鄂尔多斯盆地西北部奥陶系气源及其成藏规律
摘要：为了分析鄂尔多斯盆地西北部奥陶系已发现气藏的气源，探讨该区奥陶系天然气藏的分布规律，综合利用地球化学实验分析与石油地质综合研究，对研究区天然气组分进行了分析。研究表明，研究区奥陶系天然气干燥系数在0．958～0．986。气源分析认为，奥陶系天然气主要为来自石炭系－二叠系煤系烃源岩生成的煤成气，但不排除有奥陶系海相气源的少量混入。奥陶系烃源岩分析结果亦支持这一结论。研究区奥陶系泥岩和碳酸盐岩的有机质丰度普遍不高。其中，泥岩有机碳含量以乌拉力克组为最高，平均为0．54％；其次是克里摩里组泥岩，平均0．52％；拉什仲组泥岩最低，平均为0．43％；灰岩有机碳含量3个组的平均值分别为0．35％，0．31％和0．25％。综合分析表明，鄂尔多斯盆地西北部奥陶系天然气藏的形成和分布主要受构造、储层、盖层、优质烃源岩及天然气运移通道5大因素控制，天然气主要富集在以下5要素的耦合处：斜坡高部位、溶蚀缝洞储层发育带、乌拉力克组－拉什仲组盖层分布区、优质烃源岩有利区及上古生界天然气“倒灌”运移通道发育区。四川盆地都匀运动不整合及其油气意义
摘要：都匀运动在贵州南部表现最明显，得到了广泛的研究和认可，关于这期构造运动在四川盆地内部的表现及其影响的研究较少。根据露头、钻井和地震剖面对不整合的刻画，发现在川中和川西地区上奥陶统宝塔组碳酸盐岩地层上、下存在明显的角度不整合，而二叠系与志留系之间几乎不存在角度不整合。由此认为，都匀运动是影响川中古隆起变形的关键构造运动，志留纪末的广西运动在川中乃至整个四川盆地无褶皱作用发生。都匀运动在川西北地区造成了奥陶系宝塔组的暴露溶蚀，与上覆志留系烃源岩构成上生下储的成藏模式，在川中隆起及周缘造成了褶皱核部和翼部构造裂缝的发育，并加深了震旦系—奥陶系岩溶储层的发育程度。受此影响，川中隆起周缘志留系覆盖区发育震旦系—奥陶系岩溶储层，这些岩溶区是震旦系—奥陶系油气勘探的有利地区。塔河油田奥陶系古径流岩溶带垮塌充填特征
摘要：岩溶缝洞是塔河油田主要储集空间，但是它们70％以上的空间被地下河沉积砂泥和洞穴垮塌角砾等物质所充填，其中垮塌角砾约占30％。研究这些垮塌角砾的形成和分布对于岩溶储层地质学具有重要意义。通过野外考察、岩心观察以及测井和地震资料分析，发现径流岩溶带垮塌角砾大小、形态不一，而且与地下河砂泥沉积呈互层出现，颗粒较小的垮塌角砾有被搬运迹象；洞穴规模越大（如厅堂洞和干流洞）、越靠近活动性断层的溶洞和表层岩溶带的溶洞，垮塌角砾岩堆积厚度越大；颗粒较小的（＜2 cm）垮塌角砾岩孔渗性差，颗粒较大者可具有较好的储集性能和含油性，后者构成了塔河油田岩溶缝洞储层的一部分。松辽盆地长岭断陷火山岩锆石U－Pb测年及其地质意义
摘要：火山岩是松辽盆地断陷期盆地充填的主体，其年龄的精确标定是认识盆地裂陷启动时间和地层划分对比的基础。系统采集了长岭断陷20件火山岩样品，进行了LA－ICP－MS锆石U－Pb同位素分析。锆石U－Pb测年结果显示，原定火石岭组的火山岩形成于110～119 Ma，应划归为营城组一段；原定营城组的火山岩形成于100～109 Ma，应划归为营城组三段。所选火山岩样品鉴定为安山岩、粗面岩、流纹质凝灰岩和流纹岩；在TAS图解中落入流纹岩、粗面岩以及粗面英安岩区域。两个年龄区间的火山岩具有相似的地球化学特征，如铕负异常和稀土配分曲线都为轻稀土富集的右倾斜型，进一步暗示了二者的亲缘性。作为松辽盆地南部最大的深层构造单元，长岭断陷的火山岩地层序列需要重新厘定；松南地区火山－裂谷作用起始于早白垩世晚期而非晚侏罗世，相应的盆地构造－沉积史和油气形成演化史也需要进一步认识。湘北九溪、沅古坪下奥陶统等深岩类型、碳氧同位素特征及沉积环境
摘要：深水环境下等深流沉积研究已经开展50多年，在这50多年里虽然取得了一些成果，但对等深岩的形成机理和沉积环境研究较少。通过野外剖面实测、详细描述和碳氧同位素特征分析，对研究区形成等深岩的环流的特征及不同类型等深岩的形成环境进行了探索。根据其岩性特征，研究区下奥陶统盘家咀组发育有灰泥等深岩、粉屑等深岩、砂屑等深岩、砾屑等深岩和生物屑等深岩5种等深岩相，在垂向上主要发育由单一灰泥等深岩叠置组成的层序、灰泥等深岩与生物屑等深岩组成的层序和灰泥等深岩与砂屑等深岩组成的层序3种不完整等深岩层序和少量的完整等深岩层序。为了研究该等深流沉积形成时的古环境，分别对研究区不同类型等深岩与原地沉积进行系统采样做碳、氧同位素分析。研究表明，工区下奥陶统盘家咀组等深岩的碳同位素δ^13 C值分布于0．18‰～2．31‰，氧同位素δ^18 O值的范围为－10．93‰～－9．54‰，盐度指数Z值介于122．91～127．14，温度T值为16．98～24．81℃。与原地沉积相比，研究区等深岩的δ^13 C值、Z值、T值均较高，且随着等深岩的粒度增大，其δ^13 C值、Z值、T值均逐渐增高。这表明等深流沉积环境与原地沉积完全不同，等深岩主要形成于高盐度的较深水环境中，且盐度、水温越高，越有助于高能等深流沉积物砂屑等深岩和生物屑等深岩的形成。等深岩层序的形成周期均表现为古盐度、古水温、海平面先增大后减小的周期性变化。湖相碳酸盐岩致密储层有机质赋存状态与孔隙演化微观机理
摘要：孔隙发育机理及预测是湖相碳酸盐岩致密储层研究中的一大难题。以渤海湾盆地束鹿凹陷沙三下亚段致密碳酸盐岩为对象，开展热压模拟实验模拟岩石埋深演化过程。通过对实验岩石产物进行地球化学、离子抛光扫描电镜及低温氮气吸附实验分析，研究了有机质赋存状态及成熟作用对其储集孔隙的影响，揭示了致密储层有机质孔隙热演化机制。结果表明：碳酸盐岩中有机质主要与泥质或灰泥质基质以络合-复合的形式存在，成熟作用对有机质孔隙形成与演化影响巨大。随有机质成熟度（ R0 ）从0.5%增加到1.5%，有机质丰度（TOC）减少一半以上（从2.07%降低到0.85%），孔隙总比表面积和孔隙体积增加3～4倍。在低成熟-生油窗阶段（R0 =0.5%～1.0%），有机质孔隙不很发育；随成熟度升高，有机质逐渐发育裂缝和孔隙，尤其进入湿气窗-干气窗阶段（R0≥1.5%），孔隙比表面积和总孔隙体积快速增加，孔隙大量生成。有机质的分解是孔隙总体积和比表面增加的主要原因。新生成孔隙主要为有机孔，尤其以微孔-介孔对成熟度变化最为敏感，直径小于5nm的孔隙对新增总孔隙体积和比表面积贡献最大。孔隙总体积和比表面的增加主要依赖于新增孔隙的形成，而不是原有孔隙的扩大。中亚阿姆河盆地天然气成藏控制因素
摘要：中亚阿姆河盆地构造变形复杂，发育多种类型圈闭和气藏，不同类型气藏主控因素既有共性，又有一定的差异性。为了明确盆地气藏分布规律，寻找下一步勘探接替领域，利用油藏及单井产能资料、地球物理资料，结合区域石油地质特征，沉积背景、储层特征对研究区气藏特征进行了全面剖析。研究认为，阿姆河盆地气藏形成的共性控制因素包括两个方面：平面上，气藏分布受古隆起和礁滩体的发育控制，古隆起的地貌背景为礁滩体的发育提供构造背景，且容易发生暴露溶蚀，形成有效的储集空间，同时构造高部位，为油气运移的优势指向区，有利于油气聚集成藏；纵向上，气藏的分布受断裂、不整合和渗透性砂体等输导体系及圈闭封闭条件控制。两方面三个关键因素共同控制了气藏的空间分布。通过主控因素的分析，认为下部成藏组合的勘探应在古隆起背景下礁滩体发育区与断裂／不整合输导体系和膏岩盖层叠合发育区寻找有利靶区，而上组合则应在古隆起背景下礁滩体发育区与下部膏岩尖灭区以外的白垩系泥岩盖层发育叠合区开展勘探。致密砂岩储层孔隙结构及其对渗流的影响——以鄂尔多斯盆地马岭油田长8储层为例
摘要：致密砂岩油藏岩性致密、孔喉细小，贾敏效应及应力敏感性强，导致油气渗流规律不同于常规储层。为研究致密储层孔隙结构对渗流的影响，首先通过岩心观察、铸体薄片、扫描电镜及高压压汞等实验方法，研究了鄂尔多斯盆地马岭长8致密砂岩储层微观孔隙结构特征。结果表明，该储层平均面孔率较低，孔隙类型复杂，非均质性较强；渗透率小于1×10^－3μm2的岩心纳米级与亚微米级孔喉占总孔喉的比例均较高（30％～55％），渗透率大于1×10－3μm2的岩心微米级孔喉占总孔喉的比例增大。应用毛细管渗流模型分析了不同尺度喉道对渗透率的贡献，指出研究储层中亚微米级孔喉对渗流起主导作用。通过岩心驱替实验发现，油相（ Swc ）最小启动压力梯度与岩心最大喉道半径之间呈幂函数负相关，最大喉道半径小于1．0μm时，油相（ Swc ）最小启动压力梯度随喉道半径的降低迅速增加；随岩心渗透率的降低，喉道分布曲线左移，喉道半径减小，对应岩心的流速－压差曲线非线性段增长。变质岩潜山储集层有效性评价
摘要：长期以来，结晶岩基底潜山的储集层有效性评价都是一个有待攻克的地质难题。以渤海湾盆地JZ25－1S变质岩潜山为例，综合利用岩心、薄片、测井、生产测试及实验分析等资料，首先对裂缝特征参数进行了定量描述和表征，同时也从动态和静态两个方面对潜山储集层构成介质（裂缝和基质）的有效性进行了分析与评价。研究表明：区内储集层裂缝发育程度较好，且有效程度高。最有效的裂缝是晚期形成的开启倾斜裂缝，其次是半／充填的垂直裂缝，较差的是早期形成的水平充填裂缝。通过岩石物理特征、生产测井解释及岩心离心实验分析，确立了研究区有效储集层的物性下限；利用静态渗吸实验定量评价了基质动用的开发潜力，明确了毛管力是基质岩块排驱过程的主要驱动力，但影响排驱过程的主要因素是微细裂缝的分布状况和发育程度。高邮凹陷深层系有效储层形成的控制因素
摘要：高邮凹陷发育上、中、下三套含油气系统，深层系油藏属于下含油气系统。通过对深层系成藏基本特征、有效储层发育的关键控制因素研究，取得系统认识。下含油气系统成藏条件表现为“上生下储”特点，即上部阜二段生成的油气，在异常高压条件下下排进入阜一段储层。阜一段储层主要为三角洲前缘亚相沉积，砂体发育，但整体表现为低孔低渗特点。研究认为，沉积微相、埋深与成岩、异常高压与油气充注三者控制了深层有效储层的发育：水下分支分流河道和河口坝是有效储层发育的有利微相；储层处于晚成岩A1期，次生孔隙发育改善了储集条件；深层系存在异常高压层有利于油气充注，油气充注时间早于砂岩致密化时间，有利于储集空间保存。其中，有利的沉积微相和发育次生孔隙带，是决定深层发育有效储层的主要因素。《石油与天然气地质》2016年报道计划
摘要：2016年计划出版《石油与天然气地质》期刊6期，主要有3个专题：“21世纪大油气田发现及启示”、“陆相页岩油气勘探开发研究进展”和“深层超深层海相碳酸盐岩油气赋存机理与潜力”。 欢迎广大作者不吝赐稿。轮深地区寒武系台缘礁滩相储层预测
摘要：前人在塔里木盆地寒武纪地层、岩相及碳酸盐岩台地类型等方面做过大量研究，并取得了众多进展。由于寒武系埋藏深度大，钻穿且揭示较完整寒武纪地层的深部钻井数量不超过10口，且这些井在整个盆地稀疏分布，加上三维地震资料数量、覆盖面积和品质的限制，一直以来限制了前人在塔里木盆地寒武系礁滩体发育特征、礁滩体分布规律和有利储层发育位置等方面研究。以轮南低凸起中部轮深地区为对象，在前人研究的基础上对已钻井及区域地层重新进行了对比分析，认为轮深地区寒武系碳酸盐岩储层与层序地层关系密切，地层存在典型的台地边缘相进积型层序地层特征。在层序地层框架约束范围内，结合地震相分析，精细刻画了寒武系不同时期碳酸盐岩台地区、台缘区和盆地区沉积地层特征，明确了台缘礁滩体发育特征、分布规律以及有利储层发育位置。该工作对认识塔里木盆地深层台缘礁滩体储层特征、优选轮深地区深层风险目标具有重要的意义。石英溶解型次生孔隙的成因及其对储层的影响——以大牛地气田上古生界致密砂岩储层为例
摘要：以鄂尔多斯盆地大牛地气田上古生界致密砂岩储层中的石英溶解为研究对象，借助偏光显微镜、扫描电镜、阴极发光显微镜、激光共聚焦显微镜的观察及统计，结合X－衍射分析数据及水－岩反应实验，总结了石英溶解的典型形貌特征、成因及其对致密砂岩储层的影响。研究结果显示：1）大牛地气田石英溶解现象普遍发育，且具有典型的电镜形貌特征，常呈“雨痕状”与“蜂窝状”的溶蚀坑洞。2）大牛地气田的石英溶解发生于碱性环境下，具体证据为①水热实验证实石英溶解于碱性环境下更易发生，在致密砂岩储层中很难发生酸性溶蚀；②与石英溶解共生的方解石胶结交代现象普遍；③部分层位富伊利石贫高岭石，并发育数量不等的绿泥石包壳。3）石英的碱性溶解作用形成粒间溶蚀孔、扩大孔等次生孔隙，平均増孔近6％，是大牛地气田致密砂岩储层部分层位优质储层的成因。油页岩岩性非均质性特征及地球物理精细刻画——以苏北盆地溱潼凹陷阜宁组二段为例
摘要：为了阐明苏北盆地溱潼凹陷阜宁组二段油页岩岩性非均质性特征及时空展布规律，应用岩心、测井、地化测试和三维地震资料，从岩石类型、测井曲线、总有机碳含量和矿物组分4个方面将油页岩岩性划分为黑色泥岩、粉砂质泥岩和灰质泥岩3类。在此基础上以层序划分为标准，利用岩相流体概率分析技术开展油页岩岩性时空预测研究，并结合实际录井资料验证了预测结果的准确性和可靠性。预测结果揭示出早期湖扩体系域时期，灰质泥岩在工区内广泛发育，粉砂质泥岩仅局限于凹陷西南部，随湖平面上升，灰质泥岩局限于凹陷中部，粉砂质泥岩集中发育于凹陷西南和东北两处，并可见黑色泥岩连片发育；晚期湖扩体系域时期，凹陷内以黑色泥岩发育为主，灰质泥岩呈零星分布，粉砂质泥岩集中发育于工区西南部和北部。以上技术方法和实践应用表明，岩相流体概率分析技术能够准确预测油页岩岩性非均质性时空展布特征，对油页岩勘探开发具有重要意义。埋藏过程中泥页岩非构造裂缝的形成演化模式
摘要：通过归纳总结前人研究成果，同时考虑到泥页岩普遍具有层理发育、非均质性、力学性质各向异性、欠压实作用和烃类生成等本身固有的特殊性质，划分了泥页岩非构造裂缝的主要类型，分析了泥页岩非构造裂缝分布的深度区间。依据覆压条件下的孔隙度、渗透率测试数据，获得了泥页岩裂缝覆压闭合的临界围压和对应的深度范围。综合分析认为：泥页岩非构造裂缝主要有干裂裂缝、水下收缩裂缝、成岩层理裂缝、超压裂缝（欠压实超压裂缝和生烃超压裂缝）和现代表生裂缝5种类型。泥页岩覆压渗透率测试数据揭示，当上覆岩层的垂直有效压力达到15 MPa时，常压泥页岩的天然缝裂缝（水平方向）将发生闭合。裂缝覆压闭合门限深度为870～1138 m，平均为1000 m。超压泥页岩底界深度与泥页岩裂缝（水平方向）覆压闭合深度一致，超压带底界之下的泥页岩裂缝通常不再保持开启状态。埋藏过程中泥页岩非构造裂缝形成演化具有时序性／阶段性，即从沉积开始到最大埋藏深度的不同阶段，泥质沉积物或泥页岩形成不同类型的非构造裂缝，由浅至深依次形成表层干裂裂缝—浅层水下收缩裂缝—中深层欠压实超压裂缝—深层生烃超压裂缝—超深层闭合裂缝。泥页岩构造裂缝形成演化模式——以四川盆地东部泥页岩为例
摘要：以四川盆地东部泥页岩为例，在野外地质研究基础上，运用岩石力学实验、光弹物理模拟和有限元数学模拟等手段，结合水力压裂开发统计资料，开展了泥页岩构造裂缝形成演化研究。研究认为，泥页岩沉积韵律发育，先存薄弱面密集，不均质性强烈。泥页岩层面是裂缝优先发育的结构面，控制了裂缝的形成和发育演化特点。在构造变形过程中，当遇到泥页岩层面时，应力方向发生调整，压应力趋向平行薄弱面，张应力趋向垂直薄弱面，从而引起薄弱面开启，优先发育顺层缝。当顺层缝不足以调节构造变形时，发育切层缝。不同构造变形部位泥页岩裂缝分布特征差异性明显，可以划分为背斜顶部高角度缝发育区、切层缝向顺层缝扩展区、滑移转换区、切层缝向顺层缝爬移区和向斜底部高角度缝发育区5个区。同时提出在针对构造高点勘探时，多套盖层的叠置是有利条件。在针对储层甜点勘探时，裂缝发育和扩展是关键要素。厚层复杂岩性油藏的储层精细表征及对开发的影响——以渤海湾石臼坨地区A油田沙一、沙二段油藏为例
摘要：渤海湾石臼坨地区A油田沙一、沙二段油藏是近年来少见的海上复杂岩性、高产厚层油藏，其储层普遍发育灰质砂岩、鲕粒白云岩、白云质砂岩等6类岩性。针对该油田储层岩性复杂、中－深层储层地震资料品质较差、评价井井距大、扇三洲储层表征难度大、储层空间分布认识不清等难点，应用元素俘获谱（ ECS）测井、岩心、分析化验和地震等资料，采用井－震联合技术路线，建立了厚层复杂岩性油藏的储层精细表征“四步法”技术体系，即：基于岩石相的储层分类评价技术、基于古地貌分析的沉积模式研究技术、精细等时沉积地层格架的构建方法和基于相控约束的储层预测方法。基于该技术体系，将沙一、沙二段储层纵向精细化为5期砂体，并识别出每期砂体的平面分布，同时预测了不同类型储层的空间展布。据此优化了钻探部署，从降低开发风险、提高投资效益考虑，有针对性地暂缓砂体尖灭位置附近的9口开发井钻探，并优选Ⅰ类储层Ⅰ－2砂层作为优先开发储层。该技术体系可为类似油田的可动用储量分析、层系划分及井网优化等提供技术支撑。大庆低渗透油藏注水动态裂缝开启机理及有效调整对策
摘要：大庆长垣低渗透油藏水驱开发受注水动态裂缝影响，水驱开发效果差。为改善水驱效果，需首先明确注水动态裂缝开启规律，进而才能提出开发调整对策。综合利用地质力学、油藏工程及数值模拟等方法，建立了注水动态裂缝开启压力计算方法，揭示了其开启机理和延伸规律，并针对裂缝开启不同情况，形成了相应的调整对策。研究表明：当注水压力超过储层现今最小水平主应力时，裂缝首先沿现今最大水平主应力方向开启；随着注水压力继续增加，裂缝沿与现今最大主应力方向夹角较小的注采井连线方向开启。根据裂缝开启压力计算方法，结合大庆A油藏条件，其裂缝开启的临界注水压力为9 MPa。油藏注水压力为12～14 MPa，当注水井排与现今最大水平主应力方向一致时，油藏沿现今最大水平主应力方向开启单方向裂缝，剩余油主要沿裂缝呈条带状分布；当注水井排与现今最大水平主应力方向呈一定夹角时，油藏开启多方向裂缝，剩余油被多方向裂缝切割呈零散分布。基于不同井网与裂缝匹配油藏剩余油分布模式，提出了“限压注水控制多方向注水动态裂缝开启、沿现今最大水平主应力方向裂缝线性注水、侧向基质驱替”的开发新理念，给出了注水压力界限与井网加密调整模式，现场应用效果显著。
