变质岩古潜山内幕油藏成藏因素及勘探技术

在辽河坳陷典型变质岩古潜山内幕油藏及其优势岩性分析基础上,对辽河坳陷变质岩古潜山内幕油藏成藏控制因素进行了分析,提出了变质岩古潜山内幕油藏成藏的主控因素.提出了岩性选优势、山内寻隔层、内幕探油藏的变质岩古潜山内幕油藏勘探思路,并在以上研究基础上对变质岩古潜山内幕油藏的勘探方法进行了总结,指出了辽河坳陷变质岩古潜山内幕油藏的有利勘探区.     

中央凸起变质岩古潜山内幕油气成藏条件

以勘探程度较低的辽河坳陷中央凸起太古界变质岩潜山带为研究对象,总结了变质岩古潜山内幕油藏多层次分布特征.从潜山内幕储隔层岩性识别、构造特征、烃源岩、供油“窗口”、封盖体系等方面分析了古潜山内幕油藏形成的条件和主控因素,建立了变质岩古潜山内幕成藏模式.分析结果认为:裂缝发育受构造活动和优势岩性双重因素控制,变质岩古潜山存...     

辽河坳陷变质岩潜山内幕油气成藏规律初探

从形成变质岩潜山内幕油藏的基本条件入手,提出优势岩性的概念,认为变质岩潜山中优势岩性可以成为储集层、非优势岩性成为潜山内幕的隔层。原岩恢复研究发现辽河坳陷部分地区的非储集岩(角闪岩类)的母岩为沉积岩,角闪岩继承了沉积岩母岩的层状结构形成潜山内幕层状隔层。在此基础上对辽河坳陷的变质岩潜山内幕油藏进行分析,提出了变质岩潜山内幕油藏具有层状结构,建立了变质岩潜山内幕油藏的成藏模式。在潜山油气勘探中提出岩性选优势、山内寻隔层、内幕探油藏的变质岩潜山内幕油藏勘探思路,为辽河油田变质岩潜山内幕油藏的勘探提供认识依据。     

负向构造区油气成藏理论认识与勘探实践

负向构造区油气成藏理论认识是以“洼槽区岩性地层油气藏、深盆湖相页岩油、向斜区煤层气”三个成藏模式为基础,融合前人有关负向构造油气成藏研究理论成果,形成的负向构造区油气成藏机理与分布规律的系统知识体系,其核心观点是：①“从盆地中心向盆地边缘,油气藏横向有序成环形成分布圈,纵向依次成链形成放射状富集链”;②负向构造区由于构造背景的原因,导致其沉积特征、油气成藏条件、成藏机理与分布规律与正向构造区存在巨大差异;③深盆（深洼）—低斜坡以“原地留滞”为成藏机理,形成非常规油气分布环带（内环）,中—高斜坡以“过路截流”为成藏机理,形成岩性地层油气藏分布环带（中环）,而正向构造区则以高部位“汇流聚集”为成藏机理,形成构造油气藏分布环带（外环）;④基于负向构造区油气成藏理论的勘探思路为“全域考虑,逐环深入;优选通道,顺藤摸瓜”。负向构造区油气成藏理论有效指导了冀中、黄骅坳陷的斜坡和深洼区一大批隐蔽油气藏和非常规油气藏的发现,丰富了现代油气成藏理论,对盆地负向构造区尤其是深层复杂隐蔽油气藏、非常规油气藏的勘探有重要的现实意义。     

辽河坳陷太古宇变质岩内幕油藏成藏特征

太古宇变质岩内幕油藏的发现是辽河坳陷基岩勘探的重大突破,改变了以往只有变质岩风化壳才能形成油气成藏的认识,丰富了辽河坳陷基岩油气成藏理论,是今后重要的勘探目标.但随着勘探的不断深入,明确太古宇变质岩内幕油藏的成藏特征显得越来越重要.为此,从典型的太古宇变质岩内幕油藏入手,首先对其原油性质进行分析,然后对兴古7、沈311和赵古1等油藏进行剖析,最后总结出成藏特征.辽河坳陷太古宇变质岩内幕油藏的原油性质整体较好,属于轻质原油;其成藏特征为油源充足、裂缝型储层与隔层交互分布、具有多类型输导体系和良好的侧向封挡条件.其中,油源充足是成藏的基础,控制了油气的富集程度;裂缝型储层与隔层交互分布是成藏的关键;多类型输导体系和良好的侧向封挡条件是成藏的保障.     

渤海海域浅层油气运移成藏理论技术创新与勘探突破

浅层新近系是渤海油田的主力储量、产量层系,但随着勘探程度的不断提高,渤海海域浅层规模性储量发现的难度越来越大。近年来,通过地质认识和勘探技术的创新,重新认识了渤海海域浅层油气运移条件,建立了浅层油气富集与深层油气初次、二次运移的关系,明确了浅层油气富集贫化机理,深化了“汇聚脊”控制浅层油气富集模式;在新认识的指导下,开展了基于地球物理方法的高勘探程度区浅层规模型构造 岩性目标探索,成功获得渤中29-6油田、垦利6-1油田等多个浅层大中型油气田的持续发现,保障了渤海油田储量、产量的稳步增长。渤海海域浅层油气运移成藏理论技术创新与勘探突破,不仅对该地区后续勘探具有重要的促进作用,也对其他地区类似勘探具有一定的借鉴意义,同时具有很高的科学价值。     

南海北部深水区油气成藏理论技术创新与勘探重大突破

南海北部深水区油气资源丰富，是我国重要的油气勘探开发领域，历经20年的科技攻关与应用实践，形成了一系列的理论和技术。研究成果表明：①南海北部陆缘大型拆离作用控制了深水盆地的形成和演化，在陆缘深水区形成了始新世湖相、渐新世海陆过渡相和渐新世—中新世海相3套烃源岩；②陆缘岩石圈强烈薄化带控制了南海北部的古地貌与沉积环境，在珠江口盆地白云凹陷与琼东南盆地深水区形成了陆架边缘三角洲—深水扇体系和大型中央峡谷沉积体系的优质储层，上述3套烃源岩与多类型储集体之间由不同的输导系统构成了3种油气成藏模式；③针对深水区中深层地震成像差、储层预测与流体识别难的问题，研发了“犁式”电缆宽频和立体震源采集技术、三维空间高精度重磁震联合反演技术、深水油气勘探海底检波器地震处理和纵横波联合反演技术、深水储层物性—含油气性定量评价技术；④针对深水钻完井与测试关键技术缺乏等难题，研发了一种深水探井井壁主动强化技术、深水表层集束批钻模式、深水大产能安全高效测试模块化技术。结论认为：①建立了南海北部深水油气成藏理论、深水区油气勘探地球物理技术体系和深水安全高效钻完井测试技术，形成了配套的深水油气勘探技术体系，有效地指导和发现了一批大中型商业油气田，探明天然气地质储量超过3 000×108 m3，实现了我国深水油气勘探历史性重大突破；②油气地质理论认识创新、地球物理和钻采关键瓶颈技术突破，是南海北部深水区持续获得重大油气发现的必要条件。     

南海北部深水区油气成藏理论技术创新与勘探重大突破

南海北部深水区油气资源丰富,是我国重要的油气勘探开发领域,历经20年的科技攻关与应用实践,形成了一系列的理论和技术。研究成果表明:①南海北部陆缘大型拆离作用控制了深水盆地的形成和演化,在陆缘深水区形成了始新世湖相、渐新世海陆过渡相和渐新世—中新世海相3套烃源岩;②陆缘岩石圈强烈薄化带控制了南海北部的古地貌与沉积环境,在珠江口盆地白云凹陷与琼东南盆地深水区形成了陆架边缘三角洲—深水扇体系和大型中央峡谷沉积体系的优质储层,上述3套烃源岩与多类型储集体之间由不同的输导系统构成了3种油气成藏模式;③针对深水区中深层地震成像差、储层预测与流体识别难的问题,研发了"犁式"电缆宽频和立体震源采集技术、三维空间高精度重磁震联合反演技术、深水油气勘探海底检波器地震处理和纵横波联合反演技术、深水储层物性—含油气性定量评价技术;④针对深水钻完井与测试关键技术缺乏等难题,研发了一种深水探井井壁主动强化技术、深水表层集束批钻模式、深水大产能安全高效测试模块化技术。结论认为:①建立了南海北部深水油气成藏理论、深水区油气勘探地球物理技术体系和深水安全高效钻完井测试技术,形成了配套的深水油气勘探技术体系,有效地指导和...     

中国深层油气成藏条件与勘探潜力

随着油气钻探技术的提高和勘探工作的不断深入,深层油气勘探愈来愈被重视,深层将可能成为未来储量增长的重要接替领域。对中国7000m以下深井的钻探资料和深层油气地质资料分析表明,烃源岩的生烃深度下限范围可能较大,高过熟阶段的烃源岩生烃潜力依然存在。深部各类有效储集体的保存深度下限可能下移,以发育裂缝型储集体为主,油气藏类型主要包括早期成藏-后期深埋型、储层深埋后晚期成藏型和多期充注成藏型。早期成藏可以抑制深埋过程中岩石孔隙的萎缩,埋深大于6000m的油藏以裂缝型储集体占优势,断裂带附近裂缝型储集体更为发育,断裂通常是晚期成藏型油气藏的重要输导通道。断裂带附近油气富集程度较高,油气多期充注作用和强烈充注作用往往能提高油气藏的储量丰度。因此,中国中、西部盆地7000m以下层系成藏条件较好,油气资源潜力可观。     

塔里木盆地奥陶系油气成藏规律与勘探方向

塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩油气显示普遍,但发现的油气田(藏)少.针对目前在塔里木已经发现的一批以奥陶系为主要产层的油气田(藏),总结油气成藏规律和富集主控因素,有利于分析有利勘探方向和领域.从塔里木盆地奥陶系地层结构、储层类型、盖层条件和含油气系统(烃源岩、主要生排烃期、含油气系统划分)分析入手,解剖了目前已发现奥陶系油气藏油气平面分布和纵向分布特征,认为塔里木盆地奥陶系以碳酸盐岩缝洞型油气藏为主,具有大面积连片或成带分布的特征.进一步结合前人认识总结了塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩成藏规律为:与烃源岩生排烃期相匹配的、发育在古隆起、古斜坡背景上的岩溶缝洞储集体,或受深大断裂带控制的多成因类型的缝洞型储集体,具有大范围富集成藏的特征,储集体发育程度是控制油气成藏差异的关键因素.同时提出,需要用动态的视角认识奥陶系的成藏过程和用辩证的思维优选碳酸盐岩勘探领域与目标.在此认识下综合分析认为,塔河油田奥陶系深层和顺南-古隆地区奥陶系是当前发现大、中型油气田(藏)的最现实目标.     

大巴山山前带油气成藏条件与勘探方向

位于四川盆地边缘的大巴山山前带由于构造变形较为强烈,地表地震地质情况复杂,给地震资料采集和处理带来诸多困难,目前该区勘探程度还较低。为预测其油气勘探前景,从生储盖组合、烃源岩条件、储层条件、盖层条件等几个方面分析了该区油气成藏条件,发现其原始成藏条件优越,存在3套成藏组合和多种类型的勘探目的层。古油藏解剖结果表明,山前带二、三叠系油气主力烃源岩为上二叠统,油气成藏分为3个阶段：①晚三叠世-早侏罗世开始变形,形成宽缓背斜,形成古油藏;②中侏罗世-早白垩世进一步变形,圈闭构造定型,部分古油藏裂解,形成油气藏;③古近纪喜山运动对先期构造进行了强烈的改造,造成古油气藏的调整与破坏。综合评价该区构造变形样式、储层分布和油气显示特征后认为：南大巴山西北部镇巴断裂至铁溪-巫溪隐伏断裂是油气勘探有利区,应以二叠系长兴组和三叠系飞仙关组礁滩相储层勘探为主展开工作;东南部鸡鸣寺断裂至铁溪-巫溪断裂为二、三叠系出露区,应以落实寒武系膏盐岩下伏地层的保存条件为主进行勘探部署。     

江汉盆地白垩系油气成藏条件与勘探策略

通过对白垩系石油地质条件的系统分析和勘探实践的思考,认为白垩系具有多层系烃源岩供给和良好储盖组合的成藏特点,油藏类型以构造和构造-岩性油气藏为主,有利的沉积相带和局部构造控制油气分布,侧向运移聚集成藏为主,具备好的成藏条件,存在有大的勘探潜力,白垩系资源总量2928×104t.并提出了实行规模化勘探策略,动态分析、综合研究,多技术应用,以实现油气突破和新油田发现.     

歧口凹陷斜坡区油气成藏与勘探实践

经过50多年的勘探开发,黄骅坳陷歧口凹陷已经进入高勘探阶段,寻找大规模构造油气藏的难度越来越大,斜坡区地层-岩性油气藏成为勘探的重点。在凹陷整体研究解剖的基础上,探讨了大型缓坡区地质分异特征,提出了缓坡区高、中、低三分性的新认识,高、中、低斜坡生储盖组合配置不同,油气运聚与分布差异明显。高斜坡沟槽控砂,优势运移汇聚相富集;中斜坡坡折控砂,优势构造岩性相富集;低斜坡远扇控砂,优势源储耦合相富集。大型斜坡、砂体、烃源岩的有效配置决定了斜坡区具有形成大面积地层-岩性油气藏的条件。经勘探实践,在歧口凹陷埕北、歧北和板桥三个斜坡区均获重大发现,并实现了规模增储,证实了斜坡区是断陷湖盆内油气预探突破与规模增储的主要方向之一。     

济阳坳陷不整合油气成藏与勘探

基于探井与地震资料分析、典型油藏解剖等,研究了济阳坳陷不整合结构发育特征,探讨了不整合对油气成藏的作用,阐明了不整合圈闭油气成藏规律,建立了不整合圈闭精细描述方法.研究认为,根据风化粘土层、半风化岩石发育状况,济阳坳陷不整合结构可划分为Ⅰ型、Ⅱ型和Ⅲ型3种类型,各种不整合结构在地质和测井上具有一定响应特征.不整合结构发育受控于原岩岩性、间断时间、古地形、顶板岩相等因素,这些因素决定了不整合结构类型的空间展布.济阳坳陷砂泥岩地层的风化差异性,使得不整合以遮挡控制圈闭为主,难以形成连续的横向输导层,不是油气长距离运移主通道,但可在局部地区构成垂向或横向输导方式.不整合油气成藏与分布规律可概括为:正向构造背景控制油气的分布与富集,成藏动力控制圈闭含油性,不整合油气藏主要分布在常压系统.地层夹角、层速度和地震波主频是影响地层超剥点(线)准确识别的主要因素,探索形成了以储层超剥线精细描述、不整合面上下岩性有效识别为关键的不整合圈闭精细描述技术.     

歧口凹陷斜坡区油气成藏与勘探实践

经过50多年的勘探开发,黄骅坳陷歧口凹陷已经进入高勘探阶段,寻找大规模构造油气藏的难度越来越大,斜坡区地层-岩性油气藏成为勘探的重点。在凹陷整体研究解剖的基础上,探讨了大型缓坡区地质分异特征,提出了缓坡区高、中、低三分性的新认识,高、中、低斜坡生储盖组合配置不同,油气运聚与分布差异明显。高斜坡沟槽控砂,优势运移汇聚相富集;中斜坡坡折控砂,优势构造岩性相富集;低斜坡远扇控砂,优势源储耦合相富集。大型斜坡、砂体、烃源岩的有效配置决定了斜坡区具有形成大面积地层-岩性油气藏的条件。经勘探实践,在歧口凹陷埕北、歧北和板桥三个斜坡区均获重大发现,并实现了规模增储,证实了斜坡区是断陷湖盆内油气预探突破与规模增储的主要方向之一。     

塔里木盆地台盆区油气成藏条件与勘探方向

塔里木盆地台盆区含油气层系众多,目前探明储量主要分布于奥陶系、泥盆系和三叠系。台盆区经历了多期构造运动,形成3个大型古隆起。通过塔河、哈德逊及塔中11井油气田(藏)的剖析,烃源岩的分布、生烃史与古隆起、古斜坡之间的匹配关系是控制油气藏形成与分布的主要因素。台盆区油气藏具有多期成藏和调整的特点,海西晚期是现存古生界油藏的主要形成时期,喜山期是早期油藏发生调整、形成次生油气藏的主要时期。区域盖层之下、不整合面上下、断裂带周围油气较为富集。在分析塔河、哈得逊、塔中11油气藏成藏特征及条件的基础上,指出了下古生界碳酸盐岩潜山、泥盆系、石炭系和志留系及三叠系碎屑岩油气藏是下步勘探的主攻方向。     

辽河盆地深层油气成藏条件与勘探前景

针对辽河油田资源接替紧张和油田勘探开发形势不容乐观的局面，通过对辽河盆地深层烃源岩、储层、盖层、圈闭以及运聚条件等成藏要素的综合分析，认为深层油气成藏条件较好。辽河盆地资源潜力分析表明，其深层资源量相当丰富，石油地质储量为10．04×10^8t，天然气储量达3．65×10^11m^3，虽然探明程度较低，但勘探前景好。深层是该区可持续发展的最现实的勘探领域，而岩性油气藏则是深层勘探最有利的目标。     

内幕向斜型潜山确定及油气成藏特征

前人对潜山油气藏做了大量研究,但是对向斜型潜山却很少有报道,对成藏特征分析未见文献报道,笔者在对辽河大民屯凹陷元古宇潜山研究时发现它们都属于内幕向斜型潜山,系统阐述了向斜型潜山的确定依据,并分析了成藏条件,指出了向斜型潜山除具有一般潜山油气藏特征外,还具有独特的成藏特征,即具有多层系含油和翼部成藏的特点,内幕向斜型潜山的提出,丰富了我国潜山成藏理论,扩大了潜山勘探领域.     

四川盆地侏罗系油气成藏条件及勘探潜力

四川盆地侏罗系已发现以盆地中部(简称川中)为主体的多个石油富集构造。对四川盆地侏罗系油气成藏条件进行了分析,认为:①烃源岩条件好,资源量丰富;②储层物性差,但大面积分布,储盖组合优越;③圈闭类型多样。通过开展成藏模式研究,指出了有利勘探区域:①川中平缓构造区油藏分布不受构造控制,高能介屑滩、砂体叠加区及裂缝发育带是石油富集的主控因素,具备大面积低渗透油藏叠加连片分布的特征;②川东褶皱带向斜区侏罗系地层保存完整,成藏条件与川中基本相似,具有良好的勘探潜力;③龙门山、大巴山冲断带前缘可能发现多种类型的油藏或油气藏。建议开展老油田的挖潜工作,同时加大对川中北部及川东向斜区的勘探,寻找原油持续稳产的接替区域。     

基岩油气成藏特征与中国陆上深层基岩油气勘探方向

基于全球基岩油气藏数据库和中国基岩油气藏解剖,深入分析基岩油气成藏特征,探讨深层基岩油气成藏的有利条件和勘探方向。研究表明：全球已发现的基岩油气田主要分布在埋深小于4 500 m的中浅层,层位以太古宇和前寒武系为主,储集层岩性以花岗岩和变质岩为主;规模较大的基岩油气田主要分布在中新生代构造运动活跃的裂谷盆地、弧后盆地和前陆盆地。基岩油气成藏特征主要表现为：(1)以孔隙-裂缝型低孔特低渗储集层为主,非均质性强,强抗压实作用导致储集层物性不受埋深控制,规模成储期为盆地基底风化剥蚀期及后期构造改造期;(2)他源供烃,成藏组合可划分为烃源岩-基岩接触型和烃源岩-基岩分离型两大类;(3)烃源岩异常高压和基岩储集层常压-低压,导致烃源岩与储集层之间存在较大的压力差,有利于深层基岩抽吸成藏。基底构造活动性、成藏组合关系、深大断裂（尤其走滑断裂）发育程度及区域性盖层等是深层基岩选区评价的主要参数;古老克拉通盆地陆内裂谷边缘的前寒武系结晶基底、紧邻生烃凹陷的古生代褶皱基底和中新生代块断基底,均具有较好的成藏条件,是未来深层基岩油气勘探的主要方向。