惠州凹陷流体动力场研究方法及应用

惠州凹陷深层非常规致密油气藏分布规律不清、顶底界限不明，严重影响勘探开发进程，针对该问题，以测井、试油、高压压汞等资料为基础，综合采用储层物性统计分析和实例剖析法确定研究区浮力成藏下限，采用最小流动孔喉半径法和储层内外势差法确定油气成藏底限，对惠州凹陷自由流体动力场和局限流体动力场进行划分，明确非常规油气藏分布界限。研究结果表明：惠州凹陷浮力成藏下限为3 500～4 000 m,对应孔隙度为8.50%,渗透率为1.00 mD;油气成藏底限临界孔喉半径为0.032 5μm,临界孔隙度为1.72%～2.00%,对应的深度底限为6 000～6 500 m。研究结果为惠州凹陷开拓新的油气勘探领域，寻找新的油气勘探目标和接替资源指明了方向。     

东濮凹陷古近系沙河街组烃源岩生烃底限及其差异探讨

随着油气勘探不断向地层深部拓展,弄清烃源岩层生烃底限对于确定含油气盆地有效勘探领域范围和评价油气资源潜力都具有十分重要的意义。为此,以渤海湾盆地东濮凹陷古近系沙河街组烃源岩为研究对象,根据烃源岩层生排烃机理,采用有机元素变化分析法、生烃潜力法、残留烃量法和排烃量法4类7种方法对该区烃源岩的生烃底限进行了研究。结果表明:1用不同方法确定的沙河街组烃源岩生烃底限相差不大,全区生烃底限对应的镜质体反射率值(Ro)介于3.23%~3.97%,平均为3.71%,全区生烃底限对应的深度H值介于5 244~5 525m,平均为5 433 m;2凹陷北部生烃底限Ro介于3.61%~3.97%,平均为3.81%,其生烃底限H值介于5 415~5 545m,平均为5 488 m;3凹陷南部生烃底限Ro介于3.20%~3.74%,平均为3.48%,其生烃底限H值介于5 265~5 375m,平均为5 278 m。结论认为:该区南、北地区生烃底限存在差异,北部地区生烃底限对应的热演化程度(Ro)值和深度值明显高于南部地区,这与凹陷北部沙河街组发育巨厚膏盐层有关,主要体现为南、北地区在有机质类型、地层温度和压力等方面存在着差异性。     

砂岩储集层孔隙结构与油气运聚的关系

在Pittman提供的方法基础上,提出了砂岩储层孔隙结构参数“峰点孔喉半径”(r峰)的新概念,并明确了其物理意义.研究了砂岩储层孔隙结构与油气运聚关系,结果表明,汞饱和度小于20%范围内的参数都与油气二次运移有关,而汞饱和度大于30%的孔隙结构参数是与油气聚集成藏有密切关系.在大庆长垣以西地区的扶杨油层的实际应用表明,在齐家—古龙凹陷周边,峰点孔喉半径为0.13～1.5μm的储层是油气成藏的有利地区.     

应用压汞实验方法研究致密储层孔隙结构 ——以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组为例

随着常规油气资源勘探瓶颈期的到来,致密油气藏越来越成为勘探开发研究的重点。为了进一步揭示致密储层微观孔隙结构特征及其对储层渗流能力的影响,运用常规压汞与恒速压汞方法,结合铸体薄片、扫描电镜等多种技术手段对准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组致密储层的孔隙结构特征进行综合分析。结果表明:研究区芦草沟组致密储层孔隙以溶蚀与胶结综合作用下形成的粒内溶孔、半充填孔、粒间溶孔、晶间孔隙与晶内溶孔为主;依据常规压汞曲线分布位置、形态,兼顾孔隙度、渗透率及表征孔喉大小、分选、连通的各类参数,将储层划分为5大类进行分类评价。研究区储层喉道半径与孔喉配置关系较常规储层差别较大,储层渗流能力主要由喉道半径分布与孔喉半径比分布控制,而孔喉半径比呈现的双峰特征指示储层具有2种孔隙类型的组合,该类型的储层应成为该区未来勘探开发的重点。     

页岩油储层混合细粒沉积孔喉特征及其对物性的控制作用

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油勘探近年来取得重大突破,使得这套储层成为陆相页岩油勘探开发的重要目标。综合运用铸体薄片、微量元素、扫描电镜、微米CT、纳米CT及多种压汞实验数据,研究了芦草沟组咸化湖混合细粒沉积复杂岩性内部孔喉结构及其对储层物性的影响。研究结果表明：芦草沟组白云质粉砂岩、粉砂质白云岩及砂屑白云岩构成了甜点体的优势岩性,微纳米级孔喉系统占据了储集空间主体,孔喉半径在数百微米至数十纳米的区间内连续分布;微米至亚微米级喉道对渗透率贡献最大,主流喉道半径区间为0.25～0.63 μm。微纳米级孔喉结构控制了储层的渗透性及含油性,优势岩性峰值孔喉半径大、分布范围宽,喉道半径分布区间、主流喉道半径及有效喉道体积是控制储层渗透率的关键因素。这些认识为储层油气充注预测及优势沉积相带内井位部署提供了重要的地质支撑。     

含油气盆地深层与中浅层油气成藏条件和特征差异性比较

含油气盆地埋深超过4 500 m的地层领域称之为深层。全球范围内,已在深层和超深层(>6 000 m)发现油气藏1 477个,油气储量分别占总储量的40% 和49%,目前中国塔里木盆地深层每年发现的油气储量约占总发现储量的90% 以上。随着世界对油气资源需求量增大,深层油气勘探的速度正在加快,挑战也在不断增多,研究深层油气成藏条件、油气藏地质特征和分布特征与中浅层油气藏的差异对于揭示和阐明深层油气成藏机制和分布规律具有重要现实意义。研究表明,深层油气成藏条件在生、储、盖、运、圈、保6个方面均与中浅层有较大差异,不能基于中浅层油气地质条件研究建立的标准和方法判别和评价深层油气地质条件和油气勘探前景;深层油气藏在圈闭类型、储层特征、流体相态、温压环境等方面也与中浅层油气藏存在较大差异,不能套用中浅层油气成藏模式与勘探经验指导深层油气藏预测与勘探;深层油气藏在不同类型盆地、不同年代地层和不同埋深条件下的分布发育具有自身特点,确定勘探方向和钻探目标不能完全套用中浅层已有的认识,需要结合实际地质条件具体考虑。     

准噶尔盆地卡因迪克地区石炭系火山岩成藏规律分析

火山岩油气藏已经成为准噶尔盆地西北缘油气勘探开发挖潜的一种重要类型,但卡因迪克地区石炭系火山岩至今尚未获得突破.通过深入剖析周边地区石炭系火山岩油气藏类型、储层及盖层特征,深化认识了火山岩在复杂构造带上的成藏规律,初步确定构造条件、岩相特征、裂缝发育程度和保存条件为油气成藏的4个关键因素,并通过对比预测了卡因迪克地区石炭系火山岩成藏的可能性.     

气藏与油藏储层孔隙度下限计算及对比研究——以辽河油田东部凹陷为例

运用最小孔喉半径法,结合毛管压力曲线,对辽河油田东部凹陷气藏和油藏的储层孔隙度下限值分别进行了计算。研究结果表明:东部凹陷天然气藏储层孔隙度下限值主体介于5%～7%之间,平均6.79%;油藏储层孔隙度下限值主体介于8%～12%,平均10.23%。并在此基础上首次对辽河东部凹陷气藏和油藏孔隙度下限进行了对比,结合对比结果分析指出东部凹陷内石油的主要有利勘探区域为3700m以上地区,而天然气则能在更致密的储层中成藏,勘探区域更广,为4500m以上区域。     

准噶尔盆地红车地区火山岩储层特征及主控因素

随着勘探程度的提高,火山岩油气藏已经成为准噶尔盆地西北缘油气勘探开发挖潜的一种重要类型,而红车地区古生界火山岩是下步勘探的重要战场。为了更好地指导该区火山岩油气勘探,从影响油气成藏的关键要素——储层入手,研究了火山岩储层的岩石学特征、储集类型和储集物性。研究认为,火山岩储层类型多样,储集空间类型繁多,储集性能有很大的差异性和突变性,表现出严重的非均质性。在此基础之上,深入剖析了影响火山岩储层的主控因素,认为岩相、构造运动、风化淋滤作用是影响储集性能的重要因素。     

准噶尔盆地红车地区火山岩储层特征及主控因素

随着勘探程度的提高，火山岩油气藏已经成为准噶尔盆地西北缘油气勘探开发挖潜的一种重要类型，而红车地区古生界火山岩是下步勘探的重要战场。为了更好地指导该区火山岩油气勘探，从影响油气成藏的关键要素——储层入手，研究了火山岩储层的岩石学特征、储集类型和储集物性。研究认为，火山岩储层类型多样，储集空间类型繁多，储集性能有很大的差异性和突变性，表现出严重的非均质性。在此基础之上，深入剖析了影响火山岩储层的主控因素，认为岩相、构造运动、风化淋滤作用是影响储集性能的重要因素。     

超浅层油藏成岩特征及对油气成藏的影响——以准噶尔盆地春风油田为例

春风油田位于准噶尔盆地车排子凸起东北部,其主力产层埋深平均500 m,属于典型的超浅层油藏。通过岩心描述与薄片观察,认为该油藏自下而上可分为底砾岩、粗砂岩—含砾砂岩、顶部细砂岩3套结构层。碳酸盐胶结为最典型的成岩现象,压实、溶解作用均较弱,胶结物主要在沉积初期形成,导致碎屑颗粒常呈漂浮状或点接触。3套结构层中的顶、底层分别由于强胶结和差分选导致储油能力差;中部有利结构单元内油水分布特征复杂,全区油水倒置现象严重。通过对该油藏进行成藏要素的解剖,认为沙湾组底部不整合、红车断裂带以及全区分布的厚砂层为油气成藏提供了良好的运移通道。但由于古构造、油气充注等因素的影响,北部、西北部以及西部地区早期发生了大规模碳酸钙沉淀,对后期运移的油气形成遮挡,造成了该区大规模油水倒置现象。研究区特殊的成岩现象及油藏分布特征充分说明,浅埋藏地区并非仅发育地层油藏和岩性油藏,受胶结作用影响也可形成一定规模的成岩圈闭油气藏,此类圈闭明显有别于常规的深层溶解型成岩圈闭。     

准噶尔盆地深层油气藏形成条件分析

全球已开发千余个目的层系埋深超过4 500 m的油气田,深层油气勘探的重要性日益突出,而准噶尔盆地已开发目的层系埋深均浅于4 500 m,尚未在深层取得突破。因此,有必要开展准噶尔盆地深层油气藏形成条件的研究。在总结前人研究成果的基础上,总结了深层烃源岩、储集层和盖层的发育情况以及油气的保存条件,并进行了系统分析。研究认为,盆地中央坳陷和南缘深层广泛发育多套泥质烃源岩且已处于成熟-高成熟阶段,生排烃潜力大;由于溶蚀和超压等地质作用,盆地深层普遍发育相对优质的储集层段,出现“差中有优”的现象;湖盆扩张期形成的多套区域盖层能够起到较好的封盖效果,有利于深层油气的聚集与保存。根据生储盖在时间和空间上的匹配关系,以及探井深层油气显示情况,表明中央坳陷和南缘为深层油气有利勘探区。      

柴北缘深层天然气成藏条件及有利勘探方向

柴北缘深层天然气勘探程度低,资源潜力大,天然气成藏条件及勘探方向尚不明确,制约了天然气勘探进程。基于地震、地质、地化及钻井等资料的研究,从烃源岩、储层、构造及输导体系等方面,综合分析了柴北缘深层天然气藏的成藏条件,结合已有勘探成果和地质条件,指出了深层天然气有利勘探方向。结果表明,深层侏罗系分布广,阿尔金山前西段存在侏罗系生烃凹陷,深层高-过成熟度烃源岩生气潜力大;基岩风化壳和次生孔隙发育的碎屑岩可作为深层有效储层,基岩储层物性不受深度控制,深层发育碎屑岩优质储层;广泛分布的以断裂为主的输导体系有利于超深层烃源岩生成的天然气纵向和横向运移;多期构造活动使得柴北缘深层形成多种类型的圈闭,烃源岩持续生烃有利于这些深层圈闭早期、多期成藏。在以上研究成果基础上,指出深大断裂发育的生烃凹陷周围圈闭是深层天然气聚集有利区,盆缘古隆起以及晚期构造带上大型背斜圈闭层具有良好的勘探前景,其中阿尔金山前深层是最现实的勘探领域。     

准噶尔盆地红车断裂带古生界火山岩油气藏特征及成藏规律

火山岩油气藏已经成为准噶尔盆地西北缘油气勘探及开发挖潜的一种重要类型，而红车断裂带古生界火山岩是下步勘探的重要领域。在该区深入剖析了火山岩油气藏的类型、储层及盖层特征基础上，指出构造条件、岩相特征、裂缝发育程度和保存条件是其油气成藏的4个关键因素，从而为该盆地的整体评价和勘探部署奠定了基础。     

准噶尔盆地西北缘北西向横断裂与油气成藏

通过对准噶尔盆地西北缘山前克拉玛依和乌尔禾地区沉积记录的分析,结合前人在本区的地球物理场、卫星影像和重磁等方面的研究资料,论证了北西向横断裂普遍存在的事实,并从地震剖面上识别出了这些断距较小且具有走滑性质的断层.它们与北东向纵断裂一起形成了本区"纵横交叉"的构造格局.横断裂沟通油源,引导油气侧向运移;纵断裂连接不同时代输导层和不整合,进行垂向调整和分配,从而构成了一个复杂的油气运聚体系.纵、横断裂交汇之处是油气运聚的优势部位,是油气勘探的重点靶区.     

准噶尔盆地地层流体特征与油气运聚成藏

准噶尔盆地为大型压扭性叠合盆地,经历了多期构造运动,成藏过程及油气分布规律十分复杂。运用含油气沉积盆地流体历史分析的新理论、新方法,从动态和演化的角度,综合研究准噶尔盆地地层流体化学场、压力场、流体动力场的形成演化特征及其对油气成藏、分布的影响,深入揭示盆地流体动力学过程对油气生成、运移、聚集和油、气、水分布规律的控制作用,并预测有利油气勘探区。结果表明,盆地西北缘的边缘地带是大气水下渗淡化区,通常遭受大气水下渗淋滤破坏,油气保存条件较差;玛湖凹陷、盆1井西凹陷内部为泥岩压实排水淡化区,油气可能在局部岩性、地层圈闭中聚集成藏,油藏规模相对较小;西北缘断阶带、陆梁隆起区、莫索湾-莫北凸起、达巴松凸起和车拐地区等为越流、越流-蒸发泄水区,油气大量聚集,是大型油气田形成的重要场所。     

准噶尔盆地西北缘烃源灶迁移演化及其对油气藏的定位作用

根据油气源对比、成藏期次及烃源灶迁移演化分析认为,3套烃源灶的迁移演化控制了准噶尔盆地西北缘现今油气的分布:佳木河组气源灶早期生成的天然气没有保存下来,现今气源灶的位置控制了气藏的分布;风城组烃源灶在玛湖凹陷中心已处于过成熟阶段,只有灶缘还在生成油气,控制了其贡献的油气藏也主要分布在西北缘两翼;乌尔禾组烃源灶成熟演化总体相对滞后,凹陷中部仍处于大量生油气阶段,来源于该套烃源灶的油气藏也主要分布在西北缘地区的中部。单个烃源灶在不同地质时期供烃强度不同,多个烃源灶在同一地质时期供烃强度也不同,所以在西北缘不同地区形成了不同的烃源灶供烃模式,控制了油气藏的分布格局。      

准噶尔盆地隐蔽油气藏类型及有利勘探区带

针对准噶尔盆地隐蔽油气藏勘探潜力巨大但成藏规律非常复杂的情况,在回顾其隐蔽油气藏勘探历程基础上,把已发现的隐蔽油气藏划分为岩性类、地层类、复合类和(准)连续型4大类及17个亚类。其成藏特点为:多沉积体系控制;多圈闭类型展布、构造—岩性—地层复合;多层系含油气;多期充注、多期成藏;多成藏组合型式。隐蔽油气藏有利勘探区带为盆地西缘车排子斜坡带沙湾组成藏组合、车—莫古隆起周缘侏罗系成藏组合、准噶尔盆地石炭系成藏组合和北天山山前坳陷深层致密砂岩侏罗系成藏组合。     

齐古油田克拉玛依组储集层特征

齐古油田位于地形复杂、构造高陡的准噶尔盆地南缘,三叠系克拉玛依组为滨浅湖滩坝砂体沉积,分布面积广,厚度大,具有一定的勘探潜力。但是由于地层相对较老,在各个地质历史时期均处于深埋藏阶段,成岩压实作用强,原生孔隙保留较少,次生孔隙和裂缝发育,属于特低孔、超低渗双孔介质储集层,孔喉偏小,储集层排驱压力大,属于非常规致密砂岩油气藏。