柴达木盆地跃进地区下干柴沟组上段藻丘灰岩储层特征

柴达木盆地跃进地区下干柴沟组上段 (E3 2 )为一套碳酸盐岩与泥岩互层或夹层的地层。研究揭示这套碳酸盐岩形成于滨浅湖环境,岩石类型有陆屑泥晶灰岩、藻团块灰岩、藻泥晶灰岩、颗粒灰岩、藻纹层灰岩及藻叠层灰岩。其中,藻纹层灰岩及藻叠层灰岩 (藻丘 )储集物性极佳并含油,混合水白云化及大气淡水淋溶是该套储层形成的主要原因。特大孔 +(微 )细喉组合、大孔 +(微 )细喉组合是主要的孔喉组合类型。自然电位高负值、视电阻率极高值、过井地震剖面强反射特征是追踪这套含油藻丘灰岩时空展布的重要依据。上述研究成果对跃进地区的油气勘探和开发均具重要意义。     

柴达木盆地西部地区新近系藻灰岩沉积特征及形成机制

柴达木盆地西部地区（简称“柴西地区”）新近系主要为陆源沉积岩,湖相碳酸盐岩亦广泛发育,其中藻灰岩的储集性和含油性最好。为进一步探究柴西地区新近系藻灰岩沉积特征及形成机制,主要通过详细的岩心和岩石薄片观察分析,对油泉子、黄瓜峁、南翼山、大风山等地新近系的藻灰岩进行研究。研究表明:1）柴西地区新近系藻灰岩主要有层纹石灰岩、叠层石灰岩和凝块石灰岩3种类型,以凝块石灰岩最发育。层纹石灰岩中纹层呈较连续且相互平行的水平纹层状,单个纹层最大厚度一般不超过0.5 m;叠层石灰岩主要有柱状叠层石灰岩和锥状叠层石灰岩2种类型,柱状叠层石在岩心上呈高宽比较小的灌木状,锥状叠层石则呈倾斜于地层面的指型密集簇状,叠层石最大单层厚度仅为0.25 m;凝块石灰岩在岩心上表现为表面粗糙的团块状,显微镜下藻凝块内部显微组构为不均匀的云雾状和海绵状。此外,有较多叠层石灰岩和凝块石灰岩呈不规则的砾屑状产出,且发育有明显的同生变形沉积构造。2）柴西地区新近系层纹石灰岩均为原地沉积,而叠层石灰岩和凝块石灰岩除原地沉积外,以原地垮塌沉积为主,以近原地滑塌沉积为次。3）柴西地区新近系藻灰岩同生改造有2个主要控制因素,一是藻灰岩与其基底灰质泥岩岩性硬度的差异,二是以底流为主、波浪为辅的水动力,次要因素为地震的振动、浅湖斜坡的坡度以及叠层石和藻凝块的倾斜生长等。     

柴达木盆地西部地区第三系湖相藻(蓝细菌)灰岩储层成因类型

柴达木盆地西部地区第三系湖相藻(蓝细菌)灰岩储层的成因类型主要包括两类:滨湖亚相的藻(蓝细菌)坪灰岩和浅湖亚相的藻(蓝细菌)丘灰岩。滨湖亚相的藻(蓝细菌)坪灰岩和浅湖亚相的藻(蓝细菌)丘灰岩具有完全不同的沉积特征、岩石类型和储层特征。柴达木盆地第三系藻(蓝细菌)灰岩储层分布较广,是柴达木盆地第三系碳酸盐岩储层中最重要的油气储层。目前柴达木盆地第三系藻(蓝细菌)灰岩储层主要见于西部地区的跃西、跃东、七个泉、狮子沟、花土沟、尖顶山、南翼山和大风山等地区,层位上从下干柴沟组上段(E2₃)至上油砂山组(N2₂)均有分布。E2₃和N₁的藻(蓝细菌)灰岩主要分布于英雄岭凹陷以西(西南)地区,N1₂和N2₂的藻(蓝细菌)灰岩主要分布于英雄岭凹陷以东(东北)地区,这与柴达木盆地的湖水进退、沉积中心的迁移及盆地演化有着密切的关系。滨湖亚相藻(蓝细菌)坪灰岩储层的储集空间以次生溶孔和溶缝为主,溶孔和溶缝的形成与大气淡水的淋滤作用有关。浅湖亚相藻(蓝细菌)丘灰岩储层的储集空间以次生溶孔和溶缝为主,同时也发育原生枝管状钙藻(绿藻门的松藻科)的藻管孔,溶孔和溶缝的形成与晚期沿断裂带大气淡水的溶解作用及有机酸的溶解作用有关。     

鄂尔多斯盆地太原组致密灰岩天然气成藏地质特征与勘探潜力

2021年鄂尔多斯盆地榆探*H在太原组灰岩完钻喜获日产超50万m³的高产工业气流,勘探取得重大突破,同时还有700余口探井在太原组灰岩见到明显的含气显示,展示了盆地太原组灰岩良好的潜力,对于重新认识盆地太原组灰岩勘探领域具有极其重大的地质意义。对该区烃源岩特征、沉积环境、储集特征及成藏组合等进行综合研究表明：(1)太原组灰岩为陆表海碳酸盐沉积,发育生屑滩、生物丘有利沉积相带,沉积大面积分布的生屑粉晶灰岩、藻黏结灰岩,经准同生期短暂的大气淡水淋滤后,可形成有利储层;(2)太原组灰岩发育多类型储集空间,溶孔、亚微米级及纳米级晶间微孔、微裂缝等叠置组合发育,构成立体网络储集空间,平面上,横山—靖边—志丹生屑粉晶灰岩储层发育,厚4～10 m,佳县—子洲—清涧地区藻黏结灰岩储层发育,厚2～6 m;(3)发育“三明治”成藏模式,灰岩储层夹在主力煤系烃源岩之间,生成的天然气通过断裂、裂缝进入灰岩储层聚集,形成岩性气藏,横山—靖边地区的生屑滩和子洲—清涧的生物丘是太原组灰岩有利勘探区,面积约为1.5万km²,有望形成天然气增储上产的现实领域。     

酒泉盆地下白垩统藻纹层分布特征及其与油气的关系

酒泉盆地下白垩统纹层状泥质白云岩和白云质泥岩中有机纹层（藻纹层）结构发育,但非均质性很强,主要表现在相同层位不同地区及同一钻井不同深度藻纹层的含量悬殊。藻纹层的分布与发育都受到沉积相及相变的控制。藻纹层主要是由浮游藻类及其降解产物组成,藻类以绿藻门绿枝藻科的圆球藻为主要属种。藻纹层含量与源岩的生烃潜力呈正相关关系。酒西坳陷已发现的大部分原油主要源于下白垩统下沟组藻纹层泥质白云岩,表明藻纹层是酒泉盆地很重要的一种生烃物质,与酒泉盆地的油气具有密切的成生联系。富含有机质纹层的湖相碳酸盐岩不仅是优质的烃源岩,而且由于其生烃物质的层状富集,在生、排烃过程中,更有利于间隙微裂缝的形成和排烃。     

顺托果勒奥陶系一间房组超深层灰岩储层类型及储集空间定量表征

顺托果勒地区位于塔里木盆地北部坳陷带顺托果勒低隆起之上。该区中奥陶统一间房组发育台地相碳酸盐岩沉积,地层厚度为168～220m,埋深主要在6300～7850m,超深层储层是研究的关键。经过系统的岩心、铸体薄片、电镜观察和岩心微纳米CT检测分析,发现该套储层以致密灰岩储层为主,包括砂屑灰岩、凝块灰岩、藻粘结灰岩和藻灰岩等岩石类型。储集空间包括生屑遮避孔、铸模孔、粒内孔、晶内孔、微裂缝和溶蚀孔洞,其中粒内孔是主要储集空间类型。物性分析和储集空间的三维定量表征表明,储层以台内滩相亮晶藻屑砂屑灰岩和凝块灰岩为最好,孔隙度主要为2%～4%,少量可达12.14%;其次是藻粘结灰岩和藻灰岩。构造热液交代作用形成蚀变灰岩,发育溶蚀孔洞、微孔隙和微裂缝,构成良好储集空间体系,从而形成优质储层,这对超深层天然气勘探具有重要价值。     

柴西南翼山地区藻灰岩层储层特征及成因分析①

对南翼山藻灰岩岩层储层特征及成因进行了系统研究。结果表明，南翼山藻灰岩沉积水体环境相对浑浊，但藻类仍能生长；该区藻灰岩岩石组成及类型复杂，主要的藻灰岩岩石类型有包心菜状叠层石、藻礁、指状叠层石、水平波状叠层石等；其主要为滨岸斜坡上低能潮上环境至高能潮下环境形成的沉积体，在重力等因素的作用下产生滑动或滑塌形成的微生物成因的滑塌混积岩；岩层物性好于其它岩层；藻灰岩层的成因决定了该地区单个沉积体规模小、分散、层薄。     

川北旺苍唐家河剖面仙女洞组灰泥丘沉积特征及造丘环境分析

目前川北地区早寒武世微生物藻与古杯参与的生物礁(丘)发育特征存在较大争议。通过实测剖面与镜下分析,川北旺苍县鼓城乡唐家河剖面仙女洞组发育三期灰泥丘。对该剖面灰泥丘沉积特征进行精细研究认为:第一期灰泥丘发育在滑塌角砾灰岩之上,造丘生物主要为枝状和房室状附枝藻,主要岩性为砾屑灰岩、藻格架凝块灰岩和含云生物碎屑灰岩,发育丘基、丘核、丘盖和丘翼,后期演化为钙质砂泥岩结束生长。第二期生物丘发育在鲕粒滩间生屑灰岩之上,造丘生物主要为肾状藻,次为附枝藻,主要岩性为生物碎屑灰岩、藻格架凝块灰岩、漂浮砾岩和亮晶鲕粒灰岩,纵向上发育丘基、丘核、丘坪、丘盖和丘翼,最终再度沉积鲕粒灰岩。第三期灰泥丘发育在藻叠层灰岩之上,造丘生物为古杯和微生物藻,岩性主要为古杯灰岩、生物碎屑泥晶灰岩、藻格架凝块灰岩和藻叠层灰岩,发育丘基、丘核和丘盖。进一步分析三期灰泥丘的成丘环境认为第一期灰泥丘属于台缘斜坡环境内的斜坡灰泥丘低能沉积,经历三个演化阶段;第二期属于台地边缘灰泥丘,经历四期演化阶段;第三期为台缘高能鲕粒滩向陆一侧能量相对较低的台缘古杯灰泥丘沉积,经历三个演化阶段。剖面中灰泥丘多与鲕粒滩共存,构成丘滩复合体,为后期研究储集性能和油气富集关系具有重要的油气地质意义。     

川西地区中三叠统雷口坡组古岩溶储层特征及发育主控因素

受中三叠世末印支运动早期的影响,川西地区中三叠统碳酸盐岩普遍受到剥蚀和岩溶作用。通过多口井和多个露头剖面的岩心、岩屑观察分析和地球化学分析表明,该区中三叠统雷口坡组顶,古表生岩溶特征明显。古岩溶作用为雷口坡组顶储层的发育创造了条件,雷口坡组上部发育了一套岩溶孔隙型储层,主要分布于四段上亚段,在新场地区储层段累计厚度达38～75m,岩性主要为微—粉晶白云岩、灰质白云岩、白云质灰岩、(藻)砂屑白云岩及(藻)砂屑灰岩等,以Ⅱ—Ⅲ类储层为主。认为该套储层的发育主要受岩性组合、微古地貌及埋藏期岩溶作用控制。     

柴达木盆地西部地区古近系及新近系碳酸盐岩沉积相

柴达木盆地西部地区古近系和新近系湖相碳酸盐岩主要分布于下干柴沟组上段到油砂山组,其中,下干柴沟组上段和上干柴沟组的碳酸盐岩更发育。碳酸盐岩主要岩石类型有泥晶灰岩、藻灰岩和颗粒灰岩等三大类,此外,还普遍发育由石灰质、白云质和陆源碎屑等3种组分构成的混积岩。碳酸盐岩沉积相可划分为滨湖灰泥坪、滨湖藻坪、浅湖颗粒滩、浅湖藻丘以及半深湖泥灰岩相。滨湖灰泥坪的主要岩石类型有泥晶灰岩、含陆屑泥晶灰岩、陆屑泥晶灰岩以及陆屑泥灰岩等;滨湖藻坪为藻泥晶灰岩、藻纹层灰岩、含陆屑藻泥晶灰岩;浅湖颗粒滩有亮晶或泥微晶的鲕粒灰岩、生屑灰岩和内碎屑灰岩,其次为含陆屑颗粒灰岩;浅湖藻丘为藻叠层灰岩、藻团块灰岩、藻泥晶灰岩和含陆屑藻泥晶灰岩;而半深湖泥灰岩相的主要岩石类型为泥晶灰岩、泥灰岩以及含少量陆屑泥和粉砂的泥晶灰岩或泥灰岩。碳酸盐岩沉积相表现出很强的由西南向东北的迁移性。     

川中下侏罗统致密灰岩储层裂缝的主控因素与发育规律

天然裂缝是致密油储层重要的储集空间和主要的渗透通道,影响致密油气成藏、富集规律、单井产能及其开发效果。本文利用野外相似露头、岩心、薄片及成像测井资料,在研究四川盆地中部下侏罗统致密灰岩储层裂缝类型和发育特征的基础上,阐明了其裂缝分布的主控因素与发育规律。四川盆地中部下侏罗统致密灰岩储层普遍发育构造裂缝和成岩裂缝,其中以高角度构造剪切裂缝为主,大部分裂缝为有效裂缝。在同一区域应力场作用下,构造裂缝的分布主要受岩性、层厚及构造的控制。其中灰岩中裂缝最发育,随着泥质含量的增加,泥质灰岩、灰质泥岩和泥岩的裂缝密度依次降低。总体上,随着灰岩层厚的增加,裂缝间距增大,裂缝发育程度降低。大安寨致密灰岩储层可以分为4 种组合模式,不同组合模式的裂缝发育程度存在明显的差异,其中单层厚度为4～8 m 的介壳灰岩与单层厚度小于5 m 的泥页岩互层是形成裂缝的有利条件。不同构造部位的裂缝分布亦存在差异,其中断裂带附近与背斜轴部和转折端等构造高部位是裂缝发育的有利区域。     

济阳坳陷古近纪沙河街组页岩油储层中的藻纹层和藻生物层的发现及其意义

<正>页岩油气是目前国内外的当采能源,受到了广泛的关注。我国页岩油气勘探开发起步较晚,但发展迅速。济阳坳陷古近系沙河街组页岩油气资源丰富,目前是国内单井产量最高,总产量最大的页岩油气勘探开发基地。但还有一些基础地质问题尚不清楚,给勘探开发带来了一定的困难。近期的研究发现,济阳坳陷古近系沙河街组页岩油储层发育良好的藻纹层(钙质纹层或亮晶纹层)和藻生物层,是页岩油气良好的储集层。     

四川冕宁西部大热渣组的厘定及其意义

冕宁西部是康滇地区前震旦系出露较集中的地段之一。冕宁西部大热渣组分布于冕宁县西部麦地沟乡新火村北东，主要岩性为浅灰、灰色薄层结晶灰岩及灰白色中厚层状藻层纹白云质结晶灰岩构成。据其不整合于苏雄组火山岩之下并经区域对比，应为中元古代。     

贵州青岩中三叠统垄头组台地边缘滩相储层特征分析

贵州贵阳青岩地区中三叠统垄头组发育于台地边缘浅滩沉积环境中,主要为一套藻屑、砾屑灰岩。青岩实测剖面的分析表明,垄头组储层岩石类型主要为生物碎屑灰岩、核形石灰岩、砂砾屑灰岩、藻团块灰岩及泥微晶灰岩。铸体薄片及扫描电镜鉴定分析发现,垄头组储集空间类型主要有微孔、晶间孔、粒内溶孔、铸模孔及构造微裂缝;对野外样品的物性特征研究表明,垄头组仅有4.5%的样品属好储层。认为沉积作用对储层发育具有一定的控制作用,胶结作用、重结晶作用尽管使得垄头组储层整体物性较差,但是溶蚀作用、白云石化作用及构造作用却局部改善了储层。指出了藻屑滩亚相内的裂缝发育带为有利储层发育区。     

焦石坝地区五峰组-龙马溪组页岩纹层发育特征及其储集意义

目前针对海相富有机质页岩纹层对储层品质的影响方面尚未开展深入研究.通过钻井岩心、薄片鉴定、氩离子抛光扫描电镜、核磁孔隙结构和扫描电镜矿物定量评价（QEMSCAN）等测试分析,将川东焦石坝地区五峰组-龙马溪组一段页岩纹层按矿物组分划分为硅质纹层、钙质纹层和粘土质纹层3类,并识别出水平纹层、杂积纹层、粒序纹层、侵蚀交错纹层和楔状交错纹层5类页岩纹层沉积构造.结合纹层发育密度和最大纹层厚度,划分出3个纹层发育段,每一段又细分为弱发育段和强发育段.综合纹层发育特征和页岩储层物性参数可知:纹层强发育段其总有机碳含量和有机质孔隙均相对减少,而无机质孔隙相对发育,纹层发育影响了页岩孔隙类型和孔径占比的分布.      

苏鲁地区中寒武统张夏组藻灰岩及沉积相

鲁西、苏北地区中寒武统张夏组上部主要是藻灰岩与鲕粒灰岩互层沉积。根据藻类的宏观结构可划分为藻礁、藻叠层石、藻丘及藻斑块.显微镜下观察藻类主要由Epiphyton组成。根据沉积相分析,研究区自东南而西北张夏组上部可划分为藻礁相、鲕粒滩相及藻坪相。藻灰岩的沉积与环境条件是密切相关的,其主要影响因素有海平面变化、沉积速率、碎屑物源供应及水动力条件等。     

宿县矿区太原组灰岩岩溶发育特征

为发现宿县矿区太原组灰岩岩溶发育特征,通过对矿区内太原组灰岩厚度、钻孔岩芯岩溶发育形态描述以及井下钻、物探等资料的分析,得出太原组灰岩岩溶在平面上的分布特征为：宿东向斜内整体上来说岩溶发育较差,位于宿南向斜内的桃园煤矿岩溶发育好,祁南矿、祁东矿岩溶较发育,祁南深部、龙南及龙北矿岩溶发育较差,邹庄矿、钱营孜矿和骑路孙矿岩溶发育差;太原组灰岩岩溶在垂向上的分布特征为：在整个矿区内三、四灰岩溶发育程度和灰岩富水性较一、二灰强。     

四川盆地东北部飞仙关组层序地层与储层分布

四川盆地东北部飞仙关组层序界面主要有水下间断不整合面及暴露侵蚀不整合面等两类界面，相当于Peter Vail的Ⅱ类层序界面。通过对南江桥亭及PG2井等典型剖面解剖，将飞仙关组划分为两个沉积层序，厘清层序与储层的关系：储层主要位于三级层序高水位体系域中，其中，第一层序的高水位体系域发育浅滩鲕粒白云岩储层，其构成了川东北地区飞仙关组储层主体，第二层序高水位体系域发育浅滩相鲕粒灰岩储层。建立飞仙关组层序地层格架，对储层二维空间分布进行预测认为，浅滩鲕粒白云岩储层主要分布于PG2井-宣汉渡口立石河之间，浅滩鲕粒灰岩储层主要分布于南江桥亭及CP82井等地。浅滩鲕粒白云岩储层分布广，区域上分布于通江-开县局限台地及其西侧，浅滩鲕粒灰岩储层主要分布在通南巴地区及东部城口-万源一带。     

羌塘盆地隆鄂尼-鄂斯玛古油藏带中侏罗统布曲组岩相古地理研究

羌塘盆地隆鄂尼-鄂斯玛古油藏带中侏罗统布曲组含油白云岩带主要由潮坪相及潮下浅滩相颗粒灰岩和藻纹层白云岩、颗粒白云岩组成。藻纹层白云岩与颗粒灰岩组成旋回性沉积,发育藻纹层构造、鸟眼构造;含油白云岩带之间为潟湖相暗色微泥晶灰岩、泥质灰岩、介壳灰岩。采用优势相原则,横向对比分析编制隆起剥蚀区、潮坪相带、潟湖相带和潮下浅滩相带古地理展布,以及研究区生油岩与储集层及油气藏的空间分布,预测覆盖区可能存在残存油气藏分布区。     

四川盆地广元地区大隆组有机质富集规律

四川盆地西北广元地区上二叠统大隆组主要为碳酸盐岩、硅质岩和页岩互层沉积.对四川广元长江沟剖面进行精细解剖的结果表明,大隆组中有机碳质量分数为0.16%~14.6%,有机碳质量分数与岩性关系密切,高有机碳质量分数赋存于黑色页岩和纹层状灰岩中,其中碳酸盐岩的有机碳质量分数与纹层厚度呈反比,即纹层厚度越大有机碳质量分数越低.大隆组优质烃源岩位于大隆组中部岩段,岩性组合为黑色页岩和硅质岩互层,间夹薄层状灰岩或纹层状灰岩.微量元素分析结果显示有机质的富集明显受控于沉积阶段及早期成岩阶段的氧化还原条件.综合分析表明大隆组烃源岩有机质富集受晚二叠世沉积环境、氧化还原条件、生物生产力、深部热液流体的影响,其中厌氧、缺氧环境是大隆组烃源岩发育的主控因素,高生物产率是有机质富集的前提条件.