川东邻水-渝北地区石炭系古岩溶储层稀土元素地球化学特征

石炭系黄龙组岩溶岩系是川东邻水-渝北地区天然气藏最重要的储层类型之一,依据岩溶岩的结构特征,将黄龙组岩溶岩系划分为弱溶蚀岩溶岩、中等溶蚀多孔状岩溶岩、强溶蚀角砾状岩溶岩和强溶蚀交代次生灰质岩溶岩等4种类型.岩溶岩中发育有淡水方解石和淡水白云石2种胶结物类型,以及再埋藏期沉淀的热液异形白云石.稀土元素分析结果表明,不同岩石结构、成分和不同溶蚀强度的岩溶岩及其胶结物的地球化学特征有显著差异,证明稀土元素的迁移、配分、富集和异常效应不仅可以判别岩溶过程中的流体性质和古水文条件,同时也可作为评价和预测古岩溶储层的重要标志之一.     

松辽盆地北部双城地区扶余油层层序地层格架与沉积体系展布

通过多口岩心精细观察,结合135口探井资料分析,识别出各种沉积微相标志,确定了松辽盆地北部双城地区扶余油层主要为曲流河-浅水三角洲沉积体系,进一步划分为5种亚相、11种微相。以高分辨率层序地层学理论为指导,通过岩-电结合、井-震结合等技术手段,识别层序界面,将其详细划分为2个长期基准面半旋回、7个中期基准面旋回,建立等时层序地层格架。以中期基准面旋回为编图单元,结合地震属性综合分析,编制了不同时期岩相古地理图,分析其演化规律,建立沉积模式,研究表明：研究区扶余油层主要经历了2个大的演化阶段：Q3-sq1-Q4-sq1时期,由浅水三角洲平原沉积逐渐向曲流河沉积转换;Q4-sq2-Q4-sq3时期,由曲流河沉积向浅水三角洲平原、前缘沉积转换,反映水体先变浅又逐渐变深的一次湖退－湖侵沉积过程,为近期油气勘探提供重要的指导意义。     

江汉盆地马王庙地区古近系新沟嘴组下段沉积相及其演化

通过对岩石学特征、沉积构造、沉积层序和测井相等的综合分析表明,江汉盆地马王庙地区古近 系新沟嘴组下段发育三角洲-湖泊沉积体系,包括三角洲平原、三角洲前缘、前三角洲、滨浅湖和膏盐湖等亚 相类型。在沉积相类型识别的基础上,根据单因素分析多因素综合作图法,编制了马王庙地区新沟嘴组下段各 油组地层等厚图、砂岩等厚图、砂地比等值线图和典型单井优势相投影图等单因素图件。综合分析各单因素图, 绘制了马王庙地区新沟嘴组下段Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ共３个油组的沉积相图,并探讨了其沉积相平面展布特征和演化规 律：古近纪新沟嘴组下段沉积时期,研究区的物源来自北东和北西方向,并分别向南西和南东方向展布,依次 发育三角洲平原-三角洲前缘-前三角洲亚相,其中以三角洲前缘的水下分流河道和席状砂微相最为发育;两 支三角洲砂体周围为滨浅湖沉积。自Ⅲ油组到Ⅱ、Ⅰ油组沉积时期,研究区水体经历了由浅变深再变浅的过程; Ⅲ油组和Ⅱ油组沉积时期,三角洲砂体分布面积广,储集层发育较好。     

建南地区长兴组礁滩储层特征及主控因素分析

在野外剖面及岩心观察的基础上,结合镜下薄片、扫描电镜、阴极发光及物性分析等对建南地区长兴组的储层特征进行了详细的研究.长兴组礁滩储层岩性以礁云岩、礁灰岩和颗粒云岩为主,储集空间以晶间孔、晶间溶孔和裂缝为主,为裂缝-孔隙型储层.储层物性中等-较差,为低孔中低渗储层.储层的发育主要受岩性、沉积相、相对海平面变化、成岩作用等方面的控制,其中储层以台缘礁滩相为有利相带,发育于相对海平面下降时期,岩性以礁云岩和礁灰岩为主.白云石化作用是储层发育的基础,溶蚀作用和破裂作用则是改善储层物性的关键.采用孔隙度和渗透率两个参数对长兴组礁滩储层进行综合评价,认为储层类型主要为Ⅲ类(低孔低渗),其次为Ⅳ类(特低孔特低渗),Ⅱ类(中孔中渗)和Ⅰ类(高孔高渗)储层较少.     

龙门山甘溪组谢家湾段混积相和混积层序地层学特征

依据实测剖面资料和薄片鉴定结果,将龙门山下泥盆统甘溪组谢家湾段确定为以泥质为背景的Ⅰ型混积类型和Ⅱ型混积层序,其Ⅰ型混积类型的形成机理包括间断式和原地式两种混积形式,以风暴流所致的间断式混积为主。相关的混积相可划分为混积滨岸、碎屑混积陆棚和碳酸盐混积陆棚三种混积相类型,以及①滨岸潮缘残积物＋混积潮坪、②混积陆棚泥＋远源风暴流、③混积陆棚泥＋近源砂质风暴流、④混积陆棚泥＋近源混积风暴流和生物滩与点礁四种混积微相类型的沉积组合。其Ⅱ型混积层序可划分出SMST、TST、EHST和LHST四个沉积体系域,各体系域由不同的混积类型、混积序列和混积强度的准层序叠置而成,以SMST和LHST的原地式混积作用最强,TST的间断式混积作用最弱,而EHST具有交替的间断式与原地式叠加混积作用。     

开江-梁平地区上二叠统长兴组储层岩石学特征

以露头剖面测量、单井岩芯观察和室内薄片鉴定为依据,结合不同结构和成因类型白云岩(或白云石)的n(Mg)/n(Ca)比值,有序度和C、O、Sr同位素特征,对开江-梁平地区长兴组碳酸盐岩储层成岩作用与孔隙发育和演化规律进行了综合研究,确定研究区对储层破坏最大的成岩作用是胶结、压实-压溶、新生变形和次生矿物的充填等作用,而对储层贡献最大的建设性成岩作用主要为埋藏白云岩化、重结晶、溶蚀和破裂等作用,有效地改善了储层的孔渗性,形成以粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔、晶间溶孔、超大溶孔、溶洞和溶裂缝等多种次生孔隙类型组合的礁、滩相储层基本特征。在再造成岩序列和恢复孔隙演化历史的基础上,对储层发育与孔隙演化的关系可得出如下几点结论:①有利的礁、滩相带决定了储层发育的位置和空间展布规律;②礁、滩复合体的多期次埋藏白云岩化是形成储层的基础;③破裂作用和溶蚀作用是改造储层和提高储层质量的关键。     

四川省北川县永利村下泥盆统甘溪组谢家湾段的研究

在野外和室内工作的基础上,结合前人研究成果,对四川龙门山区北川县下泥盆统永利村谢家湾剖面进行了岩石地层、生物地层、层序地层及年代地层的多重地层划分,认为:1)研究剖面定为甘溪组谢家湾段较为合理;2)根据化石特征自下而上建立了Euryspirifer延限带和Otospirifer富集带;3)研究剖面属于典型的Ⅱ型沉积层序,由陆架边缘体系域、海侵体系域和早期、晚期高位体系域组成;4)研究剖面应属埃姆斯阶下部的中上部分,并可与广西、贵州相当地层进行对比。     

四川盆地东部黄龙组古岩溶地貌研究

作为川东地区最重要的天然气储集类型之一的石炭系黄龙组古岩溶型储层,业已引起众多油气地质工作者的重视。通过古岩溶作用标志识别和成因分析,采用残余地层厚度法、地貌法和印模法等技术手段对川东地区黄龙组古岩溶地貌进行恢复,从中划分出岩溶高地、岩溶斜坡和岩溶盆地三个岩溶地貌单元和峰丛、溶沟、落水洞、坡地、谷地、浅洼、残丘和槽地等微地貌单元,在平面上细分出七个典型的古岩溶地貌分区,并对分区内的岩溶地貌特征进行了研究,认为不同古岩溶地貌分区所处的地理位置及微地貌单元组成特征具有明显差异,从而直接影响到天然气藏的发育。在此基础上,对川东地区古岩溶及储层发育控制因素进行了分析,认为构造、气候、岩性、层位、古地形、古水文条件和不同的岩溶地貌形态影响和控制着古岩溶储层的发育与区域分布。上述研究成果将为川东石炭系古岩溶型储层评价与有利区带优选提供可靠依据。     

塔中地区奥陶系白云岩岩石地球化学特征及成因机理分析

塔中地区奥陶系白云岩分布广泛,厚度大,是该区重要的储层之一.根据白云石晶体结构大小、原始沉积特征保存情况,将该区白云岩分为泥晶白云岩、藻纹层泥晶白云岩、颗粒白云岩、粗粉晶—细晶白云岩、中晶—粗晶白云岩、斑状白云岩等6种类型.泥晶白云岩、藻纹层泥晶白云岩保留了其原岩沉积特征,地球化学特征表现为:碳、氧同位素偏高,盐度指数...     

页岩气资源评价方法及评价参数赋值——以中扬子地区五峰组—龙马溪组为例

页岩气是一种重要的非常规油气资源,其评价方法不同于常规油气资源。以页岩气聚集机理及形成过程为依据,结合中国页岩气勘探开发现状,认为体积法是适合中国现阶段页岩气资源评价的最优方法。结合财政部对页岩气的界定标准及中扬子地区五峰组—龙马溪组泥页岩有机质成熟度、埋深、含气量、保存、地表条件等因素,认为研究区目的层页岩气勘探开发有利区位于出恩施—彭水地区;以体积法计算页岩气资源量的原理为依据,对有利区含气页岩面积、有效页岩厚度、密度等参数采用确定性赋值,其值分别为5174 km2、57 m、2.71 t/m3;并采用条件概率赋值法分别对有机碳含量、总孔隙度、含气饱和度等不确定性参数进行条件概率赋值。最终估算出了有利区内五峰组—龙马溪组页岩气地质资源量为5434.7×108m3。