赤水地区下三叠统嘉陵江组嘉二1—嘉一段及嘉五1亚段沉积相分析

贵州省赤水地区下三叠统嘉陵江组的沉积相属于陆表海碳酸盐台地沉积,本文结合野外露头及井下钻遇情况,划分出了多种沉积相类型,指出滩亚相及云坪微相是本区有利于嘉二1-嘉一和嘉五1 层段油气储层发育的沉积相带,并以"单因素分析多因素综合作图法"为参考,得出嘉二1层段的分岩类厚度百分含量分布趋势,在此基础上对嘉二1-嘉一和嘉五1层段等储层有利层段的沉积相进行了分析.研究表明,除去宝元构造东南部、五南构造、太9井区及雪1井区外,区内大部分地区嘉二1-嘉一层段都发育较为储层有利的云坪微相,部分地区同时发育嘉一段顶部的滩亚相.嘉五1云坪微相的发育情况显示出南东方向较北西方向为好,其中宝元构造中南部最好,旺隆构造次之,雪柏坪构造推测应较好,太和、五南构造较差.台内滩沉积则仅局限于旺隆构造的旺12、旺6井附近.     

蜀南长垣坝构造带嘉陵江组储层特征

近年来蜀南嘉陵江组勘探获得重大突破,表明长垣坝构造带嘉陵江组仍有一定的勘探潜力。通过储层岩性、储集空间、物性及储层分布特征的研究,确定出长垣坝构造带储层分布有以下特征：纵向上由多套储层组成,分布位置较稳定,其单层厚度变化较大;平面分布上,嘉四～嘉三储层分散,嘉二储层和嘉二～嘉一储层连片分布。长垣坝构造带嘉陵江组主要发育Ⅱ类和Ⅲ类储层,Ⅲ类分布广泛,Ⅱ类分布分散。     

ZC地区嘉四~1—嘉三碳酸盐岩储层非线性预测

基于碳酸盐岩储层裂缝系统岩石物理实验研究,裂缝系统具有明显非线性特征,采用裂缝非线性预测技术对ZC构造嘉四1-嘉三储层裂缝发育带进行精细刻画。ZC构造嘉陵江组嘉四1~嘉三储层裂缝展布分为三个带,两个主要裂缝发育区块,并分为五级,裂缝展布特征与构造特征及断层分布密切相关。应用地震优化非线性反演方法对嘉四1-三段储层过井剖面进行了速度反演,获得了高分辨率速度反演剖面,清晰而详细地反映了嘉四1-三段储层的变化特征,有效地提高了储层预测效果,实际钻探证明,研究区有效裂缝富集区与天然气富集区具有对应关系;在利用构造特征、地震反射特征、速度特征及非线性参数特征对嘉四1-嘉三储层预测研究的基础上,为研究区的勘探开发提供科学基础与依据,具有重大的实际经济意义。     

塔河油田西南部地区中—下奥陶统碳酸盐岩储层缝洞发育特征与分布

岩溶-裂缝是塔河油田西南部地区上奥陶统覆盖区中—下奥陶统碳酸盐岩储层主要储集空间类型。依据岩心观察、显微镜薄片鉴定、扫描电镜、钻井、深浅侧向和FMI成像测井等资料,综合识别了中—下奥陶统储层裂缝和孔洞发育段,认为该区储层缝洞发育特征与塔河油田主体区有较大的不同,其主要的储集空间类型为半充填—未充填的构造缝和溶蚀扩大缝,且以高角度斜裂缝和垂直裂缝为主,低角度裂缝较少;微裂缝和中缝发育,大裂缝和孔洞总体不发育,利用储层多因素综合评价方法指出了研究区内裂缝和孔洞发育的有利地区。     

塔河油田盐体覆盖区奥陶系储层发育特征及主控因素研究

塔河盐下地区储层分布特征为奥陶系裂缝发育程度较高，溶蚀孔洞和半-未充填的高角度构造缝、溶蚀缝是本区最主要的储集空间类型．大型洞穴发育程度低于土体区，最主要的储集层类型为孔洞。裂缝型或裂缝-孔洞型储层．该区西部储层发育程度优于东部，本区有利储层多呈近NS条带状（或指状）展布；中下奥陶统上部储层发育程度高于下部；中下奥陶统储层发育程度高于上奥陶统良里塔格纽．控制盐下奥陶系储层发育与展布的主要因素是构造变形作用、加里东中期岩溶和沉积相．     

致密砂砾岩储层裂缝形成及储层评价:以黄河口凹陷沙二段为例

研究致密储层裂缝的特征、成因及控制因素对储层有效评价和优质储层预测具有重要意义。利用岩心、铸体薄片、普通薄片、钻井中途测试(DST)、测井、地震等资料,对研究区沙二段特低、超低孔-超低渗砂砾岩储层裂缝特征进行了分析,探讨了裂缝发育的主控因素,并对储层进行了分类评价。结果表明:(1)研究区发育构造缝、原生缝和成岩缝。(2)构造缝多尖灭于其他裂缝,多呈半充填-未充填状,连通性较好,将储层渗透率提高了2～4个数量级;原生缝和成岩缝大多呈全充填状,有效性较差。(3)构造缝受抬升褶皱与沉积因素影响,背斜轴部与水下分流河道底部沉积微相的叠合区是最有利的构造缝形成区带,构造缝形成早于主成藏期;原生缝、成岩缝等早期裂缝的发育提供了应力薄弱带,有利于晚期构造缝的形成。(4)利用常规测井数据和矿物成分2种方法计算储层的脆性,结果显示脆性越大裂缝越发育,两者相关性较好。(5)测试资料、裂缝刻画及孔隙结构分析表明裂缝发育带储层质量最好,发育Ⅰ类储层,次裂缝发育带Ⅰ和Ⅱ次之,致密带储层质量最差。     

吴旗探区长61储层构造裂缝特征及分布规律

吴旗地区主力油层为上三叠统延长组长6¹,属于特低渗储层。根据研究区露头地层、钻井岩心及岩石薄片实物资料,同时利用古地磁岩心定向方法,对研究区构造裂缝进行了详细的定性-定量化观测描述和统计。研究认为,吴旗地区长6¹储层主要发育NE向和NW向高角度的区域性共轭构造裂缝系统。储层段岩心构造裂缝密度为0.4~1.90 条/m,构造裂缝以偏张性为主,充填较为严重（约占57％）,无效裂缝居多（约占68％）。在此基础上,以构造裂缝观测值为依据,通过构造应力场有限元数值模拟,综合岩石破裂法和能量法,建立了裂缝预测数学模型,对长6¹储层构造裂缝分布和发育规律进行了定量预测研究,指出了裂缝发育区、次发育区和不发育区;同时,预测了张、剪裂缝发育方位,为吴旗地区低渗透储层石油进一步勘探部署和区块合理开发提供了地质依据。     

王府断陷火石岭组火山岩储层裂缝特征与分布规律

以岩芯裂缝和薄片资料为基础,结合成像测井技术和地震资料研究王府断陷火石岭组火山岩储层裂缝特征及分布规律。该区火山岩储层发育原生裂缝和构造-后生裂缝,原生裂缝张开度小,对改善储层意义不大;而构造-后生裂缝张开度大,延伸较远,能提高储层的储渗能力。通过FMI成像测井可识别出高导缝、高阻缝、微裂缝和钻井诱导缝,其中高导缝和微裂缝一般为有效裂缝。根据高导缝走向和构造特征,将研究区火山岩储层裂缝分为3个区:北部区、中部区和南部区,其中北部区和南部区受顺直断裂控制,高导缝具有两个优势走向;中部区受交叉断裂控制,高导缝为一个优势走向。中部区裂缝平均密度最高,倾角属性也显示为有利裂缝区,可以作为勘探和井位部署的重点区域。     

鄂尔多斯盆地镇原-泾川地区三叠系延长组构造裂缝分布定量预测

根据露头地层、钻井岩心、岩石薄片等对构造裂缝进行了详细观测统计,分析了镇原-泾川地区三叠系延长组储层构造裂缝的基本特征、力学构成和成因。以研究区目的层构造裂缝的实际情况为依据,以有限元数值模拟方法为基础,应用岩石破裂法,对延长组构造裂缝分布和发育程度进行了初步定量预测研究,为鄂尔多斯盆地镇原-泾川地区石油勘探提供了有利区评价依据。      

黔北凤冈二区块下志留统石牛栏组储层特征研究

黔北凤冈二区块石牛栏组广泛发育台地边缘浅滩相沉积,生物礁灰岩、生物碎屑灰岩为储层发育的有利层段。文章通过扫描电镜、薄片观察、孔渗和压汞实验,发现研究区内储层虽然有孔隙不发育,孔隙度和渗透率较低,孔隙的分选性较差,孔喉较粗等特点,但其构造裂缝较为发育,裂缝孔隙度较高,使其具备有形成裂缝型油气藏的条件;对储层的影响因素和勘探前景进行的分析表明：在黔北地区的石牛栏组裂缝较为发育,构造保存条件和烃源岩层发育较好的地段具备形成天然气藏的条件,且以凤冈残留向斜为石牛栏组储层勘探的有利部位。     

Petroleum geology and exploration direction of gas province in deepwater area of North Carnarvon Basin,Australia

North Carnarvon Basin is a gas province with minor oily sweet spots in deepwater area with water depth more than 500 m, which is one of the hot spots of global petroleum exploration for its series of giant hydrocarbon discoveries in recent years. However, the degree of oil and gas exploration in deepwater area is still low, and the conditions for oil and gas accumulation are not clear. Based on the current exploration situation and latest database of fields, applying multidisciplinary analysis of hydrocarbon geology, hydrocarbon accumulation elements and its exploration direction of North Carnarvon Basin in deepwater area are analyzed. The results show that there are three sets of main source rocks in deepwater area of North Carnarvon Basin, which are Triassic marine shale in Locker Formation and delta coal-bearing mudstone with thin carbonaceous mudstone in Mungaroo Formation, Lower –Middle Jurassic paralic carbargilite and coal measure strata in Athol Formation and Murat Formation, Cretaceous delta mudstone in Barrow Group and marine shale in Muderong Formation. Most source rock samples show gas-prone capability. The coarse sandstone of delta facies in Middle–Upper Triassic Mungaroo Formation is the most important reservoir in deepwater area, Lower Cretaceous Barrow Group deep-water gravity flow or underwater fan turbidite sandstone is the secondly main reservoir. Lower Cretaceous marine shale in Muderong Formation is most important regional caprock. Triassic mudstone in Mungaroo Formation is an important interlayer caprock in deepwater area. There are two main reservoir accumulation assemblages in deepwater area, one is Triassic structural-unconformity plane reservoir accumulation assemblage of Locker Formation to Mungaroo Formation, and the other is Lower–Middle Jurassic Athol Formation and Murat Formation–Lower Cretaceous stratigraphic lithology-structural reservoir accumulation assemblage of Barrow Group to Muderong Formation. There are three main control factors of hydrocarbon Accumulation: One is coupling of source and seal control hydrocarbon distribution area, the second is multi-stage large wave dominated deltas dominate accumulation zone, the third is direction of hydrocarbon migration and accumulation in hydrocarbon-rich generation depression was controlled by overpressure. The south of Exmouth platform in deepwater area is adjacent to hydrocarbon rich depression zone, reservoir assemblage is characterized by “near source rocks, excellent reservoir facies, high position and excellent caprocks ”, which is the main battlefield of deepwater oil and gas exploration in North Carnarvon Basin at present. There are a lot of fault block traps in the northern structural belt of Exmouth platform, and the favorable sedimentary facies belt at the far end of delta plain in Mungaroo Formation is widely distributed, which is the next favorable exploration zone. The Lower Cretaceous, which is located at the concave edge uplift adjacent to the investigator depression and the Exmouth platform, also has a certain exploration prospect in northwest of deepwater area.     

准噶尔盆地红山嘴地区三叠系克下组辫状河沉积特征

为阐明红山嘴地区三叠系克下组沉积相类型与特征,利用岩心、测井录井、粒度等资料,采用岩石学特征分析、岩心特征观察、岩相划分与垂向序列分析等多种手段和方法,对克下组沉积环境和沉积序列进行了深入研究。结果表明:研究区克下组以砾岩、粗砂岩及粉砂质泥岩为主,成熟度低,粒度范围大;识别出8种典型岩相,3类岩相组合;确定克下组为辫状河沉积,发育辫状河道、心滩、漫溢、泛滥平原4种沉积微相;最后,建立了该区克下组受洪流控制的近源间歇性强水动力辫状河沉积模式,为红山嘴地区克下组油气储层的研究提供借鉴。     

四川盆地北部地区飞仙关组鲕粒滩地震响应特征与分布预测

井下钻探和地震资料显示表明四川盆地北部下三叠统飞仙关组发育多套鲕粒滩储层, 该套储层也是飞仙关组主要的天然气产层.通过鲕粒滩储层发育段井震标定, 并结合鲕粒滩储层地震正演数字模型分析结果, 建立了飞仙关组不同层段鲕粒滩储层发育所对应的4种地震响应模式, 总结了不同地区鲕粒滩储层地震响应的异常特征.在此基础之上分别对飞仙关组一段、二段、三段开展连片二维地震测线地震相分析, 通过地震相与沉积相对应关系分析, 恢复四川盆地北部地区飞仙关组一段、二段、三段沉积相特征, 综合鲕粒滩储层地震异常特征与沉积相分布区, 预测了飞仙关组鲕粒滩储层在该地区的分布特征.飞仙关组一段、二段存在环陆棚相的台地前缘斜坡-台地边缘鲕滩相-开阔台地相沉积体系, 台地边缘鲕滩相在陆棚相东、西两侧沿北西向呈条带状展布, 分布面积大于4400km², 飞仙关组三段全区演变成开阔台地沉积, 鲕粒滩分布广阔, 主要分布在龙岗-元坝、剑阁、九龙山、河坝-黑池梁、普光-铁山坡等大部分地区, 面积达15000km², 因此, 四川盆地北部下三叠统飞仙关组鲕粒滩气藏勘探潜力巨大.     

川东建南地区飞仙关组地震储层预测

利用三维地震资料,采用属性分析、波阻抗反演及厚度预测等技术对建南地区开展储层预测工作.建南地区下三叠统飞仙关组厚400～550m,划分为四个段,其中飞三段是主力产气层系,储层类型以孔隙型为主,局部发育孔隙-裂缝型,属于特低孔、(特)低渗储层.飞三段的沉积环境主要为开阔台地、台地边缘浅滩及台缘斜坡相带.研究区内普遍发育鲕...     

地球内部物质物性的原位高温高压研究：大体积压机与同步辐射源的结合

四川盆地是一个大型复合含气为主、含油为辅的叠合盆地。多旋回的沉积演化过程,孕育了多套海相、陆相烃源岩,且不同区域发育不同成因类型的烃源岩。目前下寒武统、志留系、下二叠统、上二叠统和上三叠统五套主要烃源岩均已进入高演化阶段,并以成气为主。由于多阶成烃、混源聚集和后期遭受TSR次生蚀变等成藏过程的复杂性使得天然气组分较干、碳同位素组成复杂,常规方法进行气源对比较困难。文中在对四川盆地沉积演化背景分析的基础上,通过对有效烃源岩发育特征和分布规律的探讨,分区域进行了气藏的分析,特别是对天然气组分、非烃组成(H2S、CO2、N2等)和碳同位素等资料综合研究的基础上,基本确定了各区块各含气层系的主力源岩。认为川东主力产层石炭系、三叠系和二叠系的气源分别为志留系、上二叠统龙潭组和下二叠统;川南气区震旦系灯影组、寒武系、二叠系和三叠系产层的气源分别主要来自下寒武统,上、下二叠系源岩;川西气区侏罗系和三叠系须家河组主产层的气源主要来自三叠系须家河组煤系烃源岩,下二叠统和嘉陵江组产层气源则可能主要来自二叠系;川中主要为产油区,下侏罗统自流井群原油应来自侏罗系源岩,浅部层系气源为上三叠统须家河组的陆相烃源岩,深部气藏则为寒武系烃源岩。由于川东北部烃源岩发育层数最多,且质量都较好,因此川东北部是烃类最富集的地区,也是勘探潜力最大的地区。     

四川盆地高含H2S天然气的分布与TSR成因证据

四川盆地是中国高含硫化氢天然气分布最集中的地区,目前已在震旦系(威远气田)、下三叠统飞仙关组(罗家寨、普光、渡口河、铁山坡、七里北)、嘉陵江组(卧龙河)和中三叠统雷口坡组(磨溪、中坝)发现了近10个高含硫化氢的大中型气田(藏),探明储量5000×108 m3.这些高含硫化氢气藏普遍经历过较大的埋深过程(储层经历过较高温度),储层上下或储层中间均发育有膏质岩类,且气源充足,具备硫酸盐热化学还原反应(Thermochemical Sulfate Reduction,TSR)发生的物质基础和热动力条件.从气藏地质特征以及天然气组成和碳、硫同位素等方面的证据表明,四川盆地中、下三叠统和震旦系气藏的硫化氢属于TSR成因.而且TSR对烃类的大量选择性消耗一方面导致天然气干燥系数增大,另一方面导致气藏充满度降低,气藏压力系数变小.     

营山地区上三叠统与中、下侏罗统油气源特征对比研究

从烃源岩特征、天然气组分、油气碳同位素、凝析油全烃和轻烃、储层沥青等方面对营山地区上三叠统和中、下侏罗统油气源特征进行了对比研究,阐明了营山地区上三叠统须家河组和中、下侏罗统油气的地球化学特征、成因和可能来源。研究表明营山地区上三叠统须家河组油气主要来自须家河组自身的煤系烃源岩,天然气以成熟腐殖型母质成因为主,而中、下侏罗统气藏产出的油气主要来自其自身的烃源岩。营山地区构造活动强烈,断层发育,使得部分井区中、下侏罗统产出的天然气特征与下伏产层极为相似,反映了断层对该井区附近的各层段有一定的沟通作用。中、下侏罗统地层在部分井区可能有上三叠统须家河组油气的侵入,须家河组烃源岩对中、下侏罗统油气成藏有一定贡献作用。     

四川盆地中三叠统-上三叠统马鞍塘组天然气藏特征和有利勘探地区

四川盆地中三叠统雷口坡组勘探已近40年,但迄今为止只发现了两个大中型气藏.近年来,雷口坡组钻井油气显示活跃,展示了良好的勘探前景.四川盆地中三叠统气藏储层主要位于底部雷一段、顶部雷三一雷四段,天然气主要来源于上二叠统龙潭组和上三叠统须家河组烃源岩,各气藏天然气组分特征也不尽相同,储集空间均以各类次生溶蚀孔隙为主,多为低...     

四川盆地河坝地区下三叠统嘉陵江组气藏储集层沉积特征与成岩作用*

利用录井、测井和地震资料,运用岩心观察、薄片观察以及扫描电镜等方法,结合孔隙度、渗透率、微量元素和同位素分析测试结果,对四川盆地东北部河坝地区下三叠统嘉陵江组二段气藏主要储集层段进行地层对比、沉积特征、储集层特征及成岩作用研究。结果显示:(1)河坝地区嘉陵江组二段顶、底界面特征清楚,可进一步划分为3个亚段,储集层主要发育在嘉二中亚段的白云岩中,总体为局限台地沉积,发育台内滩、潮坪和潟湖等微相,台内滩是储集层发育的最有利沉积微相,主要位于河坝区块的中部;(2)储集岩岩性主要为残余(藻)砂屑白云岩、细粉晶白云岩,孔隙类型主要以晶间(溶)孔和粒内溶孔为主,总体以低孔、低渗的Ⅲ类储集层为主,储集层空间类型主要为裂缝—孔隙型;(3)储集岩的成岩作用类型有泥晶化、溶蚀、胶结、白云岩化、压实压溶和破裂等,储集层的形成主要与准同生期的大气水溶蚀作用、深埋条件下的埋藏溶蚀作用以及构造裂缝的发育有关;(4)准同生期的大气水溶蚀作用是嘉二段颗粒碳酸盐岩孔隙发育的基础,白云岩化、埋藏溶蚀等埋藏成岩作用有利于孔隙的改善,微古地貌高地发育区及断裂、裂缝相对发育区可能为储集层发育有利区。     

四川盆地蜀南地区飞仙关组沉积格局与演化

通过对野外露头剖面、录井、测井等资料的综合分析,深入研究了四川盆地蜀南地区下三叠统飞仙关组的沉积格局、沉积相的类型、特征、分布及演化。认为本区飞仙关组以堆积海相陆源碎屑岩和碳酸盐岩及其两者的混合沉积为特征,属于混积台地类型,主要由潮坪、泻湖、台内滩相等组成。指出以鲕粒灰岩为代表的台内滩有利储集相带在纵向上具有明显的层位性,主要产于飞一段和飞三段,平面上集中分布于泸州古隆起区。