沾化凹陷罗家地区沙四段顶部至沙三段泥质岩裂缝特征及其影响因素

利用岩心观察、岩石薄片鉴定和扫描电镜分析等技术手段,结合岩相古地理分析和古构造应力场模拟试验成果,对沾化凹陷罗家地区泥质岩裂缝的类型、特征、受控因素以及对油气储集的有效性进行了研究。结果表明,以张裂缝为主的顺层缝的长度、密度和开度大于切层缝,且为烃类的主要储集空间;包括张裂缝和剪裂缝在内的切层裂缝作为主要连通顺层裂缝的通道,很少储油。成岩收缩缝在泥质岩层中是极有利的油气储集空间,特别是在构造裂缝不太发育的地区,由成岩收缩造成的层间缝会成为主要的储集空间。裂缝发育的受控因素有区域构造应力、构造部位及其与断裂带的距离、岩性、岩相、地层厚度、物性、埋深和地层压力。预测研究区地层埋深为2200～3400m,在距离断裂带较近地区、断层转换带、凹陷斜坡坡度突变区、地层厚度和／或砂岩厚度突变区、三角洲前缘亚相、湖底扇相砂体与湖相泥质岩交界过渡带,泥质灰岩、灰质泥岩、油页岩和油泥岩最有可能形成有效的裂缝储集空间。     

沾化凹陷泥质岩储层中裂缝类型及其成因研究

对沾化凹陷沙三段泥质岩储层发育段及其围岩的岩石组分、结构、构造特征进行了研究,系统地描述了泥质岩储层的裂缝产状及其分布。研究结果表明,沾化凹陷泥质岩储集层为裂缝型储集层,它具有严重的非均质性,按其成因差异,泥质岩裂缝可进一步细分为构造缝、成岩缝、成烃缝3大类6小类。其中构造缝和成烃缝是泥质岩储集层的主要储油空间和渗流通道,断层消失端、断层交汇区以及断层外凸区是泥质岩储层的发育区。泥质岩储集层形成于呈拉伸状态的深湖半深湖相纹层状泥灰岩之中。较高的有机碳含量、适中的混层比和埋藏深度以及优越的地层组合是泥质岩裂缝形成和发育的内因,特定的构造环境是诱发泥质岩产生裂缝的重要外部因素。     

沾化凹陷泥质岩储层中裂缝类型及其成因研究

对沾化凹陷沙三段泥质岩储层发育段及其围岩的岩石组分、结构、构造特征进行了研究,系统地描述了泥质岩储层的裂缝产状及其分布。研究结果表明,沾化凹陷泥质岩储集层为裂缝型储集层,它具有严重的非均质性,按其成因差异,泥质岩裂缝可进一步细分为构造缝、成岩缝、成烃缝3大类6小类。其中构造缝和成烃缝是泥质岩储集层的主要储油空间和渗流通道,断层消失端、断层交汇区以及断层外凸区是泥质岩储层的发育区。泥质岩储集层形成于呈拉伸状态的深湖一半深湖相纹层状泥灰岩之中。较高的有机碳含量、适中的混层比和埋藏深度以及优越的地层组合是泥质岩裂缝形成和发育的内因,特定的构造环境是诱发泥质岩产生裂缝的重要外部因素。     

泥岩非构造裂缝与现代水下收缩裂缝相似性研究

泥岩非构造裂缝与现代水下收缩裂缝在形态结构、形成机理方面都十分相近.通过对现代泥质沉积物水下收缩裂缝的深入研究,初步探讨了成岩收缩作用、异常高压作用、层间滑动作用以及裂缝充填物沉积模式等对泥岩非构造裂缝的发育特征、发育机理以及油气初次运移等方面可能产生的重要影响.通过对比分析可知:(1)地层倾角较大的泥岩层段,主要发育矩形收缩裂缝;倾角较缓的层段,则以网状收缩裂缝为主.(2)在异常高压带内,油气初次运移分先后2个阶段,首先是爆发式混相涌流,其次为隙壁渗流.(3)高压带内的砂质地层不但有利于高压形成,可以为油气初次运移提供储集空间,而且具有很好的保护作用.(4)在泥、砂厚度比为3~4时,砂层的润滑作用更有利于上下泥岩层收缩裂缝的发育.早期裂缝内充填物沉积模式对后期裂缝的发育规律、渗透性以及油气初次运移等具有深远的影响.     

东营凹陷盐家地区沙四段砂砾岩储层裂缝发育特征

通过岩心观察、薄片鉴定、成像测井及物性分析等手段对东营凹陷盐家地区沙四段近岸水下扇沉积砂砾岩储层裂缝发育特征进行研究。研究结果表明:研究区沙四段砂砾岩储层裂缝普遍发育,主要为构造裂缝和风化缝、成岩缝、超压缝、溶蚀缝等非构造裂缝。有效的构造裂缝主要形成于东营期末强烈的构造反转活动,为挤压应力作用下的产物,近东西走向;这些构造裂缝以斜交缝为主,裂缝线密度随岩石粒度变粗和单层厚度增大而明显减小,总体上以近岸水下扇中扇辫状沟道和沟道前缘的中粗砂岩构造裂缝最为发育。风化缝主要发育于沙四上亚段内扇近岸水下扇主沟道和中扇辫状沟道微相的花岗片麻质中粗砾石中,是其在风化带遭受风化破裂和差异溶蚀所致,这类裂缝多开启并与孔隙连通,常储集油气。成岩缝在本区主要为压裂缝和收缩缝,压裂缝主要表现为粒内压裂缝和粒缘缝,其发育程度与岩石粒级、碎屑颗粒成分以及填隙物含量关系密切,在中扇辫状沟道颗粒支撑的粗砂岩和中细砾岩中最为发育。研究区沙四段异常超压较为普遍,造成胶结致密砂砾岩储层超压裂缝较为发育。粒度较粗、颗粒支撑、单层厚度适中的中扇亚相辫状沟道砂砾岩中各类裂缝较为发育,与孔隙交织在一起构成连通性良好的孔隙-裂缝复合储集空间系统,是其成为近岸水下扇中最有利的储集相带的重要原因。     

南堡凹陷泥页岩孔裂隙特征及影响因素分析

为了更好地评价南堡凹陷页岩油气资源潜力,综合运用地质、地球物理资料,通过岩心及薄片观察、扫描电镜观察、X衍射矿物分析等实验方法,对南堡凹陷泥页岩储层孔裂隙特征及影响因素进行了研究。研究表明,泥页岩储层发育的裂缝分为四种类型:构造缝、异常压力缝、成岩收缩缝和层间微裂缝,其中以高角度构造裂缝为主。孔隙结构复杂,组合形式多样,孔隙类型包括:有机质孔隙、粒间孔、粒内孔。影响泥岩裂缝形成的机制主要有四个方面,即沉积作用、构造运动、地层超压和成岩作用。其中构造运动控制裂缝的发育数量和展布,是南堡1号、2号和5号构造带以及高柳地区泥页岩裂缝发育的主控因素。     

东濮凹陷文留地区盐下含气层系的储层特征

文留地区沙四段形成储集空间的有利因素和成岩作用:1.早期碳酸盐胶结物对成岩起了抑制作用。在压实过程中,早期胶结物的支撑避免了碎屑颗粒的充分靠近;2.次生孔隙构成了岩石的主要储集空间,北部的部分井在三千公民左右井深处,在一些薄片中见面孔率达20％;3.泥质杂基有时会对储集性质起好作用,因泥质起着抑制胶结的作用;4.南部地区存在泥岩储集层,其储集空间是溶蚀微孔隙和层间收缩缝,这些孔隙可使泥岩的渗透率达到10毫达西。     

东营凹陷E-N岩浆活动对Es3-4泥质岩生烃范围的影响

目的探讨东营凹陷古近纪—新近纪岩浆活动对沙四上段—沙三中段暗色泥质岩生烃范围的影响。方法以东营凹陷160余口钻井、录井的岩浆岩资料为基础,编制古近系—新近系岩浆岩的分布图,对岩浆岩分布区的现今地温和古地温特征以及岩浆岩分布区的沙四上段—沙三中段暗色泥质岩的厚度、埋深和生烃特征进行研究。结果东营凹陷古近系和新近系岩浆岩主要分布于凹陷西部和南部,岩浆岩分布区沙四上段—沙三中暗色泥质岩埋深一般较浅(800～2 000 m);其现今地温梯度普遍偏高,一般在3.6～5.0℃/100 m;古近纪、新近纪岩浆活动期,该区具有更高的地温特征,其泥质岩有机质生烃门限深度可小于1 170 m。结论东营凹陷古近纪—新近纪,岩浆活动控制的沙四上段—沙三中暗色泥质岩有效生烃范围主要分布于东营凹陷西部和南部暗色泥质岩埋深较浅的区域。与由埋深增温作用控制的沙四上段—沙三中暗色泥质岩生烃范围在平面上形成了互补,致使沙四—沙三段暗色泥质岩的有效生烃范围几乎覆盖了整个凹陷。在油气勘探过程中,应充分考虑东营凹陷古近纪—新近纪岩浆活动控制的沙四上段—沙三中暗色泥岩有效生烃范围对油气藏形成与分布的影响,并加强在埋深较浅的受岩浆活动影响的暗色泥岩分布区页岩油气藏的勘探。     

济源──黄口地区地层埋藏史研究

地层埋藏史研究是借助计算机恢复地层古厚度，动态地再现盆地的沉积发育过程．本文在泥岩压实研究的基础上，首次建立了该区的压实厚度恢复模型和泥质岩声波时差与孔隙度的转换关系，恢复了旱第三纪末期地层的剥蚀厚度．利用反演法恢复了连续沉积地层和不连续沉积地层的古厚度．编绘了单井埋藏史图和沉降幅度对比图等．在此基础上动态地对比分析了研究区不同凹陷的沉积发育史，并预测了可能的生油气层段和可能油源岩的生烃、排烃时期和条件．指出了有利的油气远景区．     

垦利A油田辫状河三角洲前缘优质储层特征

明确渤海湾盆地莱州湾凹陷垦利A油田古近系沙三上段优质储层特征及成因，可为凹陷内油气勘探提供依据。结合钻井、测井等资料，利用扫描电镜、铸体薄片、孔渗物性、流体包裹体等多种分析测试手段，开展构造沉积背景、埋藏史、地层温压系统等相关研究。结果表明，沙三上段储层具“高孔高渗”特征，储集空间以粒间孔为主，微裂缝较发育，孔喉以大中孔-中细喉为主；储层成岩作用总体处于中成岩A期，表现为“中压实、强溶蚀、弱胶结”的特征，优质储层的形成主要受构造背景、沉积环境、成岩作用和地层超压等4方面的影响。莱州湾凹陷南部斜坡带的储层发育具有分带性，重力滑脱断层（F₁）内侧优质储层发育，是油气成藏的有利地区。     

古近系页岩油赋存特征——以济阳坳陷为例

通过大量岩心观察、薄片鉴定、X-衍射全岩矿物分析和扫描电镜分析,将济阳坳陷古近系泥页岩划分为10余种类型岩相。在岩相划分的基础上,分析了济阳坳陷页岩油赋存特征。富有机质纹层状泥质灰岩相/灰质泥岩相是页岩油赋存的最有利岩相;济阳坳陷的泥页岩的储集空间主要包括各类基质的孔隙和裂缝,最有利赋存空间是各类裂缝(层间缝、构造裂缝、超压裂缝);页岩油具有薄膜状游离态和浸染状吸附态两种赋存相态,在泥页岩裂缝、碳酸盐晶间孔中以游离态为主,在有机孔、黄铁矿晶间孔、黏土矿物晶间孔中以吸附态为主;通过页岩油油源对比、成熟度、地层异常压力、地层水水型等方面的证据确定济阳坳陷页岩油具有"非原位、短距离源内运聚"的特征。     

东营凹陷细粒沉积岩岩相组合特征

综合应用岩芯、薄片、全岩X射线衍射等资料,根据岩石组分、沉积构造、TOC和碳酸盐晶体结构等指标划分东营凹陷沙四上-沙三下亚段细粒沉积岩岩相,该段主要发育富有机质纹层状隐晶泥质灰岩、富有机质纹层状微晶泥质灰岩、富有机质纹层状灰质泥岩、富有机质层状泥质灰岩、富有机质层状灰质泥岩、富有机质块状灰质泥岩、含有机质层状灰质泥岩和含有机质层状膏质泥岩相等8种岩相。结合地球化学元素资料恢复的古气候、古盐度、古水深及古水体的氧化还原性和古物源等指标恢复细粒沉积岩的沉积环境,进而明确不同沉积环境细粒沉积岩岩相组合特征及成因。在此基础上,建立了东营凹陷沙四上-沙三下亚段细粒沉积岩的沉积模式。该成果对陆相页岩油勘探有重要指导作用。     

青西油田下白垩统下沟组致密油成藏条件

致密油资源是青西油田非常规油气中最现实、也是最容易获得突破的领域。从烃源岩、储层、盖层及储盖组 合等方面,深入探讨青西油田下白垩统下沟组致密油的成藏条件。结果表明：青西油田下白垩统下沟组和赤金堡组烃 源岩厚度较大,有机质丰度较高,干酪根类型较好,生烃潜力大;储层物性较差,为低孔低渗致密储层。但研究区内构 造活动强烈,不仅有利于形成富集油气的圈闭,而且还能改善储层的品质,发育的构造裂缝以及构造溶蚀裂缝是下白 垩统下沟组致密油藏的主要储集空间;下白垩统下沟组及中沟组泥岩、古近系泥岩和膏盐岩为主要盖层,生储盖组合 包括自生自储型和下生上储型两类。     

渤海湾盆地沾化凹陷沙河街组页岩油微观储集性

探讨渤海湾盆地沾化凹陷页岩油储层不同岩石矿物的孔隙发育特征,为页岩油勘探开发提供基础资料.取自沾化凹陷罗69井古近系沙河街组页岩油层段21块自然断面和氩离子抛光岩心样品,利用场发射扫描电镜图像定量研究页岩油储层不同岩石矿物的孔隙发育类型、孔径分布及其面孔率贡献.结果表明沙河街组页岩油主要孔隙类型有泥岩中的泥质碎片间微孔和泥晶灰岩中的方解石溶蚀孔,其中的微米级孔隙提供了页岩油的主要储集空间.纳米级孔径为主的方解石晶间孔、晶内孔和黄铁矿晶间孔数量多,但孔隙面孔率很低.沾化凹陷页岩油开发的主要对象为微米级泥质粒间孔和方解石溶蚀孔发育层段.     

鄂尔多斯盆地富县地区长8成岩相及其对储层类别的控制

富县地区延长组长8油层组是重要的产油层段之一,储层性能除了受沉积环境的影响之外,还受成岩作用、尤其是成岩相的控制.综合利用储层铸体薄片、压汞、扫描电镜和物性分析等资料对富县地区长8油层组碎屑组成、胶结物组分和储层孔隙结构、物性特征、成岩相及储层类别进行了详细研究,分析了储层成岩相分布规律及其对储层类别的控制作用.得出以下结论：研究区长8油层组主要发育5种成岩相：绿泥石薄膜胶结相、泥质胶结相、石英及长石胶结相、碳酸盐胶结相和长石溶蚀相.储层物性分布规律明显受成岩相控制,绿泥石薄膜胶结相和长石溶蚀相区储层物性最好,为Ⅱ类储层,为研究区最有利储集层发育的相带;泥质胶结相及石英、长石胶结相区储层物性稍差,为Ⅲ类储层;泥质胶结相及碳酸盐胶结相区储层物性最差,为Ⅳ类储层,即非储集岩.     

东营凹陷北部永921地区渐新世沙三段和沙四段扇三角洲沉积

东营凹陷北部永 92 1地区沙三段和沙四段广泛发育扇三角洲沉积 ,从中可以识别出砾岩相、砂岩相、粉砂岩泥岩相和泥岩相等 4种岩相类型。根据本区的沉积特征 ,扇三角洲沉积是一个典型的退积型层序 ,沉积边界和扇三角洲砂砾岩体的分布主要受湖平面变化的影响。该区湖相暗色泥岩为主要的烃源岩和盖层 ,扇三角洲前缘的砂砾岩体是较好的储集层。本区生、储、盖发育齐全 ,有着良好的勘探开发前景     

查干凹陷苏红图组火山岩储集特征及主控因素

利用岩芯、薄片、扫描电镜及压汞分析等测试手段,结合测井和地震资料,对查干凹陷苏红图组火山岩的储集特征进行了研究,明确了储集性能主控因素。研究表明,火山岩的主要储集空间为气孔、裂缝、溶蚀孔、溶蚀缝和微孔缝,玄武岩气孔、裂缝及溶蚀孔缝发育、分布广,为研究区主要的储集岩石类型,凝灰岩裂缝较发育,分布仅次于玄武岩,为研究区次要的储集岩石类型;火山岩期次越晚,原生孔、缝保存越好,爆发相-溢流相过渡相带和部分溢流相层段上部物性较好,气孔和裂缝的充填是火山岩物性变差的主要原因,构造缝及其伴生的风化淋滤、溶蚀作用极大地改善了火山岩的储集性能,火山岩矿物蚀变产生的黏土堵塞孔隙,使物性变差,同时使岩石的致密性变差,为后期的溶蚀改造创造了条件。     

准噶尔盆地腹部地区白垩系呼图壁河组沉积特征

以沉积学的方法和原理为指导,综合运用录井、测井、岩心、区域地质背景等资料,对准噶尔盆地腹部地区滴西12井区白垩系呼图壁河组沉积特征进行研究。结果表明:滴西12井区白垩系呼图壁河组岩性主要为灰色细砂岩、粉砂岩和棕红色泥岩的频繁互层,沉积相类型主要为干旱型砂质辫状河,微相类型主要有高能河道、低能河道、心滩、溢岸、河漫滩等,物源方向主要来自西北和东南方向;呼一段和呼二段共划分为14个小层;K1h18小层沉积初期发育西北向的辫状水道,K1h17～K1h15沉积时期辫状水道规模进一步扩宽,K1h14～K1h13沉积时期水流能量开始减弱,河道发育不明显,K1h12～K1h21沉积时期河道水动力条件又逐渐增强,河道不断分叉、合并和摆动,多期河道叠置,形成丰富的水道心滩储油砂体;沉积作用及不同类型沉积微相相带分布是研究区储层物性的主控因素。     

春风油田排66块火成岩储层成因模式分析

排66块石炭系火成岩岩性复杂、储集空间类型多样,有利储层发育规律和分布模式认识不清。为实现油藏有效动用,有必要开展储层成因模式的分析,指导油藏开发。基于岩芯、成像和分析化验资料,利用地质统计学方法确定本区的主要岩石类型为安山岩和凝灰岩,主要的储集空间包括溶蚀孔洞、裂缝,原生孔隙发育程度弱,无法独自形成有效储层。通过对3种储层类型分布规律的研究,建立了本区火成岩储层的成因模式：岩性控制了储层的范围、构造运动是裂缝形成的直接原因、成岩作用塑造现今储层的发育规律,缝洞储层一般沿断层带分布,在纵向上受控于有利成岩相带。