东营凹陷岩性油气藏动态成藏过程

利用流体包裹体均一温度,结合埋藏史和古地温资料,对东营凹陷牛35砂体和营11砂体成藏的动态过程进行了研究。通过砂体埋藏史、热史和油气充注史动态模拟,系统分析了烃源岩演化,砂体孔隙度、渗透率演化,油气充注时期及超压的形成时期等。综合分析后认为,砂体在90℃的古温度和17MPa的古压力条件下,利于形成岩性油气藏。在成藏过程中或成藏后,油气的大量充注会导致地层超压的形成。处于不同成藏系统中的砂体,其充满度以及压力系数不一致。在油源充足情况下,深层封闭成藏系统中易形成高充满度、高压力系数的透镜状岩性油气藏;而在半开放成藏系统中会形成充满度中等、压力系数较高的岩性油气藏。     

煤系致密砂岩气运聚动力与二维可视化物理模拟研究——以川中地区三叠系须家河组致密砂岩气为例

煤系地层致密砂岩气是中国陆相盆地主要的致密砂岩气类型,这种致密砂岩气源来自煤系烃源岩。中国煤系致密砂岩气以四川盆地须家河组和鄂尔多斯盆地上古生界最为典型。煤系烃源岩呈广覆式分布,大面积生排烃,进入大范围砂体后,天然气运移聚集过程中,砂体的非均质性控制了致密砂岩气局部富集和甜点形成。基于典型气区解剖和地质建模,开展了不同粒径砂与黏土相似材料模拟致密砂岩气运聚机理实验研究,以揭示煤系致密砂岩气充注、运移和聚集规律。实验结果表明,砂体渗透率级差控制天然气聚集的有效性、速率和含气饱和度。当砂体渗透率级差值为2.8时,即砂体非均质性较弱时,砂体内天然气不能有效聚集,而是运移和散失;当砂体的非均质性增强,渗透率级差值增加到5.4时,其中的天然气开始聚集成藏;当砂体非均质性进一步增强,渗透率级差值增加到9.0以上时,砂体内天然气发生大规模的有效聚集和成藏。在气源充足的条件下,大面积非均质性砂体中,物性相对越好的局部砂体,且该局部好砂体中均质性和连通性越好,含气饱和度越高。有断层连通的情况下,砂体的成藏速率增大。致密砂岩气运聚机理研究表明,勘探中应找分流河道、岩屑溶蚀相、断层裂缝和局部构造等部位物性较好的砂体,而其外围被物性较差的砂体或泥岩围限,则有利于天然气有效聚集和保存。     

纵向非均质砂层内石油运移和聚集的模拟实验

通过不同充注方式层内非均质砂层油运移和聚集的二维模拟实验表明:正韵律砂层中,不同非均质程度,即不同渗透率级差的砂层,在不同的充注方式和能量条件下,油气运移路径和通道与含油层位具有差异。当渗透率级差较小时,中部渗透率中等的砂层比下部渗透率大的砂层和上部渗透率小的砂层更容易成为油气运移路径和通道,成为含油层;当渗透率级差较大时,下部渗透率大的砂层比中部渗透率中等的砂层和上部渗透率小的砂层更容易成为油气运移路径和通道,为含油层。反韵律砂层中,渗透率级差较小时,上部渗透率大的砂层和中部渗透率中等的砂层比下部渗透率小的砂层更容易成为油气运移路径和通道,为含油层。在稳态充注条件下,侧向充注和断层充注含油层位基本相同,含油饱和度在垂向上表现为"韵律"特征;断层幕式充注下,含油面积更大,中等渗透率和大渗透率砂层均为含油层,且在大渗透率砂层中运移效率较高。     

层间干扰与油气差异充注

通过物理模拟实验及油田实际数据的统计分析,文中探讨了储层层间非均质性对油气二次运移过程中油气充注圈闭的控制作用,首次提出了油气充注的渗透率临界级差的概念.在油气充注过程中,层间干扰导致高渗层对低渗层的屏蔽作用,使得油气充注是在一定的层间渗透率级差(即临界级差)范围内进行的,储层渗透率下限值与最高砂层渗透率具有良好的双对数正相关关系.      

储层非均质对油气聚集成藏的影响——以八面河油田面120块为例

八面河油田面120块位于东营凹陷南斜坡,由于差异压实作用和成岩作用的影响,储层非均质性严重.为了探索储层非均质性与油气聚集成藏的关系,指导油田下一步勘探开发,以单砂层为研究单元,应用物理模拟试验方法,探讨了储层非均质性对油气聚集的影响.结果表明储层物性非均质性对各砂层的含油性有很大的影响,渗透率级差越大,砂体含油性越差;渗透率级差越小,砂体含油性越好.     

东营凹陷岩性圈闭油气充满度及其主控因素

岩性圈闭油气充满度的实际统计结果表明,东营凹陷岩性圈闭油气充满度分布在6.8%～94.1%,平均为46.5%,其中46.7%的岩性圈闭油气充满度大于50%,最大充满度为94.1%。孤立砂体岩性圈闭油气充满度较高,平均达到60%,而断层侧向沟通的岩性圈闭油气充满度较低,平均为40%左右;沙河街组三段中下亚段的岩性圈闭油气充满度高,为52%,而沙河街组二段的岩性圈闭油气充满度低,仅为23%。砂岩透镜体油气藏充满度主控因素的主因子分析结果表明,东营凹陷岩性圈闭油气充满度的第一控制因素是运移条件,具体体现在与洼陷生烃中心的距离、切割砂体的断层数量和剩余压力;第二控制因素为岩性圈闭的接受条件,即岩性圈闭的物性(平均孔隙度和平均渗透率)和岩性圈闭的几何特征(岩性圈闭厚度和面积);而油源条件影响相对较小。     

岩性油气藏成藏的微观控制因素探讨――以东营凹陷牛35砂体为例

近年来,东营凹陷每年新探明的储量有近一半来自岩性油气藏,岩性油气藏已经成为保持油田稳产的主要贡献者。在近年来的油气勘探中,由于地震地质综合解释技术水平的提高,基本上可以准确地钻遇到钻前所预测的砂岩体,但是不同砂体的含油性却大相径庭。主要以东营凹陷的牛35砂体为例,解剖了砂体储集物性纵向上的变化,分析了控制透镜状岩性油气藏成藏的微观因素。认为泥质(灰质)含量、孔隙大小、渗透率均质性、喉道特征、方解石胶结物含量等对油气进入砂体成藏具有控制作用。     

东营凹陷岩性圈闭含油性定量预测

依据东营凹陷岩性油气藏勘探实践，其成藏主控因素概括为烃源岩、输导体系和成藏动力。以油气成藏动力为主线，从油气运聚的动力和阻力2个方面入手，将主控因素定量化，成藏动力为油气排出初始压力减去运移路径的压力衰减、储层静水压力和砂体毛细管压力。回归东营凹陷48个岩性圈闭的成藏动力与油气充满度的关系，建立了砂体含油性成藏动力定量预测公式。采用先确定烃源岩、输导体系和储层物性，最后计算成藏动力的方法，在对砂体钻预探井之前定量预测其含油性，从而降低勘探风险，提高勘探成功率。     

曲流河河道砂体油气选择性充注原因——以济阳坳陷新近系为例

以济阳坳陷新近系馆陶组曲流河河道砂体为例,对不同砂组及其内部不同砂体油气选择性充注的原因进行了探讨.断层的活动性是油气纵向输导的主要影响因素,主油源断层和次油源断层控制油气平面分布范围,区域性的储盖组合决定了油气纵向分布层段(砂组),断层和储盖组合是造成不同含油砂组平面和纵向分布差异性的主要因素.河道砂体与断层、构造等的匹配关系是同一区带同一砂组内不同河道砂体油气选择性充注的主要原因.河道砂体的物性条件对油气的选择性充注也具有重要的控制作用,一般在相同的成藏条件下大型河道的物性条件较好,有利于油气聚集成藏.     

油气充满度与储层通道渗流能力的定量关系——以泌阳凹陷双河油田岩性油藏为例

双河油田是我国典型的＂小而肥＂油田,储量丰度300.4×10^4t/km^2。但分析发现,在储量丰度如此之大的油田,大部分圈闭并未充满油气,而且不同圈闭的充满度有较大的差异。研究表明,这种差异与储层渗透率级差优势通道有较大的关系,即储层通道渗流能力对油气充注起控制作用,油气充注受到油组内级差优势的控制。     

浅水三角洲前缘砂体沉积及渗流特征精细表征——以松辽盆地大庆长垣杏树岗油田为例

针对目前相渗研究与砂体沉积特征结合程度较低的问题,综合利用连续取心井的岩心、测井资料、油藏条件下的相渗测试数据、粒度分析、扫描电镜以及压汞数据,对松辽盆地大庆长垣浅水三角洲前缘亚相中分流河道微相及席状砂微相的沉积及渗流特征进行研究,分析了油水两相流的相对渗透率在分流河道垂向上的变化,以及在席状砂外缘、中部和内缘位置的差异。控制分流河道砂体和席状砂开发程度的因素分别为垂向上的水油流度差异和平面渗流能力的非均质性。浅水三角洲分流河道主体垂向上的相渗形态变化不大,但水油流度差异使底部更易水淹,是造成井间剩余油形成的主要因素;席状砂沉积特征的平面差异使注入水更易沿外缘推进,是造成内缘及中部的储量动用程度低的主要因素。      

有限充注动力背景下致密储层油水差异成藏再认识——以鄂尔多斯盆地华池地区延长组8段为例

鄂尔多斯盆地西南部延长组8段致密储层已发现如西峰和姬塬等油藏连片富集区，但在进一步勘探部署时亦发现如华池和城壕等油水差异富集区，储层中油藏的主控因素和分布规律不明。通过对华池东西部烃源岩条件、源储接触关系、砂体规模、储层物性及非均质性的对比解剖，探讨了油水差异富集区原油的成藏主控因素和富集规律。研究结果表明，源储压差作为致密油的主要成藏动力，其在倒灌运移模式下所能提供的原油充注动力有限。造成华池东西部油水差异富集的主控因素有源储间发育的泥质隔层、砂体发育规模和储层非均质性。其中泥质隔层决定了原油能否向下运移，砂体规模决定了原油能否侧向封堵，储层非均质性决定了单砂体中原油的差异性富集。在有限的充注动力背景下，规模大、整体物性好、均质性强的储层不利于致密油的富集，反而规模小、整体物性较差、非均质性较强的储层因容易形成岩性和物性遮挡而更利于致密油的富集。结果不同以往“好砂带找油”的观点，对鄂尔多斯盆地油水差异富集区下一步的勘探具有一定的参考价值。     

砂岩透镜体油运移过程模拟及成藏主控因素分析

砂岩透镜体油藏是岩性油气藏中增储上产的重要类型, 但目前对其成藏机理的认识还存在很大分歧。通过二维实验模拟表明:砂岩透镜体自身的物性好坏对其成藏具有重要的影响, 所形成油藏的含油饱和度随着孔隙度、渗透率的增大而增大; 油总从高势区向低势区运移聚集成藏, 势的大小决定了砂岩透镜体成藏的可能性。“相”和“势”相互耦合, 共同控制砂岩透镜体的成藏, 油气成藏动力( 势) 充足时成藏所需要的储层渗透性能下限就相应降低; 相应地, 储集岩渗透性能好, 要求的成藏动力条件( 势) 就可以适当降低。得出了实验条件下透镜体成藏时的“相”和“势”之间的定量模型, 为预测圈闭成藏可能性提供了一个思路。     

川西凹陷浅层气藏分布规律研究——以洛带和新场气田为例

川西凹陷浅层气藏由侏罗系蓬莱镇组、遂宁组和沙溪庙组气藏构成。不同地区、不同组段、不同沉积相的砂体含气丰度差异很大,总体产能以三角洲前缘相砂体为最高,洛带和新场气田的产能几乎集中在几套大型的三角洲前缘相砂体。砂体的含气丰度与砂体的沉积相类型、砂体和断层的配置关系有密切联系。针对这一情况,从石油地质条件、砂体与断层的配置关系、沉积相和地震相特征等角度对洛带和新场气田的含气情况进行了分析。认为断层的渗透性、断层的封堵性是浅层气藏形成的关键因素,断层渗透性好、封堵性差的部位和区域,油气容易在上部盖层附近富集;断层渗透性差、封堵性好的部位和区域,油气不易向上运移,易在下部富集。根据这一油气富集模式,对川西凹陷洛带气田的一个三角洲前缘相砂体进行了含油气性预测,部署的D68井获得了15×104 m3／d的测试产量。     

尕斯库勒油田新近系油藏地质特征及主控因素分析

在大量测井、岩心、分析测试等资料分析的基础上,对尕斯库勒油田新近系油藏从构造特征、沉积微相、成岩作用等方面进行研究,明确区内新近系油藏的主要控制因素。研究表明:构造控制着油藏的展布,油藏主要发育于断鼻构造,聚集于高部位,微幅度构造对局部油气的聚集也起一定的控制作用,断层对油藏形成具有侧向封堵作用;水下分流河道、河口坝沉积微相是油气聚集的有利相带;真正控制油砂展布的成岩作用只有胶结作用,区内砂体因胶结作用致密,在平面上可形成胶结作用带,对油气运移具有侧向封堵作用。     

姬塬地区长6储层宏观非均质性与含油气性关系

利用岩心等资料统计,通过计算姬塬地区长6段储层渗透率非均质性参数、分层系数、砂岩密度和钻遇率等量化指标,从层内、层间、平面三个方向研究储层的非均质程度,最后根据平面含油饱和度讨论储层的非均质性与含油气性之间的关系。结果表明,受沉积环境及成岩作用影响,姬塬地区长6段储层的两个小层(长61和长62亚段)非均质性较强,且平面非均质性突出;储层的含油气性与砂体的展布特征及物性具有较强的相关性,即物性最好、砂体厚度最大的河道地区,储层的含油饱和度最高,含油气性最好。     

准噶尔盆地西北缘超剥带油气运聚特征与成藏模式

准噶尔盆地西北缘超剥带地层超覆剥蚀频繁,远离油源,油气运聚过程复杂。结合地质研究、测试分析、盆地模拟认识,剖析了油气成藏要素及其时空匹配关系,揭示出准噶尔盆地西北缘超剥带具有“三源供烃、三期充注、断层-毯砂-淋滤层输导、毯砂边缘-壳下聚集”的成藏特征。超剥带主要有“断层-毯砂”、“断层-淋滤层”、“ 淋滤层-毯砂”等3种油气输导样式。准噶尔盆地西北缘超剥带总体具有“远源供烃,断层-毯砂-淋滤层输导、输导效能主控成藏与富集”的成藏模式。     

特超低渗砂岩油藏储层非均质性特征与成藏模式——以鄂尔多斯盆地西部延长组下组合为例

针对陆相碎屑岩特超低渗储层油气运聚成藏研究中存在的问题,选择鄂尔多斯盆地西部延长组下组合砂岩油藏储层为研究对象,分析其沉积结构构造、成岩作用与致密化过程的非均质性,认识储集空间的非均质性分布规律与石油充注特征。研究发现,河湖相特超低渗含油储层表现出较强的非均质性,含油砂岩与不含油砂岩交互成层,其中不含油砂岩可分为3类：钙质砂岩、富软颗粒砂岩和含水砂岩。其成岩过程迥然,其中钙质砂岩和富软颗粒砂岩的发育多与中-低级构型界面有关。含油砂岩中可识别出3期沥青,分别对应于晚侏罗世、早白垩世中期、早白垩世晚期的石油充注。以这些沥青为时间标志可将含油砂岩中的成岩过程划分为3期,并在含水砂岩中识别出对应的3期成岩过程。在钙质胶结和富软颗粒致密砂岩中,成岩作用主要发生在第1充注之前,其构成了储层内的隔夹层,并且往往形成不同层次、不完全封隔的似网状结构,影响甚至控制了后期的流体活动,引起后期成岩作用和油气充注过程的非均匀性。在储层非均质性及沉积构造分析、成岩过程及其与油气充注关系研究、古物性恢复的基础上,提出了结构非均质性特超低渗砂岩油藏成藏模式。