松辽盆地西斜坡区萨二、三油层油气成藏规律

为了确定松辽盆地西斜坡区萨二、三油层油气分布规律,对油气运移输导通道与油气成藏关系进行了研究。利用砂体孔隙、断裂和构造之间分布关系,对油气运移输导通道进行研究,找到了西斜坡区存在的4条主要油气运移输导通道：第1条由齐家凹陷经泰康至富拉尔基;第2条由古龙凹陷经白音诺勒至二站和阿拉新;第3条由古龙凹陷经白音诺勒至富拉尔基;第4条由古龙凹陷经巴彦查干至泰来。区内萨二、三油层组油气分布明显受油气运移通道控制：油气主要分布在4条油气运移输导通道上或附近;油气富集程度受运移输导量控制,油气输导量越大,油气富集程度越高。     

西斜坡区萨二、三油层油气运移特征及对成藏的作用

通过油源对比,得知西斜坡区萨二、三油层油气主要来自齐家一古龙凹陷的青山口组和嫩一段。油气运移存在五个主要方向,第一个为古龙凹陷生成的油气经平洋至江桥的运移方向;第二个为古龙凹陷生成的油气经他拉红、白音诺勒至阿拉新的运移方向;第三个为齐家凹陷生成的油气经泰康隆起带的北部至富拉尔基的运移方向;第四个为齐家凹陷生成的油气经泰康至阿拉新的运移方向;第五个为阿拉新至富拉尔基的再运移方向。砂体是油气侧向运移的主要通道,断层起转向、汇聚和沟通作用。油气主要有两期运移,第一期为嫩江组沉积末期,第二期为明水组沉积末期-老第三纪初期。油气运移方向是控制西斜坡区油气成藏与分布的主要因素,只有位于油气运移方向上的那些圈闭聚集油气才是有效的;也是今后西斜坡区萨二、三油层油气勘探的主要目标。     

西斜坡区萨二、三油层油气运移路径及其主控因素

通过分析西斜坡区萨二、三油层油气输导通道的构成和特征,利用BasiaMod软件对其油气运移路径的分布进行了研究,得到3条西斜坡区油气运移路径：①从齐家凹陷经泰康至富拉尔基的油气运移路径;②从古龙凹陷经白音诺勒至二站、阿拉新的油气运移路径;③从古龙凹陷经巴彦查干至泰来的油气运移路径。西斜坡区萨二、三油层油气运移路径的分布主要受断层、构造脊梁和砂体分布的控制,小林克一敖古拉断层的阻挡和汇聚作用使油气向西呈3个方向运移,3条构造脊梁约束了齐家一古龙凹陷油气西运的具体路径,北西向展布的砂体为油气向西运移提供了输导空间。第2条和第3条油气运移路径及其附近应是西斜坡区油气运聚或成藏的有利地区。     

西斜坡区萨二、三油层天然气输导能力综合评价及有利成藏区预测

通过西斜坡区萨二、三油层天然气西运输导通道构成及特征分析,可以得到天然气自齐家古龙凹陷向西斜坡区的侧向运移主要是通过断层沟通砂体来实现的。在砂体输导天然气能力影响因素分析的基础上,定义了天然气输导能力综合评价参数,并建立了一套研究方法。通过西斜坡区萨二、三油层天然气输导能力综合评价和其与油气分布关系研究可以得到,齐家凹陷至江桥地区及其附近,萨二、三油层天然气输导能力逐渐降低,若有适当的圈闭构造存在,有利于天然气的聚集成藏,是西斜坡区萨二、三油层天然气成藏与分布的有利地区。     

松辽盆地富拉尔基油田油气输导体系

通过对松辽盆地西斜坡北部300余口探井的沉积学和石油地质学分析,研究下切谷充填体对富拉尔基油田油气成藏的输导作用。富拉尔基油田的主力产层是姚家组二、三段砂岩,油气主要来源于80 km以东的齐家—古龙凹陷,油气远距离运移的输导层主要为充填下切谷的逐层超覆砂岩复合体。向盆地方向,下切谷充填体与齐家—古龙凹陷的三角洲砂体叠覆衔接;向盆地边缘方向,下切谷充填体与最大湖泛期形成的滨浅湖砂质滩坝叠覆衔接,形成三角洲—下切谷充填沉积体—滨岸砂质滩坝叠覆的富砂沉积体系。向盆地方向,三角洲砂体分叉尖灭在泥岩(成熟烃源岩)中,将有效烃源灶生成的油气输导至下切谷充填体中,沿下切谷底界面溯源逐层叠置超覆的下切谷充填沉积体远距离输导油气,上倾尖灭的滨浅湖砂质滩坝岩性圈闭捕集油气,形成富拉尔基油藏。与下切谷充填体相关的富砂沉积体系中,有效油气输导体系局限于杜412井—杜71井—杜65井—江39井—江41井及富拉尔基油田一线。单纯油气输导通道为油气浸染程度高、残余油饱和度低的产水层,北西向串珠状分布的白音诺勒、二站、阿拉新、江桥等油气田的形成与这一油气有效输导体系密切相关。图7参47     

杏北西斜坡区扶余油层成藏模式及主控因素

斜坡是油气区域运移的主要指向和主要成藏地带,具有较大的勘探潜力。为了探究杏北西斜坡区扶余油层油藏特征及勘探重点,综合利用地震、测井、录井、油田实际生产等资料开展了研究。研究表明,该区主要是发育受断层和岩性控制的断层遮挡、断块、断鼻、断背斜、岩性上倾尖灭和断层-岩性等油藏。油水分布整体呈现“上油下水”的规律,没有统一的油水界面。对油成藏模式的研究表明,该区具有“源内倒灌运移”、“源外侧向运移”聚集成藏两种模式：即油源区内青山口组源岩生成并排出的油在青山口组古超压的动力作用下,以沟通油源和下部扶余油层砂体以及圈闭的源断裂为路径,向下“倒灌”进入了圈闭成藏;第二种模式是西侧齐家-古龙凹陷青山口组源岩生成的油先“倒灌”到扶余油层后,沿着连通齐家-古龙凹陷和杏北地区的砂体和断层等通道,向东进入杏北地区。该区油藏的分布主要受油源、断层和砂体的有机匹配及反向正断层的控制。首先青山口组的超压是倒灌运移的关键,充足的油源是成藏基础,断层和砂体的有机匹配提供了倒灌运移的通道。最后指出了断砂匹配较好的反向正断层的上升盘是本区勘探的重点,下降盘对油聚集起到诱导作用。     

松辽盆地西部斜坡带油气运移主输导通道

通过对松辽盆地西部斜坡带400余口井的回剥分析,再现了油气运移关键时刻区域盖层的底界面构造。从该构造图上识别出油气向西部斜坡带运移的4种脊状构造,即鞍状构造-岩性脊、断层-岩性脊、背斜-岩性脊和纯岩性脊。4种脊状构造在空间上的有机组合形成了油气向松辽盆地西部斜坡带运移的主输导通道。该主输导通道呈枝状,先从多个方向汇集了来自齐家-古龙凹陷的油气资源,然后向两个主要方向输送,其一向北西方向的富拉尔基,其二向西部的平洋油田方向。     

敖古拉断裂带在大庆长垣以西地区油气运聚成藏中的作用

在敖古拉断裂带发育及活动特征研究的基础上，根据断裂带特征及断移地层岩性特征，预测断裂带中泥质含量，据此对敖古拉断裂带在主要目的层青山口组、姚家组和嫩一、二段内的侧向封闭性进行了评价。研究表明该断裂带在青山口组、姚家组和嫩一、二段内对油气均具有良好的侧向封闭性。通过对敖古拉断裂带与齐家-古龙凹陷源岩及油气藏分布关系的研究认为，敖古拉断裂在大庆长垣以西地区油气运聚成藏过程中对齐家-古龙凹陷西运油气的遮挡作用，使油气在断裂带东侧聚集成藏；对齐家-古龙凹陷西运油气的转向和汇聚作用，使断裂带以西的油气呈线状分布。     

江桥地区油藏地质特征与油气成藏主控因素

江桥地区位于松辽盆地北部西斜坡带中段,油藏主要以微幅度构造、岩性和地层一岩性油气藏为主.研究区油层主要分布在萨二、三油层和高台子油层顶部,厚度较大,储层物性较好,主要为高孔高渗型.地层为正常温压系统,地层流体为稠油和湿气.油气成藏主要受圈闭与运移通道控制.油气主要聚集在岩性上倾尖灭、河道透镜状砂体、构造-岩性3种类型的圈闭中,以远距离油气运移为主,运移的主要通道是高台子油层顶部的区域不整合面与储层中的砂体.     

松辽盆地西部斜坡油气来源与运移研究

通过地球化学指标分析,松辽盆地西部斜坡的原油大多属于成熟原油,与齐家-古龙凹陷的原油有相似性,而与西部斜坡本身的未熟-低熟烃源岩可比性差;咔唑类含氮化合物分析数据显示由东向西屏蔽型含氮化合物(运移距离远)相对含量逐渐增大,而裸露型含氮化合物(运移距离短)相对含量逐渐减小,表明西部斜坡原油发生了较长距离的运移;嫩一、二断湖相泥岩形成的区域性盖层,姚家组、青山口组砂岩,姚家组底区域不整合面以及单倾的斜坡使齐家-古龙凹陷生成的油气具备了向西部斜坡发生运移的地质条件。     

铁山、双家坝飞仙关组储层预测

经地质研究认为，海槽的发育对飞仙关组鲕粒岩、鲡粒云岩的分布具有明显的控制作用。铁山、双家坝构造与川东北的渡口河、罗家寨构造等同属于开江-粱平海槽台地相沉积。因此，铁山、双家坝构造也应在飞仙关组具有很好的鲕滩储层。文中从地质、测井资料分析出发，利用Strata软件对铁山、双家坝飞仙关组进行了储层预测研究，基本搞清了铁山、双家坝飞仙关组储层的发育及分布状况。     

柯克亚背斜油气藏形成条件

从烃源岩的热演化史，构造的形成演化史，储集岩的成岩作用史分析论证了柯克亚背斜下第三系始新统卡拉塔尔组及上第三系中新统油气藏的形成及成藏模式。卡拉塔尔组凝析气藏的形成具下断上褶垂向运移和不整合面倒向运移双重运聚模式。中新统带油环的凝析气藏的形成具侧断背科型运聚模式。断裂及不整合面是油气运移的主要通道。     

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本文从油气的来源,断裂系统的发育特征,储集相带的展布和砂体发育特征三个方面,对伏龙泉－顾家店背斜带的成藏主控因素进行了系统分析,总结油气成藏规律,指出伏龙泉构造北高点具有一定的油气前景。断陷层和坳陷层分属上,下两套不同的断裂系统,不发育“通天”的逆断层,其中,断陷层主要发育3条后退式的同生断层,控制了断陷层地层的发育,坳陷层发育数目众多的小断层,对原生油气藏起到破坏和重新调整的作用,断坳转化阶段的登娄库组顶面发育的断层较少,由于上,下断层不连通,中深层（营城组,登娄库组）的油气保存条件较好,根据已有钻井的气显示反馈,认为坳陷层区内的浅层气藏是镒生的残留气藏,各井的气显示差异,气藏的含气面积和充满程度主要受断层和岩相两种因素控制,根据研究成果,提出了在伏龙泉构造北高点要重视中深层油气勘探的建议。     

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对控制生物气成藏的诸项地质因素进行了探讨，取得如下认识；（１）产甲烷菌的大量和繁殖是生物气富集的关键因素，其 适宜的地球化学环境为缺氧，缺硫酸根、中－中高温、较低矿化度的近中性水介质环境；（２）Ⅰ、Ⅱ型有机质的最佳生气温度为３５－４０℃，Ⅱ型有机质的最佳生气温度为４０－５０℃；（３）有机质生气潜力按Ⅰ、ⅡⅢⅢ     

泸州古隆起嘉陵江组油气成藏期的确定

通过流体包裹体分析及其均一温度的研究，并结合烃源岩演化史、储层地温史、岩心薄片镜下沥青的观察，按照油气分段捕获原理，确定四川盆地泸州古隆起嘉陵江组油气共存在4次成藏期，即中三叠世、中侏罗世前后、晚白垩世前后和喜山运动中晚期, 分别对应古油藏的形成与破坏期、志留系注气为主期、二叠系注气为主期和油气再分配期。同时，根据储层沥青在镜下的光学特征和在各类孔隙中的分布形态的观察，可定性确定泸州古隆起嘉陵江组油气存在多期注入和叠加的历史，并证实泸州古隆起核部曾经存在一个来自志留系烃源的印支期古油气藏。结果表明，综合考虑多种因素,应用流体包裹体确定油气成藏期的方法行之有效。     

莺歌海盆地生物气成藏特征

对莺歌海盆地第四系-上新统生物气的地球化学特征、气源岩生烃潜力、成藏条件等进行综合分析，发现该区生物气以甲烷和氮气为主,干燥系数高达0.99，甲烷碳同位素轻（-74.7‰～-55.72‰）,但氢同位素偏重；认为该区第四纪-上新世快速沉积造就了甲烷形成的有利地质环境，该套气源岩平均有机碳含量约0.4%，平均产甲烷潜量达278 m³/t（有机碳），显示出较大的生气潜力；烃源岩内部不连续砂体比较发育；盖层厚度大、渗透性差且饱和高矿化度地层水,使得其排替压力明显小于下伏砂岩，对气层产生了有效的封盖作用。因此，该区上新统-第四系具有适合于生物气的生成、运聚成藏的地质-地化条件，勘探前景广阔。     

致密砂岩储层储渗体差异识别技术--以新场气田沙溪庙组气藏为例

运用地震、测井多种处理解释手段基础上,以动态信息为线索,以测试与实验分析相结合为手段,以表征储层储渗差异现象的地质模型为突破口,以建立等效地球物理模型为纽带,筛选并形成了识别储渗体差异性的方法技术。     

古潜山地层岩性分析与储层评价

近年来随着油气资源需求的增加和勘探开发难度的增大,古潜山油气藏研究已成为辽河油田油气勘探开发的重要领域。测井评价的难点包括:①岩石骨架矿物成分变化大,岩性测井划分困难;②储集空间以次生孔隙为主,裂缝发育,储层识别率低;③缺乏有效的裂缝性储层参数计算方法,包括裂缝孔隙度以及储层饱和度等;④裂缝型储集空间内流体类型的识别和评价依然是一个世界性难题。本文研究重点是①与②,在常规测井评价方法的基础上,充分利用ECS、成像等测井新技术,学习和借鉴国内外先进的技术和经验,建立完善复杂的岩性识别方法及储层评价方法例如:测井曲线响应值法、交会图法、ECS测井分析、多矿物组分分析(Optima程序)等;在准确识别岩性的基础上,提高对该类储层的认识,进而提高古潜山储层的测井解释符合率,减少不必要的施工费用,提高经济效益。     

油藏岩石润湿反转与储层损害

本文综述了关于钻井液等外来液体引起油藏岩石润湿性改变及其机理研究方面的成果和进展;分析了钻井液及其处理剂、无机离子、pH 值以及温度、压力影响油藏岩石润湿性的原因;着重从润湿性与油、水相对渗透率和采收率的关系论述了钻井液引起的润湿反转对储层的损害,并总结了防止和克服这种损害的途径和措施。     

雅克拉气田亚格列木组储层参数测井解释与储层评价

塔里木盆地雅克拉气田白垩系亚格列木组属中低孔中低渗强非均质砂岩储层,近年来,气田增储上产遇到困难,需对该组进行再次评价。该文综合地质、测井,钻井,岩心分析资料,在岩心归位,测井数据标准化,归一化后,挑选建模的学习样本,利用BP神经网络建立孔隙度和渗透率预测模型,并用误差统计法和叠合图比较法对储层参数预测效果进行评价,孔隙度平均绝对误差为0.90%,渗透率平均相对误差为22.61%,误差统计表明预测达到较高的精度;并根据现有资料,在确定储层综合评价模型,评价参数及其权重,单项评价参数的评价分数的计算方法后,对研究区各储层段进行分类,并总结了各类储层的电性响应特征和储层特征,确定有利储层的位置为构造高点和辫状河道和心滩发育区,建议Ⅱ、Ⅲ类储层进行措施调整,以改善储层物性,提高油气产量。