徐家围子断陷营城组火山岩断盖时空匹配及其对天然气成藏的控制作用

为研究徐家围子断陷营城组火山岩中天然气分布规律,在分析油源断裂分布及其输导天然气时期和盖层分布及其封闭能力形成时期的基础上,通过比较盖层断接厚度与其封气所需最小断接厚度的相对大小和盖层封闭能力形成时期与油源断裂输导天然气时期的相对早晚,对徐家围子断陷营城组火山岩断盖时空匹配关系进行研究,并结合天然气分布研究断盖时空匹配关系对天然气成藏与分布的控制作用。研究结果表明:徐家围子断陷营一段顶火山岩非封闭型断盖空间匹配关系区主要分布在断陷南部、中部、西部和东部相对较大油源断裂处,其余油源断裂处和油源断裂不发育区皆为封闭型断盖空间匹配关系区;登二段泥岩非封闭型断盖空间匹配关系区主要分布在断陷南部、中部和中北部相对较大油源断裂处,其余油源断裂处和油源断裂不发育区也为封闭型断盖空间匹配关系区。青山口组—姚家组沉积时期、嫩江组沉积末期和明水组沉积末期断盖时间匹配关系相对较好,而火石岭组—营城组沉积时期和古近系沉积末期匹配关系相对较差。断盖时空匹配关系对营城组火山岩天然气成藏与分布的控制作用主要表现在2个方面:封闭型断盖空间匹配关系区是营城组火山岩天然气成藏的有利区;断盖时间匹配关系控制着营城组天然气成藏时期。研究成果对指导徐家围子断陷营城组火山岩天然气勘探具有重要意义。     

从源盖时空匹配关系预测徐家围子断陷的天然气远景

在研究徐家围子地区深层天然气源岩发育、地球化学、生气特征和盖层发育、封闭特征的基础上,研究了该区气源岩与盖层之间的时间与空间匹配关系及其对天然气成藏的控制作用。徐家围子地区登二段泥岩盖层与沙河子组―营城组气源岩之间和徐家围子泉一、二段泥岩盖层与沙河子组―营城组气源岩之间时间匹配关系均较好,但前者略好于后者,这是造成该区登二段盖层之下天然气分布多于泉一、二段盖层之下的一个重要原因。徐家围子地区登二段和泉一、二段泥岩盖层与沙河子组―营城组气源岩在空间配置关系上以徐家围子地区中心处登二段源岩和沙河子组―营城组源岩质量为最好,这可能是能在升平、汪家屯和昌德构造多个层位上获得工业气流的重要原因。登二段盖层与沙河子组―营城组泥岩质量空间匹配关系好于泉一、二段盖层与沙河子组―营城组气源岩质量空间匹配关系,这是造成登二段之下天然气聚集多于泉一、二段盖层之下的又一重要原因。认为从盖源时空匹配关系上可以判断徐家围子断陷中心处应是徐家围子地区天然气成藏的有利地区。     

从源盖时空匹配关系预测徐家围子断陷的天然气远景

在研究徐家围子地区深层天然气源岩发育、地球化学、生气特征和盖层发育、封闭特征的基础上,研究了该区气源岩与盖层之间的时间与空间匹配关系及其对天然气成藏的控制作用。徐家围子地区登二段泥岩盖层与沙河子组―营城组气源岩之间和徐家围子泉一、二段泥岩盖层与沙河子组―营城组气源岩之间时间匹配关系均较好,但前者略好于后者,这是造成该区登二段盖层之下天然气分布多于泉一、二段盖层之下的一个重要原因。徐家围子地区登二段和泉一、二段泥岩盖层与沙河子组―营城组气源岩在空间配置关系上以徐家围子地区中心处登二段源岩和沙河子组―营城组源岩质量为最好,这可能是能在升平、汪家屯和昌德构造多个层位上获得工业气流的重要原因。登二段盖层与沙河子组―营城组泥岩质量空间匹配关系好于泉一、二段盖层与沙河子组―营城组气源岩质量空间匹配关系,这是造成登二段之下天然气聚集多于泉一、二段盖层之下的又一重要原因。认为从盖源时空匹配关系上可以判断徐家围子断陷中心处应是徐家围子地区天然气成藏的有利地区。     

徐家围子断陷盖层分布对天然气成藏与分布的控制作用

通过对徐家围子断陷天然气藏盖层分布及封闭能力的研究,得到徐家围子断陷天然气藏主要有泥岩、高声波时差火山岩、低声波时差火山岩和泥质砾岩4 种盖层。泥岩主要分布在登二段以上地层中,为区域性盖层。高声波时差火山岩盖层主要分布在营一段顶部,为局部盖层。低声波时差火山岩盖层分布在营一段和营三段内部,泥质砾岩盖层分布在营四段,二者均为夹层。泥岩、高声波时差火山岩和泥质砾岩盖层封闭能力强,低声波时差火山岩盖层封闭能力弱。通过盖层与天然气分布之间的关系研究得到,徐家围子断陷盖层对天然气成藏与分布的控制作用主要表现在以下3 个方面：①登二段和营一段顶部盖层控制着天然气的纵向分布;②盖层分布层位差异造成断陷南北具有不同的天然气储盖组合,天然气富集程度不同;③高声波时差与低声波时差火山岩盖层之间的差异造成天然气主要分布在火山岩体顶部。     

盖层断接厚度封气下限及其对天然气分布的控制——以松辽盆地徐家围子断陷为例

在输导断裂和盖层发育及分布特征研究基础上,采用二者空间匹配及其与天然气分布之间关系分析的研究方法,对徐家围子断陷盖层断接厚度封气下限及其对天然气分布的控制作用进行了研究。结果表明:徐家围子断陷营一段顶火山岩盖层被断裂破坏程度高,分布连续性差,断接厚度封气下限约为2m。而登二段泥岩盖层被断裂破坏程度低,分布连续性好,断接厚度封气下限约为67m。它们对天然气分布的控制作用主要表现在3个方面:①封闭区天然气仅在盖层之下分布,主要表现在徐中断裂中南部、徐东断裂中南部和徐西断裂北端;②不封闭区天然气在盖层上下分布,主要表现在徐中断裂北部、徐西断裂南端中部和南部;③封闭区内天然气较不封闭区天然气富集。     

徐家围子断陷断裂对盖层及天然气分布的影响

松辽盆地北部徐家围子断陷主要发育泥岩、火山岩和泥质砾岩3种类型的岩性盖层,其分布已趋于明朗,但针对断裂对盖层的破坏程度及断裂与天然气藏分布之间关系的研究则相对比较薄弱。综合利用地质及地球物理资料,分析断裂发育分布特征及其对盖层的破坏程度,发现徐家围子断陷发育有不同方向的断层,由下至上断裂密度逐渐增大。以下白垩统登娄库组二段为界,上部主要发育T₃₂~T₂、T₃₁~T₂、T₃~T₂断裂,下部主要发育T₅~T₃₂、T₄₁~T₃₂、T₄₂~T₃₂断裂,下白垩统营城组一段顶部局部盖层被断裂完全破坏,登娄库组二段及其以上区域性盖层被断裂破坏程度小。总之,区域性盖层被断裂破坏程度小,有利于天然气在其下大规模聚集成藏;局部盖层被断裂破坏程度大,造成天然气聚集分散。     

徐家围子断陷气源断裂输导天然气能力评价

为了研究气源断裂在松辽盆地徐家围子断陷火山岩天然气成藏中的作用,以气源断裂输导天然气机理及影响因素研究为基础,通过考虑断裂输导天然气能力和源岩供气条件,建立了一套气源断裂输导天然气能力综合定量评价方法,对徐家围子断陷火山岩储层中气源断裂输导天然气能力进行了综合定量评价。结果表明:徐家围子断陷火山岩储层中气源断裂在徐深301井附近输导天然气能力最强;达深1井以北、肇深5井东南、朝深2井北部和汪深101井—芳深9井以东地区,气源断裂输导天然气能力相对较强,应是天然气成藏的有利地区,目前这些地区已发现了大量营城组火山岩气藏;朝深2井东北和达深1井西北地区气源断裂输导天然气能力强,应是徐家围子断陷火山岩天然气下步勘探的有利地区。     

断陷盆地源盖断时空匹配关系对油气成藏的控制作用

源岩、盖层和断裂是断陷盆地油气成藏的主控因素，通过源岩、盖层和断裂时空匹配关系分析，对其在油气成藏与分布中的作用进行了研究，得到源盖分布空间匹配关系控制着油气聚集规模，盖层质量空间匹配关系控制着油气分布范围，较好源盖匹配关系区内断裂分布控制着油气分布的具体部位。源盖时间匹配关系控制油气的可供运移量，断源时间匹配关系控制油气的可供聚集量，断盖时间匹配关系控制油气的聚集与保存量。     

从源盖断时空匹配关系剖析乌尔逊凹陷南二段油气前景

通过乌尔逊凹陷南一段源岩、大一段盖层和断裂在时空上匹配关系研究得到,大一段盖层与南一段源岩空间分布匹配关系好,有利于南二段油气大规模分布。大一段盖层与南一段源岩时间匹配关系好,可为南二段油气运移提供大量油气。南一段源岩与断裂第二次活动期匹配关系相对较好,有利于南二段油气大规模运移。大一段盖层与断裂第二次活动期匹配关系相对较好,有利于南二段油气聚集与保存。盖源质量空间匹配关系和源盖断空间匹配关系表明,苏仁诺尔构造带最有利于油气聚集成藏,是乌尔逊凹陷南二段油气勘探的最有利地区,盖源质量匹配关系较好区域内的断裂带是南二段油气勘探的较有利地区。     

徐家围子断陷营城组气源断裂与生、储、盖空间配置对气藏的控制作用

为了研究徐家围子断陷营城组天然气成藏规律,在认识气源断裂与生、储、盖发育特征的基础上,采用空间组合和叠合分析的方法,对气源断裂与生、储、盖空间配置及对天然气成藏的控制作用进行了分析。研究认为营城组天然气藏属于气源断裂沟通的下生、上储式气藏,气源断裂及生、储、盖层空间配置对天然气成藏具有控制作用,主要表现为断—源空间配置控制着天然气成藏范围,断—盖空间配置控制着天然气成藏层位,断—储空间配置控制着天然气成藏部位。     

南堡凹陷东一段油气成藏与分布的主控因素及模式

为了研究南堡凹陷东一段油气成藏规律,采用油藏解剖和油气分布与成藏条件之间空间匹配关系研究的方法,对其油气成藏的主控因素和模式进行了研究。结果表明:油源断裂是油气向东一段地层垂向运移的输导通道,东二段和馆三段2套盖层的合理匹配有利于油气聚集成藏,砂地比大于20%的区域有利于油气向东一段地层侧向分流聚集,油源断裂附近的正向构造是东一段地层油气聚集的有利部位。油气成藏模式为:下伏沙三段(或沙一段—东三段)源岩生成的油气沿油源断裂向东一段地层运移,在穿过东二段泥岩盖层且被馆三段火山岩盖层封闭的区域内,向砂地比大于20%的东一段地层侧向分流,最终在油源断裂附近正向构造上的断块、断层遮挡和断层-岩性圈闭中聚集成藏。     

松辽盆地深层火山岩气藏地质特征及评价技术

松辽盆地深层火山岩天然气藏勘探获重大突破,表明火山岩作为储集体,在适宜条件下,只要有良好的生、储、盖组合,就可以成藏.松辽盆地深层火山岩气藏具有以下地质特征:①发育烃类和非烃类两大类气藏,前者因密度偏轻,多分布干与次级深断裂伴生且埋藏较浅的火山岩中,后者则分布干与超深断裂伴生且较深的火山岩中;②下白垩统沙河子组煤系气源岩、营城组火山岩和登娄库组泥岩构成良好生储盖组合,控制主要火山岩气藏的分布;③火山口与爆发相火山岩多沿深大断裂分布,故深大断裂控制较大型火山岩气藏分布;④与深大断裂相伴的裂缝带控制火山岩气藏富集高产带分布;⑤深凹陷区溢流相火山岩堆积最厚,且与烃源岩大规模接触,只要具备储集条件,成藏前景更好.火山岩气藏的评价技术可概括为三步法:①重、磁、震联合反演确定火山岩分布;②用地震属性反演等多种方法预测火山岩储集体分布;③用流体预测等综合方法预测含气火山岩分布.对松辽盆地深层火山岩气藏特征与评价技术的总结有益于指导陆上其他盆地火山岩勘探.图11表2参31     

青海共和盆地与干热岩体相关氦气成藏条件浅析

分析青海共和盆地温泉水和地下干热岩发现温泉水及干热岩中均含有氦气，部分样品氦含量达到商业开采工业品位（0.1%），且为壳源成因氦。基于同位素、组分等分析化验资料，研究了青海共和盆地与干热岩相关的花岗岩氦气成藏条件。结果表明：位于三叠系底部的干热岩（花岗岩）为氦气源岩；盆地周边深大断裂及盆地内数条北西向张性断裂断至热源体火成岩中，成为含氦流体中氦气和干热岩中热能运移的通道；干热岩体的热温为氦气的初次运移提供了动力，地下热水为氦气的二次运移提供了载体，干热岩体（花岗岩）顶部的砂砾岩为氦气成藏提供储存空间；干热岩（花岗岩）顶部的厚层沉积层（特别是泥岩层）是良好的盖层。综合分析认为：共和盆地与干热岩体相关的氦气具有形成富氦气藏的地质条件和良好的勘探前景。     

松辽盆地徐家围子断陷断裂变形特征及控藏机理

徐家围子断陷为“西断东超”的箕状断陷,伸展断裂和走滑断裂这2种性质断裂对天然气成藏具有明显的控制作用。伸展断裂系统在控盆同时控制有效烃灶分布,近SN向张扭断裂即徐西断裂与NNE向断裂共同控制了沙河子组煤层分布,形成有效烃源灶。走滑断层为火山喷发的通道,徐中断裂和徐东断裂控制营一段和营三段火山分布,与之相交的北北东向断裂有诱导火山喷发作用,交点位置火山规模最大。徐中断裂在泉头组沉积晚期到青山口组沉积早期再次强烈活动,右旋走滑变形使火山岩产生大量裂缝,特别是在断层交点处最发育,形成优质储层。徐东断裂此时无明显活动,优质储层不受裂缝控制。与此同时断裂强烈活动配合沙河子组气源岩大量生排气,成为气源断层,徐中断裂是最主要的气源断裂,由于岩性对接封闭作用,天然气主要分布在气源断裂下盘,因此,天然气围绕倾向变化的徐中断裂两盘呈“正弦曲线”状分布。反转断层和盖层控制天然气富集层位,火山岩顶面的“混岩”盖层品质好,在反转断层不发育区使天然气富集在火山岩储层中。反转断层发育区,易将火山岩中天然气调整到青山口组区域性盖层下的扶杨油层中聚集,调整期为明水组沉积末期。走滑断裂是天然气成藏的主控因素,明水末期没发生强烈反转是保存的关键。     

苏北探区火山岩油气藏类型研究

苏北探区火山岩广泛发育,在横向和纵向上变化较快,成藏规律复杂多样,给油气勘探带来较大困 难。通过分析烃源岩、储集层和盖层的匹配特征,并结合地震资料,研究了苏北探区火山岩与烃源岩和围 岩的接触关系,同时对该区火山岩成藏模式进行了研究,总结了6 种类型的火山岩油气藏成藏模式,包括 烃源岩与火山岩间接接触型、烃源岩与火山岩直接接触型、火山岩被烃源岩包裹型、烃源岩与火山岩上下 接触型（上下供烃）、火山通道顶部成藏型、岩墙隔挡型;并对古近系阜宁组和三垛组的火山岩油气藏进行 了预测,归纳为3 类火山岩油气藏,分别为生储关系为包裹接触型（近源型）、生储关系为上下型（近源型） 及油气靠断裂运移（远源型）的油气藏。     

徐家围子断陷火山岩天然气盖层差异特征

通过分析松辽盆地徐家围子断陷营城组火山岩气藏上覆岩层的岩性、物性、空间位置及厚度等差异分布规律,确定了火山岩天然气盖层的类型及划分标准,探讨了各类型盖层的空间分布规律、天然气封闭性及其对气藏发育控制作用的差异性。分析结果表明,徐家围子断陷营城组火山岩天然气藏盖层具有3种类型：Ⅰ型为顶部泥岩盖层,Ⅱ型为顶部致密火山岩盖层,Ⅲ型为上部致密火山岩夹层盖层。其中,Ⅱ型和Ⅲ型盖层岩性均含有火山熔岩及火山碎屑岩两类岩性,且伽马及密度测井曲线都显示高值特征;二者测井响应主要区别在于空间分布位置上的差异,Ⅱ型盖层位于火山岩顶部,而Ⅲ型盖层则位于火山岩段上部,其上还覆盖低密度火山岩段。Ⅱ型盖层覆盖面积大,空间连续性好,排替压力最大可达8.8MPa,相同盖层厚度条件下所对应单井日产气量最高,可达36.6×10⁴ m³;Ⅰ型盖层覆盖面积次之,且主要发育在断陷边部地区,排替压力最大为6.9 MPa,覆盖范围内单井日产气量最高为23.2×10⁴ m³;而Ⅲ型盖层分布区域内致密封盖层之间空间连续性较差,盖层排替压力大部分在4.75 MPa以内,单井日产气量最高仅为12.8×10⁴ m³。Ⅱ型盖层对天然气具有更强的封盖作用,Ⅰ型盖层次之,Ⅲ型盖层封盖能力最差。各类型盖层封盖能力的差异性控制着火山岩气藏的形成与富集。