渤海湾盆地南堡凹陷异常压力系统及其形成机理

渤海湾盆地南堡凹陷异常压力现象普遍发育，但对于凹陷中不同构造带异常压力的刻画与成因机制的探讨却较为薄弱。利用357口井1 354个钻杆测试数据（DST）和重复地层压力测试数据（RFT），测井曲线资料等，详细刻画了不同构造带的压力结构特征。研究表明：南堡凹陷地层压力系统纵向上可划分为3个带，浅部常压带（<1 800 m）、中部过渡带（1 800~2 400 m）和深部异常高压带（>2 400 m）。沙三段发育大规模异常高压，压力系数最高达1.9，超压带顶界面深度约为2 400 m；老爷庙构造带中、浅层发育低幅度超压带，压力系数约为1.2；滩海地区东一段和东二段局部发育异常低压。利用数值模拟技术和垂直有效应力-声波时差判别图版等方法，并结合烃源岩生排烃过程综合分析等，深入探讨了南堡凹陷不同异常压力系统的形成机理，研究认为：①深部沙三段的大规模超压主要来源于东营时期的泥岩不均衡压实作用，生烃作用也有一定贡献，但相对前者贡献较小；②明化镇时期，生烃作用是最主要的增压机制，而欠压实作用贡献则相对有限；③中浅层低幅超压带来源于深部超压的“传导”，开启的断裂带为其传递通道；④东营末期的区域抬升剥蚀作用引起岩石骨架孔隙回弹和流体收缩，是形成本区异常低压的主要原因。     

塔中Ⅰ号断裂带上奥陶统油气藏特征及主控因素

通过研究油气藏和流体参数的分布特征,系统地分析塔中地区Ⅰ号断裂带上奥陶统礁滩复合体油气藏的特征和主控因素。研究表明,塔中Ⅰ号断裂带上奥陶统油气藏在分布上呈现出"外带气、内带油"的特征;原油表现为低密度、低黏度、高含蜡、中低含硫,气油比变化很大;天然气为普遍高含硫化氢的干气。通过深入剖析油气藏的储集层、油气源断裂、构造等控制因素,认为塔中Ⅰ号断裂带上奥陶统礁滩复合体油气藏整体上是储集层控油,而局部范围为构造控油,油、气源断裂是关键,气侵通道影响油气藏分布。塔中Ⅰ号断裂带礁滩复合体的勘探应该重点寻找有利储集层,储集层条件好(裂缝-孔隙型储集层最好)、有沟通油气源断裂、局部构造有利的区域是勘探的有利地带。图12参10     

叠合盆地碳酸盐岩复杂缝洞储层的油气差异运聚作用——塔中83井区表生岩溶缝洞体系实例解剖

叠合盆地海相碳酸盐岩介质油气运聚机理是叠合盆地油气勘探必须解决的关键问题之一。塔中83井区原油和天然气产量在NE向断层与NW向断层的交会部位异常高,而随着远离断层交会部位逐渐降低,并沿构造脊展布,这一点违背传统的背斜核部富气而翼部富油的模式。基于碳酸盐岩表生岩溶的相关研究成果,建立了表生岩溶缝洞体系的基本模型。在分析油气在表生岩溶缝洞体系运聚过程的基础上,认为复杂缝洞体系中油气的差异运聚原理是产生这种现象的关键。油气在表生岩溶缝洞体系中运移时,总是要先将临近油气充注点的孔隙或缝洞充满至其溢出点后,才能继续向远处运移,并沿油气运移路径顺次充满远处的孔洞缝体系,导致:①近油气注入点富气,而远油气注入点富油;②油水关系复杂并受侧向联通通道的控制,这种模式与塔中油气的分布规律非常吻合。基于此,认为研究区断层的交会部位是油气的注入点,油气运移的主输导通道沿构造脊展布。岩溶缝洞体系差异运聚模式提示:①对缝洞体系的油气勘探应首先刻画缝洞体系的结构,在分析油气注入点和主输导通道的基础上才能对油水关系进行很好的预测;②应坚定油气注入点和主输导通道附近圈闭的勘探,不要因局部圈闭的失利而否认整个勘探区带。     

太原地区奥陶系碳酸盐岩热储特征及勘探有利区

山西太原地区奥陶系碳酸盐岩地热资源丰富,为了提高对该区碳酸盐岩热储特征、成因及控制因素的认识程度,指导该类型地热田的勘探,基于岩心、野外露头观察,结合薄片、扫描电镜等分析方法,研究了该区奥陶系热储的岩石特征、储集空间特征和成岩作用类型,揭示了岩溶孔隙的发育规律和主控因素。研究结果表明:①该区奥陶系热储主要包括石灰岩和白云岩两种类型,孔洞、裂缝和孔隙为其主要的储集空间;②储层受破坏性成岩作用和建设性成岩作用的叠加,其中建设性成岩作用中的岩溶作用、白云石化作用对次生孔隙的形成具有决定性的影响;③该区岩溶作用以表生岩溶和埋藏岩溶为主,前者对储层的贡献占主导作用,后者对储层的后期溶蚀改造作用显著并使得储层孔隙度增加;④奥陶系碳酸盐岩热储平面上整体处于储集性能较好的岩溶斜坡地带,含水层的岩性通常为成分不纯及结晶程度较高的石灰岩、白云岩;⑤岩溶发育分布主要受岩性及沉积相、构造、地下水动力条件等因素的控制,尤其是构造断裂控制了岩溶的发育方向,影响着岩溶发育的规模和岩溶裂隙水动力条件。结论认为,该区奥陶系地热资源的勘探有利区为晋源凹陷西北部和中东部、西温庄隆起中西部。     

碳酸盐岩层系断层封闭机理研究

基于周口店八角寨雾迷山组碳酸盐岩露头断层密度、断层内部结构和断裂带泥质质量分数的分析,结合岩石形变三维应力数值模拟及塔中碳酸盐岩油藏岩心和薄片多期方解石交切胶结关系,揭示了碳酸盐岩层系断层封闭机理,提出了一种精确测定碳酸盐岩中泥质质量分数的实验方法.研究结果表明:该断裂带具有明显的二元结构特征,主断层核部岩石破碎程度大,断层密度高,随着远离主断层,断层密度大体呈指数降低;围岩碳酸盐中泥质质量分数一般为10%～15%,而在断层核部位,泥质质量分数增加到30%～40%,明显增加了2～3倍,同时,随着远离断层核的部位,泥质质量分数稳定下降,说明在碳酸盐岩层系的断层中,高泥质含量仍然是断层封闭的最重要的机理之一;岩性组成及含量的不同也会导致岩石在应变形态上的差别;碳酸盐矿物特别是方解石脉多期交切、结晶现象在破碎带中广泛分布,说明胶结作用是影响碳酸盐岩层系断层封闭的另一个重要因素.     

层序地层学在碎屑岩成岩作用研究中的应用--以YA13-1气田下第三系为例

本文采用层序中体系域的沉积过程分析与成岩作用分析相结合的方法,以琼东南盆地崖１３－１气田的单井剖面综合研究为基础,结合连井地震剖面的层序解释,以三级层序中储集体形成的背景环境和原生孔隙水化学性质——成岩环境为单元,系统分析了不同体系域沉积和成岩标志,总结出了崖１３－１气田下第三系崖城组和陵水组的成岩域模式,探讨了沉积体系域构成与成岩作用的制约关系及其对砂岩储层储集性的影响。     

塔里木盆地塔中83-塔中16井区碳酸盐岩油气特征及其成因机理

塔里木盆地塔中隆起塔中83—塔中16井区下古生界海相碳酸盐岩含油气层位多,油气性质差异大,油(气)、水分布复杂。以研究区现今油气特征为基础,结合塔中隆起成藏过程,从油气运移的动态角度,突出分析了"喜马拉雅期天然气气侵对现今油气性质和分布具有决定性影响"的成因机理,得出:1)同一层位、不同区带的油气藏,因存在多个气源断裂,表现出"两端为气,中间为油"的特征;2)同一地区、不同层位的油气藏,因沿主要气源断裂气侵的天然气量有限,以及碳酸盐岩储层的非均值性,从下至上表现出"从纯气藏变为凝析气藏直至油藏"的特征;3)同一层位、同一区带,因局部构造形态(分割槽)和致密层的存在,油(气)、水分布突变。总结认为,气源断裂、不整合面作为优势通道主导运移方向,局部构造形态及致密层限定油气运移范围,二者是研究区油气性质和油(气)、水分布的主控因素。预测勘探层位越深,越靠近气源断裂,则越有利于天然气勘探。     

柴西地区南翼山构造天然气来源及成藏模式

以现今南翼山构造古近系和新近系天然气藏及其共生油藏的特征为研究基础,利用已发现气藏中天然气碳同位素特征及其共生原油的地球化学特征,进行了气源分析和油源对比,通过天然气成藏史恢复,对南翼山构造古近系和新近系气藏的成藏过程进行了系统分析。研究认为:1南翼山构造古近系和新近系气藏中高成熟度的天然气是以中生界煤系烃源岩演化生成的煤型气为主,古近系和新近系烃源岩演化生成的天然气量相对较少;2南翼山构造长期活动的基底断裂是古近系和新近系天然气藏形成的主控因素。通过对天然气来源分析,并结合构造演化,总结出了南翼山构造多源混合供烃、断裂-裂缝输导体系输导、晚期构造混合聚集成藏模式,以此为依据预测了柴达木盆地中生界煤系烃源岩新的沉积范围,可以成为下一步煤型气勘探的有利方向。     

松辽盆地地层水化学特征及其流体―岩石相互作用探讨

地层水化学的空间分布特征研究是追踪流体运移及油气运移、聚集的重要手段之一。通过对松辽盆地水化学测试数据的分析,阐明了该盆地水化学特征的空间分布规律及其所反映的流体-岩石相互作用过程,指出水化学的时间演化特征受流体-岩石相互作用的控制。再通过研究水化学中C l--HCO3-和N a+-K+-Ca2+的关系进一步阐明了该盆地地层水早期为富含HCO3-的低盐度流体,含钠矿物(N aC l)与碳酸盐矿物的溶解作用导致了流体中各种离子及流体盐度的增高,随后的钠长石化作用导致流体中Ca2+的富集与N a+的亏损,形成了CaC l2型流体。最后指出松辽盆地水化学特征所反映的流体-岩石相互作用过程得到了其它地质观察的证明,认为地层水化学可以示踪流体-岩石相互作用过程,有广泛的用途。     

乌尔逊-贝尔凹陷有利区预测与勘探目标优选

乌尔逊-贝尔凹陷是海拉尔盆地最重要的油气发现区,现已发现5个大的油气聚集带,勘探前景好.油气成藏主控因素研究表明:研究区具有明显的源控、储控和断控成藏特征,油气藏主要分布在距有效烃源岩中心10km范围内,NEE和NNE走向断层1km范围内油气富集程度高,粉砂岩和砂砾岩为最有利的储集岩性,扇三角洲前缘亚相为最有利的沉积相.应用控藏要素多元叠合法对该凹陷南屯组二段进行了成藏有利区综合评价,优选出三级有利成藏区,通过分析有利区内断层型圈闭的断层封闭性能,对凹陷南屯组二段圈闭进行了成藏评价,优选出10个有利勘探目标,为凹陷下步勘探指明了方向.