孤南洼陷孤南30井沙三段岩石地层特征与有利储集层研究

本文以岩石学及沉积学为理论指导,以孤南30井沙三段的岩心、钻井、测井、录井、试油等资料为基础,对孤南30井沙河街组沙三段岩石地层的划分展开了研究,并寻找其有利储集层。研究表明:孤南30井沙河街组沙三段主要发育河流和湖泊两种类型沉积相,可分为4个砂层组,10个小层;沙三段中下部沉积水体较深,泥岩与砂岩互层,砂体含量增高,有利于形成良好的储集层,又发育有厚层灰质油泥岩,形成了较好的生储盖圈闭。     

孤南洼陷孤南30井沙三段岩石地层特征与有利储集层研究

本文以岩石学及沉积学为理论指导,以孤南30井沙三段的岩心、钻井、测井、录井、试油等资料为基础,对孤南30井沙河街组沙三段岩石地层的划分展开了研究,并寻找其有利储集层。研究表明:孤南30井沙河街组沙三段主要发育河流和湖泊两种类型沉积相,可分为4个砂层组,10个小层;沙三段中下部沉积水体较深,泥岩与砂岩互层,砂体含量增高,有利于形成良好的储集层,又发育有厚层灰质油泥岩,形成了较好的生储盖圈闭。     

渤南洼陷与孤北洼陷结合部沙三段成藏规律

勘探实践表明,渤南洼陷与孤北洼陷结合部沙三段油气聚集颇丰。大量实钻资料分析认为,该区沙三段中亚段砂岩储集层属阵发性近源浅水浊积扇沉积;油气控制因素为岩性变化和断层遮挡;油气分布规律在纵向上表现为下部较上部油气丰度高,横向上以中扇含油性最好,向外扇油气丰度变低,内扇无油气显示。     

孤南洼陷古近系沙三段中亚段可容空间转换系统研究

传统的层序地层学认为,在盆地演化过程中,海(湖)平面或可容空间的变化是统一的。然而根据对可容空间变化的分析研究发现,由于受到基底的差异沉降、沉积物的沉积以及绝对湖平面的变化三种因素的控制,断陷盆地内可容空间在时间和空间上的变化是非统一性的。根据可容空间的变化划分出的可容空间增加带、减小带以及转换带所组成的体系及其在平面和垂向上的空间展布称之为可容空间转换系统。文中首先从理论模型的角度分析了断陷盆地可容空间转换系统的构成要素及其相互关系,论述了可容空间转换系统的组成和划分方案,并以孤南洼陷沙三中亚段为研究对象,划分了一个三级可容空间转换系统并细分为7个四级可容空间转换系统。最后从石油地质学理论以及可容空间转换带处准层序垂向发育特征两方面阐述了转换带与油气成藏之间的关系,并结合典型油气藏实例解剖,认为可容空间转换带控制了有利的成藏组合的发育位置。     

临南洼陷沙三段异常地层压力及其演化特征

异常地层压力的演化历史对深入理解油气的生、运、聚动力学过程至关重要.为揭示临南洼陷内异常地层压力的演化特征, 在流体包裹体组合概念的限定下, 利用热动力学模拟的方法, 对沙三段进行了地层古压力重建.地层压力系数随时间的演化表明, 沙三中、下亚段在30 Ma左右即发育有异常高压, 而现今洼陷内局部发育的异常低压为异常高压经过一定时期的演化后在晚期形成, 自30 Ma以来的整个演化过程表现出降压-增压-降压的旋回性特征.沙三上亚段在该地质历史时期均未发育异常高压, 但晚期也表现出明显的降压特征.结合生烃史、充注史及断裂活动性综合分析表明, 临南洼陷沙三段异常高压主要起源并受控于油气的生成与充注, 而异常低压主要起源并受控于断裂的多次、长期活动.      

孤北洼陷孔店组与沙河街组四段的多重地层划分

对孤北洼陷孔店组、沙四段生物、岩石、电性及地震地层等多重地层划分进行详细的研究,研究结果表明孔三段属灰紫色冲积产物,孔二段发育典型的暗色泥岩,沙四下亚段为红色砂、泥岩,沙四上亚段主要是灰色泥岩,夹有砂岩;电测结果表明:进入沙四下亚段时电阻率曲线相应抬起,沙四上亚段整体是一个低阻段,沙四段顶界划在下斜坡电阻的底部。孤北洼陷地层划分时要注重多重地层划分的方法,单一资料用于划分地层难于反映真实面貌。     

渤海湾盆地孤南洼陷沙三中亚段风暴沉积基本特征及其地质意义

首次提出在孤南洼陷沙河街组沙三中亚段发育风暴岩沉积。根据岩心观察及分析,发现两处风暴岩沉积分别发育于浅湖和三角洲前缘沉积环境中。本区风暴岩沉积中发育以下相互伴生而具有指相作用的沉积构造,层面构造包括:渠模、截切、风暴形成的冲刷面;层理构造包括:块状层理、丘状交错层理、洼状交错层理、波状层理和浪成砂纹交错层理5种层理构造;以及生物逃逸迹及同生变形构造。本区风暴岩理想的垂向沉积序列可概括为"似鲍马序列",自下而上为:SA,递变层理段;SB,平行层理段;SC,风暴浪振荡作用段;SD,波状层理段;SE,泥岩段。本次风暴沉积的发现,将有助于对孤南洼陷沙三中亚段地层沉积时期滨浅湖范围的界定,增加了新的沉积相类型,为岩石地层的划分提供了新依据;此外,也为寻找良好的油气储集层和生油层提供了新空间。     

山东省孤南洼陷低熟油特征及成藏模式

通过对山东省济阳坳陷东部的孤南洼陷及其周边近百口井油样的分析,从原油饱和烃气相色谱、色质谱、物理性质和化学组成4个方面总结了孤南洼陷低熟油的性质,分析结果表明它们具有植烷优势、高伽马蜡烷指数、低C29甾烷的异构化系数:20S/(20S 20R)峰值比和ββ/(αα ββ)峰值比低(0.12～0.35)的特征,明显区别于成熟油.运用生物标志化合物进行油源对比,表明低熟油的源岩为沙一段油页岩.其成藏模式有自源侧向运移聚集成藏、它源断层垂向运移聚集成藏和混合运移聚集成藏3种.     

胜利油区孤南洼陷古、新近系充填层序与沉积环境

孤南洼陷是济阳坳陷沾化凹陷的一个新生代次级洼陷。边界断层的活动差异性造成洼陷形态为典型的南超北断的箕状洼陷;多次的构造运动形成了湖盆的多次抬升剥蚀和沉降。充填序列可以划分为4个构造层序;沉积体系可划分出河流、扇三角洲、三角洲及湖泊体系等4种;洼陷的沉积受同沉积构造活动及物源补给状况的控制。     

东营凹陷牛38井沙三段高分辨率旋回地层研究

自然伽玛测井资料取自山东省东营市胜利油田的牛38井。该井的沙河街组划分为四个段,其中沙三段依据含艾氏鱼群组合的鲱科化石和沉积物旋回堆积速率(AR)等研究,可与北美始新统绿河组进行对比。根据上世纪90年代沙三段古地磁研究结果,井深3263m处C18n.1n/C18n.1r界线调整为38.975MaBP。通过频谱分析和数字滤波计算,得出了沙三段几个界线的年龄值,其中,在沙三下、中亚段界线算出的36.9MaBP,岁差旋回幅度有明显变化,这一变化与Palike(Palikeetal.,2001)在ODP71线1052孔中发现的类似图像(36.7Ma)可比较。     

沾化凹陷三合村洼陷古近系沙三下亚段物源体系分析

沾化凹陷三合村洼陷沙河街组沙三下亚段（Es3L）作为重要储集层段,勘探潜力巨大,精细刻画三合村洼陷沙三下亚 段物源体系对沉积体系重建、有利区带预测具重要意义。采用古地貌宏观区分物源区与沉积区,并精细刻画西南部与南部 物源通道（I~VI号）,运用岩心、岩屑组成特征明确沉积区沉积相类型及原始物质成分,通过地震属性与地层切片精细描绘 沉积区内“源-汇”配置及时空演化关系,从不同角度、不同层次对三合村洼陷古物源体系进行综合刻画。结果表明,洼 陷西南部斜坡区（约3°）物源来自陈家庄凸起西段（I、II号沟槽输导）,相对富砾,以碳酸盐岩岩屑为主;南部坡折区 （约8°）物源来自于陈家庄凸起东段（III~VI号沟谷输导）,相对富砂,发育单晶石英或多晶石英颗粒。平面上,沉积区扇 三角洲沉积体系规模与物源通道的宽深比及延伸距离呈正相关,垂向上,低位体系域（LST）形成扇体规模远大于高位体 系域（HST）扇体,且交汇区物源体系由南部向西南部迁移转化。     

山东省牛庄洼陷古近系沙河街组沙三中亚段储集层成岩作用研究

山东省牛庄洼陷古近系沙河街组沙三中亚段储集层岩石类型以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主,岩石结构成熟度和成分成熟度均较低。砂岩成岩作用包括压实作用、胶结作用、交代作用、溶解作用等。压实作用主要有刚性颗粒发生脆性破裂、颗粒之间呈线接触和凹凸接触、岩石碎屑颗粒呈明显的定向排列、塑性颗粒挤压变形或刚性颗粒嵌入变形颗粒中、粘土质碎屑被挤压变形发生假杂基化等五种表现形式。胶结物主要有泥质胶结物、碳酸盐胶结物、自生粘土矿物和自生石英、长石。交代作用主要有石英交代长石颗粒、碳酸盐胶结物交代石英、长石及岩屑颗粒、碳酸盐胶结物之间的相互交代。发生溶解作用的主要是石英、长石和岩屑颗粒,胶结物中主要是碳酸盐矿物。目前研究区沙三中亚段储集层成岩演化处于晚成岩A期。影响成岩作用的主要因素为岩石成分、沉积环境、孔隙流体性质等。成岩作用对储集物性的影响主要表现在孔隙度和渗透率的变化,其中压实作用和胶结作用使储层原生孔隙迅速减少、渗透率降低,使得储集物性变差;而溶解作用是次生孔隙发育的主要因素,从而改善砂岩的储集性能。     

济阳坳陷民丰洼陷古近系沙河街组三段中亚段沉积相展布与演化

在地震、测井、录井及岩芯沉积特征研究的基础上,采用单因素分析多因素综合作图法,划分了民丰洼陷沙三段中亚段各个时期沉积体系的展布范围并分析了各沉积体系之间的相互关系.从沉积体系类型来看,研究区主要发育三角洲、扇三角洲和近岸水下扇沉积体系.其中三角洲沉积体系是沉积的主体,包括永安镇三角洲和东营三角洲的一个分支,纵向上可以分...     

Effect of Shale Reservoir Characteristics on Shale Oil Movability in the Lower Third Member of the Shahejie Formation,Zhanhua Sag

To reveal the effect of shale reservoir characteristics on the movability of shale oil and its action mechanism in the lower third member of the Shahejie Formation(Es3l), samples with different features were selected and analyzed using N2 adsorption, high-pressure mercury injection capillary pressure(MICP), nuclear magnetic resonance(NMR), high-speed centrifugation, and displacement image techniques. The results show that shale pore structure characteristics control shale oil movability directly. Movable oil saturation has a positive relationship with pore volume for radius > 2 μm, as larger pores often have higher movable oil saturation, indicating that movable oil is present in relatively larger pores. The main reasons for this are as follows. The relatively smaller pores often have oil-wetting properties because of organic matter, which has an unfavorable effect on the flow of oil, while the relatively larger pores are often wetted by water, which is helpful to shale oil movability. The rich surface provided by the relatively smaller pores is beneficial to the adsorption of immovable oil. Meanwhile, the relatively larger pores create significant pore volume for movable oil. Moreover, the larger pores often have good pore connectivity. Pores and fractures are interconnected to form a complex fracture network, which provides a good permeability channel for shale oil flow. The smaller pores are mostly distributed separately;thus, they are not conducive to the flow of shale oil. The mineral composition and fabric macroscopically affect the movability of shale oil. Calcite plays an active role in shale oil movability by increasing the brittleness of shale and is more likely to form micro-cracks under the same stress background. Clay does not utilize shale oil flow because of its large specific surface area and its block effect. The bedding structure increases the large-scale storage space and improves the connectivity of pores at different scales, which is conducive to the movability of shale oil.     

黄骅坳陷港中地区古近系沙三段湖底扇沉积相特征

在沉积学和层序地层学理论指导下,通过分析地震剖面响应特征、测井曲线组合形态和岩心沉积构造,结合区域地质背景特点、重矿物及砂岩岩屑成分平面分布特征,研究认为港中地区沙三段发育两期完整的湖底扇沉积,每期湖底扇自下向上表现为正旋回沉积序列,扇面积为30～50 km2。湖底扇可进一步划分为4种亚相和7种沉积微相类型,其中中扇是湖底扇的主体部分,面积为15～20 km2。沙三段湖底扇的砂体并不只是由重力流成因形成的,在沉积作用前期,主要受重力作用控制,但在沉积作用后期,受牵引流和重力流双重作用控制。湖底扇物源主要来自研究区西缘的港西凸起。砂体总体呈朵叶状分布,为多期砂体叠置,在朵叶内部,中扇辫状水道砂体的物性最好,砂体顶底常被深黑色的泥岩所包围,具备非常好的油气富集条件。在港中地区沙三段中油组末期、沙三段上油组末期存在区域性或局部侵蚀界面,容易形成地层不整合油气藏;沙三段两期湖底扇沉积面积大,辫状水道较发育,并受后期构造活动发生变化,水道砂体尖灭在暗色泥岩之中,容易形成砂岩透镜体和砂岩上倾尖灭岩性油气藏。     

黄河口凹陷BZ34区古近系沙一二段储集层成岩相与有利储层预测

摘要：通过铸体薄片、扫描电镜、电子背散射、阴极发光等技术手段结合物性资料以及沉积(微)相划分,对研究区沙一二段储集层成岩作用类型及点(薄片)、线(单井)、面(平面展布)成岩相分布及有利储层分布进行了研究。结果表明：研究区沙一二段受同沉积火成岩喷发和水解的影响,广泛发育栉壳状白云石、钾长石钠长石化、石英溶蚀等碱性条件下发生的成岩作用,同时层状分布的火山岩对于下覆地层起到了保护作用,减弱了下覆地层的压实作用;此外,受后期酸性流体的影响,研究区也发育诸如长石、岩屑溶蚀等酸性条件下发生的成岩作用,沙一二段储层发育溶蚀孔,占比达到567%(均值)。采用“(微相)砂体部位+主体成岩现象+孔隙类型”的复合命名方式,对薄片、单井及平面区域进行了成岩相的命名和划分,共划分为三类：水下分流水道砂体侧翼细粉砂岩-菱铁矿胶结-低孔成岩相、三角洲前缘-中细砂岩-欠压实-白云石包壳-溶孔相、火山熔岩远端凝灰质中细砂岩-凝灰质胶结-致密相。欠压实-白云石包壳-溶孔相在测井响应上具有DT低、RD与RS间隔幅度较大、CNCF与RHOZ较为接近或交叉的特点;菱铁矿胶结-低孔成岩相具有DT高、RD与RS较为接近、CNCF与RHOZ间隔幅度较大的特点,测井解释的油层、油水同层与欠压实-白云石包壳-溶孔相具有较好的匹配关系。三角洲前缘-中细砂-欠压实-白云石包壳-溶孔相为有利储层发育区带。     

沾化凹陷罗家地区沙三下段泥页岩储层特征

沾化凹陷罗家地区古近系沙河街组沙三下段发育100~300 m厚的暗色泥页岩,具有较大的油气资源量和勘探潜力.研究表明,罗家地区的这套泥页岩为盐度较高、强还原性的深湖-半深湖沉积,岩石类型以泥岩、灰岩及之间的过渡岩性为主,碳酸盐矿物含量一般高于50%.根据泥页岩纹层厚度、组合方式、比例和稳定性,将深水泥页岩划分为6种类型,其中以薄层状泥质灰岩为主.泥页岩储层孔隙度为2%~8%,平均5.3%;渗透率变化较大,一般为(1~10)×10-3 μm2,平均为7.5×10-3 μm2,为低孔低渗的非常规储层.储集空间类型多,储层发育的裂缝包括构造裂缝、层间微裂缝和成岩缝,孔隙包括矿物晶间孔、溶蚀孔、有机质孔等.储层质量受矿物组成和岩相、成岩作用、有机质含量等因素共同控制,其中有机质含量是控制该套泥页岩储层物性的主要内在因素.