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Effect of Shale Reservoir Characteristics on Shale Oil Movability in the Lower Third Member of the Shahejie Formation, Zhanhua Sag
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作者 NING Chuanxiang MA Zhongliang +5 位作者 JIANG Zhenxue SU Siyuan LI Tingwei ZHENG Lunju WANG Guozhen LI Fengxun 《Acta Geologica Sinica(English Edition)》 SCIE CAS CSCD 2020年第2期352-363,共12页
To reveal the effect of shale reservoir characteristics on the movability of shale oil and its action mechanism in the lower third member of the Shahejie Formation(Es3l), samples with different features were selected ... To reveal the effect of shale reservoir characteristics on the movability of shale oil and its action mechanism in the lower third member of the Shahejie Formation(Es3l), samples with different features were selected and analyzed using N2 adsorption, high-pressure mercury injection capillary pressure(MICP), nuclear magnetic resonance(NMR), high-speed centrifugation, and displacement image techniques. The results show that shale pore structure characteristics control shale oil movability directly. Movable oil saturation has a positive relationship with pore volume for radius > 2 μm, as larger pores often have higher movable oil saturation, indicating that movable oil is present in relatively larger pores. The main reasons for this are as follows. The relatively smaller pores often have oil-wetting properties because of organic matter, which has an unfavorable effect on the flow of oil, while the relatively larger pores are often wetted by water, which is helpful to shale oil movability. The rich surface provided by the relatively smaller pores is beneficial to the adsorption of immovable oil. Meanwhile, the relatively larger pores create significant pore volume for movable oil. Moreover, the larger pores often have good pore connectivity. Pores and fractures are interconnected to form a complex fracture network, which provides a good permeability channel for shale oil flow. The smaller pores are mostly distributed separately;thus, they are not conducive to the flow of shale oil. The mineral composition and fabric macroscopically affect the movability of shale oil. Calcite plays an active role in shale oil movability by increasing the brittleness of shale and is more likely to form micro-cracks under the same stress background. Clay does not utilize shale oil flow because of its large specific surface area and its block effect. The bedding structure increases the large-scale storage space and improves the connectivity of pores at different scales, which is conducive to the movability of shale oil. 展开更多
关键词 SHALE oil MOVABILITY SHALE RESERVOIRS pore structure characteristics lower THIRD member of the shahejie formation
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Hydrocarbon Reservoir Model of Glutenite in the Fourth Member of Shahejie Formation in Northern Dongying Depression
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作者 Hui Liu~(1,2),Yingchang Cao~3,Yanzhong Wang~3 1.State Key Laboratory of Geological Processes and Mineral Resources,China University of Geosciences,Beijing 100083, China. 2.School of Energy Resources,China University of Geosciences(Beijing),Beijing 100083,China 3.Faculty of Geo-Resources and Information,China University of Petroleum,Dongying 257061,China 《地学前缘》 EI CAS CSCD 北大核心 2009年第S1期136-137,共2页
The glutenite in the fourth member of Shahejie Formation(Es^4) in northern Dongying depression straightforwardly penetrated into the muddy bathyal -abyss facies.The conditions of reservoir is very superior:(1) the hig... The glutenite in the fourth member of Shahejie Formation(Es^4) in northern Dongying depression straightforwardly penetrated into the muddy bathyal -abyss facies.The conditions of reservoir is very superior:(1) the high quality thick bedded oil source rock is developed very well in the Lijin sag and Minfeng sag of the study area,and it has the higher capability of generating hydrocarbon;(2) the 展开更多
关键词 GLUTENITE HYDROCARBON reservoir formation NORtheRN Dongying depression FOURTH member of shahejie formation
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Basic characteristics of key interfaces in Upper Ordovician Wufeng Formation – Lower Silurian Longmaxi Formation in Sichuan Basin and its periphery,SW China
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作者 WANG Yuman WANG Hongyan +5 位作者 QIU Zhen SHEN Junjun ZHANG Qin ZHANG Leifu WANG Canhui LI Xinjing 《Petroleum Exploration and Development》 CSCD 2022年第1期37-51,共15页
Based on anatomy of key areas and data points and analysis of typical features of shell layer in Guanyinqiao Member, basic characteristics of key interfaces, mainly bentonite layers, in the Upper Ordovician Wufeng For... Based on anatomy of key areas and data points and analysis of typical features of shell layer in Guanyinqiao Member, basic characteristics of key interfaces, mainly bentonite layers, in the Upper Ordovician Wufeng Formation-Lower Silurian Longmaxi Formation in the Sichuan Basin and its surrounding areas and the relationship between these key interfaces with the deposition of organic-rich shale have been examined systematically. The Wufeng Formation-Longmaxi Formation has four types of marker beds with interface attributes, namely, the characteristic graptolite belt, Guanyinqiao Member shell layer, section with dense bentonite layers, and concretion section, which can be taken as key interfaces for stratigraphic division and correlation of the graptolite shale. The shell layer in Guanyinqiao Member is the most standard key interface in Wufeng Formation-Longmaxi Formation, and can also be regarded as an important indicator for judging the depositional scale of organic-rich shale in key areas. There are 8 dense bentonite sections of two types mainly occurring in 7 graptolite belts in these formations. They have similar interface characteristics with the shell layer in Guanyinqiao Member in thickness and natural gamma response, and belong to tectonic interfaces(i.e., event deposits). They have three kinds of distribution scales: whole region, large part of the region, and local part, and can be the third, fourth and fifth order sequence interfaces, and have a differential control effect on organic-rich shale deposits. The horizon the characteristic graptolite belt occurs first is the isochronous interface, which is not directly related to the deposition of organic-rich shale. Concretions only appear in local areas, and show poor stability in vertical and horizontal directions, and have no obvious relationship with the deposition of the organic-rich shale. 展开更多
关键词 Sichuan Basin Upper Ordovician Wufeng formation lower Silurian Longmaxi formation Guanyinqiao member graptolitic belt shell layer BENTONITE CONCRETION organic-rich shale
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Key geological factors controlling the estimated ultimate recovery of shale oil and gas: A case study of the Eagle Ford shale, Gulf Coast Basin, USA 被引量:1
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作者 HOU Lianhua YU Zhichao +6 位作者 LUO Xia LIN Senhu ZHAO Zhongying YANG Zhi WU Songtao CUI Jingwei ZHANG Lijun 《Petroleum Exploration and Development》 CSCD 2021年第3期762-774,共13页
Based on 991 groups of analysis data of shale samples from the Lower Member of the Cretaceous Eagle Ford Formation of 1317 production wells and 72 systematic coring wells in the U.S. Gulf Basin, the estimated ultimate... Based on 991 groups of analysis data of shale samples from the Lower Member of the Cretaceous Eagle Ford Formation of 1317 production wells and 72 systematic coring wells in the U.S. Gulf Basin, the estimated ultimate recovery(EUR) of shale oil and gas of the wells are predicted by using two classical EUR estimation models, and the average values predicted excluding the effect of engineering factors are taken as the final EUR. Key geological factors controlling EUR of shale oil and gas are fully investigated. The reservoir capacity, resources, flow capacity and fracability are the four key geological parameters controlling EUR. The storage capacity of shale oil and gas is directly controlled by total porosity and hydrocarbon-bearing porosity, and indirectly controlled by total organic carbon(TOC) and vitrinite reflectance(Ro). The resources of shale oil and gas are controlled by hydrocarbon-bearing porosity and effective shale thickness etc. The flow capacity of shale oil and gas is controlled by effective permeability, crude oil density, gas-oil ratio, condensate oil-gas ratio, formation pressure gradient, and Ro. The fracability of shale is directly controlled by brittleness index, and indirectly controlled by clay content in volume. EUR of shale oil and gas is controlled by six geological parameters: it is positively correlated with effective shale thickness, TOC and fracture porosity, negatively correlated with clay content in volume, and increases firstly and then decreases with the rise of Ro and formation pressure gradient. Under the present upper limit of horizontal well fracturing effective thickness of 65 m and the lower limit of EUR of 3×10^(4) m^(3), when TOC<2.3%, or Ro<0.85%, or clay content in volume larger than 25%, and fractures and micro-fractures aren’t developed, favorable areas of shale oil and gas hardly occur. 展开更多
关键词 shale oil and gas sweet spot EUR TOC vitrinite reflectance effective shale thickness clay content in volume formation pressure coefficient fracture porosity lower member of Eagle Ford formation
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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
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作者 蒲秀刚 付永强 +8 位作者 时战楠 柴公权 陈长伟 姜文亚 韩文中 鄢继华 官全胜 许静 董姜畅 《中南大学学报(自然科学版)》 EI CAS CSCD 北大核心 2024年第3期994-1007,共14页
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... 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。 展开更多
关键词 页岩油 孔店组二段 沙河街组三段 沙河街组一段 黄骅坳陷 组构特征 富集成藏规律
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渤海湾盆地沾化凹陷BYP5导眼井古近系沙河街组三段下亚段岩心富氢气逸散气特征及其地质意义
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作者 李志明 刘惠民 +9 位作者 刘鹏 钱门辉 曹婷婷 杜振京 李政 包友书 蒋启贵 徐二社 孙中良 刘雅慧 《石油实验地质》 CAS CSCD 北大核心 2024年第5期979-988,共10页
BYP5导眼井是为探索渤海湾盆地沾化凹陷渤南深洼带较高热演化区古近系沙河街组三段下亚段(沙三下亚段)含油气性而部署的一口取心井,取心段深度介于4267.0~4338.1 m。为揭示取心段含油气性特征,开展了典型样品冷冻密闭碎样热解和岩心逸... BYP5导眼井是为探索渤海湾盆地沾化凹陷渤南深洼带较高热演化区古近系沙河街组三段下亚段(沙三下亚段)含油气性而部署的一口取心井,取心段深度介于4267.0~4338.1 m。为揭示取心段含油气性特征,开展了典型样品冷冻密闭碎样热解和岩心逸散气的收集定量与组分分析。研究结果认为:取心段总体是一套富有机质、富碳酸盐矿物的优质烃源岩,成熟度(Ro)约1.2%,热演化过程中应曾发生了高效生排烃作用,导致其现今游离烃(S1)和氢指数(IH)均较低;岩心逸散烃气含量总体不高,主要介于0.001~0.01 cm^(3)/g,均值为0.005 cm^(3)/g,逸散烃气相对高值段与热解游离烃(S1)相对高值段基本一致;逸散气组分主要由CH_(4)、CO_(2)、H_(2)、C_(2)H_(6)组成,其中H_(2)摩尔百分数介于1.08%~19.23%,平均7.09%,具有富氢气特征。H_(2)与CO_(2)具有明显正相关性,与CH_(4)具有明显负相关性;逸散气应属原位滞留的气体,氢气的形成可能与有机质热解过程中异质键的裂解和去甲基化作用有关,建议加强有机质热裂解成因天然氢气的形成机制、地质勘查与评价研究,为该类型天然氢气的勘探部署决策提供依据。 展开更多
关键词 天然氢气 岩心逸散气 沙三下亚段 古近系 沾化凹陷 渤海湾盆地
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川中中台山地区致密砂岩储层层序特征及有利区优选
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作者 郑超 邱玉超 +5 位作者 文龙 李楠 吴长江 张晓丽 陈双玲 袁纯 《特种油气藏》 CAS CSCD 北大核心 2024年第2期84-92,共9页
川中中台山地区须三下亚段(须三下)层序构成差异性明显、河流相砂体横向变化较快,层序地层划分较为困难,进而影响优质储层的识别与刻画。为此,基于测井、录井和地震资料,分析中台山地区须三下层序特征,圈定不同朵页体的分布范围,对储层... 川中中台山地区须三下亚段(须三下)层序构成差异性明显、河流相砂体横向变化较快,层序地层划分较为困难,进而影响优质储层的识别与刻画。为此,基于测井、录井和地震资料,分析中台山地区须三下层序特征,圈定不同朵页体的分布范围,对储层有利区进行优选。结果表明:川中中台山地区须三下地层沉积继承了须二上亚段的地层特征,为东南高西北低、洼中隆的缓坡古构造背景,共识别出3期层序界面和2期湖泛面;致密砂岩储层矿物组分主要为岩屑和长石,孔隙类型以溶蚀孔隙、微裂缝为主;岩性组合主要有厚层砂岩组合、厚层砂夹薄层泥岩组合和厚层泥夹薄层砂岩组合三大类;结合高产井具有断裂、裂缝、储层发育,位于构造相对高部位的特征,将研究区储层划分为3类有利区。研究成果可为后续的勘探开发提供重要参考和理论支撑。 展开更多
关键词 致密砂岩 层序特征 储层预测 须三下 中台山地区
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东濮凹陷北部古近系沙三段超压岩性油气藏成藏机理
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作者 张磊 李莎 +5 位作者 罗波波 吕伯强 谢敏 陈新平 陈冬霞 邓彩云 《岩性油气藏》 CAS CSCD 北大核心 2024年第4期57-70,共14页
东濮凹陷深部储层致密,超压广泛发育,油气生运聚过程复杂。利用测井、录井、钻井及地球化学分析等资料,对东濮凹陷北部古近系沙三段超压的形成机制、超压对源岩与储层的影响以及油气运移动力进行了系统研究,并阐明深层超压岩性油气藏的... 东濮凹陷深部储层致密,超压广泛发育,油气生运聚过程复杂。利用测井、录井、钻井及地球化学分析等资料,对东濮凹陷北部古近系沙三段超压的形成机制、超压对源岩与储层的影响以及油气运移动力进行了系统研究,并阐明深层超压岩性油气藏的成藏机理。研究结果表明:(1)东濮凹陷北部古近系沙三段超压岩性油气藏类型主要包括砂岩上倾尖灭油气藏、砂岩透镜体油气藏、裂缝油气藏3种纯岩性油气藏和岩性-构造油气藏、构造-岩性油气藏2种复合油气藏。岩性油气藏主要分布于东濮凹陷北部地区,尤其在前梨园洼陷、海通集洼陷、柳屯洼陷及濮城—卫城洼陷周边,具有“环洼有序分布”的特征。(2)研究区厚层膏盐岩发育及生烃过程产生的深层超压对烃源岩的生烃具有抑制作用,有效扩大了生油窗,增强了深部源岩的生烃能力,促进了其对环洼岩性油气藏的大规模近源供烃;膏盐岩发育、早期快速埋藏、超压的抗压实作用和晚期发育的溶蚀作用控制了优质储层的分布;深部广泛发育的超压和浮力协同作用为深层油气运移提供了有效动力。(3)研究区东部洼陷带为“单洼单源、早混相晚气相、自生自储、超压驱动运聚”成藏模式;东部陡坡带为“单洼多源、早混相晚气相、超压-浮力驱动侧向运聚”成藏模式;西部斜坡带为“单洼多源、油相、超压-浮力驱动侧向运聚”成藏模式;西部洼陷带为“单洼单源、油相、超压-浮力驱动侧向运聚”成藏模式。 展开更多
关键词 岩性油气藏 近源供烃 膏盐岩 超压驱动 浮力驱动 侧向运聚 沙三段 古近系 东濮凹陷
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歧口凹陷沙一下亚段页岩油井增产措施地质影响因素分析
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作者 赵军 于春勇 +3 位作者 侯国文 杨昱琦 孟立娜 章俊 《录井工程》 2024年第3期121-129,共9页
歧口凹陷沙一下亚段混合质页岩层系发育,孔隙结构主要为微孔-介孔,其中以灰质混合页岩孔隙结构最为发育,含油性以重质稠油为主。经过措施改造后,油井普遍达到工业油流,但尚未明确影响产能的地质因素,对此需要在该区开展相关研究,指导类... 歧口凹陷沙一下亚段混合质页岩层系发育,孔隙结构主要为微孔-介孔,其中以灰质混合页岩孔隙结构最为发育,含油性以重质稠油为主。经过措施改造后,油井普遍达到工业油流,但尚未明确影响产能的地质因素,对此需要在该区开展相关研究,指导类似油井措施改造增产。根据岩石物性、岩石岩性,以及裂缝发育程度、地层压力和断裂规模、构造形态和曲率、电性参数等数据,总结出“自然产能井”“酸化有效果井”“压裂有效果井”“酸压有效果井”所对应的地质特征,以此来指导措施改造方式的选取。研究结果表明:(1)该区孔隙度低于15%、渗透率低于0.41 mD的页岩层系需经措施改造提产;(2)“自然产能井”以邻近断裂、裂缝较为发育的灰质混合页岩、长英质页岩为主,D值(井到断裂距离与垂直断距比值)普遍小于1,断裂影响较为明显,且构造曲率较大;(3)“酸化有效果井”以灰质混合页岩、云质混合页岩为主,总体上灰质含量较高,D值2.8~7.9,断裂对地层改造程度较弱,构造曲率中等,电性参数ΔGR普遍大于20 API;(4)“压裂有效果井”的D值为1.2~5.2时,以裂缝发育较差的云质混合页岩、长英质页岩为主,D值大于16时,断裂的影响极其微弱,以不发育裂缝的灰质混合页岩为主,“压裂有效果井”对应的构造曲率较小,电性参数ΔGR普遍小于20 API。基于不同产能井的地质因素影响分析,归纳提出“自然产能井”“酸化有效果井”“压裂有效果井”“酸压有效果井”适用的地质环境,指导该区新完钻井采取相应增产措施,改造后达到了工业油流产出标准,有效地提高了油气产量,对油田页岩层系提产具有积极的作用。 展开更多
关键词 歧口凹陷 沙一下亚段 页岩油 增产措施 地质因素 构造特征
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Tight oil accumulation of the redeposited carbonates in the continental rift basin:A case study from Member 3 of Shahejie Formation in Shulu sag of Jizhong depression,North China 被引量:1
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作者 Jianzhang Tian Ran Tian +2 位作者 Kaiyan Chen Shuguang Chen Zengqiang Guo 《Petroleum Research》 2017年第1期77-89,共13页
Tight oil in the redeposited carbonates was mainly distributed in the Lower Submember of Member 3 of Shahejie Formation in Shulu sag of Jizhong depression,North China.Through high-resolution 3D seismic data,well loggi... Tight oil in the redeposited carbonates was mainly distributed in the Lower Submember of Member 3 of Shahejie Formation in Shulu sag of Jizhong depression,North China.Through high-resolution 3D seismic data,well logging data and drilling data,the Lower Submember of Member 3 of Shahejie Formation was divided into 5 third-order sequences and 15 parasequence sets.The redeposited marl and rudstone were major reserving horizons of tight oil,and ten reserving space types were developed and could be classified into two main categories,i.e.,pores and fractures.Two types of tight oil reservoirs were established,i.e.,the marl hydrocarbon reservoir of the source-reservoir integration and the rudstone hydrocarbon reservoirs of the source-reservoir paragenesis.The assemblage relationship among the high-quality source rocks,system tracts with the source-reservoir configuration was the major control factor for tight oil accumulation in the redeposited carbonates.The lacustrine transgressive system tracts and highstand systems tracts in SQ1 to SQ5 were the favorable horizons for development of the marl hydrocarbon reservoir,the lowstand system tracts in SQ1 to SQ3 were the favorable horizons for development of the rudstone hydrocarbon reservoir. 展开更多
关键词 member 3 of shahejie formation Tight oil Re-deposited carbonate MARL Rudstone Third-order sequence Hydrocarbon reservoir
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Syndepositional Fault Controlling on Depositional Filling of the Third Member of Shahejie Formation in Beitang Sag
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作者 黄传炎 王华 +3 位作者 肖敦清 陈思 王家豪 廖远涛 《Journal of Earth Science》 SCIE CAS CSCD 2009年第6期949-958,共10页
In the continental lake basin whose structures were extraordinarily active, tectonism is an important factor in controlling the sequence and the depositional filling of the basin. This article reports the assemble pat... In the continental lake basin whose structures were extraordinarily active, tectonism is an important factor in controlling the sequence and the depositional filling of the basin. This article reports the assemble patterns of syndepositional fault in the third member of Shahejie (沙河街) Formation in Beitang (北塘) sag. The results show that the comb-shape fracture system and the fracture transformation zone were developed in Beitang sag. These assemble patterns obviously controlled the sand-body and spatial distribution of sedimentary system. However, the steep slope belt of fault terrace, the multistage slope belt and the low uplift gentle slope belt controlled the development of sequence styles. Analyses of the spatial-temporal relationship of the assemble pattern of syndepositional faults and the sedimentary system help predict the favorable exploration zone. 展开更多
关键词 Beitang sag syndepositional fault structural slope break zone the third member of shahejie formation.
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Space-Time Evolution and Controlling Factor of Fine-Grained Sediments in the Upper Fourth Member of Shahejie Formation, Dongying Depression
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作者 Guoqi Song Jing Wu +1 位作者 Yong Wang Xuefeng Hao 《Journal of Earth Science》 SCIE CAS CSCD 2017年第6期987-995,共9页
Fine-grained rocks(FGR) are the important source rocks and reservoirs of shale hydrocarbon which is the prospect hotspot at present. Widely distributed fine-grained sediments(FGS) of the upper fourth member of Sha... Fine-grained rocks(FGR) are the important source rocks and reservoirs of shale hydrocarbon which is the prospect hotspot at present. Widely distributed fine-grained sediments(FGS) of the upper fourth member of Shahejie Formation in Dongying depression are taken as an example to study the space-time evolution and controlling factor of FGS in this paper. Based on the analysis of well cores, thin sections, inorganic and organic geochemistry indicators, FGR are divided into 7 types of lithofacies. Through the study of ‘point-line-plane', this study shows that FGS has the characteristics of rhythum, diversity and succession. The first stage is characterized by clayey FGS(massive claystone). The second stage is characterized by carbonate FGS(low-TOC laminated limestone) and dolomitic FGS(dolomitic-silty shale) formed by transgression. The third stage is characterized by organic-rich carbonate FGS(middle/high-TOC laminated limestone) distributed in cycle. The fourth stage is characterized by FGS mixed carbonate and siliciclastic sediments(calcareous-silty shale). A variety of space-time evolution of FGS are controlled by multiple factors including tectonism, climate and lake conditions. 展开更多
关键词 fine-grained sediments lithofacies space-time evolution controlling factor Dongying depression the upper fourth member of shahejie formation
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渤海湾盆地庙西北地区古近系沙河街组三段源-汇系统重建
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作者 冯斌 黄晓波 +4 位作者 何幼斌 李华 罗进雄 李涛 周晓光 《岩性油气藏》 CAS CSCD 北大核心 2024年第3期84-95,共12页
基于钻井岩心和三维地震资料,从物源岩性、分水岭和古水系、搬运通道3个方面对渤海湾盆地庙西北地区物源特征和沉积相展布进行了分析,并通过沉积区古地貌恢复和剥蚀物源区古地貌回溯重建了古近系沙河街组三段(沙三段)沉积时期的源-汇系... 基于钻井岩心和三维地震资料,从物源岩性、分水岭和古水系、搬运通道3个方面对渤海湾盆地庙西北地区物源特征和沉积相展布进行了分析,并通过沉积区古地貌恢复和剥蚀物源区古地貌回溯重建了古近系沙河街组三段(沙三段)沉积时期的源-汇系统。研究结果表明:(1)渤海湾盆地庙西北地区古近系沙三段发育一个完整的近源搬运型源-汇系统,庙西北凸起为物源区,渤东凹陷为主要沉积区;庙西北凸起物源岩性包括中生界花岗岩、下元古界石英片岩及下元古界角砾岩;主分水岭沿凸起长轴呈近南北向展布,古水系散布其间,搬运通道主要为5个古沟谷和2个古断槽;渤东凹陷沙三段主要发育快速堆积的扇三角洲—湖泊相沉积,岩性主要为含砾砂岩、细砂岩及泥岩,分选性和磨圆度均较差,岩石成分及矿物组合均与庙西北凸起石英片岩及花岗岩较为匹配,扇三角洲沉积体呈近东西向展布,在渤东凹陷北部以连片朵状扇三角洲为主,南部为孤立朵状。(2)沙三段沉积期,庙西北凸起剥蚀作用具有“西强东弱”的特征,古分水岭逐渐向西迁移,凸起中部及北部物源面积大、垂向高差大,物源供给能力更强;渤东凹陷沙三段厚度为100~600 m,具有东南薄、西北厚的特征,沉积中心位于区域北部,且北部地层剥蚀作用更强,向东部延伸长度可达3.2 km;扇三角洲的发育位置受控于物源区搬运通道,其发育规模则受控于物源区域面积,渤东凹陷北部及中部扇三角洲沉积体规模更大,是勘探有利区。 展开更多
关键词 源-汇系统 分水岭 古水系 古地貌恢复 扇三角洲 古沟谷和古断槽 沙河街组三段 古近系 庙西北地区 渤海湾盆地
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川中地区大安寨段页岩热演化史及油气地质意义
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作者 蒋奇君 李勇 +3 位作者 肖正录 路俊刚 秦春雨 张少敏 《新疆石油地质》 CAS CSCD 北大核心 2024年第3期262-270,共9页
下侏罗统自流井组大安寨段为四川盆地陆相页岩油开发的最有利层段,页岩油勘探潜力巨大,然而对该地层的热演化史缺乏系统研究。利用含油气盆地模拟系统,对比分析了川中地区北部与中部大安寨段页岩热演化及生烃差异,并探讨其对页岩油富集... 下侏罗统自流井组大安寨段为四川盆地陆相页岩油开发的最有利层段,页岩油勘探潜力巨大,然而对该地层的热演化史缺乏系统研究。利用含油气盆地模拟系统,对比分析了川中地区北部与中部大安寨段页岩热演化及生烃差异,并探讨其对页岩油富集的影响。研究区大安寨段页岩现今热演化程度由西南向东北逐渐增高,平面上可分为高成熟区和成熟区。高成熟区位于研究区北部,镜质体反射率为1.3%~1.7%,主要发育Ⅲ型有机质,在晚侏罗世早期进入早期生油阶段,晚侏罗世末达到生烃高峰,存在2期生烃作用;成熟区位于研究区中—南部,镜质体反射率为0.9%~1.3%,主要发育Ⅱ1型—Ⅱ2型有机质,侏罗系沉积厚度相对较小,有机质成熟时期较晚,晚侏罗世末进入早期生油阶段,早白垩世进入生烃高峰,仅有1期生烃过程。相较于北部地区,中部地区沉积了大套的富有机质页岩,是大安寨段页岩油坚实的物质基础,但古近纪以来的构造抬升与地层剥蚀,对该区的油气保存具有一定的破坏作用。 展开更多
关键词 四川盆地 下侏罗统 自流井组 大安寨段 热演化史 生烃能力 保存条件 页岩油气
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松辽盆地西南部姚家组下段局部排泄源特征及与铀矿化关系分析
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作者 唐国龙 禹宝利 +3 位作者 张亮亮 蔺鹏飞 黄笑 余弘龙 《铀矿地质》 CAS CSCD 2024年第3期404-416,共13页
松辽盆地西南部上白垩统姚家组下段含水层是重要的铀矿化区域。为了深入了解该地区的铀成矿机制,文章采用水文地质分析、放射性元素含量测定、水化学特征分析等手段,结合区域构造和含水层结构研究,对姚家组下段局部排泄源及其与铀矿化... 松辽盆地西南部上白垩统姚家组下段含水层是重要的铀矿化区域。为了深入了解该地区的铀成矿机制,文章采用水文地质分析、放射性元素含量测定、水化学特征分析等手段,结合区域构造和含水层结构研究,对姚家组下段局部排泄源及其与铀矿化的关系进行了深入研究。研究揭示了姚家组下段具备完整的补给-径流-排泄体系;补给区大面积发育潜水氧化带,径流区发育层间氧化带;更重要的是,确定了局部排泄源为隐伏排泄源,并发现含矿含水层地下水向上部第四系含水层排泄过程中,在局部排泄源区域引起了一系列水文地质特征的变化。局部排泄源的空间存在对铀矿化形成具有控制作用,这为松辽盆地西南部铀矿的进一步勘探提供了重要的理论依据。 展开更多
关键词 排泄源 含水层 水文地球化学 铀矿化 姚家组下段 松辽盆地西南部
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川东地区下侏罗统自流井组东岳庙段泥页岩沉积特征及物质来源
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作者 邹连松 徐文礼 +5 位作者 梁西文 刘皓天 周坤 霍飞 周林 文华国 《岩性油气藏》 CAS CSCD 北大核心 2024年第4期122-135,共14页
川东地区下侏罗统自流井组东岳庙段发育一套深色泥页岩,具有较大的页岩气资源勘探开发潜力。将宏观大地构造背景与微观岩石学特征分析相结合,利用微量元素(包括稀土元素)数据,对川东地区下侏罗统自流井组东岳庙段泥页岩的沉积环境和物... 川东地区下侏罗统自流井组东岳庙段发育一套深色泥页岩,具有较大的页岩气资源勘探开发潜力。将宏观大地构造背景与微观岩石学特征分析相结合,利用微量元素(包括稀土元素)数据,对川东地区下侏罗统自流井组东岳庙段泥页岩的沉积环境和物质来源进行了分析与讨论。研究结果表明:(1)川东地区下侏罗统东岳庙段自下而上依次沉积灰色介壳灰岩、灰色粉砂质泥岩、深灰色介壳泥岩、灰黑色页岩、灰—深灰色泥岩。(2)研究区东岳庙段泥页岩稀土元素总体具有轻稀土元素富集、重稀土元素亏损的特征,δCe为负异常,Ce_(anom)平均值为-0.015,V/(V+Ni)平均值为0.70,Sr/Cu平均值为2.43,Sr/Ba平均值为0.16,(La/Yb)N平均值为1.32,泥页岩沉积环境为相对贫氧的弱还原环境,整体为温暖湿润气候下的淡水沉积,且沉积速率较快,有利于有机质的富集和保存。(3)Zr/Sc-Th/Sc图和La/Sc-Co/Th图显示研究区沉积物母岩为花岗岩;Th/Sc值为0.78、Th/Co值为0.65、Th/Cr值为0.14、La/Sc值为2.14,均接近上地壳的相应元素比值,表明母岩主要为来自上地壳;La,Ce元素校正后平均质量分数分别为34.5×10^(-6)、70.71×10^(-6),La/Yb,LREE/HREE,(La/Yb)_(N)校正后的平均值分别为11.32,8.13,7.67,δEu校正后的平均值为0.82,表明其与大陆岛弧相近,且La-Th-Sc,Th-Sc-Zr/10和Th-Co-Zr/10等3个三角图显示其构造背景为大陆岛弧。因此,研究区东岳庙段物质来源于北东侧大巴山和东南侧江南古陆(雪峰古陆)。 展开更多
关键词 泥页岩 稀土元素 微量元素 温暖湿润淡水沉积 上地壳花岗岩 大陆岛弧 东岳庙段 自流井组 下侏罗统 川东地区
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渤海湾盆地辽中凹陷北部东营组沉积体系发育演化与构造古地貌的控制作用
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作者 谢日欣 张曼莉 +3 位作者 王冰洁 林畅松 王鑫 李浩 《东北石油大学学报》 CAS 北大核心 2024年第2期72-85,I0005,I0006,共16页
根据地震和钻、测井资料,识别渤海湾盆地东北部辽中凹陷北部东营组中下段地震相和岩相组合类型,揭示沉积体系的发育演化规律;拉平古水平面,恢复东营组沉积时期构造古地貌,探讨构造古地貌对沉积体系发育演化的控制作用。结果表明:辽中凹... 根据地震和钻、测井资料,识别渤海湾盆地东北部辽中凹陷北部东营组中下段地震相和岩相组合类型,揭示沉积体系的发育演化规律;拉平古水平面,恢复东营组沉积时期构造古地貌,探讨构造古地貌对沉积体系发育演化的控制作用。结果表明:辽中凹陷北部东营组中下段可识别6种地震相与9种岩相组合类型,发育辫状河三角洲、曲流河三角洲、湖底扇以及碎屑湖泊等沉积,北部由辫状河三角洲演变为双向供源的曲流河三角洲-湖底扇,中南部早期发育小型辫状河三角洲并逐渐消亡,南部小型辫状河三角洲逐渐向北推进;东营组中下段沉积期研究区整体南高北低,可划分辽东凸起和辽中凹陷2个隆坳单元,进一步识别断裂陡坡带、缓坡断阶带、缓坡带、古沟谷等构造古地貌单元;研究区发育的沉积体系类型及规模与古坡折坡度、凹陷沉降中心位置、古沟谷规模密切相关,沉积体系的分布演化是盆地隆坳格局、坡折地貌形态、古沟谷发育位置与物源供给方向共同作用的结果。该结果对研究区油气勘探有利砂体预测具有指导意义。 展开更多
关键词 沉积演化 沉积体系 构造古地貌 控制因素 东营组中下段 辽中凹陷北部 渤海湾盆地
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陆相断陷咸化湖盆细粒沉积地层有机质富集特征及控制因素分析——以东营凹陷沙河街组第四段上亚段纯上次亚段为例
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作者 于乐丹 彭军 +2 位作者 许天宇 韩浩东 杨一茗 《沉积学报》 CAS CSCD 北大核心 2024年第2期701-722,共22页
【目的】湖相细粒沉积泥页岩储层“甜点段”的发育与有机质富集密切相关,但目前针对断陷咸化湖盆泥页岩有机质富集控制因素的探究及富集模式的建立等相关研究较少。【方法】东营凹陷沙河街组第四段上亚段纯上次亚段(Es4scs)时期发育典... 【目的】湖相细粒沉积泥页岩储层“甜点段”的发育与有机质富集密切相关,但目前针对断陷咸化湖盆泥页岩有机质富集控制因素的探究及富集模式的建立等相关研究较少。【方法】东营凹陷沙河街组第四段上亚段纯上次亚段(Es4scs)时期发育典型的陆相断陷咸化湖盆,为深化对研究该区细粒沉积地层有机质富集规律的认识。从沉积学、地球化学、古生物学及分子地层学等方面入手,利用薄片鉴定、X射线衍射、氩离子抛光—扫描电镜、孢粉鉴定、生物标志物色谱—质谱分析等技术手段,运用各项指标详细探究有机质富集的控制因素,建立适用于研究区各环境演化阶段的有机质富集模式。【结果】(1)有机质具有条带状、充填式、分散式等微观赋存状态,母质来源主要为藻类等低等水生生物,在中上部地层出现少量的陆源高等植物来源;(2)沉积环境经历了较浅水半干旱弱氧环境—深水半湿润还原环境—次深水半干旱贫氧环境三个演化阶段;(3)有机质富集的主要控制因素为古气候、古盐度、古氧化还原性、古生产力和沉积速率,而次要控制因素为古水深、陆源输入、火山作用和热液活动。【结论】本次探究了有机质富集的主控因素,建立了适用于陆相断陷咸化湖盆细粒沉积地层的有机质富集模式,研究成果对我国陆相页岩油气勘探开发具有重要意义,即高生产力、还原环境、适宜的盐度和沉积速率主导了高有机质富集,该环境的沉积产物是页岩油气勘探的有利层段。 展开更多
关键词 湖相泥页岩 控制因素 富集模式 沙河街组第四段上亚段 东营凹陷
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四川盆地蓬莱—中江地区震旦系灯影组二段成藏特征
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作者 岑永静 梁锋 +3 位作者 王立恩 刘倩虞 张鑫哲 丁熊 《岩性油气藏》 CAS CSCD 北大核心 2024年第2期89-98,共10页
通过钻井、岩心、测录井及地震资料的综合分析,系统研究了四川盆地蓬莱—中江地区震旦系灯影组二段气藏的成藏特征。研究结果表明:(1)四川盆地灯影组沉积期,随着海水侵入,古陆多被淹没或侵蚀夷平,盆地逐渐演变为碳酸盐岩台地。灯二上亚... 通过钻井、岩心、测录井及地震资料的综合分析,系统研究了四川盆地蓬莱—中江地区震旦系灯影组二段气藏的成藏特征。研究结果表明:(1)四川盆地灯影组沉积期,随着海水侵入,古陆多被淹没或侵蚀夷平,盆地逐渐演变为碳酸盐岩台地。灯二上亚段沉积期,川中北斜坡蓬莱—中江地区以发育台地边缘滩相和台地边缘丘相为特色,并可细分为滩核、滩缘、滩间海、丘核、丘缘、丘间海6种亚相,是储层发育的有利相带。(2)研究区灯二上亚段储层以藻云岩、藻砂屑云岩为主要储集岩,发育残余粒间孔+粒间溶孔型、粒内溶孔+藻格架孔型、裂缝型与孔洞型4种类型的储层,储层厚度分布特征与沉积相分布特征较吻合,位于台地边缘丘滩核的储层累积厚度大。(3)研究区灯二上亚段气藏的天然气主要来源于筇竹寺组烃源岩,烃源岩厚度大、有机碳含量及热演化程度高,气藏具备较好的烃源条件和封盖条件,具有“上生下储上盖”和“旁生侧储上盖”2种较好的生-储-盖配置关系。(4)研究区油气充注主要发生于三叠纪—白垩纪,为多期“准连续”型,灯二上亚段气藏主要经历了奥陶纪—志留纪古油气藏聚集阶段、志留纪—石炭纪古油藏破坏阶段、二叠纪—三叠纪再次生烃成油藏阶段和三叠纪—侏罗纪原油裂解生气阶段。 展开更多
关键词 台地边缘相 藻云岩 藻砂屑云岩 旁生侧储 上生下储 原油裂解生气 筇竹寺组烃源岩 灯影组二段 震旦系 蓬莱—中江地区 四川盆地
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渤海海域明下段岩性油藏油柱高度分布规律及影响因素
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作者 王德英 刘庆顺 +2 位作者 汤国民 刘泽宇 陶莉 《中国海上油气》 CAS CSCD 北大核心 2024年第4期37-48,共12页
渤海海域明下段岩性油藏特征、储量规模差异大,油柱高度作为油藏评价的关键参数,直接影响油藏储量规模,其分布规律及影响因素认识不清。基于渤海海域约460个明下段岩性油藏勘探开发数据,在充分了解地质背景的基础上,利用统计手段并结合... 渤海海域明下段岩性油藏特征、储量规模差异大,油柱高度作为油藏评价的关键参数,直接影响油藏储量规模,其分布规律及影响因素认识不清。基于渤海海域约460个明下段岩性油藏勘探开发数据,在充分了解地质背景的基础上,利用统计手段并结合地球化学证据,厘清了浅层明下段岩性油藏油柱高度空间展布规律,通过进一步分析油柱高度与油气充注强度、区域盖层展布、圈闭类型和断砂耦合程度等成藏要素关系,明确了油柱高度影响因素。结果表明:①受油气充注强度控制,明下段岩性油藏油柱高度平面上具有“凸起区小、凹陷区大”特征,平均油柱高度相差约2倍;②受区域盖层控制,纵向上具有“盖层之上油柱高度小、盖层之下油柱高度大”特征,下部Ⅲ/Ⅳ油组平均油柱高度为Ⅰ/Ⅱ油组约2倍;③受油气汇聚部位与侧封保存能力控制,高点依靠断裂侧封油藏油柱高度普遍高于岩性尖灭油藏的油柱高度,平均油柱高度相差约2.5倍;④明下段油气成藏受断砂耦合程度影响,但凸起区与凹陷区断裂油气运移能力差异较大,凸起区切穿馆陶组区域油气输导层断裂可起到运移作用,而凹陷区切穿深部汇聚脊的断裂才可作为有效的油源断裂。渤海海域明下段岩性油藏油柱高度分布规律及影响因素,对后续岩性油藏价值勘探、精细勘探具有借鉴意义。 展开更多
关键词 岩性油藏 油柱高度 明下段 分布规律 渤海海域
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