北大港潜山奥陶系碳酸盐岩储集层发育的主控因素及其分布规律

北大港潜山奥陶系储集层主要为碳酸盐岩岩溶储集层.探索岩溶储集层形成的控制因素与储集层分布规律.对潜山油气勘探具有重要意义。通过对岩溶储集层的形成机理及其发育模式研究.认为储集层的发育主要受控干构造作用、岩性与沉积环境以及表生期岩溶作用等因素。储集层分布在平面上取决于岩溶古地貌和断裂走向.岩溶斜坡和岩溶洼地处储集层较为发育.裂缝和断层发育的部位特别是大断层两侧最有利于岩溶储集层发育;纵向上受岩性和风化壳发育程度控制.白云岩和膏岩层段易溶蚀.有利于储集层发育.距风化壳顶面距离越近.储集层发育程度越高.该区有利储集层主要发育在风化壳以下50~250m范围内。     

渤海湾盆地北大港潜山中生界碎屑岩储层特征及发育主控因素

渤海湾盆地北大港潜山中浅层碎屑岩储层已成了重要的油气资源潜力层段,需进一步探究碎屑岩储层的特征及其发育主控因素。利用研究区中生界的岩心、岩屑、薄片、X-射线衍射、压汞及扫描电镜等实验分析测试资料,结合目的层段碎屑岩储层的岩石学特征、主要的成岩作用及储集空间特征,对研究区中生界碎屑岩储层特征及发育控制因素进行了分析。结果表明:研究区中生界碎屑岩储层以岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩为主,发育少量的岩屑砂岩和长石砂岩。储层成因过程中主要发生了压实、胶结、溶蚀和交代作用;储层压实率为21.49%~56.63%,平均为34.35%,属于中等压实-强压实阶段;储层以次生的溶蚀孔隙为主,原生孔隙及裂缝发育占比较少;储层总体表现为低孔、低渗的特点,但部分井区存在高孔、高渗层段。储层发育主要受控于沉积作用、成岩作用和构造作用。研究区中生界碎屑岩储层富砂段优势相(带)不明显,分选系数对储层孔隙大小的影响大于岩石粒度的影响;差异压实形成的异常高压是优质储层形成重要因素,溶蚀作用形成的次生孔隙是研究层段碎屑岩储层发育的关键;构造作用造成研究区中生界地层的快速埋深和形成的斜坡为各类优质储层的发育提供了条件和场所。     

二连盆地乌兰花凹陷花岗岩潜山储层特征及发育模式

乌兰花凹陷为二连盆地潜山油气重点勘探区域,凹陷内花岗岩潜山岩性复杂,储层非均质性强,整体勘探程度较低.综合镜下鉴定、岩性分析、测井解释等多种技术手段研究乌兰花凹陷花岗岩潜山储层特征及其发育模式.乌兰花凹陷花岗岩潜山主要储集空间类型为溶蚀孔、溶蚀扩大缝和构造裂缝,发育风化型和构造型2种储层,具有风化型-构造型储层复合发育的潜山储层发育模式,潜山优质储层分布在断裂带与风化壳复合的区域.该认识对深化乌兰花凹陷潜山勘探具有重要意义,同时也为其他勘探程度较低的花岗岩潜山储层区块提供借鉴.     

南堡凹陷曹妃甸油田奥陶系潜山岩溶带特征及油藏模式

南堡凹陷西南端曹妃甸油田奥陶系潜山在沉积后经历了漫长的地质改造,其岩溶带结构与储层分布特征均有别于周边潜山油藏。受成岩期胶结作用影响,研究区潜山岩溶带并没有发育碳酸盐岩岩溶的完整模式。通过钻井、取心、测井、测试等资料分析,研究区碳酸盐岩潜山岩性以白云岩为主,但结晶程度有差异,为泥–细晶白云岩。岩溶带中储层的发育受岩性的控制和影响,主要发育在岩性以细晶白云岩为主的三个层段内,储集空间主要包括孔隙、溶洞及裂缝,为低孔低渗储层。岩溶带油藏类型为层状的岩性–构造油藏。     

渤海湾盆地南堡凹陷奥陶系潜山油气地质特征与成藏主控因素

2004年,渤海湾盆地黄骅坳陷南堡凹陷老堡南1井奥陶系潜山测试获日产700m³高产油流,南堡油田被发现。综合岩心、钻井、地震及测井等多种资料,分析探区油气地质特征,对影响油气聚集成藏的主控因素进行总结。研究表明：①南堡凹陷奥陶系潜山有利储层的发育是受多旋回构造运动与多期岩溶作用控制的断裂裂缝-岩溶复合储集体,储集空间主要是断裂裂缝、溶蚀孔洞及溶洞充填沉积的溶积砂岩、砂砾岩原生孔隙;②沙三段发育优质烃源岩,是油气的主要来源;③油气藏分布受优势储层控制,由断裂和不整合组成的纵横交错的网状输导体系为油气纵向和横向运移创造条件,有效烃源岩与潜山有利圈闭空间良好配置是油气能否运聚成藏的关键,潜山高部位是油气聚集的有利区带,潜山低部位只要储层发育也可聚集油气;④储层是控制油气成藏的最为重要的要素,南堡凹陷奥陶系潜山油气勘探主攻方向是多旋回构造-岩溶作用形成的断裂裂缝-岩溶复合储集体。      

渤海湾盆地北大港潜山构造带北翼岩性油气藏成藏条件与成藏模式

大港油田历经40余年勘探与开发,构造带主体基本已探明,勘探难度日益增大,以前未得到重视的由凹陷向正向构造单元过渡的斜坡带将成为今后寻找地层岩性油气藏的重要领域。以位于凹陷向凸起过渡斜坡区的沙三段为例,开展古地貌恢复研究及有利砂体预测,明确空间展布范围。在沙三段油气成藏条件综合分析的基础上,建立该区“凹—断—坡—隆”深层岩性油气藏成藏模式,并得到钻探验证。进一步展现出北大港构造带北翼良好的勘探潜力。     

巴州凹陷武家构造带储层特征

民和盆地储层整体物性较差，以低孔低渗-中孔中渗为主，表现为差中有好的特征。总体储层物性不十分理想。综合研究认为武家构造带是巴州凹陷最有利的勘探区带，2003年在巴州凹陷武家鼻隆构造带武家1号构造成功钻探了武1井，测井综合解释气层8．5m／1层，差气层17．8m／2层，气水同层23．7m／1层；在下白垩统大通河组3061～3084．7m井段试油获得低产油气流，日产油0．86m^3，日产气1854m^3。初步计算白垩系大通河组控制石油地质储量210×10^4t。储层的低孔低渗是影响勘探成效的主要因素。该研究从沉积相分析入手，分析巴州凹陷武家构造带储层物性特征，探讨了影响储层发育的主要因素，从而探索有利储层发育区,为勘探生产提供建议。     

北大港潜山构造带白水头—唐北地区东营组储集层特征认识

为了加强对北大港潜山构造带白永头，唐北地区东营组储集层特征的认识，该文利用岩心化验数据结合大量现场地质资料，对白水头，唐北地区储集层进行了认真细致的研究，认为东营组地层为三角洲前缘砂体，储集层物性好，油气分布主要受断层控制，东一、东二段油气藏除受构造控制外，还与岩性分布有关。为该区的进一步勘探与开发提供了依据。     

断裂作用对北大港构造带潜山油气藏的控制

北大港构造带经历了多期构造活动,发育印支早中燕山期逆冲断裂体系和晚燕山喜山期伸展断裂体系,对该构造带下古生界古潜山油气藏的缝洞性储层发育、油气潜力以及封闭条件等方面具有明显的控制作用。研究表明,与冲断作用及其相关褶皱作用形成的裂缝促进岩溶作用的进行,导致缝洞性储集层的形成;古潜山油气藏的油气源、油气成熟度和油气充注与新生代伸展断层作用有关;潜山圈闭的封闭条件是由基底卷入正断层的侧向封闭、盖层正断层发育特点及其对盖层的破坏程度确定的。     

塔中寒武—奥陶系白云岩储层特征及主控因素

综合岩心、镜下、结构组分及宏观地质背景等各种特征,将塔中地区寒武—奥陶系白云岩储层划分为5种类型：潮缘带白云岩储层、与蒸发潮坪/泻湖有关的潮上白云岩储层、与盆地蒸发盐有关的潮下白云岩储层、台缘高能相带白云岩储层及深部混合水成因白云岩储层。结合地球化学和岩石物性分析结果,对塔中地区白云岩储层特征、成因及分布进行了探讨,认为该区深层白云岩储层发育具有以下特点：深埋藏白云岩化作用在有热液影响的局部构造地带尤其明显;白云岩化程度与地层深度成正比;白云岩化过程中受到了海水和淡水的共同作用等。     

北部湾盆地乌石凹陷始新统储层特征及主控成因分析

乌石凹陷是北部湾盆地主要生烃凹陷之一,然而始新统优质储层主控因素和展布范围不清是制约研究区有效开发的主要地质问题.为此,本文采用从微观到宏观、从特征到成因、从定性到定量的研究思路,从沉积方面、成岩方面和构造活动的特殊性上探讨始新统不同类型储层的主控因素.分析认为埋藏深度、优势沉积相带、次生孔隙发育带是影响研究区储层发育...     

渤海海域渤中19-6构造带深层潜山储层特征及其控制因素

渤海湾盆地渤中凹陷西南部的渤中19-6深层潜山构造带是新近勘探发现的特大型含油气区,该区的储层研究尚处于起步阶段,对储层发育特征及其控制因素的认识还不够深入。为此,基于对钻井岩心、井壁岩心、岩石薄片的观察和描述,结合区域构造背景、录井及测井等资料,对该区潜山储层的岩石学特征、储集空间类型、物性特征等进行分析,探讨控制储层发育的内在因素,研究储层展布规律。结果表明:(1)渤中19-6构造带深层潜山储层是由太古界潜山变质花岗岩主体及上覆的古近系古新统—始新统孔店组砂砾岩组成的泛潜山储集系统,形成砂砾岩孔隙带+风化壳溶蚀裂缝带+内幕裂缝带的多层次储层结构,储层成因复杂、类型多样;(2)太古界变质花岗岩潜山储集体内部在垂向上可划分为风化壳、内幕裂缝带和致密带,具有孔隙型和裂缝型的双重特性;(3)潜山风化壳主要受到强烈的溶蚀淋滤作用叠加断裂作用的影响,形成裂缝—孔隙型储集空间,内幕裂缝带储层的发育规模与分布受控于3期裂缝的叠加作用,燕山期以来是潜山裂缝的主要发育时期;(4)孔店组砂砾岩为典型的筛积沉积,后期溶蚀作用为其主要的控制因素;(5)混合岩化作用及超临界流体隐爆作用对储层发育起到了建设性作用。结论认为,渤中19-6构造带发育砂砾岩+变质岩潜山储集系统的认识,有助于确定该区下一步油气勘探的目标与方向。     

颗粒滩相碳酸盐岩储层发育演化的主控因素

通过对我国古生界及三叠系颗粒滩相碳酸盐岩储层的综合分析,以储层动态发育演化为主线,研究其主控因素,认为滩相碳酸盐岩储层的发育演化主要受沉积、成岩和构造三大地质因素的联合控制。探讨了沉积古地理、海平面相对升降变化、白云岩化作用、溶蚀作用等因素对滩相储层发育与演化的影响,指出发育于海底古地貌高地上的浅水高能台缘滩和台内滩决定了滩相储层的原始空间分布,而海平面下降半旋回则有利于滩相储层的发育与演化,滩相沉积物的早期白云岩化有利于形成孔渗性较好的残余颗粒白云岩和晶粒白云岩,早期大气淡水溶蚀作用以及与油气运移同步的埋藏溶蚀作用是滩相储层优化改造的关键因素。这可以为滩相颗粒碳酸盐岩储层形成机理和预测模型的深入研究提供基本的地质框架。     

冀中坳陷中央断裂构造带潜山发育特征及成藏模式

由于独特的构造演化,冀中坳陷潜山圈闭十分发育,从而成为重要的勘探领域。冀中坳陷潜山构造带可以划分为陡坡、缓坡和中央断裂潜山构造带3种类型。根据中央断裂潜山构造带的构造发育特征、储盖组合特征、封闭保存特征以及油气供给方式,将中央断裂构造带潜山油气成藏划分为3种模式,即:以任丘潜山构造带为代表的早隆-中埋-晚稳定型成藏模式、以河西务潜山构造带为代表的早埋-中隆-晚稳定型成藏模式、以及以肃宁潜山构造带为代表的早隆-中埋-中稳定型成藏模式。研究表明,构造作用控制潜山的规模和油气的供给方式,对潜山储层的发育及油气的保存也有重要的影响。3种模式中以早隆-中埋-晚稳定型各种成藏要素匹配最好,成藏条件最佳。     

玉北地区中下奥陶统储层主控因素分析

玉北地区奥陶系鹰山组和蓬莱坝组作为主要储层,发育有裂缝型、裂缝-孔洞型和孔洞型3类储层,在空间展布上具有＂东西分异、上下分层＂特征。在岩心观察、成像测井、薄片及物性等资料分析基础上,结合扫描电镜、碳氧同位素测定结果,深入探讨玉北地区中下奥陶统储层的主控因素,结果表明：断裂、裂缝作为重要的疏导体系促进地层内幕岩溶储层发育,古地貌控制岩溶储层发育的有利相带,东西差异的断裂活动和岩溶相带分布决定了区域上东西分异的储层特征;原岩性质对鹰山组上下段发育不同储层类型起到了关键性作用,深部热液活动在早期基底断裂的疏导作用下对蓬莱坝组储层起到了良好的改造作用;原岩性质和热液活动的共同作用致使奥陶系储层出现上下分层的特征。最后综合多种储层受控因素,对玉北地区中下奥陶统储层发育模式进行探讨。     

托甫台地区奥陶系碳酸盐岩储层特征及控制因素分析

依据钻井、测井资料,对岩心观察并详细的分析得知,研究区储层岩石以发育开阔台地相(微)泥晶灰岩为主,颗粒灰岩次之.结合测井解释和对岩心孔洞及裂缝的统计表明,研究区主要储集空间类型为溶蚀孔洞和半充填-未充填低角度溶缝.上奥陶统发育的巨厚非岩溶性地层阻碍了海西期岩溶对奥陶统储层的后期岩溶改造.岩溶储层主要在加里东期平行不整合面下部附近发育,储集性能远不如上奥陶统缺失的塔河油田主体地区储层,呈现离塔河油田主体越远发育越差的特点,具有极强的非均质性.纵向上,储层集中在靠近一间房组顶部发育,随着深度的加大其发育程度逐渐降低.储层发育程度主要受沉积相、加里东中期岩溶和断裂、裂缝系统联合控制,形成以奥陶系一间房组为主力和油气突破的储层储集空间.     

鲁克沁构造带二叠系稠油油藏特征与主控因素

鲁克沁构造带二叠系梧桐沟组稠油油藏的勘探突破,证实了该区为多层系油气富集带,勘探层系的重点由三叠系克拉玛依组向二叠系拓展,油气藏类型由构造型向岩性-地层油气藏转变。研究表明,梧桐沟组稠油油藏为斜坡背景上的岩性-地层油藏,局部受断块控制,主力含油层为Ⅰ砂层组和Ⅲ砂层组,油气成藏受控于低凸起和扇三角洲沉积体系,印支期古凸起控制着油气的运移方向,切割至深部烃源岩的深大断层为油气运移提供了良好的通道,扇三角洲沉积体系的分布范围控制了油藏的规模。围绕鲁西、库木低凸起寻找大型扇三角洲砂体,是下一步勘探的主要方向。     

冀中坳陷隐蔽型潜山油气藏主控因素与勘探实践

渤海湾盆地冀中坳陷具有形成碳酸盐岩潜山油气藏的地质条件。随着勘探程度的不断深入,勘探方向逐步转向埋藏深、识别难度大、成藏条件复杂的隐蔽型深潜山、潜山内幕等隐蔽型潜山目标。研究表明,埋藏深度大于3 500m的隐蔽型深潜山以沙河街组三段—四段为主要烃源层,油气资源比较丰富,其储集空间以孔洞、裂缝为主,物性受埋深影响小,具有较好的储集能力;潜山内幕成藏受控于潜山内幕储盖组合的有效性、潜山内幕储层物性与油气运移通道输导能力的耦合关系,具有良好封堵能力的内幕盖层、良好储集物性的内幕储层以及优势的油气运移通道是潜山内幕成藏的关键。牛东潜山带、长洋淀潜山带、肃宁潜山带等多个隐蔽型潜山油气成藏区带的发现,展现了冀中坳陷该领域良好的勘探前景。     

东营凹陷太古界基岩储层主控因素分析

东营凹陷太古界基岩储层为较新的研究对象,储层总体上孔隙度和渗透率偏低,属于裂缝性储层,因此对研究区储层主控因素进行全面分析,对于今后该类型储层的研究具有重要意义.通过岩心观察和岩石薄片鉴定得出认识,东营凹陷太古界基岩储层受到多种因素的共同控制,其中岩性为根本因素,构造运动为最主要的控制因素,岩浆侵入作用、物理风化作用、...