苏北海安凹陷泰州组角岩储集层特征及溶及成因

本对苏北海安凹陷中生代泰州组辉绿岩侵入使围岩变质的角岩储集体特征和溶孔成因进行了较为系统的研究。认为角岩储集体具有良好的储集性能，其最大孔隙度为２６．３％，最大渗透率为５．１×１０＾－＾３μｍ＾２，均于邻近地砂岩储层。铸体薄片和扫描电镜等资料反映，角岩中溶孔发育，裂隙镒之，属溶蚀孔隙型储集岩。论述了溶蚀作用在深埋期进行，溶质来自生油岩的有机酸和碳酸，角岩中不稳定的铝硅酸盐和碳酸盐矿物是产生溶孔的     

成烃成藏定量研究及在泌阳凹陷的应用

石油生成后最初储存在烃源岩(泥质岩)的孔隙空间中,即烃源岩孔隙体积控制烃源岩的生油总量,当石油从烃源岩孔隙体积中排出后,在上覆岩层压实作用下,烃源岩(泥质岩)的孔隙体积将减少排出石油的相应体积,通过计算烃源岩孔隙体积及其变小量可以定量计算烃源岩的生、排油量。上覆岩层的剥蚀,会引起岩层有效上覆压力发生变化,由于砂岩具有弹性特征,有效上覆压力的减小必然会引起砂岩回弹,砂岩回弹增加的孔隙度不仅使地层孔隙流体压力降低,为石油运移提供动力,而且为石油聚集成藏提供了有利的储集空间。此方法在泌阳凹陷的应用表明,核桃园组到廖庄组沉积末为持续沉降加载增压的主要生油期,主要生油层段的生油量和总生油量均在50%以上;廖庄剥蚀期卸载所产生的砂岩回弹量及减压较大的桂岸、双河、侯庄、王集等地区是石油成藏主要有利区。      

苏北海安凹陷泰州组角岩储集层特征及溶孔成因

本文对苏北海安凹陷中生代泰州组辉绿岩侵入使围岩变质的角岩储集体特征和溶孔成因进行了较为系统的研究。认为角岩储集体具有良好的储集性能，其最大孔隙度为２６．３％，最大渗透率为５．１×１０￣（－３）μｍ￣２，均高于邻近的砂岩储层。铸体薄片和扫描电镜等资料反映，角岩中溶孔发育，裂隙次之，属溶蚀孔隙型储集岩。论述了溶蚀作用在深埋期进行，溶质来自生油岩的有机酸和碳酸，角岩中不稳定的铝硅酸盐和碳酸盐矿物是产生溶孔的物质基础。另外，构造裂隙及生、储层上下错动，为酸性溶液运移提供了通道，对次生溶孔的形成起到重要作用。     

广西宁明下二叠统礁古油藏储层及成藏机理

广西宁明亭亮下二叠统茅口期生物礁为一已破坏的大型古礁油藏之一.论文对礁储层成因、三史关系(包括埋藏-构造史、有机质演化史和孔隙演化史)及成藏机理进行了深入的探讨.研究表明,礁原生孔隙普遍发育,但由于成岩期多世代方解石的胶结、充填和埋藏压实作用而破坏殆尽,其最终礁储层和有效孔隙的形成主要受控于深埋有机溶蚀作用及礁顶部存在的不整合面和古风化壳岩溶带.同时,紧邻生物礁南部的生油坳陷提供的丰富油源和地下有机酸性流体多期次地运移至礁储集体并在礁古岩溶带的基础上再次进行深埋有机溶蚀作用,为油气储集有效孔隙带的形成和油气运聚提供了最适时、最有效的条件和场所.结合礁顶部覆盖有连片分布的巨厚的三叠系泥质岩作区域盖层、礁油气藏即可形成.     

山东济阳坳陷基岩油藏次生孔隙研究

济阳坳陷的内部及周边的凸起上有高产的基岩油藏。构成储层的岩性以奥陶系碳酸盐岩为主,并有中寒武统粒灰岩,石炭二迭系石英砂岩、中生界长石砂岩及侵入其中的煌斑岩。基岩储层的储集空间都是次生的,孔、洞、缝均有。次生孔隙主要有粒间溶孔、粒内溶孔、膏模孔、方解石及白云石的晶模孔及晶溶孔等。其分布与早第三纪生油期前基本结束活动的基岩断裂发育带、储集岩的岩性岩相及古风化淋滤带有关。含油次生孔隙主要不全是古风化时期表生淋滤形成的,部分是早第三纪深层溶蚀作用形成的。生油凹陷的周边和内部的基岩凸起以及与生油凹陷连通的、在生油期前基本结束活动的基岩断裂带附近,都是勘探基岩油藏的有利地带,下古生界各种结构类型的纯白云岩,各种次生结晶灰岩及基性侵入岩分布的层段,都应列入勘探的对象。在勘探中,要注意寻找和鉴别与基岩油藏形成有关的岩矿标志。如富铁方解石脉及亮晶铁方解石胶结物、萤石化、天青石化、重晶石化及溶蚀现象等。     

义东油田大81-4块咸化湖泊生物礁储集层特征

义东油田位于济阳坳陷沾化凹陷义东断裂带，该油田大81—4块沙四段成化湖泊生物礁复合体自下而上可分为5个小型礁体(2个藻礁，3个藻礁丘体)。根据岩心观察、镜下鉴定和钻井等资料，主要有3种岩石类型：白云岩类是下部藻礁的主体，灰岩类是礁丘相的主体，其它岩类(主要为碎屑岩类和盐岩)分布局限；储集空间主要有7种类型(粒间孔隙、粒内孔隙、铸模孔隙、生长骨架孔隙、角砾间孔隙、晶间孔隙和构造裂缝）。该生物礁复合体位于凸起边缘的断阶带平台，发育于有陆源碎屑供给的半清水水域，紧邻深水区。礁体形成后经历了深埋藏成岩期，对储集空间演化影响最大的成岩作用是白云石化作用、溶解作用、新生变形作用和胶结作用。预测大81—221井区及附近的2个枝管藻白云岩礁体为最有利的勘探目标，义东22井附近生物礁也有良好的勘探前景。     

生油增压定量模型及影响因素

在考虑Ⅰ型干酪根烃源岩生油过程中孔隙水和油的排出、氢指数对生油的影响、生油作用产生的超压对孔隙水压缩和干酪根的压实作用、压实使石油密度变化等因素的基础之上,建立了生油增压模型,并通过生油增压物理模拟实验验证生油增压成因机制和生油增压模型。生油增压物理模拟实验结果显示Ⅰ型干酪根烃源岩生油过程中在一定条件下可以产生强超压,而且实测生油增压值与生油增压模型计算结果可比,说明生油作用可以成为含油气盆地产生大规模超压的一种成因机制,也验证了生油增压模型可以用于定量评价烃源岩生油增压。Ⅰ型干酪根烃源岩生油增压受烃源岩成熟度、有机碳含量、氢指数和石油残留系数(α)等多种参数影响。生油增压模型参数敏感性分析结果表明烃源岩有机碳含量、氢指数和石油残留系数(α)这3个参数中以氢指数对生油增压的影响最小,石油残留系数(α)影响最大。在没有排烃之前,烃源岩生油过程中如果渗漏的油量达到生成石油总量的25%,则不能产生明显的超压,但在封闭条件较好的情况下,有机碳含量仅有0.5%的烃源岩生油作用也可以产生比较强的超压。     

煤系地层低渗透岩屑砂岩储层成因机理及储集特征

煤系地层广泛分布于我国西北地区侏罗系，其中岩硝砂岩储层是其主要的储层类型，本文深入分析了煤系地层低渗透岩屑砂岩储层的成因机理及储集特征，并对有利储集带的分布规律进行了总结。研究表明，煤系地层砂体的原始储层质量较高，但强烈的压实作用和高岭石胶结作用降低了砂体的孔渗性。煤岩对砂体孔隙演化的影响具有双重性，即在早成岩期促进孔隙的破坏，而在晚在岩期有利于次生溶孔的形成。砂体孔隙类型主要为残余原生粒间孔、粒     

川西前陆盆地中段须家河组二段储层储集空间特征及演化

川西前陆盆地中段上三叠统须家河组二段（须二段）储层普遍为超致密储层。通过显微镜下观察、阴极发光分析、扫描电镜分析等发现,储集空间以各类次生孔隙为主,微裂缝和少量残余原生孔隙次之。储集空间的发育受控于复杂而强烈的成岩变化,早期绿泥石的形成、多期次的溶蚀作用、与不整合相关的差异压实作用对储集空间发育起建设性控制作用。根据储层成岩矿物形成的时间及对孔隙度破坏以及次生孔隙形成的定量统计表明,目前该区砂岩已达到中成岩B期,储集空间主要经历了早成岩阶段压实作用对原生孔隙的破坏,中成岩阶段A期油气大量进入储层时酸性水溶蚀形成次生孔隙,以及其后成岩阶段中碳酸盐胶结和硅质胶结对次生孔隙的破坏3个阶段。     

准噶尔盆地阜东斜坡区侏罗系三工河组碎屑岩成岩作用及孔隙演化

通过岩心观察、薄片鉴定和扫描电镜等技术手段,研究了准噶尔盆地阜东斜坡区三工河组碎屑岩储层的成岩作用及其对储层物性的影响,并分析了储层孔隙的演化形态。研究表明,三工河组储层成岩作用主要包括压实作用、胶结作用和溶蚀作用,压实作用和胶结作用造成岩石储层孔隙的损失分别在50%~80%和10%~30%之间,对储层物性起破坏作用,溶蚀作用形成的次生孔隙和微裂缝是重要的油气储集空间和渗流通道,起到改善储层物性的作用。综合成岩作用、古温度和自生矿物等标志特征,将研究区储层成岩阶段划分为早成岩阶段(A期、B期)和中成岩阶段(A期、B期)。在早成岩阶段,储层孔隙以原生孔隙为主,在中成岩阶段A期,次生孔隙开始发育,并在中成岩阶段B期达到最大值,然后又逐渐减少。     

双河油田核桃园组三段储层孔隙结构特征

早第三纪早期,由于基岩块断下沉,泌阳凹陷开始形成,接受了一套厚约8000米的巨厚沉积。下第三系核桃园组第三段就是其中一个最主要的生、储油岩系(简称核三段)。本文根据该凹陷的主力油田之一—双河油田106块储层岩样的压汞实验、铸体薄片观测及少数样品的电镜扫描成果,并参考前人有关资料,对孔隙结构特征及其成因作一初步探讨。     

冀中坳陷束鹿凹陷泥灰岩-砾岩致密油气成藏特征与勘探潜力

渤海湾盆地冀中坳陷束鹿凹陷泥灰岩-砾岩油藏是一种特殊的致密油气藏。基于束探1H井对泥灰岩-砾岩油藏勘探的突破,重新分析了该区泥灰岩发育的构造背景、沉积环境及地层层序特征。进一步结合钻井、测井和分析化验等资料对束鹿凹陷泥灰岩的生油能力、储集性能、成藏机理、油藏特征重新进行评价,取得一些新的认识：1束鹿凹陷泥灰岩作为烃源岩,具有有机碳含量高、有机质类型好（以Ⅱ₁型为主）、转化率高、排烃能力强等特征,为优质烃源岩;2泥灰岩因构造应力发育一些构造缝,作为烃源岩（当中包含的有机质）发生降解排烃产生的有机质孔隙、有机酸溶蚀碳酸盐岩产生的溶蚀孔隙、降解排烃中产生的异常压力缝等孔洞（缝）形成了泥灰岩的孔喉系统并充当了烃类的储集空间及渗流通道,所以泥灰岩具有储集性能;3包裹在泥灰岩中的砾岩存在欠压实作用,储集空间相对好于泥灰岩,砾岩的储集空间主要为粒间孔、粒内溶孔、贴粒缝、构造缝等孔缝。因此,泥灰岩是一种源-储一体的、特殊的“自生自储”连续致密油藏,而夹杂在泥灰岩中的碳酸盐岩质砾岩为源-储共生的岩性致密油藏。2种油藏类型均具有特低孔特低渗、非均质性强、压力系数高、产量递减快的特点。同时,利用成因法（氯仿沥青“A”法）探索束鹿凹陷泥灰岩致密油气资源量,对烃源岩总生油量的分配情况进行初步研究,发现束鹿凹陷致密油资源量丰富,勘探潜力较大,并给出束鹿凹陷砾岩-泥灰岩的勘探方向和建议。     

页岩油储层基本特征及评价要素

页岩油是指以游离、溶解或吸附状态赋存于有效烃源岩泥页岩中的液态烃类,是泥页岩生排烃后的残余滞留聚集,基本未经历运移或仅在源岩内短距离初次运移。目前,国内外对"页岩油"概念的界定不统一,对储层控制因素及评价要素的研究仍相对薄弱。明确了页岩油储层为泥页岩,不包括烃源岩内的其他岩类夹层及邻层,并依据储集机理差异将页岩油储层分为裂缝型和基质型。富含有机质、以Ⅰ型和Ⅱ₁型干酪根为主、R_o值介于0.6% ~1.2% 、有机碳（TOC）值大于2.0% ,矿物组成复杂、发育纹层结构,储集空间细小,低孔特低渗、储层需要改造是页岩油储层的基本特点。重点揭示了有机质在页岩油储层形成及评价中的重要作用,有机质含量影响页岩的生油潜力、储集能力并进而决定了页岩储层的含油量及产能,提出一套以有机碳含量为核心的储层分级评价标准,以TOC为2% 、4% 为界,同时综合考虑有机质类型及成熟度、富有机质页岩厚度、矿物组成及岩石类型、孔渗特征及岩石可压裂性等指标,将页岩油储层分为3级：Ⅰ类目标储层、Ⅱ类有利储层及Ⅲ类无效储层。     

海相优质烃源层评价与形成条件研究

在对全球范围内不同类型海相烃源岩对比分析的基础上,通过筛选出百余块不同类型烃源岩和含油储集岩的热压加水生排油气模拟实验,结合大中型油气田形成的地质条件,对我国海相优质烃源岩的形成条件进行了综合研究,认为海相优质烃源岩主要形成条件有:1)台内盆地及近滨潟湖、台地斜坡、前缘斜坡及前礁等沉积相带,浮游生物发育,水体稳定且较深,处于还原-强还原环境;2)较高的有机质含量,总有机碳含量TOC≥2%;3)Ⅰ-Ⅱ型干酪根,低成熟阶段形成的大量稠油可以沿富有机质页理面以油相网状传递式连续不断地长距离运移,很容易形成大油田;4)烃源转化过程中古油藏及分散在烃源岩和储集岩中的可溶有机质也是优质再生气源,高成熟-过成熟储集岩中的TOC>0.20%时就属优质气源岩,由其原始"油"生成的总生气量与TOC>2%且为Ⅰ-Ⅱ₁型干酪根的烃源岩生成的总生气量基本相当.      

济阳坳陷深层沙河街组四段轻质油—凝析气成藏条件

轻质油和凝析气是济阳坳陷古近系沙河街组四段（沙四段）深层勘探的重要目标,为明确其成藏条件,系统分析了其烃源岩特征、油气相态演化规律、油气藏流体特征、储层成岩作用、烃源岩排出酸性流体特征及其对储层成岩的影响。研究表明,济阳坳陷沙四段烃源岩为盐湖—咸化环境沉积,有机质类型为Ⅰ—Ⅱ₁型,生成油气相态演化分为4个阶段：常规油（含未熟—低熟稠油）阶段、轻质油阶段、凝析气阶段和湿气—干气阶段,其中,埋深4 100~4 800 m为轻质油和凝析气生成阶段,对应有机质的镜质体反射率为1.0%~1.7%。沙四段轻质油和凝析气为晚期成烃,上覆的区域性厚层状沙河街组三段烃源岩处于生烃阶段,轻质油和凝析气多赋存于源内和邻近储层中,其中,砂砾岩储层发育残余原生孔和次生孔,以次生溶蚀孔为主。深层轻质油和凝析气藏压力系数在0.95~1.98,以超压为主,油气藏温度多在157~175℃。沙四段烃源岩排出酸性流体分为4个阶段,早期排出的酸性流体和烃类进入储层时有利于原生孔隙的保存,而热硫酸盐还原的富H₂S、CO₂流体对深层储层次生孔隙形成具有重要作用。分析认为,济阳坳陷深层靠近深洼陷的沙四段烃源岩或其附近的砂砾岩体、沙四段烃源岩侧向及下伏潜山等是常规轻质油—凝析气藏的有利勘探目标,而陡坡带砂砾岩体的前缘或远端富含砂质条带的页岩是轻质页岩油的有利勘探目标。     

库车坳陷东北部中侏罗统泥页岩储集层特征

库车坳陷东北部中侏罗统发育一套典型的陆相泥页岩,是该区重要的烃源岩之一,具有良好的页岩气生气远景。利用X射线衍射、扫描电镜、氩离子抛光等测试手段对研究区暗色泥页岩储集层特征进行了研究。研究发现,富含有机质泥页岩的矿物组成以石英和黏土矿物为主,石英含量18%~55%,黏土矿物含量9%~76%,黏土矿物以伊蒙间层和伊利石为主;泥页岩孔隙度为0.5%~7.3%,渗透率多小于0.1 mD,属于特低孔超低渗储集层;泥页岩主要发育纳米—微米级矿物基质孔和有机质微孔,以及构造微裂缝和成岩微裂缝等多种类型的储集空间。与北美典型含气页岩对比,库车坳陷东北部中侏罗统泥页岩具有相似的储集层特征,是页岩气的有利储集层。研究还发现,研究区中侏罗统暗色泥页岩储集层特征主要受矿物组成、成岩作用和构造作用影响。在此研究基础上,应进一步研究中侏罗统泥页岩含气性和岩石可改造性,为下一步勘探开发提供依据。     

松辽盆地南部影响储油物性因素的初步分析

松辽盆地南部,经过多年地质勘探,积累了较丰富的资料。为了在盆地南部寻找新的油气富集区,必须对盆地南部储油岩的特征变化进行研究。为此,笔者整理了从1973年以来的薄片的物性分析成果,以白垩系泉头组四段-嫩江组为重点,对影响本区储油岩性能的因素进行了探讨。      

库车坳陷亚肯构造油气成藏条件分析

库车坳陷亚肯构造具备较优越的油气成藏地质条件,从所处的区域构造位置看,易于形成大型油气藏,勘探亦初步证实此构造富含天然气。其源岩为坳陷内的侏罗系、三叠系;古近系至白垩系发育多套储层和多套储盖组合;圈闭类型主要为背斜型和断背斜型;断裂和不整合面是油气运移的主要通道,构造形成与生排烃期能够匹配。因此,亚肯构造具有良好的勘探前景。     

济阳坳陷低熟油形成机理研究

本文通过系统研究该区低熟油的物理化学特征,总结了低熟油的标志特征。在此基础上进行了精细的油岩对比,确定了济阳坳陷低熟油主要来自咸水—半咸水的沙四段和沙一段烃源岩。通过模拟实验和自然演化剖面对比研究发现,济阳坳陷的沙四段和沙一段烃源岩之所以在埋藏较浅的情况下形成了大规模的低熟油资源,有以下几方面的重要原因:①沙四段、沙一段烃源岩中存在富含藻类的有机质富集层,它是形成低熟油的物质基础;②富含有机酸、钾离子、铝离子的地层流体特征加速了粘土矿物的成岩演化,促进了低熟油的生成;③可溶有机质是形成低熟油的主要贡献者;④咸化环境有利于可溶有机质的保存。通过对其成油体系的剖析发现,低熟油成藏具有早生、早排、成藏期晚、运移距离短等特点,油藏展布受有效烃源岩体的控制,故低熟油的勘探应紧紧围绕低熟烃源岩体进行。