鄂尔多斯盆地子北地区长6段油藏成藏条件及主控因素

分析了鄂尔多斯盆地子北地区延长组长6段油层构造特征、沉积相分布及砂体展布特征,从烃源岩、储层、盖层等方面对长6段油藏成藏条件进行了探讨,并就油藏类型、主控因素及成藏期次进行了讨论。结果表明:子北地区长6段油藏具有较好的生、储、盖配置关系,主要受沉积微相及储层物性控制;长6段油气主要储存在长6¹、6²、6³ 段河道砂体内,油藏类型主要为岩性圈闭;长6段油藏主控因素有主分流河道、储层物性及其非均质性、原油分布;长6段油层中,油气包裹体均一温度分布呈双峰状,主要在100℃~110℃和130℃~140℃;利用热演化史与流体包裹体均一温度法对油气成藏期次进行判断,长7段烃源岩生成的油气在早白垩世运移并大量聚集至长6段油层组,形成长6段油藏。     

鄂尔多斯盆地彭阳地区侏罗系延安组油气成藏主控因素分析

分析了鄂尔多斯盆地彭阳地区侏罗系延安组油藏成藏特征,并探讨了烃源岩、沉积、储层、构造等成藏主控因素,为寻找该区油气勘探有利区提供参考。结果表明:彭阳地区侏罗系延安组油藏类型为岩性圈闭和构造圈闭,岩性圈闭油藏主要受沉积因素控制,构造圈闭油藏主要受断层圈闭和构造因素控制;延安组烃源岩主要为炭质泥岩及暗色泥岩,有机质丰度较高,侏罗系成藏具有良好的油源条件;侏罗系延9、延8及延7沉积期间发育的三角洲平原分流河道砂体是重要的储集层,河流边滩微相砂体及河道心滩砂体是最有利的储集砂体;侏罗系延安组储层物性越好,含油性越好;侏罗系延安组构造复杂多样,断层和穹窿及小型鼻状隆起等微构造十分发育。综合分析认为,主砂体与有利构造叠合部位形成的构造圈闭和岩性圈闭是最有利的油气聚集区;侏罗系石油勘探重点应在穹窿、鼻隆等构造高点部位与主河道叠合区。     

桩西潜山成藏条件及油气富集规律

针对潜山表层风化壳油藏研究较多,潜山内幕油气成藏规律研究较少状况.从油源条件、构造活动对储层发育、输导方式和封堵盖层的配置等角度研究了桩西潜山成藏条件和富集规律,孤北洼陷和桩东凹陷为其提供了丰富的油源,储层、盖层、圈闭的发育主要受控于褶皱和断裂构造,由此形成以裂缝为主的复杂圈闭组合.油气沿油源断层和褶皱-断裂-裂缝进入潜山内幕溶蚀带成藏.油气分布主要受控于裂缝发育程度,正断层尤其是油源断层对下古生界储层改造是油气运移指向区,逆断层下盘地层挠曲形成缝洞发育带可形成富集高产油藏.     

马朗凹陷西山窑组岩性油藏成藏条件与主控因素

三塘湖盆地侏罗系西山窑组油气勘探开发主要集中在马朗凹陷,相继发现了多个油气田和含油气构造,根据勘探经验,以现代油气地质理论为指导,通过解剖已知油藏,系统分析烃源岩、储集层、盖层等油气藏形成的基本要素.研究表明,西山窑组岩性油藏受控于构造背景和沉积微相,研究区发育两个个鼻状构造带,紧邻生油洼陷,依据良好的储集相带和大型鼻隆背景控藏理论,认为：马朗凹陷牛圈湖鼻隆构造南翼斜坡-马中构造西斜坡区、西峡沟东部-马北斜坡带成藏条件优越,勘探前景广阔,是下步区域扩展勘探,落实可动用储量的有利领域.     

鄂尔多斯盆地洪德地区侏罗系古地貌恢复与油气成藏特征

古地貌对侏罗系油藏的形成起到至关重要的作用,以环江油田西部的洪德地区为例,利用该地区大量钻完井、测井、试井及最新三维地震资料,采用印膜法对该区前侏罗纪古地貌原型形态进行了恢复.研究区古地貌单元被划分为古河谷、古阶地、斜坡、河间丘、低残丘等5种类型.油藏主要分布在斜坡带、低残丘等高地区域,这些区域地层水环境相对闭塞,地层...     

泾河油田长8成藏主控因素分析

通过录井、钻井、地震剖面等资料对泾河油田长8疏导体系进行了分析,得出该区存在砂体、断裂等基本疏导要素。通过连井剖面和录井资料对优质烃源岩、储集砂体和断裂相互间的关系进行了研究,确定了泾河油田长8成藏主控因素是:顶生下储式成藏模式,断裂是主要疏导体,断裂带附近区域的砂体规模大小决定了储集体的规模大小。     

三角洲前缘致密储层特征及其主控因素 ——以定边地区长6油层组为例

阐明微相控制下的致密储层展布及其微观特征,对揭示致密油差异富集规律,实现有利储层的评价具有重要意义.综合运用铸体薄片、粒度分析、扫描电镜和高压压汞等技术手段,对长6段致密储层样品进行测试,获得孔隙类型和孔喉结构特征,结合沉积微相研究成果认为,定边地区长6发育三角洲前缘亚相,长石砂岩为储层主要岩石类型,储集空间主要为粒间...     

准噶尔盆地陆西地区油气成藏条件与模式研究

准噶尔盆地陆西地区成藏条件分析表明,该区具有形成油气藏的良好条件.玛北、玛东和夏盐地区的油气主要来源于玛湖凹陷的风城组,陆中地区的石西、石南、陆梁油田的油气主要来源于盆1井西凹陷的下乌尔禾组及风城组;储集条件好,且夏盐地区好于玛东地区;该区主要发育不整合、岩性圈闭,圈-源匹配良好,圈闭形成于二叠纪,三叠纪中晚期和侏罗纪末～白垩纪为成藏期;输导层主要为断层、层内渗透层和不整合面;二叠系各层系顶界和三叠系顶界不整合面上油气的运移仅发生于陆西斜坡区,西山窑组顶界和侏罗系顶界不整合面上油气的运移主要发生在隆起区;陆西地区存在两种类型的成藏模式,一是三叠纪"源内-不整合-断控原生油气藏"成藏模式;二是侏罗-白垩纪"源外-不整合-断控-阶状"成藏模式.最后认为,陆西地区与不整合有关的地层油气藏有利目标区主要位于陆西斜坡区、三个泉油田与石南油田接合处及三南凹陷南段.     

塔中志留系的油气成藏条件研究

塔中志留系的油气及沥青砂岩主要分布于下砂岩段.自塔中西北段向东南段志留系的油气藏可分为构造油气藏、构造-岩性油气藏、地层-岩性油气藏3类.塔中主垒带志留系的油气以中上奥陶统来源为主,局部存在中下寒武统的贡献;围斜区的油气来自中上奥陶统.塔中志留系有两套较好的储盖组合,红色泥岩段和下砂岩段的中亚段泥岩为两套有效盖层.志留...     

鄂尔多斯盆地姬塬地区长2储层特征及油藏控制因素

通过常规物性、岩石及铸体薄片、重矿物、X射线衍射、扫描电镜等多项测试方法,对鄂尔多斯盆地姬塬地区长2储层特征及油藏控制因素进行分析.该储集层砂岩类型以长石砂岩为主,岩屑长石砂岩次之,储层物性相对较好.区内油藏类型可分为构造-岩性油藏和岩性-地层油藏,东西向展布的鼻隆构造与三角洲平原分流间洼地泥岩遮挡是主要的油藏控制因素.     

浅析八面河地区孔店组成藏主控因素

八面河地区孔店组成藏条件良好,但勘探及认识程度较低,油气成藏控制因素不明确,制约了进一步的勘探。分析该区孔店组的构造、地层、沉积、储层等基本地质特征,解剖油气成藏条件,研究成藏控制因素,总结油气分布特征。发现古地貌格局、不整合面、断裂、砂体、鼻状背景为孔店组油气成藏的五大主要控制因素,其中洼隆相间的古地貌特征控制沉积、储层的展布及圈闭的发育类型,不整合面、断层及砂体的有效组合控制孔店组的油气运移,鼻状背景、断裂展布控制油气的富集。     

川西坳陷中段须家河组成藏条件及勘探有利区分析

通过对已发现油气与有利沉积相带、局部构造、断裂及裂缝分布等关系的分析,结合试油资料与储层厚度、储层物性与录井显示关系的统计分析以及成藏要素匹配关系,开展川西坳陷中段须家河组成藏条件及其与油气富集主控因素研究,提出本区下古生界油气富集三元主控的地质新认识：有利相带、局部构造背景、断裂及裂缝共同控制油气富集,指出须家河组下步勘探的方向.     

八面河地区孔店组油气成藏条件与勘探方向

在剖析了八面河地区孔店组的地层和沉积特征及其油源、储层、储盖组合条件等油气成藏条件的基础上,认为研究区西北部为有利勘探区带,东北部为较有利勘探区带,南部为潜在勘探区带。     

准噶尔盆地永进地区油气成藏主控因素分析

为了找出准噶尔盆地中部深层隐蔽油气藏的成藏机理与富集规律,通过车-莫古隆起形成演化及其不整合的控藏效应、油气充注历史和储层演化的配置关系、超压发育机制与隐性通道的输导效应三方面进行综合分析,结果表明:K/J不整合古土壤层发育连续,渗透率小于0.1md,垂向封盖能力强、半风化岩层CIA指数小于75%,化学风化作用弱,侧向非均质性强;油气充注时刻储层物性较好,孔隙度为10%～15%;4 500～5 500 m以下发育静态超压,最高压力系数达2.2,大量发育天然水力破裂.永进地区深层隐蔽油气藏同时受油气充注时间、优势输导通道、圈闭空间类型等成藏因素的控制.     

镇泾地区长8段致密低渗透油藏主控因素分析

鄂尔多斯盆地西南缘镇泾地区长8油藏具有渗透率低、丰度低、储量大的特点.已钻遇的多口高产井显示出长8良好的油气勘探潜力.通过沉积微层、层序、裂缝及湖盆底形分析,认为长8<'1>中期基准面上升半旋回中部的坝顶席状砂为高效储层发育段;与基底断裂有关的裂缝极大地改善了低渗透储层的渗流能力;长8湖盆底形的起伏控制着早白垩世晚期铁方解石的胶结作用,底形的高点是铁方解石弱胶结区,储层物性相对较好,为甜点发育区.通过主控因素分析,提出长8致密低渗透油藏勘探思路及工作方法,即"定层序、占高点、追裂缝、打河道".     

杏子川油田长9、长8油藏成藏规律研究

杏子川油田中生界油藏主要分布于上三叠统延长组长6、长2、长4+5油层组,尤其以长6和长2油层组油气最为富集.随着勘探开发工作的深入开展,陆续在该区发现长9、长8油藏,这两个油藏具有隐蔽、规模较小及发现难度大的特点.研究发现,长9、长8油藏分布主要受控于沉积相带,鼻状隆起是油气富集的重要条件.     

鄂尔多斯盆地小南沟区长6^1储层特征及控制因素分析

通过研究区内大量岩心铸体薄片及物性等资料分析,对小南沟区延长组主要产油层组长6^1储集层的岩石学特征、物性特征及孔隙类型等进行了研究,分析了储层特征及其影响储层储集性能的主要控制因素。结果表明,三角洲前缘亚相沉积的长6^1储集层具有结构成熟度高而成分成熟度低的岩石学特征．主要孔隙类型为原生粒间孔和次生孔隙,沉积环境、成岩作用是影响该区储集层物性的主要因素。     

广安地区须家河组须六段储层控制因素研究

广安地区须家河组须六段是河流相沉积.储层物性以三角洲平原水上分支主河道为最好.储集岩类以长石砂岩和岩屑砂岩为主,总体具有低孔、低渗的特征.其储集空间以原生成因的残余粒间孔为主,其次为次生成因的粒间和粒内溶孔.研究表明,沉积作用对储层的影响主要通过对砂体展布与厚度、岩石组构、物性等方面的控制来体现,经过强烈的压实、压溶和胶结作用改造后,储层的物性明显降低,而埋藏期的长石颗粒的溶蚀使得储集空间变好.