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柴达木盆地侏罗系煤系烃源岩生烃潜力分类评价田光荣;李红哲;白亚东;裴明利;王牧【摘要】柴达木盆地侏罗系发育泥岩、炭质泥岩、煤和油页岩等多种类型煤系烃源岩.受沉积环境控制,不同类型烃源岩之间有机质丰度、有机质类型及生排烃模式等差别很大.传统的评价方法低估了炭质泥岩和煤的生烃潜力.提出了基于单位岩石烃源岩产烃率的定量评价方法,对不同类型烃源岩的总生烃量和总资源量定量预测表明:炭质泥岩对侏罗系生烃总量和油气资源的贡献率分别达到44.8％和41.7％,整体提升了柴达木盆地侏罗系烃源岩的资源潜力,煤型气的资源潜力大幅度提高,对柴达木盆地天然气勘探具有重要指导意义.【期刊名称】《煤田地质与勘探》【年(卷),期】2018(046)005【总页数】8页(P73-80)【关键词】生烃潜力;煤系烃源岩;定量评价;柴达木盆地【作者】田光荣;李红哲;白亚东;裴明利;王牧【作者单位】中国石油勘探开发研究院西北分院,甘肃兰州 730020;中国石油勘探开发研究院西北分院,甘肃兰州 730020;中国石油勘探开发研究院西北分院,甘肃兰州 730020;中国石油勘探开发研究院西北分院,甘肃兰州 730020;中国石油青海油田分公司,甘肃敦煌736202【正文语种】中文【中图分类】P618.11煤系烃源岩是指含煤岩系(或煤系)中具有生烃能力的岩层，主要包括煤层、暗色泥岩和炭质泥岩[1-2]，在部分盆地含煤地层中还可见一定数量的油页岩。
煤系烃源岩在我国广泛发育，其形成的煤成气在天然气资源中占有重要的地位[3-4]，煤系烃源岩不仅能形成大中型煤成气藏[3-6]，而且也能够形成具有工业价值的油藏[6-11]。
弄清煤系烃源岩的生烃潜力，将有助于我们对油气资源进行科学评价，指导油气勘探。
由于煤系烃源岩具有种类多样性，不同类型之间地球化学特征和生烃特征差别悬殊，如何评价煤系烃源岩的生烃潜力仍然存在争议，特别是定量评价方法有待研究。
多年来不同的研究者研究的煤系烃源岩沉积环境、保存条件、有机质来源和成熟度的不同，导致不同学者提出的评价标准差异较大[1,6-8,12-20]，由于缺乏统一的评价指标(参数)，导致不同类型煤系烃源岩的评价结果存在不确定性。
基岩潜山油气藏是世界油气勘探开发的一个重要领域，同时也是中国油气储量增长的重要组成部分[1-3]，在我国油气勘探开发中的作用和地位越发明显[4]。
近年来，国内辽河、准噶尔以及柴达木盆地基岩潜山油气藏的规模发现，展示了基岩油气藏良好的勘探前景。
尤其是柴达木盆地阿尔金山前带新近发现了东坪、尖北、冷北等多个大中型基岩块状整装气藏[5-8]，取得重大油气勘探发现，成为柴达木盆地新的增储领域。
除此之外，位于柴北缘马北凸起东段（以下简称马海东地区）的元古界基岩油藏勘探也取得了较大进展，相继发现了马北3、山古1、山3等多个潜山油藏和含油气构造，成为该区除古近系之外另一有利的勘探领域。
通过开展柴北缘马海东地区基岩油藏成藏条件分析，在对基岩岩性、储盖特征、成藏关键要素研究的基础上，明确了马海东地区基岩具备形成规模油藏的有利条件，以期为研究区基岩油藏勘探和目标优选提供地质理论依据。
1 地质背景马北凸起位于柴北缘东段，构造上属于盆内二级构造单元马海-大红沟凸起的北端，北邻尕西-鱼卡侏罗系生烃凹陷。
马北凸起是中生代以来继承性发育的低凸起区[9-10]，北部以马仙断裂为界与柴达木盆地北缘马海东地区基岩油藏成藏条件分析李军亮中国石化胜利油田分公司 勘探开发研究院 山东 东营 257015 摘要：柴达木盆地阿尔金山前基岩风化壳气藏勘探取得了重大突破，位于柴北缘马北凸起东段的马海东地区基岩勘探也获得了新发现，展现出良好勘探前景。
由于对该区基岩油藏的成藏背景和关键要素缺乏系统认识，制约了勘探步伐。
利用露头、岩心、分析化验、测井、试油等资料对基岩储层的基本特征及成藏条件进行分析，研究表明：马海东地区基岩发育3类9种岩性，储集空间以构造缝、溶蚀缝为主，其次为溶蚀孔，为低孔低渗储层；紧邻富烃凹陷、良好的储盖组合、有效的网状输导体系构成基岩优越的“源-断-储”配置，是基岩成藏的关键；马海东地区成藏条件最为有利，具备发育基岩风化壳构造、低位潜山断块和内幕断块等多种类型油藏的有利条件，是下步勘探的有利方向和目标类型之一。
基金项目：中国石油天然气股份有限公司“九五”重点科技攻关项目（970208）第一作者简介：党玉琪，男，46岁，高级工程师，石油与天然气地质收稿日期：2004-11-02文章编号：0253-9985（2004）06-0614-06柴达木盆地油气成藏的主控因素党玉琪1，2，熊继辉1，刘震1，马达德1，2，汪立群1，2，李潍莲1（1.石油大学石油天然气成藏机理教育部重点实验室，北京102249； 2.中国石油青海油田公司，甘肃敦煌736202）摘要：通过对柴达木盆地油气成藏地质条件及成藏过程的系统研究，柴达木盆地油气藏形成主要受到6种因素的控制：（1）生烃凹陷控制油气总体分布格局；（2）储集层质量影响油气藏的形成；（3）异常流体动力场控制油气的运移和聚集；（4）油源断层控制油气藏的形成；（5）喜山运动中晚期活动控制构造圈闭的形成和发展；（6）圈闭带的分布决定油气藏的具体分布。
关键词：柴达木盆地；油气成藏；主控因素；圈闭带中图分类号：TE122.1文献标识码：AMain factors controlling hydrocarbon accumulation in Qaidam basinDang Yuqi 1，2，Xiong Jihui 1，Liu Zhen 1，Ma Dade 1，2，Wang Liqun 1，2，Li Weilian 1（1.Key Laboratory for Hydrocarbon Accumulation Mechanism ，University of Petroleum ，Beijing ；2.Qinghai Oilfield Company ，PetroChina ，Dunhuang ，Gansu ）Abstract ：Systematic study of the geological conditions and processes of hydrocarbon accumulations in Qaidam basin shows that there were six main factors controlling hydrocarbon accumulations.（1）Hydrocarbon generating sag con-trolled the distribution pattern of oil and gas.（2）Reservoir quality influenced the formation of oil and gas reservoirs.（3）Abnormal hydrodynamic field controlled the migration and accumulation of hydrocarbons.（4）Faults in source rocks controlled the formation of oil and gas reservoirs.（5）Middle and late Himalayan movements determined the formation and development of structural traps.（6）Occurrence of trap belts determined the specific distribution of pools.Key words ：Qaidam basin ；hydrocarbon accumulation ；main control factor柴达木盆地位于青藏高原北部，由阿尔金山、祁连山、昆仑山所环绕，为一大型山间内陆盆地。
致密油成藏条件及发展趋势致密油藏具有典型特征，形成须具备三个基本条件：（1）致密储层的广覆式分布。
（2）成熟度适中的优质烃源岩大面积分布。
（3）致密储层与烃源岩共生层系的大范围分布。
致密油成藏模式及成藏机理等研究较为薄弱，不利于准确预测致密油藏技术可采储量及工业开采价值，这些方面应是以后致密油藏的研究方向。
标签：致密油成藏条件发展趋势0引言致密油指蕴藏在低孔隙度和渗透率的致密含油层中的石油资源[1-4]。
我国致密油资源储量丰富，勘探前景良好，全国累计致密油有利勘探面积约10.3万km2，地质资源量80亿～100亿t，具有良好的勘探开发前景。
1致密油基本特征美国是致密油开发最多的地区之一，主要集中在Bakken、Barnett和EagleFord 页岩区带内。
国内有关致密油的研究尚处于初级阶段，在四川盆地、鄂尔多斯盆地及松辽盆地等地有较为深入的研究。
根据陆相生油理论总结了中国致密油类型和评价指标[5]。
3种致密油类型包括：①湖相碳酸盐岩致密油：白云岩、白云石化岩类、介壳灰岩、藻灰岩和泥质灰岩等。
②深湖水下三角洲砂岩致密油：三角洲前缘和前三角洲形成的砂-泥薄互层沉积体。
③深湖重力流砂岩致密油：砂质碎屑流和浊流形成的以砂质为主的丘状混合沉积体。
10项评价指标包括：孔隙度和渗透率、基质孔隙类型、构造背景、分布面积与储层厚度、TOC和成熟度、地层压力、流体性质及可流动性、钻井深度、可压裂性、地面条件。
2成藏条件致密油成藏不需要常规油气所必须的圈闭，在背斜、向斜等任何地方，只要配以良好的烃源岩及其他的特定条件均可形成致密油藏。
由于致密储层主要为低孔低渗，孔隙流体多呈非达西线性流，孔吼半径为纳米级，油藏不太可能发生长距离的运移，形成后也不容易散失破坏，以初次运移为主。
致密油藏需具备以下3个条件：（1）致密储层的广覆式分布。
（2）成熟度适中的优质烃源岩大面积分布。
（3）致密储层与烃源岩共生层系的大范围分布。
2.1致密储层的广覆式分布由于致密储层储集物性较差，大面积的较厚储层便成为重要条件，弥补了孤立致密油藏开采所带来的低经济效益。
基于岩石物理实验的致密油储集层脆性指数预测——以柴达木盆地跃灰101井区为例张平; 夏晓敏; 崔涵; 陈园园; 王文卓【期刊名称】《《新疆石油地质》》【年(卷),期】2019(040)005【总页数】9页(P615-623)【关键词】柴达木盆地; 致密油; 脆性指数; 岩石物理实验; 杨氏模量【作者】张平; 夏晓敏; 崔涵; 陈园园; 王文卓【作者单位】中国石油勘探开发研究院西北分院兰州730020; 中国石油青海油田分公司勘探开发研究院甘肃敦煌736202【正文语种】中文【中图分类】TE122随着石油勘探开发技术的不断进步，致密油、页岩油等已经成为国内外油气勘探的新热点，引起广泛关注，并得到有效开发，在油气储量和产量中所占比例也逐年提高。
在柴达木盆地近年来的油气勘探中，通过开展致密油地质条件研究，发现了具有致密油特征的油气藏[1]，但是致密油甜点预测关键技术相对缺乏，难以有效支撑勘探井位目标优选及潜力区带评价。
储集层可压裂性是致密油储集层改造方案设计及优化的重要依据，其中岩石的脆性被认为是表征压裂难易程度的关键参数[2]。
岩石脆性指数是指岩石在外力作用（如压裂）下容易破碎的性质，在致密储集层体积压裂中，岩石脆性指数越高，岩石越容易产生剪切破裂形成人造裂缝，由此改善储集层的渗流能力[3-4]，提高工业开采价值。
岩石脆性指数常用的评价方法主要有岩石力学实验法[5-7]、脆性矿物含量法[8-9]及弹性参数法[10-12]，岩石力学实验法需要开展大量的岩石实验分析，实验成本较高，而其主要为岩心分析结果，无法对目的层脆性连续性做出评价；脆性矿物含量法对不同矿物脆性的界定缺乏明确标准，针对不同岩性组合和不同矿物组成，通常基于X射线衍射全岩矿物分析或经验统计，缺乏理论依据；弹性参数法早期主要依据Barnett页岩勘探开发统计分析[13]，认为高杨氏模量和低泊松比的页岩脆性更强，但是致密油藏体积压裂主要利用静态脆性指数，动、静态弹性参数之间的关系需要根据研究区特点建立。
柴达木盆地昆北油田成藏主控因素分析作者：王鹏等来源：《石油知识》 2013年第5期王鹏1 梅洪2 高发润1 张庆尧3 雷刚4（1青海油田勘探开发研究院；2青海油田科技信息处；3青海油田勘探事业部；4青海油田测试公司甘肃敦煌 736202）摘要：通过对柴达木盆地昆北油田成藏地质条件及成藏过程的系统深入研究，结合近几年该区石油勘探实践经验，总结出其油气形成主要受到6种因素的控制：①紧邻主力生烃凹陷；②持续隆起的古构造背景；③断裂-不整合良好的输导体系；④广泛发育各类优质储层；⑤储盖组合配置良好；⑥发育多种类型圈闭。
这六种主控因素在时间、空间上的有利匹配，共同决定了昆北油田油气藏的形成与分布。
关键词：昆北油田；成藏；主控因素1 引言柴达木盆地昆北油田位于柴西南昆仑山前，东西长120km，宽10～30km。
勘探面积2000km2，该区共发育七个泉组（Q1+2）-上干柴沟组（N1）、下干柴沟组上段（E32）、下干柴沟组下段（E31）、路乐河组（E1+2）及基岩等5套地层，沉积厚度800～2600m，发育多套储盖组合，勘探实践证实存在三套含油层系：E31中下部细砂岩、底砾岩（单油层厚度30～35m），E1+2中下部细砂岩、含砾砂岩（单油层厚度30～45m），及基岩风化壳。
早期，由于昆北油田地震资料稀少，仅部署少量二维地震，圈闭落实程度较低，再加上对该区烃源岩的展布规律、沉积储层发育特征、构造演化及断裂的发育及分布认识还不到位，给成藏研究带来很大的困难。
因此，结合勘探实践，总结昆北油田油气成藏的主控因素，对指导该区下步油气勘探具有重要的实际意义。
本文在昆北地区成藏过程系统研究的基础上，总结出油气藏形成主要受以下6种因素控制。
昆北油田位于柴达木盆地西部祁漫塔格山北缘，距花土沟石油基地约42km，行政区隶属青海省海西州茫崖镇。
地面为沙丘和草地，地面平均海拔在3200m左右，主要为沼泽及盐碱地，属封闭内陆盆地的干旱荒漠区。
柴达木盆地北缘侏罗系页岩油气成藏条件地质地球化学分析付小东;邱楠生;饶丹;秦建中;申宝剑;许锦;陈迎宾【摘要】In order to discuss shale oil and gas accumulation conditions and predict favorable prospect areas and exploration layers within the Lower-Middle Jurassic strata in the north margin of the Qaidam Basin, the thickness, organic geochemical characteristics, physical properties, oil and gas content of shale from the Huxishan Formation (J1h) and the Dameigou Formation (J2d) were studied systematically. The result showed that the thickness of organic-rich shale of J1h and J2d are large, and their TOC values are generally greater than 1.5%. The kerogen types of organic matters are mainly type Ⅱ and type Ⅲ. The maturity of organic matters varies from immature stage to over-mature stage. Brittle mineral content is approximately 50%, porosity mainly from 1%to 8%. Shales from J1h andJ2d show strong adsorption capacity to gas, and abnormal total hydrocarbon were observed in many wells in gas logging of J1h and J2d shale layer. It indicates that J1h and J2d are essential for the formation of shale oil and gas reservoir. The Middle-Upper Group of J1h is the favorable layer for shale oil and gas, and the favorable prospect area should be mainly located in the Lenhu No.4-5 tectonic belt. The 5th Member of J2d is favorable layer for shale gas while the 7th Member is favorable layer for shale oil. The favorable prospect areas are mainly located in the Suganhu Depression, the Yuka Fault Depression, the Hongshan Fault Depression, the Ounan Sag, the eastern part and the southern part of theDelingha Fault Depression.%基于柴达木盆地北缘侏罗系中下统富有机质泥页岩厚度、有机地化特征、物性及泥页岩含油气性等的分析研究，探讨了该地区页岩油气成藏的地质条件，对有利的勘探层段和区带进行了预测。
浅谈不同地质条件下致密油藏的开发技术摘要：塔里木油田、吐哈油田、克拉玛依油田、准噶尔盆地吉木萨尔芦草沟组致密油，是新疆的主要油田分布区。
由于受不同地质条件的影响，使得其油藏的分布储层和构造不尽相同。
对于开采技术而言，相应的也就迎合了不同地质条件下形成的致密油藏分布。
随着油田勘探开发技术的不断上升，有效地拓展石油资源空间，提高油井开发质量，提高作业效率，降低钻井和储层改造时间和费用，减少新疆地区不同地质条件下致密油藏的开发技术成本，是现代石油开采工业努力的方向。
论文通过对新疆地区地质条件分析，论述新疆地区致密油藏分布特点，进而对不同地质条件下致密油藏开发技术和开采难度进行评述，以解决致密气藏开发的关键技术问题。
关键词：地质致密油藏开发技术油田新疆油田是我国西部地区最大的石油生产企业，每年为我国产油事业贡献成就很大。
新疆“三山夹两盆”的特殊地形地貌特点，是在经年的历史积淀中形成的丰富的矿产资源。
新疆地区已探明的石油储量，占据我国陆上石油资源量的30%。
随着石油资源的勘探开发技术的不断进步，对石油的开采也从传统的“常规油气资源开发”向“非常规油气资源开发”迈进。
致密油藏，是一种石油成藏组合，其中轻质原油保存在低渗透含油地层中，油藏包含地层、原油、生储盖层等多方面内容，如页岩地层或者致密砂岩地层。
油藏要素具备致密特征，形成的油层为低渗透的储集油。
因为其复杂性就变现在一个“藏”字上面，利用压裂和水平井钻探技术，对于致密油的油水边界的确认，技术方面仍需要做进一步的提升。
在对致密油田的探测和研究试验中，将解决致密油藏开发的关键技术作为油田工程技术开发的主要研究方向去努力。
一、新疆地区地质条件分析白垩纪地质形成时期，气候比较温暖，植被生长茂盛。
位于北纬40°～90地区的年平均气温为10℃左右，未有极地冰雪覆盖的场景。
在很长的一段历史时期内，经历地下活动的变迁，逐步的在特殊的历史背景下，形成了不同地质分层结构。
百家述评•264【参考文献】[1]李锦锋.研究油田长8段致密砂岩油藏成藏条件及有利发育区预测[J].石油地质与工程,2016,30(2):9-11+16.[作者简介：沈冰玥，胜利油田分公司物探研究院东辛地区油气勘探。
]文/沈冰玥致密砂岩油藏成藏主控因素及勘探潜力分析摘要 研究区域构造为一平缓西倾单斜，内部构造相对简单，斜坡带上发育一系列规模大小不一且由东向西倾没的低幅度鼻状隆起构造。
盆地先后经历了中晚元古代坳拉谷、早古生代陆表海、晚古生代海陆过渡、中生代内陆湖盆及新生代周边断陷等五大演化阶段，形成了下古生界碳酸盐岩、上古生界海陆过渡相煤系碎屑岩、及中新生界内陆碎屑岩沉积的三层结构。
研究区A段属深湖浊积扇沉积，砂岩十分致密，地质基础研究十分薄弱，对其致密砂岩储层特征及主控因素、致密砂岩油藏成藏条件及主控因素等认识尚不明确。
根据探井和评价井的测井、录井和岩心资料，对研究区A致密砂岩油藏成藏条件及主控因素进行分析，并圈定出有利勘探区域，对今后研究区及鄂尔多斯盆地其他区域致密砂岩油藏的勘探开发具有重要的参考。
关键词 A组;致密砂岩油藏;成藏条件;主控因素;勘探开发1 成藏主控因素分析1.1 优质烃源岩是成藏的基础优质的烃源岩是致密砂岩油气藏形成的物质基础。
研究区位于鄂尔多斯盆地沉积—沉降中心处，油源十分丰富。
广泛分布的X1油页岩和A油页岩是研究区良好的生油岩系，为A段致密砂岩油藏的形成奠定了丰富的物质基础。
本次研究结合前人在鄂尔多斯盆地做的X1油层组及A油层组烃源岩分布规律，绘制了研究油田X1烃源岩及A烃源岩厚度等值线图。
在研究区X1烃源岩较厚的区域主要位于研究区西南部柳洛峪区，厚度均超过50m，具备很好的生烃潜质。
1.2 优越的沉积微相之下优良的储层物性是成藏的关键研究表明，优越的沉积相和成岩相有利于形成厚度大且储集性能好的储层，是油气富集的主要区域。
在研究区，已发现的A油层组有较好油气显示且已获工业油流的井位大部分均分布在深湖区浊积扇扇中浊积主水道部位，而扇中浊积主水道是浊积扇主要砂体发育区。
柴达木盆地油气资源研究现状及问题刘顺宇;赵荣【摘要】柴达木盆地是我国西部重要的含油气盆地,地质条件非常复杂,发育了石炭系海陆过渡相、侏罗系湖相—湖沼相、古近系咸化湖相和第四系盐湖相4套不同类型的烃源岩层系.盆地的油气资源种类多样,柴西扎哈泉地区新近系上干柴沟组致密油、柴北缘鱼卡地区中下侏罗统页岩气、三湖坳陷第四系生物气等.在前人研究成果的基础上,总结了柴达木盆地油气资源的研究现状及问题,柴西地区一直是勘探的重点,常规的基岩油气藏和非常规的致密油共同开发,基岩油气藏存在埋藏深,地质构造复杂,勘探开发难度大,致密油具有有机质丰度、成熟度偏低,生烃转化率高的特点,因此难以应用常用的致密油评价方法对\"甜点\"进行预测;柴北缘地区页岩气发展迅速,但有机质丰度变化大、有机孔少,以次生孔隙为主,因此\"甜点\"预测难度较大;三湖地区生物气勘探时间长、分布广、资源量大,但鉴于特殊的地质背景,储层预测难度大.【期刊名称】《中州煤炭》【年(卷),期】2019(041)002【总页数】7页(P92-97,101)【关键词】柴达木盆地;致密油;页岩气;生物气【作者】刘顺宇;赵荣【作者单位】东北石油大学,黑龙江大庆 163318;东北石油大学,黑龙江大庆163318【正文语种】中文【中图分类】F426.220 引言柴达木盆地是我国西部重要的含油气盆地，地质条件非常复杂，存在许多勘探的不利因素，如在青藏高原隆升的作用下，受到喜山晚期构造运动的改造，油气保存条件差，柴西地区古今系—新近系所发育的咸化湖相烃源岩，具有有机质丰度、成熟度整体偏低(TOC多小于1.0%，Ro普遍低于1.0%)的特点[1]，基于传统的认识，柴西地区生烃潜力小，难以形成大规模的油气田，柴北缘中下侏罗统在燕山晚期的构造作用下，遭受强烈的褶皱、抬升和剥蚀，优质烃源岩分布受限，给油气成藏的研究带来极大的困难，因此引起了许多学者的重视[2]。
致密油储层微观特征及其形成机理——以鄂尔多斯盆地长6—长7段为例钟大康【摘要】鄂尔多斯盆地陇东地区长(延长组)6段和长7段富含大量致密油,但由于对其微观特征与成因缺乏深入了解,阻碍了该区致密油的有效开采.为此,根据岩石孔隙铸体薄片、场发射扫描电镜等技术,对研究区长6段和长7段致密油储层微观特征及其成因进行了深入研究.结果表明:研究区致密油储层形成于三角洲前缘远端远砂坝-席状砂及半深湖-深湖重力流沉积环境,岩石粒度细(主要为极细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩及粉砂质泥岩)、杂基含量高(8%~10%),几种储集岩的孔隙均极不发育,面孔率低,平均1畅8%,孔径小(平均30μm),喉道细(平均0畅08μm),平均孔隙度9%,渗透率基本上都低于0畅3×10-3μm2,物性差.孔隙类型主要为粒间杂基微孔、长石及岩屑溶孔、胶结物晶间微孔.不同岩石类型其微观特征存在差异.沉积环境决定了其粒度细、粘土杂基高,细粒高粘土杂基岩石抗压性差,强烈的压实作用导致大量的原生孔隙损失,孔喉变得更加细小;孔喉细小的岩石由于孔隙中各种流体离子的半渗透膜效应引起强烈的碳酸盐和粘土矿物胶结,尤其是伊利石搭桥状和丝网状胶结,使岩石孔隙度渗透率进一步变差,后期酸性流体也难以进入发生溶蚀作用;云母与水云母杂基及碳酸盐胶结物对石英的强烈交代导致岩石抗压性变差以及固体体积增加,最终导致岩石的致密化.%The 6th and 7th members of Yanchang Formation (Chang 6 and Chang 7) contain a large number of tight oil inthe Longdong area of Ordos Basin.However,poor understanding of their microscopic characteristics and genesis has hin-dered the exploitation of tight oil.The current study attempts to investigate the pore throat characteristics and genesis of tight oil reservoirs of Chang 6 and Chang 7members of Yanchang Formation on the basis of pore cast thin section,field emission electron microscopy ( FE-SEM) and so on.The results show that the tight oil reservoirs were deposited in distal bar and sheet sand of delta front and gravity flow of semi-deep to deep lake,and the tight oil reservoir rocks with fine grain size and high matrix content ( 8%-10%) consist of very fine sandstones, siltstones, pelitic siltstones and silty mudstones.These reservoir rocks have very poorly developed pores,low thin section porosity averaging at 1.8%,small pore radius averaging at30μm,fine throat radius averaging at 0.08μm,low porosity averaging at 9%and low permeabi-lity of less than 0.3 ×10 -3μm2 .The main pore types of the tight oil reservoirs are micropore of intergranular matrix,dis-solution pore of feldspars and rock fragments and intercrystalline pore of cements.The microscopic characteristics of dif-ferent oil reservoir rocks are different.The low-energy sedimentary environment is decisive in determining the fine grainsize and high matrix content of the reservoir sandstones,which have weak resistance to compaction in early burial stage, hence,significant amount of original pore volume is lost,and the pore throat sizes become smaller.In the reservoir rocks with tiny pore throats,the strong carbonate and clay mineral cementation ( especially the bridging and network-like ce-mentation of illite) ,caused by semi-permeable membrane effects of ions,further reduce the porosity and permeability of the reservoir rocks, preventing the later acidic fluid dissolution and formation of secondary porosity.In addition, the strong replacement of quartz by detrital micas grain,hydromuscovite matrix andcarbonate cement lowers the resistance of the reservoir rocks and increases the solid volume,finally leading to the tightening of the reservoir rocks.【期刊名称】《石油与天然气地质》【年(卷),期】2017(038)001【总页数】13页(P49-61)【关键词】微观特征;形成机理;储层;致密油;鄂尔多斯盆地【作者】钟大康【作者单位】畅中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室,北京,102249;畅中国石油大学(北京) 地球科学学院,北京,102249【正文语种】中文【中图分类】TE122.2随着我国对油气资源需求量的不断增长及石油工业的发展，油气勘探开发领域已经开始从常规油气资源延伸到非常规油气资源[1-12]。
《致密油储层孔隙结构特征研究》篇一一、引言随着全球能源需求的不断增长，致密油储层因其丰富的资源潜力而备受关注。
致密油储层的开采与利用，关键在于对其孔隙结构特征的理解与掌握。
本文旨在研究致密油储层孔隙结构的特征，通过对孔隙形态、大小分布及连通性等方面的深入分析，为致密油的开发提供理论基础和技术支撑。
二、研究区域与对象本文选择某地区致密油储层为研究对象，该地区地质条件复杂，具有丰富的致密油资源。
通过详细的地质资料和实验数据，对储层的孔隙结构特征进行全面分析。
三、研究方法（一）文献综述首先，对国内外关于致密油储层孔隙结构特征的研究进行文献综述，了解当前研究进展及存在的问题。
（二）实验方法采用扫描电镜、压汞实验、核磁共振等技术手段，对致密油储层的孔隙形态、大小分布及连通性进行实验分析。
（三）数据处理与分析对实验数据进行处理，运用图像处理技术、统计分析方法等，对孔隙结构特征进行定量描述和定性分析。
四、实验结果与分析（一）孔隙形态特征通过扫描电镜观察，发现致密油储层孔隙形态多样，主要包括圆形、椭圆形、长条形等。
不同形态的孔隙在储层中的分布和比例有所不同，对油气的储集和运移产生影响。
（二）孔隙大小分布特征压汞实验结果表明，致密油储层孔隙大小分布范围较广，以微孔和介孔为主。
不同大小的孔隙对油气的吸附能力和运移速度有重要影响。
通过对孔隙大小分布的定量描述，可以更好地理解储层的储集和运移能力。
（三）孔隙连通性特征核磁共振等实验结果表明，致密油储层孔隙连通性较差，但局部地区存在较好的连通性区域。
连通性好的区域有利于油气的运移和采收。
通过对连通性的分析，可以优化开发方案，提高采收率。
五、结论与建议（一）结论通过对致密油储层孔隙结构特征的深入研究，发现该地区储层孔隙形态多样，以微孔和介孔为主，连通性较差但局部地区存在较好的连通性区域。
这些特征对油气的储集、运移及采收具有重要影响。
（二）建议1. 在开发过程中，应针对不同孔隙形态、大小及连通性的区域制定相应的开发策略，优化开发方案。
四川盆地下古生界油气地质条件及勘探前景一、本文概述四川盆地，位于中国西南地区，是一个具有丰富油气资源的沉积盆地。
其下古生界地层发育完整，沉积了丰富的烃源岩和储集层，为油气的生成和聚集提供了有利的条件。
然而，由于四川盆地的地质构造复杂，油气勘探难度较大，因此，对四川盆地下古生界油气地质条件及勘探前景进行深入研究，对于推动该区域的油气勘探工作具有重要的理论和实践意义。
本文旨在全面分析四川盆地下古生界的油气地质条件，包括烃源岩特征、储集层特征、盖层特征以及油气运移和聚集规律等。
通过综合运用地质、地球物理和地球化学等多种手段，对四川盆地下古生界的油气勘探前景进行综合评价，以期为后续的油气勘探工作提供科学的参考依据。
文章将首先介绍四川盆地的区域地质背景，包括地层发育、构造演化以及沉积环境等。
然后，重点分析下古生界烃源岩的有机质丰度、类型和成熟度，评估其生烃潜力。
接着，研究储集层的岩石学特征、物性特征和含油性，评价其储油能力。
对盖层的封闭性能进行分析，探讨其对油气聚集的影响。
综合分析油气运移和聚集的规律，评价四川盆地下古生界的油气勘探前景。
通过本文的研究，期望能够为四川盆地的油气勘探工作提供有益的参考，推动该区域的油气勘探取得新的突破。
二、四川盆地下古生界地层特征四川盆地，位于中国西南地区，是一个以碳酸盐岩和碎屑岩为主的叠合盆地。
其下古生界地层发育齐全，主要包括寒武系、奥陶系和志留系，这些地层在盆地的不同区域有着各自独特的分布和发育特征。
寒武系地层在四川盆地中广泛分布，主要由碳酸盐岩组成，夹有少量的碎屑岩。
这一时期的沉积环境多为浅海相，地层中富含化石，是研究早期生命演化的重要窗口。
奥陶系地层则主要发育在盆地的东部和南部，以碎屑岩为主，夹有碳酸盐岩。
奥陶纪时期，盆地经历了多次海平面升降，形成了多个沉积旋回，地层中可见丰富的生物化石和沉积构造。
志留系地层在盆地中分布较为局限，主要出露在盆地的边缘地区。
这一时期的地层以碎屑岩为主，沉积环境多变，既有深海相沉积，也有浅海相和滨海相沉积。
文章编号：1000-0550（2013）04-0672-11收稿日期：2012-06-25；收修改稿日期：2012-08-27柴达木盆地致密油形成的地质条件及勘探潜力分析付锁堂1张道伟1薛建勤1张晓宝2（1．中国石油青海油田公司，甘肃敦煌736202；2．中国科学院地质与地球物理研究所兰州油气资源研究中心，兰州730000）摘要柴达木盆地具备致密油形成的地质条件。
柴达木盆地大面积分布的中下侏罗统（J 1+2）半深湖相泥岩、第三系下干柴沟组（E 3）、上干柴沟组（N 1）半深湖及深湖相烃源岩和与其互层或位于其附近的滨浅湖相砂体或碳酸盐岩构成了对致密油形成非常有利的源储共生关系。
柴北缘侏罗系湖相烃源岩有机碳平均1．85%，有机质类型以Ⅰ—Ⅱ2型为主，处于成熟—高成熟阶段，具有较好的生油潜力。
柴西第三系烃源岩有机碳一般在0．4% 1．2%，有机质类型以Ⅰ—Ⅱ1型为主，ＲO 分布在0．4% 1．2%范围内，处于生油窗内。
与国内其它盆地相比，柴西第三系烃源岩具有烃转化率较高的特点。
碎屑岩储集空间以残余粒间孔和溶蚀孔隙为主，孔隙度3．8% 10．2%，渗透率0．1 2．0ˑ10－3μm 2，储层具有单层厚度较薄、纵向上多层叠加、累计厚度较大、平面上多油层复合叠置分布的特点。
碳酸盐岩储集空间以溶蚀孔和层间收缩缝为主，孔隙度5% 7%，渗透率0．2 0．7ˑ10－3μm 2，储层层数较多，单层厚度薄，多沉积相带控制，具有横向广覆连片分布的特点。
古构造斜坡区和生油凹陷中心是致密油分布集中区。
致密油可能的成藏组合包括源内包裹组合、源上广覆组合、源下依伏组合和源侧披覆组合等四种。
柴达木盆地致密油资源丰富、潜力大，初步估算资源量在8．16 10．46ˑ108t 。
通过成藏条件分析，认为柴西扎哈泉—乌南、小梁山—南翼山、七个泉—跃进和柴北缘冷湖等四个有利勘探区带可作为近期致密油勘探的首选目标。
关键词有利区带勘探潜力地质条件致密油柴达木盆地第一作者简介付锁堂男1962年出生教授级高级工程师油气勘探研究及管理E-mail ：fstqh@petrochina．com．cn 中图分类号P618TE122文献标志码A0引言伴随着石油勘探开发技术的不断进步，非常规油气如油砂、煤层气、页岩油气和致密油气等已引起广泛关注，并得到有效开发，在油气储量和产量中所占比例也逐年提高［1，2］。
近年来，致密油已成为非常规油气勘探的又一新热点，在西方被誉为“黑金”［3，4］。
致密油勘探开发技术发展最快的是美国，目前已发现致密油盆地19个，可采储量约为23ˑ108t ，主要集中在巴肯和鹰滩的页岩区带内，储集岩为致密砂岩和灰岩，借助水平井和分段压裂技术已开始实现大规模开发［5］。
国内致密油勘探开发技术发展处于领先地位的是鄂尔多斯盆地，已在延长组的致密砂岩中探明地质储量24ˑ108t ，准噶尔盆地和四川盆地在致密碳酸盐岩中也找到了数量可观的致密油资源［6］。
在柴达木盆地油气勘探过程［10］中也已开展了致密油地质条件研究，并发现了具有致密油特征［1 9］的油气。
早在上个世纪九十年代以前，对柴西北区的咸水泉、油泉子和柴北缘的潜西、鱼卡等构造进行钻探时，就在烃源岩层段及其附近的致密砂岩中见到良好油气显示。
最近十年里，在柴西南区红柳泉、跃进一号勘探下干柴沟组下段（E 31）主要目的层时，在下干柴沟组上段（E 32）与烃源岩互层的灰岩层段均见油气显示［11，12］，4口井见低产油流。
近两年在致密油地质条件分析的基础上有针对性地对乌南下油砂山组（N 21）、小梁山上油砂山组（N 22）、南翼山下油砂山组（N 21）低渗致密油藏进行了勘探，取得了重要进展，形成了规模储量接替区。
但致密油形成地质条件的研究在柴达木盆地还处于起步阶段，总体地质认识程度低，影响了致密油的勘探。
本文试图利用老井、老区复查资料，并结合石油地质实验数据，分析柴达木盆地致密油形成的沉积环境、源储共生关系、烃源岩条件、储层特征和分布、构造背景和成藏组合，预测其勘探潜力和有利区带，为今后致密油的勘探奠定基础。
1盆地地质概况柴达木盆地位于青藏高原北部，其大地构造位置居古亚洲构造域和古特提斯—喜玛拉雅构造域的结第31卷第4期2013年8月沉积学报ACTA SEDIMENTOLOGICA SINICA Vol．31No.4Aug．2013图1柴达木盆地构造单元划分Fig．1The teclonic units of the Qaidam basin合部，是在具有元古界变质结晶基底和古生界褶皱变形基底的地块上于印支运动后发育起来的一个中、新生代陆相含油气沉积盆地。
盆地面积12．1ˑ104km2，中、新生代沉积岩分布面积9．6ˑ104km2。
前人根据现今凹凸分布、主要控制断裂及基底性质，充分考虑沉积时的原盆地构造格局，并结合石油地质条件和油气勘探需要，将柴达木盆地划分为4个一级构造单元（图1），即：柴西隆起、一里坪坳陷、三湖坳陷和柴北缘隆起。
三叠纪晚期的印支运动，结束了柴达木地块的海侵历史，并逐渐进入陆相盆地演化时期，形成块断沉降带，奠定了侏罗纪盆地的基本格局。
中侏罗世末期的燕山运动，使早、中侏罗世的断陷盆地发生反转，盆地的沉积、沉降中心向南、向东偏移，快速堆积了一套上侏罗统—白垩系的红色碎屑岩建造，盆地北部和广大腹部地区处于剥蚀状态。
古近纪的喜马拉雅运动，使盆地古地形逐渐由中生代的南高北低转化为北高南低、东高西低，沉积中心随之向南、向西迁移，沉积湖盆也迅速发展壮大，在盆地中西部地区沉积了巨厚的暗色泥岩。
新近纪至第四纪的喜马拉雅运动，使盆地周缘山系进一步隆升，盆地西部结束了坳陷的发展时期而进入褶皱回返阶段，沉积中心逐渐向东迁移，到第四纪，沉积中心已迁移到东部三湖地区，形成第四纪新坳陷。
受上述构造沉积演化的控制，柴达木盆地自下而上发育了下侏罗统小煤沟组（J1）、中侏罗统大煤沟组（J2）、上侏罗统红水沟组（J3）、下白垩统犬牙沟组（K1）、上白垩统、古近系路乐河组（E1+2）、下干柴沟组下段（E31）、下干柴沟组上段（E31），新近系上干柴沟组（N1）、下油砂山组（N21）、上油砂山组（N22）、狮子沟组（N23）和第四系（Q1+2）（图2）。
侏罗系地层主要分布在柴达木盆地北缘地区（简称柴北缘），白垩系在盆地零星分布，主要集中在阿尔金山前和祁连山前，古近系和新近系在全盆地广泛分布。
2致密油气形成的地质条件2．1沉积环境条件烃源岩、储层和源储共生关系是致密油气形成的三个重要的地质条件［1 6］，而沉积环境及其演化又控制了致密油气形成的烃源岩、储层和源储共生关系，因此本文将沉积环境及其演化作为致密油气形成的基础地质条件进行讨论。
早侏罗世时期，柴达木盆地受南北向弱伸展作用力的影响，依附于早期正断层形成一系列规模较小、相互独立的断陷，在冷湖—潜西、鄂博梁—伊克雅乌汝一带发育半深湖—深湖相沉积，湖泊周边沉积了辨状河三角洲、滨浅湖相砂体。
中侏罗世时期，受构造运动的影响，盆地西部抬升，祁连山前和德令哈地区相对下沉，沉积中心向东向北转移至鱼卡—红山、德令哈地区，西部鱼卡—红山地区，发育浅湖—半深湖相，湖泊周缘形成了辫状河三角洲及滨浅湖砂体；东部德令哈地区水体较浅，形成大面积浅湖相沉积。
自晚古新世开始，以柴达木微板块为主要载体接受第三纪沉积，而此时的沉积中心随着西部挤压应力的加强也在不断地自西向东迁移［13］。
柴西地区在E31时期湖水面积开始扩大，略有向东迁移的迹象，半深湖区主要发育在七个泉、狮子沟、扎哈泉一带，其周边大面积发育辫状河三角洲前缘沉积；E32继承了E31的沉积体系，湖水面积进一步扩大，并明显向东376第4期付锁堂等：柴达木盆地致密油形成的地质条件及勘探潜力分析图2柴达木盆地地层及生储盖层分布图Fig．2Strata and source-reservoir-cap beds in the Qaidam basin迁移，首次使全盆地接受大面积沉积，半深湖区主要分布在七个泉—狮子沟—茫崖一带，跃进地区也发育湖相沉积，在红柳泉—乌南地区主要发育滨浅湖—半深湖相的滩坝或泥灰坪。
N1时期柴达木湖盆面积更为广阔，半深湖区在狮子沟—茫崖一带，向北扩至南翼山—大风山地区，在红柳泉—乌南地区主要发育辫状河三角洲前缘水下分流河道与滨浅湖滩坝。
N21时期，湖盆向东南迁移，西部沉积区凹陷中心由英雄岭凹陷扩大至茫崖，向北扩至小梁山—南翼山—大风山地区。
在E32 N1时期由于湖盆演化进入区域构造活动较稳定期，陆源碎屑输入量减小，沉积速率明显变小，湖平面处于上升阶段并达到高峰，滨浅湖环境中出现相对高地或隆起区，形成湖水面相对稳定、含氧充足的清水环境，促进了碳酸盐岩的发育。
2．2烃源岩条件晚印支以来，受构造活动影响，柴达木盆地沉积中心不断迁移，在纵向上自侏罗纪到第三纪沉积了三套互不叠置的优质烃源岩，分别是柴北缘中下侏罗统（J1+2）及柴西下干柴沟组（E3）和柴西上干柴沟组（N1）烃源岩，具有丰度较高、类型好、生烃潜力大等特点，为致密油的形成奠定了物质基础（图3）。
柴北缘侏罗系烃源岩主要发育在冷湖、伊北和鱼卡等凹陷，岩性为湖沼相泥岩、炭质泥岩，厚度在500 3000m，分布较广。
烃源岩有机质丰度较高，有机碳平均1．85%，有机质类型以Ⅰ—Ⅱ2型为主，有机质成熟度在成熟—高成熟阶段，具有较好的生油潜力。
柴西下干柴沟组上段（E32）烃源岩主要发育在红狮、扎哈泉、英雄岭和小梁山四个主力生烃凹陷，岩性以暗色泥岩和泥灰岩为主，厚度介于100 1000m，476沉积学报第31卷图3柴达木盆地烃源岩分布图Fig．3Source distribution in the Qaidam basin面积1．2ˑ104km2，有效烃源岩有机碳一般在0．4% 1．2%，有机质类型以Ⅰ—Ⅱ1型为主。
在柴西南的红狮、扎哈泉、英雄岭凹陷埋藏深度一般在3500 4600m，有机质成熟度Ｒo分布在0．6% 1．2%范围内。
柴西上干柴沟组（N1）烃源岩主要发育在狮子沟—英东—乌南以北的广大区域，岩性以暗色泥岩和泥灰岩为主，厚度在100 700m之间，面积10000 km2，有效烃源岩有机碳一般在0．4% 0．8%，有机质类型以Ⅰ—Ⅱ1型为主，有机质成熟度相对较低，Ｒo 在0．4% 1．2%范围内。
与国内其它盆地相比，柴达木盆地第三系烃源岩虽然有机质丰度不高，但在特殊的咸化湖盆沉积过程中，源岩具有烃转化率较高的特点，在有机碳含量相同的条件下有机质烃转化率高达30%以上，远高于其它盆地淡水湖相烃源岩（表1）。
2．3储层条件2．3．1储层类型及分布通过对以往油气勘探成果的复查，按照致密油的形成条件，柴达木盆地致密油储层岩性分为碎屑岩和碳酸盐岩两大类（表2）。
