鄂尔多斯盆地伊盟隆起什股壕区带气藏类型

鄂尔多斯盆地伊盟隆起什股壕区带下二叠统山西组和下石盒子组发育岩性气藏和背斜气藏,为深入研究该区成藏规律和提高水平井的实施效果,对气藏的几何形态及其类型详细研究很有必要。利用钻井和地震资料,结合气、水层解释和测试成果,解剖了典型气藏的平面和剖面几何形态,分析了相关圈闭遮挡因素,将研究区气藏分为5种类型。纵向上,下石盒子组2段和3段主要发育岩性气藏,盒1段主要发育背斜气藏,山西组主要发育地层超覆气藏和构造-岩性复合气藏。平面上,区带西部斜坡区主要发育岩性气藏和地层超覆气藏,东部隆起区主要发育背斜气藏和构造-岩性复合气藏。研究区层间断层比较发育,除发育有小型断块气藏外,一些岩性气藏和背斜气藏被层间小断层切割,几何形态有所改变,利用三维地震资料可以精细地确认研究区气藏的几何形态。     

水溶气脱溶成藏——四川盆地须家河组天然气大面积成藏的重要机理之一

近年来四川盆地上三叠统须家河组发现了大量岩性气藏及构造-岩性复合气藏,且普遍含水。通过开展流体性质与特征研究,发现了水溶气脱溶成藏的天然气组分变化依据与碳同位素特征变化依据：远离气源区的水溶气脱溶气藏甲烷含量高、干燥系数较大、异构烷烃与正构烷烃比值大、甲烷与乙烷碳同位素较重。水溶气脱溶成藏主要存在地层抬升减压降温脱溶成藏与水溶气顺层侧向运移减压脱溶成藏两种模式,川中地区具有水溶气脱溶成藏所需的有利条件,即丰富的水溶气资源、地层强烈抬升、流体减压降温及地层水矿化度局部浓缩等。水溶气的脱溶成藏是大川中地区大面积岩性气藏发育及天然气规模聚集的重要成藏机理之一,也是合川—安岳地区须一段烃源岩发育很差而须二段却能形成大规模天然气聚集的重要原因。图6参36     

川东北地区海相碳酸盐岩油气成藏作用及其差异性——以普光、毛坝气藏为例

对普光气藏与毛坝气藏的成藏要素、天然气和沥青特征、气源、成藏演化和成藏机制等进行对比分析,研究川东北地区海相碳酸盐岩油气成藏作用的差异性及其原因.普光飞仙关组、长兴组气藏与毛坝长兴组气藏的成藏作用具有较大的相似性,但毛坝飞仙关组气藏成藏作用在时间、空间和天然气成分上却有明显差异.川东北地区气藏具有多层系源和多转化源,表现为各气藏具有明显的来源差异.海相碳酸盐岩地层中受特殊沉积相带控制的特殊储集层的发育对油气藏分布具有重要的影响;多旋回叠合盆地复杂的构造演化背景在宏观上控制油气成藏要素,从根本上制约成藏规律和成藏机制,是导致海相碳酸盐岩差异成藏的根本原因.     

鄂尔多斯盆地中东部奥陶系不整合面成藏组合及其分布规律

将鄂尔多斯盆地中东部奥陶系顶不整合面成藏组合划分为不整合面上部成藏亚组合与不整合面下部成藏亚组合，下部成藏亚组合进一步细分为马五１１—马五１３成藏子组合、马五１４成藏子组合和马五５成藏子组合。从储集岩、烃源岩、盖层、圈闭以及运聚等方面分别阐述了诸成藏子组合的特征，并建立其成藏模式。这些成藏组合的展布受沉积相带和成岩作用控制；成藏组合中的烃类纵向分布主要与铁铝质泥岩展布有关；古地貌与岩性带控制着马五１１—马五１３成藏子组合的横向展布；奥陶系古风化壳气藏主要分布于马五盐岩尖灭线与本溪组尖灭线之间；上、下古生界生烃中心叠合区附近是寻找有利成藏组合的主要方向。图３参１（梁大新摘）     

吐鲁番坳陷侏罗系泥岩超压特征及其对油气成藏的控制

吐鲁番坳陷已发现油气藏主要分布于中侏罗统,上侏罗统、白垩系及第三系也有分布,为了查明该坳陷油气藏的分布与超压泥岩地层的关系,对泥岩地层超压特征进行了研究.结果表明,吐鲁番坳陷存在多套超压泥岩盖层,其中最稳定与最有利的区域封盖层是中侏罗统七克台组超压泥岩段.吐鲁番坳陷侏罗系及其以上的油气藏分布主要受超压泥岩盖层的控制,在没有超压泥岩段发育的地区,油气藏由于多期断裂的活动而遭受破坏.此外,油藏与气藏对超压泥岩盖层的依存度存在差别,超压泥岩段对油藏的封盖作用多表现为间接封堵,而对气藏与气顶油藏的封盖作用多表现为直接封堵.分析认为,在中国西部多旋回叠合盆地中,如果没有盐岩、膏岩存在,超压泥岩在油气成藏及油气藏的后期保存过程中具有很重要的作用.图5参13     

沁水盆地含煤地层天然气统筹勘探方法及有利区预测

中国含煤地层分布广泛、厚度大,其中的煤岩、页岩、暗色泥岩和暗色灰岩等具有"多阶连续生气"的特点,气源供给充足,因而含煤地层天然气资源潜力巨大。不同相态天然气赋存机理各异且相互之间存在"动态转化",源内体系主要是吸附气和部分游离气,可以形成煤层气藏和页岩气藏;源内游离气经历初次运移,以源外游离气、溶解气、输导体吸附气形式存在,主要形成常规圈闭气藏、致密气藏和水溶气藏。因此,含煤地层天然气具有"多源多相、动态转化"的特点,形成了多种类型气藏共生的独特现象。通过建立含煤地层多类型气藏的共生组合模式,分析了不同类型气藏的成因机制及分布规律,提出了沁水盆地含煤地层天然气统筹勘探方法,针对不同类型气藏及其组合模式,通盘筹划、优化程序、协同部署,实现多类型气藏快速高效勘探。沁水盆地多类型共生气藏形成了7种勘探目标:包括"四气"共生组合1种(即煤层气+致密砂岩气+页岩气+常规圈闭气)、"三气"共生组合2种(即煤层气+致密砂岩气+页岩气和煤层气+致密砂岩气+常规气)、"两气"共生组合1种(即页岩气+常规气)和独立气藏类型3种(即煤层气、页岩气、常规气分别独立成藏),明确了沁水盆地不同组合类型气藏的有利分布区,并提出了气藏共生组合适用的统筹勘探思路与方法。     

靖边气田马五1＋2古岩溶气藏储层连通性研究

靖边气田马五1 2气藏储层成层连片次生溶蚀孔、洞、缝发育,古沟槽和致密带广布,储层非均质性严重,尤其古沟槽和致密带分布、储层连通状况等与气田开发密切相关。综合地震、地质、测井等信息,考虑沉积、成岩、地貌、生产动态等多因素,在古沟槽识别和致密带研究基础上,结合井间干扰、油层压力变化和试井边界响应分析,按照局部、就近原则对马五1 2气藏进行了储层连通性研究,对连通体进行了识别。确定连通体分布一方面受控于被致密岩相包围的有利成岩相带,宏观上与弱—中等充填泥粉晶云岩对应性好;同时受各级古沟槽夹持,在2个一级古沟槽之间往往共生多个连通体,而连通体又严格地受二级或三级古沟槽切割控制。连通体问题的研究将能够直接指导马五1 2气藏生产,对于类似气田也具有很好的借鉴和指导意义。     

四川盆地孝泉-丰谷构造带须家河组气藏气水分布控制因素及勘探潜力

孝泉-丰谷构造带位于四川盆地川西坳陷中段,同一构造带内上三叠统须家河组气藏气、水、干层共存,气水关系异常复杂。为弄清须家河组气藏气水分布的控制因素,利用气井历年地层水分析资料,结合生产动态数据研究了该区地层水的特征,认为钻井生产过程中产出水包含了凝析水以及地层水与凝析水的混合水,地层水的产出与气藏含气丰度密切相关。在此基础上,采用洛瓦克相图分析了气水分布的控制因素。结果表明：①须家河组气藏同一局部构造范围内底水、边水并存,地层水分布横向连通性差,平面上分布规模较小,为各自独立的气水系统;②古、今构造高部位均有利于水溶气脱溶成藏,但成藏期古构造起到了决定性作用;③高地层水矿化度、低地层压力区更有利于游离气气藏的发育。最后,分析了须二段、须四段的油气勘探潜力,结论认为：须二段、须四段游离气、溶解气共存,须二段水溶气脱溶程度高于须四段,勘探潜力更大;合理利用及开采水溶气有利于扩大气藏规模。     

苏里格气田南区马五5亚段气水特征研究与判识

苏里格气田南区下奥陶统马家沟组马五5亚段发育海相碳酸盐岩储集层,气藏无明显气水界面,但开发过程中气井均存在不同程度产水。通过地层水化学特征分析、测井曲线重叠法和交会图法,明确了地层水体类型、分布模式。结果表明,马五5亚段地层水属于封存较好的古代残余海水,存在底部滞留水、气水同层和透镜状水体3种分布模式,其中水层和气水层的深侧向电阻率界限为266 Ω·m,气水层和气层的深侧向电阻率界限为710 Ω·m     

川西坳陷天然气地球化学及成藏特征

川西坳陷广泛发育上三叠统煤系烃源岩,为煤成气成藏提供了充足的气源。天然气以低含非烃气为特征,不同气藏天然气干燥系数差别明显,组分运移分馏现象明显。天然气成因类型主要是煤成气,只有中坝气田雷口坡组气藏为油型气,并含有少量H2S气体。川西坳陷经历了多期成藏,但主要成藏期发生在燕山期,后经过喜马拉雅期的逆冲断裂作用,浅层储集层被改造,形成次生气藏。气藏分布明显受古隆起控制,并且在构造强活动带发育浅层次生气藏,隐伏断裂在次生气藏形成过程中起重要作用。天然气主要分布在中、上组合,受储集条件控制,气藏形态主要呈透镜体。图6表1参19     

靖边气田马五段小层划分方法

鄂尔多斯地区靖边气田奥陶系下统马家沟组划分为6段,其中马五段是该气田下古生界的主要产气层。为了完成单井钻探目的和准确卡取目的层,需要认识马五段地层物性特征。在现场录井过程中,通过综合利用岩屑、钻时和气测等方法可以准确划分马五段小层。笔者通过现场GX-1井的应用实例阐述了如何综合利用岩屑、钻时和气测等方法卡取目的层。现场实践表明,该方法对于准确卡取目的层和划分马五段小层的应用效果显著,对靖边气田其他井的录井工作具有借鉴意义。     

鄂尔多斯盆地东部奥陶系盐下储层预测

鄂尔多斯盆地奥陶系的膏盐岩沉积面积达5×104km2,天然气的勘探程度很低。为此,利用测井技术和地震反演技术对盐下储层进行了预测。首先,通过对盐下沉积特征的综合分析,对盐下储集层段的发育层位和主要储集岩类型进行了描述;然后,采用ELAN测井技术对盐下储层的物性进行了分析,认为盐下储层的物性在普遍较差的背景上存在相对发育的层段和区带;最后,利用全局优化多道地震反演技术,对岩下储层进行了预测,认为盐下存在的局部隆起是圈闭和储层发育的有利区带。     

鄂尔多斯盆地马五段膏盐岩沉积对天然气成藏的影响

马家沟组马五段是鄂尔多斯盆地奥陶系的主力天然气勘探层段,研究该层段膏盐岩沉积对天然气成藏的影响有助于气田进一步的勘探开发。利用岩心、薄片及其他统计分析资料,对马家沟组马五段膏盐岩的特征、成因及其对气藏的影响进行了综合研究。结果表明：研究区马五段膏盐岩主要是石膏岩和膏溶角砾岩,属于蒸发成因;马五段膏盐岩的沉积有利于有机质的保存和烃类物质的生成,有利于保持并提高其下部岩层的孔隙度,具有良好的封盖能力,有助于天然气的运移、聚集和保存,对马五段气藏的形成具有重要影响。该研究成果对类似地区膏盐岩沉积对天然气成藏影响的研究具有借鉴意义。     

一种独特的隐蔽油藏——夏9井区成岩圈闭油藏成因分析及其对勘探的启迪

夏9 井区系在一向北东方向抬起消失的鼻状构造背景上, 既无构造圈闭, 亦无砂层上倾尖灭圈闭, 在该鼻状构造的低部位, 于三叠系、侏罗系内发现了多个规模不一的油藏; 对于同一砂层,构造低部位为油层, 而构造高部位却均为水层, 如此“低油高水”的反常现象, 一直困扰着石油地质工作者。近年, 笔者从实际资料入手, 通过深入研究后认为: 成岩遮挡是夏9 井区油藏的主控因素;而构造坡度变缓带则是形成成岩遮挡的必要条件。成岩遮挡强度与储层物性条件密切相关: 物性条件好者, 其成岩遮挡强度较低, 只能形成规模较小的油藏; 物性甚好者, 其成岩遮挡强度甚差, 不能封堵住油气, 则不能成藏; 相反, 物性条件稍差者, 其成岩遮挡强度较高, 则可形成规模较大的油藏。 可见, 此类成岩圈闭油藏的成藏规模与储层物性的优劣呈负相关关系。夏9 井区成岩圈闭油藏的发现及对其成因的认识, 为隐蔽油气藏提供了一个新的勘探目标。     

路井凹陷的构造特征与油气远景分析

20世纪80年代末，路井凹陷(又称麻木鸟苏凹陷)开始成为油气勘探的目标。1995年，在额1井首次获得工业油气流，证实该凹陷具备油气生成聚集条件。随后钻探额2井、额3井，均遭失败。为了探索该区下一步的勘探方向，本文从凹陷的构造和沉积演化着手，重点研究了该区的生油层、储层的沉积相带特征和有利的油气聚集带。中下侏罗统大山口群和白垩系麻木鸟苏组为该区主要生油岩系；下白垩统额济纳组为良好储层；燕山运动早期和中期形成的各类局部构造圈闭，均可能成为油气聚集场所；桃西低凸起、麻二号和麻三号构造带是有利的油气聚集带。本文认为该区展示了良好的油气远景。     

成熟探区“非主力层系”再认识——辽河盆地黄金带油田挖潜的启示

辽河盆地黄金带油田投入勘探开发后,基本上以沙一段中、上亚段为主力勘探开发目标,而对浅层的东营组和深层的沙一下亚段及沙三段重视不够,为后期的老区挖潜提供了空间。在重新认识该区油气成藏模式和成藏组合的基础上,经过多年的调整部署研究,在东营组识别出了大量的浅层气层,形成了一定规模的生产能力。在深层则发现了4个潜力断块区,采用油藏建模、储层反演等多种技术手段进行了合理部署,增强了油气产能,展示了深层潜力。通过对"十五"以前该油田老区挖潜成果的总结,有力地说明了对成熟勘探开发老区"非主力层系"进行再认识具有重要意义,也暗示了在油气勘探开发过程中,注重成藏模式、成藏组合等基础石油地质研究、坚持整体认识、深浅兼顾的重要性。     

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长庆气田主力气层为马五１。通过观察大量岩心，从裂缝充填成分，碳氧同位素及其它地球化学特征着手，并结合地质，钻井，测试多种方法，对马五１储层裂缝类型，形成期次，成因类型划分以及裂缝形成的地质因素进行深入研究分析，总结出马五１储层裂缝类型及特征。马五１储层裂缝类型主要有四种，即垂直缝，斜交缝，水平缝及网关缝；     

与未熟—低熟油产出相关的有机质样品的宏观热解特征及其意义

采用两类样品(采自现代高等植物的树脂、树皮,作为树脂体和木栓质体前身物;采自5个地区6口井的处于未成熟阶段的泥岩)和部分参照样品(含正常有机质),在相近条件下进行恒速升温热解实验,获取产烃速率温度关系曲线,据此对与未熟─低熟油产出密切相关的各类有机质(原始有机质和泥岩样品中的可溶有机质、富硫有机质、经微生物改造过的有机质等)的化学动力学行为进行定量探讨。这些样品的宏观热解特征和化学动力学定量分析结果表明,未熟─低熟油的产出和富集虽与多种不同的地质条件或因素有关,但在相对较低的热应力条件下,与未熟—低熟油产出有关的有机质样品确实能开始明显成烃。这不仅定性地、直观地阐明了这些样品与未熟—低熟油产出和富集密切相关的合理性,还表明未熟—低熟油的生成可能主要仍是一个热力作用下的化学反应过程,只不过其成烃反应所要求的热应力条件比常规有机质形成成熟油时所需要的热应力条件低。图1表2参13(梁大新摘)     

准噶尔盆地侏罗系沉积构造与油气分布

准噶尔盆地陆相侏罗系煤系地层的油气勘探自８０年代后期以来获得了突破性的进展。对全盆地侏罗系沉积构造及其油气藏分布规律提出如下认识：大型鼻状构造与三角洲砂体的叠合控制侏罗系油气聚集,中下侏罗统属于不稳定的浅水湖泊群—沼泽沉积,湖相泥岩是主要烃源岩。三工河组、西山窑组和头屯河组具有自生自储条件,三角洲水下分流河道砂岩和河口沙坝是主要储集层。侏罗系自生油气以短距离侧向运聚为主,富集在大型鼻状构造的脊部、转折平台以及平台上的局部高点,以岩性油气藏为主,其次是断背斜、断鼻油气藏。切割大型鼻状构造的断层是深部二叠系油气进入侏罗系储集层的通道,在特定地区形成混源。油气藏最早在侏罗纪末开始形成,经历了多阶段充注和调整,第三纪盆地南部剧烈沉降,促使油气进一步聚集成藏。图２ 表１ 参１９ （刘银河摘）     

大牛地气田奥陶系上组合岩溶地层测井响应特征

以钻井岩心观察、薄片分析鉴定、常规–成像测井等资料综合分析为基础,研究了大牛地气田下古生界奥陶系上组合岩溶地层测井响应特征,结果表明,奥陶系上组合从风化壳顶部向下依次划分为垂直渗流带、水平潜流带、深部缓流带。垂直渗流带主要分布于马五1+2亚段,自然伽马曲线形态起伏不平,声波时差、中子明显增大,电成像上见杂乱斑点状分布;水平潜流带主要分布在马五3+4亚段,自然伽马曲线齿化,电成像上岩溶角砾呈亮白色块状分布;深部缓流带主要分布在马五5亚段,自然伽马曲线值低且平直,高导缝表现为暗黑色不规则细条带,缝洞则呈现出黑色团状条带的特点。