大庆长垣扶余油层成藏特征及勘探潜力

大庆长垣位于松辽盆地北部中央坳陷区,其资源潜力大,扶余油层是下步重点勘探层位。依据烃源岩、运移通道和圈闭以及相互匹配关系,对扶余油层油藏进行精细评价。研究认为:长垣扶余油层三级构造对油气运聚具有诱导作用,北西向断裂带控制油气富集,河道砂体是油气富集的最有利储层,油气富集受油源、构造、断裂、河道砂体等要素的匹配关系控制;青一段油气通过输导断层下排至扶余油层,在势能和压力差的作用下,通过北西向张性断裂与河道砂体组成的复合输导系统进行侧向运移,并在侧向运移过程中遇到油气圈闭聚集成藏;依据各油气圈闭的富集程度,将长垣扶余油层划分为4类勘探潜力区块。     

大庆长垣中部扶余油层潜力研究

通过对钻遇扶余油层的探资井、加深钻井资料、试油（试采）和地震资料的综合分析,研究了大庆长垣中部扶余油层的地质特征和生产能力,以及有利的分布区域,并对扶余油层潜力进行了综合评价。初步研究了结果表明,大庆长垣中部扶余油层属于低孔、低渗、低丰度、低产能油藏,杏树岗东翼扶余油层发育较差,杏树岗西翼扶余油层具有定潜力,太2－太21区块和高台子油田高11－高12区块勘探开发前景较好。还对如何有效地开发利用好部分资源提供了下工作建议,为进一步勘探和开发扶余油层提供了依据。     

大庆长垣扶余杨大城子油层勘探潜力分析

为寻找更多的后备资源量,在研究了大庆长垣构造演化、沉积特征的基础上,对长垣扶余、杨大城子油层成藏条件进行分析,提出了生油岩、古构造和岩性是控制油气分布的主要因素,认为长垣喇-萨-杏-太构造、高台子构造和葡西南构造的扶杨油层油气主要来自西侧的齐家—古龙凹陷,太南、葡萄花和敖包塔构造的扶杨油层油气来自西侧的齐家—古龙凹陷及三肇凹陷两个方向。杏树岗至葡北是近期提交储量的优选区,预计可提交预测储量约1.3×10~8t,长垣北部喇嘛甸、萨尔图地区西侧是进一步勘探的有利区。     

大庆长垣以东地区扶余油层油气运移及富集特征

为了系统查明大庆长垣以东地区扶余油层油气运聚过程和富集特征,详细研究其油气运移条件,并通过油田开发动态数据验证,总结油气富集的主要特征。大庆长垣以东地区具有垂向-侧向双重油气运移方式,垂向运移主要发生在上覆烃源岩垂向排烃范围内,油气在超压作用下,沿开启的T2油源断层“倒灌”进入下伏扶余油层;侧向运移主要有3种类型：源内沿砂体向油源断层上升盘短距离侧向运移;近源沿构造轴向向继承性局部隆起带短距离侧向运移;远源沿砂体沟通的Ⅱ类断裂密集带向朝阳沟阶地长距离侧向运移。油源断层发育部位和烃源岩垂向排烃范围附近、构造轴向与断层走向近一致的鼻状构造为富油区带;因特征不同,断裂密集带在三肇凹陷不是主要富油部位,而在朝阳沟阶地为有利储油构造。图8表3参21     

大庆长垣扶余油层油气优势运移通道

大庆长垣扶余油层属于上源下储的"倒灌式"低渗透油藏。为了搞清油藏的油气输导体系和优势运移通道,通过油气成藏关键期的流体压力、断层输导性、构造诱导性及砂体连通性等因素分析,划分出油气运聚单元;通过排烃断层、砂体类型、构造诱导作用和过剩流体压力等因素分析,确定出优势运移通道。研究认为:油气运移通道的主控因素是流体压力驱动能力、砂体连通性和断层输导性;优势运移通道分为断层输导型、构造诱导型和流体驱动型;断层输导型优势运移通道发育于长垣西侧、杏树岗地区,主要由北西向断层与北北西向河道砂体构成,有利于油气的大量运移;构造诱导型优势运移通道发育于长垣西侧、高台子、葡萄花地区,主要由近东西向河道砂体构成,有较高的构造起伏,对古龙凹陷、三肇凹陷生成的烃类具有诱导作用;流体驱动型发育于长垣南部的扶余油层,主要由近东西向河道砂体构成,存在较大的流体过剩压力,对油气运移具驱动能力。     

大庆油田扶余油层成藏影响因素及模式

扶余油层为大庆油田的主力产层之一,油气成藏的影响因素较多。本文以松辽盆地M地区为例,通过开展油气藏解剖,明确了研究区以断块油气藏和断层岩性油气藏为主,油源、油气运移通道以及有利圈闭是油气成藏的主要影响因素,最终建立了研究区源外和源内两种油气成藏模式。     

大庆长垣扶余致密油水平井测井解释

对大庆长垣扶余致密油藏水平井、导眼井或邻井测井和取心资料分析,搞清了水平井与直井的测井响应特征和差异,建立了井眼轨迹与地层几何关系确定方法和步骤。在"七性"参数评价成果基础上,总结了水平井甜点段、射孔位置划分原则和方法。通过对扶余油层已试20口水平井产能影响因素分析,优选水平段长度、有效孔隙度、含油饱和度、脆性指数和砂体厚度等参数,采用类比法建立了水平井产能预测模型。研究成果对水平井射孔位置、压裂段确定等工程设计提供了重要依据,对大庆长垣扶余致密油增储上产具有重要意义。     

松辽盆地北部扶余油层致密油特征及勘探对策

扶余油层是松辽盆地北部油气勘探主力层系,是一套以青山口组一段为源岩和以泉头组三段、四段河流一三角洲相致密砂体为储层的上生下储型成藏组合。扶余油层的致密油具有源岩条件好、储集体类型多样、源储匹配关系好的特点,但单一砂体规模小、连续性差、储层物性差、孔喉结构复杂。油气沿广泛分布的通源断裂下排,匹配的断砂疏导体系决定了油气平面及纵向分布。松辽盆地北部中央坳陷区内砂岩厚度大,砂地比适中,易于形成致密油气藏,整体呈现大面积连片含油特征。采用孔隙度与渗透率交会法、含油产状统计法综合确定了扶余油层致密油储层的物性下限及分类标准,进一步明确了致密油的分布规律及勘探对策。     

大庆长垣X71区块扶余油层现今地应力研究及应用

为了研究X71区块扶余油层现今地应力与人工裂缝的关系,指导注采井网部署,利用波速各向异性法和无源微地震法确定现今地应力方向,并通过声发射法和水力压裂法测量井点现今地应力。建立有限元模型,对X71区块扶余油层现今地应力场进行数值模拟。研究结果表明:扶余油层最大水平主应力为NEE—SWW方向,最小水平主应力为NNW—SSE方向,断层位置为应力低值区,构造低部位为应力高值区;人工裂缝沿最大水平主应力方向延伸,因此按最大水平主应力方向进行注采井网布置比较合理。     

大庆长垣中部扶余油层构造变形特征及其对油气成藏的意义

通过对大庆长垣中部杏树岗、高台子和太平屯构造扶余油层的地震资料解释和断裂分析,编制了研究区扶余油层不同时期的构造图。从扶余油层构造变形特征的研究发现,青山口组沉积前,扶余油层底面表现为两隆夹一凹的构造格局,而明水组沉积末期反转变形后则转变为两凹夹一隆的构造格局,这说明明水组反转变形前的构造格局也决定了嫩江组末期所形成的扶余油气藏的分布。     

大庆长垣泉三、四段扶余油层储层特征与主控因素分析

运用沉积学和高分辨率层序地层学理论,在岩心、测井、薄片、扫描电镜观察的基础上,对大庆长垣泉三、四段扶余油层储层特征进行研究。研究结果认为,该区发育下游曲流河、网状河和浅水三角洲3种沉积相,岩性为岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩;物性特点为低孔、超低渗透。影响储集性能的因素主要表现为2方面:平面上主要受沉积相带的控制;纵向上主要受成岩作用的影响,"底钙"降低了河道砂岩的储集性能,而溶蚀孔隙的出现在一定程度上改善了储集性能。该研究成果对今后扶余油层的进一步勘探有重要的指导意义。     

扶余油层成藏类型及控制因素研究

以松辽盆地A区扶余油层为例,以成藏动力学原理、高分辨率层序地层学作为理论指导,分析油气富集条件,对该区油气成藏类型及控制因素进行研究。研究表明,扶余油层具有多期次动态运移及差异聚集的成藏特征,油气富集主要受砂体、构造、油源及断裂带的控制,主要形成了四种类型的油藏。     

大庆长垣以东地区深层天然气输导特征及成藏

大庆长垣以东地区深层天然气输导通道主要由断裂、不整合面和砂体构成。该区砂体横向分布不稳定，物性差，不是天然气侧向长距离运移的输导通道，但可以起到衔接输导作用。输导通道时该区天然气成藏与分布起到了重要控制作用，主要表现在断裂将天然气输导致上覆不同储集层中聚集成藏。不整合面和砂体将天然气输导到四周古隆起上聚集成藏。沿断裂输导的天然气形成以断层为主的构造气藏。沿不整合面和砂体输导的天然气形成以地层及岩性为主的气藏。沿断裂输导运移聚集的天然气在剖面上呈串多层分布，沿不整合面和砂体输导运移聚集的天然气在平面上呈环状分布。     

大庆长垣扶余油层砂岩中方解石胶结物的碳、氧同位素特征及其成因

方解石是大庆长垣深层砂岩中广泛分布的一种胶结物,同时方解石胶结作用是大庆长垣扶余油层致密储层的控制因素之一。以方解石胶结物为研究对象,运用薄片鉴定,扫描电镜观察、X-射线衍射分析、包裹体测试和碳、氧同位素分析,查明方解石碳、氧同位素组成及其成因。研究结果表明,储层砂岩类型为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩,粘土以I/S(伊/蒙混层)+I(伊利石)+K(高岭石)组合为代表。方解石的碳同位素(δ13C,PDB)分布范围是-20.3‰~-3.2‰,氧同位素(δ18O,PDB)的分布范围是-25.3‰~-20.3‰,平均值为-22.67‰。碳、氧同位素分析数据的计算表明,碳酸盐的相对古盐度值(Z)介于73.92~109.89,表明其形成时的古流体均为矿化度较高的淡水;方解石的形成温度为80~100℃。方解石胶结物的同位素显示,其形成与有机酸脱羧作用有关,暗示其"碳"来源为有机碳。     

大庆长垣萨尔图地区扶余油层低孔渗储层地震叠前描述

大庆长垣薄互储层预测是制约增储上产的主要瓶颈,主要面临单层薄、物性差、油藏规律不清、有效储层预测精度低等难题。围绕地震保幅处理、提高分辨率和有效的叠前预测几个方面展开研究,取得了一系列技术成果。在保幅处理方面,探讨出炮检域两步法反褶积、各向异性叠前时间偏移、道集规则化处理等配套技术。在提高分辨率方面,通过去T2屏蔽、道集提高分辨率、中远道子波拉伸校正、有效炮检距优选等手段,有效拓展频带,压制薄互层干涉作用。在叠前储层预测方面,通过AVO定性描述储层、孔隙度定量预测、叠前弹性反演等技术,描述出有效储层,在萨尔图地区,有效储层预测吻合率达78.5%以上。     

大庆长垣萨尔图地区扶余油层低孔渗储层地震叠前描述

大庆长垣薄互储层预测是制约增储上产的主要瓶颈,主要面临单层薄、物性差、油藏规律不清、有效储层预测精度低等难题。围绕地震保幅处理、提高分辨率和有效的叠前预测几个方面展开研究,取得了一系列技术成果。在保幅处理方面,探讨出炮检域两步法反褶积、各向异性叠前时间偏移、道集规则化处理等配套技术。在提高分辨率方面,通过去T2屏蔽、道集提高分辨率、中远道子波拉伸校正、有效炮检距优选等手段,有效拓展频带,压制薄互层干涉作用。在叠前储层预测方面,通过AVO定性描述储层、孔隙度定量预测、叠前弹性反演等技术,描述出有效储层,在萨尔图地区,有效储层预测吻合率达78.5%以上。     

大庆扶余油层超前注水技术指标界限

应用油藏工程与数值模拟相结合的方法,设计了扶余油层超前注水方案。地层压力保持水平、累计注水量、超前注水强度、超前注水时机的研究表明:超前注水能够建立有效的压力驱替系统,提高地层压力,减小应力敏感损害,改善油田开发效果;扶余油层合理的压力保持水平为120%、超前注水时间约7个月。研究成果为低渗透油田开发提供了技术支持。     

松辽盆地深盆油成藏门限及勘探潜力

为了深化对深盆油藏成藏机制和油气分布规律的认识,在实验室内进行不同粒级砂柱水封油物理模拟实验,并从理论上分析水封油机理和深盆油成藏门限。研究表明,实验室条件下可以形成稳定的深盆油现象,深盆油成藏门限主要取决于储油砂层的孔喉半径以及该条件下的油水界面张力和地层倾角。对松辽盆地扶杨油层深盆油藏的成藏门限及主控因素进行了研究,建立了深盆油藏边界预测模型：孔隙度不大于11％,渗透率不大于1×10－3 μm2,最大孔喉半径不大于6.2 μm,埋深为1 800～2 100 m,位于向斜或斜坡低部位,青一段优质烃源岩发育且具明显超压异常。依此确定了松辽盆地深盆油发育的3个有利“甜点”区：两井南“甜点”区、海坨子东“甜点”区和乾安西“甜点”区,3个“甜点”区预测深盆油潜力共计3.17×108 t,松辽盆地探明深盆油总资源量达15.75×108 t,勘探前景较好。图11参17     

长垣南部扶余油层未动用储量储层评价及优选

长垣南部油田下部扶余油层的开发尚处于试验阶段。针对未动用储量区块的实际情况,以储层的分类评价及预测为基础,以经济评价等技术为手段,以试验区各项实际数据为参考,通过多项技术联合应用,开展石油富集区块潜力优选和储量经济有效动用研究,确定了主力油层砂体发育规模、注水开发合理井网形式、有效开发方式及有利含油富集区块。