玛湖凹陷二叠系风城组页岩油储层特征及高产主控因素

通过岩石薄片、扫描电镜、低温氮气吸附、高压压汞、岩心荧光、激光共聚焦显微镜和产液剖面等实验分析测试资料,对玛湖凹陷二叠系风城组储层特征及页岩油高产主控因素进行了详细研究。研究结果表明:①玛湖凹陷二叠系风城组页岩油储层类型可划分为砂岩类、白云岩类和泥岩类等,粉砂岩类储层以陆源碎屑沉积物为主,泥岩类储层以陆源-内源混积物为主,白云(灰)岩类储层以内源化学沉积为主;玛湖凹陷风城组粉砂岩类、白云岩类和泥岩类储层孔隙喉道尺寸依次减小,孔隙连通性依次变差。②玛湖凹陷风城组粉砂岩类储层含油性最好,其次是泥岩类储层,白云岩类储层含油性最差,孔径较大的孔隙和微裂缝中的游离油含量较高,孔径较小的孔隙中的吸附油含量较高。③玛湖凹陷风城组优质烃源岩和优质储层分别控制着页岩油的高产区域和高产层段,长英质矿物含量、有效孔隙度值、游离油孔隙度值、裂缝密度和脆性指数等均较高的储层是页岩油高产的有利层段。

海拉尔盆地乌尔逊凹陷白垩系铜钵庙组原油地球化学特征及来源

海拉尔盆地乌尔逊凹陷白垩系铜钵庙组勘探获得突破,是资源潜力较大的新层系。通过TOC、热解、R_(o)、族组成、色谱、色质、δ^(13)C等分析化验资料,对研究区各洼槽各小层的烃源岩进行了丰度、类型和成熟度评价,深入分析了铜钵庙组原油地球化学特征,定量计算了原油来源,并预测了下步有利勘探方向。研究结果表明:①海拉尔盆地乌尔逊凹陷铜钵庙组整体发育TOC平均值为1%、类型以Ⅰ—Ⅱ_(2)型为主的中等烃源岩,其中铜二段泥岩也可见Ⅰ型烃源岩,洼槽区R_(o)为0.6%~1.5%,处于成熟阶段。②研究区铜钵庙组原油可分为乌北铜三段原油、乌南铜三段原油和乌南铜二段原油3类。乌北铜三段原油高饱和烃,姥植比高,饱和烃与芳烃δ^(13)C偏重,C_(27)重排甾烷和三环萜烷含量高。乌南铜三段原油具有高饱和烃、饱和烃与芳烃δ^(13)C偏轻,C_(27)重排甾烷和三环萜烷含量中等。乌南铜二段原油饱和烃含量低,奇偶优势比(OEP)值高,饱和烃与芳烃δ^(13)C轻,C_(27)重排甾烷和三环萜烷含量低。③研究区铜钵庙组3类原油均来源于南屯组南一段泥岩和铜钵庙组泥岩的二元混合,乌北铜三段原油与乌北南一段烃源岩更接近,乌北南一段泥岩的贡献比例为62.9%;乌南铜三段原油与乌南南一段烃源岩更接近,乌南南一段泥岩的贡献比例为59.5%;乌南铜二段原油与乌南铜二段烃源岩更接近,乌南铜二段泥岩的贡献比例为75.4%。④乌北和乌南洼槽发育厚度大于200 m的暗色泥岩,可为铜三段油藏和铜二段油藏供烃,乌北洼槽和乌东斜坡带为乌尔逊凹陷铜钵庙组下步甩开勘探的有利区带。

东营凹陷八面河地区古近系沙四段湖相白云岩测井识别及应用

湖相白云岩储层岩石组分复杂、结构多样,利用测井资料对白云岩岩性进行识别具有重要意义。为了解决传统测井方法工作量大和识别精度低等问题,提出利用蛛网图-交会图-主成分分析法融合的方法,构建岩性敏感因子交会图,开展湖相白云岩岩性综合识别。研究结果表明:①东营凹陷八面河地区古近系沙四段主要由颗粒云岩、微晶云岩、泥晶云岩、砂岩和页岩等组成,其中,颗粒云岩、微晶云岩和页岩为主要岩石类型。②优选6类特征参数分析不同岩石类型蛛网图和交会图的差异,其中,GR和AC可有效区分颗粒云岩,SP对砂岩具有较好的识别效果,在蛛网图与交会图的识别成果基础上,应用主成分分析法对测井参数进行标准化处理,构建出累计方差贡献率为90.75%的主成分F1和F2,建立岩性判别模型,综合识别岩性。③通过产能与取心井验证,岩性识别准确度高达85.4%,明确研究区颗粒云岩在西部以SW—NE走向呈条带状分布,向南部和北部过渡为微晶云岩和泥晶云岩,东部则以不规则分布的砂岩为主。

川东北地区二叠系吴家坪组二段页岩储层特征及有利区分布

四川盆地上二叠统吴家坪组海相页岩是页岩气勘探开发的热点层系。通过X射线衍射、薄片鉴定、扫描电镜、有机地球化学、低温氮气吸附等分析,对川东北地区二叠系吴家坪组二段海相页岩的沉积相展布、储层及烃源岩特征进行了分析,明确了储层发育的主控因素,并对储层发育有利区进行了预测。研究结果表明:①川东北地区吴二段的沉积受海平面上升和裂陷发育的影响,主要为深水陆棚相,在达州—开江—万州—忠县一带沿北西—南东方向呈连通条带状展布。②研究区吴二段页岩储层中矿物组成复杂,脆性矿物含量较高,平均质量分数为67.9%;与四川盆地志留系龙马溪组页岩相似,研究区的石英具有生物成因特征而呈絮凝状,草莓状黄铁矿粒径均较小(小于6.0μm),指示沉积水体为还原环境,有利于有机质的富集;页岩储层平均孔隙度为4.11%,孔隙类型包括有机质孔隙、粒内孔隙、粒间孔隙及微裂缝,孔隙结构以狭缝孔为主,中孔对孔体积的贡献率最大。③研究区吴二段烃源岩具有高TOC含量、高成熟度特征,TOC平均值为4.80%,R_(o)平均值为2.53%,达到过成熟阶段,干酪根类型主要为Ⅱ型,具有良好的生气潜力,基本达到Ⅰ类页岩气储层标准。④研究区吴二段储层主要受控于沉积环境和成岩改造作用,深水陆棚沉积环境有利于页岩储层的形成,石英的抗压保孔作用和有机质生烃作用是页岩储层形成的关键,石英含量、TOC含量和孔隙度均呈正相关关系;开江—梁平、万州地区为吴二段有利页岩储层分布区。

松辽盆地徐家围子断陷白垩系沙河子组超压形成机制及其演化特征

综合利用钻井、测井、压力测试以及分析化验等资料,对松辽盆地徐家围子断陷白垩系沙河子组现今超压特征及形成机制进行了分析,采用数值模拟方法对不同构造单元、不同岩性烃源岩超压的演化进行了定量恢复,并对超压贡献率进行了计算。研究结果表明:①徐家围子断陷白垩系沙河子组现今为常压-弱超压系统,凸起区超压最大;烃源岩超压以生烃增压作用为主,其次为欠压实作用,而储层超压为烃源岩超压对其的超压传递造成,与断裂及背斜的形成和发育密切相关。②研究区沙河子组烃源岩超压主要为煤层和富有机质泥岩的生烃增压作用,通常煤层生烃增压贡献率最大,富有机质泥岩次之,贫有机质泥岩超压较低,而生烃凹陷及周缘富有机质泥岩生烃增压贡献率高于煤层;凹陷区烃源岩生烃增压贡献率高于斜坡带和凸起区。③研究区沙河子组超压的演化可分为3个阶段,白垩纪早—中期为缓慢增压阶段,烃源岩因欠压实作用和缓慢生烃作用产生超压,经沙河子组—营城组沉积期活动性断裂和背斜传递至储层,储层超压缓慢增长;白垩纪晚期为快速增压阶段,烃源岩大量生气,生烃增压作用和欠压实作用产生的超压持续传递,储层超压快速升高,该阶段造成的储层超压占现今总超压的90%;古近纪早期至今为保持稳定阶段,构造稳定,烃源岩的生烃增压作用和欠压实作用稳定,超压基本保持不变,储层超压稳定增长。④研究区沙河子组不同岩性地层超压的差异性演化控制着天然气的分布,源、储过剩压力差为油气运移提供了动力条件,贫有机质泥岩盖层为下覆储层提供了封闭条件。

渤中凹陷西洼古近系和新近系油气成藏差异对比

通过对渤中凹陷西洼的烃源岩生排烃史模拟、油源对比、油气充注史和断裂体系的分析,结合其构造演化史和控藏断层活动史,分析了其古近系和新近系油藏的油气来源、成藏时间以及不同类型断层的油气输导作用等。研究结果表明:①渤中凹陷西洼的古近系油气藏主要分布在北部陡坡带的东二段和东三段,而新近系油气藏在北部陡坡带、西部缓坡带和中央构造带的浅层馆陶组与明化镇组均有分布,中央构造带和西部缓坡带的新近系油气储量明显高于北部陡坡带。②渤中西洼油藏的主力烃源岩为沙一段、沙三段,而东三段烃源岩对北部陡坡带的油藏也有一定贡献,研究区存在3期油气成藏事件,其中第2期(10~5 Ma)和第3期(5 Ma~至今)占主导,沙河街组烃源岩在第1次大量生排烃期(30~20 Ma)生成的油气目前尚未发现。③研究区断层的断穿层位和形成时间对深浅层油气的差异富集具有明显的控制作用。浅层新近系油藏主要受控于新构造运动形成的沟通浅—中—深层的通源断层,沙河街组烃源岩生成的成熟油气通过多条长期活动性的断裂等输导体系进行运移;古近系东营组油藏主要受控于仅断至东营组的断裂体系,其油气主要来源于下伏沙河街组烃源岩和东营组三段烃源岩;深层沙河街组可能发育自生自储型油气藏,暂未获得勘探发现。

塔中隆起奥陶系油气性质及运聚富集模式

以构造、断裂分布、生产动态以及地球化学等资料为基础,对塔中地区奥陶系油气性质与产能分布特征进行了分析,从油气充注、输导体系、构造与油气运聚关系等3个方面对油气富集因素进行了分析,并建立了成藏模式。研究结果表明:①塔中地区奥陶系原油以轻质原油为主,具有低密度、低黏度、低含硫的特征,密度为0.75~0.85 g/m^(3),油气藏气油比为119~82367 m^(3)/m^(3),多相态油气藏并存,且油气相态无明显边界;天然气干燥系数为0.70~0.98,天然气甲烷碳同位素为-35.7‰~-61.4‰,变化范围大;不同区域金刚烷指数(MDI)差异较大,为0.33~0.64;8个主要油气充注点具有原油密度低、气油比高、天然气甲烷同位素及MDI高的特征,沿走滑断裂带向南或远离断裂带方向密度变大,气油比、甲烷碳同位素及MDI均变小,不同区块气侵强度不同造成变化规律存在局部差异。②研究区油气分布格局主要受点状油气充注影响,8个油气充注点周缘油气井通常具有较高的产量,受储层发育规模影响会出现低产井,产能分布具有“北气南油”、“中间气、两边油”及“普遍富气、局部含油”3种类型;远离充注点的低产井及水井大范围分布。③研究区奥陶系油气富集模式为张扭性大断裂控制油气垂向充注,不整合面及走滑断裂控制油气的侧向调整,断裂破碎带叠加层间岩溶为油气聚集提供了储集空间,局部构造高部位及平台区为油气聚集有利指向区。

准噶尔盆地陆梁地区侏罗系西山窑组钙质夹层成因及勘探意义

关于钙质夹层的研究对于油田开发中后期至关重要。基于岩心描述、铸体薄片、扫描电镜、常规测井、CT、XRD和生产动态等资料,利用层次结构分析法、多维互动储层构型表征方法、三维嵌入式夹层建模和油藏数值模拟等方法,对陆梁油田陆9井区侏罗系西山窑组钙质夹层发育特征、成因、分布模式及三维模型开展了研究。研究结果表明:①准噶尔盆地陆梁地区侏罗系西山窑组钙质夹层主要分布在致密中细砂岩中,是典型的物性夹层,具有特低孔、低渗、较明显的“三低两高”的测井响应等特征。②研究区水下分流河道丰富的沉积物供给以及在三角洲前缘生物碎屑矿化过程溶解的Ca^(2+)和CO_(3)^(2-)离子转化为固态碳酸钙,为钙质夹层的形成奠定了物质基础;钙质夹层主要形成于成岩期,按照成因可划分为2类,一类发育于近泥岩地层的薄砂层中,为成岩演化胶结型;另一类发育于物性较好、连通性较好的河道砂体中—底部及河道叠置处,为次生孔隙充填胶结型。③研究区钙质夹层厚度为0.25~2.00 m,长为200~1300 m,宽为100~900 m,平面分布较连续,在垂直物源方向变化较大,呈薄层透镜状。④钙质夹层对剩余油分布控制明显,易形成透镜状、条带状等形态的剩余油富集区,研究区剩余油主要分布于J_(2)x_(4)^(1-3)和J_(2)x_(4)^(2-1)小层。

准噶尔盆地车排子凸起石炭系油气成藏主控因素及成藏模式

利用地震、测井、试油、岩心的铸体薄片和物性分析资料及物理模拟实验,探讨了准噶尔盆地车排子凸起石炭系油气成藏要素的配置关系、富集规律以及油气成藏主控因素,总结了成藏模式。研究结果表明:①准噶尔盆地车排子凸起石炭系储层岩性主要为凝灰岩、安山岩及角砾岩,储集空间主要为次生孔隙与裂缝,孔隙度多小于8%,渗透率多为0.1~10.0 mD,属于特低孔、超低渗储层。②研究区油藏富集运聚为“断-储-壳”3要素联合控制,深大断裂是油气垂向运移通道;风化淋滤作用改善了储层物性,为油气富集提供了有效储集空间;石炭系及其上覆泥岩均较致密,与裂缝发育的火山岩储层形成了良好的储盖组合;走滑断裂与盖层的配置关系对油气垂向与横向运移具有重要控制作用。③研究区油藏整体上具有“双源供烃、多体系输导、多类型盖层、多层系含油、多种油藏类型、复式含油气区”的特征。不同区域、不同深度的油藏具有明显的差异,横向上,近源为“断毯输导、侧向充注、近源风化壳成藏模式”,远源为“双源供烃、多种输导类型、硬壳封盖、远源断壳体成藏模式”;纵向上,浅部为“双源供烃、多种输导类型、硬壳封盖、浅部风化壳成藏模式”,深部为“双源供烃、断裂输导、致密岩层封盖、深部断缝体成藏模式”。

鄂尔多斯盆地延安地区三叠系长7页岩源储配置及油气富集规律

鄂尔多斯盆地三叠系长7段陆相页岩油气资源丰富,勘探开发潜力较大。通过岩心观察及测井、录井资料分析,综合地球化学数据、X射线衍射分析及现场解析气体数据等,对鄂尔多斯盆地延安地区三叠系长7段3个亚段页岩的源储特征进行了分析,并对不同源储组合特征及其与油气富集相关性进行了解剖。研究结果表明:①鄂尔多斯盆地延安地区三叠系延长组长7段有机质类型以Ⅱ1型和Ⅱ_(2)型为主,Ⅰ型次之,自上而下3个亚段的总有机碳(TOC)质量分数平均值分别为3.39%,4.35%,5.57%,镜质体反射率(Ro)分别为0.69%,0.97%,1.31%,分别处于低成熟、成熟、高成熟演化阶段,分别为差烃源岩、中等烃源岩、优质烃源岩。②研究区长7_(3)亚段泥页岩矿物组分具有富黏土矿物特征,长7_(2)亚段黏土矿物含量高于长7_(1)亚段,3个亚段的孔隙类型分别以溶蚀孔、粒间孔—溶孔、粒间孔为主,储层可划分为Ⅰ类(优)、Ⅱ类(中)和Ⅲ类(差)。③研究区主要发育优质烃源岩-差储层、中等烃源岩-优质储层、差烃源岩-中等储层、中等烃源岩-中等储层、优质烃源岩-中等储层、差烃源岩-优质储层6种源储配置特征,长7_(3)亚段油气富集程度最高,长7_(2)亚段次之,长7_(1)亚段不利于页岩油气的富集成藏。④高有机质丰度、高有机质成熟度的泥页岩具有较好的生烃潜力,高黏土矿物含量、较好的孔隙连通性有利于油气运移聚集成藏,源储配置特征控制着页岩油气的富集部位。

库车坳陷克深地区白垩系巴什基奇克组致密砂岩裂缝发育特征及地质意义

根据岩心、铸体薄片、激光共聚焦扫描电镜等资料,对库车坳陷克深地区白垩系巴什基奇克组裂缝发育特征及主控因素进行了详细研究,并探讨了其对储层物性和油气聚集效应的影响。研究结果表明:①库车坳陷克深地区白垩系巴什基奇克组为典型的致密砂岩储层,岩石类型以岩屑长石砂岩为主,主要发育剪切缝和张性裂缝,且以高角度缝和直立缝为主,未充填和半充填裂缝占比较大;克深A、克深B气藏裂缝的平面分布差异主要由构造位置和应力演化的不同所导致,其中克深A气藏裂缝有效性优于克深B气藏。②研究区不同构造部位的裂缝密度和有效性存在差异,背斜高点部位裂缝有效性最高,鞍部和翼部近断裂处虽裂缝密度大但有效性较低;砂岩中裂缝有效性高于泥岩;砂、泥岩厚度比与裂缝密度呈非线性关系,当砂岩厚度和泥岩厚度的比值达到6.1时,裂缝密度出现最大值,当比值大于6.1时,裂缝密度逐渐减小。③研究区裂缝的发育可提高致密砂岩储层的渗透率,裂缝网络系统可有效连接低渗透储层,提升了油气的成藏效率、运移能力和富集程度。

东海盆地西湖凹陷孔雀亭区断裂体系特征及控藏效应

以三维地震精细解释为基础,运用构造剖面复原、流体包裹体分析等方法,对东海盆地西湖凹陷孔雀亭区断裂体系特征进行了分析,并对其演化特征及控藏效应进行了研究。研究结果表明:①西湖凹陷孔雀亭区断裂体系具有明显东、西分区、分带特征。平面上,东部发育3组方向主干伸展断裂,NNE向为主,NE向及近NS向次之,西部发育2组方向主干伸展断裂,NE向为主,NNE向次之;剖面上东部以多米诺式斜列构造样式为主,西部以同向断阶为主;自西向东可分为5个断阶带,东部发育2个反向断裂带,西部发育3个同向断裂带。②研究区断裂体系经历了断陷期、断-坳转换期、坳陷反转期以及区域沉降期4个演化阶段,断裂活动性表现出“东部为早强晚弱、西部为早弱晚强”差异演化特征。③研究区发育东部反向断槽-局部自圈油气藏和西部顺向断阶-岩性尖灭油气藏,其中东部的油气藏为双源供烃,是油气富集有利区,尤其是F2和F3断裂活动性强、断距较大,所控圈闭的面积和高度大,在平湖组富油、花港组下段富气,是有利勘探区。

断陷湖盆细粒区页岩组构特征与页岩油富集成藏规律:以黄骅坳陷古近系为例

为明确断陷湖盆细粒区页岩微观组构特征及页岩油富集成藏规律,基于黄骅坳陷古近系孔二段、沙三段、沙一段3套页岩层系取心、测井、录井及试油等资料,综合利用矿物分析-场发射扫描电镜、氩离子抛光-场发射扫描电镜、聚焦离子束-场发射扫描电镜等技术手段,针对页岩样品开展多尺度、多维度精细表征,从微观、定量的角度系统分析了页岩矿物、有机质、孔隙及页岩油赋存特征,揭示了页岩油成藏富集规律并建立了富集模式。研究结果表明:在微观视域下,多类型矿物以“组分混合”和“组构叠置”构成复杂页岩类型;储集空间可划分为无机孔隙、有机孔隙和微裂缝3大类9小类,其中无机孔隙贡献率平均可达85%以上,孔径<50 nm的孔隙占据储集空间的主体;微观上有机质可划分为同沉积有机质、交生分异有机质和运移充填有机质3种类型;烃类主要赋存于长英质纹层、灰云质纹层或粉砂岩纹层中。基于矿物、有机质、储集空间、烃类4个要素的“四元耦合”页岩油富集成藏规律,建立了3类富集成藏模式。在该模式指导下,沧东凹陷孔二段实施多口水平井获高产,优质页岩油区块已经实现当今油价下的效益开发,歧口凹陷沙三段及沙一下亚段页岩油均获得重要突破,展示出黄骅坳陷古近系页岩油具有广阔的资源前景。

全球高含硫天然气藏资源分布、地质特征与勘探开发进展

随着勘探开发技术的进步和成本的降低,全球高含硫天然气藏的勘探开发取得了显著进展,但目前针对全球高含硫天然气藏的资源分布和共性地质特征的相关研究较少。为此,在对全球高含硫气藏调研分析的基础上,系统总结了其储量分布特点、天然气地球化学特征、油气成藏条件与富集规律,分析了全球高含硫天然气藏勘探开发历程和关键技术,指出了高含硫天然气资源的安全高效利用的重要意义。研究结果表明:①高含硫天然气藏主要分布在特提斯域中段与前陆相关的叠合盆地三叠系、侏罗系、石炭系和二叠系4个层系,其中石灰岩和白云岩发现的储量超过90%;②高含硫天然气藏一般具有高甲烷、中CO_(2)、低N_(2)含量和硫同位素分馏小的特点;③大型高含硫天然气藏具有优越烃源岩条件,发育优质碳酸盐岩储层与封闭条件良好的膏盐岩盖层,其形成往往经历了高温高能环境并经过多期次调整成藏;④全球高含硫天然气藏经历了2个储量快速增长阶段,主要产量集中在卡塔尔、哈萨克斯坦、俄罗斯、中国和阿曼等5个国家;⑤形成了元素硫溶解和沉积伤害评价、高含硫气井井下节流器、高含硫气藏防腐以及天然气净化等关键开发技术,并建立了高含硫天然气藏安全开发标准和制度、管理与决策体系。结论认为,高含硫天然气田在区域构造位置、储层地质层位和岩性等方面分布极不均衡,大型气藏分布相对集中,天然气地球化学特征明显,气藏形成需要特殊的地质条件,形成的系列适用的勘探开发理论技术为全球高含硫天然气资源的安全高效利用提供了重要的参考和指导。

鄂尔多斯盆地华池地区三叠系长7页岩油储层特征、形成环境及富集模式

通过对鄂尔多斯盆地华池地区三叠系长7段钻井岩心进行岩石学特征以及元素地球化学测试分析,采用V/(V+Ni),Ni/Co,U/Th,Sr/Cu,CaO/(MgO*Al_(2)O_(3)),Sr/Ba,Fe/Mn,Mn/Ti,Ba_(bio)值和P/Al值等多种判别标准,并结合总有机碳的含量,进行古环境分析,恢复了沉积期的古气候、古盐度和古氧化还原条件等。研究结果表明:①鄂尔多斯盆地华池地区三叠系长7段岩石主要为深灰色泥岩、深灰色灰质泥岩及含炭屑的粉砂质泥岩、富含有机质的粉砂质泥岩,黏土矿物晶间孔与粒间孔是主要的孔隙类型,可见少量溶蚀孔和微裂缝。②研究区延长组长7沉积时期,有机质生产力强,环境以淡水为主且处于贫氧到缺氧状态,其中长7_(2)—长7_(3)亚段沉积时期,部分水体较深的区域出现极强的还原条件,主要为温湿气候。整体上为深水环境,长7_(2)亚段沉积时位于深水区的边界地带,其水深明显较长71与长7_(3)亚段更深,P/Al值以及Ba_(bio)值总体上变化趋势一致,自下而上具有逐渐增大的趋势。③研究区延长组长7段古沉积环境具备适宜的温度和盐度条件,与深水和强还原性特征共同促进了有机质的广泛发育、富集和保存,源岩与储层之间通过裂缝连通,离源岩较近的储层,其捕获原油的数量和效率更高,这种源储配置为页岩油的大规模富集成藏奠定了坚实的基础。

川中地区三叠系须家河组二段致密气储层特征及主控因素

为了明确川中地区三叠系须家河组二段(须二段)致密气优质储层特征、成因及分布特征,综合利用铸体薄片、扫描电镜、核磁共振、高压压汞试验和CT测试等资料,明确了储层质量的主控因素,优选多种宏观和微观参数,通过Q型聚类对储层进行了定量划分,并对各类别储层的分布特征进行了分析。研究结果表明:①川中三叠系须二段为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,平均孔隙度和平均渗透率分别为6.58%和0.21 mD,为特低孔—低孔、低渗致密气储层;储集空间以残余粒间孔和粒内溶孔为主,其次为粒间溶孔和裂缝,孔隙和喉道半径分别为1.31~55.00μm和0.05~1.04μm,为微米孔隙和微米-亚微米喉道组合。②研究区沉积作用控制了岩石粒度和泥质含量,是决定初始孔隙度形成和后期演化的基础条件;强烈的机械压实和胶结作用分别破坏了14.6%~20.1%和9.8%~15.1%的原始孔隙,是造成储层致密化的主要原因;次生溶蚀、绿泥石包膜等建设性成岩作用形成了次生溶孔且对原生孔隙具有一定保护作用,挤压破裂形成的裂缝进一步扩大了次生溶蚀范围,是将致密砂岩改造成优质储层的关键。③研究区须二段储层可分为4类,不同类型储层的物性和微观结构差异较大,Ⅰ,Ⅱ类储层物性好、试气产能高,是主要的“甜点”储层和有利开发目标,主要分布于区域中部H1,H3井区和东部H125井区,纵向上集中在须二上亚段。

黔北正安地区安场向斜奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩气富集规律

四川盆地外缘黔北地区具有良好的页岩气勘探开发前景。基于测井、录井及分析化验等资料,对黔北正安地区安场向斜奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩气储层特征及富集规律进行了分析。研究结果表明:①黔北正安地区安场向斜奥陶系五峰组—志留系龙马溪组岩性主要为硅质页岩与硅质岩,孔隙类型主要为有机孔隙及粒间孔、粒内溶孔、晶间孔等无机孔隙与页理缝和构造缝及微裂缝等。岩石中总有机碳(TOC)为0.34%~6.65%,平均为3.69%,纵向上自下而上总体呈先增大后减小的趋势,平面上在向斜核部的TOC含量较高,呈环带状向四周降低。岩心含气的质量体积为1.6~6.2 m^(3)/t,平均为3.9 m^(3)/t,龙马溪组总含气量垂向上随着深度的增加而增加,平面上从向斜中部向南北两端逐渐降低,从向斜核部向两翼逐渐降低。矿物脆性指数总体较高,具有很好的可压裂性。②研究区五峰组—龙马溪组为“陆棚边缘、改造残留、向斜浅埋”的独特地质背景,其有利的沉积环境及古生产力为页岩气富集成藏奠定了基础,良好的保存条件避免了页岩储层中天然气的大量逸散,上覆的新滩组盖层与下伏的宝塔组底板形成了“上盖下堵”的封堵组合。③盆外残余向斜页岩气在向斜中心明显富集,核部是页岩气聚集的有利位置,两翼低角度逆断层遮挡处也是页岩气的有利富集部位,微裂缝的发育有利于页岩气的聚集与稳产,因此中浅层残余向斜的井位部署应重点考虑“宽、缓、深”的核心部位。

准噶尔盆地车排子凸起石炭系构造特征与油气富集规律

准噶尔盆地车排子凸起具备双源供烃的有利成藏条件,勘探程度低,潜力大。依托新采集的三维和重处理的二维地震资料,通过精细构造解释,明确了该区的构造特征与油气富集规律。研究结果表明:①受晚石炭世—早二叠世4条北西向逆冲推覆断裂和早石炭世多条南北向断裂控制,车排子凸起石炭系自南向北依次分为南部、中部、北部3个条带,东西向分为3个台阶,东翼二台阶和西翼艾卡断裂上盘埋藏浅,紧邻生烃凹槽,为最有利的成藏部位。②研究区北西—南东向断裂切割南北向断裂形成的一系列断块控制了石炭系油气的分布,具有断块控藏的特征。③在裂缝发育程度相当的情况下,储层质量是控制油气产量的关键要素,其中火山爆发相储层基质物性好,最利于油气的富集。④沙门子断裂、车排子断裂、车排子南断裂、艾卡断裂等四大断裂上盘火山爆发相发育规模大,埋藏浅,与沙湾凹陷风城组和四棵树凹陷侏罗系2套烃源岩大跨度对接,成藏条件优越,是下一步勘探的有利区。

鄂尔多斯盆地石炭系本溪组煤岩气地质特征与勘探突破

通过对鄂尔多斯盆地石炭系本溪组煤岩分布、煤岩储层特征、煤质特征、煤岩气特征以及煤岩气资源和富集规律等方面开展系统研究,评价其勘探潜力。研究表明:①煤岩气是有别于煤层气的优质天然气资源,在埋深、气源、储层、含气性、碳同位素组成等方面具有独特特征;②本溪组煤岩分布面积达16×10^(4)km^(2),厚度2~25m,以原生结构的光亮和半亮煤为主,挥发分和灰分含量低,煤质好;③中高阶煤岩TOC值为33.49%~86.11%,平均值为75.16%,演化程度高(Ro为1.2%~2.8%),生气能力强,气体稳定碳同位素值高(δ^(13)C_(1)值为-37.6‰~-16.0‰,δ^(13)C_(2)值为-21.7‰~-14.3‰);④深层煤岩发育气孔、有机质孔和无机矿物孔等基质孔隙,与割理、裂缝共同构成良好储集空间,储层孔隙度为0.54%~10.67%,平均值为5.42%,渗透率为(0.001~14.600)×10^(-3)μm^(2),平均值为2.32×10^(-3)μm^(2);⑤纵向上发育5种煤岩气聚散组合,其中煤岩-泥岩聚气组合与煤岩-灰岩聚气组合最为重要,封闭条件好,录井全烃气测峰值高;⑥构建了广覆式分布的中高阶煤岩持续生气、煤岩基质孔和割理裂缝规模储集、源-储一体赋存、致密岩盖层密闭封堵的煤岩气富集模式,存在煤岩侧向尖灭体、透镜体、低幅度构造、鼻状构造和岩性自封闭5种高效聚气类型。⑦依据煤岩气地质特征评价划分出8个区带,估算埋深超过2000m的煤岩气资源量超过12.33×10^(12)m^(3)。上述认识指导风险勘探部署,两口井实施后分别获得工业气流,推动进一步部署预探井和评价井,获得规模突破,提交超万亿方预测储量和超千亿方探明储量,对中国天然气效益增储和高效开发具有重大意义。

准噶尔盆地玛湖凹陷三叠系百口泉组储层特征及油气成藏规律

通过岩心分析测试、地震厚度预测、包裹体成藏期次分析以及源储配置关系研究,对准噶尔盆地玛湖凹陷三叠系百口泉组储层特征及油气成藏规律进行了刻画。研究结果表明:①玛湖凹陷斜坡区三叠系百口泉组主要发育扇三角洲沉积,岩性普遍较粗,相对优质的储集层主要分布于扇三角洲前缘水下分流河道微相及少量河口砂坝微相中,其成分以长石岩屑砂砾岩为主,其次为岩屑砂砾岩。岩石普遍较致密。岩心孔隙度为3.17%~23.40%,平均为9.04%,渗透率为0.01~934.00mD,平均为0.73mD,属低孔特低渗型储集层。储集空间类型以次生溶孔为主,可见粒间缝和其他微裂缝。②研究区油气主要来源于下二叠统风城组碱湖沉积的泥页岩,最厚处超过400m,为残留海—潟湖相沉积,水体盐度较高,岩性以云质泥岩和泥质岩为主。有机质类型以Ⅰ和Ⅱ1型为主,总有机碳含量(TOC)多大于1.0%,生烃潜量(S1+S2)多大于6.0mg/g,氯仿沥青“A”平均为0.2%,HI平均为322mg/g,有机质演化处于成熟阶段,为中等—好烃源岩。③研究区具有3期成藏特征,晚三叠世之前为第1期油气充注,未能聚集成藏,早侏罗世为第2期油气充注期,对应黄色荧光烃类包裹体;早—中白垩世为第3期油气充注期,对应蓝白色荧光烃类包裹体,后2期油气充注对百口泉组油气成藏起主要贡献作用。④研究区源储配置紧密性是导致玛湖西斜坡和玛湖东斜坡油气差异性聚集的核心要素。