页岩油资源评价技术方法及其应用

通过对页岩油赋存特征分析,建立了适合于中国勘探开发阶段并具有可操作性的页岩油资源评价方法,对方法中所涉及的关键参数进行了分析和研究,重点探讨了不同级别页岩体积的确定、氯仿沥青“A”和热解S1轻烃恢复系数求取以及吸附油含量的计算等问题。轻烃的恢复系数受有机质的演化程度影响,随演化程度的增高而增大,而吸附油含量与页岩中的有机质含量相关,研究认为：氯仿沥青“A”中吸附油的比例约为TOC的0.2倍,热解S1中约为TOC的0.1倍。应用该研究提出的页岩油资源量计算方法对渤南洼陷古近系页岩油资源量进行了估算,并讨论了不同级别页岩对资源的贡献。     

塔里木盆地轮南地区三叠系油藏描述

通过分析轮南地区三叠系的地震地质条件,运用井组综合标定技术对各油组砂体进行标定,三维空间追踪描述,计算其顶面埋深和厚度以及储集层物性参数,并应用多参数综合分析和神经网络判识技术对砂体含油气性进行了判识,取得了较好的地质效果。     

东营凹陷牛庄砂岩透镜体油气藏微观充注机理

对牛庄油田牛103井、牛105井、牛106井、牛107井和史11井共计36块流体包裹体样品进行了系统而深入的研究, 系统获取了牛34-C砂体、牛106-D砂体和史10-C砂体的GOI (artz grains containing oil inclusions, 石英颗粒含油包裹体丰度) 数据.运用GOI分析技术和荧光观测技术, 结合试油成果数据, 分析了牛庄油田岩性油气藏的油气微观充注历史.结果表明: 早期充注于史10-C砂体、牛106-D砂体中的早期成熟油气藏, 可能遭受晚期充注高成熟油气的驱替, 并有可能在浅层形成次生油气藏, 而现今赋存于这些岩性油气藏的油气主要为晚期充注的产物; 牛34-C砂体中的油藏为两期油气充注共同作用结果.上述认识对揭示牛庄地区隐蔽油气藏成藏机理具有参考意义.      

东营凹陷沙河街组储层高岭石分布特征及其影响因素

高岭石广泛分布于东营凹陷沙河街组的砂岩中,对储层物性具有重要影响,但其分布特征及其控制因素目前研究得比较少。利用铸体薄片鉴定、X衍射分析、阴极发光、扫描电镜等多种测试手段研究了东营凹陷沙河街组自生高岭石的发育和分布特征及其影响因素。研究结果表明：东营凹陷沙河街组的高岭石主要在1200～3600 m的深度范围内分布,其中沙二段和沙三段的高岭石相对含量较高;从沙一段至沙三段,中央隆起带高岭石的平均含量均高于北部陡坡带和南部缓坡带。沙河街组砂岩储层高岭石的分布明显受有机质热演化的影响。不同的温度（埋藏深度）控制着粘土矿物的形成和转化,从而影响着沙河街组不同层段高岭石的含量及其在平面和剖面的分布。超压对高岭石的分布具有重要的影响,由于超压作用,导致超压顶界面高岭石大量发育。中央隆起带构造活动比较强,有利于酸性流体从深部向浅部充注,并且流体动力比较强,导致沙一段至沙三段中央隆起带的高岭石含量较高。断层和不整合面复合输导体系可使大量酸性流体进入浅部储层,促使浅部砂岩储层高岭石大量发育。岩性和沉积微相通过改变高岭石形成和分布的流体化学和流体动力条件,从而对高岭石分布具有重要的影响。     

东营凹陷不同超压成因的有效应力特征

利用实测流体压力(DST)测试结果,结合声波和密度测井资料,对超压段所识别的不均衡压实作用和生烃作用两种超压成因机制下的实测压力和有效应力随深度的变化特征进行了分析,结果表明:①两种不同成因机制下的实测压力和有效应力特征具有明显的差异性,不均衡压实作用在压实过程中导致流体排出受阻,地层流体承担上覆岩层压力形成超压,表现为阻止了地层有效应力增大,因此其实测压力增大段和静岩压力增大趋势大体一致,而有效应力随深度基本保持不变;生油作用在地层正常压实之后形成超压,发育程度不受上覆岩层压力的影响,因此超压的增大在深度上与上覆岩层压力增大不具有一致性,且超压对有效应力的影响要小于不均衡压实作用;②这两种不同的超压成因使得有效应力的变化随着声波速度而出现加载和卸载两种趋势,从而可以用来判断超压成因,利用实测资料计算的有效应力结果说明东营凹陷超压成因机制包括不均衡压实作用和生油作用,但不均衡压实作用形成超压的范围和规模较小,生油作用对深部大规模超压和强超压的形成至关重要.     

三角洲前缘滑塌浊积体形成过程模拟

三角洲前缘滑塌浊积体是断陷盆地内一类重要的岩性油气藏。通过室内水槽实验模拟了不同条件下三角洲前缘滑塌浊积体的形成过程。实验结果表明，触发机制是三角洲前缘发生滑塌和形成浊积体的前提，它包括地震、波浪等外界触发机制，也包括前缘砂体自身重力所产生的压实沉陷等。其中地震作用可以破坏三角洲前缘的稳定性，形成液化滑塌浊积体和断阶滑塌浊积体。波浪作用可以侵蚀浪基面附近的三角洲前缘砂体，并在回流作用下携带至最大浪基面之下再沉积，沉积过程中形成小型浊积体。无外界触发机制作用下主河道入水口处的砂体在重力作用下向下部泥岩压实沉陷，也可形成滑塌浊积体。浊积体迁移的动力主要是滑塌砂体自身的重力，其中的断阶滑塌浊积体还受到后续叠置体的碰撞力，因此其可以移动更远的距离。     

渤南洼陷沙河街组四段下亚段成岩作用与储层孔隙演化

为揭示渤南洼陷沙四下亚段成岩演化规律及其对次生孔隙形成的影响,明确勘探方向,应用铸体薄片、扫描电镜、黏土矿物X衍射分析等资料对其进行了研究。结果表明:在沉积环境、埋藏深度和有机酸共同控制下,渤南洼陷出现的压实、压溶、胶结、溶蚀和交代5种主要成岩作用类型在不同区域的成岩强度和分布范围有所差异;受控于断裂体系、沙四上亚段烃源岩及异常高压分布,洼陷中心断裂带处的储集体经历了碱酸交替的成岩环境,在3 200~4 600 m深度段形成了次生孔隙发育带,而洼陷边缘的储集体孔隙演化呈现的是正常压实曲线;依据次生孔隙发育规律,预测有利勘探区应是在洼陷中心、断裂发育、上覆沙四上亚段地层中存在异常高压和较厚烃源岩的区域,结合已发现含油面积,认为下一步的勘探方向应是洼陷中西部的辫状河道储集体与北部辫状河三角洲前缘储集体发育区。研究结果为深层油气有利勘探区预测探索了一条新途径。     

烃源岩非均质性与异常高压形成机制

通过大量烃源岩光片显微荧光观察,发现烃源岩因有机质含量及其与无机矿物之间的赋存关系不同,在演化过程中可形成两种不同润湿性质微层,即油润湿微层和水润湿微层.烃源岩中油润湿微层和水润湿微层交互分布并相互交错,使内部形成了多个不同润湿性质的空间;不同润湿性质空间强大的毛细管力阻碍了流体的相互流动,形成了近乎独立的封闭流体系统.空间所承受作用力为全部上覆地层压力,这种不同流体空间的封闭性承压使其内部呈现高压状态.烃源岩中多个封闭流体空间相互叠置,形成了烃源岩异常高压层.因此有机质的含量及赋存状态是决定异常高压形成的内在因素,烃源岩演化过程不同润湿性微层形成、分布及演化决定了异常高压的强度、范围等.     

惠民凹陷临盘油区断裂胶结带基本特征及形成机制

惠民凹陷临盘油区断块油田广泛发育,但对其封闭机制认识不清.从临盘复杂断块油田的实际地质资料出发,依据岩心、测井资料,结合物性、扫描电镜等实验分析,探讨了断裂胶结带的基本特征和形成机制.研究表明,临盘油区富含钙镁离子的地层水在断裂活动过程中沿断裂向上流动,随着压力的降低导致在断层附近砂岩中易形成方解石、白云石等矿物的沉淀...