北部湾盆地乌石凹陷东区流三段沉积体系发育特征及控制因素分析

北部湾盆地是南海北部最主要的含油气盆地之一,其中乌石凹陷东区流三段是主要的油气勘探目的层。该地层受控于复杂断裂体系,因此,其沉积模式及沉积微相展布一直是制约该区油气勘探突破的关键。通过岩心-钻井-地震资料的综合研究,深入分析了该区断层活动性及其空间展布、沉积物源体系及其沉积微相空间展布特征等,继而探讨了构造-沉积相互制约关系。研究结果表明:流三段沉积时期该区为非典型浅水三角洲沉积环境,物源来自于企西隆起,总体表现为近物源、分选差、相变快、断块分隔性较强的牵引流沉积特征,沉积微相以水下分流河道沉积为主;沉积体的空间展布主要受控于流三段沉积时期发育的6条NE向、EW向正断裂,断裂活动强度差异控制了该区沟谷相间的古地貌特征、物源水系的分布及物源推进距离,导致浅水三角洲内各分支水道差异性明显;其中乌石F₃、F₄两条断裂控制的断沟地势平缓,水下分流河道推进较远,是该区勘探的重要方向之一。      

乌石凹陷流沙港组储层特征与有利储层分布

乌石凹陷东区主要储层流二段、流三段分别发育三角洲和扇三角洲相沉积储层,储层物性包括高渗、中渗及低渗,非均质性强,产能差异大.采用常规物性、测井解释、岩石薄片与镜质体反射率、全岩/黏土X线衍射等方法,分析储层特征,根据沉积作用、成岩作用等探讨流二段、流三段储层非均质性主控因素.结果表明,沉积相带及分选性差异是流三段储层非均质性主控因素,较远源区分选性好的水下分流河道发育有利储层;沉积相带及压实作用是流二段储层非均质性主控因素,北部弱压实区为最有利储层,其次为中部的中等压实区,第三为南部的近强压实区.该结果为乌石凹陷流沙港组整体评价与目标优选提供地质依据.     

南堡凹陷天然气成藏模式及其主控因素

为研究南堡凹陷天然气成藏分布规律,在天然气藏类型及分布特征研究的基础上,分析天然气分布与成藏条件之间空间匹配关系,研究南堡凹陷天然气成藏模式及其主控因素.结果表明:南堡凹陷天然气存在4种成藏模式:源内断裂输导中—浅层断层圈闭天然气成藏模式,天然气聚集层位受输导断裂与馆陶组三段火山岩盖层配置和储层发育共同控制;源内断裂输导中—深层断层圈闭天然气成藏模式,天然气聚集层位受输导断裂与东营组二段泥岩盖层配置控制;源内断裂输导深—浅层断层圈闭天然气成藏模式,天然气聚集层位受储层发育和源岩供给程度共同控制;源外边部断裂输导深层断层圈闭天然气成藏模式,天然气聚集层位受储层发育和源岩供给程度共同控制.该结论对指导南堡凹陷天然气勘探具有指导意义.     

北部湾盆地涠西南凹陷石油地质条件及油气运移分布规律探讨

本文对北部湾盆地涠西南凹陷的地层、沉积环境、圈闭特征及其形成作了概括的归纳,并在论证生、储、盖条件的基础上,提出了油气运移、分布规律:油气藏沿大断裂分布,受成熟生油岩制约;②号大断裂对油气的分区运移起控制作用;油气以侧向运移为主。据此,可预测北部湾盆地的其它凹陷油气运聚规律。     

三塘湖盆地马朗凹陷上石炭统卡拉岗组中基性火山岩储层地质特征及主控因素

利用岩心观察、元素地球化学、岩石薄片与铸体薄片鉴定、成像测井等方法,结合储层物性、含油性及地震资料等,研究马朗凹陷上石炭统卡拉岗组中基性火山岩储层地质特征与主控因素。结果表明：卡拉岗组火山岩储层岩石成岩古地理环境为陆上喷发陆上地表强氧化环境和频繁水(湖)陆过渡弱氧化环境,岩石整体蚀变较强,尤其是蚀变形成的沸石(浊沸石、钠沸石)、方解石类矿物发育层段,是较好的储集层;线状裂隙群控制的脉动式或缓慢溢流喷发机理形成火山机构内部多相带与复杂岩性组合,限制火山岩储层发育的有效性。火山岩储层物性受埋深影响不大,有利储层分布于距离风化顶面18～63 m;风化淋滤及蚀变作用对火山岩储层改善明显,遭受较强风化淋滤及蚀变作用改造的熔岩相和爆发相岩石平均孔隙度高于油层有效孔隙度下限6.00%,为有效储层;受断层、裂缝和喷发间断不整合或构造不整合面控制,有利储集层分布在主断层影响的1.5 km半径范围内,以及卡拉岗组顶界不整合面以下270 m范围内。该结果为研究区石炭系火山岩储层地质研究及火山岩储层综合评价与勘探提供参考。     

鄂尔多斯盆地石盒子组-山西组致密储层形成主控因素与发育模式：以彬长地区为例

明确致密储层“甜点”的分布是致密储层油气勘探的重点。通过岩心观察、薄片鉴定、X射线衍射、包裹体均一温度测定、常规物性分析等手段,对鄂尔多斯盆地南部彬长地区上古生界致密砂岩沉积特征、储层特征、成岩作用进行了详细研究,明确了储层形成的主要控制因素并建立了优质储层的发育模式。结果表明：沉积相是储层形成的基础,辫状河三角洲平原分流河道心滩微相岩石粒度粗,孔隙结构为小孔-中细喉型,储层物性相对较好;曲流河三角洲前缘水下分流河道及河口坝微相岩石粒度细,孔喉结构为微孔-微喉型,储层物性相对较差。成岩作用对优质储层的发育与分布具有重要控制作用。间歇性火山凝灰质在酸性地层蚀变为高岭石,而在碱性地层蚀变为绿泥石套膜,抑制了石英次生加大和方解石胶结,保护了储集空间。石英次生加大主要为泥岩转化形成的SiO₂渗滤到砂岩中形成的,中晚期方解石充填长石、岩屑溶孔为方解石顶底板胶结的主要原因。晚期构造改造形成的微裂缝无方解石胶结,改善了储层物性,对气藏起调整作用。彬长地区在3 750 m和3 900 m埋深段附近为2个溶蚀孔发育带。最优储层为溶蚀孔发育带内火山凝灰质转化形成的富含绿泥石套膜的中-...     

鄂尔多斯盆地富县地区长7油层组致密砂岩成岩作用及孔隙演化

致密砂岩油是非常规油气勘探的热点领域。以鄂尔多斯盆地东南部富县地区长7油层组为研究对象,利用铸体薄片、扫描电镜、常规物性、X线衍射和稳定同位素等方法,分析致密砂岩的成岩作用,并对孔隙度演化进行半定量恢复。结果表明:长7油层组致密砂岩储层处于中成岩阶段A期,经历机械压实、绿泥石包膜、泥微晶方解石和亮晶方解石胶结、有机酸溶蚀、高岭石及蒙皂石向伊/蒙混层转化、少量微晶石英和石英次生加大等成岩作用。物性演化主要受机械压实、亮晶方解石胶结和有机酸溶蚀等成岩作用影响,但不同成岩作用在不同成岩时期所起作用存在差异。砂岩储层大致经历早成岩阶段A期(T_3—J_1末)、早成岩阶段B期(J_1末—K_1早)、中成岩阶段A期快速埋藏(K_1早—K_2早期)和中成岩阶段A期缓慢抬升等4个孔隙演化阶段,孔隙度从35.0%的原始孔隙度一直演化至现今6.6%。该研究结果对鄂尔多斯盆地东南部富县地区油气勘探有指导意义。     

文昌A凹陷珠海组低渗储层主控因素分析

文昌A凹陷珠海组属于低—特低渗储层,由于低渗储层砂岩致密、孔隙结构复杂,制约了油气田的产能及采收率的提高。通过应用测井资料、扫描电镜、粒度、压汞等分析化验资料,对文昌A凹陷珠海组低渗储层主控因素进行了综合研究。研究结果表明:储层孔隙以原生剩余粒间孔为主,次生溶孔次之,压实作用损失孔隙15.7%～23.6%,胶结作用损失孔隙4.2%～14.9%,成岩压实和胶结作用是储层低渗特征的主控因素。沉积作用控制着储层的厚度、砂岩粒度和泥质含量,决定着储层原生孔隙大小,是控制储层低渗成因的基本因素。而溶蚀作用不是广泛发育,是低渗储层形成的一个重要原因。     

准噶尔盆地腹部深层八道湾组致密储层特征及主控因素

综合利用岩心、测井、薄片、扫描电镜及分析化验等资料,分析准噶尔盆地莫索湾—莫北地区侏罗系下统八道湾组致密储层宏观、微观特征及质量主控因素。结果表明:该储层为典型深层低—特低孔、低—特低渗致密碎屑岩储层;砂体主要为浅水三角洲型前缘水下分流河道细粒、中—细粒岩屑类砂岩,成分成熟度和胶结物体积分数低,岩屑和塑性岩屑体积分数高;成岩作用主要包括破坏性压溶作用、胶结作用及建设性溶蚀作用。孔隙垂向上主要位于混合孔—孔隙稳定和次生孔—孔隙增加两个变化带;孔喉为中—细孔—细喉型,大小、分布、连通性及渗流能力较差。储层质量(物性)主控因素为沉积相带、成岩作用和异常压力,共同决定储层原始和现今物性。该研究结果为深化盆地深层致密油气储层勘探开发提供依据。     

伦坡拉盆地始新统牛堡组湖相白云岩储层特征及主控因素

西藏伦坡拉盆地中北部始新统牛堡组发现湖相白云岩,具有良好的油气勘探潜力,但勘探程度相对较低,白云岩储层特征研究薄弱。基于野外剖面和岩心观察、普通薄片和铸体薄片鉴定,采用物性及X线衍射等测试方法,分析伦坡拉盆地始新统牛堡组湖相白云岩储层特征和主控因素,结合沉积相展布进行白云岩储层分布预测。结果表明:研究区牛堡组白云岩中白云石质量分数差异明显,整体不纯,岩石类型包括凝灰质白云岩、含铁质泥晶白云岩、泥质白云岩、白云质泥岩和含陆源碎屑白云岩等;储集空间类型主要为晶间孔、溶蚀孔和裂缝等;储层以低孔低渗(孔隙度为10.00%～15.00%,渗透率为(0.1～1.564 6)×10~(-3)μm~2)和特低孔特低渗(孔隙度为0.73%～10.00%,渗透率为(0.001 9～0.1)×10~(-3)μm~2)为主,少量中孔低渗(孔隙度为15.00%～16.72%,渗透率为(0.1～1.564 6)×10~(-3)μm~2)。白云岩储层受岩性和沉积微相控制明显,白云石质量分数越高,储层物性越好,中低能云质滩和泥云坪物性较好。研究区白云岩储层主要发育于牛二段中亚段和牛三段上亚段,盆地隆起和东部为湖相白云岩储层的主要发育区。该结果为拓展研究区的油气勘探提供参考。     

川东北元坝西部须家河组致密砂岩裂缝发育特征及控制因素

川东北元坝西部上三叠统须家河组受晚期构造活动影响小,裂缝发育程度较中东部低,前人对其重视不够,裂缝发育控制因素不清楚。通过岩心观察、薄片鉴定、测井解释、裂缝充填物包裹体分析等多种技术手段,对元坝西部须家河组致密砂岩裂缝发育特征及控制因素开展了系统研究,明确了裂缝类型和特征参数,建立了裂缝发育模式。结果表明：(1)元坝西部须家河组以低角度剪切缝和成岩收缩缝为主;须三段裂缝多为方解石充填,须二段裂缝以泥质充填为主。(2)元坝西部须家河组裂缝可划分为3期,分别对应晚侏罗世、早白垩世晚期和晚喜山期,前2期裂缝全充填-半充填,第三期未充填。(3)研究区裂缝发育程度受地层变形强度、至断裂距离、单层砂岩厚度和砂岩类型的控制。九龙山背斜枢纽部位和东南翼地层曲率较大部位以褶皱相关裂缝为主,在东南翼断裂附近以断层相关裂缝为主,2类裂缝区为开发评价有利区。须三段砾岩区发育由砾缘缝和穿砾平缝组合而成的、开度小、未充填的网状缝,须二段石英砂岩发育沿层理破裂的低角度剪切缝及微裂缝,也是元坝西部须家河组气藏下一步开发评价需关注的有利区。     

缅甸安达曼海弧后坳陷天然气成藏要素及成藏模式

缅甸安达曼海已成为中国石油企业的重要海外探区之一。受印度板块向欧亚板块和西缅甸微地块多期斜向俯冲的影响,该区先后经历了被动陆缘、过渡型陆缘及主动陆缘的演化阶段,盆地属性与油气成藏特征极为复杂。通过系统梳理安达曼海弧后坳陷的烃源岩、储盖层、圈闭、输导体系与油气生-运-聚匹配史等成藏要素,总结出该区油气成藏主控因素。结果表明:本区发育渐新统—下中新统、中中新统与上新统3套泥质烃源岩,前二者为成熟烃源岩,后者为生物气源岩;岛弧带上碳酸盐岩礁体与斜坡带上砂体的储集条件良好;斜坡带继承性古隆起之上的断背斜圈闭容积大;高角度张性断裂与连通性砂体分别构成以垂向、侧向为主的输导体系。结合油气成因、运移方式与圈闭类型的主要特征,建立了2种成藏模式:①中央凹陷带浅层生物气或混源气垂向运移断块圈闭成藏模式;②东部斜坡带、西部斜坡和岛弧带热解气侧向运移断背斜-岩性圈闭成藏模式。西部斜坡及岛弧带上的碳酸盐岩礁体和东部斜坡带继承性古隆起之上的大型断背斜是有利勘探目标。     

北部湾盆地乌石凹陷东区流三段物源分析及其对储层物性的控制

摘 要:北部湾盆地乌石凹陷东区流三段储层厚度大、物性较差,其储层及其物性展布和物源密切相关。以沉积学、构造地质学为理论指导,利用分析化验资料、钻测井资料和地震资料,从古地貌、岩性特征、古水流方向、岩石成分成熟度、重矿分析和地震反射特征等方面进行了综合分析研究,明确了研究区流三段物源来自北东方向。同时还发现物源对研究区粗粒度扇三角洲储层物性起到了很大的控制作用:近物源端储层杂基含量高,分选磨圆差,储层物性差远;物源端储层杂基含量低,分选磨圆较好,储层物性较好;最远端储层粒度较细,泥质含量高,物性较差,因此远物源端是研究区的“甜点”发育区。      

涠西南凹陷11-7区块流沙港组沉积体系构成及演化特征

基于岩心、测井、录井和化验分析资料对研究区流沙港组储层的沉积体系进行了分析。研究结果表明,流三段岩性发育
砂砾岩、含砾砂岩,分选、磨圆较差,同时,氧化色的泥岩发育显示滨浅湖的环境,沉积构造和粒度资料均显示发育碎屑流沉积,反
映出近源快速堆积的扇三角洲沉积特征;流二段发育厚层泥岩,为半深湖-深湖环境;流一段以辫状河三角洲沉积为主体,岩性粒
度较流三段稍偏细,前缘水下分流河道水动力较强,发育板状交错层理、槽状交错层理和平行层理以及波状层理等牵引流沉积构
造,同时前缘地带沉积物中发育丰富的重力流、浊流沉积物。流沙港组的湖盆沉积体系经历了一个扩张、鼎盛到萎缩的过程。流
三段沉积期为湖盆早期的扩张时期,流二段的巨厚层状的泥岩沉积时期为湖盆扩张的鼎盛时期,随后湖盆又开始逐渐萎缩进入流
一段沉积时期,在此过程中,沉积体系主体从扇三角洲演变至半深湖、深湖和辫状河三角洲。      

四川盆地东南缘富页岩气构造类型及保存主控因素

四川盆地东南缘富页岩气构造类型丰富、保存主控因素复杂。分析川东南地区富页岩气构造结构、变形特征及分布规律,构建垂向断层封闭和横向页理封闭三维模式,研究富页岩气构造保存主控因素。结果表明:川东南地区发育正向构造、负向构造及断层遮挡斜坡等富页岩气构造,自盆外、盆缘内侧至盆内呈现紧闭向斜、宽缓向斜、正向构造、断层遮挡斜坡、低幅隐伏背斜的变化规律。箱状背斜页岩气保存主控因素为断层封闭性;圆弧状背斜保存主控因素为背斜曲率;非倒转向斜页岩气保存主控因素为目的层埋深和岩层倾角;倒转向斜、断层改造向斜和断层遮挡斜坡三类富页岩气构造类型的保存主控因素为断层封闭性、目的层埋深和岩层倾角。川东南地区盆缘内侧正向构造为有利富页岩气构造类型。     

渤南洼陷不同来源原油分布规律及主要控制因素

为揭示渤南洼陷沙三段、沙四段烃源岩来源原油的分布规律及主要控制因素,通过族组分分离、气相色谱（GC）、气相色谱-质谱（GC-MS）等测试分析原油和烃源岩地球化学特征,进行原油成因分类,确定不同来源原油的分布规律,进而探讨影响油气分布的主要因素。研究表明,沙三段、沙四段烃源岩对原油的贡献程度不同。依据生物标志化合物指标将原油划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ 3类,其中Ⅱ类油细分为Ⅱ₁和Ⅱ₂ 2个亚类。油源对比结果表明:Ⅰ类油来源于沙三段烃源岩,主要分布在洼陷中心;Ⅱ₁类油来源于沙四段膏岩层间的泥岩,Ⅱ₂类油来源于沙四段盐层下部的泥岩,此类油主要分布在洼陷边缘部位;Ⅲ类油为混合来源,且以沙三源为主,其分布与断层的展布有关。结合洼陷地质特征分析,认为断层及沙四段上部存在的膏盐岩是影响不同来源原油分布的主要因素。