济阳断陷湖盆层序地层学及砂砾岩油气藏群

以早第三纪始新世至渐新世的强烈块断为特征的济阳湖盆的勘探面积为2.6×10⁴km²,资源发现率达到60%,在20世纪90年代中期进入以岩性油藏为主的隐蔽油藏勘探阶段.应用层序地层学基本原理,在早第三纪湖相沙河街组和东营组划分出6个三级层序.它们具有完整的体系域构成,并可以进一步划分为深断陷和浅断陷两种类型.深断陷型三级层序湖扩展体系域油页岩有机质丰富,烃转化率高,是优质烃源岩.深断陷型三级层序低位体系域扇体包括浊积扇、扇三角洲等,它们与湖扩展体系域油页岩构成良好的生储配置,其含油率高达90%.这些扇体主要沿断裂坡折带发育,并且成群成带出现,形成砂岩隐蔽油气藏群,预测其远景资源量约为10×10⁸t.近年来在济阳断陷湖盆应用“断裂坡折带低位扇成藏”理论指导勘探,获得了2.35×10⁸t隐蔽油藏地质储量,且已生产原油288×10⁴t.     

扶余油田二次开发体系实施效果

扶余油田1970年全面开发,至2000年进行过2次全面调整,年产油量曾多年保持在100×10⁴t以上.到2002年年产油量仅为65×10⁴t,采出程度达25%,综合含水率高达89%,2003年年产油量仅为60.9×10⁴t.针对油田存在的井况差、分注率低、井网不适应和地面集输系统老化等问题,进行了第三次油田综合调整.形成和完善了油田二次开发体系,即重构地下地质体系、重建井网结构、重组地面工艺流程、重用配套工艺技术和重变开发方式.为了适应扶余油田二次开发体系,进行了10余种配套技术研究:复杂地面、浅层三维地震采集与处理技术;储层沉积微相研究;剩余油量化与性质研究;水平井及定向井应用;优化固井体系与实施;常温不加热集输;浅层定向井、水平井举升配套技术;携砂液高砂比造宽短缝压裂;窜流通道识别与调剖;蒸汽吞吐热采技术.在该油田实施配套技术系列后,新增石油地质储量达6 000×10⁴t以上,已累计新建产能95×10⁴t.该油田由年产原油量60.9×10⁴t,又重新上升到100×10⁴t以上,取得了良好的经济效益和社会效益.     

中国海上油田高效开发与提高采收率技术现状及展望

近年来,海上原油已经成为国内原油产量增长的主力军,海上油田高效开发对国民经济发展和国家能源安全的重要性日益突显。随着海上油田勘探难度的加大,提高采收率技术对海上油田开发所起作用也日趋重要。海上油田提高采收率技术历经20余年持续攻关,目前已初步形成以海上丛式井网整体加密及综合调整技术、海上化学驱技术、海上稠油热采、低渗油藏气驱为核心的海上油田高效开发技术体系,并分别在绥中、锦州、蓬莱、南堡、旅大、涠洲等油田开展了矿场应用,累计实现增油2 200×10⁴t,阶段提高采收率幅度6个百分点以上。文章系统论述了中国海上油田高效开发与提高采收率技术的进展及现状,全面分析了海上油田提高采收率技术所面临的挑战,并提出相应的对策与发展展望,对于推动海上油田高效开发具有重要参考和借鉴作用。     

鄂尔多斯盆地三叠系延长组8段非常规油藏成因与成藏模式——以盆地东南部甘泉西区为例

鄂尔多斯盆地延长组8段（长8段）剩余油资源量约为21.5×10⁸t,页岩油、致密油复合成藏控因与分布规律等研究较为薄弱,制约着盆地非常规油藏的勘探与发现。通过鄂尔多斯盆地东南部甘泉西区岩心、测井、烃源岩评价、实验模拟等测试资料,深化了生-储-盖组合、输导体系与成藏机理等研究。甘泉西区烃源岩总排烃量为14.1×10⁸t,构造演化控制了多套烃源岩与多类型砂岩储层的交互分布。发育长8段源内砂岩薄夹层型、长8段-长7段源内砂岩薄夹层型、长8₂小层源储近邻型与长8₁小层源储近邻型4种有利生-储-盖组合,其中页岩油藏以"源储一体式"Ⅰ、Ⅱ型配置为主,致密油藏以"源储近邻式"Ⅲ、Ⅳ型配置为主。储层品质与原油充注程度控制着地质储量及可采储量规模,是形成非常规油藏地质"甜点"的关键。建立了非常规油藏多源多储有序复合成藏模式,即"多源生烃增压,驱动多向供烃,裂隙网络联合输导,多储差异充注"。页岩油主要以游离态聚集于烃源岩层系储集性能优良的滩坝砂岩薄夹层,属烃源岩层系内一次运聚成藏;少量页岩油以吸附态滞留于源内粉砂质纹层或以游离态赋存于页理缝孔隙中,属原位成藏。致密油以游离态聚集于烃源岩层系外储-盖配置优越的砂体中,属近源短距离二次运聚成藏。页岩油与致密油时空有序运聚、连续复式成藏,呈局部"甜点"富集、垂向叠置发育、区域集群分布。在有序复合成藏模式的指导下,发现了甘泉西区亿吨级大油田,表明鄂尔多斯盆地长8段非常规石油潜力巨大。陆相坳陷型湖盆沉降中心周缘的三角洲前缘水下分流河道砂岩与湖相泥页岩及滩坝砂岩交互沉积区是页岩油、致密油的有利发育区带。     

塔里木盆地轮南—塔河奥陶系油田发现史的回顾与展望

塔里木盆地轮南和塔河奥陶系潜山风化壳碳酸盐岩油气藏具有相同的油气分布、储层特征、油藏类型和成藏条件,纵横向联成一体,同属于一个大油田。塔里木盆地奥陶系油气藏的发现井是轮南1井,以后经历了艰苦的探索过程,1996年取得了重大突破。从单井高产到获得探明储量,主要依靠一整套先进的地球物理、钻井、测井和测试技术。预计近几年内,轮南一塔河奥陶系油田将向东、西、南3个方向不断扩展,探明储量很快将达到10×10⁸t以上,可采储量达到1×10⁸t。     

辽河油田蒸汽辅助重力泄油开发实践

辽河油田是中国最大的稠油热采基地,稠油资源丰富,蒸汽吞吐是大部分稠油油藏的主要开发方式,但采收率仅为22%～25%。为有效提高辽河油田超稠油油藏采收率,针对油藏埋藏深、隔夹层发育和蒸汽吞吐后非均质性加剧等难题,开展蒸汽辅助重力泄油(SAGD)的室内物理模拟实验,进行油藏工程、钻采工艺、地面工艺等方面的系列攻关研究,先后经历了蒸汽辅助重力泄油先导试验、工业化一期工程和工业化扩大3个阶段。目前,辽河油田已有72个井组转为SAGD开发,2019年年产油达到105×10⁴t/a,已连续3 a年产油超过100×10⁴t/a。形成的地质、油藏、工艺配套的SAGD系列技术,可为同类油藏的开发提供借鉴。     

饶阳凹陷油藏储量在空间分布的分形特征

在油藏级别划分的基础上,研究了饶阳凹陷201 个油藏储量规模的分形曲线,认为该区今后勘探工作中发现112×10⁴t 级别以上的油藏难度较大,28×10⁴~112×10⁴t 的油藏有一定的勘探潜力,大量28×10⁴t 以下的油藏待探明;计算前古近系、沙河街组、东营组、新近系4 个层位油藏储量规模的分形维数,并统计各层系油藏的分形特征值,认为沙河街组勘探潜力最大,其次为东营组,新近系发现油藏的概率大于前古近系,但发现30×10⁴t 以上油藏的机会不如后者;通过对比整体、前古近系、沙河街组油藏空间分布的分形特征,发现整体分形维数远大于分层分形维数。分形维数的大小反映含油面积,而不能直接代表储量的大小。     

利用水平井挖潜底部强水淹的厚油层剩余油

绥中36-1油田为东营组下段湖相三角洲沉积的大型披覆背斜稠油油田,已进入高含水开发阶段.如何利用水平井挖潜厚油层顶部剩余油、提高油田采油速度,是目前开发过程中面临的主要问题.文中通过建立精细井组油藏模型,在剩余油分布研究的基础上,利用多段井技术与多相垂直管流(VFP)技术相结合的方法研究水平井部署的可行性.现场实施结果...     

渤海不同类型稠油油藏开发策略研究

为提高渤海稠油油藏开发效益,根据油藏特征和海上生产条件,在开展冷采人工注水、热采转驱或蒸汽辅助重力驱(Steam Assisted Gravity Drainage, SAGD)的水体倍数界限、常规水驱与注蒸汽开发的流体性质界限和布井区油层厚度或油柱高度界限研究的基础上,结合先导试验认识与行业分类标准,提出了渤海稠油油藏分类标准并确定了不同的开发策略。普Ⅰ-1类稠油(50^*～150^* mPa·s),采用常规水驱、化学驱开发。普Ⅰ-2a类稠油(150^*～350^* mPa·s),采用常规水驱、热水驱开发。普Ⅰ-2b类稠油(350^*～10 000 mPa·s),弱水体油藏采用蒸汽吞吐、蒸汽驱开发;中、强水体油藏利用天然能量或人工注水开发;低油柱油藏采用火驱开发。特稠油块状底水稠油(10 000～50 000 mPa·s),采用蒸汽吞吐、SAGD开发的渤海不同类型稠油油藏开发策略与技术路线。研究结果为渤海稠油油田开发部署与技术攻关提供了依据。     

西峰油田成藏地质特征及勘探方向

西峰油田位于鄂尔多斯盆地西南部,是近两年来发现的一个亿吨级大油田.主力油层为三叠系上统延长组长8段,迄今共新增三级储量21956×10⁸t.鄂尔多斯盆地三叠系延长组主要发育一套内陆湖盆沉积的碎屑岩,厚度为500～1200m,自上而下可划分为10个油层段(长1至长10段).其中,以长6为重点的石油勘探在陕北地区取得了丰硕的成果,探明了安塞、靖安、吴旗、绥靖4个大油田.而西峰油田是盆地在长8油层段中发现的第一个亿吨级大油田.该区成藏地质条件优越,长7深湖相泥岩形成了丰富的油源,来自盆地西南方向物源所沉积的河流、三角洲砂体,提供了大面积储集体.在盆地区域平缓的构造背景下,发育了大型岩性圈闭,具有广阔的勘探前景.初步评价推测,长8在该区近期可形成(2～3)×10⁸t储量规模     

辽河坳陷欢喜岭油田稠油成藏条件及勘探开发关键技术

欢喜岭油田位于辽河坳陷西部凹陷西斜坡南段,生-储-盖组合条件优越,发育翘倾断块披覆型复式圈闭带和9种圈闭类型.优质的生-储-盖条件保证了欢喜岭地区大规模油气成藏,具有良好的勘探潜力.斜坡构造是欢喜岭油田油气运聚的指向区,流体包裹体分析指示多期油气充注,主要成藏期为沙河街组三段和东营组沉积期.依托复式油气成藏理论,欢喜岭...     

胜坨油田成藏条件及勘探开发关键技术

胜坨油田是渤海湾盆地乃至中国东部陆相断陷盆地最大的整装油田.自1963年勘探发现以来,经历了勘探初期的快速探明、快速建产;勘探中期的高速开发、高产稳产;勘探后期的理论技术创新拓展勘探领域、高含水油藏精细开发技术攻关提升采收率,保持油田产量缓慢递减等阶段,每个阶段均有储量增长.至2018年底,勘探开发历程已达50余年,累...     

庆城油田成藏条件及勘探开发关键技术

2019年中国石油长庆油田公司在鄂尔多斯盆地中生界延长组长7油层组烃源岩层系内发现了中国最大的页岩油田--庆城油田，新增探明地质储量为3.58×10⁸t、预测地质储量为6.93×10⁸t，合计为10.51×10⁸t，实现了长7油层组页岩油勘探的历史性突破。近年来，围绕生油层内是否发育甜点区、能否形成工业产能和能否实现规模效益开发等关键难题，中国石油长庆油田公司通过持续深化成藏地质研究和不断探索关键配套技术，实现了烃源岩内油藏勘探的一系列理论认识创新和技术突破。研究结果表明，长7油层组中页岩油的成藏主要受以下因素控制：①广覆式细粒沉积组合具有整体生烃的特征，其中，黑色页岩和暗色泥岩等湖相优质烃源岩奠定了页岩油形成的物质基础；②泥页岩层系所夹持的砂质沉积物为勘探甜点段，而砂体组合的类型主要受控于湖底地形；③微米孔隙和纳米喉道的互补使得储层具有较好的储集性能；④高强度的源内充注形成了具有高含油饱和度、高气油比的油藏。这4个因素的有效组合是鄂尔多斯盆地长7油层组页岩油形成规模富集的关键。目前，通过创新关键配套技术，打造页岩油勘探开发利器，已实现页岩油规模勘探开发的实质性突破。井-震混采技术在黄土塬地区的应用使得三维地震资料品质大幅提高，可有效指导甜点区的预测；"三品质"测井技术可用于评价地质工程甜点；长水平井细分切割体积压裂技术可进一步提升单井产量，单井的初期产油量由10 t/d提高到18 t/d以上。以庆城油田为代表的长7油层组烃源岩内油藏的勘探突破为中国石油长庆油田公司二次加快发展提供了重要的资源基础。预计到2023年，长7油层组烃源岩层系的产油量可达到300×10⁴t，2025年的产油量可达到500×10⁴t。     

辽东湾地区辽西低凸起油气田成藏地质条件的差异

在油气藏特征、油气来源、输导体系等综合对比分析的基础上,总结了辽东湾地区辽西低凸起JZ20-2凝析气田、JZ25-1S油气田、SZ36-1油田3个大中型油气田成藏模式的差异性。JZ20-2为单向双源成藏模式,以东营组二段下亚段—东营组三段区域超压盖层分隔,上部东营组正常地层压力油藏为辽中北洼东营组三段烃源岩排出的油气沿东营组二段三角洲砂体运聚而成,下部沙河街组及潜山超压凝析气藏则是由辽中北洼沙河街组烃源岩释放出的超压凝析油气沿不整合运聚而成。JZ25-1S为双向油源混合型成藏模式,辽西凹陷的油气沿西侧辽西1号、辽西2号边界断层垂向运移到辽西低凸起,同时辽中凹陷油气沿东斜坡不整合、砂体侧向运移,最终两个方向油气在JZ25-1S构造沙河街组二段砂体或太古界潜山储集体混合聚集成藏。SZ36-1为单向油源成藏模式,辽中南洼的油气沿油源断层-三角洲砂体大规模、长距离运移至SZ36-1构造东营组二段砂体中聚集成藏。     

原位转化页岩油资源潜力评价方法及其应用

地下原位转化页岩油的资源潜力巨大,是中国油气的战略接替资源。依据生烃理论和化学动力学原理,提出了原位转化页岩油的资源潜力评价模型,推导了页岩原位转化后有机质孔隙度的估算模型。经过关键参数研究,结合实验分析,获得鄂尔多斯盆地评价区延长组7油层组(长7油层组)页岩原位转化后的剩余生烃潜力为79.92~197.78 mg/g,平均为134.67 mg/g;转化产出物的油气比为7∶3。结果揭示:①长7油层组页岩的原位转化页岩油核心区面积为16 932 km²,转化页岩油的总资源当量为494.0×10⁸t,其中,液态烃为345.8×10⁸t,气态烃为148.2×10⁸t(油当量),可采总量按65 % 的经验可采系数换算后为321.1×10⁸t;②核心区平均新增有机质孔隙度为5.9 % ,最大可达17.9 % ;③甜点区主要分布在鄂尔多斯盆地正宁地区以东、环县地区以东和庆城地区附近。研究方法可为原位转化页岩油资源潜力评价与长7油层组页岩油的现场先导试验提供参考。     

渤海海域蓬莱19-3油田油气成藏特征新认识

摘要：蓬莱19-3油田是中国近海海域迄今发现的最大油田,油气来源和晚期超大规模成藏研究是其发现以来地质家不断研究和争论的焦点。研究认为：1）蓬莱19-3油田原油主要源于沙河街组烃源岩,部分源于东营组（渤中凹陷为主）烃源岩。油田周边存在两个非常明显的油气充注方向,即：油田的北西方向（渤中凹陷）和东南方向（庙西凹陷）。2） 渤中凹陷极为丰富的油源、长期的低势区和郯庐断裂的能量释放以及以不整合面为主导输导体系的优势成藏模式是蓬莱19-3油田形成的先决条件。3） 油藏内部井间温度的显著差异、原油密度、粘度和气体的变化规律,以及直至海底的‘气烟囱’较大面积存在等,说明油藏油气源非常充足,油田北侧至今存在超强充注,晚期成藏特征明显。证实了蓬莱19-3油田是渤海海域一种典型的晚期大规模快速成藏类型。     

南黄海盆地科学钻探CSDP-2井上古生界-中生界烃源岩评价及海相油气勘探前景

依托南黄海盆地科学钻探CSDP-2全取心井岩心资料及其45块烃源岩样品的地球化学分析数据和12块含烃流体包裹体薄片的测温结果,在总结南黄海盆地烃源岩地球化学特征的基础上详细对比了其与上、中、下扬子板块烃源岩品质的异同并分析了其成因,进而结合油气显示和充注特征探讨了南黄海盆地上古生界-中生界的油气勘探前景。结果表明,CSDP-2井上古生界-中生界发育青龙组、龙潭组-大隆组和栖霞组3套区域性烃源岩层。其中,龙潭组-大隆组的有机质丰度以中-好为主且不乏优质烃源岩存在,其生、排烃强度最高达7.95×10⁶t/km²和1.65×10⁶t/km²;栖霞组烃源岩非均质性较强,碳质泥岩和臭灰岩的成烃演化基本处于成熟-高成熟阶段,生、排烃强度分别为6.52×10⁶t/km²和8.61×10⁵t/km²;青龙组泥质灰岩的生烃能力较弱,有机质丰度集中在中-差级别,排烃强度仅为1.27×10⁵t/km²。在沉积环境、有机质母源和生物生产率的共同影响下,南黄海盆地整体烃源岩品质与下扬子板块苏北盆地相当,但较上扬子板块四川盆地略差。同时,研究区海相地层经历了3期油气充注且已在CSDP-2井发现多处直接油气显示和气测高值异常,彰显了较为广阔的油气勘探前景。     

上覆不同储盖组合油源断裂输导油气时期厘定方法及其应用

为研究含油气盆地油源断裂带附近不同储盖组合的油气富集规律,在上覆不同储盖组合油源断裂输导油气时期研究的基础上,通过确定油源断裂活动时期、源岩排烃时期和区域性泥岩盖层渗漏时期,组合三者建立了一套上覆不同储盖组合油源断裂输导油气时期的厘定方法。实例应用结果表明：渤海湾盆地歧口凹陷上覆沙一下亚段储盖组合南大港断裂输导油气时期为馆陶组至明化镇组沉积时期,有利于油气在沙一下亚段聚集成藏;上覆东三段储盖组合南大港断裂输导油气时期为明化镇组沉积中期至末期,不利于油气在东三段聚集成藏;上覆馆陶组储盖组合南大港断裂输导油气时期为零,无油气在馆陶组聚集成藏。这与南大港断裂附近目前已发现油气在沙一下亚段相对较多,东三段相对较少和馆陶组无相吻合,表明该方法用于厘定上覆不同储盖组合油源断裂输导油气时期是可行的。     

塔里木盆地特大型海相油田原油来源——来自深部低TOC烃源岩的证据与相对贡献评价

塔里木盆地海相原油被认为主要来自寒武系-下奥陶统和中-上奥陶统2套烃源岩,但何者为主长期以来存在争议。在前人研究工作的基础上,通过生物标志物对比、馏分碳同位素对比、单体烃同位素对比和碳同位素质量平衡模拟的综合研究,证实了塔北地区海相原油以中-上奥陶统烃源岩贡献为主,最大可达88%,不同地区贡献不同。然而,目前钻井证实的高丰度中-上奥陶统烃源岩分布局限,难以解释塔北地区已发现的广泛分布的特大型海相油田油气资源规模。通过干酪根元素随埋深变化、生烃潜力变化、古TOC恢复等多方面地质地球化学证据证实,塔里木盆地台盆区深部低TOC烃源岩发生过大量生排烃,并根据排烃门限、烃源岩地球化学和测井特征综合判识了有效低丰度烃源岩。在此基础上,采用生烃潜力法评价了塔里木盆地台盆区各成藏体系中-上奥陶统高丰度和有效低丰度烃源岩的排烃量。台盆区中-上奥陶统低丰度烃源岩排烃量为494.4×10⁸t,高丰度烃源岩排烃量为1 353×10⁸t,高、低丰度烃源岩的相对贡献比率分别为73.2%和26.8%。其中,塔北隆起轮南-英买力成藏体系中-上奥陶统烃源岩排烃量为327.7×10⁸t,高、低丰度烃源岩的相对贡献比率分别为59.8%和40.2%,表明低TOC烃源岩对塔里木盆地发现的特大型海相油田的形成具有重要贡献。