利用流体历史分析技术研究库车坳陷大北气田油气充注史

运用流体包裹体岩相学、均一温度、含油包裹体丰度及储层颗粒荧光定量等多种流体历史分析方法,对塔里木盆地库车坳陷大北气田储层古流体特征、油气充注期次和时间进行了研究,并结合构造演化及沉积埋藏史恢复了大北气田油气充注史。研究表明,库车坳陷大北气田发育2期油气充注：第一期为6~4Ma的凝析油充注,该期充注被蓝白色荧光液态烃包裹体记录下来,QGF波长峰值也显示凝析油的特征,QGF指数分布在1.7~24之间,表明凝析油在大北古构造内形成有效充注,聚集形成古油层,库车中期凝析油沿穿盐断裂大量散失;第二期为3Ma至今的天然气充注,灰黑色的气态烃包裹体记录了该期充注,QGF-E谱图显示烃类流体整体偏轻,轻质的烃类流体充注与晚期的油气快速充注是该地区含油包裹体丰度偏低的原因。库车组沉积晚期以来天然气持续充注、优良储盖组合与构造演化的时空配置使该时期成为大北气田的主要成藏期,具有晚期成藏的特点。     

库车坳陷克拉苏构造带超高压大气田储层流体包裹体特征及成藏信息

对库车坳陷克拉苏构造带储层流体包裹体研究认为,储层包裹体以盐水包裹体为主,发育少量气态烃包裹体和气液两相包裹体,主要分布在石英中,以线状和面状分布,包裹体一般较小,主要分布在4~10μm之间;盐水包裹体的均一温度为86.2~196.1℃,分布范围连续,不同区带的均一温度有差别,盐水包裹体的整体盐度较低,分布在2%~4%之间的频数最大;含烃包裹体丰度低,主要分布在0.1%~8.1%之间。分析认为,克拉苏构造带天然气充注是一个连续快速的过程,而且晚期天然气充注强度大。结合研究区的埋藏史,可知克拉苏构造带天然气成藏发生在库车期以来,克深区带的成藏时间晚于克拉区带,从东往西具有逐渐变晚的趋势。     

塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带深层致密砂岩气藏储层致密化与成藏关系

为研究深层致密砂岩气气藏储层致密化与成藏的关系,对塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带的地质背景和储层特征进行分析,建立储层孔隙度与埋深的关系模型,推算储层致密化时间。利用流体包裹体均一测温分析技术,分析该区大北1、克深2深层致密砂岩气藏的成藏期次,并与储层致密化时间相比较,确定深层致密砂岩气藏的成因类型。研究表明,大北1气藏表现为晚期充注成藏的过程,其天然气成藏时间主要在库车期(约3~2Ma)以来,其白垩系巴什基奇克组砂岩储层致密化发生在新近纪康村期(约15~10Ma);克深2气藏也表现为晚期充注成藏过程,其天然气成藏主要发生在库车晚期(约2Ma)以来,而其巴什基奇克组砂岩储层在新近纪康村期(约11~10Ma)已经达到致密化。据此,确定大北1和克深2深层致密砂岩气藏类型属于"先致密后成藏型"。     

库车坳陷克拉苏构造带深层致密砂岩气成藏机制

为深化对克拉苏构造带深层致密砂岩气成藏机制的认识,开展了油气充注史和孔隙度演化史研究。以库车坳陷大北1气藏为例,运用流体包裹体岩相学和显微测温技术厘定油气充注史,采用定量回剥的方法恢复了储层孔隙演化史,根据两者的耦合关系明确了大北1气藏成藏机制。研究结果表明：大北1气藏存在3期油气充注过程,第1期为新近纪康村期至库车期的成熟原油充注,储层孔隙度在12%～14%之间,形成常规油藏,第2期为新近纪库车期高成熟油气充注,储层孔隙度在8%～10%之间,常规气藏与致密深盆气藏共存,第3期为新近纪库车末期至第四纪西域期的干气充注,储层孔隙度约为5%,形成致密常规与致密深盆复合气藏,西域期至今由于后期构造运动导致储层发育大量裂缝,气藏遭受改造天然气沿裂缝在浮力作用下运移调整至构造高部位聚集。该研究成果进一步拓展了库车凹陷克拉苏构造带致密气勘探开发前景,为研究区有利区预测提供一定的理论基础。     

库车坳陷克拉苏构造带深层致密砂岩气成藏机制

为深化对克拉苏构造带深层致密砂岩气成藏机制的认识,开展了油气充注史和孔隙度演化史研究。以库车坳陷大北1气藏为例,运用流体包裹体岩相学和显微测温技术厘定油气充注史,采用定量回剥的方法恢复了储层孔隙演化史,根据两者的耦合关系明确了大北1气藏成藏机制。研究结果表明:大北1气藏存在3期油气充注过程,第1期为新近纪康村期至库车期的成熟原油充注,储层孔隙度为12%～14%,形成常规油藏;第2期为新近纪库车期高成熟油气充注,储层孔隙度为8%～10%,常规气藏与致密深盆气藏共存;第3期为新近纪库车末期至第四纪西域期的干气充注,储层孔隙度约为5%,形成致密常规与致密深盆复合气藏,西域期至今由于后期构造运动导致储层发育大量裂缝,气藏遭受改造,天然气沿裂缝在浮力作用下运移调整至构造高部位聚集。该研究成果进一步拓展了库车凹陷克拉苏构造带致密气勘探开发前景,为研究区有利区预测奠定一定的理论基础。     

歧口凹陷歧深1井气源综合对比

歧深1井是一口位于渤海湾盆地黄骅坳陷歧口凹陷滨海断鼻的深层探井,在4 823.0～5 088 m沙三段地层用10.32 mm油嘴日产气54 611l m3.天然气甲烷、乙烷碳同位素异常重,δ12 C1值在-35.7‰～-32.7‰之间δ13 C2值在-19.1‰～-15.2‰之间.通过对该井沙三段烃源岩热解气碳同位素和轻烃的研究,并结合天然气组分、碳同位素和轻烃以及储层包裹体的特征,认为该天然气属于高成熟天然气,主要来自研究区埋深更大的沙三段烃源岩,具有多期充注的特征.证实歧口凹陷存在高成熟,甚至过成熟天然气,进一步明确歧口凹陷深层天然气勘探要以沙二段、沙三段为主要目的层.     

合川大气田须家河组储层流体包裹体特征及天然气成藏期研究

观测了合川大气田须家河组储层砂岩样品中流体包裹体的镜下特征、类型、均一温度分布及盐度特征,并结合自生伊利石K-Ar测年,研究了合川大气田须家河组天然气成藏时期。结果表明,合川大气田须家河组储层砂岩样品中流体包裹体主要发育于石英颗粒裂缝及石英次生加大边中,大多数为盐水包裹体和含气包裹体,包裹体个体较小,一般小于20μm,呈群状、串珠状或零星状分布;盐水包裹体均一温度主要分布范围为85～165℃,盐度主要分布为4%～18%(NaCl)。依据包裹体均一温度的实测结果,结合沉积埋藏-热演化史资料,认为合川大气田须家河组天然气充注可能是一个连续的过程,其主要成藏时期为晚侏罗世-早白垩世。     

博湖坳陷油气成藏期次综合分析

利用储层流体包裹体分布特征、均一温度特征、组分特征和储层自生伊利石同位素年代测定,结合烃源岩的热演化史和生烃史,对博湖坳陷的油气成藏期次进行了综合分析,认为博湖坳陷主要发生了3期成藏事件:第1期发生在中晚侏罗世,是低熟油气和成熟油气的生成、运移和聚集的成藏过程;第2期发生在侏罗纪末期至白垩纪,是已聚集成藏的油气遭到破坏,重新调整,再次聚集的成藏过程;第3期发生在古近纪中晚期,是成熟油气或高成熟油气再次充注的成藏过程。第1期和第2期成藏是博湖坳陷的主要成藏事件,第3期成藏是博湖坳陷的次要成藏事件。     

库车坳陷两期成藏及其对油气分布的影响

对库车坳陷的成藏期次和成藏过程进行了研究,结果表明,库车坳陷具有两期成藏的地质条件.晚白垩世-早第三纪末在山前已经形成挤压背景下的构造圈闭,该时期的圈闭主要聚集源自三叠系烃源岩的油气;中新世以来是库车前陆盆地发育的时期,此时构造变形作用最强烈,形成的圈闭以聚集晚期生成的天然气为主.油气源对比结果和储层沥青、包裹体的研究为库车坳陷两期成藏提供了直接的地球化学证据,库车坳陷经历了早期油气的聚集、破坏和晚期天然气聚集、调整的过程.早期(白垩纪末期-早第三纪)成藏以侧向运移为主;晚期(晚第三纪以来,主要是上新世-第四纪)成藏则具有侧向、垂向运移并重的特点.库车坳陷两期成藏对库车油气系统中的油气分布具有显著的影响.     

黄骅坳陷歧口凹隐蔽油气藏成藏期分析

利用流体包裹体均一温度结合埋藏史、热史分析了黄骅坳陷歧口凹陷隐蔽油气藏油气成藏期次。储层实测流体包裹体均一温度数据表明,研究区流体包裹体的均一温度主要分布在60℃~190℃之间,大部分在90~150℃之间,且表现为两个峰值,显示具有两期油气充注特征。结合沉积埋藏史、热史和生烃史研究成果,对歧南2、庄65、港深32等井的初步研究,认为油气第一次充注期为东营末期;第二期为馆陶末期至现今,第二期油气充注是该区油气成藏的主要时期。     

塔里木盆地库车坳陷克拉苏盐下深层大气田形成机制与富集规律

库车坳陷具有丰富的天然气资源,继克拉2大气田发现后,近年来在克拉苏断裂下盘克深区带发现了大北、克深等大型气田。以克深、大北大气田为例,详细论述了克拉苏盐下深层大气田的形成机制与富集规律,认为侏罗系—三叠系煤系烃源岩5Ma以来生气强度和生气速率达到极大值[高达(160~320)×108 m3/km2和15~20mg/(gTOC·Ma)],为高效气源灶。克拉苏冲断带叠置在供烃中心之上,充足的气源是大北—克深气田天然气富集的物质基础。区域性巨厚膏盐岩盖层限制构造冲断突破、有效保护储层、高效保存油气,是盐下油气富集的重要保证。克深—大北分层滑脱收缩变形,盐下冲断叠瓦构造成排成带,广泛分布的低孔砂岩储层,为天然气富集提供了有利空间。克深—大北地区盐下深层构造的形成与区域构造挤压关系密切,主要是晚喜马拉雅期强烈冲断挤压形成,上新世—第四纪是克拉苏构造带形成的主要时期,主体构造基本都是在库车组中晚期定型;而生烃史研究也表明烃源岩主要生气期在库车组沉积以来,主生气期与构造定型期的良好匹配决定了克拉苏冲断带盐下晚期高效成藏,是该区深层形成大气田的重要原因。     

库车坳陷阿瓦特地区油气动态演化过程

阿瓦特地区为库车坳陷克拉苏构造带上的典型含气区域。基于储层定量颗粒荧光测试手段、流体包裹体分析技术及储层沥青特点,结合埋藏史及热史,对其油气动态演化过程进行分析。结果表明:阿瓦特地区定量颗粒荧光QGF指数普遍超过4,QGF光谱峰值集中在400 nm左右,油包裹体主要呈现蓝色荧光,结合均一温度及埋藏史认为,第1期成熟轻质油充注时期约为15.0 Ma;晚期天然气充注时间大致为2.5 Ma,黑色气包裹体记录了该期充注,天然气充注对早期油藏进行改造在储层中形成了残余沥青,不同层段含油性相差较大可能是由于储层物性差异造成的。     

鄂尔多斯盆地志丹地区山西组砂岩致密化发育时限探讨

借助于显微镜的单偏光和荧光,对鄂尔多斯盆地志丹地区山西组致密砂岩的岩石学特征进行观察,同时,采用显微冷热台对石英次生加大边中的包裹体进行测温,并使用激光拉曼光谱对包裹体的组分进行分析。盆地模拟研究发现,志丹地区山西组致密砂岩石英次生加大边中发育无机盐水包裹体、含烃盐水包裹体、气液态烃包裹体和气态烃包裹体4种类型包裹体;赋存在Ⅰ期石英次生加大边内的盐水包裹体均一温度在80~100℃,冰点温度在-4~-2℃,推测形成时间为200×10~6—190×10~6a;Ⅱ期石英次生加大边的盐水包裹体均一温度在105~125℃,冰点温度在-6~-4℃,包裹体气相组分以CO_2为主,少量C_2H_6,推测第一期天然气充注时间及砂岩初次致密化时间为190×10~6—160×10~6a;Ⅲ期石英次生加大边中的盐水包裹体均一温度在135~155℃,冰点温度在-10~-8℃,包裹体气相组分以CH_4和C_2H_6为主,伴随有大量后期高成熟天然气充注,推测天然气成藏及砂岩进一步致密化的时间为160×10~6—140×10~6a,天然气的充注伴随着砂岩的后期致密化发育。     

济阳坳陷渤南-孤北地区深层天然气成藏期分析

通过气源岩热演化生烃史、储层流体包裹体均一温度、天然气轻烃及构造活动综合分析,探讨了济阳坳陷渤南-孤北地区深层天然气藏的形成时间和期次.研究表明,孤北潜山带存在2期不同成因天然气的充注过程:煤成气于新近纪馆陶沉积晚期充注、油型气于新近纪明化镇中期充注;渤南洼陷油型气藏存在沙一末至东营末期和明化镇期至现今的2次充注过程,以第二期充注为主.不同构造部位、不同层系的成藏期有明显差异,构造低部位气藏形成时间早于高部位.     

库车坳陷克拉2气田油气充注和超压对储层孔隙的影响

为了研究库车坳陷克拉2气田砂岩储层孔隙物性影响因素,在对克拉2气田砂岩储层特征和超压成因研究基础之上,采用颗粒定量荧光和流体包裹体技术确定古油水界面和油气充注史,并分析油气充注和超压与储层孔隙之间的关系。研究结果表明,库车坳陷克拉2气田泥岩和砂岩中超压形成与水平构造挤压作用具有重要关系。克拉2气田盐下砂岩储层经历最大古埋藏深度达6 000 m以上却显示出异常高的原生孔隙度是因为原油充注到储层中在比较好的盐岩盖层封闭条件下,砂岩储层孔隙中的油没有被排出使砂岩储层胶结作用减弱或者形成欠压实。其主要证据有：①高的定量荧光参数QGF指数和QGF-E强度对应的砂岩储层孔隙度和渗透率也比较高,而在古油水界面之下,砂岩孔隙度和渗透率都很低;②库车坳陷克拉2气田晚期油充注发生库车组沉积早期,对应砂岩储层的埋藏深度比较小,孔隙度比较高。研究表明深层砂岩储层油充注和超压发育对储层孔隙具有重要影响。     

济阳坳陷郑家-王庄稠油油藏成藏年代研究

济阳坳陷郑家-王庄稠油油田原油储层包裹体均一温度70～160℃；峰值分布范围分别是80～90℃和130～140℃，主峰温度为130～140℃。通过生烃史、埋藏史研究，认为原油的充注是一个快速过程，均一温度与烃源岩生烃时温度接近，成藏期与生烃高峰期一致，主生烃／成藏期为8～15Ma左右。可能经历了2次成藏，但以生烃高峰期的成藏为主。     

库车坳陷古流体动力与天然气成藏特征分析

根据库车坳陷超压的成因分析结果,将其分为沉积型超压和构造挤压型超压。利用实测压力、包裹体形成压力和最大埋深时期的古压力等直接证据作为约束条件,根据所建立的流体压力演化数学模型,恢复出不同地质时期的沉积型超压;基于构造压实作用机理,评价了喜马拉雅期构造型超压的形成幅度。将二者加以叠合,获得了目的层的压力演化历史,并恢复出气势的演化历史,分析了流体动力对天然气运移、成藏的影响。研究认为,目的层在库车组沉积前处于沉积型超压阶段,而库车期以来则属沉积型超压的萎缩和构造挤压型超压的发育阶段;侏罗系烃源岩与下白垩统储层之间过剩压力的大小对比关系,形成了天然气的持续充注、早期充注晚期停滞、早期充注早期停滞等3种运移类型;不同时期的气势梯度分布表明,库车组沉积以后的侧向运移、成藏作用最为活跃;第四纪以来的构造运动促成天然气的运移、聚集强度增大,是造成天然气晚期成藏的主要原因。     

库车前陆冲断带天然气具有深埋水溶气的特点

有关库车前陆冲断带天然气的许多基本地球化学指标相互矛盾,而且晚期成藏的天然气充注率很高。通过深埋水溶作用、储层流体包裹体均一化温度、储层油气演化史和水溶气脱溶成藏地质条件等4个方面的分析,认为库车前陆冲断带天然气的异常特征和高充注率与深部水溶气幕式(快速)脱溶聚集有关,并认为这是中国西部前陆区油气在喜山前陆强烈形成期通过断裂运移调整形成大中型气田的成藏规律之一。     

松辽盆地北部深层火山岩气藏的充注：来自流体包裹体的证据

厘清松辽盆地北部徐家围子断陷营城组火山岩气藏天然气的来源和充注特征对天然气的勘探开发具有重要意义。系统研究了营城组储层中次生流体包裹体的成分和均一温度,旨在揭示天然气气藏的来源和充注特征。研究结果表明该储层中发育了富CH₄和富CO₂两类流体包裹体。富CH₄流体包裹体均一温度出现频率最高的区间包括：160～163℃、185.2～225℃和233～243.4℃,说明存在3期含烃流体;富CO₂流体包裹体均一温度为235.2～269.1℃,为一期充注。均一温度高于烃源岩沙河子组地层的最高埋深温度（230℃）的富CO₂流体包裹体和高温富CH₄流体包裹体内的天然气可能来源于深部。流体包裹体主要成分和气藏天然气主要成分对比表明,本区天然气充注存在3种充注方式：①一期天然气充注形成;②多期混合充注形成;③前期充注被后期天然气充注取代形成。     

川南地区须家河组天然气地球化学特征及成藏过程

为探究川南地区须家河组天然气地球化学特征及成藏机理,以天然气地球化学分析数据为基础,对该区天然气地球化学特征、成因、成藏期次及成藏过程进行了分析。结果表明:研究区天然气以烷烃气为主,甲烷体积分数大于80%,重烃体积分数低,天然气干燥系数大于0.85;部分天然气含H2S,这是研究区与四川盆地其他地区须家河组天然气组分特征的最大差异;天然气δ~(13)C_1为-43.17‰~-30.80‰,δ~(13)C_2为-33.81‰~-24.90‰,δ~(13)C_3为-28.65‰~-22.70‰,总体具有正碳同位素系列特征。碳同位素与轻烃分析均证实,研究区须家河组天然气以煤型气为主,同时存在部分油型气;煤型气主要来自须家河组煤系烃源岩,油型气主要来自下伏海相层系。成藏年代分析表明,研究区须家河组天然气主要有3期成藏:晚侏罗世中期—早白垩世,须家河组煤系烃源岩生成的少量煤型气进入须家河组成藏;晚白垩世,须家河组煤系烃源岩大量生成煤型气并进入须家河组成藏,该时期是须家河组天然气的主要成藏期;喜山期,部分下伏油型气经断裂进入须家河组成藏,该阶段的流体充注是研究区出现异常高温包裹体与天然气含H_2S的主要原因。