渤海湾盆地埕岛油田缝洞型潜山油气藏构造及储层特征   总被引：1，自引：0，他引：1  

付兆辉  陈发景  刘忠胜  张卫平  程明  张在振 《海相油气地质》2008,13(1):37-44

埕岛油田古潜山油气藏为典型的缝洞型碳酸盐岩油气藏。埕岛地区经历了多期次的构造运动,并经受了多期次的断裂与剥蚀作用,为油气成藏创造了良好条件。埕岛油田古潜山可以划分为三个构造单元,即埕北20断层下降盘的西排山,上升盘的中排山和东排山,三个潜山带成帚状敛于凸起最南端,为几个二级构造单元交汇处,构造应力较发育。埕岛油田有三种储集空间类型:晶间孔隙、溶蚀孔洞和裂缝。  相似文献   

鄂尔多斯盆地靖边气田马五_(1+2)气藏储集单元研究   总被引：1，自引：0，他引：1  

代金友  何顺利 《海相油气地质》2008,13(3)

综合地震、地质、测井等信息,考虑沉积、成岩、地貌、生产动态等多因素,在沟槽识别和致密带研究基础上,通过井间干扰、油层压力变化和试井边界响应分析,按照局部、就近原则对靖边气田马五1+2气藏进行了储集单元划分。共划分出111个储集单元,其中独立型69个,复合型42个。这些储集单元的面积多介于10～50km2之间,单个储集单元的井数一般少于6口。在对气藏储层特征综合认识的基础上,确定流动单元划分思路与流程,并认为关键环节包括古沟槽识别、致密带研究、动静结合确定储集单元等3个方面。储集单元一方面受控于被致密岩相包围的有利成岩相带,宏观上与弱—中等充填泥粉晶白云岩相对应性好;另一方面又受各级古沟槽夹持,在两个一级古沟槽之间往往共生多个储集单元,而这些储集单元边界又严格地受二级或三级沟槽切割控制。  相似文献   

三峡库区地质灾害易损性模糊综合评价   总被引：3，自引：1，他引：2  

胡焕校  张立明 《地质灾害与环境保护》2008,19(2):57-61

地质灾害是灾害危险性对承灾体易损性综合作用的结果,减灾应从减少地质灾害的发生频率和降低其易损性入手,限于目前的科学水平,人们难以改变地质灾害的发生过程,那么降低地质灾害易损性就成为减灾的重要措施,因此进行灾害易损性评价就显得尤为重要。本文以三峡库区为研究区,选取人口密度、国内生产总值密度等指标,运用模糊综合评判对其进行了定量评估。由于各指标因子在地质灾害易损性中的作用具有模糊性,因此运用模糊模型进行评价具有一定的意义。将库区地质灾害易损性程度划分为4个等级,研究结果表明,三峡库区地质灾害易损性程度总体较高。易损度较高的地区应强化减灾意识、调整人口结构以及加大防灾投入,以降低本地区的地质灾害易损性。  相似文献   

三峡工程对宜昌-监利河段水温情势的影响分析   总被引：1，自引：0，他引：1       下载免费PDF全文

邓云  肖尧  脱友才  何天福 《水科学进展》2016,27(4):551-560

三峡工程蓄水使得下游长江河道水温情势发生显著变化,并对下游生态环境产生重要影响。基于宜昌水文站14年的实测资料,采用纵向一维水温模型模拟分析了宜昌至监利300 km河道水温变化过程,探讨了不同蓄水期三峡工程下泄水温变化对坝下鱼类产卵场的影响程度。结果表明:①三峡工程蓄水后宜昌断面水温出现了平坦化及延迟现象,低温水和高温水效应明显;175 m蓄水期宜昌断面4月、12月,水温分别较蓄水前改变-4.3℃、3.7℃。②三峡工程的运行使得下游河道水气热交换量发生变化,但干流流量较大使得水温沿程恢复效果较弱;工程调蓄对坝下河段的影响占主导作用,三峡工程调蓄对监利断面4月、12月存在-3.2℃、3.0℃的温度影响。③三峡工程蓄水后,宜昌中华鲟产卵场冬季20.0℃的水温出现时间推迟1~4旬,监利四大家鱼产卵场春季18.0℃的水温出现时间推迟1~3旬,并随着蓄水位的抬升,推迟幅度逐渐加大。  相似文献   

滨里海盆地Z油田油藏类型与成藏因素研究     

赵爽 《化工矿产地质》2016,(1):16-20

Z油田主要含油层系包括白垩系-中侏罗统低幅度背斜构造油藏、中三叠统盐檐断鼻油藏和上三叠统岩性圈闭油藏3种油藏类型。通过对紧密围绕盐有关的构造和有效盐窗这两个影响Z油田油气成藏的关键因素的研究认为成藏模式为"盐下生成、盐窗沟通、盐边盐间断层输导、高点聚集、后期保存"。Z油田油源充足,盐窗大而有效,多种有效的输导体系,圈闭类型多而好,埋深适中,储盖层发育且配置良好,侧向遮挡条件具备且后期保存条件良好,可作为今后勘探首选目标区。  相似文献   

准噶尔盆地滴西地区石炭系火山岩储集性能分布规律研究   总被引：1，自引：0，他引：1  

王洛  李江海  师永民  赵越  马寅生 《岩石学报》2016,32(3):877-891

火山岩储集性能分布的非均质性非常强,探索其分布规律成为火山岩油气勘探的难点和重要任务。本文以实际岩心及其分析化验等资料为基础,从滴西地区取心最佳储集性能段、最差储集性能段、风化壳储集性能分布模式、薄层熔岩储集性能分布模式、厚层熔岩储集性能分布模式等方面总结了石炭系火山岩储集性能的垂向分布规律,同时分析了储集性能的平面分布情况。火山熔岩储集性能在垂向上的分布差异,成岩阶段主要受岩相的影响,后期主要受构造作用及风化溶蚀作用等的影响。受成岩阶段岩相的影响,溢流相上部亚相和下部亚相均有可能形成较好的储集性能。与碎屑岩互层的薄层熔岩常具有较好的储集性能。与碎屑岩互层的厚层熔岩段的底部储集性能可能较好,其次是顶部,而中部常沦落为储集性能相对较差的位置。风化壳的风化粘土层、强风化带、中等风化带、弱风化带、未风化带5个垂向分带结构中,中等风化带往往具备相对最佳的储集条件。应用W风化指数新型工具对火山岩进行风化程度评估显示,准噶尔盆地火山岩具有多期风化的特征,并残留有大量未风化、轻微风化及中等风化的火山岩,这其中不乏储集性能优良的岩性段。从平面分布来看,研究区域火山岩储集性能具有强烈的各向异性特征,常表现为局部富集,快速变迁,随机分布。  相似文献   

小浪底水库溯源冲刷效率评估试验          下载免费PDF全文

李涛  张俊华  夏军强  马怀宝  郜国明  王增辉 《水科学进展》2016,27(5):716-725

水库溯源冲刷试验是评估在水库速降水位过程中,结合工程控制条件、水沙条件、冲刷时机和初始水库蓄水条件等因素,研究支流拦门沙坎破坏程度对干流溯源冲刷的影响。采用按照水库高含沙模型相似律建立的小浪底水库实体模型开展了4个组次的水库降水库区发生溯源冲刷的试验,第1~4组次库容恢复率依次为11.6%、6.8%、12.2%和6.6%。拦门沙坎破坏越严重,水量越大,库区溯源冲刷量越大,库容恢复率大;侵蚀基准面越低,库区溯源冲刷量大,库容恢复率大;库区淤积量42.00亿m3时采用降低水位引起库区发生溯源冲刷优于库区淤积量32.00亿m3。对原有的陕西水利科学研究所与清华大学的逐日溯源冲刷公式在考虑支流促因的基础上进行了改进,说明支流蓄水量进入干流越多,引起支流口以下的干流河段冲刷量越大,其计算结果与实测值满足生产实践精度,可作为多沙河流水库调水调沙方案制定参考。  相似文献   

基于挟沙力的三峡水库泥沙淤积形态分析          下载免费PDF全文

李文杰  李娜  杨胜发  王涛 《水科学进展》2016,27(5):726-734

三峡水库蓄水运用后,泥沙淤积主要分布在常年库区的宽谷和弯道,峡谷则无累积性淤积。基于实测资料计算了三峡成库前（2001年）和成库后（2003-2011年）的挟沙力,结果表明挟沙力随着不同运行阶段坝前水位的抬高而逐步降低,宽谷河段降低幅度较大,峡谷河段降低幅度较小,泥沙淤积比率逐步增大。宽谷河段挟沙力普遍降至含沙量以下而发生淤积,峡谷河段挟沙力仍大于含沙量而无累积性淤积。流量越大,宽谷河段的挟沙力越小于含沙量,而峡谷河段的挟沙力越大于含沙量,表明宽谷河段淤积主要发生在汛期,而峡谷河段汛期以冲刷为主。由于细颗粒泥沙絮凝沉降以及黏性淤积物难以冲刷,恢复饱和系数淤积取1、冲刷取0.01得到的沿程淤积量计算值与实测值吻合较好。弯道河段计算的淤积量与实测值差异较大,表明弯道河段二维特征明显,利用一维的挟沙力计算淤积量不能适用。  相似文献   

荆江三口分流变化及三峡水库蓄水影响          下载免费PDF全文

朱玲玲  许全喜  戴明龙 《水科学进展》2016,27(6):822-831

长江中游荆江的水沙通过三口洪道分流入洞庭湖,三口分流是荆江-洞庭湖关系调整的驱动因子,为揭示其变化特征及三峡工程运用的影响,基于大量的原观数据,系统研究了近60年三口分流比的变化过程,提出其显著调整特征及诱发因素,引入径流还原计算方法,量化了三峡水库不同运用方式对三口分流量的影响幅度。结果表明:①特大洪水及重大人类活动等诱发因素作用下,三口分流比出现4~5年持续性减小的趋势调整期,之后进入分流比稳定恢复的平衡调整期;②2003-2014年,三峡水库汛前枯水补偿调度使得三口分流量年均增加8.000亿m3,汛后蓄水使得三口分流量年均减小29.00亿m3,对三口分流综合影响量为年均减少21.00亿m3,占同期三口年均分流量的4.29%。  相似文献   

Controls on reservoir heterogeneity of tight sand oil reservoirs in Upper Triassic Yanchang Formation in Longdong Area,southwest Ordos Basin,China: Implications for reservoir quality prediction and oil accumulation     

《Marine and Petroleum Geology》2016

Compared to conventional reservoirs, pore structure and diagenetic alterations of unconventional tight sand oil reservoirs are highly heterogeneous. The Upper Triassic Yanchang Formation is a major tight-oil-bearing formation in the Ordos Basin, providing an opportunity to study the factors that control reservoir heterogeneity and the heterogeneity of oil accumulation in tight oil sandstones.The Chang 8 tight oil sandstone in the study area is comprised of fine-to medium-grained, moderately to well-sorted lithic arkose and feldspathic litharenite. The reservoir quality is extremely heterogeneous due to large heterogeneities in the depositional facies, pore structures and diagenetic alterations. Small throat size is believed to be responsible for the ultra-low permeability in tight oil reservoirs. Most reservoirs with good reservoir quality, larger pore-throat size, lower pore-throat radius ratio and well pore connectivity were deposited in high-energy environments, such as distributary channels and mouth bars. For a given depositional facies, reservoir quality varies with the bedding structures. Massive- or parallel-bedded sandstones are more favorable for the development of porosity and permeability sweet zones for oil charging and accumulation than cross-bedded sandstones.Authigenic chlorite rim cementation and dissolution of unstable detrital grains are two major diagenetic processes that preserve porosity and permeability sweet zones in oil-bearing intervals. Nevertheless, chlorite rims cannot effectively preserve porosity-permeability when the chlorite content is greater than a threshold value of 7%, and compaction played a minor role in porosity destruction in the situation. Intensive cementation of pore-lining chlorites significantly reduces reservoir permeability by obstructing the pore-throats and reducing their connectivity. Stratigraphically, sandstones within 1 m from adjacent sandstone-mudstone contacts are usually tightly cemented (carbonate cement > 10%) with low porosity and permeability (lower than 10% and 0.1 mD, respectively). The carbonate cement most likely originates from external sources, probably derived from the surrounding mudstone. Most late carbonate cements filled the previously dissolved intra-feldspar pores and the residual intergranular pores, and finally formed the tight reservoirs.The petrophysical properties significantly control the fluid flow capability and the oil charging/accumulation capability of the Chang 8 tight sandstones. Oil layers usually have oil saturation greater than 40%. A pore-throat radius of less than 0.4 μm is not effective for producible oil to flow, and the cut off of porosity and permeability for the net pay are 7% and 0.1 mD, respectively.  相似文献