中国近海富烃凹陷油气成藏特征

富烃凹陷是当今油气勘探的主战场,中国近海已发现的油气储量主要集中在14个富烃凹陷中。利用钻井、测井、地震及化验测试等资料,结合最新油气勘探成果,从温压系统、储盖组合、热流体活动及油气输导与聚集等方面分析、总结了中国近海典型已证实富烃凹陷的油气成藏特征。研究表明:中国近海富烃凹陷深层超压普遍发育,地温梯度高,复合型温压系统构成,为油气成藏提供了充足的动力;主力储层物性好,发育1~2套优质的区域性盖层,至少存在2套有利的储盖组合;发育多种类型的烃类包裹体,油气主成藏期集中,并存在快速幕式充注现象;发育高效优势输导体系、多种圈闭与油气藏类型,存在多种油气成藏模式,油气呈带状差异富集与分布。      

正安地区五峰组-龙马溪组页岩储层特征及控制因素

四川盆地以东的复杂构造变形带拥有巨大的页岩气资源潜力，但目前勘探开发不足。为了支撑复杂构造变形带的页岩气勘探开发，针对复杂构造变形带内正安地区五峰组-龙马溪组页岩钻井岩心，开展了矿物学、有机地球化学、岩石学分析测试，探讨了页岩储层特征及主控因素。正安地区五峰组-龙马溪组页岩储层石英质量分数高达60%~80%，以硅质页岩为主，脆性程度高。石英主要是无机成因，包括原生碎屑石英沉积和黏土矿物转化而成的次生石英。原生碎屑石英、层状黏土颗粒的压实脆裂增大了孔隙空间，但次生石英的沉淀、充填减小了矿物颗粒间的骨架孔隙。正安地区五峰组-龙马溪组页岩储层总w（TOC）高达5.8%，有机质中无定形腐泥组大于80%，沥青反射率介于2.6%~3.1%，有机质热解而成的有机孔显著增大了孔隙度，但有机孔隙后期遭受构造挤压变形，多坍塌成狭长的多边形。      

大巴山前构造带油气苗分布及油气成藏特征

大巴山前构造带构造变形强烈,油气成藏过程复杂,勘探程度低。从地表油气显示分布特征分析入手,结合露头烃源岩与含烃流体包裹体资料,探讨了大巴山前构造带油气成藏演化过程。研究结果表明:大巴山前构造带油气成藏演化具有“递进变形、油气分带、差异成藏”的特征;大巴山前构造带的构造由北东向西南呈现多期递进变形特征,并相应控制了油气的分带性,其中冲断带主要分布油气苗,滑脱褶皱带见沥青与气藏;根据大巴山前构造带不同区带油气藏成藏时序与油气藏后期改造的差异性,总结出3种油气成藏类型,即破坏型、局部残存型和内部调整型,其中铁溪-万源滑脱褶皱带属于内部调整型,油气勘探潜力大。      

东北通化盆地群下白垩统页岩油气成藏地质条件

东北通化盆地群油气勘探程度低,非常规油气地质条件的研究少,资源潜力不清。以新钻获的3口地质调查井岩心为对象,采用岩心对比、烃源岩地球化学测试和岩矿鉴定等方法,结合野外地质调查成果,研究通化地区下白垩统泥页岩油气地质条件。结果表明:研究区泥页岩分布范围广,沉积厚度大,生油岩具有中等—好的有机质丰度,干酪根类型以Ⅱ型和Ⅰ型为主,局部为Ⅲ型,处于成熟—高成熟阶段;泥页岩脆性矿物质量分数分布在27.00%～85.00%之间,平均为51.73%,有利于压裂改造;属于特低孔特低渗致密储层,有机质孔隙、微裂缝、溶蚀孔较发育,颗粒间孔隙、颗粒内孔隙、晶间孔隙次之。生烃基础、存储空间和保存条件是页岩油气富集的主要控制因素。通化盆地群下白垩统具备页岩油气形成和富集的良好地质条件。该结果对东北通化盆地群下白垩统湖相页岩油气地质研究具有借鉴意义。     

柴达木盆地侏罗系油气成藏模式与油气聚集规律

针对柴达木盆地侏罗系油气勘探目标选择的难点,从烃源岩与圈闭时空配置的角度,建立侏罗系油气早期聚集早期成藏、早期聚集晚期成藏、晚期聚集晚期成藏3种模式。盆地油气来源、充注时期、油藏调整及破坏等方面存在规律性,这决定了油气分布的有序性,呈现出“断褶区聚气,山前、潜伏区聚油,凸起顶、凸起斜坡区油气并存”的基本格局和油气富集程度依次变好的序列。据此预测油气富集范围,从中优选冷湖4号东斜坡、乌南—巴依凸起斜坡、怀头他拉—德北斜坡、潜伏Ⅰ号等新靶区。     

歧口凹陷埕海潜山油气成藏条件与主控因素

歧口凹陷在经历了复杂的基底断裂改造后形成了大量的潜山构造,而大港探区历年的潜山勘探均以高位序潜山为主,埋深较大的中、低位序潜山由于上覆巨厚的中生界和古生界,勘探程度相对较低,但勘探成效却十分显著,部分潜山井获高产。以歧口凹陷埕海潜山为例开展了油气成藏条件分析,该区油气源充足,供烃条件优越,碳酸盐岩缝洞型储层发育,构造圈闭数量多,且形成时间与排烃期有效匹配,断层与不整合面构成良好的油气输导系统,表明歧口凹陷石炭系-二叠系覆盖区中、低位序潜山成藏条件十分有利。基于该区成藏条件和勘探实践分析,进一步总结出潜山多期构造活动背景、缝洞型储层发育程度以及烃源岩条件是埕海潜山油气成藏的主控因素,直接影响潜山油气分布和富集程度。      

渤海海域石臼坨凸起西南缘断层特征对油气成藏的控制作用

为解决石臼坨凸起西南缘烃源岩展布、储层分布、油气成藏规律等不明确问题,采用断层活动速率法,研究沙河街组三段(沙三段)至现今断层的活动性,探讨不同级别断层活动性与油气运聚的关系。结果表明:沙三段至现今,边界断层活动呈强—弱—最强—强—弱—弱—弱—强的特征。沙三段至东营组二段(东二段)边界断层活动强,是烃源岩和近源三角洲储层发育期,储层和烃源岩厚度大,储层范围小;东一段至现今边界断层活动弱,为河流相和浅水三角洲储层发育期。古近系断层活动强的位置发育断层—岩性圈闭;断层活动弱的位置发育岩性圈闭。新近系受明化镇组上段至现今断层活动的影响,发育断层—地层圈闭。东营组末期烃源岩成熟且油气开始运移;馆陶组和明化镇组下段断层活动弱,油气向古近系近源三角洲储层中运移并保存。明化镇组上段至现今断层活动增强,古近系的油气藏遭受破坏,油气向新近系的有利圈闭聚集成藏。当明化镇组上段至现今的断层活动速率小于25m/Ma时,利于该区油气在古近系聚集成藏;反之,利于在新近系成藏。长期活动和晚期活动的次生断层主要控制油气向浅层运移和成藏。     

川西南威远地区龙马溪组页岩储层孔隙发育特征及控制因素分析

以四川盆地西南威远地区龙马溪组页岩为研究对象,通过X衍射、场发射扫描电镜、氮气吸附实验方法和QSDFT的分析方法,对该区的页岩孔隙类型、结构及孔隙发育的自身控制因素进行了研究。研究结果表明:①龙马溪组主要发育3种孔隙,即有机质孔、无机质孔和微裂缝,有机质孔有连续分布和不连续或块状分布2种形态,孔隙以2种结构为主,即墨水瓶孔和平行狭缝内壁的孔隙。②孔隙直径呈0~2,2~4 nm双峰态分布,微孔和介孔提供了主要的比表面积和孔隙体积,且随着埋藏深度的变浅,储层的孔隙体积和比表面积均减小。③页岩有机质含量和矿物组成控制了页岩储层的孔隙发育,有机质主要控制微孔的发育;石英主要影响介孔的发育,对其有一定的抑制作用;黏土矿物有利于介孔的发育,不利于微孔的发育。④与焦石坝地区页岩储层的对比表明,有机质含量是页岩气储集空间发育的主控因素。      

下扬子盆地与区域地质构造演化特征及油气成藏分析

作者通过对下扬子盆地的发展演化序列，盆地区域构造演化特征及其油气成藏等方面进行了论述，经综合研究分析，认为下扬子盆地发展演化历经了古生代海相沉积成盆期和中新生代陆相堆积成盆期两个截然不同的地质历史阶段。原海相沉积盆地的雏形于中生代印支—燕山运动期间即遭破坏、解体，局部地区保留了某些原海相沉积盆地的残块。由于地质构造作用影响或是因原岩固结作用而散失了有效的排烃能力，故不具备有效的油气保存和储藏的可能。在原海相盆地解体之后出现的中新生代地质构造和沉积建造完全不同于海相盆地的中新生代陆相堆积盆地，其具有独立的生油储蓄组合，是油气成藏的有利的地方。文章还阐明了部—庐断裂带和江—绍断裂带，作为区域地质构造的骨架，它们始终扮演了控制下扬子盆地发展演化全过程的角色，其构造背景与盆地演化背景密切相关。     

皖南地区二叠系页岩储层微观孔隙特征及影响因素

皖南地区二叠系发育一定规模的富有机质泥页岩。为了深入研究该套泥页岩储层的微观孔隙特征,选取两口钻井岩芯样品进行了氮气吸附、压汞、氩离子抛光扫描电镜试验,结合泥页岩地球化学、有机岩石学和矿物组成特征探讨了微观孔隙发育的影响因素。结果表明:龙潭组和孤峰组泥页岩总体厚度大,总有机碳高,成熟度适中,矿物成分以石英、伊利石、长石和黄铁矿为主;龙潭组泥页岩有机质以固体沥青和镜质组为主,类型为Ⅱ-Ⅲ型,其形态表现为片层状、条带状或块状,优势孔隙类型为晶间孔和微裂缝,有机孔发育较差,页岩比表面积和孔隙度分别介于6.80~41.62m2·g-1和0.68%~4.44%,主要来自中孔;孤峰组泥页岩有机质以腐泥组和固体沥青为主,类型为Ⅱ型,其形态主要为薄膜状或填隙状,优势孔隙类型为有机孔,也发育一定的晶间孔和微裂缝,页岩比表面积介于3.12~49.45m2·g-1,主要来自微孔,孔隙度介于0.86%~21.08%,主要来自中孔和大孔;总有机碳是这两套泥页岩比表面积的主要影响因素,但是对孔隙度起着明显的抑制作用;伊利石含量与比表面积之间存在一定的负相关性,与孔隙度之间无明显相关性。     

渤海海域庙西南凸起沙河街组低渗透砂岩储层特征及控制因素

根据已钻井成果,结合岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、阴极发光等化验分析资料,以储层微观特征及孔隙结构分析为手
段,对庙西南凸起沙河街组低渗透砂岩储层特征进行了描述,从沉积环境和成岩作用两方面对影响低渗砂岩储层因素进行了分
析。结果表明:庙西南凸起沙河街组储层岩石类型以长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩为主。已钻井处于扇三角洲沉积体系边缘相
带,沉积物粒度细、分选差是形成低渗透储层的基础,碳酸盐岩多期次胶结作用是影响储层物性的主要因素,而溶蚀作用和构造应
力作用对低渗透储层的改善作用有限。      

焦石坝地区五峰组-龙马溪组页岩孔隙结构特征及其主控因素

孔隙结构是评价页岩储气能力、渗流能力以及是否具有商业开采价值的关键。以重庆焦石坝JY1井五峰组-龙马溪组底部富有机质页岩为研究对象,选取了15块页岩样品开展了有机碳含量、X射线衍射、压汞、氦气孔隙度测定,低温氮吸附、氩离子抛光电镜观察,并结合沥青反射率测定、天然气碳同位素等资料表征页岩孔隙体积、大小和分布特征;从外部和内部两方面探讨了孔隙结构的主要控制因素。研究表明:①JY1井五峰组-龙马溪组页岩孔隙类型主要为无机孔(黏土矿物晶间孔、粒间孔和粒内孔)、有机质孔和微裂缝;②压汞和吸附实验显示页岩孔隙结构相对较复杂,以孔径小于50nm的孔隙为主,微孔提供了大部分的比表面积(约占65%),中孔提供了大部分的比孔容(约占57%),且以四面开放的平行板状孔隙为主,兼有多种其他形态的孔隙;③自白垩纪以来的多次挤压抬升剥蚀过程中,构造应力或温压的变化可能形成了大量微裂缝,沉积环境的差异制约了富有机质页岩发育的厚度、分布以及有机碳的富集程度;④相关性分析表明,微孔、中孔的比表面积和比孔容与有机碳质量分数关系密切,其中中孔体积和微孔的比表面积表现最明显;黏土矿物和石英质量分数对孔隙结构的影响呈现此消彼长的效果;当R_o<3.0%时,微孔和中孔的比表面积、比孔容与R_o值呈弱的负相关,反之呈现增大趋势,这与过高热演化阶段,生气速率变慢反而制约了纳米级孔隙发育,导致微孔数量减少有关。      

澳大利亚North Carnarvon盆地三叠系Mungaroo组砂岩储层物性和主控因素分析

North Carnarvon盆地三叠系Mungaroo组发育典型的海陆过渡相浅水三角洲,三角洲平原亚相分布广,薄煤层广泛发育。通过岩心、薄片的观察鉴定以及测井资料、扫描电镜、黏土矿物等的分析得到三叠系储层Mungaroo组砂岩类型主要为石英砂岩和长石石英砂岩,具有结构成熟度低、成分成熟度高的特点,不同相带与构造单元砂岩物性差异较大。菱铁矿、高岭石、石英加大边与海绿石是控制Mungaroo组储层物性的典型成岩矿物类型,体现了海陆过渡相砂岩的成岩特点。近端三角洲平原亚相砂岩长石早期溶蚀生成大量土状高岭石与伊利石,且菱铁矿含量较高,充填大量原生粒间孔隙;而远端三角洲平原亚相保留了大量原生粒间孔及长石溶解形成的次生孔,储层物性较好;三角洲前缘亚相砂岩钙质及海绿石胶结物普遍发育,储层物性较差。Dampier坳陷和Barrow坳陷区埋深大,加上砂岩石英颗粒含量高,石英次生加大强烈,碎屑颗粒以线接触—缝合线接触为主;而在紧邻的Exmouth低隆起和Rankin断隆带等低隆起区由于上覆地层厚度较薄,砂岩压实程度较低,普遍发育优质储层。      

鄂尔多斯盆地姬塬地区长6储层微观孔隙结构及控制因素

基于铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射、恒速压汞等测试数据,对鄂尔多斯盆地姬塬地区长6储层及微观孔隙结构特征
进行了研究。结果表明,研究区储层主要以长石砂岩、岩屑长石砂岩为主,孔隙类型多样,主要为粒间孔和长石溶孔。恒速压汞测
试结果表明:平均喉道半径、有效喉道体积、平均孔隙半径、有效孔隙体积、孔喉比等恒速压汞相关特征参数与样品孔隙度、渗透率
之间存在一定的相关性。样品的渗透率越大,其平均喉道半径、主流喉道半径就越大,而孔喉比值越低。储层喉道是控制渗透率
的根本因素。储层孔隙发育主要受沉积相带和成岩作用控制,沉积相带的不同导致成分成熟度和结构成熟度的不同,从而影响储
层孔隙的不同;压实作用和碳酸盐胶结使孔隙减少,而溶蚀作用则起到一定的增孔作用。      

大路沟地区三叠系延长组长6储层特征及影响因素

通过露头、岩心、测井分析测试资料,对大路沟地区长6油层组储层岩石学、孔隙结构和储集物性等特征进行研究.结果表明:该区延长组长6油层组为典型的低孔、低渗储层;储集砂体为成分成熟度低而结构成熟度高的长石砂岩;储层孔隙类型为原生粒间孔、粒内溶蚀孔、铸模孔或残余铸模孔;孔隙结构具有小孔隙、微细喉道的特点;储层性质明显受原始陆源组分、沉积相和成岩作用的相互影响;原始陆源组分的结构和含量对储层物性有直接影响;沉积相是基础,砂体厚度大、粒度较粗的水下分流河道的储集物性明显优于其他微相砂体;成岩作用对储层物性优劣起主导作用,压实作用、胶结作用导致储层致密,物性变差,溶蚀作用使储层得到改善.     

昌乐五图煤田油页岩地质特征及质量分析

五图煤矿油页岩广泛分布于李家崖组的B段、C段和D段,以C段为主体,探明储量2.72亿t,是褐煤的伴生矿种。C段油页岩层密集,厚度大;D段上部含油页岩,但厚度小。油页岩焦油产率最高16.25%,最低5.43%,平均8.36%。基准发热量最高8.72MJ/kg,最低6.16MJ/kg,平均6.91MJ/kg。油页岩作为固态燃料,是汽油的替代能源,五图煤田油页岩资源的开发和利用前景广阔。     

塔里木盆地塔河油田石炭系卡拉沙依组砂岩储层特征与物性控制因素

综合普通岩石薄片、铸体薄片、电子探针、X衍射、扫描电镜等多种资料,对塔里木盆地塔北隆起塔河油田石炭系卡拉沙依组储层特征、成岩作用、孔隙类型及物性特征进行了探讨,并就储层物性控制因素进行了讨论。结果表明:研究区石炭系卡拉沙依组储层主要为潮坪沉积的中—粗粒岩屑石英砂岩、长石石英砂岩,其次是岩屑长石砂岩;虽然储层岩石现今埋深达5 000m,但其孔隙度和渗透率平均值分别为9.93%和34.46×10-3μm2,属于中孔中渗储层,储层孔隙主要为粒间碳酸盐胶结物溶蚀孔隙;砂岩深埋优质储层的主要原因与成岩序次和后期碳酸盐胶结物溶蚀有关,早期碳酸盐胶结抑制了压实作用,后期的碳酸盐胶结物溶蚀为储层提供了大量储集空间;成岩序次是控制该地区储层物性的关键,溶蚀作用是前提,沉积条件是基础。     

莱阳凹陷水南组页岩气储层特征及可压性分析

莱阳凹陷水南组是山东省中生代暗色泥页岩发育最好的层位之一,为了获取水南组泥页岩可压性,对水南组页岩气储层开展岩性特征、有机地化特征、裂缝发育特征、脆性/黏土矿物特征、脆性指数等方面研究。结果表明：莱阳凹陷水南组泥页岩发育厚度为200～443m,泥地比大于70%;有机碳含量平均为1.38%,生烃潜量平均为4.42mg/g,干酪根以Ⅱ型为主,Ⅰ型次之,镜质体反射率为0.70%～1.30%,泥页岩中宏观裂缝和微裂缝发育,利于后期压裂诱导缝的产生;泥页岩脆性矿物平均含量为75.2%～94.1%,脆性矿物含量较高,采用改进岩石脆性指数评价方法计算水南组泥页岩样品脆性指数为28%～63%,水南组泥页岩脆性很强,说明水南组泥页岩具有较好的可压性,利于人工压裂改造形成网状体积裂缝,研究成果对水南组页岩气储层改造具有很好的借鉴意义。     

海相页岩储层微观孔隙体系表征技术及分类方案

页岩储层作为一种非常规油气储集体,对其孔隙体系的研究备受重视。通过充分调研和系统总结国际上关于页岩储层
微观孔隙体系的研究现状,综述了孔隙表征技术并指出了存在问题;以客观性和普适性为基础提出了两套分类方案;定性探讨了
孔隙演化的一般规律。目前最常见定性观测页岩储层孔隙的方法为高分辨率电子显微镜结合氩离子抛光技术,聚焦离子束扫描
电镜系统(FIB-SEM)和纳米CT技术可用于孔隙三维模型重构。高压压汞法结合气体吸附法用于定量分析页岩孔隙结构特征,此
外核磁共振也是有效测试手段。分别根据孔隙发育位置与岩石基质关系以及孔隙发育成因与岩石基质关系,将页岩储层孔隙划
分为粒间孔、粒内孔、有机质孔和微裂缝以及骨架矿物孔、黏土矿物孔、有机质孔和微裂缝。无机矿物成岩作用与有机质热成熟作
用是控制页岩储层孔隙演化的重要因素。      

页岩储层体积压裂缝网形成的主控因素及评价方法

页岩储层的体积压裂能有效沟通天然裂缝使其形成缝网系统,极大地提高了页岩气的产能,让页岩气的开采尽快获得经济效益,因此对体积压裂缝网形成研究显得尤为重要,在对国内外大量页岩储层测试数据和体积压裂缝网形成研究成果全面系统调研和深入分析总结的基础之上,认为页岩储层体积压裂缝网的形成主要受控于3个方面的因素:①储层本身质量好,高的脆性矿物含量、杨氏模量,低的断裂韧度、泊松比、应力衰减速率和储层敏感性等,即储层的可压裂性越高,越易形成缝网;②地质背景条件优越,低的应力各向异性、天然裂缝发育、小的逼近角等,利于压裂裂缝延伸并扩展成缝网;③压裂工程措施适当,包括起裂方位和压力、支撑剂及压裂液性能、施工液量及排量等施工参数设计合理,有利于水力裂缝的充分扩展;另外,对以上控制因素的评价方法主要有室内实验、软件数值模拟及现场监测等,这些认识对体积压裂缝网形成机理研究及压裂优化设计具有重要的理论价值和实践意义。