准噶尔盆地玛湖凹陷风城组常规-非常规油气有序共生与全油气系统成藏模式

基于地质、地震及钻测井新资料,对准噶尔盆地玛湖凹陷下二叠统风城组全油气系统形成的基本条件、常规-非常规油藏有序共生特征以及成藏模式进行系统研究。结果表明,受风城组碱湖优质烃源岩热演化及其生排烃过程、多类型(砾岩、砂岩、白云岩、泥页岩)储集层特征的控制,形成了常规构造-岩性油藏及受源储结构控制的致密油和页岩油。平面上,自玛湖凹陷周缘斜坡区向凹陷区,呈现成熟常规油藏—中高成熟致密油—中高成熟页岩油的有序共生特征。基于风城组常规-非常规油藏有序共生特征,明确风城组油气具有大面积连续聚集的特点,存在源储一体、源储紧邻、源储分离3类成藏模式,3类成藏模式在源储结构、储集层岩性及其空间分布、烃类运移特征、油气类型等方面存在差异。明确了准噶尔盆地应加快统筹常规-非常规油气整体布控与一体化推进,实现全油气系统的整体突破。进一步丰富陆相含油气盆地油气富集地质理论,以期为其他富烃凹陷的勘探研究做类比参考。图10表2参30     

玛湖凹陷二叠系风城组全油气系统成藏机理

准噶尔盆地西部玛湖凹陷风城组勘探揭示了常规—非常规油气有序共生特征。通过精细解剖玛湖凹陷风城组油藏特征,结合储集层宏微观分析及生产资料,剖析全类型油藏成藏机制。结果表明,全油气系统中常规油、致密油和页岩油有序成藏,核心为“源储耦合”以及储集层孔喉结构对油气的“动态封闭”成藏。致密储集层和页岩储集层在成岩早期为中—大孔喉的常规储集层,烃类浮力成藏;成岩中—后期演化为微米—纳米孔喉,浮力作用减弱,毛细管力增强,与烃源岩“相邻或一体”的储集层烃类持续发生初次或微运移,直至生排烃形成的源储压差与微米—纳米孔喉形成的毛细管力达到动态平衡,形成“自封闭”的连续型非常规油气聚集。常规储集层孔喉结构对烃类产生的毛细管力远小于浮力作用,需外部条件“他封闭”,形成圈闭中的油气聚集。总体表现为储集层孔喉结构的时空演化与油气生—排—运—聚的动态耦合。     

准噶尔盆地二叠系咸化湖相页岩油气富集条件与勘探方向

准噶尔盆地中—下二叠统发育咸化湖相混积型页岩油藏,以吉木萨尔凹陷芦草沟组和玛湖凹陷风城组为典型代表,目前已进入全面勘探开发阶段,是中国陆相页岩油的重要类型和增储上产的重要领域。通过综述准噶尔盆地二叠系页岩油勘探开发实践的进展,系统梳理了准噶尔盆地二叠系页岩油的形成条件与富集模式,结合在玛湖凹陷风城组勘探中取得的常规油—致密油—页岩油有序成藏的全油气系统理论认识,探讨了准噶尔盆地中—下二叠统页岩油的资源前景与勘探方向。研究结果表明：准噶尔盆地二叠纪的咸化水体环境一方面促进了中—高成熟度规模优质烃源岩的发育,另一方面也控制了陆源碎屑、内源碳酸盐以及火山凝灰质颗粒的混积,形成一套广覆式分布于凹陷区的白云质粉砂—细砂岩、白云质泥页岩、泥质白云岩等细粒混积岩,同时,受高频水体动荡影响形成了3类高效的“源-储”组合;页岩油具有“生烃增压、微缝输导、源生邻储”的形成机制,表现为“二油共存、岩相控甜、甜点控富”的富集模式。玛湖凹陷、沙湾凹陷、盆1井西凹陷和阜康凹陷中—下二叠统烃源岩层系是下一步寻找页岩油气的有利勘探领域,具有常规—非常规油气协同探索的巨大勘探前景。     

松辽盆地北部中浅层全油气系统特征与油气成藏聚集模式

基于松辽盆地油气勘探实践,结合地震、测井、地球化学等勘探开发新资料,对松辽盆地北部中浅层全油气系统基本地质条件、油气类型、油气分布特征、成藏聚集动力、源储关系及成藏聚集模式开展系统研究。研究表明：(1)松辽盆地北部中浅层具备全油气系统形成条件,油气资源充足、储集层类型多样、输导体系发育,形成以白垩系青山口组烃源岩为中心的全油气系统。(2)全油气系统内不同类型油气资源在沉积体系、岩性组合及物性变化等方面存在关联作用,并在一定程度上造就了松辽盆地北部中浅层常规油藏-致密油-页岩油有序共生的空间分布特征。(3)纵向上,源上常规油、源内页岩油/致密油、源下致密油有序共生;平面上,自盆地边缘向凹陷中心有序发育常规油-致密油-夹层型页岩油-页岩型页岩油。(4)构建松辽盆地北部中浅层全油气系统源上常规油浮力充注成藏、源内页岩油滞留聚集、源下致密油源储压差充注聚集3类成藏聚集模式。提出的松辽盆地北部全油气系统新认识,为松辽盆地油气资源的整体勘探部署提供新思路,将有助于松辽盆地剩余油气资源高效勘探和新层系新领域快速获得油气发现。     

吐哈探区非常规油气资源开发策略

为加快吐哈探区非常规油气资源效益开发，针对开发技术难点，在对比中国非常规资源开发现状的基础上，借鉴页岩油、致密气开发的成熟经验，对吐哈探区非常规油气资源开发策略进行探讨。提出了不同盆地、不同构造单元及不同目的层的非常规油藏开发对策：三塘湖盆地马朗凹陷二叠系页岩油藏采用多层系开发，借助打造东疆最大减碳基地技术平台，大力发展页岩油藏CO₂全程补能+降黏体积压裂技术，持续探索页岩油藏提高采收率技术；三塘湖盆地二叠系马中致密油实施井组整体多介质复合吞吐，采收率提高至15.0%；准噶尔盆地吉木萨尔凹陷吉28区块二叠系页岩油藏借鉴吉木萨尔页岩油示范区经验，厘清页岩油藏甜点分类评价及分布特征，提高Ⅰ类+Ⅱ类储集层钻遇率，实现页岩油藏效益开发；对于吐哈盆地胜北侏罗系三间房组致密气藏，开展地质工程一体化先导试验，提升水平段长度及储集层甜点钻遇率，提高胜北致密气藏开发效果。     

准噶尔盆地玛湖凹陷高成熟油气成因与分布

致密储集层中的油气是否高熟轻质,对于油气的富集与高产至关重要。对准噶尔盆地玛湖凹陷高熟轻质油气的基本特征、成因与分布规律的研究结果表明,研究区高熟轻质油气具有原油密度较轻、成熟度较高、与天然气共生等特征,属于以下二叠统风城组优质烃源岩为主的多套烃源岩接近高成熟演化阶段的产物。在成藏过程中,高熟轻质油气藏的油气连续充注、保存好,未受降解破坏;高成熟油气的分布具有“源控”特征,垂向上因断裂沟通可以跨层运聚,分布区域广,是玛湖大油气区得以形成的重要条件。     

沧东凹陷孔二段常非一体化成藏研究与实践

沧东凹陷是大港探区第二大富油凹陷,总面积为4 700 km~2,其中孔二段有效勘探面积1 500 km~2,最大埋深5 000 m。其勘探主要经历了以构造理念为主的构造油气藏发现阶段和以岩性理念为主的岩性油气藏发现阶段,对于非常规油气藏的认识仅以单井出油气点的形式存在,没有进行深入的研究。近几年,以孔南1 760 km~2三维地震数据体为依托,开展全凹陷构造、沉积储集层、烃源岩与成藏模式等的重建研究,揭示了孔二段独特的地质特征与成藏规律。通过对常规油气藏和非常规油气藏开展一体化成藏条件分析,建立了孔二段在有效烃源岩控制下形成常规油与页岩油有序分布、连片聚集,满凹含油的油藏模式,即:斜坡主砂体区形成岩性油藏,细粒沉积区源储互层形成页岩油藏,为下步勘探潜力区带优选提供了依据。     

关于吉木萨尔凹陷页岩油的思考

关于准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组原油类型,历来有2种观点,一种观点认为属于致密油,另一种观点认为属于页岩油。参照《致密油地质评价方法》和《页岩油地质评价方法》这2个国家标准,厘定了吉木萨尔凹陷芦草沟组原油的归属。研究表明,依据源储关系和单层厚度统计数据,认为吉木萨尔凹陷芦草沟组原油为页岩油。依据页岩油的赋存条件、源储关系和富集模式,将吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油划分为夹层富集型页岩油。从烃源岩地球化学参数、储集层岩性和物性、油藏参数、裂缝发育情况和脆性特征几个方面,对比了国内外典型页岩油特征。结果表明,吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油为低—中成熟度页岩油,烃源岩在早期就开始大量生排烃;储集层孔隙度相对较高,但渗透率明显偏低;油藏含油饱和度较高,但原油密度大,黏度高,气油比低,流动性差;储集层天然裂缝不发育,岩石力学脆性较差。     

纳米油气与源储共生型油气聚集

在对比非常规油气与常规油气类型、地质特征及勘探技术的基础上,提出"纳米油气"的概念,指出"纳米油气"是未来石油工业的发展方向。纳米油气是指用纳米技术研究和开采聚集在纳米级孔喉储集系统中的油气,纳米油气主要分布在烃源岩层及与其大面积紧密接触的近源致密储集层系中,涵盖了页岩油、页岩气、煤层气、致密砂岩油、致密砂岩气、致密灰岩油等,储集层孔喉直径一般为纳米级;油气水在纳米孔喉中渗流能力差,相态分异难,主要依靠超压驱动,油气被滞留吸附,在源储共生致密层系中大面积连续分布。中国含油气盆地发育源储共生型致密层系、碳酸盐岩缝洞层系、火山岩缝洞层系、变质岩裂缝层系等多种类型油气聚集层系,其中源储共生层系油气聚集位于盆地中心或斜坡部位,源内或近源层状大面积聚集,是资源分布的主体和未来发展重点领域。以鄂尔多斯盆地和四川盆地源储共生型油气聚集为典型实例,提出连续型油气"两线一区"(即源储共生层系油气聚集顶底界线、油气连续聚集边界线、"甜点"分布核心区)评价方法。图10表9参32     

断陷盆地洼槽聚油理论的发展与勘探实践——以渤海湾盆地沧东凹陷古近系孔店组为例

依据渤海湾盆地沧东凹陷三维连片地震数据、钻井、测录井、试油及分析测试数据,对沧东凹陷古近系孔店组洼槽区构造演化、沉积储集层、烃源岩成烃演化进行研究,进一步发展了断陷盆地洼槽区常规-非常规油气聚集模式。沧东凹陷洼槽区成藏要素储集层与烃源岩具有分区性特征,具有原型洼槽和改造型洼槽两种常规-非常规油气成藏模式。洼槽形成及演化控制了常规油到非常规油的有序分布。洼槽上部构造油气藏发育,洼槽外环带为三角洲前缘形成地层-岩性油气藏的有利场所,中环过渡带为致密油发育有利区,而内环带细粒沉积相区为页岩油气勘探区。断陷盆地洼槽聚油理论的发展为老油田开展二次勘探开辟了新的建产增储领域和方向。     

利用核测井资料预测海相页岩储集层总有机碳含量

总有机碳含量是反映页岩储集层资源量的重要参数,而核测井包含着大量烃源岩有机质丰度的信息。分析川东南地区X1井、X2井和X3井的核测井曲线响应值与总有机碳含量的相关关系,并从影响总有机碳含量的地质因素出发,选出对总有机碳含量敏感的核测井曲线和能够反映总有机碳含量地质成因的核测井曲线组合参数。通过BP神经网络建立适用于该地区的总有机碳含量核测井曲线预测模型,预测川东南地区X4井的总有机碳含量,预测结果与113块岩心分析结果的平均相对误差为0.41,模型预测精度较高,能满足该地区生产需求。将该模型应用到川南地区威远区块和永川区块的海相页岩储集层,均取得较好的效果,证明该预测模型可操作性强、通用性较好、评价精度较高,为海相页岩储集层总有机碳含量评价提供了有效的技术手段。     

源-储分离型凝灰岩致密油藏形成机理与成藏模式

由于致密油藏储层致密,原油充注的阻力较大,烃源岩的高剩余压力是致密油藏原油充注的主要动力,因此,致密油藏一般为源内型和近源型。与以往已发现的大多数致密油藏不同,三塘湖盆地马朗凹陷条湖组凝灰岩致密油藏属于源-储分离型致密油藏。通过油源对比、压汞、岩石润湿性和油水驱替实验等方法,结合地质条件综合分析了条湖组凝灰岩致密油藏的类型、原油的来源、原油充注机理和成藏模式。研究表明：凝灰岩致密油藏的原油主要来自下伏芦草沟组二段烃源岩,属于源-储分离型致密油藏;条湖组凝灰岩中沉积有机质生成原油的极性组分优先吸附在孔隙表面,使得岩石润湿性转为偏亲油,加之凝灰岩孔喉比小,从而导致油驱水启动压力梯度较小,这是远源的凝灰岩致密储层内原油能够得以充注成藏和富集的主要原因。凝灰岩内致密油的成藏与富集主要受控于凝灰岩储层质量和芦草沟组二段良好的排烃条件及断裂-裂缝输导体系,其成藏模式为：“自源润湿、它源成藏、断-缝输导、多点充注、有效凝灰岩储层大面积富集”。     

鄂尔多斯盆地三叠系延长组8段非常规油藏成因与成藏模式——以盆地东南部甘泉西区为例

鄂尔多斯盆地延长组8段（长8段）剩余油资源量约为21.5×10⁸t,页岩油、致密油复合成藏控因与分布规律等研究较为薄弱,制约着盆地非常规油藏的勘探与发现。通过鄂尔多斯盆地东南部甘泉西区岩心、测井、烃源岩评价、实验模拟等测试资料,深化了生-储-盖组合、输导体系与成藏机理等研究。甘泉西区烃源岩总排烃量为14.1×10⁸t,构造演化控制了多套烃源岩与多类型砂岩储层的交互分布。发育长8段源内砂岩薄夹层型、长8段-长7段源内砂岩薄夹层型、长8₂小层源储近邻型与长8₁小层源储近邻型4种有利生-储-盖组合,其中页岩油藏以"源储一体式"Ⅰ、Ⅱ型配置为主,致密油藏以"源储近邻式"Ⅲ、Ⅳ型配置为主。储层品质与原油充注程度控制着地质储量及可采储量规模,是形成非常规油藏地质"甜点"的关键。建立了非常规油藏多源多储有序复合成藏模式,即"多源生烃增压,驱动多向供烃,裂隙网络联合输导,多储差异充注"。页岩油主要以游离态聚集于烃源岩层系储集性能优良的滩坝砂岩薄夹层,属烃源岩层系内一次运聚成藏;少量页岩油以吸附态滞留于源内粉砂质纹层或以游离态赋存于页理缝孔隙中,属原位成藏。致密油以游离态聚集于烃源岩层系外储-盖配置优越的砂体中,属近源短距离二次运聚成藏。页岩油与致密油时空有序运聚、连续复式成藏,呈局部"甜点"富集、垂向叠置发育、区域集群分布。在有序复合成藏模式的指导下,发现了甘泉西区亿吨级大油田,表明鄂尔多斯盆地长8段非常规石油潜力巨大。陆相坳陷型湖盆沉降中心周缘的三角洲前缘水下分流河道砂岩与湖相泥页岩及滩坝砂岩交互沉积区是页岩油、致密油的有利发育区带。     

准噶尔盆地盆1井西凹陷及周缘二叠系风城组油气地质特征与勘探潜力

准噶尔盆地盆1井西凹陷风城组勘探程度低,新井打破了盆地单井高产历史记录,但油气地质特征不清,资源类型及勘探潜力不明,制约了该区块下一步油气勘探与开发。应用构造恢复、沉积演化、井震结合、类比分析等手段和方法,对风城组油气地质特征和勘探潜力等进行了探讨。该凹陷东北环带P₁f₁、P₁f₂、P₁f₃逐层超覆于石炭系之上,高部位P₁f₃受风化剥蚀地层减薄,具备大型地层尖灭背景。风城组发育退积式扇三角洲—湖泊沉积体系,整体呈正旋回沉积,预测由高部位—凹陷区依次发育砾岩、云质砂岩和云质泥岩3类储层。高部位砾岩储层砾石主要为中—酸性火山岩,砂粒成分以岩屑为主,溶蚀孔大量发育,属于特低孔特低渗储层。油气为高熟的凝析油和凝析气,油气水分异不明显,整体为准连续型气藏,又被断块分割为多个断块气藏。基于成藏分析,建立了风城组油气成藏模式,预测常规气藏、致密气、页岩气资源量分别为1 250×10⁸ m³、5 020×10⁸ m³、6 230×10⁸ m³,天然气勘探潜力巨大。     

四川盆地侏罗系自流井组大安寨段陆相页岩油气地质特征及成藏控制因素

四川盆地侏罗系陆相油气勘探过去主要聚焦在构造-裂缝型常规油气和介壳灰岩及砂岩致密油气上,为实现侏罗系油气重大新突破,思路需要向页岩油气转变。在分析自流井组大安寨段陆相页岩油气的分布、生烃、物性和保存等地质特征基础上,认为大安寨段具备形成大规模页岩油气成藏地质特征,提出3项成藏控制因素。大安寨段二亚段暗色页岩作为页岩油气的供烃源岩,油气显示丰富,页岩厚度在20~80 m,整体分布面积广、厚度大、连续稳定,孔缝发育、物性好,处于中-高成熟热演化阶段,有区域性致密顶底板灰岩封闭的超压页岩油气藏。半深湖-深湖亚相、致密灰岩顶底板与高孔隙储层、中-高成熟热演化阶段这3项因素共同控制自流井组大安寨段页岩油气的生成、储集和富集。     

常规与非常规油气聚集类型、特征、机理及展望——以中国致密油和致密气为例

油气勘探开发领域从常规油气向非常规油气跨越,是石油工业发展的必然趋势,二者在油气类型、地质特征及聚集机理等方面明显不同。常规油气研究的灵魂是成藏,目标是回答圈闭是否有油气;非常规油气研究的灵魂是储层,目标是回答储集有多少油气。非常规油气主要表现在连续分布、无自然工业产量。目前,常规油气面临非常规的问题,非常规需要发展成新的"常规"。伴随技术的进步,非常规可向常规转化。常规油气聚集包括构造油气藏、岩性-地层油气藏,油气以孤立的单体式或较大范围的集群式展布,圈闭界限明显,储集体发育毫米级—微米级孔喉系统,浮力成藏。非常规油气聚集包括致密砂岩油和气、致密碳酸盐岩油和气、页岩油和气等,一般源储共生,大面积连续或准连续分布于盆地斜坡或中心,圈闭界限不明显,页岩系统储集体广泛发育纳米级孔喉,浮力作用受限,油气以原位滞留或短距离运移为主。以中国重点盆地致密油和致密气为例,系统分析了其地质特征与勘探潜力。非常规油气储集空间主体为纳米级孔喉系统,局部发育微米—毫米级孔隙,其中页岩气储层孔径为5～200nm,致密灰岩油储层孔径为40～500nm,致密砂岩油储层孔径为50～900nm,致密砂岩气储层孔径为40～700nm。针对全球石油工业和纳米等技术的快速发展,提出了"纳米油气"的概念,指出"纳米油气"是未来石油工业的发展方向,需要发展纳米油气透视观测镜、纳米油气驱替剂、纳米油气开采机器人等换代技术,油气智能化时代将随之到来。     

中国陆相中高成熟度页岩油非均质地质条件与差异富集特征

基于页岩油基本地质条件和富集特征的对比研究,明确了中国陆相中高成熟度页岩油源储条件的非均质性与差异化富集特征.研究认为:①相比北美页岩油大面积分布的较为均质的源储等有利条件,中国陆相中高成熟度页岩油形成地质条件总体上差异明显,陆相多旋回构造演化形成了多期多类型湖盆,不仅为陆相页岩油规模发育提供场所,也形成了规模优质源岩...