松辽盆地南部岩性油藏特征及勘探潜力

在松辽盆地南部岩性油气藏形成条件分析的基础上,对已发现的岩性圈闭类型及分布特征进行了总结。目前松南共发现6种岩性油气藏类型:砂岩上倾尖灭岩性油气藏、砂岩透镜体岩性油气藏、构造—岩性油气藏、断层—岩性油气藏、水动力圈闭油气藏及泥岩裂缝油气藏。通过总结,认为松南岩性油气藏具备5条成藏规律,还有近10×108t的勘探潜力,下一步的勘探重点仍然是西部、西南及东南三大沉积体系的前缘地区。     

国内外隐蔽油气藏勘探现状

近年来的勘探实践表明,对隐蔽油气藏勘探的经济效益正在与日俱增,地位已超过构造圈闭。在参考国内外关于隐蔽圈闭分类的基础上,把隐蔽圈闭分为三类:岩性地层圈闭、水动力圈闭和复合圈闭,岩性地层圈闭又可分为沉积圈闭、成岩圈闭和界面圈闭三种基本类型。同时,从地质、物探、钻井和测井四个方面介绍了国内外隐蔽油气藏勘探技术的发展现状。     

油气储量评估与油气藏圈闭成因的主控因素

用容积法进行油气储量计算涉及三种边界,即圈闭边界、油气藏边界和储量边界,只有正确理解这三种边界的具体含义,合理把握已有资料对前两种边界的证实程度,才能合理地把握不同级别的储量边界。油气藏圈闭成因的各要素也是不同级别储量边界划分的界定要素,其中油气藏类型是主要前提:构造图和流体界面的证实程度决定了构造油气藏储量的可靠性;尖灭线位置是沉积型岩性圈闭油气藏最大的储量边界;物性边界与流体边界共同控制了成岩型岩性圈闭油气藏的储量规模;不整合面如同断层面一样,控制了地层型岩性不整合圈闭油气藏油气的分布。无论何种主控因素,在平面最大和纵向最深的界线范围内,井控程度是决定探明储量范围的控制因素。     

北部湾盆地涠西南凹陷流一段非构造油气藏

在北部湾盆地涠西南凹陷流一段高精度等时层序地层单元划分基础上开展精细沉积相研究,并进一步分析流一段非构造油气藏的油源条件、圈闭条件和非构造圈闭的形成特征。研究表明,流一段油源丰富,油气运移充注充分,储盖组合良好,主要形成断层-岩性(圈闭)油气藏、不整合面遮挡型(圈闭)油气藏、砂岩上倾尖灭型(圈闭)油气藏和砂岩透镜体岩性(圈闭)油气藏4类非构造油气藏,(扇)三角洲砂砾岩体是这些圈闭的主要储集层。断层-岩性圈闭的特征是断层走向与三角洲物源方向垂直或交切;不整合面遮挡型圈闭的特征是三角洲砂体上游被剥蚀;砂岩上倾尖灭型圈闭的特征是三角洲砂体下游发生构造抬升;砂岩透镜体岩性圈闭主要发育在深水区的中深湖,一般为三角洲前方的浊积体。根据以上特征,预测了流一段非构造油气藏的有利钻探目标。图9表1参33     

试论油气的应力圈闭

笔者根据四川区内若干三叠系油气藏赋存地质特征,提出控制油气藏的因素,不仅是"重力分异"、 "水动力驱动"等,地应力控制圈闭,应该是主要的因素。笔者应用固体力学理论,把含油气藏的背向斜构造,看作是各向同性,均匀连续的弹塑体受力失稳产生的挠曲,分析其应力分布状况,结合实例,建立地应力圈闭的简单成藏模式,得出油气运移、聚集、形成油气藏都受地应力场的控制,或与受地应力控制的构造形变过程同时进行及完成的。     

加快勘探步伐，使陕甘宁盆地尽快成为万亿立方米储量规模的新兴天然气区

油气成藏与分布,一向就有“源控论”和“主控论”的说法。其实,“盆控论”要更加确切些,即盆地控制隆起、坳陷及其含油气系统,隆起、坳陷控制构造、相带、古地貌、水动力异常及其油气区,构造、相带、古地貌、水动力异常控制油气圈闭序列及其油气藏。     

欧利坨子地区火山岩油气藏特征研究

采用地震、地质、测井解释一体化的综合研究思路,运用高精度的地震解释技术及高分辨率的储层反演预测和裂缝预测技术,对欧利坨子地区火山岩油气藏的构造特征、储层分布特征及裂缝分布规律进行了研究和预测,确定了3个油气聚集的有利构造圈闭,并通过钻探获得了高产油气流,为火山岩油气藏勘探打开局面.     

“动力圈闭”——低渗透致密储层中油气充注成藏的主要作用

流体在低渗透致密储层中的渗流属低速非达西流,且只有在达到所需启动压力梯度后渗流才能发生。超压是油气在低渗透致密储层中运聚的主要动力,而"动力圈闭"就是油气被超压充注到低渗透致密储层中最重要的一种成藏作用,也是在低渗透致密储层中能滞留油气聚集成藏的一个三维空间。"动力圈闭"与中、高渗透储层中的构造、地层、岩性等常规圈闭相比较,除充注动力、渗流方式不同外,在油气水关系、圈闭的形态和分布上也有很大的差异。源岩与储层大范围叠置或互层,生烃超压近源充注,以及在孔缝网络中的短距离运移是形成动力圈闭的有利条件,并最终可导致地层中大面积连续含烃。源岩与储层"甜点"叠合部位的动力圈闭最容易富集油气而形成非常规油气藏。动力圈闭概念的提出,希望能为丰富石油地质学的理论、深化油气藏的分类和非常规油气藏的勘探提供思路。     

吐哈盆地葡萄沟地区岩性油气藏勘探技术

 吐哈盆地台北凹陷葡萄沟地区受后期构造活动的改造,形成了岩性油气藏的构造背景和发育条件。葡萄沟地区中侏罗统主要目的层砂、泥岩纵向上呈薄互层分布,横向上急剧相变,而且砂、泥岩波阻抗分异性差,使该区岩性圈闭预测十分困难。本文以层序地层学和沉积微相研究为基础,采用岩性随机模拟、测井曲线重构反演、地震属性分析、多属性综合油气预测、地震子波吸收分析、平点等技术手段,有效地预测了岩性圈闭及油气藏的发育条件,发现了葡萄沟地区构造—岩性油气藏富集带。     

微幅度构造与岩性圈闭识别技术及应用

齐家北地区成藏条件复杂,多与断层小幅度构造和岩性有关,其主要的油藏类型是岩性油气藏和复合油气藏。岩性油气藏与微幅度构造油气藏规模小,识别和预测难度大,对技术条件要求高。因此,结合单井钻探资料和地震资料,应用微幅度构造圈闭与岩性圈闭识别技术在齐家北工区发现圈闭33个,有效地指导了井位部署和储量计算工作。     

酒西盆地单北油田油藏类型分析

酒西盆地单北油田下第三系火烧沟组砂岩油藏长期以来被认为是水动力圈闭油藏的范例。根据水动力圈闭油藏形成和保存的条件以及单北油藏目的层地下水动力条件等实际资料对所谓“单北水动力油藏”进行了分析,发现：即使单北地区火烧沟组砂岩储层是一个完整的找曲构造而根本没有被断层切割的话,那么目前的水动力条件也绝不可能形成“水动力圈闭”。     

油气藏破坏控制因素与模式划分

讨论了破坏油气藏的主要因素,并提出了新的油气藏破坏模式划分方案。指出,盖层被剥蚀破坏、裂缝或微裂隙缝使盖层封闭作用失效、圈闭遭受断层破坏、圈闭几何形态发生改变、水动力冲刷、气洗和扩散作用、水洗氧化-生物降解及热裂解等是油气藏遭受破坏的主要因素。其中,成藏要素的破坏主要表现为盖层和圈闭的破坏,导致油气向浅部运移形成次生油气藏或直接运移至地表散失;烃类流体的流动和水动力的冲刷均可以导致圈闭内油气部分或全部流出圈闭;烃类流体遭受改造表现为水洗、生物降解和热裂解作用,使轻质油最终转化为重油、稠油和沥青。     

地球化学动态示踪油气成藏过程初探——以库车坳陷大宛齐构造为例

塔里木盆地库车坳陷大宛齐油气藏中³⁸Ar的富集与缺氧流体及挥发分沿大断裂运移有关,吐孜玛扎断裂是流体活动形成的³⁸Ar运移至油气藏的主要通道;而大北油气藏低的³⁸Ar丰度显示了气源就近成藏的特征。大宛齐油气田为原生油气藏,并非后期气侵作用形成。油气藏形成后期,因圈闭封闭能力弱造成气体轻组分沿破裂部分散逸,形成现今饱和程度较低的凝析气藏。大宛齐油气田为下生上储型成藏,三叠系和侏罗系为其主生油层系。在大宛齐油气田的形成过程中,烃类先沿吐孜玛扎断层运移,再从北向南进入大宛齐构造。大宛齐油气藏中的液态烃为中生界淡水湖相沉积有机质在成熟-高成熟演化阶段的产物。大宛齐油气田经历了早期与晚期两个充注过程,晚期充注的高-过成熟天然气密度较小因而主要聚集在上方,早期形成的相对高密度的天然气主要聚集在下方。     

油气成藏动态预测

油气成藏动态预测法,将油气成藏过程涉及的地质因素和作用分别称为可见系统和不可见系统。前者为烃源岩、输导层、区域盖层和圈闭组成的成藏要素格架;后者为在前者之中运行的烃源岩生烃作用、初次及二次运移作用和油气向圈闭充注的成藏作用。油气成藏动态预测法以成烃期烃源岩或近烃源岩输导层的构造图为基础,结合相应图件按油气生成、运移和聚集成藏的过程,分析和预测可能形成油气聚集的构造或非构造圈闭分布的地区。同时,根据成藏期后沉积盆地沉降和构造作用是否引起原生油气藏的变化,绘出油气成藏预测图或油气成藏过程分析图。如果后期变化显著,则须绘制烃源岩或近烃源岩输导层的今构造图,同分析图比较,以分析原生油气藏保存的现状和预测次生油气藏形成的位置。     

塔里木盆地典型海相成因天然气藏成藏模式

塔里木克拉通盆地海相成因的天然气藏分布于塔北、塔中和巴楚隆起上,它们在气组分、相态、非烃组分和碳同位素上具有各自的特征。通过对轮南9井石炭系、塔中1井奥陶系凝析气藏和玛4井奥陶系干气气藏三个典型气藏中天然气成因分析,识别出干酪根裂解气和原油裂解气,综合地质分析,总结出干酪根晚期裂解干气充注古油藏形成凝析气藏;古油藏晚期发生内部原油向气的热裂解形成凝析气藏;古油藏裂解形成的干气运移至新的圈闭形成干气气藏等3种类型的气藏成藏模式。     

东濮凹陷天然气地质特征及勘探方向

东濮凹陷是渤海湾盆地中惟一个既富油又富气的凹陷,该凹陷的发育经历了前断陷期、断陷期和坳陷期三个发育阶段,发育上古生界和下第二系两套烃源岩,可形成煤型气和油型气,由于两套气源岩不同,生成的天然气组分及地球化学特征差异大.根据圈闭类型,储气层产状、天然气地下存在方式、储集空间、天然气成因、水动力条件、所处构造层等对东模凹陷天然气藏进行分类,并按天然气成因分析了天然气分布规律,划分出古生界-沙四段、沙三-沙二段和上第三系三大成气系统,指出环洼带是寻找下第三系油型气的有利区域,中央隆起带南部和文-卫地伏古生界是寻找上古生界煤型系的有利目标区.     

异常压力与油气藏的同生关系——以库车坳陷为例

以库车坳陷克拉2气田为例，研究挤压背景异常压力与油气成藏的关系。大规模抬升早期阶段是天然气注入的主要时期，同时也是气藏压力急剧增加的时期。克拉2气藏的成藏模式总体为深大断裂沟通储集层和烃源岩层，在深部超压的驱动下油气运移至储集层成藏。储集层在成藏早期不是强超压，并且不完全封闭，可以存在流体排出过程。随着天然气替换构造圈闭中的地层水和成岩作用逐渐进行，储集层封闭性加强，气藏压力不断升高，最后形成超压气藏，气藏强超压形成于距今2Ma以来。异常高压与气藏的形成均是构造作用和保存条件演化的结果，二者本身不具备因果关系。气源断层与盖层完整的匹配是控制天然气成藏的关键因素。图4参16     

准噶尔盆地石南油气田成藏史分析

石南油气田位于准噶尔盆地腹部陆西地区的基东鼻凸,中、下侏罗统上、下含油而中部含气。上部原油主要储集在头屯河组的中孔、中渗砂层组,为构造岩性型油藏;中部天然气主要储集在三工河组的低孔、低渗砂层组,为岩性型气藏;下部原油主要储集在三工河组的中孔、中渗砂层组,为构造型油藏。以往认为该油气田的油藏为次生油藏,但其油气未经历任何次生蚀变作用。其原油具有较典型的腐泥型母质成因特征,热演化程度较低;其天然气为腐殖型,热演化程度较高。对石南油气田成藏史的认识为：盆１井西凹陷下二叠统烃源岩主要为腐泥型,在早白垩世晚期大量生、排液态烃,该地区白垩系区域盖层沉积后,液态烃沿侏罗纪发育的张性断裂运移,进入头屯河组和三工河组储集物性较好砂层组中的圈闭聚集,形成原生油藏;该凹陷上二叠统乌尔禾组烃源岩为腐殖型,在第三纪晚期大量生成气态烃,仍沿张性断裂运移,大部分聚集于储集物性较差的三工河组砂层中的“空”圈闭,形成原生气藏。图６表２参５（梁大新摘）     

孤北斜坡带隐蔽圈闭成藏条件分析

孤北断层持续不均衡发育形成孤北斜坡带沟粱相间、陡缓变化的古地貌，古地貌控制了隐蔽圈闭的平面分布。由多旋回性构造运动造成沉积基准面的升降变化控制了隐蔽圈闭在斜坡带同一位置的垂向变化。斜坡带断层与砂岩发育带配置形成油气优势运移通道，它的走向决定着隐蔽圈闭的成藏。在古地貌和基准面旋回的控制下，孤北斜坡带隐蔽油气藏形成了平面上围绕孤岛凸起呈环带状分布，纵向上从孤北洼陷到孤岛凸起地层逐渐变新的展布格局。     

松辽盆地中央拗陷带青山口组玄武岩与油气分布的关系

通过对乾124井岩屑、测井和地震、重力、磁法资料及金6井等有关成果,对中央坳陷带的玄武岩岩性、产状及其与构造和油气的关系进行了探讨。认为在青山口组沉积中晚期,沿松辽壳断裂断续有中心式玄武岩的喷溢或贯入,其喷溢过程形成的牵引构造和冷却阶段的差异压实构造,为油气聚集和油气藏形成提供了良好前提,它能局部提高源岩的成熟度而无破坏影响,含油气盆地中的玄武岩分布区是油气勘探中值得重视的新领域。