藏,也拥有较多的钻井资料。沾车地区湖相碳酸盐岩储层岩石类型分为石灰岩、白云岩、混积岩3类,石灰岩又划分为内碎屑灰岩、生物碎屑灰岩、复合颗粒灰岩和泥晶灰岩等类型,白云岩主要为结晶白云岩,划分为藻屑白云岩、藻格架白云岩等,混积岩则为碳酸盐岩与碎屑岩的混合沉积;储层孔隙类型有原生孔隙、次生孔隙和裂缝3种;储层整体上具有低孔-低渗的特点,储层物性与岩石类型有很大关系;沉积环境是储层好坏的主控因素,压实、胶结和溶蚀等成岩作用对储层的改造起到了一定影响。储层主要受控于沉积古地理环境,义和庄凸起南部、东部的陡坡带储层发育最好;陈家庄凸起北部及义和庄凸起北部的缓坡带储层相对发育,礁、滩之间或者湖湾和半深水地区为差储层、非储层发育相带。      

二连盆地阿南凹陷白垩系腾格尔组致密油储层特征及主控因素

二连盆地阿南凹陷白垩系腾格尔组一段下亚段广泛发育一套与火山活动相关的"特殊岩性"致密储层,是致密油勘探的主要目的层.基于岩石薄片观察和储层物性系统分析,结合扫描电镜、压汞、CT扫描和核磁共振等分析,对该层段不同岩性致密储层特征和"甜点"发育主控因素进行综合研究.结果表明:腾一下亚段主要发育凝灰质岩、砂岩、白云岩和泥岩四...     

致密油储层微观孔隙结构定量表征——以鄂尔多斯盆地新安边油田长7储层为例

鄂尔多斯盆地新安边油田长7致密油储层具有较好的开发潜力,由于微观孔隙结构研究的薄弱制约了致密油勘探开发进程,对后期开采具有较大影响。该文采用扫描电镜、铸体薄片、高压压汞、微纳米CT扫描等技术,对新安边油田长7致密油储层的储集空间特征及微观孔隙结构参数进行定量表征。结果表明,长7致密油储层孔隙类型主要分为三类:粒间孔、溶孔、微裂缝。研究区发育大量纳米级孔喉,其对储层的储集及渗流能力具有较大贡献。依据不同样品的排驱压力划分:排驱压力小于1 MPa时,微米尺度孔隙丰富且连通性好,孔喉形态多为粗大管状、条带状,喉道半径主要集中在100~380 nm;排驱压力介于1~3 MPa之间,局部孔隙连通性好,纳米尺度孔喉多发育于粒内溶孔,孔喉形态表现为管束状、球状,喉道半径主要分布于75~250 nm;排驱压力大于3 MPa时,大量孤立的小球状孔喉聚集,垂向连通性差,仅局部微裂缝发育区提供储集空间,喉道半径主要集中为15~75 nm。      

鄂尔多斯盆地超低渗透油藏渗吸特征及其影响因素——以渭北油田三叠系延长组三段储层为例

鄂尔多斯盆地渭北油田属于超低渗透油藏,具有孔隙细小、孔喉结构复杂的特点。在前期的注水开发中存在明显的渗吸现象,对油田开发效果有一定的提高,但渗吸作用特征以及通过渗吸作用提高采收率的幅度认识不清。选取渭北油田三叠系延长组三段(长3)储层样品,通过物性测试、铸体薄片分析、扫描电镜、高压压汞和各类渗吸等实验,分析了研究区储层物性和孔喉结构特征,进行了不同介质类型以及不同含油饱和度下的渗吸实验。结果表明研究区储层溶蚀孔、粒间孔以及晶间孔三类孔隙比较发育,不同孔隙类型为主储层对应的孔喉结构特征差异较大,溶蚀孔、晶间孔为主的储层其孔喉结构逐渐变差。直接渗吸实验表明,裂缝型储层渗吸驱油效率均高于基质型储层,平均渗吸驱油效率分别为34.8%和23.2%;残余油下渗吸作用可以提高储层驱油效率,但幅度有限(5.3%~6.7%)。储层物性、介质类型、孔喉结构、渗吸时机等是影响渗吸驱油效率的主要因素,当储层物性越高、孔喉结构越好、含油饱和度相对较低时,储层渗吸作用相对较弱,渗吸驱油效率相对较低。      

柴达木盆地西部地区古近系湖相碳酸盐岩储层特征

柴达木盆地西部地区古近系下干柴沟组上段(E32)至上油砂山组(N22)广泛发育湖相碳酸盐岩.为研究其分布及储层发育特征,开展岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜及X射线衍射分析等工作.结果表明:①研究区湖相碳酸盐岩具有岩石类型多、相变快、陆源碎屑发育、普遍白云石化等特点;主要岩石类型有块状碳酸盐岩、纹层状碳酸盐岩、藻灰岩、颗粒...     

鄂尔多斯盆地陇东地区延长组长4＋5油层组储层特征及主控因素分析

鄂尔多斯盆地陇东地区延长组长4＋5油层组储层由三角洲—湖泊沉积形成,其岩性主要为岩屑质长石砂岩、长石质岩屑砂岩和岩屑砂岩,岩屑含量整体较高.储层平均孔隙度为11.02％,平均渗透率为0.37 mD,属典型的低孔、低渗—特低渗储层,主要孔隙类型为粒间孔及粒内溶孔,孔隙结构以细—小孔微细喉型为主,分选与连通性较差.纵向上,长4＋51小层储层物性好于长4＋52小层;平面上,西南部储层物性整体优于东北部.陇东地区延长组长4＋5油层组致密储层经历了压实、胶结和溶蚀等成岩作用.致密储层的形成主要受沉积和成岩作用的影响,沉积作用是形成致密储层的基础,成岩作用则是形成致密储层的关键因素,强烈的压实和胶结作用是影响储层物性的主要成岩作用.陇东地区延长组长4＋5油层组有利储层多发育在三角洲前缘水下分流河道和河口坝砂体中,特别是主砂体中心部位储层物性最好.     

鄂尔多斯盆地南梁地区长4+5 油层组储层特征

鄂尔多斯盆地南梁地区延长组长4+5 油层组是该区重要的储集层之一,包括长4+5₁和长4+5₂共2个小层。通过储层岩石学、储层物性、孔隙结构及储层控制因素对该区储层特征进行了分析,并评价了储层的储集性能。结果表明：该区砂岩以长石砂岩和少量岩屑质长石砂岩组成;储层孔隙类型以粒间孔和溶 蚀孔为主;喉道以细-微细喉道为主,排驱压力相对较高,属超低渗储集岩。沉积作用和成岩作用是造成 储层超低渗的主要原因。沉积作用控制了砂体的展布;成岩过程中压实与胶结作用使储层孔隙大量减少, 而黏土膜胶结、溶蚀作用和烃类侵位对孔隙建造具有积极作用。根据岩性和物性特征,将该区储集岩划分 为2 类,优质储层的勘探应以沉积作用控制下的多套砂体相互叠置的水下分流河道沉积为重点。