渤海湾盆地东营凹陷沙河街组页岩油储层微观孔隙特征

通过场发射环境扫描电镜、低温氮气吸脱附实验、高分辨率背散射电子图像定量分析等技术方法,对渤海湾盆地东营凹陷沙河街组页岩油储层的微观孔隙类型、结构特征及孔隙分布进行了系统研究。结果表明:沙河街组页岩油储层微观孔隙类型多样,包括粒间孔、粒内孔、晶间孔、溶蚀孔和晶内孔5类孔隙。有利储集空间为孔径在100~3000nm的孔隙,以粒间孔、粒内孔和溶蚀孔为主。泥岩类和灰岩类孔隙形态包括细颈瓶状(墨水瓶状)和平行板状;白云岩类孔隙形态为平行板状,连通性最好。白云岩类定量面孔率最大且孔隙发育最好,其次为泥岩类,灰岩类较差。影响微观孔隙特征的主要因素包括矿物成分及含量、有机质生排烃和热液作用,其中黏土矿物和泥级颗粒有利于储层微孔发育,方解石的胶结作用和重结晶作用不利于孔隙发育。生排烃产生的有机酸和热液作用增进了次生孔隙的形成。     

山东沾化凹陷沙河街组湖泊层序地层研究

沾化凹陷下第三系沙河街组沉积地层可分成两个层序。在古构造、古地形、古气候、古物源供给及古海侵等因素控制下,层序内部发育了低水位体系域、湖侵体系域及高水位体系域。笔者建立了该地区沙河街组综合层序地层剖面,并针对体系域、准层序组及准层序界面的识别、湖泊层序地层及沉积演化等方面进行了详细阐述,讨论了控制湖平面升降的各种因素。文中表明了湖泊层序地层研究与海相层序地层研究之间的差异之处。湖泊层序地层研究必须基于构造演化、古地磁、古气候变迁、地质录井、地震及测井资料、古生物资料及全球海平面升降等资料的综合分析。层序地层演化与整个盆地的发育和消亡以及沉积演化之间有着密切的联系。     

济阳坳陷沾化凹陷沙二段湖相混积岩 沉积特征及成因分析 ——以罗家—邵家地区为例

混积岩是混合沉积的典型产物,研究程度较低。罗家—邵家地区处于济阳坳陷沾化凹陷的南斜坡,古近系沙河街组二段发育了比较广泛的湖相混积岩沉积。本文综合区域地质资料、测井资料、岩芯描述及样品分析等,对其混积岩的沉积特征、成因类型、沉积环境等方面进行了研究。结果表明：本区混积岩类型分为两大类4小类,自下而上混积岩含量增多,展布范围逐渐扩大。混积岩成因以渐变式混合和突变式混合为主,局部存在原地混合沉积,各种类型的混合沉积常相互叠加,频繁交替。本区混积岩形成于两大物源注入背景下的湖泊滨岸沉积环境,可进一步分为泥坪混合沉积微相、生物浅滩混合沉积微相、颗粒滩坝混合沉积微相及砂坝混合沉积微相等类型。不同环境下的混积岩组构、混合沉积类型及垂向沉积序列有较大的差异。混积岩的发育主要受控于物源的供给及复杂的水动力条件,其次为构造背景与湖平面升降等因素。     

沾化凹陷渤南洼陷北带沙四上亚段致密储层成因机理

渤南洼陷是渤海湾盆地济阳坳陷重要的油气富集区,其中渤南洼陷北带发育的深层砂砾岩致密油藏是沙河街组沙四上亚段油气增产的关键,其储层成因机理研究是该区实现未开发储量动用的基础.通过对钻井、铸体薄片、扫描电镜、储层物性、压汞、核磁共振等相关资料分析,认为致密储层分布于2类扇三角洲沉积物中,受沉积体系差异影响.早期形成的扇三角...     

沾化凹陷渤东地区沙三段岩性油藏成藏规律研究与滚动勘探开发

通过对渤东地区钻井、测井及地震资料进行系统、精细研究,认为该区沙三段为深水－半深水重力流水道沉积,砂体呈“条带状”或“透镜体”沿水道方向（北西向）展布,尔后发育的北东向断层将其切割后,既为渍气运移提供了通道,同时又对油气赵到测向封堵作用,从而形成了“切香肠式”岩性油藏、目倾尖来油藏、透镜体油藏等三种油藏类型。该类油藏的油气富集程度受储集层厚度、储集层物性、构造部位以及断层封堵性等因素的控制。由于渤     

沾化凹陷沙四段油气成藏动力学研究

沾化凹陷古近系沙河街组四段是济阳坳陷内重要的油气产层,但其油气成藏动力学研究仍处于起步阶段.从实测静温数据出发,分析了沾化凹陷现今温度场的分布特征;利用实测与计算的地层流体压力数据,对沾化凹陷沙四段现今压力场的纵、横向分布特征进行了剖析,阐述了沙四段油气分布与纵向压力场的耦合关系,指出岩性与异常压力的双重封堵是油气成藏的关键因素.应用盆地模拟技术,对沾化凹陷典型井古温压场的形成与演化进行了模拟.研究表明,古温压场演化过程与沾化凹陷整体的构造升降有关,古地温场决定烃源岩的热演化,古压力场决定烃源岩的生排烃与油气的运移聚集.以沾化凹陷构造的形成与演化为主线,恢复了沙四段油气的成藏动力学过程.     

沾化凹陷沙三下亚段成熟泥页岩纳米孔隙体积影响因素分析及意义

选取沾化凹陷始新世沙三下亚段(Es_3~下)不同埋深的成熟泥页岩(0.70%~0.93%Ro),并进行去有机质处理,通过对原样和处理样进行热解、XRD和低温氮气吸附法检测分析,以探讨成熟泥页岩纳米孔隙体积的影响因素。结果表明,成熟泥页岩纳米孔隙体积与TOC显示正相关性;去有机质后,有机质变化率和孔隙体积变化率呈正相关性,且去除的有机质含量亦与孔隙体积变化值呈现对应性;孔隙体积与伊/蒙间层、伊利石和石英呈正相关,与方解石负相关。结合已有研究成果,文章认为,成熟泥页岩的纳米孔隙主要为矿物基质孔和有机质-矿物边缘孔,矿物孔主要由伊/蒙间层、伊利石和石英贡献,方解石阻滞矿物孔隙的发育。泥页岩纳米孔隙是页岩油气赋存的主要储集空间,孔隙体积是泥页岩孔隙空间的一个量化参数,其对页岩油气含量的计算以及储量评估意义重大,弄清沾化凹陷沙三下亚段成熟泥页岩纳米孔隙体积的影响因素,可进一步认识处于生油窗的页岩油气的储集空间,为页岩油气的勘探和开发提供依据。     

济阳坳陷沾化凹陷罗家地区古近系沙河街组页岩储集特征分析*

利用岩石薄片和扫描电镜分析等测试技术, 可以将济阳坳陷罗家地区古近系沙河街组页岩段储集空间分为孔隙和裂缝两大类。孔隙又可以分为黏土矿物晶间孔、碳酸盐矿物晶间孔、黄铁矿晶间微孔、碎屑颗粒溶孔和砂质粒间微孔5个亚类;裂缝分为成岩裂缝和构造裂缝两大类, 成岩裂缝又可以分为层间裂缝和粒缘裂缝两类。裂缝与基质孔隙之间, 存在一个微米尺度的重合带, 反映了储集空间发育继承性的特点, 油气聚集在以层间裂缝为中心, 粒缘裂缝等次级裂缝和较大的碳酸盐晶间孔为骨架, 以各类晶间孔隙、黏土微孔和溶蚀孔隙为基质的储集空间网络中。储集空间发育与岩性关系密切, 纹层状泥质灰岩物性较好, 相应的页岩物性具有基质渗透率极低和裂缝导流能力较强的特点。     

页岩油的储层特征及其影响因素分析——以沾化凹陷罗家地区为例

为查明沾化凹陷罗家地区古近系沙河街组三段下亚段页岩油的储层特征及其影响要素,通过岩心、薄片、扫描电镜等多种资料综合分析,开展页岩油储层岩性、储层空间类型、影响因素及页岩油储层评价参数的研究。结果表明: 综合矿物成分和沉积构造2个因素,可将研究区页岩油储层岩性划分为7种类型; 不同岩性储集空间发育有较大差异,纹层状泥质灰岩和纹层状灰岩储集空间最为发育,纹层状灰质泥岩储集空间较发育,块状泥岩储集空间发育一般,块状泥质灰岩、块状灰质泥岩及纹层状粉砂岩储集空间发育较差; 研究区页岩油储层储集空间的发育主要受矿物成分、沉积构造、有机质含量和赋存方式以及成岩作用的影响。以此为基础,选取方解石含量、纹层状构造、总有机碳(Total Organic Carbon,TOC)含量、镜质体反射率(R_o)及孔隙度作为页岩油储层评价参数,将沾化凹陷罗家地区页岩油储层分为优质储层、有利储层和不利储层3类。     

湘中地区涟源凹陷石炭系测水组泥页岩储层特征

石炭系测水组是涟源凹陷重要的页岩气勘探层位,针对页岩气藏自生自储、低孔低渗的特征,进行测水组泥页岩储层特征研究是该区页岩气勘探与开发的关键问题.本文基于野外露头、钻探井及样品实验测试数据等资料,对测水组泥页岩储层分布、矿物组成、物性、含气性等特征进行了细致分析.测水组泥页岩在凹陷中部褶皱带厚度最大、埋深适合;泥页岩中脆性矿物含量超过70%,有利于天然裂缝的发育与后期的压裂改造.泥页岩内微孔隙与裂缝较为发育,孔径分布范围3.71~19.07 nm,以介孔为主,具有较大的孔比表面积,孔径与总孔隙体积随埋深增加呈减小趋势.储层孔隙度为1.0%~6.2%,平均为3.5%,渗透率变化较大,受裂缝发育程度的影响,为典型的低孔低渗非均质储层.受埋深较浅的影响,样品整体含气量较低,分布在0.16-0.49 m3/t,但等温吸附测试的吸附气量远大于解析气量,表明在合适的埋深下测水组仍具有较好的储气能力.综合评价认为,涟源凹陷测水组泥页岩具有形成优质页岩气储层的潜力.     

Effect of Shale Reservoir Characteristics on Shale Oil Movability in the Lower Third Member of the Shahejie Formation,Zhanhua Sag

To reveal the effect of shale reservoir characteristics on the movability of shale oil and its action mechanism in the lower third member of the Shahejie Formation(Es3l), samples with different features were selected and analyzed using N2 adsorption, high-pressure mercury injection capillary pressure(MICP), nuclear magnetic resonance(NMR), high-speed centrifugation, and displacement image techniques. The results show that shale pore structure characteristics control shale oil movability directly. Movable oil saturation has a positive relationship with pore volume for radius > 2 μm, as larger pores often have higher movable oil saturation, indicating that movable oil is present in relatively larger pores. The main reasons for this are as follows. The relatively smaller pores often have oil-wetting properties because of organic matter, which has an unfavorable effect on the flow of oil, while the relatively larger pores are often wetted by water, which is helpful to shale oil movability. The rich surface provided by the relatively smaller pores is beneficial to the adsorption of immovable oil. Meanwhile, the relatively larger pores create significant pore volume for movable oil. Moreover, the larger pores often have good pore connectivity. Pores and fractures are interconnected to form a complex fracture network, which provides a good permeability channel for shale oil flow. The smaller pores are mostly distributed separately;thus, they are not conducive to the flow of shale oil. The mineral composition and fabric macroscopically affect the movability of shale oil. Calcite plays an active role in shale oil movability by increasing the brittleness of shale and is more likely to form micro-cracks under the same stress background. Clay does not utilize shale oil flow because of its large specific surface area and its block effect. The bedding structure increases the large-scale storage space and improves the connectivity of pores at different scales, which is conducive to the movability of shale oil.     

Shale Lithofacies and Sedimentary Environment of the Third Member, Shahejie Formation, Zhanhua Sag, Eastern China

Researches into shale lithofacies, their sedimentary environments and relationship benefit understanding both of sedimentary cycle division and unconventional hydrocarbon exploration in lacustrine basins. Based on a 100~300-m-thick dark shale, mudstone and limestone encountered in the lower third member of the Eocene Shahejie Formation (Es3l member) in Zhanhua Sag, Bohai Bay Basin, eastern China, routine core analysis, thin sectioning, scanning electron microscopy (SEM), mineralogical and geochemical measurements were used to understand detailed facies characterization and paleoclimate in the member. This Es3l shale sediment includes three sedimentary cycles (C3, C2 and C1), from bottom to top, with complex sedimentary characters and spatial distribution. In terms of the composition, texture, bedding and thickness, six lithofacies are recognized in this succession. Some geochemical parameters, such as trace elements (Sr/Ba, Na/Al, V/Ni, V/(V + Ni), U/Th), carbon and oxygen isotopes (δ18O, δ13C), and total organic carbon content (TOC) indicate that the shales were deposited in a deep to semi-deep lake, with the water column being salty, stratified, enclosed and reductive. During cycles C3 and C2 of the middle-lower sections, the climate was arid, and the water was salty and stratified. Laminated and laminar mudstone–limestone was deposited with moderate organic matter (average TOC 1.8%) and good reservoir quality (average porosity 6.5%), which can be regarded as favorable reservoir. During the C1 cycle, a large amount of organic matter was input from outside the basin and this led to high productivity with a more humid climate. Massive calcareous mudstone was deposited, and this is characterized by high TOC (average 3.6%) and moderate porosity (average 4%), and provides favorable source rocks.     

沾化凹陷三合村洼陷古近系沙三下亚段物源体系分析

沾化凹陷三合村洼陷沙河街组沙三下亚段（Es3L）作为重要储集层段,勘探潜力巨大,精细刻画三合村洼陷沙三下亚 段物源体系对沉积体系重建、有利区带预测具重要意义。采用古地貌宏观区分物源区与沉积区,并精细刻画西南部与南部 物源通道（I~VI号）,运用岩心、岩屑组成特征明确沉积区沉积相类型及原始物质成分,通过地震属性与地层切片精细描绘 沉积区内“源-汇”配置及时空演化关系,从不同角度、不同层次对三合村洼陷古物源体系进行综合刻画。结果表明,洼 陷西南部斜坡区（约3°）物源来自陈家庄凸起西段（I、II号沟槽输导）,相对富砾,以碳酸盐岩岩屑为主;南部坡折区 （约8°）物源来自于陈家庄凸起东段（III~VI号沟谷输导）,相对富砂,发育单晶石英或多晶石英颗粒。平面上,沉积区扇 三角洲沉积体系规模与物源通道的宽深比及延伸距离呈正相关,垂向上,低位体系域（LST）形成扇体规模远大于高位体 系域（HST）扇体,且交汇区物源体系由南部向西南部迁移转化。     

东营凹陷沙河街组砂岩储层高岭石类型、特征及其成因

高岭石是东营凹陷沙河街组砂岩储层中常见的黏土矿物,对储层物性具有重要的影响,但目前对其特征及成因的研究较少。本文利用薄片分析、阴极发光、扫描电镜、X射线能谱等多种技术手段,结合东营凹陷构造演化、流体活动历史与成岩序列研究了东营凹陷高岭石的类型、特征及其成因。研究结果表明:东营凹陷沙河街组砂岩储层主要发育两类高岭石,第一类高岭石晶形发育良好,单偏光下呈鳞片-蠕虫状,扫描电镜下单晶呈假六方片状,晶体排列紧密,集合体呈蠕虫状或书页状,成分纯;第二类高岭石晶形发育不及第一期,单偏光下呈鳞片状,扫描电镜下可见晶层卷曲,晶体排列疏松,集合体呈手风琴状,其成分中除了Al、Si、O还含有少量Fe、Ca元素。高岭石主要为自生高岭石,是长石在有机质演化过程中产生的酸性流体作用下发生溶蚀作用的产物。但是,两类高岭石具有不同的形成时期、成因和形成环境,其中,第一类高岭石主要形成于东营末期,是沙四段上部烃源岩生烃和油气成藏时生成的有机酸溶蚀长石的产物;而第二类高岭石形成于馆陶期末和明化镇组大规模油气充注时期,此时,处于晚成岩A期,大量的蒙脱石向伊利石转化,酸性流体中含有较多的Fe2+、Ca2+等。     

沾化凹陷东部长堤地区沙河街组沙三段储层研究

综合运用地质、测井、地震及分析化验等资料,对沾化凹陷东部长堤地区沙河街组沙三段沉积体系及亚相微相类型进行了较为全面的研究,认为沙三段主要发育近岸水下扇沉积。其中,中扇亚相最为发育,并可细分为辫状水道、水道间和前缘过渡带3个微相;其次,根据粒度分析、物性特征、压汞分析、镜下观察、扫描电镜分析及测井资料数字处理成果等资料,对该区沙三段储集层的岩石类型、微观孔隙结构、成岩阶段、层内及平面非均质性等进行了综合研究,指出了该地区沙三段有利储集体及有利储集层位。     

沾化凹陷桩西地区沙二上亚段滩坝沉积规律及控制因素研究

随着我国油气勘探领域的不断深入,滩坝沉积体系已经成为我国陆相含油气盆地中的又一有利储层,其中滩坝沉积分布规律和影响因素是研究重点和难点。以高分辨率层序地层学理论为指导,通过岩心、录井和测井分析,对沾化凹陷沙二上亚段进行划分和对比。在识别和划分不同沉积相的基础上,着重对碎屑岩滩坝和生物滩进行精细研究,分析得出以下规律:①生物滩和砂滩分布于平坦、开阔环境中,单层厚度薄,分布面积广;②砂坝形成于有一定坡度和地形起伏的环境中,单层厚度大,分布局限。③潜山台地周缘滩坝沉积的主控因素为古地貌和基准面升降旋回。同时油气显示表明桩西潜山周围滩坝具有良好的储集性能和油气资源前景。     

歧口凹陷马东东地区沙一段下部沉积微相研究

在岩心观察的基础上,通过对歧口凹陷马东东地区沙河街组一段下部岩石类型及其组合、沉积构造、粒度特征、地震和测井资料的处理成果以及岩心物性的研究,提出了该区为深湖环境下的重力流沉积,包括水道微相、漫溢微相、水道间微相和湖盆泥微相。其中,以水道微相为主。重力流沉积物源方向稳定,主要来自于研究区的北东方向,水道位置总体摆动不大。重力流砂体呈带状展布,厚砂体发育区位于Gs24-26井区附近及其以南的马东南地区。水道微相在滨Ⅰ油组分布最广,但分叉较多,其余3个油组重力流水道均以水道下游会合为主。该区沉积微相类型与砂岩厚度有密切的对应关系,而砂体越厚孔隙度越大。水道微相的储层物性最好,也是最有利的油气富集微相单元。通过研究,掌握了研究区沙一下沉积微相的时空展布和变化规律及其与储层物性的关系。