东营凹陷古近系深部碎屑岩储层中的黏土矿物

通过钻井岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜观察、X射线衍射、岩心物性分析等手段对东营凹陷古近系深部碎屑岩储层中的黏土矿物和储层物性进行研究.结果表明:研究区古近系深部碎屑岩储层黏土矿物以伊利石和伊/蒙混层为主,绿泥石次之,高岭石含量比较低;净砂岩中的黏土矿物主要由长石和岩屑溶解形成,储层物性表现为高孔高渗,杂砂岩中的黏土矿物主要是沉积黏土矿物及其转化产物,易损害储层物性;黏土矿物含量小于15%的储层勘探方向是寻找与油气充注匹配的次生孔隙,黏土矿物含量大于15%的储层勘探方向是寻找裂缝发育带及裂缝发育带附近的淋滤带.     

东营凹陷古近系红层砂体有效储层的物性下限及控制因素

依据试油、压汞、物性等资料,综合利用分布函数曲线法、试油法、束缚水饱和度法分别求取东营凹陷孔一段一沙四下亚段红层砂体不同埋深下有效储层的物性下限,结合红层砂体沉积、成岩作用、地层压力特征探讨有效储层发育的控制因素.结果表明:红层砂体不同埋深下有效储层的物性下限与深度存在函数关系;沉积作用是红层砂体有效储层发育程度的主控...     

东营凹陷古近系储层超压成因及其成藏意义

利用实测地层压力资料,系统研究了东营凹陷古近系碎屑岩储层超压成因及其与油气成藏的关系,并总结了超压油气藏的分布模式。超压传递（包括超压接触传递和超压连通传递）、欠压实、原油裂解是东营凹陷古近系碎屑岩储层超压的主要成因机制。超压接触传递能够使与烃源岩接触的储层形成强超压高产油气藏,该类油气藏主要分布在北部陡坡带、中央隆起带周缘以及洼陷中央的沙三、沙四段和孔店组;超压连通传递使深层超压流体进入浅层,形成中超压高产油气藏,该类油气藏集中分布在中央隆起带的沙一、沙二段和南部缓坡带的沙三、沙四段;欠压实发生在沙四段、孔店组的膏盐岩层段,不利于油气成藏;原油裂解发生在埋深超过4000m的地层,与油气成藏没有必然的联系。     

东营凹陷古近系烃源岩成熟度特征

应用多种有机地球化学成熟度参数,对东营凹陷古近系烃源岩的成熟度随深度的演化特征进行了研究.结果表明,甾、萜的异构化参数、脱羟基维生素E的w(β)/w(γ)值、热解转化率、饱和烃碳优势指数(CPI)和奇偶优势值(OEP)指数可以有效地确定烃源岩的成熟门限;而镜质体反射率、热解最高峰温和烃指数等是划分烃源岩更高成熟阶段的有效指标.综合利用多种指标确定烃源岩的成熟度,最终可将东营凹陷烃源岩有机质热演化划分出5个阶段(1)未成熟生物化学作用阶段,对应深度为0～1 800 m;(2)低熟油生成阶段,对应深度为1 800～2600 m;(3)成熟阶段,对应深度为2600～3900m;(4)高成熟阶段,对应深度为3900～5100 m;(5)过成熟阶段,对应深度大于5100m.东营凹陷古近系主力烃源岩层主要处于成熟和高成熟阶段,常规成熟门限较深,因而具有良好的油气保存条件,适合油气的保存,这也是东营凹陷油多气少的根本原因.     

东营凹陷古近系烃源岩成熟度特征

应用多种有机地球化学成熟度参数，对东营凹陷古近系烃源岩的成熟度随深度的演化特征进行了研究。结果表明，甾、萜的异构化参数、脱羟基维生素E的ω（β/ω）／ω（γ）值、热解转化率、饱和烃碳优势指数（CPI）和奇偶优势值（指数可以有效地确定烃源岩的成熟门限；而镜质体反射率、热解最高峰温和烃指数等是划分烃源岩更高成熟阶段的有效指标。综合利用多种指标确定烃源岩的成熟度，最终可将东营凹陷烃源岩有机质热演化划分出5个阶段：（1）未成熟生物化学作用阶段，对应深度为0～1800m；（2）低熟油生成阶段，对应深度为1800-2600m；（3）成熟阶段，对应深度为2600-3900m；（4）高成熟阶段，对应深度为3900-5100m；（5）过成熟阶段，对应深度大于5100m。东营凹陷古近系主力烃源岩层主要处于成熟和高成熟阶段，常规成熟门限较深，因而具有良好的油气保存条件，适合油气的保存，这也是东营凹陷油多气少的根本原因。     

玛湖凹陷西斜坡致密油藏有效储层物性下限确定

致密油是非常规油气资源的重要组成部分,资源潜力巨大,是今后较为现实的油气资源接替领域之一。中国致密油藏勘探开发起步较晚,总体研究程度较低,特别是对致密油藏有效储层物性下限的研究相对薄弱。通过分析致密油成藏动力学机制,以生油增压作为油气充注的主要动力,毛细管压力为主要阻力,确定油气充注的临界条件;即生油增压等于毛细管力,建立判别致密油藏有效储层物性下限的方法。应用所建立的有效储层物性下限的判别方法计算出玛湖凹陷西斜坡风城组组致密储层在埋深为2 500~3 000 m、3 000~3 500 m、3 500~4 000 m和4 000~4 500 m时有效储层的临界孔喉半径分别为0.287μm、0.230μm、0.187μm和0.147μm;所对应的临界孔隙度分别为5.70%、4.33%、3.53%和1.95%;所对应的临界渗透率分别为0.148 m D、0.083 m D、0.059 m D和0.030 m D,有效储层物性下限随埋藏深度的增加逐渐减小。     

东营凹陷古近系超压顶界面分布特征及其影响因素

对比分析利用实测压力和超压层段的测井响应特征两种方法研究超压顶界面的优缺点,认为后者具有更加坚实的理论基础,并采用该方法对东营凹陷古近系超压顶界面的分布特征及其影响因素进行研究。结果表明:古近系超压顶界面主要分布于沙三中亚段的厚层泥岩中,反映在地震层序上为T4与T6反射界面之间,表现出一定的层控性特征,其埋藏深度主要为2.4～2.8 km,在平面上表现为凹陷中心深而边缘浅的特征;超压顶界面之下的岩性为一套以深灰色泥岩、灰质泥岩及砂质泥岩为主的泥质岩组合,泥质岩的岩性构成及沉积速率在一定程度上控制了超压顶界面的层位分布,而抬升剥蚀、断裂活动及盐底辟作用是造成部分地区超压顶界面变浅的主要因素。     

歧口凹陷深层储层控制因素与有效储层下限分析

歧口凹陷中深层碎屑岩储集性能总体为中-低孔~中低-特低渗型,深层（大于3500 m）储层中,低孔低渗储层占85%以上,储集空间类型主要为次生孔隙。虽然中深层储集体由于埋藏压实作用的影响,总体储集性能（尤其深层储层）偏差,但在沉积、压力、成岩等多因素的共同影响下,仍发育异常孔隙而成为有效的油气储集空间。有效储层是指在现有工艺条件下能够采出具有工业价值产液量的储集层,其下限具有动态变化的特点。以产液层孔隙度8.0%,产气层孔隙度7%作为当前勘探技术条件下划分深层有效储层的底界限,歧口凹陷勘探深度石油是4550 m,天然气大于5800 m,在渤海湾盆地内勘探深度较大。     

储层物性下限确定方法的研究现状与展望

储层物性下限是储量评价中识别储层、确定有效厚度的重要参数。系统考察储层物性下限确定方法,并对技术发展方向进行展望。研究认为:可依据方法、使用资料特点将物性下限方法分为岩心分析、测试分析两大类;岩心分析方法通过统计分析实验室测量的孔隙度、渗透率等参数确定各种阈值作为物性下限,确定的物性下限比较乐观,适用于测试资料较少的勘探阶段;测试分析方法通过统计分析产液能力与含油产状、孔隙度、渗透率等参数的关系来给出物性下限,确定的物性下限比较保守,适合在开发阶段使用,与岩心分析方法组合使用可在开发阶段动态确定物性下限;物性下限研究应该注意非均质性、试油工艺等问题带来的冲击。     

东营凹陷古近系沙四上亚段近岸水下扇砂体碳酸盐胶结物的分布特征

依据岩心、薄片、测井等资料对东营凹陷北部陡坡带永安地区古近系沙河街组沙四上亚段近岸水下扇砂体中碳酸盐胶结物的分布特征进行研究。结果表明:碳酸盐胶结物(体积分数)含量高(>15%)的砂岩在近岸水下扇外扇及滑塌浊积扇等薄层粉细砂岩中分布普遍,碳酸盐胶结物含量低(<10%)的砂岩往往出现在近岸水下扇中扇沟道微相的厚层砂岩中;外扇胶结层的横向连续性好,中扇的碳酸盐胶结带仅位于沟道砂岩的顶底部、横向延伸小、铁白云石普遍;中扇、外扇的胶结层单层厚度通常小,内扇的胶结层单层厚度较大,砾岩中灰岩砾石及钙质杂基含量较高、压实强;砂体中的长石能缓冲酸性地层水,方解石在砂体边缘附近区域富集形成胶结层,胶结层往往对应于斜长石溶蚀而现今斜长石含量较低的层段;碳酸盐胶结层造成近岸水下扇储层非均质性强,发育内扇物性遮挡的岩性油气藏。     

东营凹陷古近系红层储层成岩作用及成岩相

综合利用钻井岩心、铸体薄片及物性资料对东营凹陷古近系孔一段—沙四下亚段红层储层成岩作用特征、成岩相及其对成岩圈闭的影响进行研究。结果表明:红层储层压实作用中等偏强;胶结物主要有碳酸盐、铁碳酸盐、石膏及硬石膏和自生石英等;胶结作用在砂体边缘强,砂体内部较弱,在断块下部较弱,断块上部较强;早期胶结作用抑制了压实作用的进行;溶蚀作用由砂体边缘向内部逐渐增强,由断块下部向上部逐渐减弱,主要是长石、碳酸盐胶结物及石英溶解。红层储层中发育压实成岩相、碳酸盐致密胶结成岩相、硫酸盐致密胶结成岩相、中等压实-溶蚀成岩相和强压实-溶蚀成岩相5种类型;不同成岩相储层物性及有效储层含量具有明显的差异,其空间配置关系控制了红层中成岩圈闭的发育。     

东营凹陷古近系泥页岩储层微观结构特征研究

以济阳坳陷东营凹陷沙河街组三段-四段为研究对象,对重点取心井进行厘米级岩心观察描述。结合薄片鉴定、X射线衍射分析、扫描电镜观察、激光共聚焦分析、地球化学测试等方法明确了东营凹陷古近系泥页岩矿物组成、岩石类型、有机地球化学等基本特征。对古近系泥页岩进行岩相类型划分;对储层微观结构特征进行分析。结果表明:1研究区泥页岩岩相划分为4个大类,11个亚类;2研究层段主要发育贫有机质块状混合细粒沉积岩、中有机质纹层状灰岩、中有机质纹层状混合细粒沉积岩、富有机质夹层状灰岩、富有机质页岩黏土岩、层状细粉砂岩和层状白云岩7类岩相;3综合孔隙、裂缝发育程度和储集空间连通性等特征,认为富有机质的夹层状灰岩及富有机质页状黏土岩为最有利岩相类型。     

深层碎屑岩储层异常高孔研究进展

油气勘探领域的深层碎屑岩储层中,异常高孔发育的“甜点区”是提高产量的重要勘探目标。异常高孔的本质是大量孔隙的形成和保存,依据孔隙的类型及含量,可将其分为原生孔隙保存型,次生孔隙改造型及复合型3种类型。异常高孔的发育和保存使得有效储层埋深下限不断拓深,然而,不同盆地（坳陷）间异常高孔发育的埋深差异较大,同一盆地（坳陷）内异常高孔的发育亦具有明显的垂向分段差异。系统总结异常高孔的成因机制认为,区域保孔-增孔机制是影响盆地（坳陷）间深层异常高孔埋深差异的重要因素,沉积条件是决定盆地（坳陷）内深层异常高孔发育的基础,内部改造机制是控制盆地（坳陷）内深层异常高孔局部发育的关键因素。异常高孔归属类型划分,异常高孔空间分布预测、关键成藏期异常高孔发育状况恢复是下一步深层碎屑岩储层研究的热点领域及未来重要的发展方向。     

济阳坳陷古近系碎屑岩地层中震积岩识别标志研究

在陆相湖盆中，地震引起的各种作用力可以对各种先成沉积物进行改造而形成震积岩，建立准确可信的识别标志是震积岩研究中最关键的问题之一。应用大量岩心、薄片和成像测井分析资料，对济阳坳陷古近纪沙河街组砂泥质沉积中地震灾变事件的：典型识别标志及其成因进行了研究。结果表明，震积作用可以形成特殊的构造标志（层内阶梯状微断层、震裂缝、混合层构造等）、沉积和成岩标志（液化砂、泥岩岩脉和泄水构造、串珠状构造、震积砂枕及砂球构造、液化卷曲变形构造等）及特殊的岩石类型（震褶岩、震裂岩、震塌岩及液化角砾岩等）。研究区未固结富含孔隙水的软沉积物以地震液化序列为主，半固结或固结的沉积物以断裂和破碎变形的震积序列为主，序列的完整性取决于剖面位置、地震震级及地震持续时间，特别是发生地震处的岩性。此研究可识别陆相湖盆地震事件沉积，提供判断储集砂体成因的对比标准，为正确判断储集砂体的“多元”性提供地质理论依据。     

济阳坳陷古近系碎屑岩地层中震积岩识别标志研究

在陆相湖盆中,地震引起的各种作用力可以对各种先成沉积物进行改造而形成震积岩,建立准确可信的识别标志是震积岩研究中最关键的问题之一.应用大量岩心、薄片和成像测井分析资料,对济阳坳陷古近纪沙河街组砂泥质沉积中地震灾变事件的典型识别标志及其成因进行了研究.结果表明,震积作用可以形成特殊的构造标志(层内阶梯状微断层、震裂缝、混合层构造等)、沉积和成岩标志(液化砂、泥岩岩脉和泄水构造、串珠状构造、震积砂枕及砂球构造、液化卷曲变形构造等)及特殊的岩石类型(震褶岩、震裂岩、震塌岩及液化角砾岩等).研究区未固结富含孔隙水的软沉积物以地震液化序列为主,半固结或固结的沉积物以断裂和破碎变形的震积序列为主,序列的完整性取决于剖面位置、地震震级及地震持续时间,特别是发生地震处的岩性.此研究可识别陆相湖盆地震事件沉积,提供判断储集砂体成因的对比标准,为正确判断储集砂体的"多元"性提供地质理论依据.     

东营凹陷南斜坡孔店组冲积体系碎屑岩储层特征及评价

孔店组储层为冲积扇、河流、泛滥平原等冲积沉积体系砂岩 ,砂岩类型以岩屑砂岩、岩屑长石砂岩为主 .储层物性较好 ,随深度加大 ,储层物性逐渐变差 ;沉积相、碳酸盐、泥质胶结、溶蚀作用是影响砂岩物性的主要因素 .碳酸盐胶结及压实作用是本区储层物性变差的主要影响因素 ,分为浅埋期碳酸盐和晚期埋藏碳酸盐 (与有机酸脱羧作用有关 )胶结 2种 .泥质基质及黏土薄膜有利于砂岩原生孔隙的保存 ;溶蚀作用有利于储集层物性变好 .根据K/Φ等物性参数将储层划分为 3类 ,孔店组三段主要为Ⅱ类和Ⅲ类 ,孔店组一、二段 3类储集层均有分布 ,有利储层为Ⅰ类河流相的河道砂体 .     

乌兰花凹陷“四性”关系及有效层下限研究

乌兰花凹陷储层粒度分布范围大,非均质性较强,物性较差,属于低孔低渗储层.通过对乌兰花凹陷地质、岩心、测井、录井和试油等资料进行分析,应用概率统计及交会图技术,对储层岩性、电性、物性、含油性及其关系进行了分析,进一步确定了乌兰花凹陷有效层的下限,为今后产能评价及储层改造等工作提供了理论依据.     

东营凹陷古近系膏盐岩成因模式及其与油气藏的关系

通过钻井资料分析、岩心观察、地球化学研究等技术手段,结合该区古构造、古气候、古盐度等资料,对东营凹陷古近系膏盐岩的垂向序列、平面分布、物质来源、形成环境、控制因素及其与油气藏的关系进行了探讨。结果表明,东营凹陷孔店组一段至沙河街组四段发育有4套厚层膏盐岩,在剖面上具有泥岩-碳酸盐岩-石膏岩类-盐岩类的蒸发序列,在平面上,整个凹陷都有分布。其盐源主要是陆源,由周围凸起的寒武、奥陶系提供。随着盐湖的演化,膏盐岩形成环境由初期的“浅水蒸发”到后期的“深水蒸发”。膏盐岩沉积主要受控于气候条件、物源供给等因素。由于膏盐岩的封隔作用,孔店组及沙四段形成了两个独立的含油气系统,这为东营凹陷深层油气勘探指明了方向。