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Characteristics and origin of abnormally high porosity zones in buried Paleogene clastic reservoirs in the Shengtuo area, Dongying Sag, East China 被引量:23
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作者 Cao Yingchang Yuan Guanghui +5 位作者 Li Xiaoyan Wang Yanzhong Xi Kelai Wang Xiaoming Jia Zhenzhen Yang Tian 《Petroleum Science》 SCIE CAS CSCD 2014年第3期346-362,共17页
There are three abnormally high porosity zones developed in buried Paleogene nearshore subaqueous fan and sublacustrine fan clastic'reservoirs at 2,800-3,200 m, 3,250-3,700 m and 3,900- 4,400 m, respectively, within ... There are three abnormally high porosity zones developed in buried Paleogene nearshore subaqueous fan and sublacustrine fan clastic'reservoirs at 2,800-3,200 m, 3,250-3,700 m and 3,900- 4,400 m, respectively, within the Shengtuo area of the Dongying Sag. Here the porosity of reservoirs buried deeper than 4,000 m can still be greater than 20%. Investigation of these three abnormally high porosity (AHP) zones in the 3rd to 4th member of the Paleogene Shahejie Formation in the Shengtuo area was carried out with utilization of core observation, thin section identification, SEM observation, image analysis, core physical property testing and other technical methods. The results show that, the AHP zones in 2,800-3,200 m and 3,250-3,700 m are visible pores primary AHP zones dominated by significant primary intergranular pores (more than 50% of the total porosity), while secondary pores and micropores in authigenic clays may develop in some reservoirs. AHP reservoirs in the AHP zone of 3,900-4,400 m are dominated by micropores in matrix, visible pores are mainly grain dissolution pores but with low absolute content (〈 1%), so this zone belongs to the micropores primary AHP zone. The genesis of the three AHP zones was studied to distinguish between porosity enhancement and porosity preservation. Our research shows that, in deeply buried clastic reservoirs in the Shengtuo area, mineral dissolution occurred in a relatively closed diagenetic system with high temperature and high salinity. Reservoir rocks underwent extensive feldspar dissolution, while detrital carbonate grains and carbonate cements show no evidence of extensive dissolution. Although significant feldspar dissolution pores developed, feldspar dissolution enhanced porosity only a little due to the precipitation of almost isovolumetric dissolution products in the nearby primary intergranular pores in forms of authigenic clays and quartz cements. Net enhanced porosity originating from feldspar dissolution is generally less than 0.25%. Thus, the subsurface dissolution has little impact on the mid-deep buried high porosity reservoirs. Reservoirs in braided channels of middle fans in sublacustrine fans and reservoirs in the middle-front of fan bodies of nearshore subaqueous fans provide the basis for the development of AHP zones. The shallow development of fluid overpressure and early hydrocarbon emplacement have effectively retarded compaction and carbonate cementation, so that the high porosity in the superficial layers is preserved in the mid-deep layers. These are the main controlling factors in the development of AHP zones. 展开更多
关键词 Dongying sag Shengmo area abnormally high porosity zone pores GENESIS
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Tectono-thermal evolution of the Liwan Sag, deepwater area in the Zhujiang River Mouth Basin, northern South China Sea 被引量:2
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作者 TANG Xiaoyin HUANG Shaopeng +3 位作者 YANG Shuchun JIANG Guangzheng JI Mo HU Shengbiao 《Acta Oceanologica Sinica》 SCIE CAS CSCD 2018年第2期66-75,共10页
The Liwan Sag, with an area of 4 000 km-2, is one of the deepwater sags in the Zhujiang River(Pearl River) Mouth Basin, northern South China Sea. Inspired by the exploration success in oil and gas resources in the d... The Liwan Sag, with an area of 4 000 km-2, is one of the deepwater sags in the Zhujiang River(Pearl River) Mouth Basin, northern South China Sea. Inspired by the exploration success in oil and gas resources in the deepwater sags worldwide, we conducted the thermal modeling to investigate the tectono-thermal history of the Liwan Sag,which has been widely thought to be important to understand tectonic activities as well as hydrocarbon potential of a basin. Using the multi-stage finite stretching model, the tectonic subsidence history and the thermal history have been obtained for 12 artificial wells, which were constructed on basis of one seismic profile newly acquired in the study area. Two stages of rifting during the time periods of 49–33.9 Ma and 33.9–23 Ma can be recognized from the tectonic subsidence pattern, and there are two phases of heating processes corresponding to the rifting.The reconstructed average basal paleo-heat flow values at the end of the rifting events are -70.5 and -94.2 mW/m^2 respectively. Following the heating periods, the study area has undergone a persistent thermal attenuation phase since 23 Ma and the basal heat flow cooled down to -71.8–82.5 mW/m^2 at present. 展开更多
关键词 tectono-thermal evolution thermal history heat flow deepwater area Liwan sag
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Main Controlling Factors and Dominant Reservoir Series Analysis of Es_3 in the Qibei Area of Qikou Sag 被引量:2
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作者 PU Xiugang HAN Wenzhong +2 位作者 HUA Shuangjun ZHANG Wei CHEN Changwei 《Acta Geologica Sinica(English Edition)》 SCIE CAS CSCD 2013年第1期219-231,共13页
Based on analysis of geophysical data such as core observation, rock slices identification, physical property, scanning electron microscope, X-ray diffraction, logging data etc., 16 factors of sedimentation, diagenesi... Based on analysis of geophysical data such as core observation, rock slices identification, physical property, scanning electron microscope, X-ray diffraction, logging data etc., 16 factors of sedimentation, diagenesis, fluid pressure, and their relationships with reservoir physical property were analyzed, and the results indicate sedimentation is the internal factor controlling the reservoir property, diagenesis is the external and final decisive factor and abnormal fluid pressure is an important factor preserving the deep reservoir property. Quantitative characterization of diagenesis indicates that compaction and dissolution are more important than cementation and they respectively cause porosity change of-23.6% and 7.7% and -6.2%. Through optimizing 11 main controlling factors and constructing reservoir evaluation index (REI) according to the hierarchical cluster and principal component analysis, reservoir classification standard was established and reservoirs were divided into four classes. The studies show that Es~ SQ4 consists mainly of class I and II, while Es~ SQ6 is mainly of class III and II; the favorable zone is the north and south slope of Qibei sub-sag and the Liujianfang fault-nose. The successful application of the quantitative and comprehensive evaluation in the Qibei area verifies the advanced, practicable method of less artificial factor is suitable for the low porosity and permeability reservoir. 展开更多
关键词 single factor analysis quantitative characterization comprehensive and quantitativereservoir evaluation Shahejie Formation Qibei area Qikou sag
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Petroleum geology controlled by extensive detachment thinning of continental margin crust: A case study of Baiyun sag in the deep-water area of northern South China Sea 被引量:2
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作者 PANG Xiong REN Jianye +3 位作者 ZHENG Jinyun LIU Jun YU Peng LIU Baojun 《Petroleum Exploration and Development》 2018年第1期29-42,共14页
The relationships between crustal stretching and thinning,basin structure and petroleum geology in Baiyun deep-water area were analyzed using large area 3D seismic,gravity,magnetic,ocean bottom seismic(OBS),deep-water... The relationships between crustal stretching and thinning,basin structure and petroleum geology in Baiyun deep-water area were analyzed using large area 3D seismic,gravity,magnetic,ocean bottom seismic(OBS),deep-water exploration wells and integrated ocean drilling program(IODP).During the early syn-rifting period,deep-water area was a half-graben controlled by high angle faults influenced by the brittle extension of upper crust.In the mid syn-rifting period,this area was a broad-deep fault depression controlled by detachment faults undergone brittle-ductile deformation and differentiated extension in the crust.In the late syn-rifting period,this area experienced fault-sag transition due to saucer-shaped rheology change dominated by crustal ductile deformation.A broad-deep fault depression controlled by the large detachment faults penetrating through the crust is an important feature of deep-water basin.The study suggests that the broad-deep Baiyun sag provides great accommodation space for the development of massive deltaic-lacustrine deposition system and hydrocarbon source rocks.The differentiated lithospheric thinning also resulted in the different thermal subsidence during post-rifting period,and then controlled the development of continental shelf break and deep-water reservoir sedimentary environment.The high heat flow background caused by the strong thinning of lithosphere and the rise of mantle source resulted in particularities in the reservoir diagenesis,hydrocarbon generation process and accumulation of deep-water area in northern South China Sea. 展开更多
关键词 northern South China Sea Zhujiangkou Basin Baiyun sag DEEP-WATER area CONTINENTAL margin CRUST DETACHMENT FAULT broad-deep FAULT depression CONTINENTAL shelf break petroleum geology
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Case Study of Uolcanic Rock Reseruoir-Beibao Area of Nanbao Sag
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《China Oil & Gas》 CAS 1997年第1期25-26,共2页
关键词 Case Study of Uolcanic Rock Reseruoir-Beibao area of Nanbao sag
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加权断层泥比率法(WSGR)定量判别断层封闭性——以苏北盆地高邮凹陷永安地区为例 被引量:1
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作者 李储华 于雯泉 丁建荣 《石油实验地质》 CAS CSCD 北大核心 2024年第1期158-165,共8页
断层封闭性评价是断块圈闭成藏条件分析的重要内容,在改进断层泥比率法基础上,提出了一种新的断层封闭性评价方法——加权断层泥比率法(WSGR)。首先,通过不同的地质模型开展断层泥比率法计算参数及影响因素分析,明确了断层断距、泥质含... 断层封闭性评价是断块圈闭成藏条件分析的重要内容,在改进断层泥比率法基础上,提出了一种新的断层封闭性评价方法——加权断层泥比率法(WSGR)。首先,通过不同的地质模型开展断层泥比率法计算参数及影响因素分析,明确了断层断距、泥质含量及泥岩分布特征是泥岩涂抹的重要影响因素;并认为断层断距范围内,滑过目标位置的对置盘所有泥质含量都具有涂抹贡献,但不同点的涂抹贡献不同,距离目标位置越近泥质含量越高的对置盘泥岩点,其涂抹贡献越大。为此引入了一个新的表征参数——距离系数,定义为断层断距与各泥岩点到目标位置距离的差与断层断距的比值,来表征泥岩分布对泥岩涂抹的影响作用;在此基础上,构建了加权断层泥比率计算方法,定义为各点的泥质含量与距离系数的乘积之和再与距离系数之和的比值。利用加权断层泥比率法对苏北盆地高邮凹陷上含油气系统已知的油水层进行封闭性验证,认为当加权断层泥比率值大于0.6时,断层具有较好的封闭性,从而确定了该方法的封闭性判别标准。在高邮凹陷永安等地区始新统戴南组断层封闭性评价中取得了较好应用效果。 展开更多
关键词 加权断层泥比率法 距离系数 断层封闭性 永安地区 高邮凹陷 苏北盆地
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泌阳凹陷下二门地区生长断层控砂作用研究
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作者 李智 李双建 +3 位作者 张志业 王雷 安艳君 王雪梅 《西北地质》 CSCD 北大核心 2024年第1期139-150,共12页
泌阳凹陷下二门地区油气资源丰富,油藏类型以断层-岩性油气藏为主,断裂特征与砂体展布的配置关系是该区油气勘探的主控因素。笔者综合3D地震、钻测井、岩心资料,以古近系核桃园组三段Ⅳ油组1小层(Eh3Ⅳ1)为例,通过精细构造解析、断层活... 泌阳凹陷下二门地区油气资源丰富,油藏类型以断层-岩性油气藏为主,断裂特征与砂体展布的配置关系是该区油气勘探的主控因素。笔者综合3D地震、钻测井、岩心资料,以古近系核桃园组三段Ⅳ油组1小层(Eh3Ⅳ1)为例,通过精细构造解析、断层活动性定量分析和砂体展布特征刻画,从构造活动-沉积响应的角度分析生长断层对辫状河三角洲砂体展布的控制作用。结果表明,下二门地区主要发育一系列SW-NE转近E-W走向的北倾生长正断层,剖面形态呈阶梯状断层组合,各条断层沿走向活动性差异明显。研究区主要发育侯庄辫状河三角洲前缘亚相和前三角洲亚相,平面上来自北部的水下分流河道砂体在断层转换带或同一断层活动性较弱部位易通过,而在活动性较强部位受到限制或转向。垂向上,通过活动性较弱区域砂体垂向连续叠置、加厚发育,通过活动性较强区域砂体垂向间歇分散、减薄发育。该研究可为东部断陷盆地低序级生长断层发育区砂体展布规律认识和断层-岩性油气藏勘探开发提供一定借鉴。 展开更多
关键词 泌阳凹陷 下二门地区 核桃园组 生长断层 砂体展布
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南襄盆地安棚东南区核桃园组三段深层致密油储层裂缝发育特征及控制因素
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作者 黄郑 周永强 +6 位作者 贺子潇 黎明 杨滔 王肃 李强 赵颖 尹帅 《石油实验地质》 CAS CSCD 北大核心 2024年第4期845-854,共10页
为了探明深部致密油储层天然裂缝发育规律及其影响因素,以南襄盆地泌阳凹陷安棚东南区古近系核桃园组三段Ⅱ—Ⅵ油层组致密油藏为例,利用大量岩心、薄片、物性、成像及常规测井、注水压驱等资料,系统开展了致密油藏裂缝综合评价。该区... 为了探明深部致密油储层天然裂缝发育规律及其影响因素,以南襄盆地泌阳凹陷安棚东南区古近系核桃园组三段Ⅱ—Ⅵ油层组致密油藏为例,利用大量岩心、薄片、物性、成像及常规测井、注水压驱等资料,系统开展了致密油藏裂缝综合评价。该区目的层Ⅱ—Ⅵ油层组属扇三角洲前缘沉积,储层岩屑含量较高,为近源沉积;储层孔隙度与渗透率之间具有良好的正相关性。对于不同岩性砂岩储层,裂缝主要发育于细砂岩中,其次为粉砂岩,而含砾砂岩中裂缝通常不发育。目的层主要发育高角度缝及直立缝,其占比可达87.8%,低角度斜交缝和水平缝分别占比7.3%及4.9%。目的层致密储层裂缝发育主控因素主要包括岩性、沉积微相及局部构造,厚度较薄、粒度较细的单砂体或复合砂体部位裂缝通常较为发育。裂缝主要发育于前缘河道、河道侧翼、河口坝及其外缘远砂坝砂体部位,而席状砂及前缘三角洲微相中裂缝不发育。此外,裂缝还发育于构造转折端,且主要发育于正向构造的顶部及翼部。目的层裂缝主要沿着WE向、NE向分布,其次为NW向;裂缝主要形成于新近纪拗陷期(喜马拉雅晚期)。裂缝是导致致密油储层水窜的重要因素,因而要加强裂缝发育程度、扩展规模及方向的动、静态监测。 展开更多
关键词 裂缝 致密油 核桃园组 古近系 安棚东南区 泌阳凹陷 南襄盆地
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准噶尔盆地南缘四棵树凹陷超深层构造演化与油气成藏过程
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作者 吴海 卓勤功 +4 位作者 柳少波 张亚丽 鲁雪松 张梓煜 刘慧 《地质学报》 EI CAS CSCD 北大核心 2024年第7期2216-2232,共17页
准噶尔盆地南缘下组合近年取得了重要勘探突破,随着勘探持续深化,在工业油气流圈闭附近的构造却钻探失利,下组合区域差异较大,成藏过程复杂。通过对高泉地区构造进行平衡地质剖面恢复,结合流体包裹体、埋藏史、热史和油气运聚数值模拟研... 准噶尔盆地南缘下组合近年取得了重要勘探突破,随着勘探持续深化,在工业油气流圈闭附近的构造却钻探失利,下组合区域差异较大,成藏过程复杂。通过对高泉地区构造进行平衡地质剖面恢复,结合流体包裹体、埋藏史、热史和油气运聚数值模拟研究,揭示了高泉地区下组合的构造演化与成藏过程,并分析了部分井失利的原因。结果表明,高泉构造在前侏罗纪已经存在,为一宽缓古隆起,新生代早期受喜马拉雅造山运动影响,分割为若干断块构造,分割后的圈闭成藏过程具有差异性。高泉构造总体经历了3期油气充注和晚期的调整改造:第一期为中新统塔西河组沉积时期(约16 Ma)的低熟原油充注,对应包裹体荧光为黄色;第二期为独山子组沉积中期的成熟原油充注(约7 Ma),对应的是石英颗粒愈合缝内蓝色、蓝白色荧光油包裹体;第三期为上新世(约3 Ma)以来的天然气充注,天然气来源主要为四棵树凹陷,高泉地区本地烃源岩主体并未进入生气阶段。四棵树凹陷近端和远端圈闭成藏潜力和勘探远景具有较大差别,凹陷周边圈闭晚期多经历改造和调整,近端圈闭具有距离油源近、供烃充足等优势,应作为优先勘探目标,远端圈闭改造后油气源补充不足,具有较大勘探风险。 展开更多
关键词 深层 油气成藏 包裹体 高泉地区 四棵树凹陷 准噶尔盆地
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开鲁盆地陆东凹陷后河地区页岩层系原油地球化学特征
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作者 刘海艳 李德华 +6 位作者 田涯 何绍勇 崔宇晶 李秀明 秦喜春 范家铭 李丽 《重庆科技学院学报(自然科学版)》 CAS 2024年第3期1-7,共7页
依据开鲁盆地陆东凹陷后河地区白垩系九上段Ⅱ、Ⅲ油组页岩油的分析化验测试资料,从多方面对其原油地球化学特征进行综合评价。研究结果表明:该油组页岩油为中质普通稠油;原油呈单峰偏后峰型分布,主峰碳以nC23为主,生物标志化合物具有... 依据开鲁盆地陆东凹陷后河地区白垩系九上段Ⅱ、Ⅲ油组页岩油的分析化验测试资料,从多方面对其原油地球化学特征进行综合评价。研究结果表明:该油组页岩油为中质普通稠油;原油呈单峰偏后峰型分布,主峰碳以nC23为主,生物标志化合物具有五环萜烷、三环萜烷含量均较高的特征;原油的成烃母质形成于强还原—还原的微咸水—半咸水湖相沉积环境,原油具有低成熟度特征。此外,九上段原油不同油组的生物标志化合物参数存在差异,且页岩内形成的油藏运移距离有限,反映了其中各页岩油藏为独立生烃聚集系统,自生自储、内源成藏的特征。 展开更多
关键词 开鲁盆地 陆东凹陷 后河地区 九上段 生物标志化合物 页岩油 低熟原油
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考虑配电网电压暂降治理经济性的DVR优化配置方法研究 被引量:1
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作者 李勇 汤迪虎 +2 位作者 吴艺松 黄明轩 艾聪林 《电工技术》 2024年第9期38-42,共5页
针对配电网电压暂降治理的有效性和经济性问题,提出一种动态电压恢复器经济配置的电压暂降治理方法。首先,对DVR不同容量时对应的投资成本进行分析,从而准确计算DVR配置方案的总投资。然后,基于电压暂降凹陷域,结合敏感负荷的中断概率... 针对配电网电压暂降治理的有效性和经济性问题,提出一种动态电压恢复器经济配置的电压暂降治理方法。首先,对DVR不同容量时对应的投资成本进行分析,从而准确计算DVR配置方案的总投资。然后,基于电压暂降凹陷域,结合敏感负荷的中断概率对负荷进行经济损失评估,并根据系统有功损耗计算出总电压暂降经济损失成本。最后,构建了包含DVR装置的投资成本、电压暂降时敏感负荷经济损失和系统有功损耗三种要素的优化模型,实现DVR的最优容量和接入位置。采用IEEE 33节点标准测试系统为例对所提配置方法进行验证,仿真结果证明与传统的DVR就地接入的补偿方法相比,该方法能有效降低配电网电压暂降治理的总经济成本,在保证配电网的运行可靠性的同时提高经济效益。 展开更多
关键词 电压暂降 敏感负荷 凹陷域 动态电压恢复器 优化配置
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基于黄金分割搜索的电压暂降域快速识别方法
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作者 雷敏 汤迪虎 +2 位作者 兰征 李勇 吴艺松 《湖南工业大学学报》 2024年第2期25-32,共8页
针对大型复杂电网中敏感负荷的电压暂降域难以准确识别的问题,提出一种基于黄金分割搜索的电压暂降域快速识别方法。首先,求得网络中发生各类短路故障时敏感负荷节点的电压暂降幅值解析式,并引入节点判定向量和线路关联向量,以及相应的... 针对大型复杂电网中敏感负荷的电压暂降域难以准确识别的问题,提出一种基于黄金分割搜索的电压暂降域快速识别方法。首先,求得网络中发生各类短路故障时敏感负荷节点的电压暂降幅值解析式,并引入节点判定向量和线路关联向量,以及相应的判定准则,实现对所有线路临界点的快速分类计算;接着详细阐述了传统插值法存在的问题,并提出一种由黄金分割搜索改进的插值法,以期为正割迭代提供更优的初值点,提高临界点计算的准确度;因考虑到拟合的二次曲线难免存在偏差,故使用故障点法作为补充算法,用以计算有求解困难的线路;最后,以IEEE30节点标准测试系统为例,验证了该方法能在保证计算精度的前提下,简化电压暂降域的求解过程,提高算法的收敛速度,并广泛适用于大型复杂电网。 展开更多
关键词 电压暂降 敏感负荷 临界点 暂降域 黄金分割搜索
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惠民凹陷江家店地区古近系沙河街组物源体系特征与演化 被引量:1
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作者 柴君林 王艳忠 +4 位作者 王铸坤 王淑萍 李宇志 弭连山 周磊 《沉积学报》 CAS CSCD 北大核心 2024年第1期187-200,共14页
【目的】惠民凹陷江家店地区沙四上—沙三段物源体系认识薄弱,增加了砂体和储层预测的难度。系统分析物源体系特征及演化,可为砂体和储层预测奠定基础。【方法】通过特征元素、岩石组分Q型聚类和砂砾岩百分含量分布特征等分析,识别出研... 【目的】惠民凹陷江家店地区沙四上—沙三段物源体系认识薄弱,增加了砂体和储层预测的难度。系统分析物源体系特征及演化,可为砂体和储层预测奠定基础。【方法】通过特征元素、岩石组分Q型聚类和砂砾岩百分含量分布特征等分析,识别出研究区物源区和碎屑物质搬运路径,建立了物源体系演化模式。【结果与结论】沙四上—沙三段层序Ⅰ至层序Ⅴ的特征元素比值分布模式与中生界具有良好的吻合关系,表现为明显高Mg/Mn比值、Al/Mg比值和较高Al/Na比值、Ba/Mn比值的特点;岩石组分Q型聚类分析结果表现为五种QFR组合,揭示了三大物源体系,包括过夏27—夏斜98井区物源体系、过夏37井区物源体系、过夏222—夏223—夏225井区物源体系;层序Ⅰ、层序Ⅱ时期,研究区东南侧的鲁西隆起区提供大量的碎屑物质,砂体发育范围大,层序Ⅲ时期物源区明显后退,砂体规模变小,层序Ⅳ、层序Ⅴ时期物源区向湖盆推进,砂体展布范围再次扩大。 展开更多
关键词 特征元素 聚类分析 物源体系 沙河街组 江家店地区 惠民凹陷
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四川广元羊木-岩洞地区震旦纪-寒武纪界线地层序列及构造-沉积演化
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作者 王林康 文龙 +9 位作者 李智武 刘树根 陈代钊 宋金民 王瀚 陈明思 杨钹 唐攀 陈荣庆 丁一 《地质通报》 CAS CSCD 北大核心 2024年第5期812-826,共15页
绵阳-长宁拉张槽的形成机制及时间尚存在巨大争议,严重制约了灯影组油气勘探的部署。为更好地对拉张槽深水地层提供时代约束,深化拉张槽构造-沉积演化认识,基于露头描述、薄片观察、碳同位素测试,对广元地区4个露头剖面开展综合地层对... 绵阳-长宁拉张槽的形成机制及时间尚存在巨大争议,严重制约了灯影组油气勘探的部署。为更好地对拉张槽深水地层提供时代约束,深化拉张槽构造-沉积演化认识,基于露头描述、薄片观察、碳同位素测试,对广元地区4个露头剖面开展综合地层对比和沉积环境分析。岩石学及碳同位素特征表明,研究区实测4条野外露头剖面从下到上可划分为4个岩性段(Ⅰ~Ⅳ):岩性段Ⅰ为薄层泥质灰岩夹泥质白云岩条带,对应陡山沱组三段Shuram-Wonoka负偏段地层;岩性段Ⅱ以黑色页岩为代表,可对比陡山沱组四段;岩性段Ⅲ为块状白云岩-硅质岩序列,属于灯影组同期地层;岩性段Ⅳ以薄板状硅质岩为特征,相当于麦地坪组。其中,灯影组二段早期—麦地坪期,研究区从块状白云岩逐步过渡为薄板状硅质岩,见垮塌体及滑塌揉皱,指示台地转换为斜坡-盆地沉积环境。这种加深的沉积趋势与中上扬子台地相区变浅至暴露的过程完全相反,指示断裂活动影响下快速沉降的过程。 展开更多
关键词 绵阳-长宁拉张槽 广元地区 灯影组 地层对比 构造-沉积演化
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渤南洼陷罗家地区沙四下亚段储层特征
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作者 魏新辉 徐福刚 +6 位作者 李师吉 刘国宁 王志强 汪磊 马莉 翁燕飞 廖子超 《石油地质与工程》 CAS 2024年第5期25-29,共5页
渤南洼陷罗家地区沙四下亚段具有良好的勘探前景,已有多口钻井获得高产工业油流,但目前对该区沙四下亚段储层特征的研究较为薄弱,制约了勘探开发的进程。为了明确渤南洼陷罗家地区沙四下亚段储层发育特征,以罗家地区沙四下亚段砂岩储层... 渤南洼陷罗家地区沙四下亚段具有良好的勘探前景,已有多口钻井获得高产工业油流,但目前对该区沙四下亚段储层特征的研究较为薄弱,制约了勘探开发的进程。为了明确渤南洼陷罗家地区沙四下亚段储层发育特征,以罗家地区沙四下亚段砂岩储层为研究对象,结合岩心、铸体薄片、物性以及高压压汞等资料,对储层岩石学特征、物性及孔隙结构进行研究。结果表明:沙四下亚段储层岩性以岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩为主,储集空间类型以粒间孔为主,粒内溶孔少量发育;沙四下亚段储层孔渗变化大,中高孔、中高渗占优,孔隙结构总体较好;根据物性数据、孔隙类型、高压压汞的曲线形态以及各项参数将沙四下亚段储层的孔隙结构由好到差划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三种类型,研究区以Ⅱ类为主、Ⅰ类次之。 展开更多
关键词 渤南洼陷 罗家地区 沙四下亚段 储层特征 孔隙结构
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大港油田滨海地区钻井地质风险分析及应对措施
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作者 聂芬意 姜宁宁 +3 位作者 李敏 王博 赵子豪 何成山 《录井工程》 2024年第2期147-152,共6页
为确保大港油田滨海地区钻井安全,并最大限度提升钻井时效,从该地区已钻井发生的钻井复杂情况入手,分析引起该区域钻井风险的主要地质因素及原因,并提出相应的解决措施。研究表明:(1)研究区新近系馆陶组地层埋深较浅,岩石结构松散,底部... 为确保大港油田滨海地区钻井安全,并最大限度提升钻井时效,从该地区已钻井发生的钻井复杂情况入手,分析引起该区域钻井风险的主要地质因素及原因,并提出相应的解决措施。研究表明:(1)研究区新近系馆陶组地层埋深较浅,岩石结构松散,底部发育不整合面,古近系沙河街组地层埋藏较深,原始地层压力高,气油比高,这些地质特征导致该区钻井风险较高;(2)研究区钻井复杂情况主要分为两类,一是漏失型,主要是井漏,二是溢出型,包括气侵、溢流和井涌等;(3)研究区漏失型钻井复杂情况的地质风险主要是馆陶组底部弱固结的砂砾岩及馆陶组底部的不整合面,溢出型钻井复杂情况的地质风险主要是沙一段异常高压和丰富的含气量;(4)应对漏失型钻井复杂情况地质风险的主要措施是排查馆陶组底部砂砾岩的空间分布,应对溢出型钻井复杂情况地质风险的主要措施是及时测试地层压力,并据此在钻井过程中实时调整钻井液密度。该研究成果可为滨海地区及地质条件相似的其他地区的钻井施工提供借鉴作用。 展开更多
关键词 地质风险 钻井复杂 井漏 溢流 井控安全 应对措施 歧口凹陷 滨海地区
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华北廊固凹陷万庄地区沙三段油藏单元表征
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作者 石岩 张惠文 +4 位作者 徐令闻 王海英 戴明辉 李德勇 李景哲 《世界地质》 CAS 2024年第1期69-81,共13页
为解决廊固凹陷万庄地区沙三段地层勘探开发程度低以及油藏单元各要素认识不成熟的问题,从而推进油气藏评价与建产工作,笔者采用了一种综合测井解释结论资料、试油和生产动态等资料相结合的方法,对沙三段地层的油藏单元进行了详细的研... 为解决廊固凹陷万庄地区沙三段地层勘探开发程度低以及油藏单元各要素认识不成熟的问题,从而推进油气藏评价与建产工作,笔者采用了一种综合测井解释结论资料、试油和生产动态等资料相结合的方法,对沙三段地层的油藏单元进行了详细的研究。通过梳理砂体展布与构造特征,对各油藏单体的连通关系进行了分析,重新厘定了单元边界,并明确了油气藏有利发育单元。研究结果表明:研究区纵向上可以分成12套单元层系,其中Es_(3)^(2)底各层系油藏单元主要发育于T12、Q56、T47和Q87区块。Es_(3)^(3)上各层系油藏单元较多,Es_(3)^(3)下各层系油藏单元数量有所减少,主要集中于T12区块。总体上看,各区块主要油藏单元仍然以构造控制为主,断层发挥着重要遮挡作用。此外,河道化砂体上倾尖灭与断层配合也可形成众多构造-岩性圈闭,是油气藏发育有利位置。 展开更多
关键词 沙三段 油藏单元 廊固凹陷 砂体展布 万庄地区
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陆东凹陷后河地区增储上产关键技术研究
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作者 赵国柱 荐鹏 李常娥 《石化技术》 CAS 2024年第2期89-91,共3页
后河地区是陆东凹陷油气最为富集的地区,油气资源丰富,探明率低,勘探开发潜力大。但受成藏主控因素复杂,储层物性差,非均质性强,油藏品位低等多种因素影响,存在优质储层难以准确预测,水平井油层钻遇率低,经济有效动用难等诸多难点问题,... 后河地区是陆东凹陷油气最为富集的地区,油气资源丰富,探明率低,勘探开发潜力大。但受成藏主控因素复杂,储层物性差,非均质性强,油藏品位低等多种因素影响,存在优质储层难以准确预测,水平井油层钻遇率低,经济有效动用难等诸多难点问题,严重制约了该地区的勘探开发。研究重点为河地区开发难点为导向,精细刻画优势储层甜点分布,攻关水平井随钻跟踪精准调整新技术,探索直平组合立体开发新方式和水平井分段体积压裂新方法,强力支撑后河地区增储上产。 展开更多
关键词 陆东凹陷 后河地区 储层特征 甜点识别 直平组合
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珠江口盆地文昌A凹陷西部新生代断裂体系特征及演化过程
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作者 徐莅莅 范彩伟 +4 位作者 李明 李辉 徐彬 程燕君 吴智平 《中国海上油气》 CAS CSCD 北大核心 2024年第3期37-48,共12页
断裂体系发育是珠江口盆地文昌A凹陷西部地区新生代构造演化的重要表现形式。利用最新的三维地震资料,在精细刻画断裂体系静态特征的基础上,结合断层活动速率计算恢复断裂体系的动态演化过程,明确了文昌A凹陷西部地区新生代断裂体系发... 断裂体系发育是珠江口盆地文昌A凹陷西部地区新生代构造演化的重要表现形式。利用最新的三维地震资料,在精细刻画断裂体系静态特征的基础上,结合断层活动速率计算恢复断裂体系的动态演化过程,明确了文昌A凹陷西部地区新生代断裂体系发育的时空差异;并结合区域应力背景分析,探讨了断裂体系演化的成因机制,认为新生代以来三大板块间俯冲、碰撞及古南海俯冲消亡、新南海扩张共同造成的南海北缘区域伸展应力场顺时针旋转控制了断裂体系演化的时空差异。研究表明,文昌A凹陷西部地区断裂体系的发育演化经历了裂陷、拗陷与构造活化三个阶段,分别发育了NE(NEE)向、近EW向以及NW(NWW)向三组优势方向断裂,揭示了区域应力场伸展方向由NW—SE向到近SN向再到NNE—SSW向顺时针转变的过程;依据断裂的组合及沿承关系可将其划分为早期发育的NE向与后期发育的NW向两组交叠断裂带,NE向断裂带活动强度大、具有强烈伸展性质,NW向断裂带与基底先存断裂密切相关,活动强度弱、叠加一定走滑性质。文昌A凹陷西部新生代断裂体系演化的时空差异是对南海北缘区域应力场顺时针旋转的响应。 展开更多
关键词 断裂体系 区域应力场 先存断裂 文昌A凹陷西部 珠江口盆地
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渤海海域KL16构造混积岩储层特征及酸化改造实验研究
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作者 张立安 赵汉卿 吴穹螈 《海洋石油》 CAS 2024年第1期36-41,共6页
针对渤海海域莱州湾凹陷KL16构造古近系沙河街组沙三下段复杂岩性混积岩开发难题,综合运用测井、录井、钻井和三维地震数据,结合恒速压汞、铸体薄片、扫描电镜、岩矿分析和DST测试资料,开展混积岩储层特征研究,并优选8块岩心开展酸化改... 针对渤海海域莱州湾凹陷KL16构造古近系沙河街组沙三下段复杂岩性混积岩开发难题,综合运用测井、录井、钻井和三维地震数据,结合恒速压汞、铸体薄片、扫描电镜、岩矿分析和DST测试资料,开展混积岩储层特征研究,并优选8块岩心开展酸化改造实验。结果表明:沙三下段储层以薄互层为主,单层厚度为0.8~5.0 m,岩性极为复杂,主要为砂岩、白云质灰岩、泥质白云岩、白云岩、灰质砂岩、凝灰质砂岩。酸化后长石类和碳酸盐岩类矿物发生溶蚀,凝灰质砂岩和混积岩孔隙度均有改善,且混积岩储层改造效果最为明显,渗透率提高(46.0~77.5)×10^(−3)μm^(2);砂岩储层渗透率变化不大,渗透率升高34.1×10^(−3)μm^(2);凝灰质砂岩储层发生速敏反应,渗透率反而降低9.1×10^(−3)μm^(2)。该研究成果为指导KL16构造增产措施方案优选、产能评价和产量预测提供可靠基础依据,同时也对渤海湾盆地其他相似油田开发方案编制和开发生产实践具有极大借鉴意义。 展开更多
关键词 混积岩 酸化改造 储层特征 莱州湾凹陷 渤海海域
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