柴西地区第三系藻灰(云)岩的岩石类型与分布特征

利用 2 0余口取心井的 40 0余块铸体薄片以及相关的岩矿分析测试资料 ,研究柴达木盆地西部跃进、花土沟和南翼山等地区的藻灰 (云 )岩的岩石学特征、分布规律和形成条件。柴西地区藻灰 (云 )岩主要分布于 3个层段 ,N12 藻灰 (云 )岩呈薄层夹于浅灰绿至紫褐色砂岩和泥岩中 ,陆源碎屑含量较高 ;N2 藻灰岩与其它各种岩类呈极薄互层状分布 ,陆源碎屑含量普遍高 ;E3 2 藻灰 (云 )岩分布于厚层碳酸盐岩中 ,厚度较大 ,陆源碎屑含量低、云质含量较高。 70 %以上的藻灰 (云 )岩孔喉半径小于 5 .0 μm ,藻纹层灰 (云 )岩、藻叠层灰 (云 )岩和藻团块灰 (云 )岩溶蚀作用普遍较强 ,储集性质和含油性普遍较好 ;一些藻泥晶灰 (云 )岩溶孔也较发育 ,可作为储集层。藻灰岩最发育的时期是区域构造较稳定期 ,形成于生长逆断层上盘水体较清的水下古隆起高部位。图 3表 2参

豹斑白云质泥晶灰岩的混凝土碱骨料反应膨胀行为

研究了具有类斑状结构特征的豹斑白云质泥晶灰岩作为骨料的混凝土柱在150℃压蒸碱骨料反应膨胀行为及其膨胀开裂特征。结果表明,豹斑白云质泥晶灰岩的特点是白云石的晶粒尺寸普遍较大,岩相结构仍属类斑状,也有泥晶与假亮晶方解石两种基质形式;无论基质的特征如何,ASR膨胀值小的豹斑白云质泥晶灰岩混凝土柱AAR膨胀性较弱,膨胀由ACR引起,然而,具有较高ASR膨胀值的岩石容易呈现潜在的高AAR膨胀性,膨胀应归结于ACR与ASR共同作用的结果。基质为泥晶方解石的豹斑泥晶灰岩膨胀裂缝起始于白云石晶粒密集区,裂缝顺白云石与基质方解石之间的界面扩展至水泥浆体。

不同pH值水溶液对石灰岩溶蚀影响的模拟研究

选择含云灰岩和云灰岩两种石灰岩样片,采用不同pH值水溶液和不同浸泡时间研究其对溶蚀的影响,结果表明:1)在3～30h的短时间尺度,pH值为6.0和3.0时均会增加含云灰岩的溶蚀量,而云灰岩在pH值为6.0的微酸环境中溶蚀量增加,在自然石灰岩环境中的积水(pH值为7.7)中溶蚀量会随着浸泡时间延长而稳定增加;2)在1～30d的长时间尺度,含云灰岩和云灰岩在不同pH值溶液中的溶蚀量显现出波状减少的趋势。在pH值为3.0溶液中两种石灰岩溶蚀样片的溶蚀量在1～5d都远大于其他溶液,含云灰岩和云灰岩在浸泡1、5d的溶蚀量分别是pH值为7.7溶液中溶蚀量的106、11.4和30.5、47.4倍。pH值为6.0的微酸溶液在溶蚀1～5d内也能增加云灰岩的溶蚀量。两种石灰岩样片在浸泡10d后溶蚀量都大幅降低,最终出现沉积现象;3)含云灰岩在由小到大6个不同pH值溶液中的溶蚀速率分别是0.139、0.042、0.029、0.015、0.013和0.005mm/(cm2.a)。在溶蚀初期1～5d的时间里,pH值降低会使含云灰岩溶蚀速率成倍增加,云灰岩在不同pH值溶液中的溶蚀速率除pH值为6.0和7.0的增加外,其他与含云灰岩的趋势一致,10d后所有溶液的溶蚀速率迅速减少并接近一致。云灰岩在pH值为3.0、6.0、4.0、5.0、7.0、7.7溶液中的最大溶蚀速率分别是0.196、0.114、0.062、0.026、0.059和0.006mm/(cm2.a)。在相同pH值与相同的溶蚀时间下,云灰岩的溶蚀速率大于含云灰岩。

鄂尔多斯盆地东缘奥陶系马家沟组四段豹斑状云质灰岩特征及成因:以关家崖剖面为例

鄂尔多斯盆地东缘中奥陶统马家沟组发育豹斑状云质灰岩,因其分布广泛、成因复杂以及具有重要的油气储集意义而长期受到关注。文中以山西省兴县关家崖剖面马家沟组四段顶部为例,依据宏观、微观岩石学特征,结合碳氧稳定同位素、原位激光剥蚀的微量稀土元素等地球化学分析手段,分析了豹斑状云质灰岩的特征及其成因。研究表明,豹斑状云质灰岩的特征为:(1)常发育于(含颗粒)泥晶灰岩中,且向上白云石化程度增强,云质斑块内常伴有针状或板条状石膏假晶;(2)按产状可大致分为水平、斜交和不规则花斑3种类型,分别对应于向上变浅序列的下部、中部和上部,序列顶部多见近原地角砾化;(3)基质灰岩与云质斑块的δ^(13) C、δ^(18) O值较同期海水略显负偏,顶部不规则云质斑块负偏程度最大;(4)“豹斑”与基质灰岩均具有较低的Mn、Sr、Ba等含量和低Mn/Sr值;(5)“豹斑”的ΣREE含量较基质灰岩略低,且皆表现为轻稀土富集、重稀土亏损的稀土配分模式,δCe微弱负异常,δEu无异常。依据上述结果,推测关家崖剖面马四段豹斑状云质灰岩产状受到生物扰动和高频海平面驱动的早成岩期岩溶耦合控制,序列由下至上耦合改造由弱变强,形成下—中部以岩溶影响较小的水平和斜交虫迹为特征、上部叠合岩溶强改造形成不规则花斑的垂向序列组合;早成岩期的暴露岩溶不仅叠合改造生物潜穴,而且蒸发浓缩的有限重卤水沿叠合优势通道优先交代孔渗条件更好的区域,至埋藏时期白云石化作用进一步加强,从而形成了区内类型多样的豹斑状云质灰岩。研究结果还揭示出沉积期微地貌控制的早成岩期岩溶作用是马四段这类特殊的豹斑状云质灰岩或豹斑状云岩储集层形成的关键,且在很大程度上控制了这类储集层的分布,这一认识可为高频暴露驱动的早成岩期岩溶研究提供新的材料。

储层预测技术应用于合川–潼南地区下二叠统茅口组勘探

四川盆地川中合川–潼南地区下二叠统栖霞、茅口组薄层灰云岩由于自身的沉积相带及岩溶古地貌差异导致储层非均质性强、厚度差异大、物性较差、埋藏深且跨度大等因素,给大庆油田的川渝勘探团队带来困难。海相碳酸盐岩缝洞处理技术近年来已经成为了四川盆地储层预测的热点与亮点。单井高保真保幅宽频处理、古地貌岩溶精细刻画、有利沉积储层相带预测以及均方根振幅属性储层反演预测等多维度地震储层处理技术是川中地区勘探方向的突破口。宽频成像精度是储层预测技术对地震资料高保真高保幅考核的重要指标。储层地震资料解释方面,以精细描述云岩储层为目标,综合考虑断裂、岩溶等因素,预测有利区和优选目标。在断裂对储层的控制作用、沉积对储层的控制作用、成岩对储层的控制作用、岩溶对储层的控制作用研究基础上(四元控储);结合典型 + 井解剖、储层–预测,划分有利区带,优选有利井位目标。对合川–潼南地区茅二段白云岩、灰云岩储层进行精细解释与优选,优选出了10个白云岩、灰云岩储层风洞体发育区,该有利区指导了合川潼南研究区勘探部署,新钻井结果获得了超过15口百万方以上的预探井,为提交千亿方天然气探明储量提供了扎实的地震勘探技术,也为下一步合川 + 潼南地区常规油气勘探开发及综合地质研究提供了有力的技术支撑和勘探启示。

柴达木盆地英雄岭地区古近系油气成藏过程及其演化特征

通过构造演化特征研究,结合烃类包裹体分析和典型油气藏精细解剖,阐述了柴达木盆地英雄岭地区古近系下干柴沟组上段油气藏的形成和演化过程。研究结果表明:(1)英雄岭地区古近系下干柴沟组上段形成于半咸化—咸化湖泊—盐湖环境,发育以纹层状灰云岩为储集层、富含有机质、广覆式分布的源储一体型油气藏;(2)研究区下干柴沟组上段共经历3期油气充注,第Ⅰ期烃类包裹体为单一液相油包裹体,反映了早期低熟原油的运移和充注;第Ⅱ期烃类包裹体为单一液相油包裹体,反映了一幕中等成熟原油的运移和充注;第Ⅲ期烃类包裹体为气液两相油包裹体,反映了一幕高成熟原油的充注。(3)研究区油气具有3期成藏的特征:上干柴沟组沉积中晚期,在下干柴沟组上段形成了低饱和度-低熟油藏;上油砂山组沉积期,低熟—成熟油气向盐间储集层和高渗带聚集形成了油气高产区;狮子沟组—七个泉组沉积期,成熟—高熟油通过双层断裂接力输导运移至干柴沟组上段及以上地层运聚形成构造油气藏。

基于曲线样式的非常规油层产能评价方法探索

歧口凹陷沙河街组湖相碳酸盐岩油层单层厚度小,岩性变化快,过渡岩类多,储层孔隙类型多,结构复杂,物性差,造成测井曲线响应多变而复杂,以往海相块状碳酸盐岩储层和常规砂泥岩储层评价方法不适用。探索利用测井曲线样式与测井直接信息以及储层有效厚度相匹配的产能评价方法,在划分曲线样式的基础上,提取直接测井信息重构储层分类指示曲线,识别有效产层的同时建立基于曲线样式的储层产能分类标准,通过与储层有效厚度结合形成产能评价曲线。该方法在歧口凹陷沙一下泥、微晶云(灰)岩、沙二段砂质云(灰)岩、沙三段泥质云(灰)岩非常规油层中应用效果十分显著。

基于测井曲线特征识别岩性——以王家岗地区沙四段为例

准确识别岩性是测井综合评价储层的前提和基础,岩性识别准确与否,往往影响后续的储层综合评价效果。文章首先对区域探井的岩心、录井、测井等数据的综合分析,确定部分岩性;其次选择对地层岩性敏感的微电极、电阻率、声波时差、电导率、自然电位5种曲线进行曲线重构;最终建立了一套云灰岩、油页岩、生物灰岩等岩性识别图版,为区域后续的勘探开发提供岩性判别依据。