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结合区域构造、地层概况、岩相古地理等方面的背景资料,对宣汉盘龙洞上二叠统长兴组生物礁地层剖面进行了观测描述。通过室内镜下岩石薄片鉴定分析,识别出主要岩石类型为礁灰岩、礁云岩、生屑灰岩、颗粒灰岩及晶粒白云岩。根据露头观察和室内镜下岩石薄片鉴定分析,结合岩石学、古生物等沉积相标志的研究,认为该剖面发育开阔台地、台地边缘生物礁和台地边缘浅滩三种沉积相类型,其中台地边缘生物礁发育,可进一步识别出礁基、礁核和礁前亚相,礁核以骨架礁和障积礁为主;台地边缘浅滩进一步划分为粒屑滩、鲕粒滩等亚相。初步总结出了该剖面的沉积相模式,并对该剖面的沉积演化序列和识别标志进行了讨论。 相似文献
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通过野外露头观察与镜下薄片鉴定，综合分析了塔里木盆地西南缘（以下简称塔西南盆地）阿尔塔什剖面石炭系和什拉甫组生物礁沉积特征和成礁模式，认为研究区生物礁为开阔台地内部发育的点礁，分为高凸起型点礁和低凸起型点礁2类；造礁生物为四射珊瑚，附礁生物种类较多，包括腕足类、腹足类、海百合与?类等；生物礁在地貌上呈隆起状，其礁基、礁核、礁盖等亚相清晰。综合研究区生物礁发育特征及古地貌和海平面的演化过程认为：高凸起型点礁是生长在台地内地貌高处的生物礁，随着海平面下降暴露死亡，主要由珊瑚骨架灰岩、含生物碎屑颗粒灰岩组成；低凸起型点礁为在台地内部较为平坦地貌处发育的礁体，因海平面上升被淹死，礁体厚度薄，横向展布广，呈条带状，主要由珊瑚骨架灰岩与生物碎屑泥晶灰岩组成。 相似文献
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以长兴组台地边缘礁滩储层发育认知为指导,将三维与二维地震资料相结合,开展台洼边缘礁滩与台地边缘礁滩的沉积背景、发育模式、古地貌的综合对比研究,对四川盆地中部蓬溪-武胜台洼边缘礁滩发育演化特征进行分析,提出了四川盆地东南部泰来、永兴场及义和地区3种台洼边缘礁滩发育模式。受开江-梁平陆棚、峨眉地裂运动以及微古地貌影响,泰来地区以台洼边缘礁滩沉积为主,永兴场地区沉积低能生屑滩,义和地区发育成排生物礁带及点礁。从长兴期整个四川盆地沉积格局分析,蓬溪-武胜台洼边缘礁滩与开江-梁平陆棚边缘礁滩整体沉积格局相似,但台洼边缘生物礁滩纵向发育规模偏小,横向分布面积广泛。 相似文献
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碳酸盐岩储层发育和成岩作用复杂性导致了储层物性非均质特征.对东沙海区流花油田碳酸盐岩测井曲线进行交汇分析,得出速度、密度和中子孔隙度与波阻抗有良好的线性对应关系.通过对流花地区的三维地震和测井资料分析运算,总结碳酸盐台地非均质地震反射特征,利用地震属性和反演技术描述了该区生物礁碳酸盐岩储层的物性特征.结果表明,地震反射... 相似文献
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南海珠江口盆地东沙隆起区生物礁演化模式 总被引：10，自引：0，他引：10
南海是西太平洋最大的边缘海,其在形成演化过程中出现了有利于生物礁生长发育的环境。东沙隆起在中新世时期属于浅海环境,远离物源区,温度、盐度和水深适宜生物礁的生长和发育。通过地震资料的解释、测井、岩心资料的综合分析,并与相对海平面变化曲线对比,认为东沙隆起发育大量规模不等的生物礁,且其发育演化与相对海平面变化曲线和区域构造演化阶段可以对应起来。相对海平面的旋回性变化和复杂的构造演化过程结合,使得研究区生物礁具有较好的孔渗性,可以成为有潜力的油气储层。 相似文献
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北部湾盆地涠西南凹陷碳酸盐岩潜山储层特征与主控因素分析 总被引：1，自引：1，他引：0
北部湾盆地涠西南凹陷已发现多个碳酸盐岩潜山油田和含油构造，运用岩心、薄片、钻井、测井、地震等资料，对石炭系碳酸盐岩储层特征及主控因素进行了综合分析。研究认为涠西南凹陷碳酸盐潜山主要分布在一号断裂带至二号断裂带附近，其中一号断裂带碳酸盐岩潜山主要为上石炭统黄龙组，岩性为浅灰色灰岩、白云质灰岩、白云岩互层，沉积微相以碳酸盐台地-台缘生屑灰岩滩为主，发育裂缝、溶孔、溶洞等储集空间；二号断裂带碳酸盐岩潜山主要为下石炭统下部石磴子段、孟公拗段，岩性为灰色、深灰色灰岩，沉积微相以台内灰岩滩沉积和台缘生屑灰岩滩为主，发育良好的裂缝型储集层。碳酸盐岩潜山储层发育程度主要受碳酸盐岩沉积环境、地下水活动、古构造应力以及潜山上覆地层岩性等内因和外因诸多因素影响，在这些因素共同作用下，涠西南凹陷碳酸盐岩潜山发育孔隙、裂缝、溶洞等多种储集空间，具备良好的储集条件。 相似文献
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《海洋地质前沿》2016,(3)
西永2井中新世发育厚度较大的藻礁白云岩,以此为研究对象,通过岩心薄片、扫描电镜、X衍射分析及岩心CT扫描等研究手段,结合常规储层物性分析方法等,研究了西沙群岛中新世藻礁白云岩储层特征及成岩作用,结果表明:西永2井中新世藻礁白云岩储层发育良好,储集岩主要以粉晶—细晶白云岩为主,晶间溶孔、藻架孔、铸模孔、晶间孔和生物体腔孔为主要的储集空间,孔隙度变化较大,主要集中在8.39%~37.71%;渗透率为(0.17~3 291.9)×10~(-3)μm~2,具有高孔、高渗显著特征。储层在成岩阶段经历了压实作用、胶结作用、白云岩化作用、重结晶作用及多期溶蚀作用。压实作用及胶结作用使得原生孔隙大幅减少,对储层形成具有破坏作用,白云岩化作用、重结晶作用和溶蚀作用改变孔隙结构,进而提高储层的有效孔隙度。研究表明西永2井中新世白云岩处冰期海退阶段,受大气淡水林滤作用影响,而多期溶蚀作用产生了大量的次生孔隙成为现今主要的储集空间。 相似文献
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《海洋地质与第四纪地质》2018,(6)
生物礁为南海周边区域重要的油气储层类型,本次基于XK-1井岩心及薄片中主要造礁生物种类、数量、分布规律与生态特征的分析,开展了西沙地区中新世以来碳酸盐岩-生物礁演化过程的研究,并推测了盆地内生物礁的发育特征。研究认为西沙地区中新世以来主要发育珊瑚、钙藻及苔藓虫三类造礁生物,同时,根据其分布特征,结合建立的礁、滩复合体沉积模式将XK-1井中新世以来的沉积环境划分为13个演化阶段。提出伴随着海平面的上升,造礁生物有从珊瑚逐渐向钙藻及苔藓虫演变的趋势,而伴随着海平面的下降,造礁生物又从钙藻和苔藓虫逐渐向珊瑚演变。明确了该区中新世以来发育早中新世三亚组一段沉积时期、晚中新统黄流组沉积时期、上新统莺歌海组沉积晚期至第四纪乐东组沉积时期3个主要造礁期和早中新世三亚组二段沉积早期、中中新世梅山组沉积中期2个次要造礁期。 相似文献
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The middle Permian Lucaogou Formation in the Jimusaer Sag of the southeastern Junggar Basin, NW China, was the site of a recent discovery of a giant tight oil reservoir. This reservoir is unusual as it is hosted by lacustrine mixed dolomitic-clastic rocks, significantly differing from other tight reservoirs that are generally hosted by marine/lacustrine siliciclastic–calcitic sequences. Here, we improve our understanding of this relatively new type of tight oil reservoir by presenting the results of a preliminarily investigation into the basic characteristics and origin of this reservoir using field, petrological, geophysical (including seismic and logging), and geochemical data. Field and well core observations indicate that the Lucaogou Formation is a sequence of mixed carbonate (mainly dolomites) and terrigenous clastic (mainly feldspars) sediments that were deposited in a highly saline environment. The formation is divided into upper and lower cycles based on lithological variations between coarse- and fine-grained rocks; in particular, dolomites and siltstones are interbedded with organic-rich mudstones in the lower part of each cycle, whereas the upper part of each cycle contains few dolomites and siltstones. Tight oil accumulations are generally present in the lower part of each cycle, and dolomites and dolomite-bearing rocks are the main reservoir rocks in these cycles, including sandy dolomite, dolarenite, dolomicrite, and a few dolomitic siltstones. Optical microscope, back scattered electron, and scanning electron microscope imaging indicate that the main oil reservoir spaces are secondary pores that were generated by the dissolution of clastics and dolomite by highly acidic and corrosive hydrocarbon-related fluids. 相似文献
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Thermal history, petroleum system, structural, and tectonic constraints are reviewed and integrated in order to derive a new conceptual model for the Norman Wells oil field, and a new play type for tectonically active foreland regions. The thermal history recorded by Devonian rocks suggests that source rocks experienced peak thermal conditions in the Triassic–Jurassic, during which time oil was likely generated. After initial oil generation and expulsion, the Canol Formation oil shale retained a certain fraction of hydrocarbons. The shallow reservoir (650–350 m) is a Devonian carbonate bank overlain by the Canol Formation and resides within a hanging wall block of the Norman Range thrust fault. Both reservoir and source rocks are naturally fractured and have produced high API non-biodegraded oil. Thrust faults in the region formed after the Paleocene, and a structural cross-section of the field shows that the source and reservoir rocks at Norman Wells have been exhumed by over 1 km since then.The key proposition of the exhumation model is that as Canol Formation rocks underwent thrust-driven exhumation, they crossed a ductile–brittle transition zone and dip-oriented fractures formed sympathetic to the thrust fault. The combination of pore overpressure and new dip-directed subvertical fractures liberated oil from the Canol Formation and allowed for up-dip oil migration. Reservoir rocks were similarly fractured and improved permeability enhanced charging and pooling of oil. GPS and seismicity data indicate that strain transfer across the northern Cordillera is a response to accretion of the Yakutat terrane along the northern Pacific margin of North America, which is also the probable driving force for foreland shortening and rock exhumation at Norman Wells. 相似文献
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在详细调研国内外页岩气储层非均质性研究的基础上,以四川盆地下寒武统筇竹寺组为例,通过平面、层内和微观3个方面分析了泥页岩非均质性特征。平面非均质性主要受区域沉积特征和泥页岩有机地球化学特征控制,盆地中西部主要发育泥质砂岩和砂质泥岩,总有机碳含量TOC和有机质成熟度相对较低;东北部泥质灰岩发育,TOC和有机质成熟度较高;南部以碳质泥页岩为主,TOC和有机质成熟度最高(镜质体反射率Ro可达4.0%)。连井剖面和单井泥岩层矿物特征分析表明,层内非均质性较强,主要表现为横向上地层总厚度、泥页岩单层厚度、泥页岩发育层数、夹层特征和顶—底板岩性沿剖面变化快,纵向上矿物成分和岩石脆性度差异明显。微观非均质性主要受孔隙类型和基质微裂缝影响,黏土层间孔隙和有机质孔隙发育,基质微裂缝对沟通孔隙起主要作用。综合分析认为,四川盆地下寒武统筇竹寺组页岩气储层非均质性特征明显,对页岩气井产能和页岩气采收率有重要影响。 相似文献
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PH油气田A油藏埋深较大,储层薄,利用常规波阻抗反演无法有效区分储层。为了能精细的描述储层,指导开发井的布井方向和井型设计,针对PH油气田A油藏的储层特点,利用Jason软件的InverMod反演技术进行储层预测。InverMod反演（测井属性反演）是一种在地质框架模型控制下,用地震资料作约束,以测井资料为主体的储层反演技术。该技术在PH油气田取得了较好的应用效果,反演结果表明A油藏储层非均质性强、横向变化快,成块状分布。储层预测结果与实钻生产井的钻探情况吻合较好,对井位优化、油藏挖潜都有一定的指导作用。 相似文献
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近年来,中石油和中石化在四川盆地雷口坡组雷四3亚段的勘探陆续取得重要进展,展示了良好的勘探前景。笔者结合新钻探井和最新研究成果,从地层、沉积相、烃源岩、储层和成藏等多方面采用烃源对比、埋藏史及烃源岩热演化史、包裹体测温等方法对四川盆地雷四3亚段的含油气地质条件进行了进一步分析,总结了其油气成藏特征,提出了有利勘探区带,以期有助于拓展四川盆地雷口坡组的勘探领域。研究结果表明:雷四3亚段天然气以雷口坡组和须家河组烃源岩混合来源气为主;储集空间以粒间溶孔、晶间溶孔为主,属低孔低渗储层;雷四3亚段气藏为2期成藏,烃源岩于中、晚侏罗世进入生烃高峰;雷四3亚段具有构造和构造-岩性地层2种气藏类型,龙门山山前断褶带为构造气藏的有利勘探区,新津-邛崃斜坡带与梓潼-盐亭斜坡带是构造-岩性地层气藏的有利勘探区。 相似文献
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琼东南盆地古近系崖城组被证实为海陆过渡相烃源岩,但是深水盆地内6个凹陷的特征及演化存在显著差异,如何确定最富生烃的凹陷直接关系到深水钻探的成效。本文在深水凹陷区域构造形成机制、沉积环境演变特征以及海陆过渡相烃源岩有机质特征分析的基础上,充分利用现有钻井和地震资料,首先依据地震相模式分析方法预测了烃源岩层段沉积相分布,并根据沉积相与有机相的对应关系,预测了有机相分布;同时采用地震速度岩性定量分析技术确定出各凹陷烃源岩厚度分布,并利用地震反演速度及区域内泥岩孔隙度和烃源岩Ro的关系,定量预测了源岩热成熟度分布;然后依据烃源岩有机相、厚度和热成熟度等参数计算了崖城组各层段生气量和生气强度;最后以这两个参数为主,结合资源量和油气发现概况,建立了深水区富生烃凹陷评价标准,以此对6个凹陷进行综合评价优选。研究认为陵水、乐东、宝岛和长昌四个凹陷是Ⅰ类(最富生烃)凹陷,而松南和北礁凹陷为Ⅱ类(较富生烃)凹陷。该评价结果对南海北部深水区下一步勘探部署和目标钻探有重要的指导意义。 相似文献
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从储层演化的角度来说，高岭石是砂岩储层中最常见的自生黏土矿物之一，通常出现在孔隙喉道中，是长石溶解和次生孔隙发育的指示矿物。以薄片鉴定、电镜扫描、X衍射分析等资料为基础，通过对西湖凹陷古近系、新近系影响储层质量的自生高岭石的分布特征及其形成机制的研究，认为西湖凹陷自生高岭石的含量和分布特点与成岩作用过程中有机酸和大气水对长石等铝硅酸盐的溶解作用有关；自生高岭石含量与储层物性之间具有较好的相关性；西斜坡平湖组具有比中央反转构造带平湖组明显高的自生高岭石含量，具有更好的成岩和次生孔隙形成条件；凹陷南部地区具有比北部地区相对较高的高岭石含量，有更好的次生孔隙形成条件与储层物性。 相似文献