鄂尔多斯盆地甘泉地区长7页岩油储层非均质性及其控油规律

为揭示鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部甘泉地区长7油层组页岩油储层的宏观非均质性及其对石油分布的控制作用,通过隔夹层识别统计、渗透率统计及劳伦兹曲线构建等方法,定量表征并比较了长7_(1)、长7_(2)油层亚组的宏观非均质性,利用相关分析和多因素叠合的方法,分析了宏观非均质性对石油分布的影响。研究结果表明:研究区长7_(1)、长7_(2)页岩油储层平均发育夹层数分别为3.8、5.1层,砂体渗透率以复合韵律为主,且非均质性强;平均发育隔层数分别为3.4、2.8层,单隔层的平均厚度分别为6.0、4.9 m;长7_(1)较长7_(2)表现为稍弱的层内非均质性和较强的层间非均质性。页岩油砂岩储层的韵律性对含油饱和度有明显的影响,厚度大于10.0 m的隔层对油气有明显的封盖作用,“物性”隔夹层则构成油气聚集的侧向遮挡。长7_(1)油层亚组较长7_(2)油层亚组隔层更为发育,而长7_(2)油层亚组油气更富集。平面上,油气富集区分布呈条带状,多位于砂体厚度大且连续性较好、渗透率大于0.2 mD的区域,顺河道砂体延伸的方向上油层厚度变化小,垂直河道延伸方向上变化较大。研究结论可为鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部长7夹层式页岩油有利区评价及开发参数优选提供理论参考。

塔里木盆地晚古生代古盐度与古环境探讨

目的利用古盐度数据为有争议的塔里木盆地上古生界地层的沉积环境研究提供判定依据。方法对盆地巴楚、塔中、塔北地区的上古生界泥岩样品进行B,Ba,Sr,Ga等微量元素及K2O含量测试,开展古盐度地球化学分析,使用多指标恢复出研究区晚古生代水体的古盐度。结果本研究测试的古盐度数据分布于4.7‰～55.2‰,变化范围较大,涵盖了淡水、半咸水、咸水、超咸水各种类型。其中,以半咸水—咸水样品多见,超咸水样品集中出现于巴楚地区二叠系南闸组及库普库兹曼组,淡水样品出现于塔中地区砂泥岩段。结论古盐度测试显示,塔河地区"东河塘组"具半咸水特征,这一结果与该区钻、测井揭示的三角洲沉积吻合;石炭系巴楚组—卡拉沙依组各泥岩段的古盐度具半咸水特点,反映了该时期为有河流注入的淡化泻湖环境;砂泥岩段沉积期,淡水河流注入对古盐度控制作用较为明显。巴楚地区二叠系南闸组—库普库兹曼组泥岩为咸水浅海陆棚—半咸水泻湖与潮坪沉积,个别样品的古盐度偏高可能与样品含火山凝灰质有关。

腰英台油田青山口组沉积特征与储层预测

文中通过沉积相分析、地震属性优选及测井约束反演,分析了腰英台油田青山口组三角洲砂体的展布规律,得出以下认识:①砂泥岩总体呈薄互层分布,有利储集相带为青二段下部的三角洲前缘细—中砂,其次为青一段中部的破坏性三角洲席状浅滩砂,曲流河点坝砂体和决口河道砂体,平面上规模小,孤立分布;②由于泥岩含钙质,导致泥岩与砂岩的速度、自然伽马、电阻率等值接近,除自然电位测井外,其他测井系列对砂岩的识别效果不好,振幅类、波阻抗等地震属性也无法识别砂体;③砂岩发育指数可以较好地反映砂岩发育程度,振幅加速度属性能有效地反映不同微相骨架砂体展布,低加速度属性与井点高砂岩发育指数吻合较好,据此确定了青一段湖泊分布范围,识别出新的朵状腰西三角洲砂体。钻井验证其上发育厚约10m的河口坝和分流河道中—细砂岩,单井产量高于其他地区。

伊宁凹陷中二叠统铁木里克组沉积特征及暗色泥岩分布

利用钻井、测井以及二维地震资料探讨了铁木里克组的分布、厚度和沉积相变化等，识别出了该组半深湖一深湖相、浊积扇、浊积水道等沉积相类型．通过测井约束地震反演揭示了铁木里克组暗色泥岩主要分布于凹陷北东部伊宁县-回民庄-坎北-伊2井所围的区域，其次为宁3井-伊参1井连线以北，以及宁4井附近．利用Ro-生烃率模型计算铁木里克组生烃量上限为4．89×10^8t，80％概率下的生烃量为1．19×10^8t．

致密砂岩储层微观孔喉分布特征及对可动流体的控制作用

为分析致密砂岩储层多尺度微观孔喉分布对可动流体的控制作用,以鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部三叠系延长组长6、长7和长8油层组为例,将高压压汞与核磁共振技术结合,研究致密砂岩储层多尺度微观孔喉分布特征,将离心实验与核磁共振T2谱分析技术相结合,探讨致密砂岩储层可动流体的分布特征,两者结合研究致密砂岩储层孔喉分布对可动流体的控制作用。研究区延长组致密砂岩储层微观孔喉半径分布范围宽,分布在0.6~3050.8 nm,主体分布在10~500 nm,表明该致密砂岩储层主要发育微、纳米级孔喉,主体为纳米级孔喉;致密砂岩储层中可动流体饱和度为9.83%~25.64%,平均值为17.53%,普遍较低。储层孔隙度和储层渗透率与可动流体孔隙度具有较好的正相关性,表明储层物性条件对致密砂岩储层可动流体分布具有较好的控制作用;大于50 nm孔喉占全部孔喉比率、大于100 nm孔喉占全部孔喉比率、最大孔喉半径、峰值孔喉半径等参数与储层可动流体孔隙度均具有较好的正相关性,表明储层中相对较大孔喉,尤其大于100 nm孔喉的分布对致密砂岩储层可动流体含量具有重要的控制作用;孔喉的分选系数与可动流体含量表现为正相关,这主要与致密砂岩储层中孔喉半径分布较宽且分选好的致密砂岩主要以细小孔喉为主有关。

伊宁凹陷二叠纪古构造演化与油气关系

伊宁凹陷构造变形强烈,构造演化认识不清。利用地震、钻井资料恢复了伊宁凹陷二叠纪—古近纪古构造面貌,以及期间所遭受的构造剥蚀情况,在此基础上对二叠系生油岩可能的油气运聚进行预测后指出,伊宁凹陷在三叠纪由断陷转为凹陷。二叠纪—古近纪伊宁凹陷整体上北低南高、西低东高;二叠纪伊宁凹陷北部为深陷带,南部、东部为斜坡区,且南坡较东坡陡;三叠纪伊宁凹陷构造变得低缓,凹陷中央次凸带发育北西西向延伸的小凸起;侏罗纪伊宁凹陷沉降中心向北东方向转移,南坡变缓,东坡变陡。凹陷中部的宁4井附近的断凸、伊2井西的断鼻、英塔木南的断鼻均为为铁木里克组油气的有利聚集区。

陕北斜坡东南部致密砂岩孔喉分布及其对含油性的影响

为探究鄂尔多斯盆地陕北斜坡东南部地区致密砂岩储层的微观孔喉分布及其对含油性的影响,对长6—长8致密砂岩样品进行了场发射扫描电镜、高压压汞、核磁共振等测试,定量表征了其微观孔喉分布特征,分析了孔喉参数与含油性的关系。结果表明:研究区长6—长8致密砂岩储层孔隙类型主要为残余粒间孔、溶蚀孔、晶间孔;最小孔隙半径为0.5~6.3 nm,最大孔喉半径为1863.8~33859.7 nm;纳米孔、亚微米孔占总孔隙体积的61.2%~93.3%,微米孔占总孔隙体积的6.7%~38.8%,基本不发育毫米级孔隙。孔隙中的油水相分布峰值为50~100 nm。砂岩含油率与50 nm以上孔喉占比正相关,与亚微米孔占比正相关,与孔喉分选系数负相关。该研究成果对研究区致密砂岩含油性预测具有参考意义。

充分利用实验室资源加强地质专业本科教学实践环节

本文以地质专业本科教学中实验室利用情况的现状为例,提出了存在的实验室利用率不高、实验室的整体规划和日常管理制度不完善等现象。通过剖析问题的原因所在,提出可通过拓宽实验室建设和维护经费来源、完善实验室管理体系、激励师生利用实验室进行教学科研活动等举措,提高实验室资源在地质专业本科生教学和科研活动中的利用率。

北大巴山地区鲁家坪组页岩地球化学特征及勘探意义

为揭示北大巴山地区下寒武统暗色页岩的生烃潜力,以该区鲁家坪组野外露头区样品的分析数据为基础,分析鲁家坪组烃源岩的地球化学特征,并探讨其页岩气勘探意义。结果表明:北大巴山地区鲁家坪组烃源岩有机质丰度高,样品TOC质量分数为0.182%~9.063%,平均值为3.21%;有机质类型为Ⅰ—Ⅱ1型,有机质主要来源于低盐度浅水中的菌藻类微生物;镜质体反射率(RO)值为1.36%~2.56%,平均值为1.86%,岩石热解峰温(Tmax)为418~530℃,平均值为460℃,烃源岩已进入高成熟—过成熟阶段,表明处于生湿气或干气阶段,原始生烃潜力较好;北大巴山地区鲁家坪组暗色页岩厚度大,热演化程度高,烃源岩中的裂隙、溶孔可成为页岩气的吸附储集空间,构造改造较弱区及侧向封堵良好的断层下盘有望形成页岩气富集的有利区。

浅议如何提高地质专业本科教学效果

本文针对当前地质专业高等教育所面临的就业形式、生源结构和专业设置变化等一系列现状,分析了本科教学面对的新情况,指出其中存在的教学方式陈旧、教学质量有所下滑等问题,通过剖析存在问题的原因所在,提出可通过改善教学方式、完善人才培养模式、稳定教学环境等提升教学活动的举措。

浅议塔河地区“东河砂岩”三角洲沉积

近年来在塔河地区钻揭了一套典型的河控三角洲相"东河砂岩",它与东河塘、塔中和哈得逊等地区发现的前滨相和滨面相"东河砂岩"明显不同。钻井岩心上该套三角洲相砂岩表现为板状交错层理、平行层理厚砂体;粒度概率具有河道、河口坝微相特征;平面上地震振幅、反射强度斜率属性异常呈以S99、T728井为中心的"鸟足状"外形;古盐度测试结果反映在三角洲河口附近的S109、T727井为半咸水沉积。综合钻井、测井、地震、地球化学等资料的分析,塔河地区"东河砂岩"除发育滨海沉积外,同时还发育三角洲前缘分流河道、河口坝沉积,该区"东河砂岩"为河控型朵状三角洲—滨海沉积体系。

鄂尔多斯盆地甘泉南部地区延长组长7致密油富集主控因素

针对鄂尔多斯盆地延长组长7油层组(简称长7)致密油富集主控因素研究程度低、认识不一致等问题,在调研致密砂岩油形成的主要控制因素及与油分布关系的基础上,利用测井、录井、试油试采、分析测试等资料,对鄂尔多斯盆地甘泉南部地区长7致密油富集主控因素进行了总结。结果表明:烃源岩、源储配置关系、沉积相、物性条件等均为鄂尔多斯盆地甘泉南部地区长7致密油富集的主控因素;广泛发育的长73油层亚组(简称长73)优质油源岩是长7中上部致密油形成的有利条件,控制着各层致密油发育的总厚度和分布范围;长7良好的源储配置关系为长73生成的油能及时排出奠定了基础;优势相区控制着长7致密油的分布范围;致密砂、泥岩体遮挡下的相对高孔、高渗砂体控制着长7致密油的聚集部位。该研究成果可为鄂尔多斯盆地延长组长7致密油乃至延长组其他类似特征致密油勘探起到一定的指导作用。

鄂尔多斯盆地X地区延长组长7油层组致密油藏流体包裹体特征及成藏期次

利用包裹体显微测温、显微荧光、显微红外光谱分析技术，结合埋藏史和热史模拟分析，探讨了鄂尔多斯盆地东南部x地区延长组长7油层组成藏期次．结果表明：研究区长7油层组主要发育两期油气包裹体，第l期油气包裹体沿石英颗粒次生加大内侧分布，或沿未切及石英颗粒次生加大边的成岩微裂缝，或成群、成带分布于长石颗粒内等，同期石油包裹体成分中长链烷烃质量分数相对较高，成熟度较低，同期盐水包裹体均一温度峰值为80～100℃；第2期油气包裹体沿切穿石英或长石颗粒的晚期微裂缝成线状或带状分布，同期石油包裹体成分中长链烷烃质量分数相对较低，成熟度较高，同期盐水包裹体均一温度峰值为85～100℃．综合分析认为研究区延长组长7油层组存在2期成藏，分别为早白垩世中晚期的大规模石油成藏和晚白垩世晚期到古近纪早期的晚期构造抬升调整成藏．

塔河油田典型地震相

奥陶系—三叠系是塔河油田的勘探目的层,寒武系—奥陶系的原油沿断裂进入以上各时代的储层中,形成构造、岩性、地层及各种复合油气藏。综合分析三维地震资料与测井、岩心等资料,识别和预测各种沉积相所控制的砂岩和岩溶储层空间展布规律成为塔河油田油气勘探与开发中的一项重要技术。在该区共识别和确定了三叠系的辫状河、曲流河典型地震相,石炭系卡拉沙依组的低弯度河和巴楚组的潟湖—障壁相,泥盆系的三角洲相及奥陶系的岩溶相共六种地震相。三维地震资料的沿层振幅切片、反射强度斜率、波形分类、测井曲线是了解沉积体系格架、骨架砂体和储层展布的主要手段。

呼和湖凹陷地震相

目的 预测海拉尔盆地呼和湖凹陷下白垩统有利储集相带和复合圈闭。方法 在南屯组生油层系弱振幅反射背景上,识别沉积背斜、前积、退积、振幅异常等多种地震相类型,并将它们与测井、岩心及构造图分析相结合。结果 在凹陷内圈定了与主河口有关的扇三角洲前缘、水下扇等骨架砂体的展布,识别出了构造、岩性及复合等多种可能的有利圈闭。结论 南屯组可生油的半深 深湖相带只发育在深陷带和陡坡带,所圈定的陡坡水下扇体具有较好的生储盖和圈闭条件。

古代富泥低弯度河的识别与特征

目的区分古代富泥低弯度河流与曲流河,总结其沉积特征和河道砂岩的展布,为储层描述和预测提供参考。方法从不同盆地和时代的三维地震资料中识别出非辫状河也非曲流河的古代低弯度河道的展布与延伸,比较其河道(带)与漫滩的沉积差异及其与其他类型河流沉积的异同。结果从三维地震资料中获得了古代富泥低弯度河沉积的一些共同特征:古代富泥低弯度河多发育在干旱气候条件下的冲积扇扇缘和扇外;平面上可呈单河道体系,也可呈分支、交叉的多河道体系;单河道砂体规模小,一般仅数米厚;宽厚比小。结论三维地震识别出的低弯度河道一般为多期河道砂体相对发育的河道带。

伊犁盆地伊宁凹陷二叠系-侏罗系储层评价与预测

基于露头、钻井、薄片及地震等分析化验资料的综合研究表明,伊宁凹陷二叠系—侏罗系砂岩储层的主要沉积微相类型为冲积扇相和扇三角洲分流河道相、浊积扇相等,粒度整体偏粗,以岩屑和长石溶蚀孔隙为主,二叠系储层属于Ⅲ级储层,三叠系和侏罗系均属于Ⅱ级储层。根据测井约束地震反演得出储层砂岩厚度及孔隙度等值线图反映较厚的有利砂岩储层受凹陷结构和沉积微相控制,在近源的凹陷北部和东部冲积扇和扇三角洲地区加厚;孔隙度与砂体厚度及沉积微相有关,在凹陷北部厚层砂岩分布区和中南部成分及结构成熟度高值区局部增大。有利的较高孔隙度厚层砂岩主要发育在工区北部和东部的河道带上。

鄂尔多斯盆地NX地区长6段特低-超低渗储层特征及其成因

根据物性测试、铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射、压汞等资料,对鄂尔多斯盆地NX地区长6段储层特征及成因进行了研究。结果表明,研究区长6段砂岩储层为低孔-特低、超低渗透储层,主要孔隙类型为残余粒间孔和次生溶蚀孔,孔喉组合主要为中孔-细喉型和小孔-细喉型。早期的压实作用、胶结作用是使研究区长6段储层物性变差的两个重要作用。压实作用丧失的孔隙占原始孔隙的45.9%~65.6%,平均为56.5%;胶结作用丧失的孔隙占原始孔隙的21.8%~46.4%,平均为28.3%,粘土矿物、碳酸盐是造成物性降低的主要胶结物类型。长石、浊沸石、岩屑等的溶蚀作用极大改善了储层物性,改善了现今孔隙的22.2%~71.4%,平均44.2%。早白垩世末期,研究区长6储层已基本变为特低~超低渗透,该时期之后,成岩作用对储层物性影响较弱,储层物性基本保持到现今。

准噶尔盆地南缘下组合储层异常高压成因机制及演化特征

准噶尔盆地南缘喜马拉雅晚期构造挤压强烈,导致其下组合储层超压的形成和演化过程复杂。综合地层压力和实际地质资料,探讨了准噶尔盆地南缘下组合超压的测井响应特征和砂岩、泥岩的综合压实特征;结合改进的超压识别图版和声发射测定的古应力等,确认了研究区下组合储层超压的主要形成机制;结合构造应力和垂向载荷双重压实作用的数值模拟,定量分析了各超压形成机制的演化特征和对现今超压形成的贡献。结果表明,构造挤压作用是研究区下组合储层超压形成的最主要成因,其次为垂向上的不均衡压实作用及沿断裂的垂向和沿砂体的侧向超压传递作用。古近纪以来到塔西河期,垂向上的不均衡压实作用在研究区部分地区开始形成,该增压作用对四棵树凹陷东部和第三排构造带东部深层下组合齐古组强超压形成的贡献分别为1.4%和33.3%;塔西河末期以来,持续的强烈构造挤压作用引起了研究区下组合储层压力快速增加,该增压作用对四棵树凹陷东部和第三排构造带东部下组合齐古组强超压形成的贡献分别为65.8%和50.8%;独山子末期以来特别是第四纪,背斜的形成和断裂的开启引起下组合深层储层形成了快速的超压传递增压,该增压作用对四棵树凹陷东部和第三排构造带东部下组合齐古组强超压形成的贡献分别为32.8%和15.9%。

沉积条件和埋藏过程对深层地层超压的影响

针对沉积条件和埋藏过程对深层地层超压影响缺乏定量化的认识问题,通过构建反映不同沉积条件和不同埋藏过程的地质模型,运用盆地模拟软件数值模拟了不同岩性组合、不同上覆盖层厚度、不同埋藏方式和不同沉积速率条件下深层不同岩性地层超压的分布,并定量分析总结了沉积条件和埋藏过程对深层地层超压的影响。结果表明,随着沉积速率和上覆盖层厚度的各自增大,深层地层中形成的超压强度都会随之增大,并且这种增大作用在深层泥岩中比在深层砂岩中稍大;随着地层中泥岩含量的增大,深层地层中形成的超压强度也会随之增大,相比沉积速率和上覆盖层厚度,地层中泥岩含量的增大引起的深层地层中超压强度的增大作用更为明显;地层埋藏方式的改变可不同程度地引起深层地层中超压强度的改变,这种超压强度的大小改变规律在深层砂岩和泥岩之间、深层不同埋深泥岩之间不一定具有一致性,这与不同埋藏方式下地层中超压的形成同时受到多种演变规律不同因素的叠加效应有关。该研究可为深化认识深层地层超压的形成机制提供重要依据。