松辽盆地北部深层天然气地质特征及勘探方向

通过对深层天然气形成的地质条件研究认为,北部深层发育多个断陷,主要断陷期为沙河子期,主要烃源岩为沙河子组湖相烃源岩,厚度大,分布范围广;发育多种类型储集层,主要为营城组火山岩储层,以近火山口爆发相和溢流相流纹岩物性最好;在登娄库组二段与泉头组一、二段区域盖层控制下发育3套生储盖组合,以下部组合为主;深层发育5种天然气成藏模式,五大因素控制了天然气的形成与分布.在此基础上,指出下一步勘探方向为坚持立足徐家围子断陷、加大预探双城和古龙断陷、积极准备林甸断陷,并指出了有利的勘探区带.     

典型碳酸盐岩渗透力学行为特征及其对储、盖性质的判定

目前对碳酸盐岩的研究主要关注其油气的储集空间,针对含油气盆地中碳酸盐岩的勘探也主要是为了寻找优质的油气储集体。然而,随着油气勘探向深层更古老的地层拓展,有效的碳酸盐岩储—盖配置显得至关重要。勘探证实,深埋条件下碳酸盐岩有利相带仍然发育高孔渗的优质储集体,然而是否发育与之配置的碳酸盐岩盖层就成为了制约深层碳酸盐岩油气勘探的关键因素。首次系统全面地通过对典型碳酸盐岩开展不同温度条件下三轴应力加载全过程渗透力学试验,得出了碳酸盐岩在破坏变形过程中渗透率随温度、围压的演化过程。试验分析结果显示,典型白云岩和典型灰岩在深埋应力作用过程中渗透力学行为特征具有明显差异,白云岩更多地显示出储集性能的特征,表现为脆—塑转换临界围压较大,岩石更容易形成裂缝,渗透率随温度的增加而增大等;而灰岩则表现出盖层的属性,体现在脆—塑转换临界围压小于白云岩,岩石相对容易形成密闭,渗透率随温度的增大逐渐减小。综合分析认为,白云岩和灰岩的纵向叠置能够形成有效的油气藏储—盖组合。     

川中地区茅口组一段沉积相新认识

四川盆地中二叠统茅口组一段具有较大的天然气勘探潜力,但一直存在沉积相认识不清的问题。基于四川盆地中部2口最新钻井岩心厘米级精细描述以及多个野外露头观测,结合分析化验资料及测井曲线,开展了详细的沉积相标志分析,提出了新的茅一段沉积相划分方案。“眼球灰岩”与“眼皮灰岩”的主要区别在于泥质含量的多少,用自然伽马曲线能够有效区分这2种岩相;海相缺氧环境、大量风暴沉积构造以及硅质生物碎屑表明,茅一段沉积于缓坡型碳酸盐岩台地环境之下,受到风暴作用及与之伴生的风暴上升流的影响。基于沉积相标志,将茅一段划分为中缓坡外带和外缓坡上部2个亚相,中缓坡外带包括风暴碎屑流、风暴滩、风暴滩间洼地3个微相,外缓坡上部“眼皮灰岩”含量较高,微相组合为颗粒流、静水泥夹碎屑流,一般发育在茅一段上部或顶部。     

松辽盆地北部昌德地区含CO2气藏特征及成藏模式

松辽盆地北部深层由于地层埋藏深度大,地质结构复杂、地温高、成岩作用强,岩性岩相变化大,因而导致深层天然气聚集规律复杂,勘探难度大。松辽盆地在对烃类天然气长期勘探并取得巨大突破的同时,也意外地发现了一些高含CO2气藏。CO2气藏直接影响并制约烃类气藏勘探部署,因此研究CO2气藏特征及成藏模式对突破天然气勘探瓶颈具有重要意义。本文通过对昌德地区CO2气藏特征的分析,建立出含CO2气藏成藏模式。昌德地区CO2气藏的形成是地球深部地质作用形成富含CO2气热液的资源库、以渗流与间歇性涌流的方式向上运—聚的产物。由强烈的壳-幔相互作用使深部资源进入地壳的软流圈上涌区、地壳中的＂拖网＂结构以及深大断裂的各类高角度断层和由深大断裂引发的一系列的岩浆活动沟通了深部流体与盆地的联系,运移到盆地中有效构造部位,并提供了良好的储盖条件后聚集成藏。     

徐家围子断陷火山岩储层特征及演化规律

储层物性是影响徐家围子断陷火山岩气田天然气聚集的重要因素,理清火山岩储层物性特征及影响因素将有利于指导该区深层火山岩的勘探部署工作。通过岩心、岩屑以及显微结构观测,深入分析了火山岩储层的岩石学特征和储集空间特征,初步探讨了徐家围子断陷营城组火山岩储层的储集空间类型及其演化规律。研究结果表明,徐家围子断陷营城组火山岩储层的储集空间主要有原生孔隙、次生孔隙及裂隙3类,不同的储集空间类型发育部位不同;储集空间的发育受到岩性与岩相的联合控制,喷溢相上部亚相的气孔流纹岩、爆发相热碎屑流亚相的熔结凝灰岩、火山通道相火山颈亚相的角砾熔岩储层物性最好; 原生孔隙一般连通性较差,而成岩过程中的微裂隙以及后期的构造缝改善了原生孔隙的连通性; 火山岩经历了岩浆冷凝收缩、风化淋滤、有机酸溶蚀以及碳酸溶蚀等作用,形成了原生气孔、冷凝收缩缝、脱玻化孔、长石溶孔、火山灰溶孔等大量的储集空间;构造裂隙与地下流体充注的耦合关系影响着储层的溶蚀作用。     

川中地区龙王庙组油气差异聚集演化特征及其对气藏形成的影响

针对四川盆地川中地区安岳大气田龙王庙组气藏在不同构造位置上存在的显著特征差异,对整个川中构造带开展详细的气藏解剖与分析,明确了川中地区龙王庙组气藏存在着压力系统的差异、气水界面的不统一、储层沥青含量平面分布的不均以及烃类充注时间的不一致。通过对岩石矿物成岩次序厘定、包裹体拉曼成分分析、捕获温度测定、区域构造演化过程恢复,开展液态烃和气态烃的充注演化过程对比分析。结果显示:（1）川中地区存在三个明显的气藏压力系统,含气带与含水带间隔分布,从北向南气藏压力平均值逐渐降低,三个压力系统具有独立的气水界面;（2）不同含气系统中烃类的初始充注温度并不一致,早期液态烃充注的温度西高东低,具有从西向东差异聚集的演化过程;液态烃裂解时气态烃充注温度东、西构造高,中部温度略低。在气藏压力带划分和气水界面值确定的基础上,预测了不同含气系统有效气藏分布范围。