天然气藏形成过程动态物理模拟——以柴北缘鄂博梁Ⅲ号构造为例

物理模拟实验是研究油气运聚的重要方法与手段,为改进、完善这一实验方法,在前人物理模拟实验成果的基础上,将构造挤压融入油气充注的实验过程中,并以柴达木盆地北缘鄂博梁Ⅲ号构造天然气藏为例,利用研发的天然气运聚成藏动态模拟实验装置,成功模拟了该构造天然气藏的形成过程,并进一步总结了该区气藏的形成规律。实验结果表明:①该区存在深、浅2套输导体系,深部输导体系为断裂—输导层输导体系,有利于天然气的向上运移并在优质储层中聚集成藏,而浅部输导体系为断裂—输导层—断裂输导体系,对浅部天然气藏具有破坏作用,不利于天然气的聚集成藏;②气藏形成后期,当供气量小于散失量时,气藏逐渐萎缩直至消失,由于深部地层的保存条件相对浅部更为优越,因此气藏消失的顺序也是先浅层后深层,由此形成了该区"浅差深好"的天然气藏保存序列。结论认为:鄂博梁Ⅲ号构造中深部可能存在保存较好的大型整装天然气藏。     

鄂尔多斯盆地上古生界气藏与深盆气藏特征对比

通过对鄂尔多斯盆地上古生界砂泥岩压实资料、孔隙演化、压力成因、气水分布、天然气运移和成藏特征等分析研究,结合前人的成果资料,对上古生界气藏与典型深盆气藏特征进行了详细对比。研究认为,如果仅从成藏基本条件和气藏某些表现形式看,上古生界气藏与深盆气藏有相似之处。但开发动态资料显示,气层连通性差,气层分属多个压力系统,并没有出现大范围的气水关系倒置现象,局部存在边底水,气水分布主要受构造部位和有利储层相带等因素控制。由成藏作用过程、成藏关键条件和成藏机理考察,上古生界气藏具就近运移、聚集、成藏特点,主要属岩性气藏或构造-岩性气藏。综合分析认为,储层连通性差、圈闭受岩性和构造控制是造成上古生界气藏有别于深盆气藏的根本原因。     

柴达木盆地东坪地区基岩气藏成藏条件分析

东坪地区基岩气藏成藏条件分析对具有类似地质条件地区的基岩油气藏研究有一定指导意义。在前人对烃源岩以及区域构造演化研究的基础上,结合岩心观察、岩石薄片鉴定及物性等资料对基岩储层的研究成果,从烃源、储层、区域构造背景、天然气运移通道、圈闭等因素及其配置关系,分析了柴达木盆地东坪地区基岩气藏成藏条件。研究表明：东坪斜坡紧邻一里坪生烃凹陷,为一持续发育的古隆起,早在古近纪接受沉积前,基底经历了长时间的风化淋滤和多期构造运动,形成了以裂缝、溶蚀孔缝为主的储集空间,物性较好,油气运移通道主要为基底断裂和基岩风化壳;建立了东坪地区基岩气藏成藏事件表和2种成藏模式（以断层-裂缝纵向输导为主的近源成藏模式和以多阶断层纵向输导-基岩风化壳横向运移为辅的远源成藏模式）。     

柴达木盆地马海气田地质特征及运聚成藏机理模式

马海气田包括马海构造顶部浅层构造气藏和其西南翼深层地层超覆气藏2个不同层位、不同特征、不同类型、不同形成时期、不同成藏主控因素的气藏。气源均来自40~50km以外的伊北凹陷。断裂和不整合面是天然气长距离垂向、横向运移的重要通道。它们经历了不同的气藏形成与演化阶段,具有不同的油气成藏动力学特征,从而形成了马海浅层构造气藏的“构造力驱动、断裂-输导层输导、次生型油气运聚成藏”机理模式和马海深层地层超覆气藏的“浮力驱动、断裂-不整合输导、原生型油气运聚成藏”机理模式。最后运用这2种机理模式预测了柴达木盆地有利的天然气聚集区带。      

鄂尔多斯盆地东北部上古生界天然气成藏模式及气藏分布规律

通过气源岩成烃史、古构造演化特征及天然气成藏组合、成藏期次及气藏类型的分析研究,认为鄂尔多斯盆地东北部因气源岩有机质埋藏热演化程度与盆地中南部存在差异,并且受多期构造抬升影响,天然气运聚成藏经历了早、晚两期。其中早期成藏主要集中在研究区南部,具有高温高压下的近源成藏的特点;晚期随着构造活动的加剧及区域封盖层异常压力的散失,天然气向上运聚,形成穿越式成藏组合。因此,根据气藏温压特征及形成过程,将该区天然气成藏模式概括为高温高压、高温低压及温压调整定型3个阶段。并在此基础上分析了气藏控制因素及分布规律,为该区上古生界天然气勘探指明了方向。     

两种类型致密砂岩气藏对比

致密砂岩气是非常规天然气的一种,是常规天然气资源最重要的后备资源之一。在总结前人研究的基础上,结合构造演化历史背景,动态的研究致密砂岩气藏烃源岩生排烃高峰期与储层致密演化史二者之间的关系,将致密砂岩气藏划分为两种类型:储层先期致密深盆气藏型(“先成型”深盆气藏)与储层后期致密气藏型(“后成型”致密气藏)。对2类致密气藏成藏特征、成藏条件及成藏机理进行了详细的对比分析,总结出两种气藏的成藏模式和分布规律。“先成型”深盆气藏的成藏模式主要为凹陷中心对称分布、前陆侧缘斜坡分布及构造斜坡分布3种;“后成型”致密气藏为“早常规聚集-晚期改造”的成藏模式并划分为3个阶段,不同的阶段具有不同的成藏特点和成藏特征。准确判识两种类型致密砂岩气藏对于指导天然气勘探和合理制定开发方案均具有重要意义。      

徐深气田深层气藏温-压场特征与天然气运聚

油气是在压力和热力的作用下,自烃源岩中生成,又以某种方式从其中运移(初次运移)出来,再经过输导层运移至圈闭(二次运移)中聚集成藏.因此,对于地温场、压力场的特征研究至关重要.为此对松辽盆地北部徐家围子断陷深层气藏地温场-压力场特征及天然气运聚特点进行了详细研究,通过分析包裹体资料,确定了天然气充注时期和主成藏期,从而揭示了营城组火山岩气藏地温场-压力场特征与天然气的运聚规律,对今后的勘探方向与开发部署具有一定的指导意义.     

断裂在盐城朱家墩气藏成藏中的作用

朱家墩气藏位于苏北盆地盐城凹陷南洋次凹的深洼带，古新统和上白垩统的天然气来自古生界烃源岩。朱家墩构造是被盐2、盐3断层夹持的断鼻构造，根据天然气运移指标、流体包裹体分析及断层演化特征研究，盐2断层是天然气向上运移的主要通道，储集层是侧向运移通道，运移方向总体是从下向上、从南向北，主要成藏期为盐城组沉积期（中新世）。气藏的形成与断层作用密切相关，得益于断层活动性减弱。     

断裂带中层天然气成藏特征--以济阳坳陷东营北部断裂带为例

文章分析了东营北部断裂带中层天然气藏的气体性质、储盖组合类型、温压环境对中层气成藏的影响以及断裂活动对中层气成藏的制约；剖析了三角洲沉积体系在中层天然气成藏中的纽带作用，建立了断裂带中层天然气运聚模式、成藏模式；总结出了中层天然气藏横向分布特征及纵向成藏序列，对于富油盆地断裂带天然气勘探具有很好的指导意义。     

气藏与油藏形成和保存条件差异问题讨论

在综合前人关于天然气藏形成、保存条件的研究成果基础上,从油和气的性质、赋存状态及分布、来源、储盖层特征、运聚成藏机制、后期保存条件等方面,对比了天然气藏和油藏的差异。与油藏相比,天然气藏具有气源广、多种类型气体混合成藏的特点。天然气运聚成藏具有以下主要特点:运移能力强、运移方式和相态多样;储层条件要求低、封盖条件及后期保存条件严格;具有多种成藏机制。水溶脱气成藏是一种重要成藏机制。天然气的时空分布比石油广泛。     

柴达木盆地东坪地区原油裂解气的发现及成藏模式

柴达木盆地东坪地区发现了中国陆上地质储量最大的基岩气田——东坪气田，其天然气来源于侏罗系高成熟-过成熟阶段的裂解气，但深层裂解气藏的成因较为复杂，特别是在东坪气田以西的坪西和尖顶山构造带，由于不发育侏罗系，新发现的基岩气藏来源不明，影响了深层天然气的勘探认识。利用天然气组分和同位素分析数据，结合东坪地区地质特征对深层裂解气开展分析，建立了天然气的成藏模式。研究表明，东坪地区深层基岩气藏具有原油裂解气，基岩储层中发育沥青包裹体，表明该地区发育古油藏裂解气。柴达木盆地北缘的侏罗系烃源岩以湖相泥岩为主，有机质丰度高、类型好，经历了长期的深埋过程，具备形成原油裂解气的物质基础和温度条件。东坪地区深层基岩气藏的成藏具有早期充油、后期高温裂解、晚期调整的特征。东坪地区原油裂解气的发现拓展了柴达木盆地北缘天然气的勘探领域，对深化柴达木盆地深层天然气勘探具有重要指导意义。     

柴达木盆地东坪地区原油裂解气的发现及成藏模式

柴达木盆地东坪地区发现了中国陆上地质储量最大的基岩气田--东坪气田,其天然气来源于侏罗系高成熟-过成熟阶段的裂解气,但深层裂解气藏的成因较为复杂,特别是在东坪气田以西的坪西和尖顶山构造带,由于不发育侏罗系,新发现的基岩气藏来源不明,影响了深层天然气的勘探认识。利用天然气组分和同位素分析数据,结合东坪地区地质特征对深层裂解气开展分析,建立了天然气的成藏模式。研究表明,东坪地区深层基岩气藏具有原油裂解气,基岩储层中发育沥青包裹体,表明该地区发育古油藏裂解气。柴达木盆地北缘的侏罗系烃源岩以湖相泥岩为主,有机质丰度高、类型好,经历了长期的深埋过程,具备形成原油裂解气的物质基础和温度条件。东坪地区深层基岩气藏的成藏具有早期充油、后期高温裂解、晚期调整的特征。东坪地区原油裂解气的发现拓展了柴达木盆地北缘天然气的勘探领域,对深化柴达木盆地深层天然气勘探具有重要指导意义。     

港西油田浅层气成藏条件

为寻找中国石油大港油田公司的接替资源,分析了港西油田浅层气藏储层条件、气源条件、运移条件以及浅层气得以保存的有利条件,结果表明：①储集层主要由馆陶组辫状河沉积砂体和明化镇组曲流河沉积砂体组成,砂体横向分布不稳定、浅层速度变化快,为研究区主要含气层系,储层物性好,为新近系油气提供了良好的储集空间;②港西地区断层发育,新近系和古近系又是不整合接触,为港西油田凸起的浅层气从深层往上运移创造了良好的条件,浅层区孔渗性好,烃源岩丰度高,因此砂层也成为有效的输导系统;③馆陶组、明化镇组均发育较好盖层,成藏和保存条件优越。结论认为：港西油田浅层天然气具有良好的油气勘探前景。     

鄂尔多斯盆地乌审旗古隆起对岩溶气藏的控制机理

随着鄂尔多斯盆地北部中国石化大牛地区块一系列深井的钻探成功,发现乌审旗古隆起对奥陶系马家沟组的成藏起着重要的控制作用。在充分利用盆地北部钻井、地震和分析化验资料的基础上,研究乌审旗古隆起的形成与演化对下古生界成储和成藏的控制作用。结果表明：(1)乌审旗古隆起形成于新元古代,一直持续活动到奥陶纪末,具有“水上、水下交替发育”的特点,可分为5个演化阶段;(2)乌审旗古隆起在早古生代的持续活动造成了其东侧断裂系统发育,这些断裂为加里东期—海西期马家沟组岩溶作用提供了通道,形成深层岩溶储层;(3)乌审旗古隆起上沉积水体较浅,利于微生物岩的形成和准同生白云石化,可以形成白云岩孔隙型储层;(4)乌审旗古隆起东侧的断裂是成藏期天然气运移的主要通道,断裂沟通了多套储层,具有“三向供烃、断裂控储、立体成藏”的特征。该研究为鄂尔多斯盆地下古生界奥陶系的立体勘探提供了一种新模式。     

柴达木盆地腹部晚期构造带成藏模拟实验研究

柴达木盆地腹部晚期构造带成藏条件优越,但勘探一直未取得突破。为了深入研究该区天然气成藏机理与成藏模式,在以实际模型为基础建立的3种不同封闭体系之下,进行了2个阶段的成藏模拟实验,并根据实验结果提出了有利勘探方向。研究结果表明：①开放体系下,天然气分散运聚,有限的资源难以到达距离最远的高部位;②半开放—半封闭体系下,气藏内势能的变化造成了高部位砂体含气饱和度优于低部位,与物性关系不明显;③封闭体系中,气藏整体充注,含气性普遍较好。在晚期构造带中天然气主要沿断层进行运移,气藏垂向上叠置成串、平面上成带分布,具有高部位含水、薄砂层含气的特殊性。保存条件较好且圈闭较为完整的深层及浅层滑脱断层的下盘是下一步勘探的主要领域。     

浅层“次生高压气藏”安全钻井技术探讨

通常意义上的次生气藏是由于构造演化过程中,古气藏遭到破坏,引起天然气的再次转移和再分配而形成的气藏。而本文所指的“次生高压气藏”是指原本储集于深部地层中的天然气经人为建立的通道运移到浅部地层,在浅部具有储藏条件的地层里大量重新聚集所形成的气藏。土库曼斯坦阿姆河右岸探区皮尔古伊构造浅层高压气藏就是这种典型的“次生高压气藏”,与地质意义上的次生气藏相比,存在着运移通道、与气源沟通状态、储层稳定性等方面的区别。该“次生高压气藏”的埋深浅、压力高,钻井液安全密度窗口窄,气体中含硫化氢,固井易漏、易窜,给钻井和固井施工都带来了困难和风险。为此,探讨并提出了以下有针对性的安全措施：对着火井井口安装引流罩可控放喷点火、在着火井边缘钻生产井强采泄压、钻定向救援井挤注水泥封堵老井井筒原生气体运移通道,由此集成了一套“次生高压气藏”安全钻井与治理的技术思路和实施方案。采用该套技术方案有可能排除皮尔古伊构造浅层“次生高压气藏”给钻井作业带来的风险,并减轻着火井放喷燃烧对气田产能的破坏。     

阳信-花沟地区二氧化碳气藏成藏模式

讨论了阳信花沟地区二氧化碳气的成因、运移、聚集及成藏模式.对研究区地球化学、深部地质背景、深断裂发育及火山岩分布等资料分析表明,二氧化碳主要来自无机幔源岩浆成因气体,地壳内低速异常体可能是气体初始积聚区,与之沟通的断裂输导网络是垂向运移的通道;沉积盆地内气体的释放和聚集具有明显的分带性,区内2个剪切构造带以及2个早第三纪裂谷—火山岩构造带是二氧化碳气体释放、聚集及成藏的最有利地带,二氧化碳气藏、新生代火山岩以及源幔氦同位素异常主要沿剪切构造带和裂谷火山构造带的主干断裂呈“串珠状”分布;不同构造带发育不同的二氧化碳气聚集模式和气藏类型,其中剪切构造带主要发育深层古潜山中深层背斜或断块浅层披覆构造型气藏组合;裂谷火山岩构造带主要发育火成岩伴生的二氧化碳气藏.     

含油气盆地深层—超深层碎屑岩油气勘探现状与优质储层成因研究进展

合油气盆地深层—超深层是全球油气勘探的"三新"领域之一,整体低渗-致密背景下相对高孔/高渗的优质储层是深层—超深层勘探的甜点.勘探实践和研究表明,含油气盆地深层—超深层(深度为4～8 km)碎屑岩仍可发育原生孔隙主导型、次生孔隙主导型、孔-缝复合型和裂缝主导型优质储层;在深层—超深层碎屑岩优质储层中,古生界储层以次生孔...     

Geological characteristics and accumulation mechanisms of the “continuous” tight gas reservoirs of the Xu2 Member in the middlesouth transition region, Sichuan Basin, China

“Continuous” tight gas reservoirs are those reservoirs which develop in widespread tight sandstones with a continuous distribution of natural gas. In this paper, we summarize the geological features of the source rocks and “continuous” tight gas reservoirs in the Xujiahe Formation of the middlesouth transition region, Sichuan Basin. The source rocks of the Xu1 Member and reservoir rocks of the Xu2 Member are thick (Xu1 Member: 40 m, Xu2 Member: 120 m) and are distributed continuously in this study area. The results of drilled wells show that the widespread sandstone reservoirs of the Xu2 Member are charged with natural gas. Therefore, the natural gas reservoirs of the Xu2 Member in the middle-south transition region are “continuous” tight gas reservoirs. The accumulation of “continuous” tight gas reservoirs is controlled by an adequate driving force of the pressure differences between source rocks and reservoirs, which is demonstrated by a “one-dimensional” physical simulation experiment. In this simulation, the natural gas of “continuous” tight gas reservoirs moves forward with no preferential petroleum migration pathways (PPMP), and the natural gas saturation of “continuous” tight gas reservoirs is higher than that of conventional reservoirs.