黄骅坳陷滨海地区沙三段储层的油气成藏特征:流体包裹体证据

黄骅坳陷滨海地区沙河街组三段储层是中国深部油气勘探的新层位之一。为揭示该区油气成藏演化,对储层中流体包裹体岩相学特征、产出特征、包裹体均一温度和含油包裹体丰度进行了研究。结果表明,沙河街组三段储层中存在三期油气包裹体,分别代表了三期油气注入。Ⅰ期包裹体的均一温度为86℃～126℃,GOI为15%～35%,油气充注时期为36～25 Ma,开始有油气进入到储层中;Ⅱ期包裹体的均一温度为120℃～140℃,GOI为30%～60%,油气注入时期为27～12 Ma,烃源岩进入生排烃高峰期,发生大规模油气运聚,是主要的成藏时期;Ⅲ期包裹体的均一温度为138℃～155℃,GOI为1%～8%,油气注入时期为12～6 Ma,油气运移规模急剧减小。     

渤海海域黄河口凹陷新近系多油水系统油藏成因分析

为明确同类油田的开发调整方向和潜力目标,以滚动勘探开发为目的,以A油田为例,探讨了黄河口凹陷中央构造脊北端新近系多油水系统油藏成因。储层与油源断层的有效配置是控制该类油气聚集的关键因素。基于已开发油田井震一体化精细地层对比和储层展布研究,细化了储层空间展布,并结合油源断层特征剖析,系统分析了储-断耦合对油气分布的控制作用。首先,油源断裂垂向活动强弱的差异与储层的匹配控制着油气垂向上主要聚集层位;其次,断裂平面发育程度的差异与储层展布的耦合控制着油气在平面上的分布;再次,储-断接触关系影响着油气的富集和赋存规律。     

山西沁水盆地中,南部现代构造应力场与煤储层物性关系之探讨

山西沁水盆地中、南部下二叠统山西组主煤储层现代构造应力场主应力差增大、煤储层渗透率梯度呈指数形式增长,煤储层压力梯度呈对数增长,这种规律主要受控于现代构造应力场应力方向与煤储层天然裂隙优势发育方向之间的相互关系,这两组方向对于煤储层来说近于平行,对煤储层顶板则表现为近于正交,由此导致主煤储层中天然裂隙处于相对拉张状态,而其顶板天然裂隙处于挤压状态,主应力 越大,相对拉张效应就越显著。基于这种规律和     

鄂尔多斯盆地富县大东沟区长8储层微观孔隙结构特征研究

储层的微观孔隙结构不仅决定着油气的运移、聚集,而且影响着油水分布、油气采收率。通过物性分析、扫描电镜、铸体薄片、高压压汞等技术对长8储层微观孔隙结构特征进行分析研究,结果表明孔隙类型主要有剩余粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、晶间孔,其中以前2种为主要有效孔隙。孔喉组合以小孔微喉为主,小孔微细喉型次之。根据毛细管压力曲线形态特征,结合排驱压力、孔喉分选性、进汞饱和度、中值压力等参数,将研究区储层分为三类。     

辽东湾辽东带中南部古近纪古地貌恢复和演化及其对沉积体系的控制

采用井-震联合地层恢复法，对辽东湾辽东带中南部的古近纪进行了古地貌恢复。在此基础上拓宽了坡折带研究，将古地貌（包括古坡折带、古沟谷、古凸起等）纳入古物源供给系统的框架内探讨其对沉积体系的控制作用。分析表明：在构建完整物源供给系统的前提下，古地貌诸单元及其组合样式对沉积体系有着明显的控制作用。主要表现为：不同级次的物源体系导致沉积体类型和规模存在差异；物源区沟谷的分布及其赋存时期制约着砂体的主要分布位置、时期及规模；坡折带样式决定砂体的类型、规模及分布；古地貌组合样式控制储集体的成因、富集位置和规模大小。因此，古地貌分析对储层的预测和识别具有明显的指导作用。勘探实践证明，将其与常规储层预测方法联用，能够很大程度地提高储层预测的精度。     

一种求取碎屑岩储层中粘土总量的新方法

在实验分析的基础上,提出了一种新的求取碎屑岩储层中粘土总量的方法---二级抽提分离+非定向X射线衍射法,即首先用传统的抽提分离法分别提取出粒径小于10μm和10～64μm的微粒,然后用粒径小于10μm微粒的质量加上利用非定向X射线法测出的粒径在10～64μm微粒中粘土部分的质量,就得到该样品中粘土总量。并以WN油田碎屑岩储层为例,具体论述了该法的计算过程及其实际应用效果。研究结果表明,该法具有原理简单、精度高、理论性强、实际应用效果良好的优点,可作为求取沉积岩储层中粘土总量的可靠方法。     

黄骅坳陷北大港构造带古近系沙河街组高分辨率层序地层格架及其对储层非均质性的控制

陆相湖盆层序的发育是在湖盆蓄水量周期性变化的条件下实现的。层序发育过程实际上是基准面旋回变化过程中湖泊冲刷沉积作用彼此消长的过程。北大港构造带古近系沙河街组可划分为2个长期基准面旋回、8个中期基准面旋回和43个短期基准面旋回。在等时地层格架内,基于基准面变化过程中的沉积响应及其伴生的可容空间变化的分析,探讨了基准面旋回变化与储层展布及储层非均质性之间的相关关系:基准面旋回的升降变化对储层的非均质性、空间展布以及有利储层的分布等均具有明显的控制作用;短期基准面旋回控制储层砂体内部的非均质模式,中长期基准面旋回控制了储层砂体的层间非均质性特征;在中长期基准面低位处,尤其是在基准面旋回的转换点处,储层发育良好,砂体厚度、展布面积均较大,物性相对较好;而在中长起基准面较高位处,则出现相反的储层特征。     

川南深层页岩水力压裂缝网扩展规律数值模拟研究

3500 m以深页岩气资源量占整个川南地区总资源量的比例高达86.5%,该区深层页岩气藏构造复杂,压裂形成复杂缝网的难度大,有必要通过数值模拟研究深层页岩气复杂缝网主控因素,对实现川南地区深层页岩气的效益开发具有重要意义。在对川南地区页岩气气田某井的岩芯进行细观尺度下的观察并构建二维裂缝模型的基础上,利用位移间断边界元法(DDM)模拟深层页岩水力压裂过程中水力裂缝与天然裂缝相互作用的物理力学过程,研究主应力、应力差和压裂液排量对裂缝扩展的影响。结果表明：在高应力差条件下缝网的复杂程度和总长度急剧降低,缝网的平均宽度增大,且平均宽度随排量增加而增大的能力变得有限。在高应力差条件下提升压裂液排量,缝网长度的增加以产生新生裂缝为主,同时提升排量对于激活天然裂缝有一定的提升作用,但是效果有限。相比于拉张裂缝,剪切裂缝的形成受主应力和压裂液排量的影响更显著,在高应力差条件下缝网中剪切裂缝的长度急剧降低。随着压裂液的注入,在较低应力差和相同压裂液注入量的情况下,低排量工况下的裂缝长度逐渐大于高排量工况下的裂缝长度。在应力差较高的情况下裂缝扩展的速率较低,同时会使提升排量而形成更多新生裂缝的能力变得...     

川东北元坝地区三叠系飞仙关组鲕粒滩暴露标志的识别与地质意义

四川盆地东北部元坝地区下三叠统飞仙关组储层主要为台地相鲕粒滩灰岩沉积。以研究区6口井岩心观察描述、15块岩心薄片及200块岩屑薄片鉴定为基础,结合扫描电镜及电子探针等分析手段,识别出元坝地区飞仙关组鲕粒灰岩成岩过程中的五种暴露标志:大气淡水方解石胶结物、溶蚀现象(鲕粒内溶孔充填淡水方解石)、含砾屑鲕粒灰岩(砾屑为海滩岩的破碎产物)、渗流黏土及渗流粉砂、褐铁矿化现象。综合区域地质及构造演化,认为飞仙关期二时末期海平面下降,使原沉积区暴露地表,经受大气淡水淋滤和溶蚀。这些暴露现象可作为识别碳酸盐岩层序界面的重要标志,也可以对精细层序的划分进行印证。暴露溶蚀作用易形成大量的次生孔隙,有利于优质储层的形成。     

塔河油田海西早期岩溶古水系识别方法及其特征

塔河油田海西早期形成了复杂的碳酸盐岩岩溶缝洞系统,其发育规模在东部地区和西部地区表现出显著的差异性。岩溶水作为岩溶发育的关键因素,在不同地质背景下表现出的水文学特征及水动力作用与岩溶缝洞系统的发育密切相关。为了深入认识和阐述岩溶储层发育机制,基于三维地震资料,通过地震属性技术结合现代岩溶理论成果恢复了塔河油田埋深5 000m以下的古水文网络,精细描述了水系发育特征。研究结果表明:东部地区地表水系统具有较大汇水量,水系以强烈的垂向侵蚀作用为主,发育了完整的地表-地下双重水系型水文网络系统;西部地区地表水以水平溶蚀作用为主,地貌较为平缓,尚未产生大型地下水系网络系统,属于地表水系型水文网络系统。东、西部地区地表、地下水文系统动力学机制的不同,为这2个地区岩溶储层发育的差异性提供了合理解释。