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找到 9 条结果
摘要:为了明确渝东板凳沟下寒武统石龙洞组地层沉积特征,综合采取野外剖面观察、 普通薄片和元素地化参数等方法,对石龙洞组地层岩性特征进行详细描述,对该地层沉积特征进行划分.结果表明,渝东板凳沟下寒武统石龙洞组储层岩石类型以内碎屑灰岩和晶粒云岩为主,石龙洞组地层中δ13 C值变化区间为-2.2‰~0.9‰,平均值-0.7‰;δ18 O值为-9.2‰~-5.3‰,平均值-7.8‰;Z值分布范围在120.10~124.99,均>120,说明石龙洞组沉积期该地区处于海相环境.详细沉积亚相划分表明,该地层表现缓坡相沉积特征....
摘要:流体包裹体热动力学(PVTx)模拟应用包裹体组分、均一温度和气液比,结合模拟软件可以恢复包裹体被捕获时的古流体压力,以松辽盆地齐家地区高台子致密油层为例,应用激光共聚焦扫描显微镜、显微荧光和显微测温等分析,划分了油气充注幕次并恢复了各幕次流体古压力,该应用有效区分了不同幕次流体古压力特征.研究结果表明:齐家地区高台子油层存在两期油气充注,第1期发生在晚白垩世嫩江晚期(79 ~ 75 Ma),主要充注发黄色荧光的原油,古流体压力为16.13 ~ 16.97 MPa;第2期发生在晚白垩世明水期(69~65 Ma),主要充注发黄绿色、蓝绿色荧光颜色的原油,古流体压力为22.14~26.13 MPa.研究结果有助于深化勘探区油气成藏规律的认识....
摘要:采用野外观察、铸体薄片、流体包裹体、电子探针及物性测试等手段,对渝东武隆-石柱地区中上寒武统储层进行详细描述和评价.结果 表明,该区中上寒武统储层岩石类型以结晶云岩、颗粒云岩和藻白云岩为主,白云岩储层孔隙度为0.38%—12.70%,平均值为3.06%;渗透率为0.060×10-3~68.000×10-3 μ m2,平均值为1.920×10-3μm2,为低孔、低渗储层.针对该区储层特征的复杂性,综合选取孔隙度、储层厚度等参数,采用聚类分析法,将储层分为两种类型,一类为渝东石柱双流坝中寒武统有利储层发育段,另外一类为渝东武隆黄草中上寒武统及石柱双流坝上寒武统储层欠发育段....
摘要:基于石油的荧光性,通过常规荧光光谱方法,对油包裹体的荧光光谱进行定量化描述,利用其主峰波长(λmax)、红绿熵(Q)及QF535等属性参数,并根据λmax与QF535的相关关系特征,可以便捷而有效地开展油气充注期次的判识.齐家地区上白垩统青山口组高台子致密油储层中9块流体包裹体样品检测结果表明,高台子油层中发育发黄色、黄绿色、蓝绿色3种荧光颜色的油包裹体;高台子油层油包裹体λmax与QF535分布在3个区域,从黄色荧光区域→黄绿色荧光区域→蓝绿色荧光区域,QF535值逐渐减小,反映了油包裹体中捕获原油的成熟度逐渐增高;并结合埋藏史、生烃史和包裹体均—温度研究,认为齐家地区高台子油层在地质历史时期共经历了3幕油气充注,早期原油充注发生在白垩纪嫩江晚期79-77Ma期间,对应于第1幕充注;晚期原油充注发生在晚白垩世明水期69-65Ma期间,对应于第2幕和第3幕充注....
摘要:方解石是三肇凹陷扶余油层致密砂岩中广泛发育的胶结物,同时方解石胶结作用也是导致储层致密化的重要因素.以方解石胶结物为研究对象,综合利用薄片鉴定、阴极发光、包裹体测温、激光拉曼和扫描电镜能谱等资料,分析方解石形成时期及其成因.研究结果表明:扶余油层方解石胶结物主要类型为细晶方解石和粗晶方解石2种.其中细晶方解石充填粒间孔中,呈连晶式生长,或以细小晶体交代长石,在长石表面的溶蚀孔及微孔内沉淀,有时呈嵌晶状胶结多个颗粒;粗晶方解石以残留孔隙充填为特征,呈不规则状分布.方解石胶结物发育2期:第1期为嫩江期(距今78~77 Ma),形成温度为89.5~ 110.2℃;第2期为明水期(距今73~65 Ma),形成温度为122.6~134.3℃.早期方解石胶结物形成与生物气有关,晚期方解石胶结物形成与有机酸脱羧作用有关,2期方解石胶结物均极大破坏了储层物性,也是导致研究区储层致密化的重要因素....
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北大核心 CSTPCD CSCD AJ CA EI CBST SA
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摘要:对玉北地区输导体系进行研究,分析其油气运聚过程,研究结果表明,玉北地区油气基本输导介质主要分为:断层、不整合、输导层,其中玉北中部地区输导能力较强,而玉北东部地区的输导能力较差.对玉北地区奥陶系3口井25块样品的有机和无机包裹体进行了分析,分析结果表明,玉北地区奥陶系油藏主要发生了两期成藏:第1期发生在海西晚期262~252Ma期间,主要为发黄色荧光的低成熟油充注;第2期发生喜山晚期12.5~0Ma,主要为发蓝白色荧光的高成熟度油充注.玉北地区奥陶系油藏有效烃源岩为下寒武统和上寒武统-下奥陶统两套烃源岩,且发育储盖组合为:下石炭统巴楚组泥岩、泥灰岩盖层与中-下奥陶统风化岩溶型储层组成的不连续层间组合....
摘要:为了明确松辽盆地齐家地区高台子储层致密化与油气充注的关系,综合采用铸体薄片、扫描电镜、纳米CT、压汞实验、流体包裹体、恢复压实曲线等方法,对高台子致密储层微观特征进行了详细描述,并对致密储层成藏期进行了精细刻画,最后结合储层孔隙演化特征对该地区致密化过程与原油充注关系进行了探讨.结果 表明,齐家地区高台子致密储层岩石类型以岩屑长石砂岩为主,其次为长石岩屑砂岩,储层孔隙类型主要为残余粒间孔和溶蚀孔,孔隙主要为亚微米—纳米级孔隙,孔喉连通性较好.储层致密时间在明水早期.该地区高台子油层存在两期油充注:早期原油充注发生在79~75 Ma,对应嫩江晚期;晚期原油充注发生在69~65 Ma,对应明水晚期.松辽盆地齐家地区高台子储层具有多期成藏且边成藏边致密特征....
摘要:为了明确致密岩心在地层条件下孔隙度和渗透率与上覆压力的关系,利用CMS-300覆压测试系统、铸体薄片、扫描电镜等手段,分析了X233区致密油储层与A区超低渗储层岩心覆压孔渗特征.结果表明:(1)随着上覆压力增大,致密油储层岩心孔隙度呈减小趋势,减小的幅度较小,反映出加压作用造成的孔隙度损失率较小(RΦ=0.9);经过加压变化过程,岩心样品发生了线弹性变化;(2)随着上覆压力增大,致密油储层岩心渗透率呈减小趋势,减小的幅度较大,反映渗透率对压力有敏感性及压实作用造成的渗透率损失率较大(RK=0.19);(3)随着上覆压力增加,致密油储层覆压孔隙度和覆压渗透率与上覆压力均呈指函数递减关系;(4)经过加压变化,致密油储层渗透率与超低渗储层渗透率都与上覆压力呈指数关系;与超低渗储层相比,致密油储层经过长期的压实、胶结与溶蚀等作用,且软塑性变形物质含量相对较少,因此,压实作用对致密油储层造成的孔隙度损失率小、渗透率损失率大.该研究成果对于分析陇东地区致密油储量和油气田开发提供了一定基础数据....
摘要:通过对玉北地区奥陶系储层流体包裹体进行岩相学观察、显微荧光光谱分析和显微测温分析,研究油气充注特征,划分油气成藏期次并确定其成藏时间.结果表明玉北地区奥陶系存在3幕2期油气成藏:第1期发生在海西晚期283~252 Ma,可分为2个幕次油气充注,其中第1幕(283~272Ma)以低成熟度油气成藏为主,第2幕(268~252 Ma)油气大规模成藏,具混源充注特征;第2期发生在喜马拉雅中-晚期16~3 Ma,主要以高成熟的油气成藏为主,油气成分较均一.在两期油气成藏中,海西晚期油气成藏规模大,为主成藏期.结合区域构造演化历史分析玉北地区奥陶系油气成藏史....
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