塔里木盆地西南部昆仑山前下白垩统沉积相特征及石油地质意义

塔里木盆地西南部沿昆仑山前分布一套逾千米厚的下白垩统碎屑岩,岩性以浅红色中、细砂岩,褐红色砂砾岩、砾岩为主,夹浅红色泥岩和薄层浅灰色细砂岩。按生物组合及岩性特征,自下而上可划分5个岩性段。第1段为灰绿色泥岩段,沉积环境以湖相和前扇三角洲沉积为主;第2段为砂砾岩段,沉积环境以扇三角洲前缘和扇三角洲平原沉积为主;第3段为含砾粗砂岩段,沉积环境以辫状河—辫状河三角洲平原沉积为主;第4段为细砂岩夹泥岩段,沉积环境以辫状河三角洲前缘水下分流河道沉积为主;第5段为泥岩夹砂岩段,沉积环境为辫状河三角洲前缘、前辫状河三角洲和滨浅湖相沉积。沉积环境由快速堆积的扇三角洲—冲积扇向辫状河—辫状河三角洲演化,沉积厚度达10 0 0余米。构造背景为强烈拉张的构造环境,是断陷盆地发育的重要时期。中、细砂岩达70 %以上,砂岩孔隙类型为原生粒间孔,孔隙度10 %～2 0 % ,渗透率(1～10 0 0 )×10 -3 μm2 。

礁滩复合型气藏物质聚集分布及储层特征研究——以川东北地区普光气田长兴组—飞仙关组为例

四川盆地普光气田在近期获得重大突破,普光气田礁滩复合型气藏物质聚集模式及储层特征的深入研究对于川东北地区乃至整个四川盆地的碳酸盐岩有利勘探区的预测具有一定的指导意义。受开江—梁平台盆(inter-platform basin)的控制,普光地区长兴组—飞仙关组在台盆东侧发育了类似于威尔逊相模式的碳酸盐岩沉积体系,主要发育台地蒸发岩、局限台地、开阔台地、台地边缘礁滩、斜坡和台盆沉积相,但陆棚相不甚发育。古地理的分异主要围绕开江—梁平台盆的发育、发展及填平补齐的过程而演化。储层沉积微相及微观地质特征研究表明,台地边缘礁滩相为该区储层发育最有利的相带,海绵障积白云岩、海绵骨架礁灰岩、鲕粒白云岩及残余鲕粒白云岩等为最主要的储集岩类型。优质储层的发育主要受沉积相带展布,后期的白云石化、溶蚀作用以及构造作用的控制。

世界深水油气勘探形势分析及对我国深水油气勘探的启示

为了了解及借鉴世界深水油气勘探开发的技术、经验,从而对我国正在开展的深水油气勘探开发有所启示,对当前世界深水油气勘探开发形势、面临问题及发展趋势等进行了广泛调研,并进行了较深入分析。全球深水海域油气资源丰富,已成为当前热门的油气勘探领域。深水油气产量及所占比重不断增长,全球深水油气产量从1996年的不足2×108bbl油当量增长到2005年的14×108bbl油当量,全球深水油气产量占海洋油气总产量的比重分别由2004年的10%和7%,将增长至2015年的25%和12%。与此同时,随着深水油气勘探的逐渐深入,也面临着越来越多的难题,如油藏规模越来越小、油藏流体越来越复杂、作业海域环境越来越恶劣以及对技术的要求越来越高等。为了解决这些问题,高分辨率3D地震技术、4C/4D地震技术、大位移水平井及分支井技术、智能完井技术、各种深水作业平台以及越来越智能化的海底生产系统等,正日益广泛应用于深水油气的勘探开发中。全球深水油气勘探开发形势表明,深水油气勘探开发虽然面临各种难题与挑战,但因其丰厚的投资回报以及相关技术的快速进步,使得其在世界各深水海域得以迅猛推进,尤其在大西洋两侧的西非沿岸、巴西近海和墨西哥湾深水区,并不断取得重大发现,成为全球油气储量增长的重要一极。我国南海北部陆坡深水盆地具有与大西洋两侧盆地群类似的被动大陆边缘背景,亦应具有良好的油气前景,最新的荔湾3-1-1井取得的重大发现亦证实了此点。南海南部周边国家在南部深水区已取得的众多油气发现亦表明我国南海南部深水区具有良好的油气勘探前景。因此,应加快勘探开发的步伐,充分利用深水区丰富的油气资源。

二连盆地阿南凹陷浅层低熟油气勘探潜力

基于沉积环境、烃源岩分布、浅层断裂构造等条件,初步探讨了阿南凹陷浅层低熟油气的勘探潜力,认为下白垩统腾格尔组一段上部和腾格尔组二段发育厚层低熟烃源岩,具备一定的生烃潜力;浅层断裂带可构成烃类垂向运移的优势通道;浅层大型背斜是形成规模油气聚集的有利场所。建议开展针对浅层腾格尔组二段油气目的层系的勘探研究。

塔里木盆地英吉苏凹陷侏罗系储层性质控制因素及勘探意义

英吉苏地区侏罗系储层以细粒 -中粒碎屑岩为主 ,岩屑含量 40 .86%～ 5 4.43 % ,石英含量 3 4.79%～ 45 .45 % ,长石含量 10 .68%～ 16.82 % ,碳酸盐和泥质胶结物含量为 8.9% ,属低成熟度岩屑砂岩 ;储层物性孔隙度 7.7%～ 18.6% ,渗透率 9.72× 10 - 3～ 2 7.81× 10 - 3μm2 ,属于中低孔 -中低渗储层 ;储层控制因素主要有以下三个方面 :成岩压实作用是降低孔隙的最主要因素 ,压实作用所损失的孔隙量为 2 2 .85 %～ 3 1.68% ;碳酸盐岩胶结减孔作用是影响储层性质的重要因素 ,胶结减孔量为 8.5 7%～ 14 .48% ;砂岩的孔隙空间被网状分布的伊蒙 -绿蒙混层粘土充填后形成的微细孔喉所产生水锁现象 ,具有很高的毛管压力 ,降低了储层的原始渗透能力。

中国南方海相浅层页岩气富集条件及勘探开发前景

中国南方浅层—超浅层页岩气分布广泛,资源量丰富。昭通页岩气示范区太阳页岩气田是率先突破且成功进行商业开发的整装规模浅层页岩气田。基于太阳气田的沉积地层条件、源-储条件、构造保存条件对其页岩气的富集成藏条件进行分析,总结了太阳地区浅层山地页岩气田的"四元"富集成藏规律,即沉积烃源条件好、优质页岩气储层条件好、储层体积压裂工程条件好、封存赋存条件好,其中,优质页岩气产层的主体岩相为深水滞留陆棚相沉积的富有机质生物硅质页岩。通过对太阳页岩气田的构造地质与成藏地质条件进行深入分析,结合气藏工程的认识,针对太阳背斜和海坝背斜建立了二者整体受"岩性岩相、储集孔隙、天然裂缝、构造应力、晚期泄聚"耦合机制控制的浅层—超浅层页岩气"自生自储+外源补给"复合型成藏模式,该模式是对太阳背斜工区"三维封存体系"浅层页岩气成藏模式的继承和发展。进一步地,通过优选有利区并明确资源情况,展望了中国南方浅层页岩气的资源前景。在昭通页岩气示范区,五峰组—龙马溪组一段1亚段Ⅰ+Ⅱ类储层整体较厚(平均厚度达30.1 m),在落实优质页岩储层分布的基础上,优选有利区面积超过550 km2,探明页岩气地质储量超过2500×108m3。此外,在四川盆地外围的东缘、南缘其他残留构造坳陷区,有20余口钻井展示出较好的浅层页岩气潜力,总资源量预计可达10×1012m3,这预示着在中国南方四川盆地外缘复杂构造残留坳陷区,浅层页岩气具有非常好的勘探开发前景。

塔里木盆地主力烃源岩的诸多证据

对塔里木盆地古生界海平面变化及沉积相分析、地震反射特征识别及生烃成藏配置关系的综合分析表明,下奥陶统上部—中奥陶统是塔里木盆地海相主力烃源岩。主要依据有:①下奥陶统上部—中奥陶统是塔里木盆地震旦系奥陶系沉积水体最深的层位,沉积有机质相对平均含量最高;②北部坳陷区地震响应表明,下奥陶统上部—中奥陶统下部为一套弱反射或无反射区,具有以泥质岩为主的反射特征,推测为烃源岩,其地震反射特征与下寒武统泥质烃源岩反射特征相似;③海平面变化及沉积相分析表明,下奥陶统上部—中奥陶统烃源岩主要形成于还原环境的饥饿盆地—盆地边缘相环境,据推测分布于整个北部坳陷区;④生烃成藏配置关系分析表明,塔中及塔北隆起的主要海相原生油藏的成藏期为晚海西燕山期,与北部坳陷区下奥陶统上部—中奥陶统烃源岩的生油高峰期吻合,而与下寒武统源岩生油高峰期(晚奥陶世—石炭纪)及上奥陶统源岩生油高峰期(白垩纪以来)不配套;⑤目前在塔中及塔北隆起已发现的油气藏分布特点说明了油气主要来源于北部坳陷盆地相烃源岩分布区。

准噶尔盆地储层中方沸石的溶蚀作用

大量铸体薄片镜下观察表明,准噶尔盆地夏子街—玛湖西斜坡储层的储集空间主要为方沸石、方解石及菱铁矿溶蚀后形成的孔隙,其中以方沸石溶孔为主。方沸石溶孔主要发育于三叠系下克拉玛依组的中段、下段和百口泉组,最高面孔率可达6.0%。方沸石的溶蚀作用发生于晚成岩阶段,纵向上随着埋深加大,其溶蚀作用有所增强。由北向南方沸石溶蚀形成的孔隙呈现出发育带—较发育带—不发育带的趋势。这些以方沸石溶蚀作用为主导的次生溶孔的形成,大大改善了该区储层的物性。

特低孔特低渗高产储层成因机制--以库车坳陷大北1气田巴什基奇克组储层为例

塔里木盆地库车坳陷大北地区白垩系巴什基奇克组(K1bs)储层以岩屑砂岩为主,夹少量长石岩屑砂岩,其粒度以细—中粒为主,杂基为铁泥质和泥质(2%～10%),胶结物以方解石(3%～15%)为主,粘土矿物以伊利石、绿泥石和伊/蒙混层为主,不含高岭石,伊/蒙混层中的蒙皂石含量一般为15%～20%,主要的孔隙组合为溶蚀孔—残余原生粒间孔,占储集空间总量的50%～90%,其次为微孔隙及构造缝,总体属于低孔低渗—特低孔特低渗储层。综合分析了该储层的岩性特征、古构造背景和沉积环境后认为:阶段性地前陆逆冲推覆构造作用对沉积旋回性、水体盐度变化及物源区距离变化的控制至关重要;构造活跃期扇三角洲前缘环境下的差分选中—粗砂岩、近源快速堆积下的高岩屑含量、干旱咸湖下的高碳酸盐胶结、早成岩期相对深埋—后期持续快速深埋压实作用,是特低孔低渗储层的主要成因;高产能储层的发育是构造平缓期辫状河三角洲前缘环境下的好分选中—细砂岩、早期表生溶蚀及弱碳酸盐胶结作用、晚期构造破裂的复合作用、叠加效应的结果。

合肥盆地与大别—张八岭造山带的耦合关系

现今所见的大别—张八岭造山带是自印支期以来才形成的,其形成与演化对中、新生代合肥盆地的性质与演化起到了明显的控制作用。合肥盆地中、新生代不同时期的盆地类型及其改造形式与大别—张八岭造山带的活动形式存在密切的耦合关系:a)印支期(中晚三叠世)合肥盆地处表现的冲断改造与扬子板块—华北板块最终碰撞拼合并形成大别—张八岭造山带的同碰撞挤压逆冲造山相耦合;b)侏罗纪合肥类前陆盆地的形成与扬子俯冲板块的折沉所引发的大别—张八岭造山带的强烈浮力底辟造山隆升及扬子—华北陆块的进一步拼合挤压造山作用相耦合;c)早白垩世合肥滑覆-走滑复合盆地的形成与大别造山带的热隆伸展及张八岭造山带的走滑活动相耦合;d)晚白垩世早期合肥盆地大部表现为冲断改造及北东部形成坳陷盆地与大别造山带热隆伸展及张八岭造山带弱挤压作用相耦合;e)晚白垩世晚期—早第三纪张扭性裂陷盆地的形成与大别—张八岭造山带的造山后塌陷及断块差异升降运动相耦合;f)渐新世喜马拉雅运动主幕以来的大别—张八岭造山带总体表现为弱挤压-压扭造山隆升及逐渐被剥蚀夷平并为合肥盆地晚第三纪—第四纪坳陷型沉积提供物源。

柴达木盆地西南区古近系及新近系砂岩储层

根据40余口钻井的岩石学资料，较系统地描述了柴达木盆地西南区古近系及新近系的砂岩储层特征及其主要影响因素。(1)砂岩储层的岩石(矿)成分在时空上呈现规律性的变化。在研究区东南和西北两侧，砂岩成分成熟度和结构成熟度均比中部地区明显偏低；从古近系到新近系，砂岩的成分成熟度和结构成熟度均逐渐降低。砂岩储层岩石学的这种变化明显地影响到其储集性能，造成本区东南和西北两侧砂岩储层性能比中部地区差。(2)砂岩储层的孔隙类型以原生孔隙为主。前人多数认为本区古近系及新近系砂岩储层的孔隙类型以次生孔隙为主，尤其是下干柴沟组，主要发育次生孔隙。作者认为本区古近系及新近系砂岩储层以原生孔隙为主，其次为胶结物溶孔和碎屑颗粒溶孔，次生孔隙仅在有限程度上改善了砂岩的储集性能。(3)压实作用的差异性是影响储集性能的主要因素，其次为胶结作用。压实作用的大小受埋藏深度和岩性的影响，也与储层的埋藏方式有关。砂岩储层中的胶结物以方解石和硬石膏为主，也见少量方沸石。不同层段砂岩中的方解石胶结物含量为4.0％～16.0％，局部地区硬石膏胶结物含量可达11.5％～28.0％，成为影响储集性能的主要因素。

黄骅坳陷上古生界油气成藏史数值模拟

成藏史数值模拟是通过对成藏温度及成藏诸要素(生、储、盖、运、圈、保)的模拟来研究油气聚集规律,确定成藏主控因素。对黄骅坳陷孔西潜山埋藏史、地热史、生储盖发育史和排烃史的研究表明,上古生界煤系烃源岩主要形成两期油气藏,第一期油气成藏发生在晚侏罗世—早白垩世,该期生烃量有限,成藏规模较小;第二期成藏始于早第三纪且持续至今,是黄骅坳陷的主要成藏期。对上古生界石炭—二叠系成藏条件的综合研究表明,以孔西潜山为代表的黄骅坳陷的成藏主控因素是生、排烃史和构造发育史的匹配以及成藏后的保存条件,次要因素是储集层和盖层条件。

陆相层序界面的物质表现及成因类型——以鄂尔多斯盆地中生界为例

根据野外露头、钻井岩性剖面和地球物理资料等,在鄂尔多斯盆地中生界可识别出的层序界面有古暴露剥蚀面、不整合界面、河流回春作用面、冲刷侵蚀面、岩性与岩相转换面、上超面、最大湖泛面。在详细讨论各类型界面特征的基础上,将成因划分为:构造运动造山侵蚀不整合界面、升隆侵蚀不整合界面、暴露不整合界面、冲刷侵蚀不整合界面、最大湖泛沉积界面5种类型。

塔里木盆地西部石炭系生屑灰岩段沉积环境与优质储层关系

从沉积环境入手，依据岩心、铸体薄片、扫描电镜等资料，并结合区域地质背景对塔里木盆地西部麦盖提斜坡西段下石炭统巴楚组生屑灰岩段进行了研究，指出该区生屑灰岩段优质储层的岩性为粉晶白云岩、泥粉晶白云岩及灰质白云岩；储集空间以孔（晶间孔、晶间溶孔、鸟眼孔）＋构造溶扩缝组合为主；孔隙结构具有粗歪度，分选好的特点，排驱压力一般小于0．5MPa，最大孔喉半径一般为1．5～20μm，平均孔喉半径大于0．5μm，最大可达7μm；孔隙度为8％～29．6％（均值10．4％），渗透率一般为（0．1～68．4）×10^-3μm。（均值2．6×10^-3μm^2），属中孔中渗一高孔中渗（Ⅰ-Ⅱ类）储层。认为蒸发台地潮上含膏云坪及潮间带上部灰云坪环境是优质储层发育的先决条件，白云岩化、准同生大气淡水溶蚀作用、海西期构造裂缝一油气注入对储层的储集空间发育、连通、保存起到主要的建设作用；优质储层的分布纵向上受控于沉积环境，集中发育在生屑灰岩段的上部～顶部的蒸发台地相带，厚度1～5m，横向上受控于早石炭世晚期群苦恰克古隆起，沿古隆起既是优质储层发育的有利成岩相带（准同生白云岩化、大气淡水溶蚀），也是油气勘探的重点目标区。

塔里木盆地群苦恰克地区泥盆系东河塘组下段储层特征及控制因素

从储层的微观特征入手,通过对岩石的铸体薄片、扫描电镜、物性等资料分析，结合区域地质特征研究认为：群苦恰克地区东河塘组下段为一套临滨-前滨相砂岩，以细粒石英砂岩、极细．细粒岩屑石英砂岩为主，结构成熟度及成分成熟度高，储集空间组合以残余原生粒间孔＋粒内溶蚀孔为主．储层孔隙度一般为4％-14％,平均7．92％，渗透率一般小于0．110^3-1．0×10^-3 μm^2，平均为2．41×10^-3 μm^2，总体属于Ⅳ-Ⅲ类储层，但在局部井区（群6、群4）存在相对优质的Ⅱ类储层．成岩压实、胶结作用是储层物性的主控因素，压实减孔一般19％-25％，平均达22．3％．胶结减孔量达3％-6％，致密胶结段可达9％-13％．相对优质储层的发育是多种地质因素共同影响作用的结果，其中刚性石英碎屑颗粒（70％-94％）的抗压实作用是基础．早期烃类流体注入及中弱程度的胶结作用是重要因素，粘土矿物薄膜的发育是关键．

渤海湾盆地南北两侧奥陶系古风壳储层的不同发育模式

根据渤海湾盆地北缘河北唐山赵各庄及盆地南缘山东新泰汶南两奥陶系古风化壳剖面较系统的研究,表明赵各庄剖面属于“潜山型”古风化壳,顶部垂直渗流带和水平潜流带总厚近200m,构成了古风化壳储层的主要层段;而南部汶南剖面则发育顺层“台地型”古风化壳,层间厚380余米的古岩溶带成为主要储层类型。认为构造作用强度、断裂发育、古地形、岩溶作用时间的差异是造成不同类型岩溶带的主要原因。两剖面古风化壳储层均以碳酸盐岩溶洞、溶孔和裂隙形成的复合储层类型为主。在储层预测上,“台地型”较“潜山型”更容易预测。建议渤海湾盆地进行奥陶系古风化壳岩性地层油气藏的勘探时,关注”潜山型”、“台地型”这两种不同类型的古风化壳储层。两种不同类型的古风化壳储层发育形式为渤海湾盆地奥陶系碳酸盐岩油气勘探提供了直观的对比模式。

河南商城地区石炭系胡油坊组潮坪沉积组合的发现及意义

通过对河南省商城地区出露的中石炭统胡油坊组的沉积特征研究、微量元素分析并结合古生态分析,首次提出胡油坊组属于较为典型的潮坪沉积组合,分别发育了潮下—潮间—潮上的进积型与退积型沉积相序列,主要发育潮道、潮间带混合坪—泥坪及潮上带沼泽亚相。胡油坊组是河南商城地区石炭系的主体部分,属于华北板块南缘合肥—北淮阳石炭-二叠纪弧后前陆盆地残留海相沉积;预测合肥盆地肥中断裂以南下伏相当层位应以浅海陆棚相为主,可能发育了较好生烃条件的暗色泥岩。综合分析认为,二郎坪—信阳—歪庙—六安断裂带是加里东晚期—海西早期北秦岭—北大别岛弧与华北陆块的碰撞缝合带,商丹加里东缝合带向东的延伸位置至少应该在北淮阳佛子岭群分布区以南。

柴达木盆地石泉滩地区下侏罗统小煤沟组砂岩储层演化特征

近几年柴达木盆地石泉滩地区下侏罗统小煤沟组厚层砂岩储层中油气的发现使人们对其储层特征和成因机理引起重视。通过该区7口井的储层岩石学研究,认为小煤沟组砂岩储层主要为大气水淋滤溶蚀形成的次生孔隙储层,溶蚀作用的程度决定了储集性质的优劣。储层经历了早侏罗世的弱压实阶段、中侏罗世至白垩纪的大气水淋溶阶段、古近纪的强压实阶段和新近纪的抬升保持阶段。弱压实阶段的成岩压实量约5.5%-6.5%;大气水淋溶阶段形成发育的溶蚀孔隙,其增孔量在4.6%-16.5%,同时伴随蒙脱石矿物的形成;强压实阶段使砂岩的成岩压实量达到19.0%-21.5%,此外有少量方解石析出,该阶段是砂岩原生孔隙的主要消失时期;新近纪储层发生抬升,储层特征基本保持不变。中侏罗世至白垩纪的大气水淋滤溶蚀和古近纪的强烈压实是该区储层成岩演化的两个重要阶段,它决定了储层的成因类型及储集性质。

鄂尔多斯盆地坪桥区上三叠统长6特低渗油藏孔隙结构特征及其影响因素

为了揭示储层的微观结构,为改善开发效果提供依据,通过岩心观察、铸体薄片、扫描电镜、阴极发光及粒度分析等方法对鄂尔多斯盆地坪桥区长6油层组特低渗储集砂岩的孔隙结构及其影响因素进行了研究,结果表明:长6油层的孔隙类型以残余粒间孔和次生溶孔为主,孔隙结构主要为中孔细喉型和小孔细喉型,孔隙结构的特征主要受到压实压溶作用、胶结作用和溶蚀作用的影响,压实压溶作用、胶结作用使孔隙度降低,溶蚀作用形成次生孔隙使孔隙度回升。

塔里木盆地麦盖提斜坡西段石炭系生屑灰岩段旋回划分及意义

从露头剖面及钻井岩芯、电性特征入手,结合区域地质背景认为:麦盖提斜坡西段石炭系生屑灰岩段横向展布相对稳定,夹在上下两套泥岩(或膏质泥岩)之间,呈连续沉积过渡,电测曲线为低伽玛值、高电阻率值,形态总体呈箱形。生屑灰岩段在岩性、电性特征上均具明显的成段性,自下而上具有四次旋回性(相当于五级层序)。Ⅰ旋回层主要为灰质云岩夹膏质灰岩、泥质云岩,电阻率、自然伽玛曲线呈漏斗型,与下伏及上覆地层均呈突变过渡;Ⅱ旋回层主要为含泥灰岩、泥晶灰岩,自然伽玛、电阻率曲线均呈鼓型、箱型特征,与上覆地层呈突变过渡,电阻率曲线幅值相对较高;Ⅲ旋回层主要为泥晶灰岩、泥质灰岩、云质灰岩夹生屑灰岩,电阻率、自然伽玛曲线呈低幅度锯齿型,自然伽玛幅度相对较高,电阻率幅值相对较低,与上覆地层均呈渐变过渡;Ⅳ旋回层以白云岩、灰质云岩为主,电阻率及自然伽玛曲线呈复合钟型特征,与上覆地层均呈突变接触。地层精细划分对比有助于更好地认清生屑灰岩段在纵横向的变化规律,进一步突出有利储集区(琼002—群6井)及有利储集层段(Ⅳ旋回层),为下一步的勘探夯实理论基础。