川东南震旦系灯影组白云岩与志留系石牛栏组灰岩储层特征

川东南震旦系-志留系具有较好的勘探前景,但勘探程度极低.以地表露头、钻井资料及二维地震资料为基础,通过储层特征综合评价研究,认为上震旦统灯影组白云岩、下志留统石牛栏组颗粒灰岩为区内的主要储集岩,沉积相、岩溶作用及裂缝发育程度为储层发育的主控因素.储层沉积相区域对比研究表明,主要储层横向展布特征是:灯影组白云岩在研究区广泛且稳定分布,石牛栏组颗粒灰岩主要发育于泸州-赤水-道真以南的台地相区.     

龙门山-米仓山地区下组合地表沥青特征研究

通过对川西、川北龙门山-米仓山地区下组合(震旦系-志留系, 本文含泥盆系)地表沥青发育及分布的研究,发现龙门山构造带下组合沥青多集中在寒武系以及泥盆系内,而米仓山地区则多集中于震旦系.龙门山北段下组合沥青热演化程度低,属典型的氧化沥青;米仓山地区下组合(震旦系灯影组)沥青热演化程度高,属典型的热裂解沥青.表明两区下组合古油藏后期分别经历了隆升氧化降解、深埋裂解+隆升暴露两个全然不同的过程.通过对天井山泥盆系沥青、寒武系沥青脉以及米仓山灯影组古油藏的详细剖析后,认为龙门山-米仓山地区下组合(尤其是灯影组)古油藏的发育不仅具有普遍性,更具有规模大的特点.结合研究区钻井资料认为,龙门山、米仓山前缘地区下组合可能存在较好的保存条件,因此下组合(尤其是灯影组)具有较大的油气勘探潜力.     

洪浩尔舒特凹陷海流特构造群成藏条件分析

在对洪浩尔舒特凹陷东次洼海流特构造群腾二段的勘探中 ,利用储层预测、作波阻抗剖面、拉任意线作精细构造图等先进的勘探技术 ,对腾二段油藏的形成条件进行了分析 ,得出如下结论 :该区油气资源较丰富 ,腾一段为主要油源层 ;反转构造活动强烈 ,断裂及褶皱发育 ;主构造区发育物性较好的储层 ,形成了有利的圈闭 ;油气与圈闭条件的有机配合形成了油藏 ,指明了今后的勘探方向 .     

上扬子地区下志留统龙马溪组页岩气成藏条件及有利区预测

上扬子地区下志留统龙马溪组页岩气具有较好的勘探前景。早志留世龙马溪期为浅水-深水陆棚沉积环境,笔石页岩尤为发育。利用最新的钻井资料以及野外露头等样品的分析测试资料,以龙马溪组富有机质页岩分布特征、有机地球化学特征、储集条件、保存条件及页岩含气性等为重点,研究龙马溪组页岩气的成藏条件与资源潜力。研究表明上扬子地区下志留统龙马溪组页岩底界深度2 000~8 000 m(一般在4 500 m以内),分布广泛,连续沉积厚度大(一般在50~500 m);机碳含量较高(0.15%~12.5%),有机质类型为Ⅰ-Ⅱ1型,有机质成熟度达到高-过成熟阶段;富有机质页岩脆性矿物含量高,储层空间丰富;多处勘探井中龙马溪组显示气测异常。综合研究认为宜宾-习水-正安一带和彭水-咸丰-鹤峰一带是研究区最有利勘探区带。     

洪浩尔舒特凹陷海流特构造群成藏条件分析

在对洪浩尔舒特凹陷东次洼海流特构造群腾二段的勘探中，利用储层预测、作波阻抗剖面，拉任意线作精细构造图等先进的勘探技术，对腾二段油藏的形成条件进行了分析，得出如下结论：该区油气资源较丰富，腾一段为主要油源层；反转构造活动强烈，断裂及褶皱发育，主构造区发育物性较好的储层，形成了有利的圈闭；油气与圈闭条件的有机配合形成了油藏，指明了今后的勘探方向。     

湘中-湘东南拗陷泥页岩层系沉积模式及储层特征

中扬子地区湘中、湘东南拗陷泥盆系-二叠系主要发育4套泥页岩层系,其中泥盆系佘田桥组与棋梓桥组泥页岩主要发育于海相台盆内,二叠系龙潭组、石炭系测水组泥页岩则主要发育于海陆交互环境中的滨海-沼泽相内。利用X射线衍射技术、扫描电镜技术、等温吸附技术,并结合区域沉积背景,对湘中、湘东南拗陷页岩层系储层特征进行了全面的分析研究。结果表明,湘中、湘东南拗陷泥页岩层系的岩石矿物成分中石英、碳酸盐矿物、黏土矿物的平均质量分数分别为29.4%、21.2%和44.6%。孔隙类型中既包括连通性较好的格架孔、有机质孔、生物体腔孔等,也包括连通性较差的溶蚀孔。整体孔喉关系较好。湘中地区吸附气量Langmuir体积平均为1.72cm3/g;湘东南地区吸附气量Langmuir体积平均为1.775cm3/g。对比美国Barnett页岩储层特征,认为湘中、湘东南地区泥页岩层系具有良好的储层特征及含气性,具有较高的勘探开发潜力。     

川中公山庙油田沙一段油藏储层特征研究

公山庙油田沙一段油藏是在川中侏罗系沙溪庙组低孔低渗储层背景下发现的构造岩性复合油藏,其储层的研究对川中侏罗系砂岩油藏勘探具有重要指导意义.文章通过地层及岩性、物性、储集空间及储集类型等方面的系统研究,认为尽管储层基质孔隙度、渗透率均很低,但孔隙结构好,完全具备储渗能力.并在此基础上结合动态测试资料分析指出其储集类型仍属裂缝-孔隙型,首次明确在此低孔低渗储集条件下裂缝-孔隙型砂岩油藏的存在,拓展了川中侏罗系砂岩油藏的勘探思路.     

定边新安边油区长10储层物性对成藏影响分析

三叠系延长组长10油层组是鄂尔多斯盆地定边地区近年来新发现的深部勘探开发层系,为了明确长10油层组储层特征与油藏分布控制因素的关系,寻找有效的深部储层潜力开发区,为深部储层勘探开发提供理论指导,在各类测试分析基础上、结合试油试采资料,综合分析评价长10油层组储层特征及其油藏分布控制因素,研究表明:长10油层组储层砂体以河道砂坝沉积为主,横向变化快,物性差,孔隙度平均8.98%;渗透率平均0.84×10-3μm2,孔隙组合以残余粒间孔-粒间溶孔组合为主,属于小孔细吼型低孔特低渗-超低渗储层;长10油藏的分布主要受储层物性控制,宏观上油藏主要分布在河道砂坝部位,微观上,油藏分布主要受到喉道大小的控制,寻找河道砂坝主体部位的绿泥石膜发育带是该区长10油层勘探取得突破的关键。     

乌尔逊—贝尔凹陷岩性-地层油藏形成条件及分布规律

乌尔逊—贝尔凹陷是海拉尔盆地油气勘探的主区域,其剩余资源潜力较大。根据岩性-地层油藏成藏特征及分布规律,对有利勘探区带进行预测。研究结果表明:乌尔逊—贝尔凹陷发育3套主力烃源岩、6种沉积体系,发育4类储层及多个高孔隙带,经历5期构造运动,形成6次沉积间断,在垂向上形成3套生储盖组合,为岩性-地层油藏的形成提供有利的地质条件。按照圈闭成因及其几何形态,将其发育的岩性-地层油藏划分为岩性油藏、地层油藏和复合油藏3种类型油藏。油气主要沿不整合面及不同级次湖泛面上下分布,平面上围绕生油洼槽分布,不同的构造带上岩性-地层油藏类型特征不同。经钻探新发现3个整装规模储量的岩性-地层油藏,勘探效益显著。     

华庆地区长6_3储层成岩作用与成岩相研究

三叠系延长组长63段是鄂尔多斯盆地华庆地区重要的勘探目的层,也是典型的低孔-低渗储层.文章对长63砂岩的成岩相进行了初步研究,划分出碳酸盐胶结成岩相、绿泥石胶结成岩相、硅质充填及次生加大胶结成岩相、长石溶蚀成岩相.分析了成岩相与储层发育的关系及其区域分布规律,为进一步的岩性———地层油藏的成藏、规律分析和储层预测提供了依据.     

白音查干凹陷达尔其油田油气成藏规律

达尔其油田位于内蒙古二连盆地川井坳陷北部白音查干凹陷南斜坡白音构造带上.其主要生、储油层系为下白垩统的阿尔善组、腾格尔组和都红木组第一段,为河流-三角洲-深湖沉积体系.达尔其油田烃源岩丰度普遍较高,但不同烃源层成熟度差异大;储集条件总体来说比较好,但非均质性较强;具备良好的区域盖层条件.该区主要发育高部位断背斜油藏、中部位岩性-构造油藏和低部位构造-岩性油藏,油气遵循"临油源短运移就近聚集,'Y'字形断阶式成藏,油气聚集区呈'条带状'分布的富集规律".     

埕岛地区潜山油气藏特征

近几年 ,埕岛地区潜山勘探获重大进展 ,发现了太古宇、下古生界、上古生界、中生界等多层系的潜山油气藏 ;油气藏类型有风化壳型、屋脊断块型、潜山内幕型及地层不整合层状油气藏。对该区潜山地质结构、成藏条件分析表明 ,被古近系 (下第三系 )覆盖的埕岛潜山是油气聚集的主要单元之一 ,不同构造单元具有不同的油气分布特征 ,而储集条件控制了油气富集高产。潜山油气藏多与第三系油气藏上下叠置 ,形成复式油气藏。     

东濮凹陷东南部下第三系油气藏特征

东濮凹陷东南部是一个断裂构造复杂、沉积体系类型多样、具典型箕状盆地结构的油气富集区,油气分布明显受断裂构造和岩相类型的控制.根据研究区油气藏形成的主导因素,可确定出反向屋脊断块油气藏、逆牵引油气藏等九种油气藏类型,它们具有各自的展布特征和含油气性.特别是在中央隆起带,油气藏类型丰富、油气分布层系多、含油气面积大,从而构成了具有油气勘探和开发前景的复式油气聚集带.     

层序地层特征与油气成藏关系——以塔中4油田为例

 将层序地层学理论与油气成藏理论相结合,从层序特征、沉积体系和油气成藏条件等方面探讨了塔中4油田CI油组层序地层特征与油气成藏模式。综合利用地震、测井及岩心资料,开展塔中4油田CI油组层序地层学研究,将其划分为2个三级层序、5个准层序组、9个准层序。在层序地层格架内进行沉积特征研究,确立研究区发育潮坪和三角洲两类沉积体系。在层序及沉积特征研究基础上,对油气成藏的要素进行分析,确立沿断输导它源成藏模式。CI油组本身烃源岩不发育,油气主要来源于下覆奥陶和寒武统烃源岩。储集层主要分布在SQ1及SQ2的海侵体系域。油气从烃源岩中沿着大断裂向上运移到CI油组成藏,发育有岩性、断层-岩性及微背斜3种类型油气藏。     

沾化凹陷孤北洼陷下第三系沙三段扇三角洲沉积体系及其与油气聚集的关系

对沾化凹陷孤北洼陷下第三系沙三段扇三角洲沉积体系及其与油气聚集关系的研究结果表明 ,孤北洼陷下第三系沙三段扇三角洲沉积体系十分发育 ,可进一步细分为扇三角洲平原、扇三角洲前缘和前扇三角洲 3个沉积亚相及 5个微相。受沉积物供给速率、可容空间增长速率及湖盆边界断层产状等因素控制 ,扇三角洲又可划分出退积型、进积型、陡坡型和缓坡型 4种类型。位于扇三角洲前缘的水下分流河道砂体物性好 ,可以构成优质储层。较深湖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。     

四川盆地震旦系下古生界天然气成藏过程和特征

四川盆地震旦系-下古生界具有三套泥质油系烃源岩,具有很好的生油潜力和生烃强度。受加里东隆升作用的影响,烃源岩有二次生、排烃的特征,三叠纪是主要圈闭形成期和二次生油的主峰期,大量的石油运聚至乐山-龙女寺古隆起范围内形成震旦系-下古生界古油藏。随着古油藏埋深的增加,温度和压力的增高,石油裂解成天然气,古油藏自身形成气源,在原地系统形成古气藏。这一过程持续到喜马拉雅期,之后受喜马拉雅运动的影响,强烈隆升和剥蚀,圈闭重新调整,气藏重新分配,最终形成现今气藏。因此,四川盆地震旦系-下古生界天然气的成藏过程是一个古油藏→古气藏→现今气藏的过程,具有生排差异、多期运聚、早聚晚藏的特征。     

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.     

济阳坳陷太平油田网毯式油气成藏体系研究

济阳坳陷太平油田主要含油层段为新近系馆陶组下段,具有典型的网毯式成藏特点.作者运用网毯式油气成藏体系的研究方法,分析了太平油田馆下段成藏条件.馆陶组下段块状砂岩层厚度大、分布广、物性和连通性好,即所称的"毯".长期活动的义东断层连通了古近系烃源岩和"毯",是油气运移的网.由此建立了太平油田新近系地层超覆油藏模式,古地貌形态和砂岩分布特征控制了地层超覆油藏和小型披覆背斜油藏的分布.     

川西坳陷孝泉-丰谷构造带须家河组气藏成藏机制研究

据彭县须家河组地表剖面、岩芯观察和常规物性、压汞参数、铸体薄片等测试资料 ,统计约 2 0 0 0多个数据及油气显示资料 ,确认该区天然气属非常规致密储层气藏领域。针对成藏条件较为复杂和气藏特征零乱的特点 ,对储集、圈闭条件在油气生成、运移、聚集和保存等过程中相互配置的独特成藏机制进行了初步研究。须家河组气藏属于高压 -超高压气藏 ;气藏发育在油气主要生成期时运移条件良好的储集体中 ;须下组合为一具活跃地层水的似层状气藏 ,局部显示不规则特征 ;须上组合则表现为区域上不太规则的非层状储集体 ,局部仍属含水似层状气藏。总体看 ,气藏强烈依赖于裂缝的存在 ;气藏形态不受现今构造形态的严格控制 ;地腹储集体含气规模与砂体发育规模有正相关性     

Late Yanshan-Himalayan hydrocarbon reservoir adjustment and hydrotherrnal fluid activity in the central Tarim Basin

The adjustment of primary hydrocarbon reservoirs in marine formations is an important feature of the oil pools in the Tarim Basin. Large-scale hydrocarbon adjustment is related to the strong regional tectonic movements, which is always accompanied by extensive migration of basin fluids including diagenetic and mineralizing fluids. Organic fluid inclusions are well developed in hydrothermal minerals, such as fluorite, which have been found in the dissolution-enlarged fractures or karstification caves in the Ordovician in the central Tarim Basin. Proved by well drilling, the fluorite deposit is good reservoir for oil and gas. So the peculiar accompanied or superimposed relationship between fluorite hydrothermal fluid mineralization and hydrocarbon migration and accumulation exists in the Ordovician in the central Tarim Basin. Considering regional tectonic setting and mineralization condition,through different kinds of analytic methods including electron spin resonance dating, fluid inclusion laser Raman and colonial inclusions hydrocarbon fossil analysis, we proposed that extensive mineralizing fluids and hydrocarbon migration occurred in late Yanshan-Himalayan (110.4-30.8 Ma) period, and Himalayan, especially, is an important period for hydrocarbon accumulation from 34.3 Ma to present.