马朗凹陷二叠系芦草沟组致密油源储特征

利用岩石取心、薄片、物性、有机质地化等资料,采用镜下观察、岩石热解分析、地化参数交会等方法,对三塘湖盆地马朗凹陷二叠系芦草沟组混积岩的源储特征和生烃潜力开展了分析,并讨论其成藏条件。结果显示,芦草沟组储层岩性分为泥岩、泥质灰岩、泥质白云岩和凝灰岩4类,储集空间以粒间孔—粒内孔、晶间孔、火山灰脱玻孔以及长英质溶蚀孔、溶蚀缝为主,物性特征为低孔、特低渗。烃源岩的优势岩性为白云质泥岩和泥岩,TOC平均值为4.41%,有机质类型主要为Ⅰ型和Ⅱ₂型, 成熟度以低成熟—成熟为主,源岩为有机质丰度高、有机质类型好、生烃演化处于生油阶段的优质烃源岩。综合分析认为, 芦草沟组浅—半深湖相混积岩源储一体,生烃潜力大,是一套具备“物资基础好、基本条件够、油气高效聚集”有利成藏条件的“自生自储、高效聚集、他源供给”云质岩致密油藏。     

河北省邯邢地区煤系气成藏特征及其共生组合模式

为揭示煤系气共生成藏作用,寻找分布有利区,实现共探共采,利用统计分析、测井分析、压汞实验、有机碳含量、有机质成熟度等实验方法,对河北省邯邢地区太原组和山西组煤系气成藏特征及其组合关系开展研究,并划分煤系气分布有利区.研究区煤层和暗色泥页岩为主要烃源岩,有机质类型为Ⅲ型,有机质成熟度介于0.61％ ～2.85％;致密砂岩孔隙度平均值为5.14％,渗透率平均值为0.03 mD,煤系气储层总体以砂-泥混合储层为主.煤层、泥页岩、致密砂岩和灰岩互为盖层,发育7种岩相组合类型.煤系气共生组合有3种类型,6种组合模式,包括自生共储型、自生自储型和共生共储型.山西组下部和太原组中下部为煤系气主要发育层段.研究区东部和南部构造简单,埋深较大,利于煤系气的成藏,西北部构造复杂,地层抬升,不利于煤系气的成藏.     

川东地区龙潭组页岩气成藏地质条件与有利区评价

为查明川东地区龙潭组泥页岩成藏地质条件,对泥页岩沉积环境、有机质丰度、泥页岩厚度、有机质热演化程度、储集空间类型及孔渗性等烃源及储集条件进行进行分析。结果表明:川东地区龙潭组富有机质泥页岩形成于浅水陆棚及深水陆棚还原性沉积水体,泥页岩厚度以开江—云阳地区为中心向四周减薄,泥页岩平均厚度在50 m以上,有机质丰度介于0.47%～12.3%,平均含量为3.86%,开江—云阳一带有机质平均含量最高。有机质显微组分主要为镜质组及惰质组,干酪根δ~(13)Cker介于-28.4‰～-22.1‰,表明干酪根类型主要为Ⅲ型,有机质来源主要为高等植物。有机质成熟度呈现区域性差异变化,华蓥山地区有机质镜质体反射率介于0.84%～1.46%,平均为1.09%,处于低成熟阶段,其他地区有机质镜质体发射率介于2.23%～3.14%,平均为2.73%,处于过高-成熟阶段,生烃强度大,显示了良好的生烃条件。储层黏土矿物含量普遍较高,主要储集空间为无机质孔隙及微裂缝,有机质孔少量发育,泥页岩总孔体积及比表面积大,其中中孔对总孔体积及比表面积的贡献最大,渗透率适中,裂缝的存在有效改善储层渗透性。综合生烃及储集条件认为,川东地区东北部的开江—云阳地区为龙潭组泥页岩勘探的最有利区。     

准噶尔盆地玛湖凹陷砂砾岩储层物性分类及控制因素

探讨准噶尔盆地玛湖凹陷砂砾岩致密储层物性的影响因素,建立储层分级评价标准。基于砂砾岩样品的压汞曲线形态、启动压力、喉道半径主峰分布等微观结构特征,建立了砂砾岩储层物性分类方案,分析了不同类型储层对单井产能的贡献,探讨了沉积、成岩作用对储层物性的影响。结果表明,研究区砂砾岩样品的高压压汞曲线多呈弱平台型或直线型,少量呈上凸型。根据喉道半径及排驱压力大小,可将砂砾岩划分为5种类型。由Ⅰ类至Ⅴ类,样品孔渗、孔(喉)大小、排驱压力、进汞饱和度等参数逐渐降低,孔隙类型由粒间孔、粒间/粒内溶孔逐渐向晶间孔演变。储层的品质受沉积和成岩因素双重控制,尤其与泥质、长英质以及碳酸盐胶结物含量具有明显的相关性。扇三角洲前缘水下河道砂砾岩成分成熟度和结构成熟度较高,原生和次生孔隙较为发育,是Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层发育的有利相带,也是研究区砂砾岩油藏勘探开发的首选目标。     

松南中央坳陷泉四段上生下储式致密砂岩油成藏主控因素

基于"优质源岩控藏"理论和"储层甜点找油"思想,应用测、录井、试油、薄片等资料,系统总结松南中央坳陷区泉四段致密油的分布规律,剖析不同类型致密砂岩油成藏的主控因素。研究表明:致密砂岩油藏集中分布在长岭凹陷内及其周边斜坡区,具有"满坳含油、宏观连片"的特征和"东富西贫、南富北贫"的差异性;青一段下段烃源岩残余有机碳含量(TOC)大于2.0%的优质源岩展布范围控制致密油藏分布格局;异常高压与源储断层的空间配置关系控制下部砂组含油性,剖面上油气下排深度最大为140 m;平面上超压大于10 MPa、与断层距离小于2 500 m的区域是Ⅱ~Ⅳ砂组的致密油藏富集区;优质储层物性"甜点"控制致密油富集程度及产量;坳陷型湖盆上生下储式致密砂岩油藏的形成主要存在凹陷区"源内直排倒灌"和斜坡区"源边反转断层遮挡"两种成藏模式。     

东濮凹陷北部沙三上亚段页岩油成藏地质条件与有利区优选

通过对东濮凹陷北部沙三上亚段页岩油的沉积环境、地球化学特征、泥页岩展布特征和含油率等进行分析,认为东濮凹陷北部沙三上亚段沉积环境以湖泊相为主,泥页岩整体厚度大,分布范围广;有机质类型以Ⅱ1和Ⅱ2型为主,总有机碳含量平均为0.58%,氯仿沥青"A"含量均值为0.11%,生烃潜量均值为0.49mg/g,镜质组反射率平均值0.85%,有机质进入生烃高峰期;页岩储集空间类型多样,微米级、纳米级孔喉和微裂隙较为发育,脆性矿物含量较高,大部分样品都大于50%,利于页岩油后期的开发生产;氯仿沥青"A"法和热解法测得含油率的均值分别为0.230 2,0.227 8,说明研究区整体具有较好的生油潜力。根据泥页岩展布及其有机地化特征对勘探有利区进行预测,其中Ⅰ类有利区主要位于以盐湖相和深湖-半深湖相沉积为主的濮城和庆祖集地区。     

川中中台山地区侏罗系自流井组大安寨段致密油储层孔隙结构特征

致密储层岩石孔隙结构对致密储层中油气的储集能力和渗流机理有着重要影响。为了更好的对研究工区内甜点进行有效的识别,进一步指导后续的致密油开采,笔者运用氩离子抛光扫描电镜技术、低温氮气吸附脱附法和高压压汞实验对川中中台山地区侏罗系大安寨段致密油储层的微观孔隙结构进行了详细的研究。研究结果表明:1川中地区侏罗系大安寨段致密储层孔径范围主要集中在微米-纳米级,孔隙类型可分为有机质孔、无机孔、裂缝,其中有机质孔对储层的贡献最大;2有机质孔内TOC的含量与有机质孔的数量,两者之间呈现较好的正相关;3致密储层微观孔隙结构类型复杂多样,孔径主要分布在3~30 nm,以中孔为主、大孔和微孔不发育;4黏土矿物含量、脆性矿物含量、有机碳含量、有机质热演化程度、成岩作用、保存条件共同影响着致密储层的孔隙结构。在上述研究的基础,分析了川中地区致密储层孔隙结果的影响因素,为后续的致密油甜点识别提供了地质依据。     

四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组黑色页岩特征

从源岩到储层的思路,探讨了四川盆地及其周缘上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组沉积特征、储层特征及含气性特征。通过对野外露头样品进行地球化学分析、矿物学分析和等温吸附实验,表明五峰组-龙马溪组:①下段黑色页岩段沉积环境为深水陆棚;②岩性有硅质岩、黑色页岩、粉砂岩、生物灰岩及斑脱岩等5种;③下段黑色页岩段有效页岩厚度达到50m,TOC质量分数平均值为3.81%,成熟度平均值为1.62%,脆性矿物中石英的质量分数平均值为54.94%,从底到顶石英含量与TOC含量成正相关;④微孔可分为粒间孔、粒内孔、有机质孔及微裂缝4类,最具油气意义的是有机质孔和黏土片间孔;⑤吸附量Langmuir体积参数介于1.52～3.01cm3/g之间,均值为2.33cm3/g,黑色页岩中的有机质微孔是控制含气量的主要因素。     

准噶尔盆地南缘中二叠统烃源岩地球化学特征

以准噶尔盆地南缘地区妖魔山与红雁池剖面中二叠统芦草沟组与红雁池组样品为例,采用有机地球化学及有机岩石学方法,系统分析中二叠统烃源岩有机质丰度、有机质类型及成熟度。研究结果表明:中二叠统芦草沟组和红雁池组烃源岩厚度大,表征有机质丰度的有机碳含量、氯仿沥青"A"、总烃等地球化学参数均显示达到较好—好烃源岩的标准,有机质类型以Ⅰ型与Ⅱ1型为主,显微组分多为孢子体、角质体以及藻类体,以富氢组分为主,有机质成熟度Ro在0.6%以上,而在凹陷深部二叠系成熟度更高,三叠纪早期达到生油高峰,到目前为止已经结束生烃。总体上,中二叠统烃源岩具有较好的生烃能力,具有勘探价值。     

东濮凹陷北部沙三中亚段页岩油成藏地质条件与有利区优选

东濮凹陷北部页岩油勘探处于起步阶段,沙三中亚段为研究的重点层位,从泥页岩空间展布、有机地球化学、储层特征以及含油性等方面,研究页岩油的富集条件,并对目标层系进行有利区优选。结果表明:研究区深湖—半深湖相页岩厚度较大,三角洲相中砂岩夹层较多;沙三中亚段有机质类型以Ⅱ1和Ⅱ2型为主,总有机碳含量均值0.84%,镜质体反射率0.8%~1.5%,有机质处于成熟—高成熟阶段;沙三中亚段页岩矿物组成中脆性矿物含量大于50%,孔隙类型主要有粒间孔、晶间孔、次生溶蚀孔及微裂缝,有机质孔较少;分别运用氯仿沥青"A"法、热解法以及含油饱和度理论计算法,得出含油率为0.242%、0.266%和0.228%;认为勘探有利区受沉积相控制,Ⅰ类有利区主要位于濮城—文留湖相沉积地区。