阿姆河右岸东南部吉萨尔山前中下侏罗统构造格架及成因分析

以现有地质及地震资料为基础,对阿姆河右岸区块东南部靠近吉萨尔山前地区的中下侏罗统主要构造特征进行探讨,一方面有利于促进该区中下侏罗统油气勘探,同时也有利于深化对造山带向盆地过渡的山前地区构造变形规律的认识。研究表明：该区中下侏罗统整体表现为由三列近似呈雁行状排列的NE向背斜带组成的褶皱-冲断构造。从控制背斜构造发育的断裂活动特征看,东部山前断层表现为由南东向北西方向逆冲,活动强度大,向西逆断层运动的强度逐渐减弱,且由南向北西部断层的逆冲运动方向发生反向变化,在研究区的北部发育典型的构造三角带。西部背斜带可视为断裂运动方式由南向北变化导致的调节构造。沿构造带走向,三列背斜构造高点由南向北逐渐升高。通过对中下侏罗统构造变形与上覆地层构造特征的比较,结合该区侏罗系沉积特征,认为中下侏罗统构造变形是与上覆地层构造变形共同形成于新近纪喜山期统一的区域构造运动背景下。其主要构造变形机制是晚古近-新近纪以来,在印度板块、阿拉伯板块和欧亚板块碰撞远程效应影响下,受吉萨尔山脉的隆升挤压和研究区北部NW向的大型断裂如布哈拉断裂、曼格什拉克断裂的右旋压扭共同作用而成。     

大庆宋芳屯油田肇35区块葡萄花油层非均质性研究

从储层宏观与微观非均质性入手,分别研究了肇35区块葡萄花油层的层内、层间、平面和微观非均质性特征及主控因素,研究区层内非均质性主要受到沉积构造、渗透率韵律以及夹层分布等的影响;从物性和隔层分布特征方面分析了层间非均质性特征,自下而上葡萄花油层非均质性呈现弱→强→弱的变化趋势;平面非均质性特征受砂体及沉积微相展布影响较大,沿河道延伸方向非均质性较好。研究区主要发育正常粒间孔、缩小粒间孔和粒内溶蚀孔,整体上储层微观孔隙结构发育良好。从不同方面分析了研究区非均质性对剩余油分布的影响,沉积微相类型和成岩作用是控制储层非均质性的主因素。最终对葡萄花油层主力小层进行储层评价,预测了有利储层的发育面积和分布范围,为下一步的勘探开发提供一定的依据。     

桑托斯盆地L构造Aptian期火山喷发旋回特征与Itapema组介壳灰岩沉积

桑托斯盆地裂陷初期岩浆活动与储层发育关系密切。本文以盆地L区块火成岩-介壳灰岩复合体为研究对象,通过对火成岩岩石学、年代学测试及钻井、测井资料分析等,首次明确了桑托斯盆地裂陷初期岩浆活动特征及其对介壳灰岩沉积过程的控制,并指出介壳灰岩储层的分布特征。L区块内火成岩分属晚白垩世Santonian期—Campanian期和早白垩世Aptian两期岩浆活动产物,并以Aptian期为主,至少经历了7次不连续喷发和3次侵入过程,形成了块状玄武岩、杏仁状玄武岩和玻基斑状玄武岩(含再沉积玻基斑状玄武岩)等喷发相火成岩和以辉绿岩(局部属粗玄岩)、煌斑岩形式产出的侵入相火成岩。Aptian期岩浆多期活动重塑了古地貌,形成了局部构造凸起,促成并控制了下白垩统Itapema组至少6期介壳灰岩沉积,最终形成了～620 m厚火成岩-介壳灰岩复合体。介壳灰岩储层呈透镜体形状,以“散点式”不连续分布在Aptian期盆内古隆、古断阶(坡)等区域,横向连续性差,垂向连通性受限,其发育规模和质量受古地貌及水深条件等影响。     

新疆三塘湖盆地牛圈湖区块异常低压成因及压力演化定量分析

三塘湖盆地牛圈湖区块中生界侏罗系西山窑组储层具有典型的异常低压油藏特征,晚白垩末期储层达到最大埋深,此时下部芦草沟组烃源岩演化程度达到最大,随着油气持续向储层充注,此时地层压力达到最大,可达30.33~50.74MPa。本文从引起油藏异常低压的主要因素入手,定量分析了构造抬升与地层剥蚀、地层温度降低、成岩作用中的"耗水作用"以及矿物蚀变引起的自生体积缩小等因素对地层压力的影响。这些因素共同作用导致了地层压力降低,其中溶蚀作用中矿物蚀变所形成的"耗水作用",使地层压力下降24.4%~37.1%,是造成储层异常低压的首要因素,同时矿物蚀变导致自身体积缩小并导致储层压力下降16.5%~24.8%,地层温度降低和构造运动对储层压力降低影响相对较弱,降低幅度分别为7.9%~8.6%和4.8%~8.1%。以上种种因素的共同作用,使得地层压力下降17.45~37.85MPa,最终形成现今异常低压的分布格局。     

鄂尔多斯盆地延川南区块目的煤层含气性分析

为计算鄂尔多斯盆地延川南区块煤层气资源量、甄选有利区带及确定先导性试验井组的部署,对全区探井的煤层含气性进行综合分析。结果显示:区块内煤层气含量为5.54~19.56m3/t;兰氏体积为13.59~33.78m3/t,兰氏压力为2.06~3.72MPa,含气饱和度为41.48%~92.19%;临储压力比为19.18%~84.28%。区块整体含气性显示较好,开发较为有利,其中以包括Y3、Y6等井在内的万宝山构造带为煤层气开发的最有利区带。     

临兴上古生界致密储层裂缝发育特征及对致密气富集影响

临兴区块上古生界储集层为致密砂岩，裂缝发育特征及对致密气富集影响尚不清楚，一定程度上制约了甜点区预测。 根据岩心、露头、薄片及测井资料，分析了研究区裂缝发育特征，探讨了裂缝对致密砂岩气富集的影响。临兴区块上古生界主 要发育高角度缝，其次为中低角度缝及水平缝，微观上根据裂缝与矿物颗粒的相对位置关系，可识别出粒内缝、粒缘缝和穿粒 缝，其中粒缘缝最为发育。受塑性泥岩阻挡，裂缝垂向延伸较差，一般延伸1~2 m后消失于泥岩层中，受燕山期北西—南东向 地应力影响，裂缝走向多为北东—南西向，裂缝密度一般2~5条/ｍ。裂缝可改善储集空间、提高油气充注效率，储层裂缝发育 区渗透率可增大1~2个数量级，含气饱和度高，此外，研究区裂缝是油气垂向运移的有效通道，影响着石盒子组及石千峰组致 密气的富集，在后期的勘探开发过程中应充分寻找裂缝发育区，并通过进一步压裂获得高产。     

沁水盆地武乡区块上古生界煤系页岩气储层孔隙特征和孔隙结构

储层孔隙特征和孔隙结构是影响页岩气赋存与储集的重要因素。为评价海陆过渡相高演化煤系页岩储层性质与页岩气储集性能,应用扫描电子显微镜、高压压汞、低温N₂和 CO₂气体吸附、微米CT扫描、核磁共振实验方法,对沁水盆地武乡区块上古生界煤系页岩气储层孔隙微观特征和孔隙结构进行了研究。结果表明,沁水盆地武乡区块上古生界煤系页岩样品中发育多种类型微观孔隙,常见粒间孔、粒内孔和微裂缝,有机质孔几乎不发育;武乡区块煤系页岩气储层样品孔隙总孔容分布在0.021 9~0.073 5 mL/g之间,平均值为0.039 9 mL/g,总比表面积主要分布在11.94~46.83 m²/g之间,平均为29.16 m²/g,其中介孔(2~50 nm)和微孔(<2 nm)是煤系页岩气储集的主要载体。煤系页岩中的高配位数孔隙数量越多,相应的孔容和孔比表面积越大,孔隙连通性越好;在孔隙数量和总孔容相差不大的前提下,山西组煤系页岩储层孔隙结构与连通性比太原组煤系页岩稍好。     

储层流动单元研究在油田老区挖潜中的应用——以吉林油田乾146区块开发为例

吉林油田乾146区块经多年开采,已经进入高含水、高采出阶段。通过储层流动单元研究,运用多参数模糊聚类方法将该区高台子油层由好至差划分为A、B、C、D、E 5类储层流动单元。查明了区内主要目的层系各含油小层的储层流动单元发育特征:40、39小层主要发育A、B类优质储层流动单元,42、41、38小层则以C、D、E类储层流动单元为主,各小层储层流动单元类型及展布与初始产能吻合度较高,表明储层流动单元类型的差异是控制本区油气分布的重要因素之一。综合油藏地质特征及油田开发动态数据,对各储层流动单元的注采渗流体系进行了深入剖析,归纳总结出乾146区块高台子油层XII砂组中剩余油分布的5条规律,据此在剩余油分布预测区部署了1口扩边井和2口老区加密井,投产后分别获得了11.2t/d、5.5t/d和8.6t/d的初始产能。     

辽河油田千12区块原油对比及油藏注入史分析

油藏地球化学的形成和发展丰富和扩大了油／源（油）对比技术和概念。本文综合常规对比和分子对比的地球化学油／油对比技术,分析了辽河油田千１２区块油藏之间的相关关系,探讨了油藏的注入史,指出千１２区块莲花油藏、兴隆台油藏与馆陶油藏的甾萜类和多环芳香烃宏观组成特征相似,它们可能来自相同的主力油源层。但馆陶组原油与兴隆台组原油的成熟度比莲花组高,表明它们的运移途径比莲花油藏远,注入时间亦比莲花组晚,且兴隆台组原油遭受了激烈的降解作用。因此,对兴隆台油藏的开发评价应当考虑到油藏发育历史的特殊性。应用油藏地球化学的油／油对比技术研究不同油层之间油／油关系,加强对其油藏形成机理及时空分布规律的认识,对加强该区块油藏的开发将具有积极的指导意义。