深层封盖条件对天然气成藏的控制作用

在深入研究大庆长垣以东深层天然气藏封盖特征基础上，认为封盖条件对成藏具有重要的控制作用：盖层发育的空间部位不同以及断层的遮挡作用控制着不同类型圈闭的形成。盖层封闭能力形成期、断层活动期与气源岩大量排气期的配置关系控制着深层天然气的运聚成藏期。优质盖层的分布控制着深层天然气藏的分布，断层断穿层位控制着天然气的运聚层位。     

松辽盆地徐家围子断陷火山岩盖层封气能力综合定量评价

对松辽盆地徐家围子断陷14个火山岩盖层气藏解剖研究表明,徐家围子断陷白垩系营城组一段顶部火山岩盖层具有高声波时差和井径扩容的特征,岩性主要为凝灰岩、火山角砾岩等,厚度为0~80 m,是一套良好的局部盖层。在分析火山岩盖层封气能力的影响因素,即火山岩厚度、排替压力、断层垂向封闭性、天然气黏度和气藏压力基础上,建立了火山岩封气能力综合评价方法,并得到天然气储量丰度与其火山岩盖层封气能力综合评价参数a具有正相关关系。结合天然气储量丰度的划分标准,得到徐家围子断陷形成高储量丰度气藏所需要的a值大于或等于0.005 m•Pa•s,形成中等储量丰度气藏所需要的a值为0.005～0.002 m•Pa•s,形成低储量丰度气藏所需要的a值为0.002～0.0003 m•Pa•s,形成特低储量丰度气藏所需要的a值小于0.0003 m•Pa•s。由此得到火山岩盖层封气能力分布特征:封闭高储量丰度气藏的火山岩盖层主要分布在徐家围子断陷东北部地区;封闭中等储量丰度气藏的火山岩盖层全区基本均有分布;封闭低储量丰度气藏的火山岩盖层主要分布在徐家围子断陷中部和南部地区,西北部也有局部分布;封闭特低储量丰度气藏的火山岩盖层在全区零星分布,主要处于火山岩盖层的尖灭线附近。徐家围子断陷天然气的富集在一定程度上受到火山岩盖层封气能力的控制。     

盖层封闭天然气藏定量评价模型

为了定量评价盖层封闭天然气性能,分别建立了散失过程开始、封闭气柱最大高度、突破时间、逸散速率等指标的数学模型。依据东营凹陷深层泥岩实际地质资料,利用测井资料拟合出经验公式用以求取封盖参数;综合考虑盖层固有封盖性能、盖层阻滞天然气通过的阻力与气藏驱动力之间的差值、天然气突破时间与气藏成藏时间对比等因素,对东营凹陷沙一段和沙三中、下亚段泥岩盖层封闭性能进行了评价,结果表明沙一段盖层封闭天然气最有利地区为民丰洼陷,利津洼陷、博兴洼陷沙一段盖层不利于天然气的保存成藏;沙三中、下亚段泥岩盖层封闭性能较好的区域分布于利津洼陷、民丰洼陷,其次为牛庄洼陷。     

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。     

歧口凹陷沙河街组一段中部区域盖层封气能力综合评价

依据单井以及气藏资料,对歧口凹陷沙河街组一段中部区域盖层综合评价参数进行了研究。认为盖层的厚度普遍较大且连续性好,有较强的微观封闭能力;但北大港潜山构造带和板桥凹陷北部地区较高的储层压力系数与盖层内断裂的垂直断距较大造成偏小的断层岩排替压力不利于盖层对天然气保存。基于盖层厚度、排替压力、气藏压力系数与断层垂向封闭特征等4个参数建立盖层封气能力综合评价方法,并根据歧口凹陷盖层封气能力评价标准,对盖层的封气能力进行了评价。研究认为沙河街组一段中部区域盖层在歧口凹陷大部分地区均具有封闭中、低储量丰度气藏的能力,在凹陷区具备封闭高储量丰度气藏的能力,评价结果与目前气藏的特征具有较好的一致性。     

东濮凹陷深层气盖层封闭性及有效性研究

在油气源充足的条件下,盖层的分布与封闭性能控制着油气的运移、聚集与保存,良好的盖层可以阻滞油气渗流运移并降低天然气的扩散散失,使其在盖层下聚集成藏。与油藏相比,天然气藏对盖层条件要求更高。文章从宏观、微观及时空配置关系等方面对东濮凹陷深层气盖层的特征、封盖能力及有效性进行了分析,认为东濮凹陷深层气盖层主要是沙三段的暗色泥岩及盐岩,盖层品质好、分布广、厚度大;盖层物性封闭能力以好为主,部分为中等;沙三段地层普遍存在的异常压力,对其下伏气藏构成超压封闭;深部盖层本身也是烃源岩,其中的天然气浓度高于下伏储层中的天然气浓度,烃浓度封闭作用明显;盖层初步具有封闭能力对应的封气门限时间大大早于生烃期;盖层的有效性显著。     

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盖层对气藏的保存极为重要，其封盖能力的优劣决定了气藏的“存亡”。盖层的宏观封闭性是指盖层厚度、岩性、纵横向分布等宏观特征所体现出来的封闭能力，是盖层封闭能力的最直接表现，也是控制大中型气田（藏）分布的主要因素之一。鄂尔多斯盆地中部上古生界石炭—二叠系煤系地层中天然气资源十分丰富，针对该层系的勘探工作可以为大气田提供重要的后备储量，改变气田储量丰度偏低的状况。应用模糊数学方法，对陕甘宁盆地中部上古生界８个层段的盖层宏观封闭性进行了评价。结合实钻资料分析表明，该区上古生界试气较好的井大部分在封闭性隶属度高值区内，对气层封盖起重要作用的是上古生界及其上的泥质岩；上二叠统上石盒子组的封闭隶属度值明显高于其他层段，并且对区域性天然气富集有控制作用。研究结果可揭示上古生界气藏的形成及分布规律。     

松辽盆地北部深层天然气成藏动力系统及空间分布特征

成藏动力学系统研究是石油地质学从静态、定性描述向动态、定量表征研究过程转移的必然产物.根据烃源岩与气藏的空间位置、盖层分布特征、油藏流体性质和压力分布特征以及天然气运聚机理,将松辽盆地北部深层天然气藏划分为远源常压气藏系统和自(近)源超压气藏系统以及无机成藏系统.远源常压气藏系统主要包括以泉一、二段为盖层的K₁d2-K₁q1-2成藏组合和以登二段为盖层的K₁yc-K₁d2成藏组合;超压气藏系统为自生自储的Jhs1-K₁yc成藏组合,自(近)源超压气藏系统是松辽盆地北部深层寻找大中型天然气藏的勘探方向.      

贝尔断陷南一段泥岩盖层和对成藏的控制作用

在全面分析了海拉尔盆地贝尔断陷南一段泥岩盖层宏观发育特征及地球物理信息所反映的微观封闭特征的基础上,选取排替压力、盖层厚度、泥岩单层厚度、泥地比、异常孔隙流体压力和沉积环境作为评价参数,对贝尔断陷南一段泥岩盖层进行了综合评价。结果表明,研究区内南一段泥岩盖层发育程度较好,横向连续性好,可作为下覆油气藏的区域性盖层;盖层具有较强的封闭能力作用;盖层封闭能力好~中等以上的区域主要分布在该区的中部和北部;该区南一段泥岩盖层是古潜山多源一储和新生古储成藏模式的主控因素之一,同时控制着油气藏的空间分布。     

莺歌海盆地中央坳陷带成藏体系的盖层评价及控藏作用

莺歌海盆地是我国南海重要的天然气探区。通过对莺歌海盆地中央坳陷带不同成藏体系典型气藏和含气构造的精细解剖,评价了盖层的有效性及控制因素,并分析了盖层对天然气成藏的控制作用。研究结果表明：(1)莺歌海盆地中央坳陷带浅层和超浅层成藏体系中,盖层的封盖有效性受到盖层、底辟构造及底辟构造活动伴生断裂的共同控制;中深层成藏体系中普遍存在异常高流体压力,且断裂不太发育,盖层水力封闭是控制油气差异富集的关键因素。(2)浅层和超浅层成藏体系内,脆性盖层保持封盖有效性的临界断接厚度为86～98 m;中深层成藏体系内,盖层的封盖有效性可以通过水力破裂压力系数进行评价,当系数大于1时,意味着盖层已发生破裂或具有极强的水力破裂的风险。(3)整体上中央坳陷带超压诱发的水力破裂是中深层盖层封闭失效的根本原因,深层天然气通过水力破裂通道运移至浅层,最终经断裂调整至超浅层成藏,气源充足的条件下,超浅层及浅层气藏主要集中分布在底辟的顶部,而中深层气藏主要集中分布于底辟翼部及斜坡区。     

带气顶裂缝性碳酸盐岩油藏开发特征及技术政策

哈萨克斯坦让纳若尔油田为带凝析气顶的大型复杂碳酸盐岩油田.Г北油藏是让纳若尔油田的主力油藏,油藏具有孔隙一裂缝双重介质渗流特征,且平面上不同区域的裂缝发育程度具有较大差别.由于油藏早期注水不足,地层压力持续下降,导致自然递减一直处于较高水平.研究不同裂缝发育程度储集层的开发特点以及合理开发技术政策发现,裂缝发育区与不发育区的开发技术政策存在明显的差别:裂缝发育区合理压力保持水平为25～27 MPa.以1.1的注采比恢复压力,可以获得更高采出程度;裂缝不发育区合理压力保持水平为32 MPa,合理注采比1.3.屏障注水与面积注水注水量比例为2:8时,能实现既合理利用气顶能量,又提高面积注水效果的目的.图9参10     

天然气充注成藏与深部砂岩储集层的形成 ——以塔里木盆地库车坳陷为例

在塔里木盆地库车坳陷深层天然气成藏条件分析的基础上,阐明深部有效储集层的形成机制.研究表明,天然气充注成藏过程与深部砂岩有效储集层的形成具有密切关系:早期曾捕获到油气的储集层,后期深埋后储集层性能较好;若早期未能捕获到油气,深埋后储集层则比较致密.深埋压实作用对孔、缝的保存影响较大.在储集层深埋致密化之前发生的油气充注过程,抑制了岩石的机械压实和裂缝闭合,阻碍了致密化进程,使储集层的有效孔、缝得以保存.库车深层煤系气源充沛,高演化侏罗系烃源岩成气潜力依然较大,深部砂岩储集层发育次生孔隙和微裂隙,膏盐盖层分布广,厚度大,生储盖空间配置好;以断裂为主构成的输导体系发育,排烃效率高,运聚系数大,油气被高效捕获成藏;盐构造下的深部和超深部圈闭发育.因而,库车坳陷深层和超深层成藏条件好,勘探潜力巨大.     

相控模式下的济阳坳陷中深层气藏预测方法——以孤北深层石炭-二叠系煤成气藏为例

为解决济阳坳陷中深层气藏由于埋藏深、地震资料品质不理想及单一的储层预测技术应用效果差的问题，在系统分析沉积相对烃源岩、储层分布、储盖组合和储层物性等控制作用的基础上，开发了基于相控的生储盖地震地质综合解释技术，结合相势匹配关系，建立了中深层气藏的相控模式。该技术丰富了中深层气藏勘探的技术方法，在孤北深层天然气藏的预测中取得了良好的效果，可以作为济阳坳陷中深层气藏勘探的有效手段。     

深层油气藏的流体特征及成藏条件

深层油气藏已成为油气发现的重要组成部分。在总结国外深层油气藏勘探开发经验的基础上，阐述了油气的赋存深度和高温高压下的流体特征，以及深部油气成藏的地质条件和形成圈闭的控制因素等。由于良好的盖层封闭和次生成岩作用，深部储层一般具有较大的储集空间和油气储量。对于裂谷盆地，除了构造油气藏外，浊积扇体岩性油气藏亦应作为勘探重点。     

深部油气成藏机理概论

随着油气勘探向纵深发展,深层成为油气勘探的重点目标和热门区域深部油气成藏机理在生、储、盖、运、保等方面与浅部有很大差别,深层大多发育超压,超压系统内的烃源岩演化会受到抑制。另一方面,深部流体促进烃源岩成熟;超压可以缓;中压实作用和抑制胶结作用,从而保存和改善储层;深部的储盖能量配置在很大程度上影响成藏;深部流体的排放形式多为幕式排烃的瞬态流体,这意味着油气可以在晚期快速成藏;深部流体具有高热量、强溶解能力、高能量的特点,可以促进原本不可能成熟的烃源岩生烃,强化那些已经成熟的烃源岩,强的溶解能力不断溶解围岩及砂体的胶结物,在储层中产生裂缝和溶洞,从而改善储层通过分析深部油气成藏的各个要素,系统总结了深部油气成藏的生烃、储层、排烃方式、盖层的特点。     

库车前陆盆地深层高效致密砂岩气藏形成条件与机理

由于深层油气勘探成本高,因此钻前预测深层致密砂岩气藏的含气性显得尤为重要。库车前陆盆地深层致密砂岩气田具有高丰度、高含气饱和度、高压、高产、稳产的特征,为高效致密砂岩气藏。在对致密砂岩气藏含气性影响因素及机理的理论分析基础上,以库车前陆盆地深层大北、克深、迪北等高效致密砂岩气田为例,通过与四川盆地、鄂尔多斯盆地典型致密砂岩气藏的对比分析,探讨了库车深层高效致密砂岩气藏的形成条件与机理。结果表明,库车前陆盆地深层高效致密砂岩气藏的形成条件可归结为超压充注、裂缝发育、"早油晚气"成藏过程和优质保存条件4个方面。其中超压充注和裂缝发育是库车前陆深层高效致密砂岩气藏形成的最主要因素;优质烃源岩条件及其造成的高源储压差和超压充注是致密砂岩形成高含气饱和度的前提条件;裂缝发育控制了致密砂岩气藏的成藏、富集与高产;早期油充注对储层润湿性的改变有利于晚期天然气的充注,而优质膏盐岩盖层保存条件则是气藏保持超压和高含气饱和度的关键。这4个方面有利因素的匹配使库车前陆盆地能够形成有别于其他盆地的高丰度、高含气饱和度和高产的致密砂岩气藏。在致密砂岩储层基质物性相差不大的情况下,源储过剩压差、裂缝发育情况、保存条件和现今地层超压情况是深层致密砂岩气勘探评价中需要考虑的最主要因素。     

致密砂岩气充注机制及成藏富集规律

致密砂岩气资源量潜力巨大,已成为全球非常规天然气勘探的重点领域。根据成藏期储层物性控制成藏机理,可将致密砂岩气藏划分为先成藏后致密型、先致密后成藏型和复合型3种类型。致密深盆气藏具有近源运聚、持续充注、非达西渗流的特征,成藏动力主要是超压压差和源储压差,含气性受充注压力、储层物性、非均质性和渗透率级变系数的共同控制,特殊的"动力圈闭"成藏机制决定了其成藏过程的多阶段性及复杂的气水分布关系。致密砂岩气大规模富集成藏需要具备大面积高丰度的烃源岩、与源岩紧密接触的大面积非均质致密储层、区域性盖层及平缓的构造背景4个条件。     

渤海小气顶油藏油气界面下移规律及应用

为了有效防止油气区的原油、天然气相互窜流,以渤海B油田小气顶油藏(气顶指数小于0.5)为例,基于数值模拟和油藏工程方法研究了小气顶油藏的油气界面下移规律.在此基础上,绘制出不同工作制度的油气界面下移规律图版,综合考虑油田的生产压差,筛选合理的工作制度.研究结果表明:采油速度、注采比等是影响油气界面下移的主控因素;小气顶...     

鄂尔多斯盆地陇东地区上古生界天然气富集规律

基于鄂尔多斯盆地陇东地区上古生界气源条件、储层特征、盖层特征等的分析,对研究区上古生界天然气富集主控因素进行了研究。研究表明,鄂尔多斯盆地陇东地区上古生界天然气气藏的形成与分布主要受气源、盖层和储层条件三元耦合关系控制。气源条件、山西组1段直接盖层条件共同控制区域上气藏的形成与分布。区域上生烃强度高,山西组1段泥岩盖层厚度大于35 m的区域为山西组1段气藏有利成藏区,山西组1段泥岩盖层厚度小于35 m的区域则主要为石盒子组8段气藏有利成藏区。储层条件控制天然气的局部富集,其中气源条件、山西组1段盖层条件相似时储层“甜点”控气,即储层质量越好天然气越富集;气源条件、山西组1段盖层条件均有利时,相对较差储层亦可成藏。值得注意的是,气源、盖层和储层条件三元耦合关系控制的天然气最佳成藏富集区并非三者均为最优的地区,而是三者最佳配置、相互补偿形成的有利区。