马朗凹陷芦草沟组泥页岩储层含油性特征与评价

通过泥页岩常规岩芯与密闭取芯的地球化学分析、物性分析、压汞实验分析等,评价马朗凹陷二叠系芦草沟组泥页岩储层的含油性,结合试油情况,研究其富油机制以及有利储层分布特征。结果表明,芦草沟组泥页岩储层含油性受有机质丰度和孔隙度影响,有利层段总有机碳要大于4%,孔隙度大于3%。体积含油率比含油饱和度更能准确表征泥页岩的含油性,油层要求含油率大于1%。压汞分析显示,泥页岩的储层富油机制与常规砂岩不同,包括未运移烃类的就地滞留富集和经历短距离初次运移在与优质源岩临近的次源岩层系中富集两个过程。芦草沟组页岩油的富集受岩性组合类型的影响,以泥岩为主,夹(薄层)泥质灰岩、泥质白云岩或者以灰质泥岩、白云质泥岩为主,为该区最有利岩性组合,含油性最好,对应于深湖—半深湖的沉积环境。     

马朗凹陷芦草沟组源岩油储集空间特征及其成因

通过场发射环境扫描电子显微镜,背散射电子衍射,X射线能谱,X衍射等分析手段对马朗凹陷芦草沟组源岩油储层储集空间类型及其特征与成因进行研究。结果表明,该区源岩层的储集空间可分为5大类:原生孔,包括粒间孔、晶间孔;次生溶蚀孔隙,包括粒间溶蚀孔、粒内溶蚀孔、溶蚀缝和基质型溶蚀孔隙;有机质热演化生烃残留孔;裂缝,包括构造缝和非构造缝;纹层间由于岩石物理性质差异形成滑脱缝和破裂缝。从微观孔隙结构分析,各类微孔隙、微裂缝是源岩中烃类的主要储集空间,裂缝、微裂缝起主要的输导作用,改善储层渗透性。     

吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩含油性评价及控制因素

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩是我国典型的湖相液态烃页岩之一,具有丰富的页岩油资源.为研究准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩含油性及控制因素,以吉174井钻井岩心为主要研究对象,结合相邻井的岩心分析资料,通过页岩地球化学分析和物性分析评价芦草沟组页岩含油性,指出吉174井"甜点段"并分析其控制因素.结果表明:...     

吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩储层微纳米孔隙成因及含油特征

为深化吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩储层孔隙及含油性认识,通过氩离子抛光、场发射扫描电镜、核磁共振、微纳米CT及激光共聚焦实验技术,对芦草沟组微纳米孔隙类型、成因及含油特征进行研究.结果表明,微纳米级孔隙按照成因分为无机矿物晶间孔和有机质生烃孔两大类.微纳米孔隙中重质组分附着于颗粒表面或充填于纳米级小孔中,轻质组分主要赋存于...     

吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层发育特征与成藏条件研究

针对吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储集层岩性岩相复杂且相应物性特征不明,对研究区多口钻井岩芯样品的岩石学、孔隙特征与储集物性进行了综合研究.结果表明,芦草沟组是典型的混积岩地层,以泥级碎屑与云质混积岩为主,矿物以白云石、石英与斜长石为主.甜点位层属于浅湖-半深湖亚相湖泥微相与滩坝微相,以及少量前三角洲亚相地层,在垂向剖面频...     

马朗凹陷二叠系芦草沟组储层敏感性分析

马朗凹陷二叠系芦草沟组以湖相沉积为主,岩石类型多,主要为碎屑岩、碳酸盐岩和火山岩.粘土矿物类型有伊/蒙混层、伊利石、高岭石、绿泥石和绿/蒙混层,以伊/蒙混层为主,缺乏蒙皂石.粘土矿物分布模式为不正常转化型.储层物性差,平均孔隙度为 2.1%~9.7%,渗透率一般小于 0.05×10-3μm2.孔隙类型有原生孔隙、溶蚀孔隙和裂缝,以溶蚀孔隙、晶间溶孔为主.芦草沟组具有强水敏、强速敏、强土酸敏、中等盐酸敏和中等盐敏特征.储层敏感性空间分布主要受沉积相控制.     

准噶尔盆地玛湖凹陷风城组页岩油储层岩相划分与类型评价

准噶尔盆地玛湖凹陷风城组页岩油藏是继吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油藏之后的又一重大发现,风城组沉积期玛湖凹陷具有近陆源供给、火山活动频发、气候干旱炎热的特点,为独具特色的盐碱化湖泊沉积环境创造了条件,也是风城组岩性复杂多变的重要原因。火山岩、内源岩、陆源碎屑岩以及多源混积岩纵向频繁叠置,形成米级到厘米级页岩油储层。结合岩性变化特征,以构造样式作为突破口,厘米级尺度岩心观察为基础,高频沉积构造分析为辅助,利用亚离子抛光电镜、能谱测试、荧光分析等多种技术手段对准噶尔盆地玛湖凹陷风城组页岩油储层进行岩性岩相分析,认为玛湖凹陷风城组页岩油储层可划分为4大类（砂砾岩类、火山岩类、混积岩类与内源岩类）、8小类储层。4大类储层储集性能逐渐减弱,其中混积岩类储层因其构造与成分差异可进一步划分为混积页岩、纹层–似纹层状混积泥岩、树根状–网状混积泥岩、雪花–星点状混积泥岩;页理发育情况、云质含量以及其产出样式成为混积岩类储层储集物性差异的重要控制因素。     

马朗凹陷牛东地区卡拉岗组火山岩储层建模研究

火山岩储层比碎屑岩具有更强的非均质性,储层的地质建模工作变得非常复杂。针对马朗凹陷牛东地区卡拉岗组玄武岩和火山岩的储层地质特征,运用petrel建模软件对储层进行三维地质建模。首先利用钻井、测井、录井、地震、岩心分析化验等资料完成了地层对比,建立地层格架。在此基础上,综合测井与地震资料,建立该地区的构造模型、岩相模型和含油饱和度模型,应用蚂蚁体示踪的方法建立了裂缝分布模型。建模结果检验与实际情况相吻合,为油藏开发方案控制提供了主要依据。     

火山灰影响下的湖相富有机质页岩油成藏条件分析 ——以三塘湖盆地条湖-马朗凹陷芦草沟组为例

三塘湖盆地条湖-马朗凹陷芦草沟组二段(芦二段)广泛发育一套火山灰与碳酸盐岩混合沉积的地层,但是芦二段页岩油的成藏条件和主控因素仍然不明确.本研究开展了有机/无机地球化学分析、岩芯常规分析(孔隙度、渗透率、含油饱和度)、全岩X射线衍射(XRD)、薄片、氩离子抛光-扫描电镜(FESEM)、高压压汞(HPMI)-核磁共振(N...     

新疆三塘湖盆地马朗凹陷中二叠统芦草沟组泥页岩层系SiO2赋存状态与成因

为了弄清新疆三塘湖盆地马朗凹陷芦草沟组泥页岩层系中SiO_2对储集层物性、脆性等特性的影响,通过全岩和黏土矿物X衍射、岩石力学性质、阴极发光、扫描电镜及电子能谱等实验手段对其中SiO_2的赋存状态进行了研究,初步探讨了SiO_2不同形态赋存的机理,并在此基础上探究了石英含量对储层的影响。研究表明:凝灰岩、泥页岩和粉砂质泥岩中二氧化硅多以非晶态形式存在。二氧化硅在凝灰岩中多呈不规则球粒状,而在泥页岩和粉砂质页岩中无固定形态。凝灰质泥岩、凝灰质白云岩和白云岩中二氧化硅呈现一定的晶体形态。在凝灰质泥岩中,二氧化硅以自生石英形态聚集呈条带状,在凝灰质白云岩中则以自生石英形态发育于孤立的孔、洞之中,而白云岩中二氧化硅只能生长成Opal-A/Opal-CT阶段。凝灰质成分及其脱玻化作用为自生石英的生长提供了二氧化硅和生长空间,是控制SiO_2赋存状态的根本因素。此外,储集层孔隙度、渗透率和抗压强度都与石英含量呈一定正相关性,泊松比则与其呈负相关性。     

马朗凹陷低熟页岩油地球化学特征及成烃机理

勘探实践和研究表明,马朗凹陷二叠系芦草沟组源内油气为页岩油,该原油C₂₉甾烷立体异构化参数w(20S)/w(20S+20R)、w(ββ)/w(αα+ββ)均为0.2~0.4,为典型低熟原油。通过对芦草沟组烃源岩地球化学和有机岩石学特征的综合研究,发现低熟页岩油的生烃母质为原生的富氢无定形体,这些无定形体在沉积早期经历过细菌的改造作用,致使其具有特殊的生烃演化模式,即低熟-成熟阶段早期（R_o为0.55%~0.75%）处于生油高峰,对应埋深为1 800~2 900 m,埋深大于或小于该主峰带,烃源岩生烃能力急剧降低。泥岩生烃模拟实验、热解、抽提等实验数据表明:芦草沟组低熟页岩油正是位于该主生带的源岩所生,处于生烃带的源岩区即为马朗凹陷低熟页岩油富集的有利地区。     

新疆三塘湖盆地马朗凹陷条湖组凝灰岩油藏油源分析

通过系统采集新疆三塘湖盆地马朗凹陷二叠系芦草沟组和条湖组各套烃源岩岩心样品以及条湖组凝灰岩段原油样品,研究各套烃源岩的基本地球化学特征、烃源岩和 原油饱和烃生物标志化合物特征、抽提物/原油以及族组分的稳定碳同位素特征等,探讨了凝灰岩油藏的原油来源。结果表明：芦草沟组二段烃源岩的质量最好;各套泥质烃源岩可溶有机质生物标志化合 物特征具有明显的差异,主要表现在Pr/Ph、 γ蜡烷含量、β-胡萝卜烷含量以及规则甾烷ααα20RC₂₇、ααα20RC₂₈、ααα20RC₂₉相对含量等方面;条湖组凝灰岩油藏中原油具有低Pr/Ph、高γ蜡 烷含量、高β-胡萝卜烷含量以及规则甾烷ααα20RC₂₇、ααα20RC₂₈、ααα20RC₂₉中ααα20RC₂₉最高和ααα20RC₂₇最低(谱图呈上升直线型)、原油及族组分稳定碳同位素较轻的特点;油源对比 显示凝灰岩油藏的原油主要来自芦草沟组二段烃源岩,但也有凝灰岩自身有机质的贡献。     

The Quality Evaluation and Hydrocarbon Generation and Expulsion Characteristics of Permian Lucaogou Formation Source Rocks in Jimusar Sag, Junggar Basin

<正>1 Introduction The exploration practice in the Junggar Basin revealed that tight oils were self-generated and self-preserved in the Lucaogou formation,Jimusar sag.Because of the tight reservoir and frequent source-reservoir interbedding,the hydrocarbon supplying ability of source rock is the critical     

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。     

基于Kohonen神经网络的页岩油岩相测井识别方法

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组岩性复杂,岩相多样,亟需建立配套的岩相测井识别方法。综合利用岩心薄片、常规测井与成像测井等资料对芦草沟组的岩性、沉积构造等特征进行研究,在此基础上进行岩相类型划分,并分析不同岩相的测井响应特征,建立岩相测井评价模型。结果表明,研究区主要由云质泥岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩等岩性组成;根据岩心的矿物组成,考虑在岩心尺度上的可区分性、测井中的可识别性,划分出块状白云质泥岩相、平行/波状层理泥质粉砂岩相、块状泥岩相、块状泥晶白云岩相、平行层理粉砂岩相和波状/水平层理粉砂质泥岩相6种主要岩相类型。在此基础上通过岩心刻度测井资料建立岩相判别准则,并利用Kohonen神经网络方法实现单井岩相测井自动判别,划分结果与薄片匹配较好。研究成果可提高未取心井的岩相识别效率与精度,为该地区页岩油勘探提供一定的理论依据与方法支撑。     

Characteristics of Micro Pore-throat of Tight Oil Reservoir in Permian Lucaogou Formation, Jimsar Sag

<正>Jimsar Sag is located in the southwest section of the eastern part of the Junggar Basin.It is a typical selfgeneration and self-storage type tight oil reservoir in the deposition period of Permian Lucaogou Formation.The tight oil reservoir rocks have complex mineral compositions and multiple components,which represent a kind of transitional mixed sedimentary rock.According to the relative contents of terrigenous detrital,carbonate and     

Microscopic Characteristics of Tiaohu Formation Sedimentary Tuff tight Oil Reservoir from Malang Sag, Santanghu Basin

<正>There is a sedimentary tuff tight oil reservoir between lacustrine mudstone and volcanic in Tiaohu Formation from Malang sag,Santanghu Basin(Chen,et al.,2014;Liang,et al.,2014;Zhu,et al.,2014).This sedimentary tuff tight reservoir is characterized by fine grain,rich oil,high porosity,low permeability,micro pore development.The chemical composition of the tight oil reservoir is mainly