柴达木盆地狮子沟地区中深层裂缝性油藏

狮子沟构造位于柴达木盆地西部茫崖坳限，毗邻阿尔金斜坡，属于狮子沟－油砂山构造带，走向北北西－北西西（见图1），地面构造为南陡北缓的背斜，轴线长25km，宽7．8km，构造面积164．3km^2。1957－1977年探明狮子沟构造浅层（N2^1-N1 ,即下油砂山组－上干柴沟组）细－含砾砂岩油藏；1977－1985年发现中深层（N1－E1＋2，即上干柴沟组－路乐河组）裂缝性油气藏；1985年以后进入滚动勘探开发阶段。     

柴达木盆地伊克雅乌汝地区狮子沟组(N32)生物气特征及资源潜力评价

通过对柴达木盆地伊克雅乌汝地区新近系狮子沟组(N32)生物气及其烃源岩地球化学特征、形成条件的分析,并选用面积丰度地质类比法估算了生物气资源量,评价了资源潜力.研究表明,N32层段气体δ13C1值为-67.3‰,C1/(C2 C3)为587,气体组份以甲烷为主,含量达98.01%,为生物气特征.而N32层段稳定快速的沉积/沉降,寒冷的气候条件和高盐度的水体环境为生物气形成创造了有利条件.其气源岩主要为暗色泥岩,有机碳含量主要分布在0.2%～0.6%之间,有机质类型以Ⅱ2型和Ⅲ型为主.采用面积丰度地质类比法,确定该区类比储量丰度为1.96×108m3/km2,地质资源量为1262×108m3,而伊深1井于N32层段首次获得生物气工业气流,上交控制储量为121.03×108m3,表明研究区具有良好的生物气资源潜力.     

柴达木盆地狮子沟油田古近系异常高压成因

实测地层压力资料显示,柴达木盆地狮子沟油田古近系异常高压明显,压力系数最高可达2.07.研究认为,异常高压的主要成因为不均衡压实、有机质生烃和构造挤压作用,3种因素产生的异常压力占现今剩余压力的比例分别为20％ ～ 30％,30％ ～ 40％和35％～50％.此外,依据地质历史时期异常压力产生的主控因素和时间顺序,提出了研究区异常高压形成过程的概念模式:地层先因不均衡压实而出现弱超压,由于厚度较大的泥质岩、上覆膏岩层和断层在时空上的有效组合,在深部形成较好的封闭体系;随着地层的快速埋深,有机质逐渐成熟生烃,成为内部增压的主要来源;持续并且逐渐加强的构造挤压作用进一步提高了异常压力幅度.     

柴达木盆地狮子沟油田古近系油气成藏期次

柴达木盆地狮子沟油田古近系蕴藏着丰富的油气资源,但多年来其深层油气勘探一直未取得突破,油气成藏期次的不明确阻碍了对其油气成藏过程的准确认识.通过对狮子沟油田古近系储层流体包裹体的镜下观察、荧光分析以及均一温度和盐度测试,对其古近系油气成藏期次进行研究表明,研究区古近系主要发生2期油气充注事件.结合埋藏史和热演化史分析可知,第1期油气充注发生于上新世中期,距今约12～10 Ma,捕获的流体包裹体以浅黄色、黄绿色液态烃和气液烃为主;第2期油气充注发生于上新世末期,距今约4～2 Ma,捕获的流体包裹体以黄绿色和绿色气液烃为主.此外,研究区油气藏还具有多期充注和持续充注的特征,但主要的油气充注时期均相对较晚,晚期形成的油气藏规模更大.     

柴达木盆地中东部深层天然气成藏条件与勘探潜力

柴达木盆地中东部勘探面积大,勘探程度低,潜力大,在钻井过程中新近系虽有不同程度的天然气显示,但却一直未有重大的勘探突破。在对新近系烃源岩的有机质丰度、类型、成熟度等指标分析的基础上,对深层天然气成藏条件及勘探潜力进行了研究。认为一里坪—三湖地区新近系有机质类型以Ⅱ2型和Ⅲ型为主,纵向上,上油砂山组和下油砂山组的暗色泥岩厚度最大;烃源岩在埋深2 800 m进入生气门限,从4 000 m开始生成大量的热成因气,具有一定资源基础。新近系主要为湖泊及三角洲沉积相类型,发育滨浅湖滩砂坝、三角洲前缘砂坝和河道砂等,物性主要受沉积微相、粒度和埋藏深度等控制,鸭湖—涩北、碱石山—船形丘及碱山—红三旱地区是天然气潜在勘探领域。     

柴达木盆地狮子沟构造中深层裂缝型油藏的发现及经验教训

狮子沟构造中深层裂缝油藏第一口出油井花79井,位于狮子沟构造和干柴沟构造之间的向斜之中。第二口高产油井狮20井,位于狮子沟地面构造的东北翼上。当年在没有地震资料的情况下,勘探工作者凭什么把井位定在这样的位置呢？显然,狮子沟构造中深层裂缝型油藏两口发现井其井位的确定、所在的构造背景以及钻控历程都很具有特性,对后来的油气勘探有着非常可取的经验教训。     

柴西狮子沟构造油气成藏期与成藏模式

在烃源确认的基础上, 通过储集层流体包裹体分析及其均一温度的研究, 并结合烃源岩的热演化史和储集层地温史, 按照油气生成、运移、聚集的阶段性理论, 发现并证实狮子沟构造油气存在3个油气成藏期, 即E23沉积期、N12沉积末期和N32沉积末期, 分别对应E1+2 烃源岩开始生油期、E1+2-E13烃源岩生油高峰期和E23烃源岩生油高峰期。最后,根据成藏过程和成藏历史分析, 结合构造演化史建立了相应的油气成藏模式。     

柴达木盆地七个泉地区下干柴沟组体系域和沉积相

通过对七个泉地区地质录井和测井曲线资料分析,在下干柴沟组下段识别出2个沉积体系域。体系域主要为湖侵体系域和湖退体系域,其中储集体类型较为丰富,主要为扇三角洲砂体和深湖-伴深湖浊积砂体。将测井层序分析结果和地震储集层预测技术相结合,以体系域进行地震属性分析和沉积相编图,预测在七个泉地区东南部的三角洲前缘和北部的湖底扇砂体能够形成岩性油气藏。     

库车坳陷大北地区白垩系—古近系异常高压形成机制

库车坳陷大北地区是塔里木盆地异常高压较发育的地带,该地区古近系至白垩系（关键层位）的异常高压是钻井常常遇到的难题。通过检测大北地区古近系至白垩系的异常高压分布特征发现：南天山构造运动形成的挤压应力作用和该地区白垩系—古近系盐岩发育是造成大北地区这些层位异常高压的两大主要因素。结合整个克拉苏构造带的地质构造发育特点和关键层位的岩性构成情况,分别对这两大主要形成机制进行了详细的解释分析。     

柴达木盆地柴西地区古近系—新近系致密油勘探潜力分析

柴达木盆地柴西地区古近系下干柴沟组与新近系上干柴沟组地层均具备致密油形成的基本地质条件。柴西地区下干柴沟组上段有效烃源岩有机碳质量分数为0.8%~2.0%,有机质类型以Ⅰ—Ⅱ1型为主;上干柴沟组有效烃源岩有机碳质量分数为0.6%~1.5%,有机质类型以Ⅰ—Ⅱ1型为主。热模拟实验表明,柴西地区古近系—新近系在烃源岩镜质体反射率(Ro)为0.47%~1.30%时为主要生油阶段,Ro为0.75%时达到最大液态烃产率,具有烃源岩在低成熟阶段即可大量生烃并迅速排烃的特点。沉积相研究认为,古近系下干柴沟组和新近系上干柴沟组广泛发育的半深湖—深湖相烃源岩和与其互层沉积的滨浅湖相砂体或碳酸盐岩,构成了对致密油形成非常有利的源储共生关系,而古构造斜坡区和生油凹陷中心是致密油富集分布区。优选柴西地区新近系扎哈泉凹陷—乌南斜坡区上干柴沟组、南翼山—小梁山区带上干柴沟组—下油砂山组、七个泉—跃进斜坡区下干柴沟组上段为致密油三大有利勘探区带。     

柴北缘马北地区下干柴沟组储层特征

运用岩心、铸体薄片、扫描电镜和化验资料等,系统研究了柴达木盆地北缘地区下干柴沟组储层孔隙结构特征,并对储层发育的控制因素进行了分析。结果表明,下干柴沟组储集空间以原生粒间孔为主,其次为溶蚀孔和少量裂缝。储层综合评价为中孔-细喉道-中渗型储层。沉积相带是储层储集性能的主要控制因素,该区发育的辫状河河床亚相的砂砾岩是主要储集岩。成岩作用对储集性能也有影响,其中压实作用和胶结作用降低孔隙度,溶蚀作用增加次生孔隙。     

柴达木盆地西部南区第三系岩性油藏勘探与实践

综合研究表明,柴达木盆地西部南区第三系岩性油藏具良好的成藏条件,表现在:现今构造格局和古构造发育区控制着岩性油藏的分布;三大沉积体系(阿拉尔河流—三角洲—滨湖沉积体系、阿尔金冲积扇—扇三角洲—半深湖沉积体系、昆仑山—冲积扇—河流—滨浅湖沉积体系)及有利砂体(水退体系域的河流、三角洲和扇三角洲砂体)展布控制着岩性油藏的富集;富油凹陷及油气运聚方向控制着岩性油藏的形成。经过近年来的勘探实践,提出了一套适合该区地质特征的岩性油藏勘探方法,具体步骤包括:沉积背景分析、层序划分对比、层序界面追踪、沉积相综合分析、等时储层预测、目标评价与成藏规律分析。勘探结果表明,阿尔金山前的扇三角洲沉积体系、红柳泉—跃进地区湖泊沉积体系和跃进地区的河流—三角洲沉积体系形成的砂体,具有形成岩性油气藏的有利条件,是该区下一步岩性油气藏勘探的有利区域。     

柴西南区岩性油藏勘探思路及方法

柴西南区是柴达木盆地石油勘探的主要区域,石油资源量为15.35×10⁸ t,目前已探明石油地质储量3.53×10⁸,整体探明率低,勘探潜力大,目前发现以构造油藏为主。随着勘探程度的提高和勘探技术的进步,岩性油藏勘探正逐步成为该区主要的勘探领域。油气地质评价表明,柴西南区发育河流三角洲体系控制的古近–新近系碎屑岩岩性油藏,勘探领域广阔,具有良好勘探前景。近几年在红柳泉$E^1_3$油藏、乌南$N^1_2$油藏、昆北$E_{1+2}$ 油藏等地区的岩性勘探取得了良好成效,由此形成了比较成熟的勘探思路和方法。     

柴达木盆地上新世狮子沟期古气候演化与层序地层

柴达木盆地是中国西部青藏高原内部的一个大型中、新生代压扭性沉积盆地,印支运动以来一直处于沉降发展阶段,期间形成了总量达30 000×10⁸ m³的天然气资源。上新世狮子沟组沉积时期古气候演化过程不仅控制了盆地内部层序地层的发育和演化过程,也是世界最大生物气资源形成的重要控制因素之一。以柴达木盆地全井取心最长的气钾1井为重点,利用地球化学方法进行氯离子含量、微量元素、总有机碳含量测定,综合岩心、测井及古生物资料,结合层序地层特征,对盆地狮子沟组沉积时期古气候演化过程进行重建。气钾1井Sr/Ba、Sr/Ca比值与氯离子含量呈正相关,Sr/Ba、Sr/Ca比值随盐度增加而增大,在干旱环境中呈高值;Rb/Sr比值、总有机碳含量与氯离子含量呈负相关,Rb/Sr比值、总有机碳含量随盐度增加而减少,在干旱环境中呈低值,为柴达木盆地古气候演化精细研究提供了依据。柴达木盆地上新世狮子沟组沉积期古气候整体经历了干旱-湿润-干旱的演化过程,湖盆水体呈微咸水,结合层序地层特征,内部首次划分出5个次级气候旋回。古气候演化过程中呈现的旋回性与层序地层演化基本一致,表明前者对后者具有明显的控制作用。     

柴达木盆地西部油泉子油田浅层油藏储集层特征

柴达木盆地西部油泉子油田浅层油藏的主要含油层系为新近系上新统上油砂山组(N22), 为岩性-构造油藏。针对研究区储集层岩性认识不清, 储集空间存在争议, 依据岩心分析、成像测井和压汞、薄片等大量室内分析化验资料,对储集层的结构特征、储集物性以及对储集性能的主控因素进行了研究。指出油泉子油田浅层油藏储集层岩性主要为砂质泥晶灰岩、少量藻灰岩(含粉砂)和灰质(泥质)粉砂岩; 储集空间类型主要为粒间孔、溶孔; 储集层物性最好的为藻灰岩(含粉砂), 其次为砂质泥晶灰岩和灰质(泥质)粉砂岩; 储集性能的主要控制因素包括沉积微相、断裂作用、晚期沿断裂带大气淡水的溶解作用、有机酸的溶解作用等。     

柴达木盆地西南地区沉积物源及储集层物性研究

综合运用电子探针重矿物分析法对柴西南地区下干柴沟组的沉积物源进行了深入研究,通过研究可以确定,柴西南地区E¹⁺²₃时期主要有七个泉一阿哈堤物源区、阿拉尔物源区、祁漫塔格物源区以及东柴山物源区;其重矿物组合分为8个亚区,不同物源所形成的沉积物特征和相类型有一定 差异:七个泉-阿哈堤物源区以近距离、重力流沉积为主;阿拉尔物源区以中细粒级、河流-湖泊沉积为主;而祁漫塔格物源区和东柴山物源区以细粒级、湖泊沉积作用为主。研究预测,研究区中部物源沉积区的储集层性质总体上较优,其次为北部物源沉积区,而南部物源沉积区的储集层性质差。