川东北须家河组储层特征及主控因素

勘探和研究证明,川东北地区须家河组具备良好的勘探潜力,特别是元坝地区中浅层已经成为该区天然气勘探的重要接替领域.川东北地区上三叠统须家河组成藏条件优越、气源充足,而储层发育是控制气藏分布的关键因素.通过对须家河组储层岩性特征、岩石结构特征、物性特征、孔隙类型和成岩作用特征及其相互关系的研究,指出沉积相是控制优质储层发育...     

川东北渠县地区大安寨段储层特征

通过露头剖面实测、地层对比、薄片鉴定、物性及成岩作用分析等,对川东北渠县地区下侏罗统自流井组大安寨段储层特征进行了研究,并对其有利储层做出评价。结果表明:研究区大一亚段储层岩石类型主要为厚块状介壳灰岩,储层的储集空间类型主要为粒内溶孔和裂缝,平均孔隙度为2.852%,平均渗透率为0.007×10-3 um2,为低孔低渗一裂缝型储层;大二亚段储层岩石类型为介壳灰岩夹多层泥岩,储集空间类型主要为粒内溶孔,平均孔隙度为3.844%,平均渗透率为0.003×10-3 um2,为低孔低渗型储层:前者较后者油气勘探潜力更.大。研究区大安寨段储层主要形成于介壳滩环境,经历了多类型、多期次成岩变化,其中压实等破坏性成岩作用是孔隙损失的主要因素,而溶蚀和后期构造破裂等建设性成岩作用改善了储集性能,是研究区内致密储层形成的关键因素。     

川东北地区须二段石英砂岩储层特征差异性

利用岩屑薄片鉴定、岩心观察、砂岩粒度概率统计、物性分析等资料,探讨形成川东北元坝和马路背2个地区须家河组第二段石英砂岩储层的物源方向、沉积条件、成岩作用及构造断裂系统的特征差异。结果表明川东北地区须二段石英砂岩储层普遍受物源、沉积、成岩和构造应力等联合控制,不同地区由于基础地质条件不同其储层发育特征也随之不同。元坝地区须二段石英砂岩储层较马路背地区更致密,其沉积期经过滨岸湖水反复淘洗作用导致易溶矿物缺失,加之成岩期强压实作用的影响,形成了相对低孔低渗型储层;而马路背地区须二段石英砂岩储层物性较好,测试开发效果也优于元坝地区,属于相对高孔高渗型储层。主要由于马路背地区靠近物源区,储层砂体中保留了部分不稳定矿物,且该地区构造活动强烈,微裂缝发育,利于后期溶蚀与破裂作用对储层的改造。     

川东北下侏罗统大安寨段沉积与储层特征

近年来勘探实践表明,川东北地区下侏罗统大安寨段为油气勘探开发的研究热点,具有良好的勘探前景。通过前人研究成果、野外剖面露头、钻井资料、岩石薄片鉴定及孔渗测试分析资料的分析,对研究区大安寨段沉积与储层进行了研究。结果表明:大安寨段储层岩石类型为介壳灰岩和含泥介壳灰岩,其沉积环境主要为介壳滩微相,储集空间以粒间溶孔和微裂缝为主,平均孔隙度4.10%,平均渗透率0.022×10-3μm2,为低孔低渗-裂缝型储层。历经多期次成岩作用,溶蚀、破裂等建设性成岩作用促进次生孔隙与微裂缝发育,压实、重结晶等成岩作用对储层物性起破坏性作用。综合研究分析结果认为本区大安寨段沉积与储层特征主要受古地貌及水动力条件、沉积微相、成岩作用等综合因素影响。     

准噶尔盆地东部石炭系火山岩储层特征研究

基于17口钻井的地质与测井资料以及141块岩石样品的物性测试结果,结合火山岩的岩性、岩相特征和产能资料分析,研究了准噶尔盆地东部石炭系不同火山岩岩体储层的特征和分布规律。结果显示,本区发育6种火山岩和2种岩相：XS3岩体以安山岩、火山角砾岩和溢流相为主;XS6岩体以碳质泥岩、火山角砾岩、凝灰岩和爆发相为主。XS3和XS6岩体的主要储集空间是溶孔,气孔和裂缝次之;物性表现为高孔、低渗的特点;喉道微细,分选差。XS3岩体整体物性优于XS6岩体。有效储层受岩性、岩相和大型断裂的控制。岩性决定了储集空间类型和物性;岩相控制储层的纵向分布;断裂控制了储层的空间展布和次生裂缝发育程度,靠近深断裂的地方,有效储层集中发育。     

川东北宣汉-达县地区储层预测技术

川东北宣汉-达县地区以构造圈闭为主要勘探对象,钻探成功率低,为此开展了以储层预测技术为主导的构造-岩性复合圈闭勘探.通过山区地震数据高分辨率采集、处理、储层沉积相研究、储层测井响应特征、储层物性特征及储层层位标定、地震相研究、储层地震预测方法研究,确立了研究区内的三大储层类型及各类储层的研究方法,提出了川东北复杂储层预测以野外地震资料高分辨率采集为基础、多种特殊处理手段相结合,并以沉积相研究为指导的综合性研究思路,为川东北宣汉-达县地区储层预测方法研究提供了指导性意见,为该地区复杂储层勘探的深入与突破打了坚实的基础.     

川东北温泉西构造石炭系成藏条件分析及勘探前景

川东北温泉井西端石炭系黄龙组为一套蒸发性局限海潮坪沉积,是本地区碳酸盐岩地层中最重要的一套储集层。着重讨论了石炭系气藏的成藏条件,指出形成石炭系大气田的各项有利条件：下伏志留系油气源十分丰富,生成大量干气;石炭系储层类型为裂缝-孔隙型,孔隙度为4.97%-7.82%,平均渗透率为2.5×10-3μm^2,储层分布稳定,储集条件良好;下二叠统梁山组泥质膏岩为气藏直接盖层,封盖力强,直接盖层之上的间接盖层也保存完好,构成良好的封盖保存条件;志留系生成的大量天然气可聚集于上覆石炭系储层中。区域石炭系资源丰富,地层-构造复合圈闭气藏为进一步勘探的主要对象,具有良好的油气远景。     

塔里木盆地麦盖提斜坡石炭系生屑灰岩段储层特征研究

通过扫描电镜、铸体薄片、普通薄片、压汞曲线以及孔隙度和渗透率资料的分析，详细研究了生屑灰岩段的储层特征，主要包括岩石学特征、孔隙结构、储集空间、储层物性特征等。该区储层虽然埋藏较深，并且经历早期压实作用和胶结作用等使原生孔隙遭受严重破坏，但经过后期溶蚀作用和白云石化作用等(尤其是白云石化作用)成岩作用的改造使次生孔隙非常发育，具备很好的储集油气的能力，为Ⅱ类储层。     

川东北须家河组砂岩储层成岩特征研究

通过对川东北地区须家河组砂岩薄片样品的系统鉴定和研究,详细分析了它们所经历的各种成岩作用,探讨了这些成岩变化的发生机理及其对储层孔隙的影响程度,划分了研究区须家河组砂岩的成岩阶段,并建立了其成岩演化序列.研究结果表明:强烈的压实、压溶作用和早期方解石胶结作用是造成本区须家河组砂岩原生孔隙大量消失的关键因素,同时使地下酸...     

川东北地区飞仙关组储层特征分析

以普光地区、通南巴地区储层特征为分析的重点,对川东北地区海相长兴组、飞仙关组储层作一个横向和纵向的分析．以对下部在川东北地区钻探录井有所启示,为储层评价提供参考。     

川南丹凤场－塘河构造嘉陵江组成藏条件及成藏模式

以川南丹凤场-塘河构造嘉陵江组钻探和开发成果为基础,结合地层、沉积相、储层、成藏研究成果,系统研究了研究区嘉陵江组气藏发育的主控因素,研究认为:有利的沉积微相控制了储层发育,并控制了气藏的平面分布;联通下伏烃源岩层系的断层控制了天然气供给;发育的裂缝体系改善储层渗透性与连通性,形成裂缝-孔隙型储层,提高了储集性能;岩性及构造——岩性复合圈闭为天然气聚集提供了储集场所;膏岩层的封盖及保存条件影响气藏的分布.并且研究区嘉陵江组成藏要素具有良好的时空匹配关系.通过上述气藏主控因素研究,认为研究区嘉陵江组气藏成藏条件优越,具有较大的天然气勘探潜力.而混源气源的混入,烃源断层和石膏盖层的分布,是油气聚集层位及有利成藏区块确定的重要因素.成果的取得,为川南地区嘉陵江组气藏的勘探及开发提供重要的地质依据.     

北羌塘坳陷沃若山剖面上三叠统土门格拉组碎屑岩储集特征与主控因素

沃若山剖面位于青藏高原羌塘盆地北部坳陷,剖面出露上三叠统土门格拉组陆相三角洲相沉积地层.通过野外实地踏勘,结合前人资料,运用铸体薄片、扫描电镜、X全岩衍射等方法对羌北沃若山地区碎屑岩岩石学特征、储集性能进行研究.结果表明,沃若山地区碎屑岩储层岩石类型以岩屑石英砂岩为主,强烈的压实作用导致原生孔隙大量损失;次生孔隙类型主要为粒间孔、铸模孔,微观结构普遍较差,碳酸盐早期胶结作用和后期溶解较弱,对储层性能改造作用有限.羌塘盆地后期经历多期强烈构造运动,岩石中发育多组构造裂缝,对于改善储层条件有着积极意义.     

柴达木盆地与青海省东北部地区43年气温变化的对比分析

利用柴达木盆地6个站和青海省东北部9个站43年的器测气温序列资料,应用线性回归分析方法,揭示两个亚区43年来气候变化的基本事实和规律,分析结果表明：①两个亚区年与四季温度序列,都具有各自不同的冷暖阶段、变化周期和极端冷暖年份;②两个亚区年与四李平均温度序列,具有明显的增温趋势,其中冬季增温率大,年与四季增温率小,10年增温趋势各不相同;柴达木盆地平均增温率为0．367℃／10a,青海东北部地区平均增温率为0．293℃／10a,进入20世纪90年代以后两个地区更加明显;③青海省东北部,80年代以前,升温速率慢而降温速率快;80年代以后,升温速率快而降温速率慢,其特征在冬季和夏季尤为明显。     

川东南地区灯影组储层特征及其控制因素研究

川东南地区灯影组是一套以潮坪相白云岩为主的地层,其储层主要分布在中、上部。通过对灯影组储层薄片观察及物性资料分析发现,储集空间主要为次生溶蚀孔、洞、缝,储层类型为低孔低渗的裂缝-孔洞型储层。储层发育受沉积相和成岩作用的双重影响,沉积相是储层形成的基础,成岩作用则决定了储层的储集性能好坏;压实作用、胶结作用、硅化作用是破坏孔隙的主要成岩作用,溶蚀作用(特别是表生期古喀斯特作用)、破裂作用是发育次生孔隙的主要成岩作用。     

准噶尔盆地玛湖西斜坡百口泉组储层特征研究

环玛湖凹陷T/P不整合面之上,三叠系百口泉组为一套砂砾岩为主的沉积体,其内部结构复杂,储层孔隙形成机理及物性的影响因素复杂,给储层预测带来困难。利用岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜及电子探针等微观手段,结合岩心观察、物性分析,对玛湖西环带斜坡区百口泉组储层的孔隙形成机理进行研究,发现该区砂砾岩储层主要发育三类孔隙,剩余粒间孔、泥质杂基收缩孔、长石溶孔。其中剩余粒间孔和泥质杂基收缩孔主要发育于以扇三角洲前缘颗粒流沉积为主体的百一段细砾岩中,前者因砾石以及砾石间石英、长石等刚性颗粒的支撑而形成,后者因原始孔隙中伊/蒙混层矿物向伊利石转化形成;百二段和百三段少量发育的长石溶孔主要存在于扇三角洲平原泥石流沉积的含泥含砂中砾岩和河道砂岩中,因碱性长石被源于二叠系风城组烃源岩的有机酸溶蚀而形成。并且颗粒流成因的砂质细砾岩物性和含油性明显好于泥石流沉积的含泥、含砂中砾岩。     

塔中西部平台区油气分布差异性及其主控因素

塔中北斜坡奥陶系碳酸盐岩蕴含着丰富的油气资源,但油气藏类型复杂多样,按照PVT 和流体组分可以划分
为油藏、挥发性油藏和凝析气藏3 种类型,三者在空间上分布复杂。通过对塔中北斜坡西部平台区大量单井及其生产
状况的解剖,结合分析化验和地震资料,深入探讨了本区流体分布和性质特征、断裂和储层差异,揭示了造成油气分布
差异性的主控因素。认为奥陶系良里塔格组良三段顶部的不整合面在垂向上控制了储层层位和储层规模,储层在横
向上的强非均质性是油气平面分布差异的重要原因;走滑断裂作为油气运移通道对储层改造明显,直接决定了不同区
域的古油藏在晚喜马拉雅期遭受的气侵强度,是目前本区油气藏相态多样性和性质差异的直接原因。     

川东南地区嘉一-嘉二段储层特征及成岩作用*

通过野外露头及岩芯观察、薄片鉴定、物性分析等技术手段,分析了川东南地区嘉一—嘉二段储层特征、成岩作用及储层发育的控制因素。嘉一—嘉二段储层主要发育于颗粒灰岩及白云岩中,其储集空间以次生孔隙为主,孔隙度主要集中在1.00%～2.00%,平均1.64%,渗透率主要集中在0.010～0.200 mD,平均0.019 mD,储层物性条件较差,为典型的低孔低渗型储层。储层经历了压实、压溶作用、白云石化作用、重结晶作用、胶结充填作用、溶蚀作用、构造破裂作用以及膏化、去膏化作用等多种成岩作用的改造后,嘉一—嘉二段最终形成了大多孔隙度小于5%的储层格局。嘉一—嘉二段储层发育受沉积微相、成岩作用及裂缝（构造）的综合控制。     

西非北加蓬次盆G区块UPC段油气成藏模式及主控因素

 加蓬盆地作为西非被动大陆边缘重要的含油气沉积盆地,是目前油气勘探的热点地区,而G区块是中国在北加蓬次盆地的重要投资勘探开发区块。对该区块地层和沉积特征,以及烃源岩、储层、盖层、输导体系等油气成藏条件的分析表明,Ｇ区块石油地质条件优越,发育有优质烃源岩,而U.P.C.段作为G区块的主力产油层,储层物性很好,且该区块储盖组合配置关系良好。G区块油藏多为受构造控制的断背斜、断块油藏,油气主要富集在构造高点。研究表明,Ｇ区块油气成藏模式为“深源充注,断层盐边砂体输导,构造成藏”,油气成藏的主控因素为与盐运动相关的构造圈闭。     

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。