恩平凹陷中央断裂构造带超压发育及成藏意义

基于钻井实测压力数据和气烟囱现象,结合泥岩声波时差及地震层速度预测结果,对恩平凹陷中央断裂构造带超压的分布特征及成因进行研究,并探讨超压发育对油气成藏的作用和意义.研究区纵向上划分为2套压实-压力系统:恩平组及以上地层为正常压实-常压系统,文昌组为欠压实-超压系统;平面上超压主要分布于EP17洼内,EP18洼次之,EP12洼基本不发育.超压形成是生烃增压和不均衡压实共同作用的结果,其中生烃作用为主要因素,不均衡压实为次要因素.超压未对有机质热演化产生影响,但在一定程度上改善深部储层的性能,加强对烃类的封盖作用,同时可以产生微裂缝,并为油气运移提供动力.在压力控制下,中央断裂带油气主要聚集在文昌组和恩平组内,其中文昌组具有近源成藏、自生自储的优越条件,是研究区油气勘探的有利层位.     

鄂尔多斯盆地西峰地区长7段泥岩古压力恢复

依据钻、测井资料,运用统计分析、埋藏史模拟以及地层压力恢复等方法对西峰地区长7段欠压实泥岩古压力进行恢复。结果表明:地层孔隙度同时受埋藏深度和埋藏时间的双重影响,埋藏时间对孔隙度的影响具有持续效应,地层抬升会导致深度效应的停止;欠压实泥岩总孔隙度可以认为是正常压实孔隙度和欠压孔隙度实增量之和,正常压实孔隙度演化是埋藏深度和埋藏时间的双元函数,而欠压实增量只受控于埋藏深度;长7段欠压实泥岩孔隙度增量与其埋深之间存在良好的指数关系,利用该指数关系再结合埋藏史可以恢复欠压实泥岩在成藏期的古孔隙度;西峰地区长7段烃源岩在成藏期普遍存在异常高压,压力系数为1.3～1.65,说明其在成藏期具有很强的排烃动力,同时可以很好地解释西峰地区现今的油气分布特征。     

鄂尔多斯盆地延长组油气初次运移特征

以泥岩压实、埋藏史及生烃特征为主要依据，分析了鄂尔多斯盆地三迭系延长组长７油层组烃源岩油气初次运移的动力、产生深度、运移时间、运移方向及途径。结果表明，本区油气初次运移的主要动力是长７油层组广大范围发育的泥岩欠压实现象所产生的高过剩压力，烃源岩门限深度及异常压实起始深度决定了本区烃源岩初次运移的深度，油气初次运移的时期主要发生于Ｋ１２时期和Ｋ１３时期，油气直接从烃源岩垂向进入邻近储集层将是本区最为重要的运移途径之一，烃源岩侧向发生相变的地带往往也可以形成比较良好的排烃条件     

伊拉克中部E油田三角洲前缘Zubair层系砂岩储层预测

伊拉克中部下白垩统Zubair层系砂岩储层为中东重要油气储层,为三角洲前缘沉积,储层横向变化快,明确砂体分布规律对于油藏开发具有重要意义。针对目的层段,统计工区内6口井的砂体厚度与油层厚度,综合应用叠后地震反演与地震多属性定量分析,优选对储层敏感的地震属性,进行归一化处理,获得综合地震属性用于指示有利储层分布。研究表明,研究区内平均波阻抗、最大波阻抗可以一定程度上反映砂岩有利分布区,但叠后反演波阻抗有利储层识别能力有限;最大振幅属性和均方根振幅属性随砂体厚度增大而增大,瞬时频率属性与平均主频属性随油层厚度增大而增大;上述地震属性与砂体发育、含油气性吻合度较高,可作为工区内的敏感地震属性,指示有利储层分布规律。     

异常高压对储层成岩作用的控制*

以张家垛油田阜三段储层为例，在异常高压形成机理研究的基础上，利用铸体薄片、X衍射和扫描电镜，对异常高压储层的成岩作用进行研究。研究结果表明：（1）欠压实形成的高压可以抑制上覆地层的压实作用，使深埋储层的碎屑颗粒仍保持点—线接触，储层剩余原生粒间孔是主要储集空间；（2）欠压实形成的高压系统由于其相对封闭性，体系内外的物质交换相对缓慢，蒙脱石的伊利石化将受到抑制；（3）高压的封闭系统可以抑制石英的次生加大和铁方解石的沉淀。因此，压力系数与储层储集物性具有较好的相关性，可以通过岩石学特征和异常压力研究来预测深部优质储层的分布规律。     

川西拗陷压实规律研究

利用川西拗陷各井声波测井资料分别制作了泥岩、砂岩的压实曲线,统计了部分井压力系数与层位的关系,通过这些资料的综合分析,总结出了川西拗陷的压实规律。研究认为,川西拗陷在纵向上存在四个压实阶段,即快速压实阶段、正常压实阶段、过渡阶段、欠压实阶段;川西拗陷从北向南,各压实层段顶界深度有逐渐增大趋势;上三叠统的砂岩与泥岩存在类似的异常高压现象;不同压实阶段,油气分布特征不同,但气藏主要存在于过渡带和欠压实带。     

波阻抗反演在加蓬Z区块储层预测中的应用

加蓬Z区块地层的L.P.C.段和Anguille组油藏呈现在构造背景下的岩性控油特性,砂体横向展布变化快,寻找该目的层的有利储集体是油气突破的关键。钻井证实区块砂岩与泥岩的声波时差与伽玛基本呈线性关系,有效含油砂岩储层对应低伽玛、高声波时差,与泥岩特性有明显差异,表明Z区块的有效储层为高阻抗特征,波阻抗反演可以较为有效的识别储层,应用该技术开展储层预测,给圈闭评价与井位部署提供一定的帮助。     

近岸水下扇相油气分布规律及控制因素研究——以友谊油田沙三上亚段储层为例

大港友谊油田沙三上亚段为近岸水下扇沉积,具有3套独立的油水系统。由于油气分布规律复杂,且对储层认识不清,导致油藏开发效果一直很差。结合区域地质特征分析,以岩心分析资料、测井资料为基础,确定了沙三上亚段油气分布规律及控制因素。研究表明,岩相、沉积微相和成岩作用是沙三上亚段油气分布的主要控制因素,辫状沟道微相内砂岩发育的构造高部位是近岸水下扇储层油气分布的最有利区域。通过地层精细划分对比、相带及砂体展布研究以及岩相识别等技术,认为沙三上亚段有利油气分布区主要集中于庄42井—庄1605井—庄1604井—庄47井区以及庄93X1井区和东北部的辫状沟道砂岩分布区。     

陕北斜坡延长组泥岩压实特征

以探井泥岩压实曲线为基础，对陕甘宁盆地陕北斜坡延长组泥岩压实特征进行了综合研究．结果表明，研究区正常压实趋势明显且一致性较好．欠压实现象普遍发育于长４＋５及长６油层组，保持压实与排水平衡的最小声波时差为２２５μｓ／ｍ．上覆地层遭受的剥蚀量达１８００～２５００ｍ，泥岩的欠压实成为本区油气运移的主要动力之一．     

川东北通南巴地区飞三段储层特征及其控制因素

通南巴地区飞仙关组碳酸盐岩储集层是该区主要产层之一,飞三段储层岩石主要为灰、深灰鲕粒灰岩,孔隙不发育,属孔隙型、裂缝-孔隙型储层,储集性较差.压实作用使得飞三段储层基质孔隙度较低、孔喉半径低,渗滤通道窄.成岩作用早期压溶、中晚期溶蚀作用和构造作用的发育,形成一些含溶蚀孔、缝的有效储层.溶蚀、裂缝发育区,为储层的有利分布...     

葡南地区黑帝庙浅层气藏成藏模式研究

针对浅层气藏具有埋藏浅,成因复杂,储量小,丰度低,类型多,分布广,压力偏低的特点。以松辽盆地北部葡南地区黑帝庙气藏为例,对浅层气藏的成藏主控因素进行了研究。葡南丰富的烃源条件为油气富集提供了资源基础;优质盖层条件及稳定的地下水条件为天然气的保存起到了重要作用;T1-T06或T2-T06断层的发育及分布是该区黑帝庙油层油气聚集的必要条件;明水组地层变形前后构造格局的演变对黑帝庙油气藏的再改造起到重要作用,古构造高带也是天然气运聚的有利地带;黑帝庙油层良好的储层条件为油气的储集提供了有利场所。从已有气藏的解剖看,砂体、构造、断层相互配合控制了油气的聚集,是油气成藏关键。总结了黑帝庙油层的成藏模式。对同类浅层气藏的勘探开发具有一定的指导意义。     

塔里木盆地构造活动枢纽部位碳酸盐岩油气聚集

为了更好地指导塔里木盆地碳酸盐岩的勘探实践 ,进一步认识叠合盆地油气富集规律 ,从塔里木盆地构造活动枢纽部位的形成、分布以及对油气聚集的控制入手 ,剖析了碳酸盐岩油气藏的宏观分布规律 .结果表明 ,构造活动枢纽部位寒武—奥陶系碳酸盐岩的圈闭类型主要为潜山及背斜 ;碳酸盐岩含油气层的储集层有不整合面以下的风化壳及碳酸盐岩内部的孔缝发育带 .相对凹陷而言 ,构造活动枢纽部位处在比较高的部位 ,正是油气运移的指向区 ;而相对于翘起的高部位来说 ,构造活动枢纽部位又处在相对较低的部位 ,极有利于油气藏的保存 .塔北隆起牙哈潜山油气藏、巴楚隆起和田河气藏以及塔中隆起西北倾没部位的塔中 45油藏都是很好的例证 .由此可见 ,塔里木盆地构造活动枢纽部位是碳酸盐岩聚集油气的有利地区 .目前所要解决的问题是采用各种方法识别出更多隐伏的构造活动枢纽部位 ,为发现更多的油气田提供靶区     

鄂尔多斯盆地西北部奥陶系“三元”主控成藏规律

通过对鄂尔多斯盆地西北部奥陶系烃源岩、储集层及天然气展布规律的研究,探讨其天然气成藏规律。奥陶系烃源岩主要分布在上统乌拉力克组和拉什仲组,以海相泥岩为主;储层主要发育在中统克里摩里组和桌子山组,依据岩石类型、孔隙结构,可分为岩溶孔洞型储层和白云岩晶间溶孔型储层;天然气藏的形成受烃源岩、储层和圈闭的"三元"主控,具有有效烃源岩控制天然气区域分布、优质储层控制天然气聚集带展布、有效圈闭控制气藏分布特征。鄂尔多斯盆地西北部的西侧气藏主要为油型气,东侧主要为煤型气,均为上生下储的成藏模式。     

松辽盆地北部徐家围子地区深层火山岩储层地震、录井、测井综合解释技术研究

本文以徐家围子地区深层火山岩气层为具体研究对象,通过地震、录井、测井资料与岩心分析资料的对比研究搞清火山岩的岩石类型、裂缝发育程度,对火山岩储层参数进行评价.通过对火山岩储层的系统研究,初步建立火山岩的评价方法,建立火山岩的测井、地震等解释模型.     

牛庄洼陷沙三中亚段浊积岩储层特征及油气富集规律

 综合利用钻井岩心、测录井、试油等资料,通过岩心观察、薄片鉴定、物性测试、流体包裹体分析等技术方法,对牛庄洼陷沙三中亚段浊积岩储层特征、油气分布特征进行研究,总结油气富集规律。牛庄洼陷沙三中亚段浊积岩储层主要为岩屑质长石砂岩,以细砂岩为主,主要发育中高孔低渗特低渗透储层,储集空间类型以原生孔隙为主,次生孔隙较发育;压实作用中等,碳酸盐胶结为主,硅质胶结较发育,长石溶蚀最为常见。储层含油性与物性之间没有明显的对应关系,而是受埋深、地层压力和储层物性的综合控制。平面上油层围绕生烃中心和油源断层呈环带式分布,地层压力高值区与油源断层发育区是油气富集的有利场所。油气富集受烃源岩与储层的空间配置和烃源岩热演化与储层物性演化时间上的配置决定,不同埋深浅部储层不含油,深部储层易含油;相同埋深低物性储层不含油,高物性储层易含油;断层和地层超压发育区储层易含油。     

酸压产能与潜山储层地质特征关系研究

以塔里木轮南地区潜山油藏为例,综合分析了碳酸盐岩储层岩性、物性、构造、溶蚀等地质特征与酸压产能之间的关系。研究表明：（1）岩石类型是控制油气产能的基本因素,岩溶类型及发育程度为主要因素。一间房组及鹰山组发育各类砂屑颗粒石灰岩,其原生孔隙发育,有利于岩溶作用发生,酸压效果好的储层均位于该层位内。（2）储层类型及裂缝发育程度是控制油气产能的关键因素,储层类型对酸压效果产能影响大小依次为洞穴型、裂缝－孔洞型、裂缝型。（3）古潜山不同岩性层位展布和不同岩溶地貌单元直接影响高产油气层段的纵向分布。高产井段距古潜山顶面的深度范围变化比较大,不同地区的分布深度不同,但主要分布在200m范围内,尤其是100m范围内;古潜山纵向深度对储层质量的控制仍受控于岩石类型和岩溶相带的分布。     

油气储层研究进展与展望

油气储层的研究领域广泛,包括从宏观到微观、从地面到地下、从静态到动态、从勘探到开发。其中,储层的非均质性是目前人们最关心的问题。储层表现为非均质性,从沉积方面看是由沉积格局的复杂性和成岩变化的多样性造成的。原地应力几乎对所有的岩性都有影响,因而引起地球物理数据、岩石物性、岩石强度和可塑性及其变形和断裂机理上的变化。储层地质学家设计了储层的地质模型,描述储层的三维结构,认识其静态和动态特征,指导油气勘探和开发。储集岩类型中的泥页岩、砾岩和火山碎屑岩也是不容忽视的。地球物理学是储层研究中的一种重要手段,其前景广阔。     

四川盆地页岩气藏和连续型-非连续型气藏基本特征

四川盆地是一个多旋回叠合盆地,发育了两套海相优质烃源岩(下寒武统牛蹄塘组页岩,下志留统龙马溪组页岩),其有机质成熟度高(R_o=1.5%～6%),绝大多数地区普遍不利于页岩气藏的形成;另发育两套海陆过渡相(上二叠统龙潭组和上三叠统须家河组)优质烃源岩,其成熟度相对较低(R_o=0.7%～3%),在川西南-川南地区具有较有利的页岩气勘探前景.四川盆地页岩烃源岩排烃效率高, 为大规模油气藏提供了烃源;多存在晚期快速隆升调整过程, 为吸附气的解吸创造了条件.页岩气藏经历了早期地质条件优越、生物气高效成藏,中期深埋地腹、原油裂解气快速成藏,晚期快速隆升、脱溶气和解吸气调整成藏等过程.四川叠合盆地油气藏具有多样性特征, 发育了从非连续型到连续型完整序列的油气藏类型.典型的非连续型气藏主要是指构造圈闭(以及部分构造-岩性圈闭)气藏,其圈闭相对独立,非连续分布, 储集空间类型以孔隙型为主.震旦系威远气田、川东石炭系气田群及川东北下三叠统飞仙关组气藏群等具有相对典型的非连续型气藏特征.非连续型-连续型过渡气藏介于连续型气藏与非连续型气藏之间,呈分散状或连续状分布, 圈闭类型多以复合圈闭为主,可发育有裂缝圈闭(川东南二叠系阳新统气藏)及岩性圈闭(上三叠统须家河组气藏).储集空间以裂缝型或次生溶孔为主,非均质性强,普遍存在异常高压.四川盆地连续型气藏应以页岩气藏为主, 但现今未有成功勘探开发页岩气藏的实例.四川叠合盆地具有多旋回构造-沉积演化、优质烃源岩分布的区域性、储层的非均质性和天然气的活动性,及油气成藏经历了生物气、吸附气、裂解气、脱溶气和解吸气演替等多样性特征.因此,四川盆地的油气勘探和研究应形成常规与非常规、连续型与非连续型、原生与次生油气藏的立体勘探和研究局面, 尤其应加强非连续型-连续型过渡油气藏特征、形成机理和分布规律的研究.     

基于模糊数学理论的储层评价-以鄂尔多斯盆地 富黄地区延长组长9油层为例

鄂尔多斯盆地延长组中下部组合油气勘探开发程度相对较低,超低渗储层分类与评价是制约该组合层系油气勘探开发的关键。选取可动流体百分数、主流孔喉半径均值、启动压力梯度、黏土矿物含量以及原油黏度作为低渗储层评价指标,建立评价体系,运用模糊数学理论,建立模糊数学模型,对长9储层进行定量评价,进而建立储层评价体系。研究表明,富黄地区长9储层主要为Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类储层,不含Ⅳ类储层。通过对富黄地区长9储层和沉积相平面图对比分析,储层分级结果与有利沉积相储层展布有较高的契合度,以期为延长组超低渗油气勘探和开发提供指导。     

层序地层学在秦南凹陷东南斜坡隐蔽油气藏勘探中的应用

探讨隐蔽油气藏在层序格架内的展布规律及预测方法。在层序地层学理论指导下,综合运用钻井、测井以及地震资料,对渤海秦南凹陷东南斜坡区古近系东营组层序地层特征进行了精细研究,把东营组划分为3个Ⅲ级层序:东三、东二和东一层序,并建立东三层序的沉积模型,总结了隐蔽油气藏成藏模式。研究结果表明:在东三层序晚期水体下降,物源供给充足,储层十分发育并且分布范围广,与东二层序稳定分布的泥岩相配合可形成大规模的地层油气藏;早期水体逐渐上升,可形成超覆尖灭岩性油气藏。东二层序厚层泥岩之下,受湖平面变化控制的砂体展布特征和油气输导条件是隐蔽油气藏的成藏主控因素。秦南凹陷隐蔽油气藏勘探潜力巨大。