松辽盆地东南部伏龙泉地区登娄库组致密储层特征及优质储层主控因素分析

前人对松辽盆地东南部伏龙泉地区登娄库组致密储层的相关研究较为薄弱,制约了该区油气勘探开发工程部署。笔者采用岩矿鉴定、扫描电镜、矿物X射线衍射分析、常规压汞等技术,对其物性特征及优质储层主控因素进行详细研究。结果表明:致密砂岩碎屑颗粒组成总体特征为Q_(30.3)F_(34.3)R_(35.4),成分成熟度和结构成熟度均较低;储层以原生粒间孔和溶蚀孔隙为主;以低-特低孔、特低渗--致密为主,孔喉整体较细,主要为亚微米级和纳米级孔喉。综合常规压汞特征,致密储层分为Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类;优质储层主控因素主要包括有利岩性(粗粒碎屑岩和分选较好的细砂岩、粉砂岩),有利沉积微相(边滩、心滩和决口扇微相),有利微观孔隙结构(相对粗孔喉半径及高可动流体饱和度)。

鄂尔多斯盆地TH坳陷某地区致密油富集高产主控因素

鄂尔多斯盆地TH坳陷某地区油藏储层致密,具有良好的油气勘探潜力,但致密油富集高产的主控因素不明确,严重制约着该区的高效勘探开发。利用地震、钻井、测井、地球化学和生产动态资料,开展研究区油藏地质特征研究,梳理延长组8段(以下简称长8段)致密油成藏条件,建立其主要成藏模式,识别致密油富集高产的主控因素。研究表明:①延长组7段(以下简称长7段)优质烃源岩及上部泥岩盖层广泛展布,长8段水下分流河道有利储层发育,油气由长7段烃源岩向下充注到长8段砂体中,圈源匹配及保存条件有利,形成了致密砂岩油藏;②储集砂体的规模及物性控制着石油储量及含油气丰度,燕山期构造形成的裂缝改善了致密砂岩物性,对应的裂缝发育区是日产油量大于1 t的主要区域;③水平段钻遇断距较小的正断层上升盘开发效果较好,水平段钻遇断距较大的正断层下降盘开发效果较差,有利储集相带、有效裂缝改造和井位配置关系是控制致密油富集高产的主要因素。研究成果对研究区后续井位部署及油藏开发具有指导意义。

长白山月亮湾亚高山湿地生态系统碳氮储量沿水分梯度空间分异规律及机制

湿地在全球碳氮循环中具有重要作用,揭示高海拔湿地碳、氮储量空间分异规律有助于减少其碳氮储量估算的不确定性。采用相对生长方程法与碳/氮分析仪测定法,同步测定长白山月亮湾亚高山湿地沿水分梯度(生长季水位由23 cm降低至-20 cm)依次分布的6种天然沼泽类型(下半段湖泊水分梯度的草丛沼泽-C、芦苇沼泽-L、灌丛沼泽-G和上半段阶地水分梯度的下部-LNx、中部-LNz和上部-LNs生境的落叶松泥炭藓沼泽)的生态系统碳储量、氮储量(植被和土壤)及其相关环境因子(水位、土壤有机质、全氮和全磷等),揭示高海拔湿地生态系统碳、氮储存能力沿水分梯度的空间分异规律及其形成机制,并探寻碳氮在植被、土壤和生态系统尺度上的耦合关系。结果表明:(1)其植被碳储量(2.95—59.94 t/hm^(2))和氮储量(0.044—0.733 t/hm^(2))沿水分梯度均呈下半段恒定及上半段递增的规律性,故其植被碳氮在水平空间上存在强耦合性;(2)土壤碳储量(252.05—436.86 t/hm^(2))和氮储量(10.96—18.06 t/hm^(2))沿水分梯度呈双递减型或草丛沼泽和3类生境上的落叶松泥炭藓沼泽显著高于芦苇沼泽和灌丛沼泽的变化规律性,故其土壤碳氮在水平空间上耦合性较弱,但其土壤碳、氮储量在垂直空间上的耦合性相对较强且根据其碳、氮储量的垂直变化趋势是否完全一致可分为2种类型(完全耦合型(G和LNz土壤碳氮垂直变化趋势完全一致)和基本耦合型(C、L、LNx、LNs土壤碳氮垂直变化趋势仅在表层明显不同));(3)生态系统碳储量(258.35—464.89 t/hm^(2))和氮储量(11.05—18.21 t/hm^(2))沿水分梯度呈下半段递减和上半段恒定或草丛沼泽和3类生境上的落叶松泥炭藓沼泽显著高于芦苇沼泽和灌丛沼泽的变化规律性,故其生态系统碳氮存在较强的耦合性(上半段完全耦合及下半段耦合性减弱),且其生态系统碳、氮储量均以土壤占主体且占比沿水分梯度呈递减趋势(87.13%—99.28%和95.98%—99.74%),而植被仅占次要地位且其占比沿水分梯度呈递增趋势(0.72%—12.87%和0.26%—4.02%);(4)其生态系统各组分碳、氮储量沿水分梯度空间分异的主控因子并不同,其植被碳、氮储量主要受水位所抑制,而其土壤和生态系统的碳、氮储量主要受土壤全磷所促进。因此,长白山月亮湾亚高山湿地的生态系统碳、氮储量沿水分梯度存在明显的空间分异规律,且其形成机制为微地形对水分再分配决定着植物群落类型的分布,进而控制碳氮储存能力及其两者的耦合性,故对这类环境梯度的完整性应加以重点保护。

珠江口盆地陆丰凹陷古近系储层特征及优质储层主控因素

随着珠江口盆地勘探层系由浅层转向深层,古近系已成为陆丰凹陷油气“增储上产”的重要层系,但储层尚存在非均质性较强、产能释放难度大等问题,严重制约油气勘探进程。综合运用陆丰凹陷36口古近系钻井的铸体薄片、扫描电镜、物性分析、X衍射等分析化验数据,对文昌组和恩平组开展储层特征、成岩作用和优质储层主控因素研究。结果表明,陆丰凹陷古近系储层具有高石英、低长石和低岩屑含量的特征,文昌组主要发育岩屑石英砂岩,为特低-低孔隙度、超低-低渗透率储层,平均孔隙度为11.15%,平均渗透率10.93×10-3μm2;恩平组主要发育长石石英砂岩,为低-中孔隙度、特低-中渗透率储层,平均孔隙度为15.23%,平均渗透率为139.53×10-3μm2;储层孔隙类型以原生粒间孔为主,其次为粒间溶孔和粒内溶孔,但文昌组溶蚀孔占比高。古近系储层主要处于中成岩阶段A期,压实作用对减孔起决定性作用,胶结作用降低储层物性,溶蚀作用进一步改善储层物性。陆丰凹陷古近系优质储层形成条件包括:(1)母岩区石英含量高,搬运距离较远,高成分和结构成熟度,杂基含量低,单层砂体厚度大;(2)强流体改造改善储集空间,长石溶蚀对古近系尤其是文昌组储层改善明显,拥有良好断裂沟通源岩或临近源岩的砂岩储层溶蚀作用强;(3)凝灰质充填导致储层渗透率降低,低火山活动影响区更有利于优质储层发育。

古城矿区富油煤赋存特征及主控因素分析

以前期煤田勘查成果为基础,选取4^(#)、8^(#)和9^(-1#)煤为研究对象,通过原煤焦油产率分级划分,研究了各煤层的富油煤赋存特征;从镜惰比(V/I)、H/C原子比、挥发分产率及灰成分指数等方面,探讨了富油煤的时空分布规律及主控因素。结果表明:各煤层焦油产率主要分布在9.02%~11.43%;平面上,4^(#)、8^(#)煤多为富油煤,高油煤零星分布;9^(-1#)煤以富油煤为主,局部分布高油煤;垂向上,自上而下煤层焦油产率呈增大趋势。煤层焦油产率与挥发分产率、氢元素含量均呈正相关,与灰分产率负相关,与灰成分中CaO含量呈弱正相关。煤层镜质体反射率为0.723%~0.733%,变质程度中等,生油潜力较大,含腐泥型母质为生油提供了物质基础,温暖、潮湿的气候环境和较深覆水或闭塞条件下的还原环境有利于富油煤形成。

吐哈盆地大南湖矿区富油煤赋存特征及主控因素分析

为揭示吐哈盆地大南湖矿区富油煤的赋存特征及主控因素,选取大南湖矿区3号、7号和25号煤层为研究对象,通过分析煤岩煤质和焦油产率特征,对大南湖矿区富油煤赋存特征进行研究;结合显微煤岩组分、H/C原子比、镜惰比、灰成分等方面,研究影响大南湖矿区富油煤赋存的主要因素。研究结果表明,大南湖矿区3号、7号和25号煤层以镜质组为主,总体属中水分、特低灰低灰分、高挥发分煤;各煤层富油煤资源均在矿区边缘零星分布。煤焦油产率与镜质组、壳质组、氢元素含量、H/C原子比、灰成分指数呈正相关,与惰质组含量呈负相关。在潮湿、覆水的还原环境以及较低的煤化程度条件下,越有利于富油煤的形成和赋存。

基于灰色关联与主成分分析法富水性的相关性研究

在收集新汶煤矿、新泰煤矿等鲁中、鲁西的煤层顶板砂岩涌水案例的基础上,为确定各评价指标(含水层厚度、砂泥比、钻孔浆液消耗量、断层分维值)对煤层顶板砂岩含水层富水性的相对重要性,基于灰色关联分析法(GRA)与主成分分析法(PCA)两种方法,研究得到主控因素与含水层富水性之间的相关性结果,用于相对客观地评价预测煤层顶板含水层的富水性。

四川盆地泸州地区五峰组-龙一_(1)亚段页岩气地质特征与富集高产主控因素

近年来,四川盆地泸州地区上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组龙一_(1)亚段多口页岩气井测试获得高产气流,展示了该区良好的页岩气勘探开发前景。为了更好地推进该区页岩气高效勘探与精细开发,以泸州地区五峰组-龙一_(1)亚段富有机质页岩段为研究对象,分析了小层和沉积微相纵横向展布特征、不同沉积微相页岩储层品质差异性,明确了研究区优势页岩沉积微相和页岩气富集高产主控因素。研究结果表明:①泸州地区五峰组-龙一1亚段可细分为五峰组、龙一_(1)^(1)小层、龙一_(1)^(2)小层、龙一_(1)^(3)小层、龙一_(1)^(4)小层5个层段,其岩性、电性、生物化石等特征具有分段性;②研究区五峰组-龙一_(1)亚段共发育9种沉积微相,其中强还原泥质硅质陆棚、强还原含粉砂硅质陆棚、强还原粉砂质钙质-硅质陆棚为最优势沉积微相,页岩具有高有机碳含量、高孔隙度、高含气性、高脆性的“四高”特征,主要发育于龙一_(1)亚段1~3小层;③深水沉积强滞留环境是优质页岩发育和高产的基础,异常高压和高含气量是高产的保障,有效压裂效果是实现高产的关键。

渝东南地区龙马溪组高演化页岩微纳米孔隙非均质性及主控因素

对页岩气赋存的主要场所页岩孔隙的研究是解决页岩气赋存和保存机理的关键,但目前缺少有效的手段去定量刻画高演化页岩微纳米孔隙的非均质性特征。通过低压N2吸附/解吸、高压压汞、场发射扫描电镜（FE-SEM）等实验,运用分形维数对渝东南地区龙马溪组高演化页岩微纳米孔隙非均质性进行了定量分析。结果表明：高演化页岩的微纳米级孔隙非均质性极强。中孔（2.0~50.0 nm）中2.0~4.5 nm的孔隙分形维数平均2.853 4,4.5~50.0 nm的孔隙分形维数平均2.736 7,这种极强非均质性主要受有机质控制。总有机碳（TOC）含量大于1.7%时,有机质孔在中孔中占主导地位,粘土矿物含量的增加会在一定程度上增加中孔的非均质性。宏孔（〉50.0 nm）分形维数平均2.844 1,非均质性较强,主要受石英和碳酸盐等脆性矿物控制,随着碳酸盐矿物含量的增大,非均质程度增加,有机质对页岩宏孔的非均质性影响不明显。

鄂尔多斯盆地高自然伽马值异常特征及主控因素研究

为了解鄂尔多斯盆地浅部与深部高自然伽马异常特征的主控因素,本文从单孔测井曲线、典型剖面测井曲线对比、不同地层高自然伽马异常平面分布特征分析、放射性元素含量测试分析等方面,研究了该区高自然伽马异常的平面及纵向展布特征后认为:①铀含量变化与自然伽马幅值变化呈良好相关性,自然伽马异常主要是由铀含量增加直接引起,铀的活化和聚集呈现一定的地区差异;②自然伽马异常平面特征与地层沉积特征关系密切;③造成盆地高自然伽马异常特征的主控因素是盆地沉积环境的变迁和历经的构造运动,进而决定了铀的时空分布特征,盆地深部和浅部的铀异常也具有一定的关系。

陆相页岩气成藏地质条件及富集高产主控因素分析——以元坝地区为例

元坝地区在下侏罗统泥页岩层段获得高产页岩油气流。其中,千佛崖组页岩气水平井产量稳定,油气并产;自流井组大安寨段直井常规测试单井气产量最高达21×104m3/d。文中通过分析总结元坝陆相页岩气特点和勘探开发成果认为:元坝地区泥页岩主要发育在浅湖、半深湖沉积相带,具有厚度大、有机质丰度高、有机质类型好、热演化程度适中、储集物性及含气性好,以及可压性等特点,具备陆相页岩气形成的有利地质条件;沉积相带控制了富有机质泥页岩的空间展布,岩相控制了物性特征及可压裂性,裂缝和超压控制了页岩气的高产。同时,初步建立了陆相页岩气有利区选区标准:半深湖—浅湖相带,暗色泥页岩累计厚度不小于30 m,TOC不小于1%,Ro不小于1.1%,孔隙度不小于2%,含气量不小于0.5 m3/t,埋深在500～4 200 m,裂缝发育,地层压力系数不小于1.3。

长庆气田下古生界气藏开发阶段储集层描述方法

长庆气田下古生界气藏是深埋藏的岩溶型碳酸盐岩气藏 ,具有侵蚀沟谷分布复杂、气层薄、非均质性强、单井产量差异大等特点。为了客观描述气藏储集层特征、寻找天然气高产富集规律、提高开发井钻探成功率 ,根据气田地质特点 ,进行了沉积 成岩微相、古地貌形态和储集层定量化描述、小幅度构造描述、孔隙结构研究、气水分布规律研究及储集层横向预测 ,结论是气井高产在微观上受控于溶蚀孔洞、孔喉结构和裂缝发育程度 ,在宏观上受控于古地貌、小幅度构造和沉积 成岩微相等地质条件。

川东北元坝、马路背地区上三叠统须二段石英砂岩储层天然气产能差异的原因

元坝地区和马路背地区是四川盆地东北部(川东北)上三叠统须家河组二段的主要产气区,均为以石英滩坝相储层为主的岩性气藏,但二者的产能差异较大(前者低后者高)。为此,基于前人的研究成果和新收集的分析化验、地震剖面以及测录井资料,从沉积环境、储层成岩作用和成藏条件模式等方面入手,探讨了上述两个地区须二段石英砂岩储层天然气的富集高产稳产规律及差异性。结果表明:①尽管大巴山物源区提供的沉积物质、马路背地区的古地貌和水动力条件等均有利于可溶填隙物保存,马路背地区经历的强构造运动也有助于形成网状裂缝提高储层的连通性,但受制于岩石本身石英颗粒含量和造缝规模程度,沉积和储层成岩作用均不能成为上述两个地区须二段储层天然气聚集存在巨大差异的主要因素;②由于马路背地区存在断距大、纵深远的深源逆断层,不仅使得上覆须三段烃源层与须二段储层对接,还沟通了下伏海相烃源层,天然气可以沿侧向+垂向持续向石英砂岩储层运移,形成"双重供烃、立体输导"的复式成藏模式,这才是该区M101井实现天然气高产稳产的关键因素。

鄂尔多斯盆地西南缘中生界石油勘探思路与对策

鄂尔多斯盆地西南缘三叠系延长组主要发育大型岩性圈闭油藏,储层致密,直井自然产能低,如何对其实现经济有效开发一直是困扰地质人员的主要问题之一。作者根据多年油气地质研究,结合勘探实践经验,认为该区油气成藏具有"主源定型、双向排烃、岩性控藏、近源成藏"的特点,油气高产主要受储层品质、油气充满度以及断裂-裂缝发育程度等因素控制,有利的"源、储、疏、高压封存"四元配置是该区石油富集高产的最主要因素,进而提出了针对性的勘探思路与对策,即综合利用勘探开发一体化模式、水平井分段压裂技术和黄土塬三维地震技术可实现经济有效的勘探开发。

南海北部天然气水合物气源系统与成藏模式

天然气水合物成矿成藏条件与油气成藏条件虽然存在差异,但亦存在共同之处,即均需要有充足烃源供给及烃源供给系统输送与有利聚集场所的时空耦合配置。为了深入研究天然气水合物与常规油气运聚成藏条件之差异,根据南海北部陆坡深水区构造沉积演化特点及油气地质条件与多年来油气及水合物勘探成果,综合剖析了油气及天然气水合物气源构成特点与流体运聚输导系统特征,同时根据地质地球物理及地球化学分析,初步研究了气源供给运聚通道系统类型与高压低温天然气水合物稳定带的时空耦合配置关系,并结合油气地质及天然气水合物成矿成藏基本地质条件,总结和建立了南海北部陆坡深水区"生物气源自生自储扩散运聚型"、"热解气源断层裂隙输导下生上储运移渗漏型"和"热解气源底辟及气烟囱输导下生上储运移渗漏型"等3种成因类型的天然气水合物成矿成藏模式,以期能为南海北部深水区天然气水合物资源预测及有利勘查目标评价优选等提供决策依据与指导。

松辽盆地南部火山岩优质储层主控因素

火山岩作为储集体,已成为重要勘探领域之一。针对松辽盆地南部火山岩储集空间类型多样、结构复杂、物性变化大的特点,从岩性及岩性组合方式、火山机构—岩相分布、储集空间类型、大型走滑断裂带、成岩及表生作用等方面剖析火山岩优质储层形成的主控因素。研究结果表明,火山碎屑岩与沉积岩互层为最佳岩性组合方式;爆发相、溢流相上部和中部储层物性好,为有利相带;流纹岩、角砾熔岩、熔结凝灰岩中存在大量原生气孔,储层物性最好;大型走滑断裂带附近为最有利区带;溶蚀作用、挥发分逸出、风化淋滤作用使储层物性变好。火山岩优质储层发育主控因素的认识有益于今后储层预测及气田的有效开发。

川西坳陷须家河组二段裂缝发育特征及形成主控因素——以合兴场气田为例

川西坳陷合兴场气田须家河组二段(以下简称须二段)砂岩为超低孔、超低渗致密砂岩储层,裂缝较为发育且类型多样,裂缝的发育程度对天然气的运移、成藏及产能具有重要影响。为了优化研究区的勘探开发,综合利用岩心观察、薄片观察、成像测井分析、裂缝充填物包裹体分析等,对须二段裂缝发育特征及控制因素开展了研究。研究区的裂缝按照成因可分为构造裂缝、成岩裂缝和异常高压裂缝3大类,对应的发育时期分别为印支晚期、燕山中晚期和喜马拉雅期。构造裂缝具有裂缝延伸长、宽度大、充填程度较低的特征;成岩裂缝以层理缝为主,发育少量缝合线;异常高压裂缝发育较少,与生烃增压有关。在此基础上进一步明确了裂缝发育主控因素,构造裂缝的发育程度主要受构造变形、断裂、岩层厚度和相变等多方面因素的影响;成岩缝的发育程度主要受岩石相和岩层厚度的影响;异常高压缝发育程度主要受生烃增压的影响。结合研究区须二段构造样式和岩性组合,建立了须二段裂缝成因模式,研究区须二段的裂缝发育区在构造转折端、南北向断层附近的单层砂岩厚度适中带(砂泥互层、厚砂薄泥型)、南北向岩相变化带、异常压力发育区。

川东石炭系气藏主控因素与成藏模式

基于对开江古隆起演化、储层特征及发育主控因素、气藏保存条件的研究,分析川东石炭系气藏成藏主控因素并总结成藏模式.认为川东石炭系气藏形成主要受三大因素控制,即开江古隆起演化控制着油气的聚集,优质储层是气藏形成的基础,盖层条件是气藏形成的关键.川东石炭系气藏成藏模式可分为两个阶段,第Ⅰ阶段是古隆起形成和古气藏形成,云南运动使石炭系储层更为发育,中三叠世印支运动时期,开江古隆起继承发展并基本定型,石炭系处于两高压泥岩层之间,下伏志留系烃源岩大量生烃,形成大规模地层-构造古气藏;第Ⅱ阶段是后期燕山和喜山运动的改造,古气藏在圈闭中重新分配.

气象条件和栽培因素对高产小麦生长发育的影响研究

研究了不同年份的温、光、水对高产小麦生长发育的影响,探明了影响小麦冻害、最高群体及穗数、穗粒数和千粒重的主要气象因子与次要因子;提出了最佳播期、适期上限、适期下限播种的冬前主茎叶龄数;确定了冬前不同主茎叶龄数与播种期、播种量的关系;明确了在中、上等土壤肥力条件下公顷产量为7 500.0～9 000.0 kg的施肥量,氮肥基施、冬前和拔节期追施的比例;制定了冬前肥水的积温指标和拔节肥水的生物学指标。研究成果可作为黄淮海地区小麦高产栽培的参考。

准噶尔盆地南缘前陆冲断带油气成藏的主控因素

准噶尔盆地南缘前陆冲断带经历多期构造运动,油气成藏条件十分复杂,对影响油气成藏的有效烃源岩、古隆起、有效盖层、断裂等因素进行系统分析,发现有效烃源岩的分布范围控制着油气的分布范围,优质的盖层对油气流保存有直接影响,油源断裂与油气的分布密切相关,断层的封闭性不同导致油气多层分布,古隆起影响着早期油气运移的方向和分布,在有充足油气来源的情况下,断裂和有效盖层是准噶尔盆地南缘前陆冲断带油气成藏的最主要因素.