松辽盆地齐家凹陷北部地区油源分析

通过对原油物性、族组成、色谱和色质特征分析,得出松辽盆地齐家凹陷北部的原油为同源成熟油。选取本区及邻近黑鱼泡和乌裕尔凹陷不同层系泥岩进行色谱、色质特征分析,进行油源对比,得到本区原油可能来自齐家凹陷青山口组泥岩。     

松辽盆地大庆长垣形成机制的讨论

本探讨了大庆长垣的形成机制，认为：大庆长垣主体是典型的正向反转构造，反转期的分界面是泉头组与青山口组分界面，松辽盆地内部地体的活动是挤压力源的重要组成部分。     

大庆长垣扶杨油层试油产能预测方法

大庆长垣扶余、杨大城子油层在高台子、杏树岗、太东及葡萄花地区的局部井区提交了石油探明和控制储量约1×108 t,但总体认识和勘探程度仍然较低.该区现有探井253口,通过增产改造,有52口井获工业油流.由于受增产改造、试油工艺及施工条件的影响,还有201口井未试油或已试油未获工业油流.建立一套试油产能预测方法,针对目前还未达到工业油流的井进行试油产油能力的预测,提出有潜力井的增产和试油建议使其达到工业油流,对合理圈定含油面积及探井部署都有非常重要的意义.根据试油产能流体的弹性能流动特点,建立了适合该区的水力压裂后试油产能预测方法--比尔-麦圭尔法,并对老井进行复查,认为杏树岗-高台子地区有5口井重新试油可望达到工业油流.     

松辽盆地北部大庆长垣浅层气成藏特征分析

近年来,松辽盆地在大庆长垣黑帝庙油层取得了浅层气勘探的新突破,发现了一系列新的气藏。为了认清该区浅层气成藏特征,通过开展精细地质研究并结合组分同位素分析、浅层气成因类型划分图版研究,分析了大庆长垣浅层气藏形成条件、划分了气藏成藏组合、分析了浅层气的成因类型与气藏类型,总结了气藏主控因素。结果表明,大庆长垣浅层气具有较好的形成条件,其环境条件、物质条件均较好;该区浅层气发育有下部、中部和上部3套含气组合,下部含气组合分布在嫩江组二段,为大庆长垣北部主要含气层;中部含气组合分布在嫩江组三段,为大庆长垣南部主要含气层;上部含气组合分布在嫩江组四段,含气程度一般。大庆长垣各地区浅层气成因不同,杏树岗地区与喇嘛甸地区为典型的原油伴生气,来自下伏油藏;葡南地区主要为原油菌解气,重烃组分混入油型气;敖南地区为原油菌解气与油型气的混合气。大庆长垣浅层气气藏类型主要为构造气藏,浅层气成藏主要受原油及气源岩、构造与储层和断裂控制。      

松辽盆地齐家地区高台子油层致密油分布及地质特征

近年来,在松辽盆地齐家地区高三油层组、高四油层组发现了资源潜力较大的致密油。为了弄清这些致密油的分布规律及地质特征,通过应用各类地质、地球化学、试油、钻井、录井及分析测试数据,结合沉积学研究与数值模拟技术对致密油分布与地质特征进行了系统研究,结果表明致密油在平面上主要分布在齐家凹陷的中心与凹陷周边的斜坡、阶地部位,纵向上,主要分布在高三油层组、高四油层组。研究区发育青山口组一段、青山口二段+三段、嫩江组一段3套优质烃源岩,为致密油的形成提供了良好的物质基础。致密油储层沉积环境为三角洲相,致密油砂体类型有分流河道、河口坝、席状砂与浅湖砂坝,砂体在平面上分布稳定、范围广,砂体厚度较大,连续性好|致密油储层岩性主要为细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩,部分储层砂岩中含有碳酸盐与泥质胶结物成分,储层物性较差,高三油层组、高四油层组平均孔隙度为8.5%,平均空气渗透率为0.4×10^-3μm²;储层含油性表明研究区细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩含油明显,泥岩基本见不到含油特征,泥岩中的粉砂质条带具有含油现象。储层储集空间以原生粒间孔及次生溶蚀孔隙为主,局部裂缝较发育,孔隙结构主要有粒间孔、粒间溶孔、微裂缝|三角洲前缘相储集岩体直接与烃源岩接触或者呈指状尖灭于湖相烃源岩之中或者与烃源岩互层,源、储配置关系好。这些认识对研究区的致密油勘探具有一定的指导作用。     

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。     

松辽盆地北部大庆长垣南端上白垩统四方台组物源体系分析

物源体系制约着层间水的流动方向及砂体储层的展布。前人对松辽盆地北部上白垩统物源体系分析多集中在四方台组以下,缺乏对四方台组物源的报道。因此,在结合区域地质认识的基础上,通过沉积构造分析、砂体展布形态及重矿物分析等手段,系统研究了松辽盆地北部大庆长垣南端四方台组物源体系特征,明确了物源方向与母岩类型。结果表明,四方台组地层的母岩类型主要为中酸性岩浆岩与中高级变质岩;通过与源区对比分析,认为大庆长垣南端四方台组物源主要来自张广才岭、吉黑东部及盆地东南部地区。     

松辽盆地大庆长垣及其以西地区扶杨油层油气运移特征

对松辽盆地大庆长垣及其以西地区扶杨油层油气初次运移机理的分析表明,油气是在烃源层中超压的作用下沿着断层和裂缝运移到扶杨油层。根据约130口井声波测井资料,采用平衡深度法,恢复了青一段泥岩在最大埋深时期的过剩压力,探讨了油气初次运移的动力和方向。在此基础上,采用数值模拟的方法恢复了扶杨油层从嫩江组沉积末到现今的古流体势,并以明水组沉积末期为例,对流体势分布特征及油气二次运移方向进行了分析。以古流体势的分布为主要依据,综合生烃和排烃、输导体展布及盖层、圈闭发育特点等因素,预测出了扶杨油层的有利含油气区带。     

松辽盆地王府凹陷扶杨油层原油充注途径示踪

基于砂岩油藏充注模式,通过研究油藏内部原油成熟度的微细变化,依据成熟度参数的等值线可以示踪油藏充注的过程,成熟度参数等值线向前最为凸出的部位是石油运移/充注的优势途径。通过研究各项饱和烃成熟度参数,筛选出三环萜烷/17α(H)-C₃₀藿烷,Ts/(Ts+Tm),C₃₀重排藿烷/17α(H)-C₃₀藿烷,C₂₉甾烷ββ/(ββ+αα)等4项不受其他地质因素影响的参数,用于王府凹陷扶杨油层原油运移/充注途径的研究。通过17件扶杨油层原油的研究表明,所有参数均反映出王府凹陷原油成熟度分布规律一致,双32井为原油充注点,其离烃源灶最近;研究区内存在3条优势运移/充注途径,一是自双32井往北东方向充注至双26—双301—双31井区;二是自双32井处,经双38井,往北西西方向充注至长64—长11—长17井区;三是自双32井往北西方向充注至双231—双23井区。     

松辽盆地齐家地区高台子油层致密砂岩油成藏机理

致密油已成为中国含油气盆地勘探重要领域。以松辽盆地齐家地区高台子油层致密油为研究对象,利用岩心、薄片、流体包裹体、地球化学和试油等资料,分析了致密油藏特征,明确了致密油成藏机理。研究表明:高台子油层储层主要发育残余粒间孔和长石溶孔,孔隙度平均为9.17%,渗透率平均为0.45×10-3μm2,平面上北部孔隙度超过12%,中、南部多数小于12%,属于致密储层;致密油藏类型主要为断层、岩性-断层和岩性油藏,呈现平面叠加连片、纵向多层叠置的准连续型分布特征,油藏受砂体展布、断层和储集物性控制,不受构造高点控制;青山口组一段(青一段)和二段烃源岩厚度大,总有机碳含量分别为2.47%和1.60%,且处于生油高峰期,属于优质烃源岩;致密油成藏期次为2期3幕,分别为嫩江组沉积末期和明水组沉积期;致密油运移通道为未断穿青山口组的断层、裂缝和砂体;嫩江组沉积末期,高台子油层顶面埋深为800～1 400 m,其所对应的古孔隙度约21%～15%,烃源岩生烃作用所产生的最大剩余压力约10 MPa,仅在生烃中心形成局部油藏;明水组沉积末期,高台子油层顶面埋深为1 600～2 200 m,对应的古孔隙度约13%～...     

松辽盆地齐家地区致密油形成条件与分布规律

应用地质、地球化学、试油、钻井、测井等相关资料,对松辽盆地齐家地区上白垩统青山口组高台子油层高三、高四油层组致密油形成条件与分布规律进行了系统研究。本区致密油形成主要具备良好的烃源岩、储集层、源储配置及地层压力条件4个有利条件:青山口组一段、青山口组二+三段、嫩江组一段3套优质烃源岩为本区致密油的形成奠定了良好的物质基础;储集层条件较好,砂体类型多,主要有分流河道、河口坝、席状砂等,各类砂体累计厚度大,在平面上分布范围较广,连续性好,为致密油的形成提供了聚集空间;三角洲前缘相储集岩体直接与烃源岩接触或者呈指状尖灭于湖相烃源岩之中或者与烃源岩互层,提供了良好的源储配置条件;致密油储集层存在异常超压,压力系数分布在1.20~1.50,为致密油提供了成藏充注动力。研究表明本区高三、高四油层组致密油在平面上主要分布在凹陷的中心部位与凹陷周边的斜坡、阶地。图12表3参16     

松辽盆地齐家地区高台子油层“相-势”耦合控藏研究

为了搞清齐家地区高台子油层油气成藏机理、油气分布规律及富集控藏因素,文章应用"相-势"耦合控藏理论,对齐家地区高三、高四油层组开展研究。研究结果表明:本区高三、高四油层组受相-势耦合控藏明显,根据计算得到的相势耦合指数与实际已勘探发现的油层井对比发现,高台子油层油层井分布在相势耦合指数FPI指数大于0.5的概率为88.4%,高三、高四油层组的相势耦合指数0.5相似文献   

松辽盆地三肇凹陷扶余油层致密储层分类精细评价

精细评价的方法主要体现在精细分类和纵向细分层2个方面。通过沉积及砂体特征的精细研究,利用恒速压汞、高压压汞以及纳米微观分析等手段综合研究,认为扶余油层致密储层可以划分为2大类3小类,即Ⅰ-1,Ⅰ-2和Ⅱ类,其中致密油储层与常规储层的分界物性为孔隙度12%,渗透率1×10^-3 μm²,孔喉半径为350 nm;其余Ⅰ-1和Ⅰ-2类以及Ⅰ-2和Ⅱ类物性标准分别以孔隙度10%和8%,渗透率0.25×10^-3 μm²和0.1×10^-3 μm²为界,对应的孔喉半径分别为150 nm和75 nm。通过纵向细分层精细12分的砂层组级研究,每一层砂层组内仅含有1～2个砂体,I类致密油集中发育在FⅠ2-1,FⅠ3-1以及FⅡ2-2砂层组。在分层落实不同类型致密油剩余资源后,通过致密油水平井钻探及大规模体积压裂,可以有效开发致密油资源。     

松辽盆地北部三肇凹陷扶余致密油层浅水三角洲沉积特征及演化

针对三肇凹陷扶余致密油层砂体相变快、预测难度大的问题,综合岩心、地震、测井等多种资料,在高分辨率层序格架划分的基础上,分析三肇凹陷浅水三角洲沉积特征及演化。结果表明:扶余油层分为2个长期半旋回和4个中期旋回,基准面在MSC3时下降至最低;研究区以三角洲平原分流河道、三角洲前缘水下分流河道和席状砂沉积为主,局部见曲流河和滨浅湖沉积。扶余油层在先水退后水进的背景下,基准面演化经历了早期缓慢下降、中期快速下降、缓慢上升和晚期快速上升等4个阶段,不同演化阶段沉积相类型、砂体展布特征差异明显。该研究可为三肇凹陷下一步储集砂体预测提供地质依据。     

长岭凹陷腰英台油田腰西区块青山口组储层沉积微相研究

通过对松辽盆地长岭凹陷腰英台油田腰西区块大量钻井岩心、测井资料研究,结合地震精细解释,以沉积学理论为指导,划分了青山口组沉积相类型,建立了沉积亚相、微相,进而对青一Ⅱ、青二Ⅳ层的15个砂体,单层厚度2~4m的小层进行了精细刻画,形成了各个砂体的沉积微相展布特征。青一段和青二Ⅳ段储层沉积微相主要为三角洲前缘水下分支河道,少量河口坝;各小层河道交错叠置,但河道宽仅200~300m。小层沉积微相研究对油田开发井网部署及提高储量动用效果具有重要的指导作用。