渤海湾盆地石油地质储量和产量增长趋势的预测

渤海湾盆地的石油地质储量发现过程具有明显的渐进性、阶段性和长期性，石油产量的增长也具有一定的起伏性，用一个周期的单旋回哈伯特模型难以预测其发展趋势。通过分析渤海湾盆地的勘探开发历程，结合新一轮常规油气资源评价的结果，分别采用4个和3个哈伯特旋回拟合石油地质储量发现和产量增长曲线。预测结果显示，2005-2015年渤海湾盆地处于石油地质储量发现高峰期，2015年左右其石油产量达到高峰，之后处于下降趋势。实践证明，利用多旋回哈伯特模型对具有“多峰”特征的石油地质储量和产量的未来趋势进行预测是一种有效的方法。     

廊固凹陷异常高压与油气成藏的关系

油气藏的形成和分布与异常高压的关系非常密切。廊固凹陷异常高压主要发育在下第三系渐新统沙河街组沙三、沙四段，以沙三下段最为明显，压力系数逾1.7，平面上异常高压主要发育在凹陷中心，向凹陷边缘压力系数逐渐降低。快速沉积导致的欠压实作用、烃类的生成以及岩浆侵入导致的流体热增压效应是异常高压形成的重要原因。对该凹陷异常高压与油气成藏关系进行了研究，结果发现，异常高压对油气运聚有着重要的影响：一方面，异常高压是油气运聚的一种重要动力来源；另一方面，在一定地质背景下其也是控制油气分布的重要因素。油气藏多分布在超压层内或者邻近超压区，同时异常高压形成的流体势能驱动流体从凹陷中心向凹陷边缘流动，最终形成油气藏围绕生油凹陷分布的格局。该区油气藏主要分布在廊东、柳泉-曹家务等异常高压发育区。     

川中古隆起北斜坡构造演化及其对震旦系—寒武系油气成藏的控制

川中古隆起北斜坡震旦系—寒武系致密碳酸盐岩是当前四川盆地深层油气勘探的热点,古隆起北斜坡的构造演化决定了成藏演化过程和当前的油气分布。基于单井、地震、分析化验数据,优选盆地模拟软件中的古构造恢复功能,重点恢复了北斜坡和高石梯—磨溪地区(高—磨地区)寒武系底界的构造演化过程,重建了油气成藏关键时期的构造格局。北斜坡在桐湾期末为局部隆起高部位,与更高部位的高—磨地区之间存在古地貌洼地;加里东晚期北斜坡与高—磨地区为似“鞍—穹状”构造格局;印支期磨溪以北地区逐渐北倾形成单斜;燕山早期斜坡区的地层倾角进一步加大,至燕山中期倾角趋于稳定,基本与现今构造格局一致。北斜坡桐湾期的古构造形态为大面积的震旦系灯影组台缘—台内滩储层发育提供了良好的物质条件。此外,在大规模海侵控制下,北斜坡和德阳—安岳裂陷槽部位由于沉积水体更深、局限—缺氧和古生产力程度更高,更有利于寒武系筇竹寺组黑色页岩的发育。北斜坡震旦系—寒武系古油藏相对高—磨地区更早发生热裂解,加之源岩特征的差异共同导致北斜坡天然气δ13C₁比高—磨地区气藏的更轻。局部构造高点与岩性圈闭的耦合控制了北斜坡地区独立的古油藏—气藏的形成和保存。      

川中古隆起北斜坡震旦系岩性气藏保存有效性分析

斜坡部位发育的岩性圈闭能否长期有效地保存油气,成为影响四川盆地川中古隆起北斜坡地区下一步天然气勘探目标优选和油气资源规模评价的关键因素。将基于背斜气藏剩余压力与顶部盖层排替压力建立的气藏保存能力评价方法,引入到碳酸盐岩斜坡区的岩性气藏研究,以蓬探1井灯二段气藏为解剖对象,结合地质背景分析与类比、单井资料分析与模拟,论证了川中古隆起北斜坡震旦系岩性圈闭在古油藏形成与裂解、气藏形成与调整等关键时期的油气保存能力。结果表明：古油藏形成后,灯二段储层的剩余压力逐渐增加但远低于顶部筇竹寺组页岩和侧向灯二段泥晶云岩的排替压力,保存条件较好。走滑性质断层的继承性活动,可能使北斜坡地区呈现纵向多层系古油藏分布的特征。裂解气藏形成阶段,气藏剩余压力升高但侧向围岩的封堵始终有效。天然气仅在顶部筇竹寺组盖层和不整合界面处发生部分逸散,剩余的天然气有效保存至今。由于北斜坡地区灯影组气藏侧向的封堵始终有效,其保存条件与高—磨地区灯影组的构造—地层气藏较为相似。基于与高—磨地区灯影组气藏保存条件和资源规模的类比,得益于北斜坡地区厚度更大且质量更高的筇竹寺组泥页岩,灯二段气藏理应具备更优的顶部保存能力,天然气勘探潜力巨大。     

小型断陷湖盆有效烃源岩分布特征与分布模式——以二连盆地下白垩统为例

以二连盆地下白垩统为例,研究了小型断陷湖盆有效烃源岩分布特征与分布模式。根据烃源岩热解分析指标S₁与有机碳含量的关系,建立了有效烃源岩有机质丰度的下限标准,对二连盆地有效烃源岩进行了识别,研究了有效烃源岩的分布。研究发现小型断陷湖盆有效烃源岩分布特征明显不同于大型湖盆有效烃源岩主要分布在深湖-半深湖区的特征,其有效烃源岩的分布有3种模式,即深洼型、近洼缓坡型和深洼-缓坡型。边界断层规模大、活动性强的小型断陷湖盆一般深洼带宽度与盆地宽度比值大,有效烃源岩主要分布于深洼带;边界断层规模小、活动性弱的小型断陷湖盆深洼带宽度与盆地宽度比值小,有效烃源岩主要分布于近洼缓坡带;边界断层规模中等、活动性适中的小型断陷湖盆深洼带宽度与盆地宽度比值居中,有效烃源岩在深洼带和近洼缓坡带均有分布。小型断陷湖盆凹陷结构和形成机制的差异控制了湖盆的沉积速率、古生产力和水体氧化-还原条件,决定了有效烃源岩的形成和分布。     

方里集地区沙河街组烃源岩地球化学特征分析及油源对比

针对东濮凹陷方里集地区沙河街组烃源岩地球化学特征不明和油源认识不清的问题,应用有机地球化学方法对比分析了不同层段烃源岩有机质丰度、类型、成熟度和沉积环境特征,明确了不同油藏的石油来源。研究结果表明,方里集地区ES32烃源岩有机质丰度中等—高,干酪根类型为Ⅱ-Ⅲ型,处于成熟—高熟阶段,是有效的烃源岩,而ES12和ES31烃源岩均难以大量生烃;沙河街组烃源岩沉积于还原—弱氧化环境,ES12和ES31烃源岩沉积于淡水—咸水环境,ES32为淡水—微咸水环境。方里集地区油藏为自生自储型,其中ES32下部原油来源于ES32下部烃源岩,ES31及ES32上部原油主要来源于ES32上部烃源岩。     

川中地区须家河组致密砂岩气藏气水分布模式及影响因素分析

川中地区上三叠统致密砂岩气藏气水关系复杂,气水分布的研究对于气藏的有效开发有着重要意义。以试气资料为基础,通过对川中地区须家河组15个气藏80余口井的测井响应特征研究和含水饱和度的计算,证明高分辨率阵列感应电阻率曲线和可动饱和度大小可对气层、水层进行有效识别;根据单井和剖面气水分布特征的研究,认为川中地区须家河组纵向上有多个气水系统,单气水系统内部自上而下可动水饱和度逐渐增大、呈上气下水的分布状态,宏观上存在3种类型的气水分布模式:岩性型、裂缝岩性型及构造—岩性型,并以合川须二段气藏、充西须四段气藏和广安须六段气藏为例加以说明;结合地质背景分析认为,作为典型的岩性气藏,川中地区须家河组气藏气水分布受优质储层分布的控制,在砂体连通性、裂缝和构造等因素的影响下形成现今的气水分布模式。     

碳酸盐岩缝合线与基质有机质特征对比

缝合线作为碳酸盐岩重要的地质现象,是碳酸盐岩有机质富集和流体排出的重要场所,对碳酸盐岩缝合线与基质有机质丰度的对比,有助于了解碳酸盐岩缝合线的有机质富集与排烃特征。通过碳酸盐岩基质与缝合线物质酸不溶物、有机碳（TOC）含量及热解（Rock-Eval）分析,对基质与缝合线的有机质富集特征及其继承性关系、排烃特征差异进行了详细分析。酸不溶物含量是碳酸盐岩有机质含量的重要指示,具有较低酸不溶物含量的基质对应的有机质丰度较低,而较高酸不溶物含量的缝合线对应的有机质丰度较高。缝合线的有机碳含量、已生烃量和排烃量均高于基质,生烃潜力高于基质。缝合线作为烃源岩要优于基质。缝合线与基质的母质成熟度一致,它们的有机质丰度具有良好的继承性。缝合线的排烃条件好于基质,对碳酸盐岩烃类的生成、运移和聚集都具有一定意义。     

二连盆地阿尔凹陷下白垩统烃源岩地球化学特征及油源对比

阿尔凹陷是二连盆地的一个次级构造单元,勘探程度较低。 下白垩统为二连盆地的主力烃源岩和产油层,在阿尔凹陷广泛发育。 有机地球化学分析表明,阿尔凹陷下白垩统烃源岩有机质丰度高,以Ⅰ-Ⅱ 型为主,低成熟-成熟,已进入大量生烃阶段,其中腾一段烃源岩生烃能力最强,阿四段烃源岩生烃能力稍差;下白垩统烃源岩主要为淡水-微咸水环境,腾一段为偏强还原-弱氧化环境,阿四段为偏弱氧化环境;烃源岩常规甾烷分布特征为 C29>C27>C28,表明其具有以藻类输入为主、陆源有机质输入为辅的生源特征,而腾一段生源输入的差异可能与湖侵及湖退引起的水体深度变化有关。 下白垩统油砂和烃源岩样品的生物标志化合物特征对比表明,腾一段原油来源于腾一段烃源岩,阿尔善组原油可能主要来源于腾一段烃源岩,混有阿四段的油源。     

准噶尔盆地上三叠统泥页岩解析气特征

在准噶尔盆地上三叠统泥页岩地质与有机地球化学特征分析基础上,对准噶尔盆地达9井上三叠统泥页岩岩心含气量进行了测定,分析了页岩气的成分组成与碳同位素特征。泥页岩中有一定的含气量,主要在0.18～0.24m 3/t之间,气体成分以烃类气体为主,二氧化碳、氮气等非烃气体含量较低。甲烷为烃类气体的主要成分,重烃含量较低,相同分子量的异构烷烃占优势,烃类气体具干气特征。非烃气体中的氮气含量明显高于二氧化碳。烃类气体碳同位素值较低,显示出常规低成熟原地腐泥型天然气特征,这种特征可能与短时间解析和烃源岩演化程度有关,具体原因有待进一步深入研究。