低渗透致密砂岩流体包裹体特征及油气充注期次——以姬塬油田延长组为例

延长组是鄂尔多斯盆地姬塬地区主要含油层系,通过系统分析该地区长6,长4+5,长3,长2油层组砂岩储层中流体包裹体成分、形态、空间分布、均一温度等特征,结合盆地埋藏史、生烃史和古地温演化,厘定了延长组油气充注成藏时间。研究表明延长组长6,长4+5,长3,长2油层组储层存在2种流体包裹体:第一种流体包裹体单个尺寸小,丰度低,普遍发育于石英和方解石等矿物晶体次生加大边内缘,均一温度在63~87℃间,平均80℃;第二种流体包裹体单个尺寸较大,丰度高,发育于石英和裂缝充填方解石晶体次生加大外缘,均一温度在115~150℃间,平均127℃。综合分析认为姬塬地区延长组在早白垩世早期(145 Ma±)发生第一次油气运移充注,但该次充注范围小,成藏效果有限,到早白垩世晚期(110 Ma±)长7烃源岩达到生烃高峰期,开始大范围排烃成藏,该时期是延长组主要成藏期。     

特低渗-致密砂岩储层成藏模拟试验与成藏机理

对采自鄂尔多斯盆地延长组的8块渗透率为（0.050-2.812）×10-3 μm2的特低渗—致密砂岩岩芯样品进行石油驱替成藏模拟试验。试验采用驱动压力分段逐级提升式连续油相充注。结果表明：特低渗—致密砂岩储层石油运移、聚集、成藏机理与常规储层明显不同。随着石油不断注入和驱动压力的不断增高,岩芯中孔隙水逐渐排出,含油饱和度随之增高,并且增高趋势呈现先快后慢的指数式特征;样品最终含油饱和度与渗透率相关关系不显著,与孔隙度呈正相关;特低渗—致密储层具有原油活塞式驱替运移的成藏机理,成藏效率高,石油成藏富集受到油源规模、驱动压力、成藏流体性质等因素的影响;优质烃源岩是特低渗—致密储层石油富集的主控因素。     

伊通盆地西北缘深层储层动态评价

在目前常规储层评价以静态评价为主,并未考虑储层演化和成藏条件且不能很好地解释储层的含油气性的情况下,提出利用"储层临界物性"的概念动态评价储层。采用孔隙度剖面回推法、孔隙度演化数学模型和砂岩烃类充注临界物性实验3种方法确定储层临界孔隙度。研究结果表明:伊通盆地西北缘岔路河断陷双二段储层临界孔隙度为11%,砂岩烃类充注临界物性实验也证实伊通盆地西北缘双二段储层石油充注确实存在一个物性下限。储层临界孔隙度可以作为无效储层和有效储层的划分标准,低于储层临界孔隙度的储层为无效储层,有效储层油气充注受物性和充注动力耦合控制。砂岩临界成藏解释图版反映了储层物性与临界注入压力耦合控藏,可定量解释伊通盆地西北缘双二段储层的含油气性。     

致密砂岩储层成岩史与成藏史耦合关系研究——以南堡凹陷滩海地区沙一段为例

为厘清渤海湾盆地南堡凹陷滩海地区沙一段致密砂岩储层成岩史与成藏史耦合关系,采用薄片、扫描电镜、流体包裹体等测试手段,在致密砂岩储层成岩作用特征分析的基础上,研究了致密砂岩储层的孔隙演化史和油气充注史,认为成岩史与成藏史之间的耦合关系控制了致密砂岩储层的油气成藏.研究结果表明:储层主要经历了压实、胶结、溶蚀等成岩作用,其中压实作用是造成储层物性变差的最主要因素,而胶结作用则是导致储层致密化的根本因素,储层致密化时间约在距今9.7 Ma;储层经历了馆陶组晚期—明化镇组早期(距今15 Ma至12Ma)和明化镇组中晚期(距今7 Ma至2Ma)两期油气充注.因此,南堡凹陷滩海地区沙一段致密砂岩储层成岩史与成藏史之间存在"先成藏后致密型"和"先致密后成藏型"2种耦合关系,分别对应2种致密油成藏模式,后者可作为今后勘探的重点目标区域.     

华庆地区长8原油含氮化合物及运移研究

为了认识华庆地区长8油层组原油成藏过程,首次应用含氮化合物组成,结合该油层组剩余压力和流体包裹体特征,研究了原油充注点和运移方向、原油充注的动力特征、期次和时间,认为华庆地区长8油层组原油中咔唑类化合物的运移分馏效应显著,储层包裹体均一温度分布特征反映原油经历了3次运移期和充注期.研究结果表明:在横向上,原油样品中咔唑类化合物的绝对含量由南向北和由东向西减小,而咔唑类化合物异构体比值则由南向北和由东向西增加,反映了长8原油具有2个充注点和运移方向,即从研究区南部和东部充注,向北部和西部方向运移;在纵向上,从长7至长8、长10油层组,咔唑类化合物的绝对含量逐渐减小,而咔唑类化合物异构体比值则逐渐增大,反映了原油由上向下运移,即从长7油层组向长8运移.华庆地区长8原油这种充注点和运移方向与长7油层组和长8油层组之间的剩余压力差以及长8油层组剩余压力分布特征相一致.储层包裹体均一温度分布表现为3个显著的主峰温度,即80℃,100℃和120~130℃.根据盆地埋藏史和热史,推测原油注入长8储集层的地质时间为侏罗世末期-早白垩世晚期.     

准东火北地区致密储层特征及重质油成因

为了分析重质油在低渗透砂岩中的成藏特征,通过对储层岩石学、储层物性、储层孔隙类型和原油碳同位素、饱和烃色质等方面的分析,对准东火北地区平地泉组储层特征和原油成因进行了研究.认为对致密储层而言,储层物性对原油成藏具有重要的控制作用,孔渗较好的储层利于孔隙中流体的交换,源岩低成熟产物成藏后,后期成熟度较高的原油还可成藏,导致物性差的储层中原油成熟度低,物性较好的储层中原油成熟度较高.研究结果表明:该区岩石类型主要为云质极细粒砂岩,储层孔隙不发育,孔隙度主体小于5%,渗透率普遍小于0.1 mD,孔喉半径为0.037~0.148μm,属于纳米孔范畴.该区原油姥植比为1.34~1.36,碳同位素为-30.21‰~-30.01‰,饱和烃色谱存在奇偶优势,甾烷成熟度参数C_(29)ββ/(αα+ββ)为0.24~0.27,属于本身二叠系平地泉组低演化阶段的产物.原油以近源成藏为主,储层致密导致原油侧向运移困难,凹陷深部二叠系平地泉组成熟原油未能进入火北地区成藏.对低渗透砂岩储层油气勘探,应重视低成熟烃源岩分布区.     

鄂尔多斯盆地中部延长组下组合流体包裹体特征和油气充注期次

通过对储层成岩作用、流体包裹体岩相学和孔隙沥青特征的分析,在烃包裹体期次划分的基础上,结合流体包裹体均一温度特征、烃源岩热演化史、地层埋藏史和储层成岩史,确定了鄂尔多斯盆地中部延长组下组合油气充注期次。结果表明:鄂尔多斯盆地中部延长组长8段和长9段致密储层主要发育压实、胶结、交代和溶解4种成岩作用,自生矿物主要为绿泥石、石英胶结物、长石胶结物和方解石胶结物。根据包裹体宿主矿物形成序列,识别出3期烃包裹体。第一期烃包裹体分布在石英愈合缝、石英次生加大边和充填孔隙的石英胶结物中,少数低成熟的黄色荧光烃包裹体及黑色荧光沥青包裹体代表了烃源岩进入生烃门限后排出的少量烃类充注,多数成熟度较高的蓝色、蓝白色荧光烃包裹体代表了生烃高峰期大量烃类充注; 第二期烃包裹体分布在长石胶结物中,数量较少,显示蓝色和蓝白色荧光,在溶蚀孔隙周围或沿解理分布,呈短柱状,边界平直; 第三期烃包裹体分布在方解石胶结物中,呈孤立或零星分布,形状近六边形; 后两期烃包裹体均是在烃类充注结束后捕获孔隙中烃类形成的。研究区延长组长8段和长9段经历了晚侏罗世末期至早白垩世末期的一期烃类持续充注。     

源下致密砂岩油成藏特征、控制因素和运聚模式——以松辽盆地大安地区白垩系泉头组扶余油层为例

为了加深对致密砂岩油的成藏特征及其控制因素的认识,以松辽盆地大安地区白垩系泉头组扶余油层为例,通过物性测试、薄片显微观察、包裹体均一温度测定和地层水矿化度分析等手段,总结了致密砂岩储集层特征、源储组合方式、石油成藏时间、油水分异程度、石油富集特征等成藏特征,分析了源储组合方式、剩余压差、致密砂岩储集层的分布及其内部非均质性对致密砂岩油形成的控制作用,认为不同类型源储组合条件下石油发生差异性运聚,控制了致密砂岩油的分布特征和富集程度.研究结果表明:扶余油层致密砂岩储集层呈"平面多支、垂向多层"的分布特征;扶余油层上部与上覆青山口组烃源岩直接接触,形成了紧邻型源储组合,扶余油层中下部与青山口组烃源岩不能直接接触,形成了分离型源储组合;砂岩储集层致密化时间为姚家组沉积时期,早于石油充注时间,属于"先致密后成藏型"致密砂岩油藏;石油二次运移距离较短,油水分异程度差,整体呈准连续型分布,但富集程度差异大.源储组合方式、剩余压差、致密砂岩储集层分布及其内部非均质性是源下致密砂岩油的成藏特征的主要控制因素.综合分析认为,源储紧邻型致密砂岩油以短距离"面式运移"方式,通过源储界面附近的微裂缝和储集层中的孔隙直接向储集层中幕式充注,在致密砂岩储集层中运移距离可达40～300 m,受微裂缝发育特征和储集层非均质性影响,石油在储集层中发生差异性运聚,富集于优势运移通道附近;源储分离型致密砂岩油呈"点或线状横向推进式运移"方式在致密砂岩储集层中运移,横向运移距离可达30～850 m,储集层内部"甜点"为主要通道和富集部位.     

渝东南地区五峰组—龙马溪组页岩气储层流体地球化学特征——以酉参2井为例

渝东南地区五峰组—龙马溪组页岩气储层中发育粉砂岩夹层和裂缝脉体。以酉参2井五峰组—龙马溪组页岩有机地球化学特征分析以及粉砂岩夹层和裂缝脉体的显微岩相学、流体包裹体特征分析为基础,结合恢复的酉参2井埋藏生烃史,深入探讨了研究区页岩气的形成与成藏特征。五峰组—龙马溪组页岩的粉砂岩夹层中记录了两期油气充注过程:第一期油气充注时间为早三叠世,页岩为低成熟—成熟阶段,油气的成熟度较低,为粉砂岩夹层石英颗粒中的重质油包裹体以及粉砂岩夹层粒间孔隙中的褐色、深褐色沥青; 第二期油气充注时间为早侏罗世,页岩处在成熟阶段,主要为沿切穿石英颗粒微裂缝成带状分布的气烃包裹体以及石英颗粒中充注的轻质油。五峰组—龙马溪组裂缝脉体中捕获大量纯气包裹体,主要成分为CH₄,来源于五峰组—龙马溪组的页岩气,被捕获时间主要为白垩纪。渝东南局部地区五峰组—龙马溪组页岩虽具有良好的生烃条件与保存条件,但在页岩气勘探过程中,需在考虑区域地质构造的基础上讨论页岩气成藏与保存的有效性。     

基于测录井资料的致密油藏流体识别方法研究

苏北盆地中部致密砂岩储层属于典型的非常规致密油气藏。相比常规油藏类型特征,致密砂岩油藏储层物性差、孔隙结构复杂、常规测井曲线识别流体特征不明显。为了解决流体识别难题,本文基于测录井资料对致密油藏的流体识别方法进行综合研究。研究结果表明：录井资料能够提供反映地层真实流体特征的气测、地化及定量荧光等信息,是致密砂岩储层流体识别评价的直接手段;引入对流体敏感的录井参数,优选能反映储层含油性的录井参数,如总烃含量、烃类灌满系数、全烃相对幅度、油性指数及含油浓度等,结合测井资料对流体性质识别,能更为准确地提高解释符合率;通过对苏北盆地QX3井进行实际处理解释,结合测试结论来证明基于测井资料下的能量系数图版法和地化录井识别方法对致密储层流体识别是有效可行的。     

鄂尔多斯盆地华池地区X96井长7烃源岩地球化学特征及其对致密油成藏的意义

为深化致密油成藏机理,优选湖盆中部华池地区X96井展开全取芯的有机碳、热解、饱和烃色谱色质、干酪根镜检等分析及排烃、成藏等综合地质研究。重点利用这些分析测试资料对X96井长7烃源岩地球化学特征展开详细评价并探讨优质烃源岩在致密油成藏中的作用。X96井长7烃源岩包括油页岩、泥岩与粉砂质泥岩等3种类型,其中油页岩的有机质丰度高(平均15.8%),有机质组分以无定形体为主,有机质类型好(Ⅰ型为主),并处于生油高峰阶段,属于优质烃源岩。优质烃源岩生烃量大,强大的体积膨胀作用为其提供了充足的排烃动力,排烃作用较强,造成油页岩相对较低的残留沥青“A”转化率、饱和烃/芳烃值与产率指数,排烃效率超过70%。区域上,油页岩稳定分布于长7底部,上覆大范围致密砂岩,源储直接接触。此类广覆式展布的优质烃源岩大范围、高强度的排烃作用为致密油成藏提供了物质基础与动力来源,对近源致密油的成藏意义重大。     

致密储层源储结构对储层含油性的控制作用——以鄂尔多斯盆地合水地区长6~长8段为例

鄂尔多斯盆地长6～长8段致密油是中国典型的致密油分布区。源储紧密接触是致密油的典型特征与成藏条件。致密油层非均质性强,石油运移多以垂向短距离为主。已有研究表明,储层非均质性是影响鄂尔多斯盆地合水地区剩余油分布的重要因素,但是目前对合水地区储层含油性影响因素的研究很少。通过分析合水地区长6～长8段源储结构及其与含油性的关系,研究其对储层含油性的控制作用。结果表明:合水地区长6～长8段源储结构复杂,长7段为源储一体型岩性组合,可细分为源夹储型、源储互层型与储夹源型3种类型,长6与长8段为研究区主要储层,与烃源岩形成邻源型岩性组合,细分为源储接触型、源储过渡型与源储间隔型3种类型; 长7段源夹储型岩性组合的含油性最好,长6与长8段源储接触型岩性组合的含油性最好,最有利于致密油聚集; 长6～长8段形成干酪根网络→孔隙+微裂缝型、干酪根网络+构造裂缝→孔隙+微裂缝型两种石油运移通道组合,为致密油充注提供有利的通道网络。     

鄂尔多斯盆地姬塬油田延长组原油性质与来源分析

通过原油与油田水物理性质、原油与烃源岩族组成、饱和烃气相色谱以及萜烷与甾烷等生物标志化合物特征的多项地球化学指标对比,表明鄂尔多斯盆地姬塬油田延长组长8、长6、长4+5等油层组原油性质较为复杂,其成熟度、母源氧化-还原环境及母质类型等方面存在显著差异。烃源岩评价也显示长9、长8、长7、长6、长4+5段的暗色泥岩有机质质量和类型有所差别,但均具备生排烃能力。油源对比结果进一步证明:成藏过程存在多套油源混源供油的成藏效应,其中长8油层组原油主要来源于长7—长8段烃源岩;长6油层组原油主要来源于长7—长6段烃源岩;长4+5油层组原油存在长7、长6及长4+5段多源烃源岩的贡献。     

致密油成藏主控因素对比及意义——以鄂尔多斯盆地长7段与松辽盆地扶余油层为例

致密油属于非常规油气领域,致密油的勘探开发是油田增储上产的关键因素。以鄂尔多斯盆地长7段致密油和松辽盆地扶余油层为代表的致密油研究取得了一系列的成果。从地质背景、烃源岩特征、储集空间、成藏动力等方面,将鄂尔多斯盆地长7段与松辽盆地扶余油层致密油的成藏机理和富集规律进行系统对比。结果显示,两者在烃源岩条件、储集空间、成藏动力等方面具有很大的相似性,但在成藏模式上存在一定差异：长7段烃源岩与储层是互层共生关系,属于源内成藏;而扶余油层的烃源岩位于储层之上,属于典型的上生下储,源下聚集。两者都具备致密油成藏的地质条件,可以形成具有工业价值的致密油藏,是我国非常规油气勘探领域的有利区带。     

鄂尔多斯盆地中生界湖相油型油的精细划分与油源对比

含油盆地同一类型原油的精细划分与油源对比是有机地球化学研究的重要课题。大量样品的GC-MS分析资料显示,与鄂尔多斯盆地中生界延长组湖相烃源岩的17α(H)-C₃₀重排藿烷(C_{^* 30})相对丰度的变化特征相耦合,原油的C* ₃₀相对丰度也表现出了较为明显的差异性与规律性,并且C* 30相对丰度的变化与重排甾烷。C₂₉Ts、Ts等具有良好的关联性。因而,以C* 30相对丰度为主要依据,进行C* ₃₀/C₂₉降藿烷值-C* ₃₀/C₃₀藿烷值、C₂₉Ts/C₂₉降藿烷值C* ₃₀/C₃₀藿烷值等图解分析,可将中生界湖相油型油细分为异常高的C* ₃₀相对丰度、较高—高的C* ₃₀相对丰度和低C* ₃₀相对丰度等3类。在此基础上,开展油岩的甾烷、萜烷生物标志物的分布特征及相关参数、单体烃碳同位素组成等的对比,进一步结合烃源岩的发育特征、成藏组合特征等进行综合分析。结果表明:长7优质烃源岩(油页岩)是盆地中生界的主力烃源岩,长7、长9黑色泥岩是次要烃源岩,长6、长8暗色泥岩对油源的贡献有限。中生界油源供给呈“一源主导、多源参与”的特征。这一认识对于盆地中生界资源评价与进一步勘探具有指导意义。     

大面积连续分布是页岩层系油气的标志特征——以鄂尔多斯盆地为例

非常规页岩层系油气资源大面积连续分布,是未来全球油气供应的重要接替领域。提出了页岩层系油气的地质内涵,即烃源层系生成、滞留或就近聚集在生烃层系内部或紧邻生烃层系的致密储集层中,利用新技术可实现工业开采的连续分布油气资源,包括源储一体型和源储紧邻型两种资源类型。鄂尔多斯盆地是致密油气、页岩油气等非常规页岩层系油气资源的有利发育区,中生界三叠系延长组、上古生界石炭系—二叠系源储接触面积大,页岩油气、致密油气主要在源内或近源大面积连续分布,具有“普遍含油气、储层致密、低压、低丰度”的典型地质特征,具有稳定平缓的构造面貌、较高成熟源岩广布式生排烃和大面积致密储层叠置分布的有利成藏地质背景,致密油气“甜点区(段)”主要受生烃中心和厚层砂岩分布共同控制,页岩油气“甜点区(段)”主要受富有机质页岩规模、热演化程度、天然裂缝等共同控制。随着页岩层系油气的深入勘探开发,以大面积连续分布为标志特征的页岩层系油气地质理论将深入发展,成为石油天然气地质学的下一次大飞跃。     

鄂尔多斯盆地吴堡地区长6段浊积特征及其石油地质意义

在介绍鄂尔多斯盆地吴堡地区延长组长6段沉积特征的基础上,探讨了该储层物性特征、浊积岩特征、浊积岩分布规律及其对油藏的影响,明确了浊流沉积的石油地质意义。结果表明:鄂尔多斯盆地吴堡地区长6段以发育长石砂岩为主,填隙物成分有方解石、绿泥石、白云母以及少量的石英加大、长石加大等,砂岩储集层孔隙结构具有很强的非均质性; 吴堡地区长6期湖盆沉降趋于稳定,是三角洲的高建设时期; 多水系、多物源的三角洲前缘沉积为深湖浊积扇沉积提供了充足的物质基础; 在吴堡地区东北部三角洲前缘水下分流河道前端发育深湖浊积扇沉积,可区分出中心微相和边缘微相两个沉积微相带,其中浊积扇中心微相以细砂岩、粉砂岩与暗色泥岩呈砂泥互层; 从平面上看,浊积岩砂体非均质性在侧向上逐渐变弱,砂体底部发育厚度较大、成熟度较高的暗色湖相沉积的烃源岩,深湖相的暗色泥岩含有丰富的烃源岩,而浊积岩砂体是由深湖相的暗色泥岩构成,孔渗物性好的区域易于形成良好的上倾尖灭的透镜状岩性油藏。     

鄂尔多斯盆地直罗油田长6油层组成岩作用及孔隙演化研究

位于鄂尔多斯盆地的直罗油田三叠系延长组长6油层组为近年来新开发的一个主力油气产层。岩石学和成岩作用特征研究表明,直罗油田长6油层组以细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩为主,砂岩经历了机械压实作用、胶结作用、交代作用和溶蚀作用等成岩作用,成岩作用处于晚成岩阶段A期。成岩作用控制了储层砂岩孔隙发育特征,其中压实作用与胶结作用是导致储层超低渗的主导因素,而次生溶蚀孔隙的形成对储层砂岩物性具有一定改造作用,并控制了该区长6油层组相对高孔高渗储层的展布特征。