马朗凹陷芦草沟组泥页岩储层含油性特征与评价

通过泥页岩常规岩芯与密闭取芯的地球化学分析、物性分析、压汞实验分析等,评价马朗凹陷二叠系芦草沟组泥页岩储层的含油性,结合试油情况,研究其富油机制以及有利储层分布特征。结果表明,芦草沟组泥页岩储层含油性受有机质丰度和孔隙度影响,有利层段总有机碳要大于4%,孔隙度大于3%。体积含油率比含油饱和度更能准确表征泥页岩的含油性,油层要求含油率大于1%。压汞分析显示,泥页岩的储层富油机制与常规砂岩不同,包括未运移烃类的就地滞留富集和经历短距离初次运移在与优质源岩临近的次源岩层系中富集两个过程。芦草沟组页岩油的富集受岩性组合类型的影响,以泥岩为主,夹(薄层)泥质灰岩、泥质白云岩或者以灰质泥岩、白云质泥岩为主,为该区最有利岩性组合,含油性最好,对应于深湖—半深湖的沉积环境。     

东营凹陷油- 源特征与含油气系统划分

油源对比是含油气系统划分的基础。针对东营凹陷沙三中、沙三下和沙四上三套有效烃源岩在地球化学特征上的差异,探讨了东营凹陷内三套烃源岩与已知原油之间的空间对应关系及其成因。以油源对比为依据,将东营凹陷划分为沙三中—沙三中亚段（！）、沙三下—沙二、沙三段（！）和沙四上—沙四、沙二段（！）3个含油气系统。分析结果表明,3个含油气系统中已发现的油气藏在空间上具有明显的环状分布特征,其成因模式受控于输导要素组成、油源断层分布位置、烃源岩内砂体的发育规模以及断-砂空间组合等;其中,油源断层和砂体的空间组合关系对东营凹陷不同成因油气藏的形成与分布起主控作用。     

叶城凹陷柯东1井凝析油及柯克亚原油的油源分析

塔里木盆地叶城凹陷拥有多套烃源岩层,主要为石炭系卡拉乌依组、二叠系棋盘组与普司格组2-3段、侏罗系煤系地层与叶尔羌群等,这些烃源岩都可能是柯东1井凝析油和柯克亚第三系原油的母源。在这一地区,油源一直是一个很具争议性的问题。选取了叶城凹陷克里阳构造带柯东1井2个凝析油、柯克亚构造带7个第三系原油,以及叶城凹陷各烃源岩层具有代表性的17个烃源岩样品,对其生物标志物及正构烷烃单体烃稳定碳同位素比值等参数进行了详细的测试分析。油油对比揭示,柯东1井原油与柯克亚第三系原油在正构烷烃组分、成熟度与稳定碳同位素组成等特征上具有明显的相似性,显示同源的特征。油源对比显示,普司格组2-3段下部是这些原油的源岩。这一烃源岩层具有与柯克亚地区原油一致的成熟度和相似的特征性生物标志物,即高含量的重排藿烷、Ts和 C27-C29重排甾烷等,而其他烃源岩层则不具备这类特征。较高成熟阶段形成的原油,解释了普司格组2-3段烃源岩可溶有机质与柯东1井等原油在单体烃稳定碳同位素比值上具有2‰~3‰的差别。     

低渗油藏中相对高渗储层特征及其主控因素--以鄂尔多斯盆地志丹地区上三叠统延长组长101为例

相对高渗储层研究是低渗油田勘探开发的方向标。以2007年鄂尔多斯盆地志丹地区新发现的延长组长101含油层系为研究对象,通过岩心观察,结合室内铸体薄片、物性资料、X衍射、扫描电镜、压汞资料等的综合分析,对相对高渗储层特征及其控制因素进行研究。结果表明,研究区长101相对高渗储层以中粗粒-中粒含浊沸石长石砂岩为主,砂岩成分成熟度相对较高;胶结物主要以绿泥石膜和浊沸石为主;成岩作用主要表现为次生溶蚀作用;孔隙以浊沸石溶蚀孔、长石溶蚀孔和残余粒间孔为主。控制研究区相对高渗储层的因素主要有3个方面：三角洲平原亚相分流河道微相控制储层的分布及储层原始物质的组成,绿泥石膜的存在使原生粒间孔隙得以保存和次生溶蚀作用中浊沸石、长石溶孔优化了储层的储集性能。     

羌塘盆地半岛湖—东湖地区主力烃源岩及油气资源潜力

羌塘盆地中部新发现很多液态油苗,生物标志化合物指示这些液态油苗和BAPS古油藏的原油来自早侏罗世Toarcian油页岩。下侏罗统海相油页岩TOC含量高、生烃潜量大、有机质成熟度适中,是羌塘盆地侏罗系优质烃源岩和主力生油层。地震反射剖面结合钻探标定揭示,下侏罗统Toarcian油页岩稳定分布于北羌塘凹陷,厚度110～150m,大部分地区埋深4500～3000m,半岛湖背斜两翼埋深3000～1000m。由于逆冲推覆及构造改造,下侏罗统Toarcian富碳页岩在半岛湖背斜核部埋深变浅为522～675m,在比洛错、胜利河、长蛇山、托纳木藏布等地表形成油页岩露头。应用氯仿沥青法和成烃率法,采用不同地点Toarcian油页岩及生烃参数,估算面积2万km~2半岛湖—东湖地区初次生烃形成原油资源量为50～100亿吨,新生代二次生烃形成原油资源量为24.4亿吨。北羌塘凹陷Toarcian海相油页岩经过初次生烃和二次生烃形成了巨量油气资源,具有巨大的油气勘探前景。     

黄骅坳陷孔西潜山带奥陶系油藏的油源与成藏期次

１９９３年和１９９７年黄骅坳陷孔西潜山带孔古３井、７井先后从中奥陶统峰组获得工业性油流,标志华北地区古生界海相碳盐岩油气勘探的突破性进展。据该区烃源岩评价和油源对比分析,中奥陶统峰峰组下段、上马家沟组二段为主要油源层段;烃源岩生烃高身大致出现在相当于镜质组反射率Ｒ０值１．０％～１．６％范围内,表现出碳酸盐岩生 的迟滞效应。孔西潜山带处于主要油源层段的相对高丰度地带和有效生烃高峰的范围内,利于油气的     

济阳坳陶深解气运移释放藏机理与模式

油深释放气是济阳坳陷中浅层天然气的重要来源,文中应用盆地模拟技术,确定了注是阳坳陷烃源岩大约在３９００ｍ进入大量生气窗。该坳陷烃源岩埋深较浅,以生油为主,仅在洼陷的中心进入大量生气窗,在此基础上阐明了油深释放气是济阳坳陷中浅层天然气的重要来源,并从油深解气的模型出发,结合油气藏实测数据,确定了油溶解气起始脱气点的计算方法,建立了典型的脱气模式。认为济阳坳陷油溶解气的起始脱气深度大约在１７００～２０００ｍ之间,埋深小于起始脱气深度,可形成气层气、气顶气和夹层气等天然气藏;埋深在起始脱气深度至３９００ｍ之间,气藏在油中处于欠饱和状态,以深解气赋存形式为主;深度大于３９００ｍ,烃源岩才开始进入大量游离气生成阶段,可形成深层原生气藏。     

陕北志丹地区长2油藏油气富集规律研究

基于大量钻井、测井、录井及试采成果,运用石油地质学理论方法,通过精细地层对比及密井网大比例尺编图等,对鄂南陕北志丹地区中生界延长组长2油藏特征及油气富集规律进行综合分析,结果表明:长2油气富集成藏受地层、古地貌、不整合、局部构造、沉积及储层特征、区域盖层等多种因素的控制和影响;印支古地貌控制了长2地层和油藏的分布状况,古高地是油气运移的有利指向和富集的最佳场所;局部群构造及优势砂岩区带的发育、储层岩性的侧变及尖灭、旋回性泥岩及区域盖层的覆盖、有利相带组合及其与西倾单斜背景的恰当配置、斜坡处不整合的侧向封堵等不仅为长2油藏提供了良好的圈闭条件,也控制了其油气富集规律和油藏分布。油藏类型多样,以构造-岩性油藏和构造-地层油藏为主,其次为构造油藏、岩性油藏、岩性-地层油藏、水动力油藏等。     

鄂尔多斯盆地陇东地区长7段致密油储层可动流体赋存特征及影响因素

鄂尔多斯盆地陇东地区致密油储层主要分布在延长组长7段。通过长7段致密砂岩样品的核磁共振测试和场发射扫描电镜分析,对致密油储层可动流体赋存特征及影响因素进行了研究。结果表明:致密油砂岩岩心的最佳离心力为1.448 MPa;核磁共振T2谱截止值分布范围较宽,平均为20.64ms;可动流体饱和度低,平均为40.27%,主要被0.05~1.00μm的喉道所控制,且喉道在0.10~0.50μm区间时,致密油岩样可动流体饱和度最高、下降速度最快。整体上,可动流体饱和度与物性呈现出一定的正相关性,且在长71段,储层物性相对较好,可动流体饱和度较高。微裂缝发育程度、溶蚀孔隙、黏土矿物和石英颗粒充填孔隙等储层微观孔隙结构特征是可动流体的主要影响因素。其中,微裂缝、溶蚀孔隙的发育在一定程度上提高了储层可动流体饱和度;而黏土矿物及石英颗粒充填孔隙则导致储层可动流体饱和度的降低。关于长7段储层可动流体赋存特征的认识对鄂尔多斯盆地致密油资源开发具有一定的指导意义。