建南气田天然气地球化学特征及成因

中扬子西部地区经历了多旋回沉积-构造演化,纵向上发育多套生储盖组合,烃源岩为碳质页岩、碳酸盐岩及煤等多种岩性,多数达到了过成熟阶段,深部震旦系—寒武系烃源岩均处于过成熟晚期,具有多阶段生烃、晚期原油裂解供气特征。在多旋回构造演化中,中扬子西部海相天然气呈现多源多期或同源多期混合聚集、多期调整及晚期次生变化的复杂成藏过程。基于对中扬子西部地质演化背景分析和前人研究成果,分析了区域有效主力烃源岩,从天然气组分含量、组分参数相关性、烷烃气碳同位素等资料剖析了建南气田各层系天然气地球化学特征,结合区域油气成藏地质及川东气区资料,厘清了建南气田海相天然气成因及气源。研究认为,建南气田海相天然气均为干气,烷烃气碳同位素呈部分倒转,发生过原油裂解供气;二叠系长兴组及下三叠统飞仙关组、嘉陵江组气藏气源来自二叠系烃源岩,基本没有志留系甚至更深部气源供给,由原油裂解气和多类型干酪根降解气混合聚集而成,原油裂解气占主体;志留系韩家店组气藏和石炭系黄龙组气藏属于同源不同阶段天然气混合成因,原油裂解气占主体,气源母质为上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组碳质页岩,几乎没有受到来自震旦系—寒武系烃源岩的天然气充注。因此,中扬子西部地区海相天然气勘探潜力大,尤其以保存条件较好的鄂西渝东区为主,震旦系、寒武系及志留系天然气勘探前景甚好。     

济阳坳陷花沟CO2气藏形成与高青断裂活动性关系分析

利用三维地震资料,对济阳坳陷花沟CO2气藏区高青断裂走向上不同区段的活动性进行了分析，指出：花沟CO2气藏所对应的高青断裂区段,在馆陶组—明化镇组沉积时期活动性强，而气藏的东、西两侧,馆陶组—明化镇组沉积时期断裂基本上不活动；花沟CO2气藏与馆陶组—明化镇组沉积时期高青断裂活动性强的区段在平面上有着良好的对应关系；花沟CO₂气藏的运聚过程分为2个阶段，在第1阶段，幔源岩浆成因的CO₂、N₂和He等气体进入高青断裂后,在浮力或压差作用下向断裂顶端运移,并发生重力分异，由于断裂顶端封闭、两侧封堵,CO₂、N₂和He等气体在高青断裂中实现了一定程度的聚集，而在第2阶段，当CO2、N2和He等气体在断裂中聚集到一定程度,便在压力驱动下向断裂两侧砂岩储层运移,并在其中聚集成藏。认为气源断裂走向上活动性的差异决定着CO₂气藏的平面分布位置,断裂活动性强的区段所对应的储层是CO₂气成藏的有利场所。      

烃源岩层系地层破裂情况的定量评价及应用

地层破裂情况定量评价、破裂岩石对地层输导能力的促进作用研究,对非常规油气藏勘探具有重要的作用。通过同围压条件下岩石破裂压力与烃源岩层系围压影响范围的对比,对渤海湾盆地济阳坳陷渤南—四扣地区烃源岩层系静岩压力作用下的岩石破裂情况进行了定量研究,并实测了烃源岩层系岩石破裂对输导能力的影响。在此基础上提出了围压、破裂压力、破裂后输导能力综合比对研究地层破裂情况的方法。渤南—四扣区域烃源岩层系中,古近系沙河街组三段上、中亚段,区域较深部位砂岩、泥页岩岩层普遍产生破裂,中部位砂岩岩层产生破裂;沙河街组三段下亚段,区域中、深部位岩层普遍产生破裂;沙河街组四段上亚段,区域中、深部位岩层普遍产生破裂、高部位部分砂岩岩层产生破裂。破裂的地层渗透率大幅提升,能够作为有效输导通道。上述方法对现有“甜点”评价提供了有力补充。      

成烃成藏理论新思维

油气的生成、运移、聚集和散失,是在盆地形成、发展直至萎缩的石油地质演化过程中,各种沉积物经历了一系列物理、化学变化共同作用后的产物。烃源岩的初次运移过程,应当是在卸载减压物理场条件的诱发作用下,先产生烃源岩"破裂排烃",然后是"排烃压实",最终才导致"压实排烃"。区域概念上就可以把石油聚集量理解为石油排出量。盆地全面萎缩发展阶段是盆地油气藏的最终完善定型期。      

特低渗透油藏压裂层位优选研究——以G644区块特低渗透油藏为例

为提高特低渗油藏压裂效果,以某特低渗油藏G644区块为例,通过"四性"关系研究,建立了油藏评价标准,给出了压裂层段优选结果,并分析了影响压裂效果的几个主要因素。指出精细研究油层发育情况,提高比产液能力,确定合理压裂时机是提高压裂效果的重要保证。     

鄂尔多斯盆地上古生界深盆气藏研究

鄂尔多斯盆地存在前缘坳陷和大型斜坡组成的深盆地结构。上古生界发育海陆交互相和陆相砂泥岩生储组合,大型三角洲体系形成了广泛发育的致密砂岩储集层。煤系地层形成了深盆气藏的主要气源岩,范围广、丰度高的煤系有机质除东北部处于低成熟外,盆地中普遍进入成熟─高成熟演化阶段。深盆气的生成─运移─聚集从三叠纪持续到晚白垩世,其后进入保存期。上古生界形成了一个几乎覆盖全区的特大型深盆气藏,地层压力以异常低压为主,气水分布明显呈现南气北水下气上水的特征,气层分布不受构造控制,预测地质储量为１． ４７ × １０１２～ １０． ５ × １０１２ｍ３。     

含油气盆地中流体向固体转化的研究

含油气盆地中流体向固体转化是储层孔隙被充填的主要原因,前人在此方面进行了大量的研究,主要集中在单一组分浓度变化引起的流体向固体转化、两种或多种组分浓度控制的流体向固体转化和流体运移过程中组分分异引起的流体向固体转化等三个方面。存在的问题是,在具体的含油气盆地中,各种流体向固体转化的作用是如何表现的,对储层、烃源岩的孔隙填充影响有多大。     

鄂尔多斯盆地下二叠统深盆气藏形成的地质条件

深盆气藏在很多方面不同于传统气藏,常具有饱和气体、异常压力、下倾部位无气水界面和低渗透储层等特征,鄂尔多斯盆地下二叠统气藏就是一个典型的直接型深盆气藏的实例。指出:该深盆气的主要赋存层位为山西组和下石盒子组,储层岩石为河流三角洲相砂砾岩和砂岩,砂体厚度大、分布广泛,岩性致密,储层渗透率普遍小于1×10-3μm2(但对于深盆气的储集,仍是十分有效的储层);上古生界煤系气源岩表现为广覆型分布、较高有机质丰度、倾气腐殖型有机质为主的特点,属于全天候式生气,目前虽然可能基本上不再继续供气,但其生成的巨大资源量在极为缓慢的散失速率下仍能形成特大型深盆气藏;深盆气藏主体分布区以常压和低压为主,天然气分布充分表现出深盆气藏特有的气水倒置特征;山西组、下石盒子组深盆气甜点属于地层性质,多出现在深盆气上倾边界附近的储层中。     

建南气田志留系天然气地球化学特征及气源探讨

根据建南气田及邻区的天然气组分、烷烃碳同位素等资料,结合区域烃源岩研究资料,研究了该区志留系天然气的地球化学特征及其气源特征。结果表明,建南气田志留系天然气为干气,非烃气体总含量低且无H2S气体;烷烃气碳同位素均小于-40‰,属于油型气成因,其母源为腐泥型干酪根。ln(C1/C2)-ln(C2/C3)相关性表明现今的志留系气藏以原油二次裂解贡献为主。结合该气藏地质特征综合分析认为,建南气田志留系天然气来源于志留系龙马溪组碳质页岩,烷烃气碳同位素局部倒转为同源不同期的天然气混合所致,即晚期原油裂解气与早期干酪根降解气混合。中上扬子区广泛分布且已成熟的志留系龙马溪组页岩预示志留系和石炭系的天然气勘探前景良好。     

从常规与非常规油气成藏的正相关性角度预测有利区 ——以孤岛1号凹隆域低部位为例

前人对于如何通过已发现常规油气藏预测未发现非常规油气藏的研究不足。根据常规油气藏与烃源岩层系的非常规油气藏的成藏正相关性，结合凹隆域分布、断层活动性、砂体展布、油气来源及运移路径研究，提出基于相关性油气藏范围的非常规油气藏有利区预测方法。首先，对某一区域从凹隆域岩层的组合构造、烃源岩层系砂体展布、油气来源及运移路径4个方面进行相关性基础研究；然后，将已发现油气藏分布、油气来源研究结果与基础研究结果结合，综合判断相关性油气藏范围；最后，对范围中未发现油气藏的区域进行有利区预测，其中烃源岩发育且存在有利砂岩、砂泥互层、裂缝性泥页岩储层的区域均为有利区。在有利区存在叠置或相邻的烃源岩层系油气藏、有利区紧邻断层且上覆层系发育油气来自断层的油气藏这2种情况下的油气成藏条件最为有利。