准噶尔盆地南缘中下侏罗统煤系烃源岩生气史

利用化学动力学方法,以西山窑组煤成气为例,模拟计算了准噶尔盆地南缘地区中下侏罗统煤系烃源岩的生气过程。结果表明,该区中下侏罗统煤系地层主要生气期为燕山运动期,约占最终生气量的80%,并以白垩纪为主。因此,对应绝大部分天然气的生成,燕山运动形成第一排背斜圈闭对该中下侏罗统煤成气成藏意义重大。而喜马拉雅运动则最终决定该区天然气的成藏条件:一方面对第一排背斜圈闭的构造调整(包括油气在原生油气藏中的继续保存和向次生油气藏的转移)在很大程度上决定了该区天然气的资源前景;另一方面所形成的第二、第三排背斜圈闭可聚集烃源岩晚期热解及原油二次裂解所生天然气。     

四川盆地阆中—南部地区须家河组勘探潜力

四川盆地阆中—南部地区上三叠统须家河组油气勘探一直未能取得突破,前期研究认为是由于缺乏丰富的马鞍塘组、小塘子组优质烃源岩所致。结合区域沉积环境,从烃源岩发育情况、储层发育情况、油气运移通道以及油气藏保存情况等几个方面入手,对该区须家河组油气勘探潜力进行了分析。结合邻区广安气田的勘探成果,研究指出:尽管阆中—南部地区马鞍塘组、小塘子组缺乏有效的烃源岩,但须家河组烃源岩仍具有一定的生烃潜力;须家河组三段具有一定的生烃条件,须家河组五段具有较好的生烃条件;油气运移条件分析表明,天宫院、金星场和石龙2井等部位处于油气运移的有利通道上,有利于油气的聚集成藏;从油气成藏条件的配置情况来看,须四段是该区须家河组取得油气重大突破的主力层段。     

安塞油田南部侏罗系延8～延9储层特征及控制因素研究

安塞油田南部侏罗系延安组延8～延9储层是一套以长石砂岩、岩屑长石砂岩、岩屑石英砂岩和长石石英砂岩为主的陆源碎屑沉积,为早成岩期的产物,成分成熟度和结构成熟度均较低,属三角洲前缘亚相范畴。孔隙类型包括原生粒间孔和次生孔隙,后者以粒间溶孔为主。通过成岩分析,指出沉积物源及古地理环境控制着储层性质,成岩作用使储层物性进一步变差,而溶解作用改善了储层性能。     

准噶尔盆地车拐地区侏罗系八道湾组储层成岩作用特征分析

通过岩心、薄片、扫描电镜、测井、录井及稳定同位素分析,研究了准噶尔盆地西北缘车拐地区侏 罗系八道湾组储层的储集空间类型,认为研究区的砾岩主要发育原生粒间孔、次生粒内溶孔及构造裂缝, 砂岩主要发育原生粒间孔、次生粒间溶孔及粒内溶孔。在此基础上,对研究区侏罗系八道湾组储层经历的 压实作用、胶结作用、溶蚀作用等主要成岩作用的特征进行了研究,发现侏罗系八道湾组砂岩和砾岩都处 于晚成岩阶段A 期和B 期。总结了不同成岩作用对储层储集空间和储层物性的影响机理：压实作用造成 储层储集空间减少、物性变差;胶结作用一方面充填储集空间,降低储层物性,另一方面成为支撑颗粒骨 架,减弱压实作用的影响,同时在成岩作用晚期为溶蚀作用的发育提供物质基础;溶蚀作用是产生次生孔 隙和裂缝,并具有连通作用的最重要的建设性成岩作用。     

焉耆盆地博湖坳陷侏罗系烃源岩地化特征及生烃潜力

应用有机地球化学的多种分析方法,对焉耆盆地博湖坳陷中、下侏罗统西山窑组(J2x)、三工河组(Jts)和八道湾组(JIb)煤系烃源岩进行评价.分析表明,其烃源岩有机质丰度都比较高,西山窑组和三工河组评价为中等生油岩,八道湾组评价为好生油岩;有机质类型以Ⅲ型干酪根为主,辅以少量的Ⅱ2型;大多数有机质都处于生油门限内,其中西山窑组处于低熟阶段,三工河组烃源岩部分达到成熟阶段,八道湾组烃源岩基本都处于成熟阶段、为油气生成高峰期.通过对三大生烃次凹及三个层组生烃能力的对比研究,确立了八道湾组是焉耆盆地区域性主力烃源岩的地位;同时指出,七里铺次凹的三工河组烃源岩有机质丰度高、类型稍好、熟演化程度适中,和八道湾组类似也具备较大的生烃能力,是七里铺次凹油气源的有力补充.结合近年勘探成果,指出七里铺次凹两侧的构造高部位及斜坡带是勘探的有利区带.     

四川盆地侏罗系页岩层系岩相类型及储集特征

陆相页岩层系岩性复杂、非均质性强,制约了储层甜点优选和探井部署。为查明四川盆地侏罗系页岩层系不同岩相类型的储集特征和含气能力,以元坝地区Y2井自流井组大安寨段为例,采用有机碳含量测定、全岩X射线衍射、岩石薄片鉴定、聚焦离子束扫描电镜、高压压汞—氮气吸附联合测定以及物性分析等手段,划分了大安寨段二亚段（后文简称大二亚段）页岩及夹层的岩相类型,并针对不同岩相类型开展储集物性、孔隙结构、含气性及可压性研究,在此基础上评选了优势岩相和岩相组合。结果表明,Y2井大二亚段页岩层系可划分为3大类6亚类页岩岩相,2大类6小类夹层岩相以及3种宏观岩相组合。页岩孔隙类型以粘土矿物层间孔、方解石溶蚀孔等无机孔为主,为页岩气的赋存提供了储集空间。计算页岩总含气量为2.59～4.38 m³/t,游离气平均占比67 %,具有较好的勘探潜力,但优势岩相的脆性矿物含量仅为50 %,可压性较差。综合评价认为,AB-Ⅰ型岩相组合中页岩页理和纹理发育,生烃条件好,含气量和游离气比例较高,存在可压性较好的夹层,是元坝地区Y2井大二亚段最有利的勘探储层类型。     

柴北缘逆冲带侏罗系油气成藏主控因素分析

柴达木盆地北缘地区经过多年勘探,发现了以侏罗系为烃源岩的冷湖、南八仙及马北等油气田,通过对该地区石油地质条件综合分析,认为柴北缘侏罗系油气成藏主控因素具有以下特点:烃源岩的分布、成烃演化及生烃中心的位置控制着油气相态的分布格局;古近纪晚期和新近纪中期是柴北缘地区油气运聚的关键时刻,燕山期发育的古隆起和早第三纪发育的构造带是控制油气运聚的重要构造因素;中、新生界之间发育规模较大的区域性不整合面,第三系发育区域性分布的渗透性砂岩,为油气侧向运移提供了有利条件;晚喜马拉雅期盆内主控断裂及其派生断层的强烈活动,为油气垂向运移提供了有利条件。     

塔里木盆地轮南地区侏罗系砂岩储层成岩作用研究

根据铸体薄片、扫描电镜、X-衍射、阴极发光及物性分析资料,结合前人研究成果,对塔里木盆地 轮南地区侏罗系砂岩储层的成岩作用进行了综合分析,并确定了其成岩作用类型。对其成岩演化序列的 研究表明：该储层已达到早成岩B 期至晚成岩A 期初阶段,并以晚成岩A 期为主。早成岩A 期,压实作 用破坏了侏罗系砂岩的原生孔隙结构;晚成岩A 期,长石颗粒强烈的溶蚀作用使侏罗系下统砂岩储层中 发育溶蚀孔,构成了油气聚集的必要空间;伊利石、绿泥石、伊/蒙混层中发育的晶间微孔隙较大程度地改 善了侏罗系中、上统砂岩的储集性能。     

四川盆地下二叠统,上三叠统水动力场与天然气保存

下二叠统和上三叠统储集层是四川盆地油气主力产层。在对其水动力场控制因素分析研究的基础上，对实测地层压力资料进行数据处理，分别建立了Ｐ１和Ｔ３地层压力预测模型。地层埋深，孔隙度，构造抬升率和褶皱强度等为现今水动力场的主要控制因素，其中地层埋深对地层压力的影响最大。     

气藏凝析水引起的地层水矿化度淡化问题——以四川盆地新场气田须二段气藏为例

前人据研究成果提出了高温高压气藏地层水矿化度变化较大的认识,由此有可能得出与实际情况不一致的结论,其主要原因是忽视了低矿化度凝析水的影响。为此,利用四川盆地新场气田须家河组二段气藏投产以来获得的产出水样矿化度资料,研究了不同水气比阶段的井口水样矿化度特征,认为井口产出水样矿化度明显受到了凝析水淡化的影响,气藏井口产出水可以划分为凝析水、地层水及其两者的混合水。研究结果表明：①井口产出水矿化度随气井水气比增大而增高,由低矿化度凝析水向高矿化度地层水转变;②当气井水气比小于0.1 m³/10⁴ m³时,井口产出水为矿化度小于1 g/L的凝析水;③当水气比为0.1～0.8 m³/10⁴ m³时,水样矿化度介于凝析水和地层水之间,水样以混合水为主;④气井水气比大于等于0.8 m³/10⁴ m³时,水样最接近于地层水矿化度,凝析水对水样矿化度的影响可以忽略;⑤在排除凝析水淡化影响后,单一气藏地层水矿化度差异不大,新场气田须二段气藏变化范围在93.47～120.05 g/L之间。