东营凹陷民丰地区深层原油裂解气成藏演化分析

深层原油裂解气是东营凹陷深层天然气藏的新类型,其气源、储层储集性、成藏过程等认识成为制约勘探的关键问题。本文利用深层源岩、储层和气样等实验分析,研究了生烃演化、储层演化和成藏演化过程。本文构建了储层成岩演化与储层孔隙演化的关系,定量刻画了影响储层孔隙度的成岩相,早成岩阶段的机械压实和胶结用使孔隙度减少了25.8%,中成岩阶段的溶蚀作用提高了孔隙度7.5%。裂解气成藏演化为早期的古油藏聚集和晚期古油藏的裂解,古油藏形成为生烃高峰期和储层高孔隙发育期的叠加效应,后期裂解气藏为高地温条件下古油藏原油裂解和储层孔隙萎缩的叠合结果,进而有利于原油裂解气藏的形成。     

柴达木盆地尖北斜坡基岩储层特征及天然气成藏条件

尖北斜坡为柴达木盆地阿尔金山前东段天然气勘探重点区域之一,目前针对该区域基岩储层发育特征和成藏条件的分析研究尚很薄弱。在岩心观察、薄片鉴定的基础上,结合常量元素分析、XRD、SEM、压汞测试和井震资料分析,对柴达木盆地尖北斜坡基岩储层的发育特征及天然气成藏的有利地质条件进行了研究。结果表明,尖北斜坡基岩储层岩石类型主要为花岗闪长岩、花岗岩和片岩;发育风化壳型储层,其中半风化层孔渗物性最好;储集空间为基质微孔、溶蚀孔和裂缝,储层孔隙度主要分布在2.23%～3.77%,渗透率均值为0.06×10^-3μm²,以Ⅱ类中等储层为主;基岩储层临近坪东以西侏罗系生烃凹陷,天然气自生烃凹陷沿基岩基底发育的深大断裂和不整合发生运移,经基岩顶部古近纪咸湖环境下形成的膏泥岩有效封堵,最终在更新世晚期形成的断背斜圈闭内富集成藏,发育基岩顶部风化壳型气藏。该研究成果对指导尖北斜坡基岩气藏下一步勘探具有重要的指导意义。     

台北凹陷东部中浅层油气成藏机理及目标优选

台北凹陷东部是吐哈盆地富油气凹陷中一个重要的含油气单元，油气的生、排、运、聚、散有其内在规律性和特殊性。研究认为，台北凹陷东部浅层油气成藏条件优越，浅层储层物性普遍偏差，浅层油气聚集的主要方式为垂向运聚，因此保存条件固然重要，但一定规模的油源断裂也是天然气富集所必须的；小草湖地区中侏罗统砂体横向变化快，构造岩性复合性圈闭发育，油气成藏受构造、岩性双重因素控制；立足天然气勘探，积极开展精细气藏描述是台北凹陷东部浅层和小草湖地区中侏罗统发现气藏的有效途径；依靠技术进步，开发应用测井储层评价技术，是天然气勘探取得突破的必要手段。下步钻探目标主要集中在台北凹陷东部浅层圈闭和小草湖地区构造、岩性复合性圈闭。丘东、米登北斜坡构造岩性复合性气藏勘探是台北凹陷东部天然气勘探领域接替的方向。     

库车坳陷克拉苏构造带深层致密砂岩气成藏机制

为深化对克拉苏构造带深层致密砂岩气成藏机制的认识,开展了油气充注史和孔隙度演化史研究。以库车坳陷大北1气藏为例,运用流体包裹体岩相学和显微测温技术厘定油气充注史,采用定量回剥的方法恢复了储层孔隙演化史,根据两者的耦合关系明确了大北1气藏成藏机制。研究结果表明:大北1气藏存在3期油气充注过程,第1期为新近纪康村期至库车期的成熟原油充注,储层孔隙度为12%～14%,形成常规油藏;第2期为新近纪库车期高成熟油气充注,储层孔隙度为8%～10%,常规气藏与致密深盆气藏共存;第3期为新近纪库车末期至第四纪西域期的干气充注,储层孔隙度约为5%,形成致密常规与致密深盆复合气藏,西域期至今由于后期构造运动导致储层发育大量裂缝,气藏遭受改造,天然气沿裂缝在浮力作用下运移调整至构造高部位聚集。该研究成果进一步拓展了库车凹陷克拉苏构造带致密气勘探开发前景,为研究区有利区预测奠定一定的理论基础。     

四川盆地下古生界油气地质条件及气藏特征

采用地表与地下地质相结合,应用有机和无机地球化学分析技术刻画了四川盆地下古生界油气地质条件,分析了下古生界气藏特征,揭示了古油藏与气藏相互耦合关系,初步建立了下古生界油气成藏模式。下寒武统和下志留统是四川盆地下古生界的2套高品质烃源岩,平均厚度约为100 m,两者分布区域具有显著继承性,存在川南、川东及鄂西3个生烃中心。储层主要为中上寒武统洗象池组,中下奥陶统南津关组及宝塔组,下志留统石牛栏组或小河坝组;基质孔隙度小于1%者占70%～80%,但局部层段发育岩溶孔洞、裂缝型及礁灰岩等优质储层,有效孔洞率可达4%～11%。下古生界发育有上奥陶统-下志留统泥质岩、中下寒武统膏质岩2类区域性盖层,其主要分布在川南地区和川东北地区。四川盆地下古生界天然气显示主要分布在乐山-龙女寺古隆起区,层位繁多。天然气干燥,非烃含量高,多为原油裂解气,川东、川南气源分别主要为志留系烃源岩和寒武系烃源岩。四川盆地下古生界油气成藏共经历了如下过程：油气生成→古油藏（捕获成藏）→古油藏调整(跨层运移)→古气藏(高温裂解)→古气藏遭受破坏或形成现今气藏(构造调整)。古油藏原油裂解气是下古生界现今气藏天然气的主要来源,古油藏对四川盆地现今天然气藏的成藏和分布具有重要的控制作用。     

惠州凹陷流体动力场研究方法及应用

惠州凹陷深层非常规致密油气藏分布规律不清、顶底界限不明，严重影响勘探开发进程，针对该问题，以测井、试油、高压压汞等资料为基础，综合采用储层物性统计分析和实例剖析法确定研究区浮力成藏下限，采用最小流动孔喉半径法和储层内外势差法确定油气成藏底限，对惠州凹陷自由流体动力场和局限流体动力场进行划分，明确非常规油气藏分布界限。研究结果表明：惠州凹陷浮力成藏下限为3 500～4 000 m,对应孔隙度为8.50%,渗透率为1.00 mD;油气成藏底限临界孔喉半径为0.032 5μm,临界孔隙度为1.72%～2.00%,对应的深度底限为6 000～6 500 m。研究结果为惠州凹陷开拓新的油气勘探领域，寻找新的油气勘探目标和接替资源指明了方向。     

库车坳陷克拉苏构造带深层致密砂岩气成藏机制

为深化对克拉苏构造带深层致密砂岩气成藏机制的认识,开展了油气充注史和孔隙度演化史研究。以库车坳陷大北1气藏为例,运用流体包裹体岩相学和显微测温技术厘定油气充注史,采用定量回剥的方法恢复了储层孔隙演化史,根据两者的耦合关系明确了大北1气藏成藏机制。研究结果表明：大北1气藏存在3期油气充注过程,第1期为新近纪康村期至库车期的成熟原油充注,储层孔隙度在12%～14%之间,形成常规油藏,第2期为新近纪库车期高成熟油气充注,储层孔隙度在8%～10%之间,常规气藏与致密深盆气藏共存,第3期为新近纪库车末期至第四纪西域期的干气充注,储层孔隙度约为5%,形成致密常规与致密深盆复合气藏,西域期至今由于后期构造运动导致储层发育大量裂缝,气藏遭受改造天然气沿裂缝在浮力作用下运移调整至构造高部位聚集。该研究成果进一步拓展了库车凹陷克拉苏构造带致密气勘探开发前景,为研究区有利区预测提供一定的理论基础。     

苏里格地区上古生界有效储层的确定

苏里格地区上古生界蕴藏着丰富的天然气资源，但在纵向上各沉积地层中的天然气富集程度不同，其主要影响因素是储层特征的不同。文章对比研究了苏里格地区气藏和非气藏储层特征，发现二者之间存在明显差异。气藏储集砂岩形成于水动力条件较强的河流心滩沉积环境，沉积物较粗，经历了较弱的压实压溶作用和较强的溶蚀作用，储层平均孔隙度和渗透率较高；而非气藏沉积岩性较细，形成于水动力条件较弱的河流泛滥平原等沉积环境，经历了较强的压实压溶作用和较弱的溶蚀作用，储层平均孔隙度和渗透率较低。最后，确定了气藏有效储层的下限值，即孔隙度为5%，渗透率分别为0.15×10^-3μm²。     

鄂尔多斯盆地神木气田的发现与天然气成藏地质特征

截至目前,鄂尔多斯盆地神木特大型气田已探明含气面积4 069 km~2、探明天然气地质储量3 334×10~8m~3,该区域有可能将形成万亿立方米级天然气储量规模,系统总结该气田的勘探历程、气藏地质特征及天然气成藏机理,可以指导该盆地以及其他盆地同类气藏的勘探。研究结果表明:①该气田产层主要为上古生界二叠系太原组,其次为山西组、石盒子组,为典型的致密砂岩气藏;②天然气类型主要为煤成气,其中甲烷平均含量为88%,不含H_2S;③气藏埋深介于1 700~2 800 m,具有多个压力系统,平均压力系数为0.87;④储层为大面积分布的河流—三角洲相砂岩,平均孔隙度为7.8%、渗透率为0.63 mD,喉道半径多小于1μm,具有强的应力敏感性和水锁效应;⑤不同阶段天然气成藏动力差异明显,早白垩世沉降阶段异常压力发育,成为天然气成藏主要动力,早白垩世之后抬升剥蚀阶段流体膨胀力成为天然气运移主要动力;⑥气藏具有超低含水饱和度特征,其主要受控于晚侏罗世—早白垩世高温、高压场的变化,高成熟阶段干气的充注以及成藏后期气藏泄漏逸散等作用;⑦天然气以垂向近距离运聚成藏为主,源内、近源含气组合气源充足、含气饱和度高、气藏规模大,远源含气组合以次生气藏为主,气藏规模相对较小。     

东濮凹陷天然气富集规律

通过实验模拟,气体组分及同位素特征分析,对东濮凹陷不同类型天然气藏进行了聚类分析,并对成因进行判识。明确了古近系和石炭—二叠系2套烃源岩,在高热演化条件下可依次形成原油裂解气、湖相泥岩干酪根晚期裂解气及煤成气,3种主要生气方式造就了东濮凹陷深层富气。成因判识及气藏动态过程分析表明,东濮凹陷凝析气藏及煤成气藏具有"近源聚集、接力成藏、W型分布"的成藏特征。结合典型气藏解剖,指出深层凝析气及煤成气的富集主要受高热演化烃源岩的分布控制,其中,凝析气藏的有利勘探区域受深度(小于4 350 m)、坡度(同沉积断层)、有机质丰度(TOC0.8%)("三度")控制,二次生烃区域斜坡构造部位及深层储层"甜点"发育区是古近系深层凝析气藏勘探重点领域。煤成气的有利勘探区域主要集中在上古生界煤系源岩Ro2.0%、生气强度大于20×108 m3/km2的区域,中央隆起带及斜坡中下部位为有利勘探区。     

深层碎屑岩储层次生高孔带发育特征及成因——以吐哈盆地台北凹陷下侏罗统为例

对于吐哈盆地下侏罗统深层碎屑岩有利储层的分布规律认识不清，严重制约了该盆地油气的规模勘探与开发。为了厘清该盆地台北凹陷下侏罗统深层碎屑岩有利储层的分布规律，应用岩石实测物性、测井解释物性、铸体薄片、扫描电镜等资料，在分析储层基本特征、原生孔隙演化等的基础上，研究了下侏罗统深层高孔带发育特征，并探讨了高孔带成因。研究结果表明：①下侏罗统储层岩性主要为成分、结构成熟度中等的长石岩屑砂岩和岩屑砂岩，储层埋深与正常最大原生孔隙度呈现出较好的对数函数关系；②在下侏罗统储层整体低孔、低渗的背景下，发育正常演化高孔隙度储层和次生高孔隙度储层两类有利储层，上述两类储层在平面上主要分布于火焰山、葡北及鄯善弧形构造带；③次生高孔隙度储层孔隙度介于10%～15%，渗透率介于1.0～10.0 mD，储层中原生孔隙含量占60.5%～90.0%，平均含量可达81.5%；④次生高孔隙度储层在埋深4 000～4 300 m与4 450～4 550 m发育2个次生高孔带；⑤辫状河三角洲前缘水下分流河道和河口坝中高石英质碎屑含量、相对弱压实弱胶结的粗砂岩和砂砾岩为深层次生高孔带的形成提供了物质基础，有机酸溶蚀增孔是深层次生高孔带发育的成因机制。结论认为，4 000 m以深次生高孔隙度储层和正常演化高孔隙度储层是吐哈盆地台北凹陷深层油气勘探的新领域。     

吐哈油田深层致密气藏压裂技术研究与应用

吐哈油田致密气藏一般埋深3100-3900m,砂岩孔隙度3.1～8.4%,平均5.9%;渗透率一般小于0.05～3.61×10-3μm2,为低孔特低渗储层,常规试油求产天然气产量很低,仅为1000m3/d左右,达不到工业生产要求,必须进行压裂改造。由于气藏地层温度87℃～105℃,压力系数1.1,属高温高压地层,进行水力压裂很容易发生砂堵,极大限制了气藏的有效开发。针对吐哈油田深层致密气藏储层增产改造的技术难点,工程技术人员开展了相应的技术对策研究并进行了现场试验,成功实施6井次,取得了较好的应用效果,为深层高压致密气藏的压裂改造提供了技术思路。     

开鲁盆地陆东凹陷碎屑岩成藏规律

针对开鲁盆地陆东凹陷碎屑岩储层油藏富集规律认识不清的问题,在精细构造解释的基础上,通过开展沉积演化、储层特征及孔隙演化研究,探讨了碎屑岩成藏规律。结果表明：断陷盆地的不均衡发育,使得油气大多聚集于临近生烃洼陷有利相带内;陆东凹陷碎屑岩储层平均孔隙半径为4.57～9.56μm,平均喉道半径为3.02～8.33μm,整体渗流能力不佳,油气难以长距离运移,具有近源性和准连续性。在碎屑岩沉积、成储、成藏研究基础上,建立了陆东凹陷油气成藏模式。该研究成果为陆东凹陷低渗透油气藏勘探奠定一定的理论基础,对同类油藏的油气勘探具有重要指导意义。     

四川盆地二叠系火山碎屑岩气藏勘探重大发现及其启示

近期,中国石油天然气股份有限公司风险探井——永探1井测试获得22.5×10~4 m~3/d的高产气流,首次在四川盆地发现了喷溢相火山碎屑岩气藏,实现了火山岩气藏勘探的重大突破。为了评价该盆地二叠系火山岩气藏的勘探前景,系统总结了该区火山岩气藏的勘探历程、永探1井区气藏的特征、天然气成藏的控制因素与模式。研究结果表明:①在经历了长达50余年的火山岩持续探索后,得益于勘探思路的转变和地震预测技术的进步,得出了简阳地区二叠系发育爆发相火山岩异常体、天然气成藏条件好,是该盆地又一个重要的天然气勘探新领域和新对象的认识,指导了风险探井——永探1井的部署及重大勘探发现;②永探1井二叠系发育厚逾100 m的优质火山岩孔隙性储层,其储集岩石类型以喷溢相角砾熔岩、含凝灰角砾熔岩为主,储集空间主要为溶蚀微孔、角砾间溶孔及气孔,孔隙度介于6.68%～13.22%、平均为10.26%,渗透率介于0.01～4.43 mD、平均为2.35 mD;③该气藏埋深介于4 500～6 000 m,产层中部地层压力为125.625 MPa,压力系数达2.22,为异常高压气藏,天然气组成中甲烷含量为99.03%,微含硫化氢;④简阳—三台地区发育爆发相火山岩且紧邻德阳—安岳裂陷寒武系优质烃源岩,早期张性深断裂沟通源储,上部发育上二叠统龙潭组泥岩、下三叠统厚层膏岩等多套盖层,具备形成大型构造—岩性复合圈闭气藏的有利条件,有利勘探面积达6 000 km~2。结论认为,永探1井火山岩气藏的发现,证明了该盆地二叠系火山岩具有较大的油气勘探潜力,坚定了转变勘探思路、加快进军新区新领域、寻找更多更大勘探发现的信心。     

塔里木盆地满东1致密气藏成因机制

满东1气藏是塔里木盆地东部典型的致密砂岩气藏,但其成因机制研究亟待加强。利用流体包裹体岩相学观察、均一温度测试、定量颗粒荧光分析等手段厘定了油气充注史,应用储层孔隙度演化模型恢复了储层孔隙度演化史,并综合两者之间的关系明确了满东1致密气藏的成因类型和成藏机制。研究结果表明:满东1气藏天然气主要源自寒武系—中下奥陶统烃源岩,此气藏具有2期油气充注历史,即晚加里东—早海西期的石油充注和晚燕山期—喜马拉雅期以来的天然气充注;满东1气藏志留系柯坪塔格组储层在燕山末期致密化,形成现今的致密储层;喜马拉雅期,寒武系、奥陶系古油气藏内的原油裂解气在志留系储层中成藏,此时储层已致密化,即天然气充注期晚于储层致密期,因此满东1气藏的成因类型属于先致密后成藏型"致密深盆气藏"。综合分析后认为,满东1气藏原油裂解气勘探前景广阔,特别是下古生界具有良好的资源前景。     

鄂尔多斯盆地中东部太原组石灰岩天然气勘探新突破及勘探方向

近年来，鄂尔多斯盆地中东部下二叠统太原组石灰岩天然气勘探先后有2口水平井测试获得高产气流，展示了该新领域良好的天然气勘探前景，但由于储层致密且相关勘探配套技术支撑不够，制约了该区天然气的勘探。为此，基于钻井岩心、微观薄片和地球化学特征等资料，系统研究了太原组石灰岩的烃源岩条件、储层特征、输导体系以及保存条件等天然气成藏地质条件，建立了太原组石灰岩天然气成藏模式，攻关形成了致密石灰岩微断层与流体地震预测、缝网体积压裂改造等关键配套技术，并预测了天然气勘探有利区带。研究结果表明：(1)太原组石灰岩天然气藏为源内气藏，上古生界石炭系—二叠系煤层和暗色泥岩是主要烃源岩；(2)受沉积微相控制，该区发育生屑滩和生物丘相2类石灰岩储层，其中生屑滩相石灰岩储层岩性为生屑石灰岩，储集空间类型主要为残余生屑体腔(溶)孔、晶间微孔，平均孔隙度为2.4%，生物丘相石灰岩储层岩性主要为藻黏结石灰岩，储集空间类型为残余生屑体腔(溶)孔和藻格架(溶)孔，平均孔隙度为2.2%；(3)断层和裂缝是煤系烃源岩油气向太原组石灰岩储层运移的通道，山西组二段泥岩是良好的盖层，太原组石灰岩天然气藏是具有“三明治”结构的源内气藏特...     

H探区长8层储层物性分析及有利区预测

对H探区长8层储层物性分析主要包括砂体厚度、孔隙度、渗透率、含油饱和度。建立储层物性模型,声波时差值与孔隙度线性关系为0.663 9,渗透率与孔隙度的相关系数为0.849 1,相关性较好,含油饱和度模型采用阿尔奇公式建立;利用试油法确定储层物性下限值,孔隙度下限7.0%,渗透率下限0.09 m D,含油饱和度下限31.5%;结合储层物性分布图,把长8储层划分为三类,从有利区分布图可以看出长8层的西南方向和中部储层相对较好,东部较差,为下一步勘探指明了方向。     

川东地区茅口组云化滩相储层特征及分布

四川盆地中二叠统茅口组自20世纪50年代获得天然气发现以来,一直是油气勘探的热点层系。川中地区白云石化滩相储层无疑是近年来四川盆地茅口组勘探效果最好的领域,目前已逐步进入开发阶段。为了寻找茅口组下一个云化滩储层发育区,针对目前该层系勘探程度相对低的四川盆地东部地区进行了大量的老井复查以及地震资料解释,初步研究成果表明：(1)川东地区茅口组碳酸盐岩多相变为中二叠统孤峰段硅质岩,而在宣汉—万州一带硅质岩之下茅口组新发现云化滩相储层。(2)云化滩相储层镜下白云石以粉细晶结构为主,整体云化程度较高,纵向上主要发育在茅二段底部,测井孔隙度3.5%～4.3%,厚度普遍介于3～12 m,具备较好的储集性能。(3)储层平面分布预测结果显示,开江以东五百梯地区的储层厚度最大,局部超过15 m;川东硅质岩下茅口组云化滩相储层厚度大于6 m的勘探有利区域面积约3 900 km2,有望开辟川东老区增储上产的新战场,成为潜在的接替领域。     

气水过渡带和天然气成藏圈闭闭合度下限问题讨论——以莺歌海盆地高温高压带气藏为例

储层的物性和孔隙结构不仅控制气藏的含气饱和度,也控制气水过渡带的厚度。但它们之间有无定量关系呢？是否可以进行有效的预测？这对于评价圈闭的有效性和天然气勘探部署具有重要的现实意义。本文通过储层样品半渗透隔板实验、储层物性和隔层等方面的研究,结合莺歌海盆地实际地质资料的分析,提出了气水过渡带厚度的预测方法和成藏圈闭闭合度下限的概念。研究表明,气藏气水过渡带与孔隙度,特别是渗透率具有良好关系,说明储层孔隙结构是控制气藏气水过渡带厚度的主要因素,储层的隔层也会影响气水过渡带的分布。莺歌海盆地中深层天然气成藏的圈闭闭合度下限为7m,经济成藏闭合度下限为12m。     

准噶尔盆地天然气勘探潜力与勘探领域

准噶尔盆地是西部大型复合叠加含油气盆地之一,油气资源丰富;而天然气探明率仅为3.96%,明显不均衡,勘探潜力巨大。准噶尔盆地天然气藏多表现为高成熟烃源岩油气系统内近源成藏、继承性构造隆起成藏、沿沟通深部气源断裂成藏、区域盖层之下成藏。依据盆地天然气气藏成藏特点,结合盆地构造演化特点与近期勘探成果,基本明确了准噶尔盆地天然气勘探领域:①陆梁隆起东部—五彩湾凹陷—白家海凸起石炭系;②中央坳陷莫索湾凸起—莫北凸起—陆梁隆起西部侏罗系;③山前冲断带上白垩统与古近系;④中央坳陷莫索湾背斜深层石炭系与二叠系。