环县地区长3油藏成藏主控因素研究

环县地区长3油藏成藏主控因素研究

【摘要】本文通过对环县地区长3层的沉积微相、储层、物性、含油性分析，从生、储、盖、圈、保等方面系统研究了长3成藏的主控因素。表明延长统深水相泥岩提供有利的生油条件、三角洲沉积河道砂体提供有利的储集条件、局部发育的鼻状小构造起到圈闭作用、上倾方向的泥岩或岩性致密带起到遮挡作用，不同岩石类型、沉积微相、成岩作用影响着储层性能，古剥蚀区的存在对油气的封盖起到破坏作用，研究成果对后期滚动建产具有重要的指导意义。【关键词】环县地区；沉积微相；储层；成藏主控因素

环县地区位于鄂尔多斯盆地陕北构造斜坡带西部。多年来，该区域地层剥蚀程度较深，大面积长3地层剥蚀，部分井区剥蚀至长6，造成长3地层对比难度大、油藏试油出水原因、成藏主控因素认识不清。近年随着勘探程度的加大，在h32、l185、m31等井发现了长3油流井，显示出研究区有一定的油气勘探前景。笔者在前人研究成果的基础上，通过沉积微相、储层、盖层等对环县地区长3油藏成藏主控因素进行探讨，旨在为后期滚动建产提供借鉴。

1 沉积微相及特征[1-2]

结合区域沉积背景，通过对环县地区长3的岩矿特征、沉积构造、测井曲线、岩芯观察、薄片鉴定等分析，识别出研究区长3主要为扇三角洲平原及前缘亚相沉积，并进一步划分为：分流河道、水下分流河道，分流间洼地、分流间湾四种沉积微相。主要发育分流河

致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发的地质主控因素差异

致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发的地质主控因素差异随着世界油气工业勘探开发领域从常规油气向非常规油气延伸，非常规油气的勘探和研究日益受到重视。20世纪90年代以来，中国出现深盆气、根源气、深盆油、向斜油、非稳态成藏、致密油、致密气、页岩气、页岩油、源岩油气等概念。油气地质基础研究呈现出由常规油气向非常规油气发展的新趋向（图 1 ）。 图1中国陆上主要非常规油气有利区分布图（据邹才能等，2013C） 致密油是一种重要的非常规资源，是指夹在或紧邻优质生油系的致密储层中，未经过大规模长距离运移而形成的石油聚集，是与生油岩系共生或紧邻的石油资源。储层致密、油气在运移、聚集、成藏等方面与常规砂岩油藏存在较大差异，导致致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发上地质主控因素存在较大差异，本文主要从储层特征、流体性质、边界条件进行简要分析。 一、储层特征 非常规油气储层以纳米、微米孔喉为主，微观孔喉结构复杂，决定了其低孔低渗的储集特征，控制了油气聚集机制、富集规律等基本地质特征。

（一）储层质量 1?宏观 致密砂岩储层以纳米级孔喉系统为主，导致其储层致密物性较差，一般孔隙度小于透率小于 10%,渗O.ImD，而常规砂岩储层物性相对较好，如表1-1。 致密砂岩油藏储层总体致密是其与常规油气储层的最大区别。 2?微观 （1）孔隙结构 孔隙结构：岩石中所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通的关系。微米 与纳米尺度是通过扫描电镜与微-纳米CT扫描可以识别的微观孔隙形态与空间特征，如图 1-1。

非常规油气储层孔隙微观结构复杂，孔喉多小于 1 pm 。 图1-1微观孔隙形态与空间特征（据于清艳, 2015) 500 pm 毫米尺度 微岸尺度 訥米尺度

论运动训练中的主控因素分析

论运动训练中的主控因素分析 发表时间：2015-04-02T14:27:32.783Z 来源：《教育学文摘》2015年2月总第146期供稿作者：张凯[导读] 在运动训练中存在着许多实际问题，包含着许多变量，或者说运动训练结果的成败取决于许多条件。 ◆张凯山东省实验中学体育组250109 一、前言 在运动训练中存在着许多实际问题，包含着许多变量，或者说运动训练结果的成败取决于许多条件，这些变量或条件组成了一个复杂的系统。为了更好地对该系统进行控制，就要用较少个数的变量来代替较多的变量，这些较少个数的变量我们称之为系统的主控因素或主成分，而主控因素能够较好地反映系统的主要信息。 二、运动训练中的主控因素分析 1.用于运动训练中的主控因素分析步骤主控因素分析包括以下七个步骤：一是依据研究目的确定研究对象及指标体系。二是测试采集原始数据。 三是建立原始数据矩阵，如有n个样本，P个指标x1,x2…,原始阵为（xij）n×p。然后计算各指标的x的平均数、标准差和协方差，求出方差-协方差矩阵或相关系数矩阵。 四是求方差-协方差矩阵或相关系数矩阵特征值与相应的单位特征向量。五是计算贡献率与累计贡献率。六是正交旋转，选取前k个主控因素。七是分析主控因素各变量载荷，结合专业为主控因素命名。 2.运动训练中主控因素分析的几何解释如影响某一运动项目特征系统中有2个变量x1与x2，有n个观测点，主控因素的基本思想在于寻求拟合于n个观测点第一条最佳拟合直线，之后再寻找第二条拟合直线。所谓最佳拟合直线是指n个观测点至直线的垂直距离的平方和最小。 3.运动训练中的主控因素分析实例如何确定女子短跑运动员的哪项体型特征对该运动项目影响最大？可以应用主控因素分析法，测量24名优秀女子田径短跑运动员的体型特征——下肢长、臂长、足长的数据，试求这三项指标的主控因素（测量结果如表1）。表1：24名女子短跑运动员的体型

断块油藏剩余油分布规律与控制因素研究

断块油藏剩余油分布规律与控制因素研究不同类型断块油藏地质特征存在明显差异。Ⅰ类边底水断块天然能量充足，内部断层少， 储层物性相对较好；Ⅱ类简单断块单个油藏含油面积大（大于0.5 km2），构造较简单，储 层发育较稳定，能够形成完善的注采井网；Ⅲ类复杂断块单个油藏含油面积较小（0.1＜ S≤0.5km2），断层较发育，油层分布零散，注采井网不完善；Ⅳ类极复杂断块单个油藏含油 面积极小（S≤0.1km2），低序级断层十分发育，油层分布极零散，注采井网完善难度大。 目前断块油藏按照开发方式及含油面积能否形成注采井网划分为Ⅰ类边底水断块、Ⅱ类 简单断块、Ⅲ类复杂断块及Ⅳ类极复杂断块四种次级油藏类型。断块油藏相对于整装油藏有 其特殊性，断块油藏类型众多，在开发实践中，由于背斜、岩性断块构造相对简单，多采用 面积注采井网，开启型断块油藏一般天然能量较充足，注采系统方面的问题相对较少。而对 于半封闭、封闭型复杂断块油藏来说，开发效果的好坏主要取决于注水开发效果。但此类断 块油藏一般含油面积小，形状不规则，所以井网布置一般无规律性，注采结构不合理，注采 比低，这就使水驱控制储量及储量动用程度受到了限制，容易形成死油区，还会出现地层能 量下降、边底水突进等问题。本文明晰了此类断块油藏平面水驱控制的主要因素，研究合理 注采井网模式，指导了断块油藏合理开发与高效调整。 1 半封闭断块油藏平面水驱控制因素 （1）断块油藏地层倾角越大，上倾方向驱油时，重力作用抑制了水的流量，相同条件下，地层倾角越大，油井见水时间越晚，开发效果越好，平面水驱波及系数越高。（2）复 杂断块含油面积越大，储量规模越大，可部署井数多，从简单的一注一采到建立相对完善注 采关系，开发效果也是越来越好。（3）断块油藏从断块形态看，相同井网形式下，几何形 态不同，平面波及及开发效果差异明显，三角形井网对三角形断块匹配好，对梯形断块匹配差。（4）复杂断块受边水条件影响，边水能量越大，水线推进越均衡，水驱波及高，采收 率高，相同开发方式下，与满块含油断块相比，一定的边水能量可以提高边部及井间波及系数。（5）复杂断块断层夹角多，这种边角效应影响也很明显，断层夹角越小，夹角处难动 用的面积与储量越大。且随着油井距断层距离的增大而增大。这些影响因素的影响程度大小 是怎样的，我们进一步利用数值模拟与正交试验分析结合，分析了影响因素的敏感性。通过 标准回归、得到因素的影响权重，排序表明，排在前三位的分布是油水粘度比、面积、形态，是主控地质因素。复杂断块单元多、自然断块数量大，差异大，有必要研究其合理井网，提 高水驱控制程度，在主控因素分析基础上，进一步开展复杂断块油藏合理注采技术研究。 2.半封闭断块油藏合理注采研究 中小断块油藏由于含油面积小，可部署的注采井井数较少，井网调整难度大，因此井网 部署要结合油藏实际形状；由于形状对中小断块油藏井网部署影响很大，在考虑油藏形状时 需要考虑更多更具体的几何形状，这样得出的结论对中小断块油藏注采井部署就更具有指导 意义。（1）对于有弱边水的三角形复杂断块油藏，边缘注水开发可以有效的提高水驱控制 与动用，对于边水条件下，一般地层倾角大，高部位油层多，常用的顶部采油方式最大程度 提高储量动用，边缘部位注水可以有效提高波及。边部注水和转注后的井网形式以交错排状 井网较为适宜，井的个数按金字塔式分布，井在边水处注水或转注。（2）对于有弱边水的 四边形复杂断块油藏，边部注水和转注后的井网形式以不规则三角形井网较为适宜，井在边 水处注水或转注。（3）对于有弱边水的条带形复杂断块油藏，顶部采油，边水处注水或转 注注水开发可有效提高水驱控制与动用。（4）对于有弱边水的半圆形油藏，边部注水和转 注后的井网形式以环状交错井网较为适宜，井在边水处注水或转注；这种井网能够发挥径向 辐射的优势，井网密度在油藏内部稠些，在边水附近稀些，既能在一定程度上抑制边水的侵入，而且在没有注水井的地方还能有效利用边水的作用驱油。（5）对于封闭的复杂小断块，四边形断块来说，采用断层夹角处采油，边角部注水的开发效果均好于使用其他注水方式的 井网形式。对于三角形复杂断块，研究结果表明，采用边角部注水的开发效果最好，对比注 水井位于油藏内部的的井网形式，边角部注水井网及注水井排距油水边界一定距离时开发效

克拉玛依油田克下组砾岩油藏主控因素分析

克拉玛依油田克下组砾岩油藏主控因素分析 利用录井、岩心、薄片、物性数据等资料，配以薄片鉴定、扫描电镜、压汞分析等现代测试分析手段，对克拉玛依油田六中区克下组砾岩储层特征及影响因素进行分析。储层的发育分布主要受沉积和成岩作用两大因素的控制，建设性的溶解作用是次生孔隙发育的关键因素，构造作用对储层影响较弱。 标签：砾岩油藏储层特征因素分析 准噶尔盆地西北缘是准噶尔盆地最重要的油气聚集带，勘探程度较高，出油点多，但规模不大，效率低是该区主要的特点，这与地质情况复杂，储层非均质性强等有关[1]。本文以准噶尔盆地西北缘克拉玛依油田六中区下克拉玛依组为对象，分析其储层岩石学特征、储集空间特征、储层物性特征等，系统总结了其储层发育的影响因素，对砾岩油藏后期二次开发整体工作的进展具有重要意义[2]。 1区域地质概况 克拉玛依油田被断裂分为一到九区和若干个断块。六中区位于克拉玛依油田中部，东部紧邻六东区、九区，南与七区相邻，西北部与一区、三区相接，北部临近扎伊尔山。在构造上，该区位于克-乌断裂带上盘，西南与七区以克-乌断裂带分隔，东部与九区相邻，西北部与一区、三区紧邻。依据断裂发育情况，六区被分为西、中、东三个区。其中，六中区东北部以白碱滩北断裂为界，西南部与七区和克—乌断裂为界，是一个被断块夹持的背斜油藏，面积约为2.88 km2。按不同埋深、构造单元、油粘度以及开采范围，将六中区分为七个井区，自西往东分别为127井区、大面积区、小面积区、六中北井区、六中中井区、J151区和六中东井区。 2储层发育影响因素分析 2.1沉积作用 沉积相是储层发育分布的主要影响因素，这是因为沉积相对于储层的岩性、物性、非均质性等均具有重要影响。 2.1.1沉积相对岩性的影响 冲积扇沉积体系中，储层的岩性与沉积环境以及物源关系密切。扇顶亚相的砾岩厚度达，分选差，砾石粒径大，泥质含量低；扇中亚相的砾岩厚度比扇根亚相小，分选较好，砾石粒径小，泥质含量上升。该区中砾岩类主要发育于扇顶亚相中水动力最强的主槽和侧缘槽；细砾岩类主要出现于扇顶亚相的主槽和侧缘槽以及扇中亚相辫流带中，水动力与中砾岩类相比稍弱；泥质砾岩类主要发育于扇顶亚相靠近扇中亚相的附近的槽滩以及漫洪带，水动力较强；中-粗砂岩主要发

萤石矿三大成矿类型

(一）产于酸性－中酸性岩浆岩接触带的萤石矿床 （１）河南信阳尖山萤石矿床该矿床位于河南信阳、桐柏、确山三县交界 处，属大型单一萤石矿床。 矿床所处大地构造位置为秦岭东西构造带东端边缘，毛集破碎带之北侧。东至邢集，北自白庙、南王岗，面积为１８０km２（图4.3.4）。 图4.3.4河南信阳尖山萤石矿床区域地质构造图① 1.第四系； 2.第三系； 3.白垩系； 4.新元古界； 5.中元古界； 6.古元古界； 7.混合岩化带； 8.燕山晚期花岗岩； 9.燕山早期花岗岩；10.吕梁期；11.角度不整合线；12.尖山萤石矿区域范围；13.尖山萤石矿区范围；①据河南十队简化

矿区内地层主要为古元古界的角闪片岩、石英云母片岩，夹薄层石英岩、大理岩。燕山晚期酸性花岗岩为鸳鸯寺岩株的北东部分，出露范围占矿区面积的４ ５％，为萤石矿脉之主要围岩。 矿区构造以断裂为主，其中北东东和北西西方向的构造规模较大，矿体赋存于北东东和近于东西向断裂带中。矿体多为脉状，但由于脉体本身沿走向有膨大、缩小特点，因此一般呈豆荚状、波状。膨大部位矿体厚度可达６.９m，而狭缩 部位可以小到几厘米到２０cm。 图4.3.5浙江德清庾村萤石矿区地质图 （姚洪烈，1980） 1.重结晶熔结凝灰岩； 2.流纹岩； 3.安山玢岩； 4.英安玢岩； 5.燕山晚期花岗 岩；6.燕山晚期花岗闪长岩；7.矿化蚀变带；8.矿体

矿石矿物成分主要有萤石，其次为石英、玉髓等。在矿体深部，有时可见方解石。氧化矿石中偶含少量硬锰矿及褐铁矿。按矿物组合特征将矿石类型划分为萤石型和石英-萤石型，在矿体深部有萤石-石英-方解石型。 矿石结构有压碎结构、半自形－他形粒状结构，次为文象结构，偶见胶状结构。构造以块状、角砾状构造为主，次为浸染状、网格状构造。 矿体顶板围岩均受强烈蚀变，蚀变范围为数十厘米至几米。蚀变种类因围岩岩性而异。花岗岩主要为硅化、绢云母化，次为高岭土化。角闪片麻岩主要发育 硅化、绿泥石化。

致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发的地质主控因素差异

致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发的地质主控因素差异 随着世界油气工业勘探开发领域从常规油气向非常规油气延伸，非常规油气的勘探和研究日益受到重视。20 世纪90 年代以来，中国出现深盆气、根源气、深盆油、向斜油、非稳态成藏、致密油、致密气、页岩气、页岩油、源岩油气等概念。油气地质基础研究呈现出由常规油气向非常规油气发展的新趋向（图1）。 图1 中国陆上主要非常规油气有利区分布图（据邹才能等，2013C）致密油是一种重要的非常规资源，是指夹在或紧邻优质生油系的致密储层中，未经过大规模长距离运移而形成的石油聚集，是与生油岩系共生或紧邻的石油资源。储层致密、油气在运移、聚集、成藏等方面与常规砂岩油藏存在较大差异，导致致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发上地质主控因素存在较大差异，本文主要从储层特征、流体性质、边界条件进行简要分析。 一、储层特征 非常规油气储层以纳米、微米孔喉为主，微观孔喉结构复杂，决定了其低孔低渗的储集特征，控制了油气聚集机制、富集规律等基本地质特征。

（一）储层质量 1.宏观 致密砂岩储层以纳米级孔喉系统为主，导致其储层致密物性较差，一般孔隙度小于10%，渗透率小于0.1mD，而常规砂岩储层物性相对较好，如表1-1。 致密砂岩油藏储层总体致密是其与常规油气储层的最大区别。 表1-1 致密砂岩储层与常规砂岩储层宏观储层质量对比 2.微观 （1）孔隙结构 孔隙结构：岩石中所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通的关系。微米与纳米尺度是通过扫描电镜与微-纳米CT扫描可以识别的微观孔隙形态与空间特征，如图1-1。 图1-1微观孔隙形态与空间特征（据于清艳，2015）

塔里木盆地海相碳酸盐岩油气运聚成藏研究进展

塔里木盆地海相碳酸盐岩油气运聚成藏研究进展 Research progress on hydrocarbon migration and accumulation of marine carbonate rocks in Tarim Basin 2018年1月

塔里木盆地海相碳酸盐岩油气运聚史恢复研究进展 摘要：为了加深对塔里木盆地的海相碳酸盐岩油气藏运聚成藏的认识，本文从塔里木盆地的基本地质概况以及构造演化情况出发，系统性地认识塔里木盆地寒武-奥陶系海相碳酸盐岩。先简述了塔里木盆地的构造演化情况，了解塔里木盆地的构造演化情况，重点介绍寒武-下奥陶系海相地层的构造演化特征以及分布情况；其次概述了塔里木盆地的海相碳酸盐岩油藏形成条件及分类特征，然后描述了油气富集规律及主控因素，最后综述了油气运移聚集史的研究进展。 关键词：塔里木盆地；海相碳酸盐岩；运移聚集；成藏；构造演化；研究进展

1 前言 塔里木盆地位于中国新疆南部（图1），是我国面积最大、含油气资源丰富的大型内陆叠合盆地。盆地处于天山、昆仑山和阿尔金山之间。南北最宽处520千米，东西最长1400千米，面积约40多万平方千米。海拔高度在800-1300米之间，地势西高东低。盆地的油气勘探先后在塔北、塔中、巴楚、库车等地的油气勘探获得了重大突破，发现了国内最大的海相碳酸盐岩油田、最大的海相砂岩油田和最大的陆相高气田。盆地中含油气层分布在寒武系、奥陶系、石炭系生物碎屑灰岩段、石炭系—二叠系小海子组、古近系库姆格列木组和卡拉塔尔组等6个层系, 有效勘探面积超过20.1×104 km2, 总资源量超过40×108 t。近年来，对塔里木盆地的海相油气勘探关注度越来越高，特别是对下古生界海相碳酸盐岩油气聚集规律的研究成为当前高度关注的领域。盆地内的轮南、塔河、塔中等下古生界油气田的发现预示了海相碳酸盐岩油气勘探的巨大前景[1]。 图1.塔里木盆地地形图 Fig.1 Topographic map of the Tarim Basin 海相碳酸盐岩是塔里木盆地最主要的油气勘探目标之一[2]。塔里木的碳酸盐岩主要发育于震旦系、寒武系和奥陶系，另在石炭系、二叠系、古近系的部分层段也有分布, 累计厚度达2000～5000米, 分布面积约35×104km2。而盆地的海相碳酸盐岩主要发育于寒武、奥陶系，厚达5～7km，海相油气田主要分布在古

鄂尔多斯盆地盘古梁西长6段储层主控因素分析

第21卷第4期2009年12月 岩性油气藏 LITHOLOGIC RESERVOIRS Vol.21No.4Dec.2009 收稿日期：2009-07-27；修回日期：2009-08-23 作者简介：牛小兵，1978年生，男，工程师，西北大学在读硕士研究生，主要从事油藏评价部署及地质综合研究工作。地址：（710018）陕西省西 安市未央区长庆兴隆园小区勘探开发研究院油藏评价室。电话：（029）86598504。E -mail ：nxb_cq@https://www.wendangku.net/doc/9a7150453.html, 鄂尔多斯盆地盘古梁西长6段储层主控因素分析 牛小兵1，2，朱玉双1，梁晓伟2，辛红刚2，刘小静2 （1.西北大学地质系；2.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院） 摘 要：盘古梁西长6段油藏是陕北近年来提交探明储量和开发建产的重要区域。文中对盘古梁西长6 段油层组储层岩石学特征、孔渗特征、微观孔隙结构特征及类型进行了深入分析，结果表明：该区长6段储层属三角洲前缘亚相沉积，储层具有成分成熟度偏低、结构成熟度中等的特点，储集空间主要为残余粒间孔和粒间、粒内溶孔及长石溶蚀形成的铸模孔；影响储层储集性能的主控因素较多，包括沉积微相、成岩作用、非均质性等多个方面；对储层发育影响最大的成岩期主要位于中成岩A 期—中成岩B 期；绿泥石膜残余粒间孔相、长石溶蚀相和浊沸石溶蚀相是最有利储层发育的成岩相带；通过微观非均质性研究，可区分出5种驱油类型。 关键词：储层特征；主控因素；成岩作用；微观非均质性；油水驱替模型；盘古梁西中图分类号：TE122.2 文献标识码：A 文章编号：1673-8926（2009）04-0047-06 0引言 盘古梁西位于鄂尔多斯盆地 中西部，区域构造属伊陕斜坡西部。该区上三叠统延长组长6段油层组为一套湖泊相三角洲陆相碎屑岩沉积体系，砂体延伸受东北方向物源控制［1，2］。近年来，随 着勘探评价程度的不断加深，在提交长6段油藏探明储量的同时，通过不断加深储层综合研究，寻找影响储层发育的主控因素，进一步提高对油藏的认识，对于确定下一步有利勘探评价目标及提高后期储层改造效果均具有重要的意义。 1储层岩石学特征 对铸体薄片等资料的分析可知，盘古梁西长6 段油层组储集岩以灰色、灰绿色、深灰色长石砂岩和岩屑质长石砂岩为主（图1）。砂岩碎屑组分包括石英、钾长石、斜长石、云母等矿物碎屑及火山岩、石英岩、燧石岩和泥质岩等岩屑组分。石英含量一般为25％～40％，长石含量一般为40％～55％，云母及岩屑含量一般为15％～35％。颗粒的粒径为0.1～ 0.3mm ，以细粒和中粒为主。磨圆度以次棱—次圆 状为主，分选较好，接触关系以线状为主，凹凸状接触也较常见。总体上看，长6段油层组储集砂岩成分成熟度普遍较低，碎屑颗粒中长石含量较高，而结构成熟度中等且杂基含量较低，属净砂岩范畴，表明该地区沉积物经过了较远距离的搬运和较强烈的湖水动力改造［3，4］。 图1盘古梁西长6段储层砂岩碎屑成分投点图 Fig.1The cross plot of detrital compositions of Chang 6reservoir in West Panguliang area Q 9010 75 25 50 50 F 255075 100 R 长 石 砂 岩 岩岩 岩 岩 岩 砂砂砂 长长 石石 岩屑屑 屑

萤石矿资源特征

萤石矿资源特征 一、矿床时空分布及成矿规律 （一）矿床的时空分布 中国萤石矿床，从大地构造位置看，产于酸性－中酸性岩浆岩接触带的矿床和产于火山岩、潜火山岩中的矿床，多分布于我国东南部中－新生代岩浆活动频繁地带，即扬子钱塘准褶皱带以南，江南古陆以东和以南地区。产于各种沉积岩（除产于浅变质碎屑岩）中的矿床多分布于以上构造以北和以西地区，如产于古生代海相火山沉积岩地区的热水沉积和交代矿床分布于我国北部中蒙交界的两大板块地缝合线的边缘和西南基性火山岩发育地区。产于沉积碳酸盐地区交代矿床多分布于西南和华北碳酸盐岩发育地区。 从地理位置上看，华中、华南、华东地区集中了我国大部分萤石矿床，其次是华北地区、西南地区和西北部分地区（如甘肃、新疆等地）。其中产于酸性－中酸性岩浆岩接触带的矿床，主要分布于华中、华南。产于火山岩、潜火山岩中的矿床，主要集中于华东地区。其余类型主要集中在华北和西南地区。 中国萤石矿床赋矿岩层从太古宇、元古宇至中生界都有，但比较集中于古生代的奥陶系、二叠系和中生界。从矿床成因考虑，萤石矿床（除沉积萤石矿床外）多在成岩以后，由热液活动引起。因此，即使矿床赋存于古老变质岩地层，其成矿时代也比较晚。经统计可知，我国萤石矿床的９０％与中生代燕山期造山运动有关。同时在燕山期内，又以燕山晚期成矿最为有利。那些产于酸性－中酸性岩浆岩及其内、外接触带的矿床，多数与燕山晚期花岗岩有生成联系，只有少数萤石矿床与印支期或海西期花岗岩有关。这种趋向于晚期岩浆活动有关的现象，不但从总体上看，而且从某一局部地区看也存在这一规律。广西资源县双渭江萤石矿床，矿床所在区域内有加里东期、印支期和燕山期三个时期花岗岩出露，但矿床却明显与燕山期花岗岩有关；山东蓬莱巨山河萤石矿区，燕山期有三次岩浆侵入活动和一次脉岩侵入，但与萤石矿有关的是第二次以后的岩浆侵入活动及晚期

萤石矿控矿因素

（一）矿床的时空分布 中国萤石矿床，从大地构造位置看，产于酸性－中酸性岩浆岩接触带的矿床和产于火山岩、潜火山岩中的矿床，多分布于我国东南部中－新生代岩浆活动频繁地带，即扬子钱塘准褶皱带以南，江南古陆以东和以南地区。产于各种沉积岩（除产于浅变质碎屑岩）中的矿床多分布于以上构造以北和以西地区，如产于古生代海相火山沉积岩地区的热水沉积和交代矿床分布于我国北部中蒙交界的两大板块地缝合线的边缘和西南基性火山岩发育地区。产于沉积碳酸盐地区交代矿床多分布于西南和华北碳酸盐岩发育地区。 从地理位置上看，华中、华南、华东地区集中了我国大部分萤石矿床，其次是华北地区、西南地区和西北部分地区（如甘肃、新疆等地）。其中产于酸性－中酸性岩浆岩接触带的矿床，主要分布于华中、华南。产于火山岩、潜火山岩中的矿床，主要集中于华东地区。其余类型主要集中在华北和西南地区。 中国萤石矿床赋矿岩层从太古宇、元古宇至中生界都有，但比较集中于古生代的奥陶系、二叠系和中生界。从矿床成因考虑，萤石矿床（除沉积萤石矿床外）多在成岩以后，由热液活动引起。因此，即使矿床赋存于古老变质岩地层，其成矿时代也比较晚。经统计可知，我国萤石矿床的９０％与中生代燕山期造山运动有关。同时在燕山期内，又以燕山晚期成矿最为有利。那些产于酸性－中酸性岩浆岩及其内、外接触带的矿床，多数与燕山晚期花岗岩有生成联系，

只有少数萤石矿床与印支期或海西期花岗岩有关。这种趋向于晚期岩浆活动有关的现象，不但从总体上看，而且从某一局部地区看也存在这一规律。广西资源县双渭江萤石矿床，矿床所在区域内有加里东期、印支期和燕山期三个时期花岗岩出露，但矿床却明显与燕山期花岗岩有关；山东蓬莱巨山河萤石矿区，燕山期有三次岩浆侵入活动和一次脉岩侵入，但与萤石矿有关的是第二次以后的岩浆侵入活动及晚期脉岩。至于那些产于中生代火山岩和潜火山岩中的萤石矿床更是较新的地质年代中地质作用的产物。 (二) 矿床的控矿因素 同其他种类矿床一样，控制萤石成矿作用的主要是岩石类型和构造。适宜的岩相和岩性往往是萤石成矿物质来源的重要基础，一定褶皱和断裂，为成矿溶液提供通道和有利的容矿空间。在这些因素中，对不同类型矿床而言，各自所起作用程度也不同。 （１）岩石类型的控矿作用岩浆岩类型对萤石矿化的影响因矿床类型而异。对于产在酸性－中酸性岩浆岩内、外接触带的矿床，特别是那些成矿物质来自岩浆岩本身的矿床，总的来讲，对围岩的选择性不强，而往往岩体本身的性质对能否构成萤石矿化或矿床起着重要作用。一般与萤石矿化有关的岩浆岩多为酸性或中性，很少与基性岩浆有关，以酸性花岗岩（包括黑云母花岗岩，花岗斑岩）及某些中酸性岩石（如花岗闪长岩、闪长岩）等富sio２的钙碱性岩

曲堤油田中南部油气藏类型及成藏主控因素

收稿日期：20140815；改回日期：20141126 基金项目：华北油田2011年校企合作科研项目“留西留北构造带上第三系油藏沉积相研究”（HBYT -CY3-2011-JS -345） 作者简介：国景星（1963-），男，教授，1986年毕业于华东石油学院石油地质专业，2002年毕业于中国矿业大学（徐州）矿产普查与勘探专业，获博士学位，现从事油气储层地质学、油气田开发地质学的研究与教学工作。DOI ：10.3969/j.issn.1006-6535.2015.01.002 曲堤油田中南部油气藏类型及成藏主控因素 国景星1，郭卫萍1，修春红2，贺岁锋1 （1.中国石油大学，山东 青岛 266555；2.中石化胜利油田分公司，山东 东营 257000） 摘要：曲堤油田中南部油气分布及油藏特征复杂。为进一步摸清油气分布规律，深化油气勘 探，针对馆三段、沙三段、沙四上亚段和沙四下亚段等4套含油层系，运用油气藏精细解剖技 术，识别出断层、岩性、复合等多种类型油气藏。宏观上，区域构造背景、油源断裂及区域性盖 层控制曲堤油田的油气成藏；微观上，低级序断层、沉积微相、不整合及微构造控制区块内的油 气分布。由断层、不整合面、砂体组成的阶梯状输导成藏模式为研究区主要成藏模式。 关键词：油气藏类型；主控因素；成藏模式；曲堤油田；曲9-111断块 中图分类号：TE122.2 文献标识码：A 文章编号：1006-6535（2015）01-0008-04 引 言 曲堤油田处于勘探开发的中后期，复杂油气藏 将是今后油气勘探的重要领域。许多学者从多个方 面对临南地区的油气成藏特征进行了研究［1-9］。在 前人研究的基础上，通过对构造背景、断裂特征、沉 积、储层等方面的研究，运用油气藏精细解剖技术对 曲堤油田中南部曲9-111断块油气藏类型及成藏主 控因素进行分析。对老油气田进一步滚动勘探及新 区勘探，都具有重要的参考价值及指导意义。 1 地质背景 曲堤油田位于山东省济阳县唐庙乡境内。区 域构造位于惠民凹陷临南斜坡构造带上，受中古生 界基底隆起控制，第三系地层形成向北、西、东三面 降低，向南抬高的鼻状构造。北以夏口断层与临南 洼陷相邻，南以曲堤断层为界接济阳地堑，南高北 低，总面积约为200km 2； 曲9-111断块位于曲堤鼻状构造的南部，北为曲9断块， 西南为曲8断块，面积约为10km 2， 整体上为受曲9断层和曲堤断层控制的反向断阶带（图1）。 由于东营运动活动强烈，研究区东营组、沙一 段、沙二段地层完全剥蚀，馆陶组以角度不整合直 接覆盖于沙三段和沙四上亚段之上，古近系倾角较 大（0~15?），倾向北北西。该区主要有4套含油层系，即馆陶组、沙三段、沙四上亚段和沙四下亚段。沙三段和沙四段主要发育扇三角洲相，馆陶组以河流相沉积为主，沉积物源具有继承性发育特征，主 要来自南部与东南部方向。图1 曲堤油田曲9-111断块构造位置

安徽省舒城县高峰萤石矿地质特征及控矿因素分析

安徽省舒城县高峰萤石矿地质特征及控矿因素分析 发表时间：2016-12-06T15:14:28.460Z 来源：《基层建设》2015年第35期作者：万才宇 [导读] 摘要：舒城县高峰萤石矿主要赋存于卢镇关群小溪河组地层，地层主要岩性为灰红色黑云钾长片麻岩夹黑云石英片岩、角闪片岩、 斜长角闪岩。 安徽省地矿局第二水文工程地质勘查院安徽芜湖 241000 摘要：舒城县高峰萤石矿主要赋存于卢镇关群小溪河组地层，地层主要岩性为灰红色黑云钾长片麻岩夹黑云石英片岩、角闪片岩、斜 长角闪岩。矿体受北东向断裂控制，被石英—萤石脉充填，并控制了萤石矿脉产出形态，为区内主要的控矿构造。 1、区域地质概况 矿区所在区域构造单元属秦岭地槽褶皱系（Ⅲ）、北淮阳地槽褶皱带（Ⅲ2）、舒城隆起（Ⅲ3 2），褶皱构造体系属诸佛庵复—佛子岭复向斜东部重复端。区内构造、岩浆活动十分强烈。 2、高峰矿区地质特征 （1）地层：矿区内出露地层单一，主要为卢镇关群小溪河组（Pt1x）和第四系全新统（Qh）。 第四系全新统（Qh）：下部为灰土黄色砂砾，胶结差，结构松散。砾石成分复杂，有片麻岩、花岗岩、石英等；分选性较好砾径以1～2.5厘米为主，磨圆度中等，砂粒粗细混杂，主要成分为石英和长石，少量黑色矿物。上部为灰黄色砂质粘土。分布于矿区山间洼地及山麓 地带，主要为残坡积沉积物，平均厚度约2米。 卢镇关群小溪河组（Pt1x）：下部为浅灰、肉红色厚层混合岩化黑云钾长片麻岩夹肉红色细粒浅粒岩及灰黑色斜长角闪岩。厚＞376米。中部为深灰色混合岩化斜长角闪夹浅灰、灰红色厚层混合岩化黑云二长片麻岩、含角闪钾长片麻岩，局部夹少量角闪片岩及白云钾长 片麻岩。厚656米。上部为灰白、灰红色厚层混合岩化黑云钾长片麻岩夹混合岩化黑云（白云）石英片岩及黑绿色绿帘钠长角闪片岩、角闪片岩。向下石英质增高，出现厚50余米的混合岩化石英岩。厚1568米。片麻理产状320°∠49°，矿区内广泛分布，为矿区内主要含矿地层（2）构造 褶皱：区域内地质构造以海西期褶皱为主，矿区位于诸佛庵—佛子岭复向斜东部重复端。 断裂：矿区内发育有NE向正断裂（属次级正断层）：主要表现为走向为35°～55°的压扭性段层，倾向NW，倾角75°～80°。该断层规模较大，其长度大于300m，宽度0.5～5.0m。 （3）岩浆岩 矿区内岩浆岩不发育。 （4）围岩蚀变 变质作用是以热液蚀变为主，主要有硅化、萤石矿化、高岭土化、绿泥石化和绢云母化等。 3、矿体特征 （1）矿体规模 Ⅰ号矿体：为矿区主矿体，呈透镜状断续出露地表，走向35°，倾向NW，矿体上部倾角75°，下部倾角在60°左右。矿体沿走向长度 235m，宽度平均约5.25m，矿体视厚度65m～115m，平均84m。矿体产于断裂带中，顶、底板岩石以硅化破碎的片麻岩为主，矿体与围岩界线清楚，受断层产状控制。 Ⅱ号矿体，走向35°，倾向NW，矿体倾角在65°左右，沿走向长度93m，宽1.5m，矿体视厚度为61～83m，平均72m。赋存标高+305～ +420m， （2）矿石质量 矿石矿物为萤石，成分单一。萤石呈浅绿色、淡蓝色、白色及紫色，具半自形～它形粒状，粒度一般在0.5～2.5mm之间。脉石矿物主 要为隐晶质～显晶质石英，偶见石英集合体呈细脉状、网脉状，其次含少量重晶石、粘土矿物。 矿石构造以半自形～它形粒状结构为主，次为交叉结构、交代残余结构。矿石构造有块状、碎裂状、角砾状、网格状、晶簇状及条带 状等构造。 （3）矿石类型 石英～萤石矿石：以白色及灰白色为主，带浅绿、淡蓝色。 角砾状萤石矿石：主要为碎裂状萤石矿石，被硅质及泥质、碳酸盐物质胶结。 4、结语 本区萤石矿体根据产出条件、形成方式及形态特征等因素分析，矿床成因类型均为中～低温热液充填型脉状萤石矿，受断裂构造控制 明显。

安徽省淮北市王场铁矿地质特征及控矿因素

安徽省淮北市王场铁矿地质特征及控矿因素 王场铁矿为隐伏中型铁矿，矿体主要赋存于王场倒转背斜北西翼的围岩与闪长玢岩的接触带上，由11个矿体组成，主矿体产于地层转折部位，围岩蚀变强烈，分带明显，矿石以透辉石磁铁矿石为主，矿体受地层、构造、接触带、闪长玢岩控制，为一接触交代型磁铁矿床。 标签：王场铁矿闪长玢岩倒转背斜接触交代型磁铁矿床 王场铁矿位于淮北市东南约10公里处，为一隐伏矿床，1966通过验证磁异常开始，后续通过开展工作确定为中型矿床。本文初步总结了矿床的地质特征，并对其控矿因素进行探讨。 1矿区地质特征 1.1区域地质背景 王场铁矿区位于华北陆块南缘的徐淮地块淮北断褶带内。处于“淮北坳陷”中部，出露地层有奥陶系下统石灰岩、燕山早、晚期中酸性的石英闪长玢岩和花岗岩等，构造复杂程度中等，岩体成矿作用强烈，是重要的成矿远景区。 矿体主要赋存于王场倒转背斜的北西翼（此段未倒转），萧县组青龙山段及王场段，其次产于接触带上[1-3]。矿体距离接触带20～210米。矿体群出，密集排列，迭加成层，中心向上凸起，边部向下侧伏，形成不对称的穹隆式矿体群。矿体上凸部位与基底闪长玢岩上隆部位往往相对应，见圖1。 1.2 地层 矿区地层除第四系及少量的石炭系外，主要是奥陶系地层。矿区内奥陶系地层自新至老归纳划分为三组五段。三组是奥陶上统阁庄组及奥陶系下统马家沟组和萧县组。五段是将奥陶系下统岩性自新至老归纳划分为上马家沟组岩性段、下马家沟组岩性段，萧县组青龙山岩性段、萧县组王场岩性段和萧县组团山岩性段。 石炭系中统本溪组岩性多为紫色铁铝质页岩；奥陶系中统阁庄组白云质灰岩、泥质灰岩、质纯灰岩互层；奥陶系下统马家沟组上段以灰岩、斑纹状白云质灰岩为主中部夹泥质条带灰岩，下段以厚层状质纯灰岩为主；萧县组青龙山段白云质灰岩、泥质灰岩、灰岩互层夹土黄色薄层泥灰岩，王场段两层灰岩与两层角砾状泥质白云质灰岩互层，团山段斑纹状灰岩和白云质灰岩[4]。 1.3构造 矿区位于皇藏峪复式背斜和闸河复式向斜的相接部位，构造线方向北东55°左右。矿区褶皱构造有王场倒转背斜，背斜两翼地层裸露。

研究生油藏描述考试试题及答案A

(A卷) 一名词解释 储层表征（Reservoir Characterization)：定量地确定储层的性质、识别地质信息及空间变化的过程（https://www.wendangku.net/doc/9a7150453.html,ke, 1986)。 油藏地质模型是将油藏各种地质特征在三维空间的变化及分布定量表述出来 的地质模型。 储层静态模型：针对某一具体油田（或开发区）的一个（或）一套储层，将 其储层特征在三维空间上的变化和分布如实地加以描述而建立的地质模型。 储层参数分布模型，储层参数（孔隙度、渗透率、泥质含量等）在三维空间 变化和分布的表征模型。 确定性建模：对井间未知区给出确定性的预测结果，即试图从已知确定性资料 的控制点如井点出发，推测出点间确定的、唯一的、真实的储层参数。 胶结率定量表示胶结作用对砂体孔隙性的影响，反映了胶结作用降低砂体原始 孔隙体积的百分数，亦即反映了胶结作用的强度。 胶结率=胶结物含量/原始孔隙体积*100% 油层组：为岩性、电性和物性、地震反射结构特征相同或相似的砂层组的组合， 是一相对的“不等时同亚相”沉积复合体。 储能参数（h.φ.So） 二简答题 1．开发早期阶段的油藏描述的内容是什么？ 开发早期油藏描述内容为：（1）油层精细划分与对比。（2）研究小层岩石相与沉积微相，描述砂体几何形态、连续性、连通性，建立小层沉积模型。（3）关键井研究及多井评价（4）油藏渗流地质特征研究。（5）流体性质及非均质特征描述。（6）建立油藏分级静态模型。主要是油藏规模、层组规模、小层规模和单砂体规模油藏地质模型。（7）已开发探明储量计算及油藏质量综合评价。（8）油田开发效果分析及提出改善开发效果措施。 2．简述油藏规模的储层模型特征 是对一套油藏的整体表征，主要用于油藏整体模拟，是决定开发战略、划分开发层系及开采方式的重要依据。这种模型重点表征的是各砂体及其间的宏观非均质特征，特别是储层的连通性及层间非均质性，这是驱油效率的主控因素，因而模型包括以下四个主要内容： （1）各种沉积环境的砂体在剖面上交互出现的规律性、平面延展性及三维分布特征；

致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发的地质主控因素差异

致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发得地质主控因素差异 随着世界油气工业勘探开发领域从常规油气向非常规油气延伸,非常规油气得勘探与研究日益受到重视。20 世纪９0年代以来,中国出现深盆气、根源气、深盆油、向斜油、非稳态成藏、致密油、致密气、页岩气、页岩油、源岩油气等概念、油气地质基础研究呈现出由常规油气向非常规油气发展得新趋向(图1)、 图1 中国陆上主要非常规油气有利区分布图(据邹才能等,２01３C) 致密油就是一种重要得非常规资源,就是指夹在或紧邻优质生油系得致密储层中,未经过大规模长距离运移而形成得石油聚集,就是与生油岩系共生或紧邻得石油资源。储层致密、油气在运移、聚集、成藏等方面与常规砂岩油藏存在较大差异,导致致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发上地质主控因素存在较大差异,本文主要从储层特征、流体性质、边界条件进行简要分析、 一、储层特征 非常规油气储层以纳米、微米孔喉为主,微观孔喉结构复杂,决定了其低孔低渗得储集特征,控制了油气聚集机制、富集规律等基本地质特征。

(一)储层质量 １、宏观 致密砂岩储层以纳米级孔喉系统为主,导致其储层致密物性较差,一般孔隙度小于10%,渗透率小于０。1ｍD,而常规砂岩储层物性相对较好,如表１-１、 致密砂岩油藏储层总体致密就是其与常规油气储层得最大区别。 表１－1 致密砂岩储层与常规砂岩储层宏观储层质量对比 致密储层常规储层 ?纳米级孔喉系统导致储集 层致密、物性差,一般孔隙 度小于1０％, ?渗透率小于０.1mD ?孔隙度 特高孔隙度≥30％ 高孔隙度３0％～２5% 中孔隙度２5％~１5% 低孔隙度１5%~１0% ?渗透率 特高渗≥2000mD、高渗2０00～５00mＤ 中渗500~5０mＤ、低渗50～10mＤ 特低渗小于1０mD 2。微观 (1)孔隙结构 孔隙结构:岩石中所具有得孔隙与喉道得几何形状、大小、分布及其相互连通得关系。微米与纳米尺度就是通过扫描电镜与微—纳米CT扫描可以识别得微观孔隙形态与空间特征,如图1-1、 图1—1 微观孔隙形态与空间特征(据于清艳,2０1５)

水溶气运移成藏物理模拟实验技术

文章编号:167221926(2004)0120032205 收稿日期:2003209224;修回日期:20032112201 基金项目:国家“973”项目“天然气动态形成过程和富集度研究” (编号:2001CB 30913)资助1作者简介:刘朝露(19682),男,江西莲花人,硕士研究生,主要从事天然气地球化学研究. 水溶气运移成藏物理模拟实验技术 刘朝露1,李　剑2,方家虎1,胡国艺2,严启团2,李志生2,马成华2,孙庆武2 (1.中国矿业大学(北京),北京　100083;2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院,河北廊坊　065007) 摘　要:通过自行设计的天然气运移成藏物理模拟仪,对实际岩芯样品进行了高压水溶气运移成藏的物理模拟实验,目的是研究水溶作用对天然气运移指标产生的影响以及水溶气甲烷和乙烷碳氢同位素、C 2+ 总烃、i C 4 n C 4等8项地球化学参数的变化。实验结果表明:随着运移距离的增加,水溶气中的非烃CO 2含量普遍增大,烃类气体“甲烷化”趋势明显,C 2+以上的含量随碳数升高而降低(至C 5含量基本可以忽略不计),轻烃组分中的苯和甲苯含量由低(气源)到高(运移距离近)再变低(运移距离远),甲烷碳和氢同位素变化幅度均不大(仍具有略偏正的特征)。认为这些地球化学参数的变化特征对水溶气气藏的识别和油气运移的研究均具有重要的参考价值。关键词:水溶气;运移成藏;物理模拟 中图分类号:T E 12211 文献标识码:A 0　前言 早在20世纪60年代,国外已有不少学者测定了烃类气体在水中的溶解度[1,2],并提出水溶气藏形成的可能性[2]。70年代,P rice [3]提出了可以用烃类在水中的溶解度研究石油初次运移,同时,在意大利、匈牙利、菲律宾、尼泊尔、伊朗和日本等国家相继发现了水溶性天然气藏并生产了水溶性天然气[1];这些发现更增加了人们对天然气溶解实验研究的兴趣[4,5]。目前,这些成果已应用于天然气的运移与聚集的定量研究[6～8]。 与国外相比,我国对水溶气运移成藏的研究起步较晚。我国学者孙永祥[9]多次探讨了地下水对气藏形成的影响,郝石生[10]等研究了天然气在地层水中溶解度的变化特征,付晓泰等[11]提出了气体在地层水中的两种主要溶解机理。上述研究工作主要是在不同的温压条件下探讨地层水对天然气溶解的一些物理参数,解决了水溶气量的问题,而对天然气以水溶相运移而形成的水溶气藏的一些地球化学参数的变化特征,如水溶气的组分组成及其碳氢同位素和轻烃特征的研究却进行得较少。本文通过自行设计的天然气运移成藏物理模拟仪来对际岩芯进行高 压水溶气运移成藏物理模拟实验,目的是研究水溶气在运移成藏过程中的组分组成及其碳氢同位素和轻烃等一些地球化学参数的变化特征。这些参数特征对天然气的运聚以及水溶气藏的寻找和识别均具有重要的参考价值。 1　水溶相天然气释放的地质条件 付晓泰等[11]通过实验研究认为,天然气在地层水中的溶解主要存在两种机理:一种是天然气分子与水分子作用形成水合分子;另一种是天然气分子填充在水分子的间隙中。无论是哪一种机理,天然气的溶解度都会受到温度和压力变化的影响。压力增大,天然气在地层水中的总溶解度增大,反之,则减小。温度对其影响相对较为复杂,当温度小于80℃左右时,天然气溶解度随温度升高而减小;当温度大于80℃左右时,天然气溶解度随温度升高而逐渐增大。矿化度也对天然气溶解度有一定的影响:矿化度越高,溶解度越小;反之,矿化度越低,溶解度越大。但矿化度对天然气在地层水中的溶解度较温度和压力的影响要小得多。 由上述分析可以看出,地层水中天然气的溶解度与其所处温度、压力和矿化度存在密切关系。Ko 2 第15卷第1期 2004年2月 天然气地球科学 NA TU RAL GA S GEO SC IENCE V o l .15N o.1Feb .　2004

环县地区长3油藏成藏主控因素研究

环县地区长3油藏成藏主控因素研究 【摘要】本文通过对环县地区长3层的沉积微相、储层、物性、含油性分析，从生、储、盖、圈、保等方面系统研究了长3成藏的主控因素。表明延长统深水相泥岩提供有利的生油条件、三角洲沉积河道砂体提供有利的储集条件、局部发育的鼻状小构造起到圈闭作用、上倾方向的泥岩或岩性致密带起到遮挡作用，不同岩石类型、沉积微相、成岩作用影响着储层性能，古剥蚀区的存在对油气的封盖起到破坏作用，研究成果对后期滚动建产具有重要的指导意义。 【关键词】环县地区；沉积微相；储层；成藏主控因素 环县地区位于鄂尔多斯盆地陕北构造斜坡带西部。多年来，该区域地层剥蚀程度较深，大面积长3地层剥蚀，部分井区剥蚀至长6，造成长3地层对比难度大、油藏试油出水原因、成藏主控因素认识不清。近年随着勘探程度的加大，在H32、L185、M31等井发现了长3油流井，显示出研究区有一定的油气勘探前景。笔者在前人研究成果的基础上，通过沉积微相、储层、盖层等对环县地区长3油藏成藏主控因素进行探讨，旨在为后期滚动建产提供借鉴。 1 沉积微相及特征[1-2] 结合区域沉积背景，通过对环县地区长3的岩矿特征、沉积构造、测井曲线、岩芯观察、薄片鉴定等分析，识别出研究区长3主要为扇三角洲平原及前缘亚相沉积，并进一步划分为：分流河道、水下分流河道，分流间洼地、分流间湾四种沉积微相。主要发育分流河道砂体、洼地或间湾泥岩，河道砂体主要由细粒砂岩组成，沉积物粒度细、厚度薄，泥质沉积物较发育。三角洲由多期砂体与泥岩叠置而成，具有多河道、宽而浅，河水能量弱，垂向加积慢、侧向迁移快等特点，曲线表现为低幅度的箱形特征，河道变化快、稳定性差，发育分流间洼地、分流间湾。其沉积演化过程可分为三期，区内发育自4-7条西向东古河流，河道的不断分叉和交汇使砂体在平面上连片性较好，河流最宽处达到15Km，主河道砂厚5-20m，主要分布在10-15m，河道侧翼多为泥岩。 2 砂体展布及储集砂岩特征 2.1 砂体展布 环县地区长3砂体展布呈自西向东，基本和水下多分流河道的延展方向一致。受沉积环境控制，砂岩的分布特点具有平面上呈相间带状或片状展布的非均质性特征。长3三小期砂体平面分布稳定、继承性较强，河道多为3-5km，单砂体厚3-8m。剖面上多呈顶平底凸或顶凸底平的透镜体状。 2.2 储集砂岩特征 统计环县地区225块37口井长3的薄片资料结果表明，砂岩以中-细粒长石岩屑砂岩为主，石英的含量为43.2%～46.7%，长石含量为14.2%～16.8% ，岩屑含量为20.6～27.1%；总体上具有高石英、低长石、高岩屑的特征。填隙物含量为11%～13%，以水云母、白云石、硅质为主，水云母平均含量为3.4%；白云石为3.2%；硅质为3.5%。胶结以孔隙式为主，颗粒磨圆相对较差，为次棱状，分选中等，为点-线状接触。 3 储层物性及含油性 3.1 孔渗特征 统计环县地区225块37口井长3层岩心分析数据表明，平均孔隙度10.8%，渗透率0.8×10-3μm2，主要分布在8.2%-12.5%、0.14-2.1×10-3μm2；其中17口低