断陷盆地洼陷带岩性油气藏成藏机理及运聚模式

对东营凹陷牛庄洼陷沙三段砂岩透镜体油藏的成藏过程进行了分析,研究了岩性油气藏的成藏机理。结果表明,砂岩透镜体油藏多数为它源性多期幕式成藏,其成藏机理可概括为隐蔽输导和幕式置换。油气通过隐蔽输导体系由源岩向砂体运聚,砂体中地层水与早期充注的油气又通过隐蔽输导体系向外排出,油源断层将众多岩性油气藏中的油气水幕式汇聚到中浅层大中型构造圈闭中,形成早期油气聚集在盆地外部、晚期油气聚集在盆地内部的环状分布。洼陷带岩性圈闭是含油气盆地油气运聚成藏过程中的小型油气集输站。     

苏北盆地高邮凹陷古近系岩性油藏形成特征及分布规律

近年来,苏北盆地高邮凹陷岩性油藏的勘探取得重大突破。通过对高邮凹陷岩性油藏成藏过程动态解剖研究,高邮凹陷岩性油藏成藏期处于有利的充注动力窗口,储层物性普遍高于充注临界物性,岩性圈闭早期开始持续发育,因此,高邮凹陷整体具有形成岩性油藏的有利条件。高邮凹陷上含油气系统岩性油藏成藏的关键因素是运移通道和圈闭条件。主控断层早期开启,晚期封闭是研究区岩性油藏成藏的必要条件,同时,砂地比较低,砂体欠发育,泥岩发育有利于形成岩性圈闭,也是成藏不可或缺的条件。岩性油藏在陡坡带和缓坡带均有分布,戴南组岩性油藏的分布具有明显的分带性,靠近凹陷两侧断裂带向深洼带依次发育有断层-岩性油藏、上倾尖灭岩性油藏、砂岩透镜体油藏。     

富油凹陷洼槽区油气成藏机理与成藏模式——以冀中坳陷饶阳凹陷为例

随着正向构造带勘探难度的增加,洼槽区逐渐成为渤海湾盆地富油凹陷增储上产的重要领域,而成藏机理的特殊性制约了洼槽区勘探的深入。以冀中坳陷饶阳凹陷为研究对象,通过对洼槽生烃能力、油气成藏时期、成藏动阻力条件以及输导体系等分析,探讨了富油凹陷洼槽区油气藏的形成机理及模式。研究表明,饶阳凹陷富油洼槽区有效生烃范围大,热演化程度较高,存在东营组沉积末期和新近纪明化镇组沉积期2期主要生烃及成藏过程;东营组沉积末期油气充注范围较小,储层物性好,成藏阻力小;而明化镇组沉积充注时期,储层物性差,成藏阻力大,但剩余压力大,油气成藏动力强。洼槽中心区的油气多沿源岩层系中的砂体、裂缝和小断层等进行短距离运移聚集形成岩性为主的油气藏;洼槽边缘区往往发育深切入烃源岩的油源断层,成为油气垂向运移的重要通道,油气沿断层运移聚集形成构造为主的油气藏。富油洼槽区存在"源内-两期成藏-隐蔽输导-短距离运移"与"源外-单期成藏-断裂输导-垂向运移"2种油气成藏模式,成藏动、阻力条件控制着洼槽区有效烃源岩层系内油气成藏的物性下限,而断层为主体的输导体系分布特征及有效性控制着洼槽区源外油气的分布和富集程度。     

渤海湾盆地东濮凹陷濮卫洼陷带复杂岩性油气藏形成条件与成藏规律

渤海湾盆地东濮凹陷濮卫洼陷带岩性油气藏形成条件较为复杂。洼陷自身广泛分布的成熟烃源岩是油气成藏丰富的物质基础;物源多、沉积体系类型多、岩性变化快的沉积特点,控制了岩性圈闭的发育分布;多套厚层盐岩的发育、相变,形成了良好的油气遮挡层及盖层,是洼陷带岩性油气藏多层系发育,呈现高压、高充注特点的主要原因;频繁间互发育的非常规储层,多期次油气成藏等地质因素的存在,则使岩性油气藏成藏更为复杂。针对该区发育的砂岩上倾尖灭型圈闭油气藏、砂岩尖灭与断层配置的构造-岩性圈闭油气藏、上倾物性遮挡型圈闭油气藏、透镜状岩性圈闭油气藏等4种主要类型岩性油气藏,通过深入研究生烃层系、岩性相变、非常规储层发育、断裂活动等成藏主控因素,明确成藏规律,对该区下步勘探有重要意义。      

济阳坳陷沾化凹陷异常高压与油气成藏模式

摘要：渤海湾盆地济阳坳陷沾化凹陷沙河街组二段及其以上层段,圈闭类型以构造为主;沙河街组三段及其以下地层,主要发育岩性、构造-岩性等隐蔽圈闭。地层压力的分布与油气分布特征存在一定的对应关系,即正常压力带发育构造油气藏,而异常高压带多发育岩性等油气藏。异常高压为深层岩性油气藏油气的运移提供了动力。凡压力系数曲线呈现“3”字形,则相对低压油层含油性较好。根据压力与油气成藏的关系,建立了“源外断裂输导成藏”和“源内高压充注成藏”两种成藏模式。油源断层是浅部源外常压油气成藏的主控因素,沙河街组三段中、下亚段及沙河街组一段生成的油气,主要沿断层经垂向输导进入沙河街组二段及其以上地层,直接在断块、滚动背斜等构造圈闭中充注成藏,或经横向运移在构造圈闭中充注成藏。油气成藏动力是深部源内高压成藏的主控因素,沙河街组三段中、下亚段生成的油气,在异常高压的驱动下直接向其紧邻的砂岩体及构造-岩性圈闭中充注成藏。     

岩性油气藏形成的成藏指数

岩性油气藏的形成是成藏动力 (即剩余围岩压力 )与成藏阻力共同作用的结果 ,只有在前者大于后者的条件被满足时才可能成藏。根据对东营凹陷岩性油气藏成藏条件的分析和大量测试数据统计结果 ,将压汞实验中进汞 50 %时所对应的排驱压力定义为等效排烃压力 ,用于定量评价油气初次运移进入岩性圈闭的阻力大小。等效排烃压力的大小主要与储集层的孔隙度和渗透率相关 ,根据东营凹陷 12 82块压汞测试样品的统计结果 ,得出根据孔隙度、渗透率计算等效排烃压力的相关公式。成藏指数是成藏动力与成藏阻力之比的无因次量 ,其值越大越利于砂体形成岩性油气藏 ,越小越不利于成藏。给出应用等效排烃压力和成藏指数评价东营凹陷牛庄地区两个沙三中亚段砂岩透镜体岩性圈闭的实例。钻探结果证实 ,等效排烃压力和成藏指数是定量评价砂岩透镜体成藏条件的有效参数 ,对油气勘探具有指导意义。图 2表 1参 6(王孝陵摘 )     

东营凹陷胜坨地区岩性油气藏物理模拟

砂岩透镜体及构造-岩性油气藏是东营凹陷胜坨地区深层增储上产的重要岩性油气藏类型,通过物理模拟实验对其成藏特征进行研究表明:充足且有效的油气源条件、充注方式、砂岩透镜体自身物性变化及沟通源岩与砂体的断层与砂体的相对构造位置是决定岩性油气成藏的重要条件,其中是否有沟通有效烃源岩的通道是岩性油气藏成藏的关键,砂体物性变化及断层与砂体相对位置是影响油藏含油饱和度的主控因素。研究认为砂岩透镜体中心及构造-岩性油气藏断层上盘砂体为该区下一步的勘探目标。     

渗透率级差对透镜状砂体成藏的控制模式

根据对东营凹陷牛35岩性油气藏充满度(含油砂体体积占砂体总体积的百分比)及其控制因素的重点解剖，结合4组物理模拟实验结果，认为渗透率级差是控制砂体充满度大小最主要的因素，砂体非均质性对砂体中的油水分布和充满度起至关重要的作用。在此基础上，提出储集层非均质性对封闭体系中砂体成藏的控制模式，即垂向上中等渗透率的砂体是油气运移和充注的首要目标，其充满度最大，在油气充足的情况下，渗透率最大的砂体是随后油气充注的理想场所；在渗透率级差更大的情况下，渗透率最大的砂体是油气充注的首选目标，充满度最高，其次向渗透率中等的砂体充注。在岩性圈闭的油气运聚成藏过程中，成藏的主要动力可能是地层压差，而不是浮力。图7表3参9     

陆相断陷盆地岩性油气藏成藏过程物理模拟及机理初探

岩性油气藏是我国东部陆相断陷盆地油气储量增长的主体,但目前对其成藏过程和机理的认识还存在较大分歧。文中根据断陷盆地岩性油气藏成藏特征,针对性地建立了岩性圈闭模型,对其油气运聚成藏过程进行了物理模拟并深入研究了其成藏机理。结果表明：在不同条件下,岩性油气藏在成藏过程、成藏特征、成藏效率等方面均存在差异;幕式成藏具有成藏效率高、速度快的特征,油气源条件、充注方式、充注压力、断层断穿及砂体自身物性是岩性油气藏成藏的主要控制因素,其中是否有断层断穿的运移通道是岩性油气藏成藏的关键。该研究结果对于断裂发育的陆相断陷盆地岩性油气藏成藏机理的研究具有重要意义。     

二连盆地岩性油藏的幕式充注和相对早期成藏特征分析

在对二连盆地三大主力凹陷的成藏条件、埋藏史、热演化史分析的基础上,结合成岩流体包裹体特征分析,利用流体包裹体均一化温度定量分析方法确定了二连盆地油藏的成藏期次,认为二连盆地岩性油藏具有幕式充注的特征.通过与相同凹陷同一层位构造油气藏成藏期的对比分析后认为,岩性油藏的成藏期具有相对早期的特征.岩性圈闭形成的早期性为岩性圈闭在较早时期捕集油气提供了有利的条件,同时岩性圈闭的多期形成和油气的多期幕式充注有利于大型岩性油气藏的形成.     

应用排烃强度预测深陷期砂砾岩扇体的含油性

深陷期的砂砾岩扇体岩性油气藏是含气盆地勘探中后期油气勘探的重要目标,其含油性主要取决于有效烃源岩的排烃强度、砂体的储集性能、油气排驱动力等要素及其相互作用的结果。对东营凹陷已钻探的深陷期砂砾岩扇体进行研究发现,扇体的油气充满度与排烃强度密切相关;在油源充足的情况下,其成藏效果则主要受储集物性的影响。指出砂体的驱替效率指数>15%、且位于排烃强度>20×104t/km2内的砂砾岩扇体易于形成充满度较高的油气藏,而厚度<2m、孔隙度<12%的砂体则不利于成藏。该方法已成功地应用于东营凹陷深陷期砂砾岩扇体的油气勘探实践,并取得了较好的效果,它对陆相断陷盆地深陷期岩性油藏的勘探具有重要的指导意义。      

珠江口盆地深水区白云凹陷超压成因机制及其勘探意义

珠江口盆地深水区白云凹陷珠海组—文昌组油气勘探近期取得重要突破,在超压层段见砂即见油气,揭示超压可能是此类油气藏形成与分布的重要控制因素之一,但目前超压成因及其与油气成藏的关系尚缺乏深入研究.选取凹陷内3口典型超压井进行全井段泥页岩系统取样,并开展场发射扫描电镜、N2/CO2吸附和X射线衍射等实验,明确了白云凹陷主洼及...     

利用东营凹陷典型剖面分析地层压力演化与油气成藏关系

运用盆地模拟方法对东营凹陷新生界地层异常压力演化特征进行分析,并结合油气成藏期次分 析对异常压力演化与油气藏分布进行了研究。模拟结果显示：东营凹陷古近系沙四上亚段（Es₄^上）和沙三 下亚段（Es₃^下）烃源岩地层中普遍发育异常压力,并以超压为主;异常压力演化具有波动性,总体上经历了 早期形成、中期下降调整、晚期再次增大3 个阶段,分别对应沙河街组-东营组沉积期、沉积间断构造抬 升期和馆陶组-第四纪沉积期。通过超压演化与油气成藏期次分析发现,现今处于超压环境中的油藏,在 成藏过程中未必处于超压环境。早期形成的异常压力为Es₄^上和Es₃^下部分烃源岩中油气向邻近的圈闭运 移聚集提供了充足的成藏动力,并有利于油气藏的保存。     

东营凹陷沙四下亚段超压环境与油气成藏

断陷盆地盐湖相地层发育超压系统,在东营凹陷超压对沙四下亚段盐湖相烃源岩生烃的抑制作用和延缓现象不明显,但对于沙四上亚段和沙三段湖相烃源岩有机质生烃具有明显的抑制作用;超压环境有利于烃类转化,使得凝析气成藏所需要的储层物性下限值降低;超压环境有利于砂岩储层保留原生孔隙,超压流体溶蚀作用产生溶蚀孔隙,富含硅质或钙质的砂泥岩和碳酸盐岩在超压环境形成裂缝,大大改善储层储集性;超压还控制了油气运移和聚集作用;东营凹陷北部陡坡带是沙四下亚段盐湖相地层油气成藏和分布的主要区带。     

东营凹陷岩性油藏成藏机制研究

东营凹陷已进入以岩性油藏为重要目标的勘探阶段，必须深化岩性油藏成藏机制研究。东营凹陷沙三段烃源岩具有异常高流体压力，处于其内的透镜状砂体能否形成岩性油藏，取决于成藏动力与成藏阻力的相对大小。烃源岩的剩余围岩压力是成藏动力，砂体周缘的突破压力是成藏阻力，将前者除以后者的商作为成藏指数，可用于评价岩性圈闭的成藏条件。东营凹陷岩性油藏的勘探证实，成藏指数与砂体的含油程度具有正相关性，用成藏指数评价岩性圈闭的成藏条件，比分别用剩余围岩压力或突破压力评价更科学，评价精度更高。     

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。     

东营凹陷隐蔽油气藏的成藏模式

以东营凹陷为例，利用圈闭形成期法、烃源岩主要生排烃期法、流体包裹体分析和油藏地球化学分析等方法对盆地流体历史进行分析并建立了时空配套的成藏模式。研究表明，东营凹陷隐蔽油气藏成藏期主要有2期，即古近纪东营期为早期成藏，新近纪馆陶期和明化镇期为晚期成藏，且成藏规模超过早期；不同层系及不同构造单元中的油气藏，主要形成期存在差异，烃源岩层系中的岩性油气藏形成时间较早、油气充注时间长；由深部向浅部，由凹陷中心向斜坡和凸起边缘，油气藏的主要形成期有逐渐变晚的趋势。隐蔽油气藏的形成和演化经历了3个阶段：①圈闭形成期，对应于加里东至喜山运动一幕；②第一成藏期，对应于喜山运动二幕；③第二成藏期，对应于喜山运动三幕。     

准噶尔盆地莫北凸起油气成藏条件与分布规律

莫北凸起油藏的油气主要为来自盆1井西凹陷二叠系的成熟和过成熟型油气。纵向上莫北凸起的沉积盖层可分为二叠系—三叠系、侏罗系、白垩系—第四系三个构造层。在侏罗系内,油气主要通过断裂运移,好储集层优先聚集油气成藏。侏罗系三工河组砂层厚度大、分布范围广,不易形成岩性圈闭,油气藏以构造型为主。深部三叠—石炭系圈闭有良好的油气聚集条件。     

东海盆地X凹陷天然气成藏条件与成藏模式

东海盆地X凹陷是中国近海天然气勘探开发主战场之一.天然气成藏条件与富集规律研究表明,"烃源岩、储层、圈闭、运移"四元耦合控制X凹陷天然气汇聚成藏.X凹陷中西部具有两种天然气成藏模式:一种是凹中渐新统花港组挤压背斜-岩性圈闭成藏模式,天然气垂向优势运移、规模性汇聚;另一种是西部斜坡始新统平湖组构造-岩性圈闭成藏模式,天然...