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致密砂岩储层特征及主控因素——以吐哈盆地胜北洼陷三工河组为例

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吉林大学学报(地球科学版) 2025年

作者：肖冬生张华程祎刘俊田苟红光尤帆张亦婷郭森中国石油吐哈油田分公司勘探开发研究院中国石油大学(北京)地球科学学院

胜北洼陷下侏罗统三工河组致密砂岩油气藏是吐哈盆地油气勘探的战略接替领域，前期研究仅局限于储层基本特征，其成岩作用、微观孔喉特征及超压对储集空间的影响认识不清，不利于后续的研究。本次以胜北洼陷三工河组致密砂岩储层为研究... 详细信息

胜北洼陷下侏罗统三工河组致密砂岩油气藏是吐哈盆地油气勘探的战略接替领域，前期研究仅局限于储层基本特征，其成岩作用、微观孔喉特征及超压对储集空间的影响认识不清，不利于后续的研究。本次以胜北洼陷三工河组致密砂岩储层为研究对象，对储层基本特征、成岩作用、微观孔喉特征及储层主控因素进行了分析。结果表明：储层砂岩主要为岩屑砂岩及长石岩屑砂岩，储层物性较差，属于低孔-低渗致密砂岩储层；储集空间类型包括原生孔隙、次生孔隙及裂缝；储层发育压实、胶结、溶蚀及交代作用，主要为“墨水瓶”形孔和狭缝孔。储层的发育主要受到沉积作用、溶蚀作用以及地层超压的控制。物源区母岩矿物成分中稳定重矿物含量高、砂岩粒度较大、砂体单层厚度较大，使得储层的粒间原生孔隙发育。有机酸流体溶蚀作用、欠压实超压及生烃增压作用促进了储集空间的改造且有利于油气运聚成藏。

关键词：吐哈盆地胜北洼陷下侏罗统三工河组致密砂岩储层主控因素油气

细粒沉积岩优质储集层发育主控因素分析:以渤海湾盆地沾化凹陷为例

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古地理学报 2025年第1期27卷 55-71页

作者：林兴悦朱筱敏王晓琳张美洲中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室北京102249 中国石油大学(北京)地球科学学院北京102249

为了深化对湖相细粒沉积岩储集层的认识,以渤海湾盆地济阳坳陷沾化凹陷渤南洼陷沙三下亚段(Es3L)为研究对象,利用岩心描述、薄片鉴定、扫描电镜观察、物性分析和测井曲线,揭示了储集层特征、分布规律及其主控因素。基于矿物组成、沉积... 详细信息

为了深化对湖相细粒沉积岩储集层的认识,以渤海湾盆地济阳坳陷沾化凹陷渤南洼陷沙三下亚段(Es3L)为研究对象,利用岩心描述、薄片鉴定、扫描电镜观察、物性分析和测井曲线,揭示了储集层特征、分布规律及其主控因素。基于矿物组成、沉积构造和有机质含量,将渤南洼陷Es3L细粒沉积岩划分为6类岩相:富有机质纹层状灰质细粒混积岩(LF1)、富有机质纹层状长英质细粒碳酸盐岩(LF2)、富有机质层状灰质细粒混积岩(LF3)、富有机质层状/块状长英质细粒碳酸盐岩(LF4)、富有机质层状含长英细粒碳酸盐岩(LF5)、含有机质块状含长英细粒碳酸盐岩(LF6)。储集层的主要储集空间为粒间孔、晶间孔、溶蚀孔和层间微裂缝,储集层孔隙度主要介于0.67%~5.56%之间(平均值为4.93%),渗透率主要介于(0.02~4.87)×10^(-3)μm^(2)之间(平均值为0.59×10^(-3)μm^(2))。渤南洼陷Es3L细粒沉积岩储集层分布的主控因素包括岩相、沉积环境、成岩作用和有机质热演化。渤南洼陷Es3L的中下部的陆源输入水平低、水体盐度大、水体分层性强,主要发育岩相LF2和LF4,容易发育Ⅰ类和Ⅱ类优质储集层。渤南洼陷Es3L细粒沉积岩储集层处于中成岩A阶段,黏土矿物转化作用、溶蚀作用、重结晶和白云石化以及有机质热演化产生次生孔缝,改善了储集层物性。

关键词：渤南洼陷沙三下亚段湖相细粒沉积岩优质储集层主控因素分布规律

中亚主要含盐盆地油气成藏特征及其富集主控因素

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石油实验地质 2025年第2期47卷 336-346页

作者：刘丽张凯逊于刚郁林军邱海华周妍葛贝琦 Bakhtier NURTAEV Shukhrat SHUKUROV 中国石油勘探开发研究院北京100083 中国地质科学院地质力学研究所北京100081 古地磁与古构造重建重点实验室北京100081 中国石油长城钻探工程有限公司地质研究院辽宁盘锦124010 长庆油田分公司第十二采油厂地质研究所西安745400 中国石油塔里木油田公司新疆库尔勒841000 中国石油大学(北京)地球科学学院北京102249 乌兹别克斯坦地质与矿产资源国家委员会地质与地球物理研究所塔什干乌兹别克斯坦100041

中亚地区阿姆河盆地和滨里海盆地油气资源潜力巨大,是中亚盆地中最具代表性的含盐盆地。基于最新的油气地质资料,对阿姆河盆地和滨里海盆地的构造沉积演化、石油地质特征和油气分布规律进行了系统对比,深入探讨了影响含盐盆地油气分布... 详细信息

中亚地区阿姆河盆地和滨里海盆地油气资源潜力巨大,是中亚盆地中最具代表性的含盐盆地。基于最新的油气地质资料,对阿姆河盆地和滨里海盆地的构造沉积演化、石油地质特征和油气分布规律进行了系统对比,深入探讨了影响含盐盆地油气分布的主控因素,从而加深对中亚地区区域性油气分布规律的认识。尽管阿姆河盆地和滨里海盆地是在不同地质背景下形成的富油气盆地,二者的构造演化过程、沉积地层和油气地质特征存在明显差异,但盆地的盐下均发育了形成于同裂谷期—拗陷期的优质烃源岩,具有厚度巨大、有机质丰度高、热演化程度高等特征。阿姆河盆地和滨里海盆地内广泛发育的含盐层系控制了这两大盆地的油气时空分布,这套含盐层系将盆地划分为盐上和盐下2套油气成藏组合。其中,油气主要富集于阿姆河盆地盐下卡洛夫—牛津阶碳酸盐岩成藏组合和滨里海盆地盐下石炭系—下二叠统碳酸盐岩成藏组合。膏盐岩盖层具有良好的封堵性能,与盐下古隆起构造部位的有利储集相带构成了大型油气田形成的有利条件。此外,深大断裂、膏盐岩尖灭带和盐构造活动形成的盐窗为盐下烃源岩油气的垂向运移提供了运移通道,这些因素是盐上能否形成油气规模聚集的关键。

关键词：盐构造油气成藏主控因素阿姆河盆地滨里海盆地中亚

四川盆地蓬莱地区灯影组四段超深层白云岩储集层特征及主控因素

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古地理学报 2025年第1期27卷 109-125页

作者：刘凯铭王兴志韦明洋李阳陈旺王文之李勇马奎油气藏地质及开发工程国家重点实验室·西南石油大学四川成都610500 西南石油大学地球科学与技术学院四川成都610500 中国石油西南油气田公司勘探开发研究院四川成都610041

作为四川盆地超深层油气资源的主力产层之一,灯影组超深层碳酸盐岩储集层发育特征及其控制因素亟待进一步厘清。选取四川盆地内最新勘探突破的蓬莱地区灯影组灯四段超深层白云岩为主要研究对象,在野外露头、钻井岩心、显微薄片、阴极发... 详细信息

作为四川盆地超深层油气资源的主力产层之一,灯影组超深层碳酸盐岩储集层发育特征及其控制因素亟待进一步厘清。选取四川盆地内最新勘探突破的蓬莱地区灯影组灯四段超深层白云岩为主要研究对象,在野外露头、钻井岩心、显微薄片、阴极发光、扫描电镜及物性测试数据等资料的基础上,开展了储集层特征及主控因素等方面的研究。结果表明:(1)蓬莱地区灯四段储集岩主要包括凝块石白云岩、叠层石白云岩、泡沫绵层白云岩和砂屑白云岩;储集空间主要包括砂屑白云岩的晶间孔、晶间溶孔和溶洞,凝块石白云岩、叠层石白云岩和泡沫绵层白云岩的原生格架孔洞和后期溶蚀作用形成的溶蚀孔缝等。(2)凝块石白云岩和叠层石白云岩多发育孔洞缝型和孔洞型储集层,均具有较好的物性,孔隙度能达到4%以上,但前者平均渗透率可达2.43×10^(-3)μm^(2),后者仅为0.35×10^(-3)μm^(2)。(3)综合分析成岩演化史,认为灯四段储集层先后经历了沉积—准同生阶段、表生阶段、浅—中埋藏阶段和深层—超深层埋藏阶段的成岩改造。(4)蓬莱地区灯四段储集层发育具有自台地内部向台地边缘逐渐减弱的分布规律,总体上显示“相—断裂—溶蚀”三元综合成储模式。本研究明确了四川盆地蓬莱地区超深层白云岩储集层的特征及主控因素,可为后续超深层油气资源勘探开发提供理论基础。

关键词：超深层碳酸盐岩储集层特征主控因素灯影组蓬莱地区四川盆地

西湖凹陷西部斜坡带油气成藏主控因素与勘探新领域

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海相油气地质 2025年第1期30卷 71-81页

作者：刘志峰李林致李峰廖计华祁鹏中海油研究总院有限责任公司北京市朝阳区100028 海洋油气勘探国家工程研究中心

西湖凹陷西部斜坡带油气藏整体呈现“小、断、贫、散”的特征,综合利用录井、测井、地震、生产等多种资料,分析总结西部斜坡带已发现油气的分布规律,提出西部斜坡带具有“南北分区、上下分层、近源富集”的油气分布特点。通过西部斜坡... 详细信息

西湖凹陷西部斜坡带油气藏整体呈现“小、断、贫、散”的特征,综合利用录井、测井、地震、生产等多种资料,分析总结西部斜坡带已发现油气的分布规律,提出西部斜坡带具有“南北分区、上下分层、近源富集”的油气分布特点。通过西部斜坡带典型油气藏解剖和失利井地质原因分析,认为圈闭和运移是油气成藏的主控因素。构造样式决定圈闭的类型和有效性,进而控制了不同区域的油气藏类型和差异富集;不同油气运移模式和两期充注、蒸发分馏作用控制了研究区近源成藏和“上油下气”的特征。通过成藏条件分析,指出平湖斜坡潜山、天台斜坡北段和杭州斜坡迎翠轩断裂带具有较好的圈闭和运移条件,是西湖凹陷西部斜坡带的勘探新领域。

关键词：油气成藏圈闭类型主控因素勘探领域西部斜坡带西湖凹陷

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东海陆架盆地西湖凹陷N构造带平湖组储层特征与主控因素

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天然气地球科学 2025年第3期36卷 493-507页

作者：白洁耳闯刘建斌何苗李磊胡崇西安石油大学地球科学与工程学院陕西西安 710065 陕西省油气成藏地质学重点实验室陕西西安 710065 中海石油(中国)有限公司上海分公司上海 200335

针对东海陆架盆地西湖凹陷N构造带平湖组储层分布特征与优质储层的成因机制认识不清等问题,利用岩石薄片、扫描电镜、XRD全岩矿物与黏土矿物、测井和测试等资料,分析储层特征以及优质储层的主控因素.结果表明:平湖组岩石类型以长石岩屑... 详细信息

针对东海陆架盆地西湖凹陷N构造带平湖组储层分布特征与优质储层的成因机制认识不清等问题,利用岩石薄片、扫描电镜、XRD全岩矿物与黏土矿物、测井和测试等资料,分析储层特征以及优质储层的主控因素.结果表明:平湖组岩石类型以长石岩屑砂岩为主;岩性以细、中砂岩为主.储层主体埋深大于3 400 m,原生孔隙以粒间孔为主,溶蚀孔隙以粒间孔隙为主.孔隙度为5.0%～23.60%,平均孔隙度为14.88%,中值为14.67%;渗透率为(0.10～1 377.52)×10-3 μm2,平均渗透率为71.19×10-3 μm2,中值为3.99×10-3 μm2,整体为中孔—低渗储层.优质储层以中粗砂岩为主,砂体厚度一般大于10 m,石英含量为60.0%～84.0%,胶结物含量为1.0%～23.0%,孔隙度为15.0%～23.6%,渗透率为(1.7～1 377.52)×10-3 μm2.优质储层受沉积条件、成岩作用和超压等多种因素的影响.受潮汐作用影响,强水动力条件下发育的潮道、潮汐砂坝等类型的砂体以中粗砂岩为主,砂岩分选性好,泥质和杂基含量低,物性条件好.胶结物整体含量低且碳酸盐胶结物含量因素.薄煤层和暗色泥岩为溶蚀作用提供了良好的有机酸来源.当薄煤层离砂体顶底越近,溶蚀孔隙越发育,物性越好.因此,以中粗粒砂岩为主的潮道、潮汐砂坝砂体(厚度>10 m),为优质储层提供了良好的物质基础;煤层—泥岩—砂岩互层结构是最有利于溶蚀作用发生的岩性组合条件;生烃增压促进了有机酸流体运移,强化了溶蚀孔隙的形成和保存条件.

关键词：成岩作用储层特征成岩定量分析超压主控因素平湖组西湖凹陷

东海陆架盆地丽水-椒江凹陷灵峰组海相烃源岩发育主控因素及分布特征

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海洋地质前沿 2025年第2期41卷 21-29页

作者：李林致李婧婧廖计华郭刚王欣李峰中海油研究总院有限责任公司北京100028

东海陆架盆地丽水-椒江凹陷古新统烃源岩的研究主要集中在月桂峰组湖相烃源岩,而对于灵峰组海相优质烃源岩的形成条件与分布规律尚不明确。综合利用地质、地球化学和古生物等资料,在烃源岩有机地球化学特征分析的基础上,探讨了丽水-椒... 详细信息

东海陆架盆地丽水-椒江凹陷古新统烃源岩的研究主要集中在月桂峰组湖相烃源岩,而对于灵峰组海相优质烃源岩的形成条件与分布规律尚不明确。综合利用地质、地球化学和古生物等资料,在烃源岩有机地球化学特征分析的基础上,探讨了丽水-椒江凹陷灵峰组海相烃源岩发育的主控因素,并对烃源岩的形成模式和分布进行了探究。结果表明,丽水-椒江凹陷灵峰组发育中等—好级别的陆源海相烃源岩,内部不同洼陷具有较强的非均质性;烃源岩的发育受古生产力、陆源输入和水体条件等因素的综合影响。平面上,丽水-椒江凹陷灵峰组海相烃源岩的规模和质量与该区三角洲-滨浅海的沉积环境密切相关。三角洲前缘和近三角洲的浅海相带陆源有机质输入量大,在弱氧化—弱还原环境下发育高丰度烃源岩,是灵峰组好烃源岩发育的有利相带。

关键词：丽水-椒江凹陷灵峰组海相烃源岩主控因素陆源有机质输入

渤海湾盆地大民屯凹陷沈84-安12区块沙河街组三段储层特征及主控因素

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大庆石油地质与开发 2025年

作者：樊佐春中国石油辽河油田公司勘探开发研究院中国地质大学(武汉)高等研究院

渤海湾盆地大民屯凹陷沈84-安12区块沙河街组三段（沙三段）是油气勘探重点目的层系。针对目前区块储层发育主控因素不清及有利储层分布不明的问题，充分利用取心井分析化验及钻测录井资料，对沈84-安12区块沙三段的Es3～4Ⅰ、Es3～4Ⅱ... 详细信息

渤海湾盆地大民屯凹陷沈84-安12区块沙河街组三段（沙三段）是油气勘探重点目的层系。针对目前区块储层发育主控因素不清及有利储层分布不明的问题，充分利用取心井分析化验及钻测录井资料，对沈84-安12区块沙三段的Es3～4Ⅰ、Es3～4Ⅱ和Es3～3Ⅲ油层组储层岩石学及物性特征定量研究，分析储层发育主控因素，开展有利储层预测。结果表明：储层主要为长石岩屑砂岩，成分成熟度偏低，结构成熟度中等，原生孔隙是主要储集空间；储层平均孔隙度为22.1%，平均渗透率为412.8×10-3μm2，为中孔中渗储层，孔渗相关性差；优质储层主要发育在扇三角洲前缘水下分流河道高能相带，在相控的基础上，压实作用和胶结作用进一步影响储层物性，致使孔隙度和渗透率有所降低。应用波形指示反演可有效预测有利储层展布范围，为老油田的滚动勘探井位部署提供依据。

关键词：渤海湾盆地大民屯凹陷沙河街组三段沈84-安12区块储层特征储层发育主控因素

水驱气藏水侵及开发效果主控因素数值模拟研究

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断块油气田 2025年第1期32卷 141-146页

作者：范昭宇宋兆杰朱绍鹏张骞韩鑫周鑫中海石油(中国)有限公司海南分公司海南海口570300 中国石油大学(北京)非常规油气科学技术研究院北京102249

水侵是水驱气藏开发过程中面临的主要问题之一。L1气田是优质大型深水水驱气田,明确影响气藏水侵和开发效果的主控因素,对于气田的高效开发有重要意义。因此,在明确气田各井水侵风险的基础上,开展了考虑多影响因素的气藏水侵数值模拟,... 详细信息

水侵是水驱气藏开发过程中面临的主要问题之一。L1气田是优质大型深水水驱气田,明确影响气藏水侵和开发效果的主控因素,对于气田的高效开发有重要意义。因此,在明确气田各井水侵风险的基础上,开展了考虑多影响因素的气藏水侵数值模拟,明确了影响水驱气藏水侵和开发效果的主控因素。结果表明:L1气田存在较高见水风险;水体类型和水体倍数为影响气藏水侵和开发效果的Ⅰ类主控因素;井型和K_(z)/K_(r)(储层垂向渗透率与平面渗透率之比)是影响气藏水侵和开发效果的Ⅱ类主控因素;日产量、射开程度、地层倾角为影响气藏水侵和开发效果的Ⅲ类主控因素。在气藏实际开发中,需要优先考虑Ⅰ类和Ⅱ类主控因素的影响。该研究结果可指导气田后续见水预测及生产制度优化。

关键词：水驱气藏水侵开发效果主控因素数值模拟