渤海黄河口东洼古地貌对沉积相的控制作用

根据最新的三维地震数据,结合钻井、岩心、壁心等资料,梳理了黄河口东洼渤南低凸起和莱北低凸起物源区沙一段沉积时期的古地貌,探讨了物源和古地貌(坡折、沟谷)等对沉积砂体富集差异性的控制作用,明确了古地貌控制作用下的沉积相类型和展布规模。研究表明:渤南低凸起为陡坡型物源,母岩岩性以前寒武系花岗岩为主,易于风化剥蚀,沟谷发育,砂体富集程度高,物源规模大,砂体范围广;莱北低凸起为缓坡型物源,主要发育前寒武系花岗岩、中生界安山岩和中生界凝灰岩,有效物源区面积小,供源能力弱,沟谷不发育,发育的辫状河三角洲规模较小。母岩类型是寻找优质富砂储层的关键,水流携带富砂沉积物通过古沟谷通道富集于地貌低势的洼陷区,富砂的辫状河三角洲是勘探的有利区带。     

渤中凹陷西北缘边界断层面特征与油气成藏

为解释渤中凹陷西北缘陡坡带边界油气分布的差异性并预测油气藏的分布,利用三维地震、钻井、测井和分析化验等资料,探讨了该地区断层面形态对油气运移和聚集的影响。结果表明：剖面上,渤中凹陷西北缘烃源岩之上的边界断层面形态主要以铲式下凹型和座椅式下凸型为主,且均表现为上陡下缓的特征;平面上,边界断层面主要发育汇聚型、发散型、均匀型和复合型等4种类型。汇聚型和复合型的位置为油气优势运移方向,当汇聚型断层面转折带的坡度小于33°时,油气易在古近系地层成藏;反之,油气易在新近系地层成藏;而复合型断层面以座椅式为主,油气易被封堵在古近系并在座椅面附近及以下成藏。该研究对油气分布的预测具有一定的指导意义。     

渤海海域深层沙一段混积岩优质储层成因——以渤中13-A构造为例

渤海海域深层储层物性一般较差,油气产能较低,但在渤中13-A构造埋深大于4 000 m的沙一段中钻遇了混积岩优质储层,并获得高产.为了揭示深层混积岩优质储层的成因,利用岩芯、铸体薄片、物性、碳氧同位素及流体包裹体等资料,对渤中13-A构造深层沙一段混积岩优质储层的发育特征和成因进行了研究,认为有利储层主要分布在盆内水下...     

岩屑的有机酸溶蚀实验及验证——以渤中凹陷CFD6-4油田东营组为例

以渤中凹陷CFD6-4油田东营组岩屑为研究对象，在3种温度和压力条件下进行有机酸溶蚀模拟实验，比较不同类型岩屑的溶蚀作用强弱，并探讨溶蚀差异性的原因。研究结果表明：①不同类型岩屑中的溶蚀矿物成分主要是长石，其次为石英；②质量损失量、pH值变化及溶出离子质量浓度均随温度增高而增大，说明岩屑的溶蚀作用与温度呈正相关，表面微观形貌观察也证实了这一现象；③最易溶蚀的岩屑类型为流纹岩、安山岩，其次为花岗岩和片麻岩，板岩及片岩较不易溶蚀，千枚岩最不易溶蚀，造成溶蚀差异的主要原因是岩性、岩相以及易溶物质的含量；④利用CFD6-4油田东营组岩屑溶蚀情况及其与储层物性的关系，验证了实验结果的可信性。由实验结果和研究区实际情况可知，以流纹岩和安山岩为主要岩屑类型的地区，在酸性流体作用下更易形成次生溶孔从而改善储层物性。     

石臼坨凸起陡坡带东三段扇三角洲砂体成岩作用定量表征

为了明确成岩作用对石臼坨凸起陡坡带东三段扇三角洲砂体的控制作用,利用岩心观察、铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、岩石物性测试及包裹体等多种资料,分析了研究区砂体成岩演化规律、成岩作用强度和成岩改造孔隙度并利用"反演回剥法"以成岩演化序列为约束,根据铸体薄片中各种自生矿物和溶解孔隙的面积百分比,定量计算压实作用后各期成岩作用强度。研究结果表明:研究区东三段扇三角洲砂体目前处于中成岩B期,成岩演化序列为压实作用→早期碳酸盐胶结→长石、岩屑、碳酸盐胶结物溶蚀/高岭石胶结→石英加大→晚期碳酸盐胶结;压实作用导致目标样品面孔率损失率为34.86%,成岩早期菱铁矿胶结和晚期含铁碳酸盐矿物胶结导致面孔率损失率为12.29%,以高岭石为主的黏土矿物胶结导致面孔率损失率为42.68%,溶蚀作用使得面孔率增加率为22.21%;沉积物源中高刚性颗粒含量有助于原生孔隙的保存,以中酸性火成岩碎屑为主的易溶成分是溶蚀作用发生的主要对象;物源是形成优质储层的先决条件,后期酸性流体对易溶组分的溶蚀有效改善了砂体物性。定量表征成岩演化过程,明确物性差异主控因素并有效恢复砂体孔隙度演化史,对指导渤海海域内深层油气勘探具有重要意义。     

渤中凹陷深层渤中19-6构造大型凝析气田的发现及勘探意义

渤海海域渤中凹陷深层具有大型天然气田形成的良好地质条件,渤中19-6大型凝析气田是渤海湾盆地迄今发现的最大的天然气田,储量超千亿立方米。利用大量岩心、薄片、测井及地球化学资料,对渤中19-6构造深层天然气成藏条件进行了系统分析。研究表明,渤中凹陷深层具有巨大的生气潜力,是大型凝析气田形成的物质基础;区域性稳定分布的东营组和沙河街组巨厚超压泥岩为大型凝析气田的保存提供了良好的封盖条件;首次在渤海湾盆地古近系孔店组发现巨厚裂缝—孔隙型砂砾岩储层,突破了在凹陷区深部寻找厚层砂砾岩储层的禁区,大大拓展了古近系油气勘探领域;通过对太古宇深埋变质岩潜山优质储层形成机制进行分析,提出多期次动力破碎作用使潜山内幕发育大规模裂缝体系和动力破碎带,是变质岩优质储层形成的关键。这些认识指导了渤中19-6构造大型凝析气田的发现,实现了渤海海域天然气勘探的突破,对渤海湾盆地深层天然气勘探具有重要指导意义。     

秦南凹陷陡坡带Q29构造含CO_2凝析气藏储层特征及成因

秦南凹陷陡坡带Q29构造含CO_2凝析气藏,片钠铝石不发育,物性好,与传统含CO_2储层有较大差别。通过偏光显微镜、扫描电镜、X射线衍射、同位素分析等,明确了CO_2成因,含CO_2储层特征及储层高孔渗成因。研究区CO_2质量分数为25%~59%,δ~(13)C(CO2)(值为-5.2‰~-6.4‰(PDB),R/Ra为3.9~4.4,具有明显的岩浆-幔源特征;CO_2热流体侵位后成岩共生组合为次生加大石英+自生石英+自生高岭石;CO_2热流体侵入后加剧了溶蚀作用,含CO_2储层段次生孔隙比例较高;与同成岩阶段不合CO_2的储层相比,自生高岭石相对含量高,伊利石相对含量低;CO_2热流体对碳酸盐胶结物溶蚀并重新分配,有利于主储层段物性改善;由于受多期酸性流体侵位影响,储层中片钠铝石含量低、结晶差,对储层物性影响小。上述原因是含CO_2储层高孔渗的主要原因。     

渤海海域渤中地区烃源岩封闭金管热解模拟生烃实验研究

选取渤海海域渤中地区沙南凹陷沙三段、沙一段和东三段烃源岩各1个样品,秦南凹陷沙三段烃源岩2个样品,进行封闭金管加水热解实验。烃源岩样品为湖相泥岩,有机质丰度高,干酪根类型为Ⅰ型,且处于低熟阶段。烃源岩矿物组成以黏土矿物为主,方解石、石英和长石也占有相当的比重。热解过程涵盖了主要的生油阶段,沙三段、沙一段和东三段烃源岩平均生烃活化能集中分布在219~222 kJ/mol,同一凹陷不同层系、不同凹陷同一层系差别不大,但黏土矿物含量较低和方解石含量较高的样品平均活化能略偏高。封闭热解生烃高峰C₁₄₊液态烃产物碳同位素相比原岩沥青“A”碳同位素增重幅度可达11.3%,应用低熟源岩沥青“A”碳同位素进行油源对比时须谨慎。残余固体总有机碳损失可达48%,对原本有机质丰度高和类型好、现处于高演化阶段的烃源岩评价时,有必要进行有机质丰度和类型的恢复。      

渤东低凸起L3构造东营组含煤地层低渗储层特征及成因

渤东低凸起东营组储集层以低渗为特征,低渗成为制约该区东营组勘探的重要因素。通过多种分析测试方法,研究了渤东低凸起L3构造东营组低渗储集层特征,探讨了低渗储集层成因。L3构造东营组储集层砂岩溶蚀作用发育,斜长石含量低,碳酸盐胶结物含量低,高岭石含量高,石英加大明显。储集层主要以中孔低一特低渗为主,孔径小,连通差,吼道窄,排驱压力大。微量元素分析表明,研究区东营组沉积时为淡水环境;测井和岩心观察证实,地层中含多层碳质泥岩和煤层。早期腐殖酸的溶蚀作用,造成低温下不稳定的斜长石大量溶蚀,这些溶蚀孔隙在后期深埋过程中受压实和成岩作用影响被复杂化、细小化是储集层低渗的主要原因。早期碳酸盐胶结物少,岩石抗压实能力差也是储层低渗的重要原因。     

低渗透储层类型划分及储层敏感性主控因素——以渤海海域古近系为例

利用岩石薄片鉴定、扫描电镜分析、储层敏感性实验等多种分析手段，对渤海海域低孔低渗储层的类型进行了详细划分，并对各类储层发育段的储层敏感性特征及其对应的黏土矿物特征、含量和分布规律进行了详细研究，分析了不同沉积条件对储层敏感性的影响。研究结果表明，渤海海域低渗透储层可划分为富高岭石型、富伊利石型、富绿泥石型、碳酸盐致密胶结型。通过将低渗透储层成因与储层敏感性建立关联，提出了储层敏感性主要受控于母岩类型、古气候条件、沉积微相3个因素：①母岩类型对研究区古近系碎屑岩储层演化起决定性影响。研究区主要具有3种类型的母岩：以中基性火山岩为母岩的碎屑岩储层、以中酸性火山岩为母岩的碎屑岩储层为火山碎屑-高岭石型、以变质岩为母岩的碎屑岩储层为伊利石型。②古气候条件对储层敏感性起到了重要影响。③沉积微相直接影响黏土矿物分异，沉积微相还间接影响后期成岩作用。