大庆长垣以西地区扶余油层次生孔隙预测

为了在普遍低孔、低渗的背景下寻找次生孔隙发育的储层,在次生孔隙形成机制分析和储层成岩作用研究的基础上,结合考虑影响次生孔隙形成的多种因素,对大庆长垣以西地区扶余油层次生孔隙发育区进行预测。研究表明,该地区次生孔隙的形成主要受青山口组下排有机酸和碳酸的影响,且受到断层的控制和超压的影响,次生孔隙主要分布在齐家地区和龙虎泡阶地等凹陷周边区域,在西部斜坡区亦发育由大气水淋滤所形成的次生孔隙。在次生孔隙发育区,若发育岩性圈闭或构造圈闭,则为有利的油气聚集场所。      

次生油气藏成藏研究进展

对次生油气藏的含义、研究历程进行较全面的总结,并且对次生油气藏的成藏要素和研究技术方法进行了较系统的分析,认为断层是控制次生油气藏垂向分布的最主要的影响因素,总结了几种典型的断层成因的次生油气成藏模式;并且根据超压对油气运聚的影响提出超压封存箱内成藏模式和垂向叠置超压封存箱箱间次生成藏两种次生油气成藏模式。将次生油气藏的研究与流体包裹体技术联系起来,总结了利用流体历史分析技术(FHA)和油气成藏年代学研究次生油气藏的形成和演化。     

泥岩、页岩声速各向异性及其影响因素分析

在实验室超声波频率下(纵波主频为700kHz、横波为250kHz)对层理发育的页岩和泥岩的各向异性进行了研究,给出了在干燥和油饱和条件下,样品不同方向上纵、横波速度以及各向异性参数随压力的变化规律. 用X 射线衍射和扫描电镜分析了样品中引起各向异性的原因,指出平行于层理定向排列的粘土矿物和微裂隙是使样品显示出强弹性各向异性的内在原因. 随着压力的增高微裂隙逐渐闭合,样品的各向异性程度减弱. 孔隙流体的存在增强了孔隙（裂隙）的刚度,减弱了各向异性随压力增大而减小的趋势.     

琼东南盆地超压系统泄压带: 可能的天然气聚集场所

泄压带是超压系统内部流体向外运移的通道和有利的油气聚集场所, 对水溶相天然气析离成藏更有着重要意义.本文综合应用速度谱、测井、钻井和地层测试等资料预测了琼东南盆地超压系统的分布, 将其划分为3种结构类型; 结合粘土分析等资料识别出了4种类型的泄压带, 并讨论了泄压带的分布与可能的天然气聚集区带.琼东南盆地中央坳陷带整体发育一个超压系统, 其分布格局主要受陆坡带的形成和莺歌海盆地超压传递的影响, 陆坡区的超压明显强于非陆坡区, 西部的超压整体强于东部并在浅部呈现自西向东传递的趋势.泄压带内的天然气成藏主要取决于压力、温度和溶解气量, 需满足溶解气量足够多和溶解度变化量足够大, 相对而言, Ⅱ型泄压带成藏条件最优, 既有断裂沟通深部水溶气和浅部储层, 又有温压条件的显著变化, 因而流体运移最活跃.Ⅲ型泄压带次之, 但分布最广, 该类型最有利部位分布在陵水低凸起和宝岛凹陷北坡.      

砂岩侵入体系模拟及形成机理分析

砂岩侵入体系是一种普遍的地质现象,近些年来越来越受到地学界的重视,但对其形成机理探讨较少。作者及研究团队通过设计一套室内模拟实验装置,来简化模拟3层地层结构中砂岩侵入体系的形成和演化过程。在之前模拟实验(实验变量为顶层沉积物的厚度、进水管的结构)结果的基础上,进一步考察了地形坡度对实验结果的影响,并对砂岩侵入体系的形成机理进行了分析。实验过程中,共观察到7种不同形态不同样式的管道,并对实验过程中压力变化进行了测试。对实验结果分析认为:盖层厚度越大,压力下降的速度越慢,越不利于压力的释放;随着实验的继续进行,砂岩侵入体最终会转化为砂岩喷出体并喷出地表;不稳定的地形有利于触发疏松沉积物发生变形。实验表明,超压是砂岩侵入体发生的最重要条件之一, 沉积盆地中的压实不均衡和生烃作用是可独立产生大规模超压的2种主要机制。     

阿姆河盆地侏罗系海相烃源岩地化特征及与中国海相烃源岩比较

阿姆河盆地上侏罗统海相烃源岩是一套公认的成熟烃源岩,其成熟度与中国古生界高-过成熟度海相烃源岩不同,通过对阿姆河右岸地区上侏罗统岩石样品的地球化学分析及与中国塔里木和华北、四川、吐哈、渤海湾等盆地类似烃源岩的比对,研究了阿姆河盆地成熟海相烃源岩地化特征,建立了有机质丰度与类型的评价标准与图版。结果表明:阿姆河盆地侏罗系存在灰岩和泥岩两类海相烃源岩,灰岩有机质丰度略高于塔里木盆地古生界和华北地台中上元古界灰岩,与四川盆地二叠系灰岩接近,泥岩有机质丰度与吐哈盆地侏罗系煤系泥岩相当,成倍好于塔里木盆地、华北地台海相泥岩;海相泥岩属于Ⅰ₂~Ⅱ型烃源岩,海相灰岩属于Ⅲ~Ⅱ型烃源岩,综合分析认为:1）阿姆河盆地上侏罗统灰岩好烃源岩有机碳含量标准为0.5%,泥岩好烃源岩有机碳含量标准为3%;2）以低等生物为主的海相碳酸盐岩或泥岩,其可溶有机质氯仿沥青“A”族组分、Pr/Ph与Ph/nC₁₈关系、甾烷ααα（C₂₇、C₂₈、C₂₉）-20R含量、多环芳香“三芴”系列等参数既揭示了烃源岩的生源环境,也是鉴别母质类型的良好参数。阿姆河盆地上侏罗统海相泥岩和灰岩烃源岩评价标准与图版的建立,对国外海相盆地油气资源评价具有重要意义。     

北海盆地维京地堑渐新统砂岩侵入体形态特征及成因

砂岩侵入体是由处于浅埋藏阶段、尚未固结的砂质沉积物发生液化并侵入到上覆盖层所形成的一类软沉积物变形,在北海盆地维京地堑渐新统地层中非常发育。为探讨砂岩侵入体的形态特征及诱发机制,通过高分辨率三维地震及测井资料,利用地震反射结构分析、地震相干切片等手段对砂岩侵入现象进行了识别;并结合多边形断层系统、流体充注与砂岩侵入之间的关联性,对砂岩侵入体的成因机制进行了分析。结果表明:在地震剖面上可识别的砂岩侵入体多呈V型或W型强振幅反射特征,其横向展布规模约1~2 km,垂向侵入高度约100~200 m;流体的大规模充注及多边形断层诱发盖层破裂是形成砂体内部超压并诱发其发生液化的关键因素。砂岩侵入体在形成之后可以作为流体运移通道,对强化流体的垂向运移具有重要意义;并且砂岩侵入体本身即可作为油气的有利储集体。因此识别并分析砂岩侵入体的成因机理,对盖层封闭性评价及油气勘探具有重要指导意义。     

东海陆架盆地西湖凹陷超压成因机制

西湖凹陷超压普遍发育,成因机制复杂,目前研究未见深入.从产生超压的主要因素入手,采用定性分析与定量计算相结合的方法,基于超压层段的测井响应特征、速度与垂直有效应力、沉积速率与孔隙度演化史、压力演化史与生烃强度史耦合的初步判断,再通过定量的计算综合分析了西湖凹陷超压的成因机制.研究表明:不均衡压实作用和生烃作用是西湖凹陷超压形成的主要机制,但在不同的区带有一定的差异.其中保俶斜坡带以不均衡压实作用为主,经过估算生烃作用贡献率为23%～57%,平均达到41%;而在中央背斜带超压形成机制有两种模式,大部分是以生烃作用为主的增压模式,贡献率为51%～78%;个别井位研究显示以不均衡压实作用为主的增压模式.在三潭深凹超压的形成中,不均衡压实作用与生烃作用相当,生烃作用增压稍强于不均衡压实作用增压,生烃作用的平均贡献率为60%左右.      

巴东组紫红色泥岩干湿循环崩解特征试验研究

红层泥岩受水的影响易诱发多种工程地质灾害,开展红层泥岩干湿循环崩解性质的研究具有重要意义。选取三叠系巴东组(T2b4)紫红色泥岩开展室内干湿循环崩解试验,每次干湿循环后筛分试样,通过称量获得各组分质量,并用图像处理技术提取每次筛分后岩石块体的形态特征参数。以此为基础用分形几何、灰色关联理论研究红层泥岩崩解过程中颗粒的分形与形态特征,从而建立评价红层泥岩稳定程度的模型。研究结果表明:巴东组紫红色泥岩室内干湿循环崩解试验中,粒径大于10 mm的块体崩解剧烈,且崩解过程主要集中在前8次循环,经历12次循环后停止;崩解过程中红层泥岩的分布分形维数在前8次循环中增加迅速,与红层泥岩崩解程度的变化规律相对应,随红层泥岩停止崩解而稳定在2.20;各粒组颗粒圆形度与覆盖盒维数的变化特征与红层泥岩崩解程度的变化规律也具有对应关系,随其崩解的停止而逐渐趋于稳定;灰色关联结果表明:崩解过程中红层泥岩圆形度的变化特征能更好地反映其崩解的状态,对工程建设中红层泥岩稳定程度的评价具有一定的指导意义。     

油气沿不同时期断裂穿过泥岩盖层渗滤散失的地质条件及其识别方法

为了研究含油气盆地断裂发育区油气分布规律,在确定油气沿活动期和静止期断裂穿过泥岩盖层发生渗滤散失机理的基础上,针对油气沿活动期和静止期断裂穿过泥岩盖层渗滤散失的地质条件及识别方法进行了研究。研究结果表明：油气沿活动期断裂穿过泥岩盖层渗滤散失所需的地质条件是活动期断裂在盖层内上下连接分布,作为油气穿过泥岩盖层的输导通道;油气沿静止期断裂穿过泥岩盖层渗滤散失所需的地质条件是下伏储层油气剩余压力大于断层岩排替压力。通过比较泥岩盖层断接厚度与油气沿活动期断裂穿过泥岩盖层渗滤散失所需最小断接厚度的相对大小和下伏储层剩余压力与断层岩排替压力的相对大小,分别建立了油气是否沿活动期断裂和静止期断裂穿过泥岩盖层渗滤散失的识别方法,并将其应用于渤海湾盆地南堡凹陷南堡5号构造天然气能否通过活动期和静止期NP5 2断裂穿过东二段泥岩盖层渗滤散失的识别。结果表明：在断裂活动期,仅在L2和L8测线处天然气可以沿着NP5 2断裂穿过东二段泥岩盖层渗滤散失,其余测线处(L1、L3、L4、L5、L6、L7、L9)则不能;但是在断裂静止期,天然气不能沿NP5 2断裂穿过东二段泥岩盖层渗滤散失,与目前南堡5号构造东二段泥岩盖层之下已发现的天然气分布相吻合,表明这2种方法分别用于识别油气是否通过静止期断裂和活动期断裂穿过泥岩盖层渗滤散失是可行的。