珠江口盆地白云凹陷珠江组深水牵引流沉积特征及其地质意义

研究深水牵引流对古大洋环流重建、陆坡位置判断及沉积矿产和能源资源勘探具有重要意义。珠江口盆地白云凹陷中新统珠江组取心段发育丰富的、与远洋低密度浊流和半远洋-远洋悬移沉积有明显区别的深水牵引流沉积,产物包括平行层理细砂岩、双泥岩纹层、双向交错层粉-细粒砂岩、波状层理和脉状层理灰质粉-细粒砂岩、波状层理和脉状层理抱球虫灰岩、透镜状沙纹层理粉砂岩等岩石相类型。珠江组深水牵引流沉积的发现具有重要地质意义,由其可以推测自渐新世末(23.8 Ma)白云凹陷陆架坡折带形成之后就开始存在沿着陆架坡折带活动的深水牵引流,并可能影响和改变沉积物的物质组成和区域分布,这将为南海北部古大洋洋流循环重建起到重要启示作用。     

海上埕北306区块的储层特征

埕北306区块油藏馆陶组主要含油层系为馆下段地层,岩性为细中粒长石砂岩,馆下段储集层属辫状河正韵律沉积砂岩,砂体极其发育,但横向连通情况较复杂,且下部多具底水,因此,该油藏开发的关键是准确描述油层的分布。通过对油层的分类,使用微构造研究及测井约束反演的方法进行油层定量描述,落实了储量。     

南海北部湾盆地迈陈凹陷中南部古近系储层特征与控制因素——以区域探井Y井为例

北部湾盆地迈陈凹陷中南部Y井井壁取心分析、岩屑样品的薄片鉴定结果及地球物理测井综合评价表明,其钻遇的不同层位层段的储层类型主要以含泥质较高的砂岩、粉砂岩及泥质粉砂岩为主,少量砾岩,多属于近—中物源快速沉积充填、储集物性偏差的储集层类型,且成岩程度偏低(处在早成岩A或B期或中成岩A期),总体上属于岩性较细、泥质含量偏高、孔渗参数偏低的中孔中渗和低孔低渗及低孔特低渗型砂岩储层类型。其中,钻遇的渐新统涠洲组砂岩储层总体上偏细且泥质含量较高,砂岩有效孔隙度和渗透率偏低,属于储集物性较差储层;始新统流沙港组二段砂岩属于差—较好储层,储层孔隙类型以粒间孔为主,其次为粒间溶孔,还发育有少量或微量长石溶孔和粒内溶孔,具有一定的孔渗性;古新统长流组砂岩孔隙类型以粒间孔、粒间溶孔为主,发育少量长石溶孔及粒内溶孔,储层致密储集物性偏差。总之,本区储层发育主要受控于碎屑物物源供给远近与沉积相及成岩作用,但总体上储层成岩程度较低,加之溶蚀作用及胶结作用普遍,故严重影响了储层储集物性。     

鄂尔多斯盆地环江油田延长组长8段致密储层特征及主控因素分析

为揭示鄂尔多斯盆地环江油田延长组长8段致密砂岩储层特征及控制因素,通过岩心、薄片鉴定、扫描电镜、X衍射等资料研究了储层的岩石学特征、成岩作用、孔隙和物性特征,并讨论了致密砂岩的成因机理。结果表明:长8段岩石类型主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩,储集空间主要为粒间孔(包括残余粒间孔与粒间溶孔)、溶孔(长石溶孔与岩屑溶孔),储层孔隙度平均为9.6%;渗透率平均为0.67×10~(-3)μm~2。为典型的低孔——超低孔、超低渗的致密储层。储层物性受控于多种因素,其中沉积条件是不同砂岩物性差异的基础,沉积后持续快速的埋藏和较多的塑形颗粒共同导致强烈的压实和孔隙的大量损失,硅质和钙质胶结则充填压实剩余孔隙,加之伊利石对孔吼的堵塞,最终形成致密砂岩。     

苏北盐城天然气储层成岩作用研究

盐城凹陷天然气储层为成分成熟度很低的砂砾岩、砾状砂岩、砂岩和少量粉砂岩,砂岩类型主要为长石岩屑砂岩和少量岩屑长石砂岩。成岩矿物主要类型有粘土矿物、石英、钠长石、碳酸盐、硬石膏和石膏等。储层以次生孔隙发育为特点,以粒间孔隙和骨架颗粒溶孔最为发育,溶解作用发育程度与泥质岩在成岩过程中粘土矿物和有机质的演化关系极其密切。盐城天然气进入储层发生在始新世———新近纪,主要成藏期发生在4.5~10Ma。天然气储层成岩演化阶段处于晚成岩A亚期。储层性质明显地受到沉积相和成岩作用的影响。沉积物粒度较粗、厚度较大的河道砂的储集物性明显优于各种粒度较细、厚度较薄的席状砂体。     

鄂尔多斯盆地陕北地区延长组长7段致密油储层特征及其主控因素

鄂尔多斯盆地延长组石油资源丰富,储层致密,为了查明湖盆致密砂岩储层发育机理,综合利用岩心观察、铸体薄片鉴定、X射线衍射分析、扫描电镜观察、高压压汞测试等方法,对鄂尔多斯盆地陕北地区长7段致密油储层特征及其发育主控因素进行了分析。研究结果显示,研究区长7段长石含量高,主要发育长石砂岩和岩屑长石砂岩。致密砂岩储层孔隙类型以长石粒内溶蚀孔隙和粒间溶蚀孔隙为主,同时晶间微孔和微裂缝较为发育。研究区长7段时期主要为三角洲前缘与滨浅湖沉积环境,水动力较弱,发育砂岩中泥质含量较高。中等强度压实作用及早期的方解石胶结作用使原生孔隙消失殆尽,胶结作用进一步使孔隙减小。由于长石及黏土含量较高,其受溶蚀作用形成溶蚀孔隙,改善储层质量,同时也是研究区长7段致密砂岩储层发育的主要控制因素。     

盐家地区沙四上亚段储层成岩作用及孔隙演化

盐家地区位于东营凹陷北部陡坡带,沙四上亚段形成了近岸水下扇沉积体系.本次研究利用扫描电镜、铸体薄片等方法.结合X-射线衍射分析化验资料,着重对成岩作用以及孔隙演化等方面做了研究.该区储层岩石类型主要为岩屑长石砂岩,成分成熟度和结构成熟度低;对储层有显著影响的成岩作用主要有机械压实作用,胶结作用,以及长石、岩屑等不稳定碎屑的溶蚀作用;通过有机质热演化、黏土矿物的含量变化及相互转化、石英加大程度以及溶蚀作用等的分析,可以推知盐家地区沙四上亚段储层处于中成岩阶段A期;2个次生孔隙发育带的形成分别与长石溶解与碳酸盐溶解有关.     

深水重力流沉积类型与储集性能研究——以鄂尔多斯盆地西缘奥陶系拉什仲组为例

深水重力流的沉积类型及储集性能一直是沉积学领域研究的重点。此次研究以野外露头为基础,结合室内薄片分析,对鄂尔多斯盆地西缘奥陶系拉什仲组深水重力流沉积类型与储集性能进行了详细研究。拉什仲组以灰绿色砂岩及灰黑色泥岩为主,另见少量的粉砂岩和砾岩。槽模、交错层理、粒序层理及包卷层理等发育。通过岩性、沉积构造、古生物等分析,认为拉什仲组沉积环境为深水,沉积相主要为海底扇,水道和朵叶微相较为发育。水道可进一步分为复合型、垂向加积型、迁移型。复合型水道岩性以砂岩为主,粒度较粗,水道内部发育次级水道。垂向加积型水道岩性为细砂岩和粉砂岩,以垂向加积沉积为主。迁移型水道定向迁移特征明显,侧积体发育。从下至上,砂岩含量先减少,再增加,大致反映相对海平面升—降旋回,海底扇总体呈退积沉积序列。孔隙度及渗透率测试结果表明,复合型水道储集潜力最好,朵叶和迁移型水道次之。     

冀中坳陷深县凹陷东营组砂岩储层特征及影响因素

冀中坳陷深县凹陷东营组砂岩储层岩石类型以长石岩屑砂岩或岩屑长石砂岩为主,岩石成分成熟度和结构成熟度均较低,反映了近物源和多物源的特征。通过对研究区的岩心化验分析资料、薄片和扫描电镜资料的分析,认为深县凹陷东营组储集空间类型主要包括原生孔隙和次生孔隙两类,其中以原生的粒间孔隙为主。研究区岩性孔渗资料的统计结果表明,储层的物性较好,基本为中高孔中渗型储层,根据深县凹陷储层评价标准,可以将深县凹陷储层分为4类,东营组储层主要是Ⅰ类和Ⅱ类储层。深县凹陷东营组主要为辫状河流相沉积,其沉积作用直接决定着储集砂体的类型、展布范围以及后期成岩改造作用。而储层储集性能主要受原始沉积作用及后期成岩作用共同控制,控制储层孔隙演化的成岩作用主要为机械压实作用和胶结作用。     

渤海海域A油田沙二段低渗储层特征及控制因素

渐新统沙河街组二段为渤海海域A油田的主力低渗产油层,弄清储层的物性特征及其控制因素对该区有利区带的优选及后期调整方案的制定具有重要指导意义。利用6口取心井的岩矿分析、薄片鉴定、扫描电镜、粒度、常规物性等分析化验资料,在厘清沙二段储层特征的基础上,从沉积、成岩、构造3个方面对沙二段低渗储层物性的控制因素进行了系统研究。研究区沙二段储层以岩屑长石砂岩为主,具有中等成分成熟度、中等胶结物含量的特征,储集空间以混合孔隙为主,储层为中孔—低渗储集性能。原始沉积条件中储层粒径、分选、泥质含量等控制了沙二段储层物性的好坏;成岩作用中压实和碳酸盐胶结是沙二段储层低渗的主要原因,有机酸溶蚀对储层物性有一定的改善作用;构造活动对沙二段储层物性的改善作用较弱。该研究成果为该区沙二段相对高渗区块的优选及调整井的部署提供了依据。     

西湖凹陷西斜坡平湖组储层特征及致密化过程分析

综合应用铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、恒速压汞、流体包裹体和X衍射等分析技术，对储层岩石学、孔喉结构和成岩作用类型及特征进行深入研究，探讨储层致密化过程和物性演化。结果表明：平湖组储层砂岩类型主要为长石岩屑质石英砂岩，以细-中粒结构为主，分选性中到好；孔隙类型以溶蚀粒间孔为主，孔隙半径主要集中于130～190μm，喉道半径主要集中于0.2～10μm；埋藏压实是导致平湖组储层低渗-特低渗的主因，埋深、粒度及泥质决定了压实作用的强弱，而后期次生溶蚀及胶结作用的差异加剧了储层的非均值性。中成岩A期平湖组储层次生溶蚀规模受限于流体环境，细粒沉积不利于后期溶蚀是造成储层致密化的主因；进入中成岩B期，成岩环境呈碱性且逐渐封闭，大量含铁碳酸盐、呈丝状或弯曲片状伊利石等富集堵塞喉道，致使储层大规模致密。     

珠江口盆地陆丰凹陷古近系储层特征及优质储层主控因素

随着珠江口盆地勘探层系由浅层转向深层,古近系已成为陆丰凹陷油气“增储上产”的重要层系,但储层尚存在非均质性较强、产能释放难度大等问题,严重制约油气勘探进程。综合运用陆丰凹陷36口古近系钻井的铸体薄片、扫描电镜、物性分析、X衍射等分析化验数据,对文昌组和恩平组开展储层特征、成岩作用和优质储层主控因素研究。结果表明,陆丰凹陷古近系储层具有高石英、低长石和低岩屑含量的特征,文昌组主要发育岩屑石英砂岩,为特低-低孔隙度、超低-低渗透率储层,平均孔隙度为11.15%,平均渗透率10.93×10^-3μm²;恩平组主要发育长石石英砂岩,为低-中孔隙度、特低-中渗透率储层,平均孔隙度为15.23%,平均渗透率为139.53×10^-3μm²;储层孔隙类型以原生粒间孔为主,其次为粒间溶孔和粒内溶孔,但文昌组溶蚀孔占比高。古近系储层主要处于中成岩阶段A期,压实作用对减孔起决定性作用,胶结作用降低储层物性,溶蚀作用进一步改善储层物性。陆丰凹陷古近系优质储层形成条件包括：(1)母岩区石英含量高,搬运距离较远,高成分和结构成熟...     

西湖凹陷西部斜坡带储层成岩作用及孔隙演化

以大量岩心观察为基础,结合室内电镜扫描和物性特征分析,对西部斜坡带储层成岩序列与孔隙演化进行了研究,认为储层岩石类型主要为长石岩屑砂岩及岩屑长石砂岩,储集空间以粒间溶孔和粒内溶孔为主,属中孔中渗一低孔低渗型储层。成岩作用及孔隙演化对储层物性有重要影响,该区主要经历了压实、胶结、溶解以及交代等多种成岩作用,其中压实作用和交代作用对储层起破坏作用,溶解作用对储层改善起建设性作用。成岩阶段可划分为早成岩A期、B期和晚成岩A1期、A2期及B期,目前储层处于晚成岩A2期,原生孔隙大部分被破坏,次生孔隙发育,并在2900～3200m和3600。4000m处形成两个次生孔隙发育带。     

厄瓜多尔Oriente盆地南部区块沉积特征

通过构造演化和地层发育特征分析,将厄瓜多尔Oriente盆地南部区块Napo组划分为4个层序。根据岩心中的潮汐层理、羽状交错层理、冲洗交错层理、具有大量贝壳等特征,识别研究区具有潮坪沉积环境。针对其沉积坡度缓,碎屑岩和碳酸盐岩互层沉积的特点,建立了缓坡混积陆棚边缘的沉积相模式,认为Oriente盆地南部区块Napo组发育有海岸平原、潮坪、局限台地和混积陆棚相。相序的垂向组合和平面迁移受海平面升降的控制,指出潮坪砂岩主要出现在各层序的陆架边缘体系域,水下浅滩砂岩出现在海侵体系域。从沉积角度看,潮汐水道砂体是最好的储层砂体。     

声电成像测井在北黄海盆地中生界油气勘探中的应用

北黄海盆地是海域油气勘探新区,经历了多期次的构造演化,地质条件复杂、勘探难度大.利用声电成像测井资料对该盆地东部坳陷某区块的岩性、层理类型、裂缝、古水流及地应力方向进行了分析研究.结果表明：区内中生界岩性主要为砂砾岩、细砂岩、粉砂岩和泥岩;泥岩段水平层理发育,砂岩段则多见楔状交错层理、板状交错层理、小型波状层理;下白垩统、侏罗系的古水流方向在不同并区差异小,总体上呈东偏南向;中生界裂缝不甚发育,多数集中在侏罗系,倾角普遍较大,主要分布于泥岩或泥质粉砂岩,多属无效缝;地应力分析结果指示,研究区最大水平主应力为近东西向.上述研究为该区进一步勘探部署提供了可靠的基础资料.     

准噶尔盆地石西地区西山窑组沉积微相及砂体展布模式

岩心观察结果及分析化验资料显示,在石西地区西山窑组沉积物中,砂岩成熟度较低,砂、砾岩中炭屑及炭化植物枝干较多,沉积构造以平行层理、交错层理为主,并识别出了双向交错层理.结合石西地区测井资料及岩心资料,对石西地区西山窑组沉积体系展开研究.研究表明,该区属于曲流河三角洲相沉积,发育3种亚相和10种微相:曲流河三角洲平原分流...     

南海西北部莺歌海盆地HBJM39-1气田储层岩相划分与微相识别

以HBJM39-1-1、HBJM39-1-2A、HBJM39-1-3和HBJM39-1-4等4口井的取心资料为基础,结合层序地层学解释,深入分析了莺歌海盆地HBJM39-1气田储层的岩相沉积特征.研究表明,HBJM39-1气田储层岩相具有颜色深、粒度细、水动力条件弱、生物扰动强且发育风暴沉积等特点.通过地震地质解释、盆地古地貌以及岩心描述等分析研究证实,HBJM39-1气田储层形成于相对较深的沉积水体环境.莺歌海盆地上新世主要发育滨浅海相沉积,但根据古水体环境、生物遗迹相、岩相以及测井相等资料揭示,上新世莺一段至第四系乐东三段尚发育滨外亚相,不发育前滨及以上亚相沉积.同时,为了进行储层非均质性研究,以“泥”、“砂”截然不同的渗流、渗流屏障作用为主线,亦对滨外亚相等进行了进一步细分和较深入研究.     

涠洲11-1油田角尾组低阻油藏成因机理及测井评价方法

涠洲11-1油田角尾组二段油层普遍具有低电阻率特征,在复杂的地质条件下使得低阻油层与水层的识别难度增大,为此,利用岩心分析化验、录井、测井、构造及试油等资料,从宏观和微观地质因素入手,对该区低阻油层成因机制进行了系统深入的剖析。结果表明,角尾组低阻油层的主要宏观地质成因是构造和沉积特征,它们共同为涠洲11-1地区低阻油层的形成和分布创造了条件;微观低阻成因是在水动力条件较弱的滨海沉积环境下发育的岩性粒度细、泥质含量高、黏土矿物附加导电性以及低幅度构造背景下的高束缚水饱和度所致。在此基础上,结合成因提出了改进后的自然伽马相对值与视地层水电阻率的交会图、改进后的自然电位相对值与深感应电阻率的交会图以及束缚水饱和度—视地层水电阻率的交会图来综合识别低阻油层,结果表明,该方法显著提高了低阻油层的识别能力,展示出良好的应用前景。     

琼东南盆地深水区中央峡谷黄流组储层特征及主控因素

在利用钻井和岩心资料基础上,结合铸体薄片、常规物性、压汞实验等分析测试手段,对琼东南盆地深水区中央峡谷黄流组储层特征及其影响因素进行了分析。研究表明,中央峡谷黄流组砂岩以岩屑石英砂岩为主,砂岩粒级较细且分选好,成熟度较高。原生粒间孔为主要孔隙类型,孔隙结构普遍为中孔细喉型。储层物性总体表现为中孔-特高孔、中渗-特高渗的特征。沉积微相和成岩作用是影响黄流组储层物性的主要因素,深水浊流沉积的水道砂岩是发育优质储层的前提,同时中央峡谷特殊的水深和温压条件是影响储层成岩作用的重要因素。海水深度大,而实际地层埋深浅,储层总体处于低温常压环境中,以致成岩作用程度普遍不强,但中央峡谷黄流组储层物性的内在差异仍主要受控于压实作用,中央峡谷自西向东,水深增加,实际地层埋深变浅,压实作用减弱,储层孔隙度和渗透率较好,总体上峡谷东部气层含气饱和度也较西部高。     

北黄海中生代残留盆地砂岩成岩作用及其对孔隙的影响

北黄海盆地中生界为残留盆地,油气勘探难度大、程度低,勘探工作主要集中于盆地东部.根据砂岩铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射、阴极发光、流体包裹体测温等多种分析测试手段,对中生界储层砂体的岩石学特征、成岩作用及对孔隙的影响进行了研究.结果表明,该区中生界砂岩岩性以长石砂岩、长石岩屑砂岩为主,成岩作用主要有压实作用、胶结作用、...