大庆长垣以东地区扶余油层油气运移及富集特征

为了系统查明大庆长垣以东地区扶余油层油气运聚过程和富集特征,详细研究其油气运移条件,并通过油田开发动态数据验证,总结油气富集的主要特征。大庆长垣以东地区具有垂向-侧向双重油气运移方式,垂向运移主要发生在上覆烃源岩垂向排烃范围内,油气在超压作用下,沿开启的T2油源断层“倒灌”进入下伏扶余油层;侧向运移主要有3种类型：源内沿砂体向油源断层上升盘短距离侧向运移;近源沿构造轴向向继承性局部隆起带短距离侧向运移;远源沿砂体沟通的Ⅱ类断裂密集带向朝阳沟阶地长距离侧向运移。油源断层发育部位和烃源岩垂向排烃范围附近、构造轴向与断层走向近一致的鼻状构造为富油区带;因特征不同,断裂密集带在三肇凹陷不是主要富油部位,而在朝阳沟阶地为有利储油构造。图8表3参21     

大庆长垣中部扶余油层构造变形特征及其对油气成藏的意义

通过对大庆长垣中部杏树岗、高台子和太平屯构造扶余油层的地震资料解释和断裂分析,编制了研究区扶余油层不同时期的构造图。从扶余油层构造变形特征的研究发现,青山口组沉积前,扶余油层底面表现为两隆夹一凹的构造格局,而明水组沉积末期反转变形后则转变为两凹夹一隆的构造格局,这说明明水组反转变形前的构造格局也决定了嫩江组末期所形成的扶余油气藏的分布。     

大庆长垣扶余油层成藏特征及勘探潜力

大庆长垣位于松辽盆地北部中央坳陷区,其资源潜力大,扶余油层是下步重点勘探层位。依据烃源岩、运移通道和圈闭以及相互匹配关系,对扶余油层油藏进行精细评价。研究认为:长垣扶余油层三级构造对油气运聚具有诱导作用,北西向断裂带控制油气富集,河道砂体是油气富集的最有利储层,油气富集受油源、构造、断裂、河道砂体等要素的匹配关系控制;青一段油气通过输导断层下排至扶余油层,在势能和压力差的作用下,通过北西向张性断裂与河道砂体组成的复合输导系统进行侧向运移,并在侧向运移过程中遇到油气圈闭聚集成藏;依据各油气圈闭的富集程度,将长垣扶余油层划分为4类勘探潜力区块。     

大庆长垣西部地区油气运移动力学研究

建立在物理实验基础上的数字模拟技术正成为油气运移研究的重要手段。在对前人关于油气运移室内实验进行系统分析总结的基础上,以大庆长垣西部外围地区为例,运用盆地模拟方法恢复盆地演化过程,开展流体动力学研究。对大庆长垣西部外围地区各类输导体进行了定量表征,结合生、排烃研究成果,对油气运聚过程进行了模拟分析,并以黑帝庙油层为例阐述了油气运移路径及聚集范围,进一步指出了黑帝庙油层曾经遭受后期破坏作用。油气运聚模拟结果与实际地质情况比较符合。     

大庆长垣泉三、四段扶余油层储层特征与主控因素分析

运用沉积学和高分辨率层序地层学理论,在岩心、测井、薄片、扫描电镜观察的基础上,对大庆长垣泉三、四段扶余油层储层特征进行研究。研究结果认为,该区发育下游曲流河、网状河和浅水三角洲3种沉积相,岩性为岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩;物性特点为低孔、超低渗透。影响储集性能的因素主要表现为2方面:平面上主要受沉积相带的控制;纵向上主要受成岩作用的影响,"底钙"降低了河道砂岩的储集性能,而溶蚀孔隙的出现在一定程度上改善了储集性能。该研究成果对今后扶余油层的进一步勘探有重要的指导意义。     

大庆长垣扶余油层砂岩中方解石胶结物的碳、氧同位素特征及其成因

方解石是大庆长垣深层砂岩中广泛分布的一种胶结物,同时方解石胶结作用是大庆长垣扶余油层致密储层的控制因素之一。以方解石胶结物为研究对象,运用薄片鉴定,扫描电镜观察、X-射线衍射分析、包裹体测试和碳、氧同位素分析,查明方解石碳、氧同位素组成及其成因。研究结果表明,储层砂岩类型为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩,粘土以I/S(伊/蒙混层)+I(伊利石)+K(高岭石)组合为代表。方解石的碳同位素(δ13C,PDB)分布范围是-20.3‰~-3.2‰,氧同位素(δ18O,PDB)的分布范围是-25.3‰~-20.3‰,平均值为-22.67‰。碳、氧同位素分析数据的计算表明,碳酸盐的相对古盐度值(Z)介于73.92~109.89,表明其形成时的古流体均为矿化度较高的淡水;方解石的形成温度为80~100℃。方解石胶结物的同位素显示,其形成与有机酸脱羧作用有关,暗示其"碳"来源为有机碳。     

松辽盆地大庆长垣及其以西地区扶杨油层油气运移特征

对松辽盆地大庆长垣及其以西地区扶杨油层油气初次运移机理的分析表明,油气是在烃源层中超压的作用下沿着断层和裂缝运移到扶杨油层。根据约130口井声波测井资料,采用平衡深度法,恢复了青一段泥岩在最大埋深时期的过剩压力,探讨了油气初次运移的动力和方向。在此基础上,采用数值模拟的方法恢复了扶杨油层从嫩江组沉积末到现今的古流体势,并以明水组沉积末期为例,对流体势分布特征及油气二次运移方向进行了分析。以古流体势的分布为主要依据,综合生烃和排烃、输导体展布及盖层、圈闭发育特点等因素,预测出了扶杨油层的有利含油气区带。     

大庆长垣中部扶余油层潜力研究

通过对钻遇扶余油层的探资井、加深钻井资料、试油（试采）和地震资料的综合分析,研究了大庆长垣中部扶余油层的地质特征和生产能力,以及有利的分布区域,并对扶余油层潜力进行了综合评价。初步研究了结果表明,大庆长垣中部扶余油层属于低孔、低渗、低丰度、低产能油藏,杏树岗东翼扶余油层发育较差,杏树岗西翼扶余油层具有定潜力,太2－太21区块和高台子油田高11－高12区块勘探开发前景较好。还对如何有效地开发利用好部分资源提供了下工作建议,为进一步勘探和开发扶余油层提供了依据。     

大庆长垣中部扶杨油层构造特征及其对油气成藏的影响

通过对大庆长垣中部杏树岗、高台子和太平屯构造扶杨油层的地震资料解释和断裂分析,发现扶杨油层断层在地震剖面上表现为地堑带,平面上呈带状展布,具有数量多、规模小的特征.研究区扶杨油层主要经历4期断裂活动:青一段沉积时期、青山口组沉积末期、姚家组沉积末期和明水组沉积末期.多期活动的断层和明水组末期构造反转对扶杨油层油气运移和成藏起明显的控制作用.     

霸县凹陷文安斜坡中浅层油气优势运移通道预测

文安斜坡中浅层古近系沙河街组二段～东营组主要发育由断层和砂体空间组合而成的"阶梯型"油气输导格架。在总结石油地质基础研究成果并划分中浅层油气运聚单元基础上,构建由供烃方式、运移动力和输导格架等构成的初始地质模型,并以构造解释、成熟源岩分布、砂地比和沉积相等地质研究成果作为原始输入数据,基于栅格数据模型实现其空间表征。应用油气优势运移通道的概率预测方法,综合考虑砂体、断层、构造和烃源岩分布等多项控制因素,以油气运聚单元为模拟单位预测优势运移通道的空间分布。与钻井成果的对比分析表明:优势运移通道预测结果可很好地对应已发现油气层,同时也反映了目前尚未钻探的优势路径分布区。     

大庆长垣南部葡萄花油层成藏模式及主控因素

大庆长垣南部葡萄花及敖包塔地区构造上位于松辽盆地北部中央坳陷区大庆长垣背斜二级构造单元南部,主要目的层为姚一段的葡萄花油层。在分析各区带的油气成藏过程、油气藏形成机制和分布特点基础上,研究了葡萄花油层成藏模式。研究结果表明,构造主体及边部主要发育构造、构造—岩性以及岩性油藏3种油藏类型,其中构造主体大部分区块已探明开发,待评价区均处于构造两翼及斜坡区的构造—岩性及岩性油藏带内。进一步分析研究分段生长断层传递带控砂、异常高压成藏条件,提出了油藏评价工作的3个转变,为研究区评价部署指明了方向。同时,对研究区内油气成藏主控因素进行分析,明确了油气富集部位。     

扶余油层油气输导体系对油气分布的控制作用

松辽盆地北部扶余油层油主要来自上覆青山口组一段源岩,是源岩生成的油经过油源断裂向扶余油层倒灌运移后,再在浮力作用下沿连通的断砂组合体侧向运移的结果。综合油气输导体系和烃源岩两个成藏要素,分析了油气分布规律。结果表明:扶余油层已发现油田主要发育裂缝—断层—砂体复合型输导体系;油气主要沿断裂带富集,但富集程度存在差异;在有效烃源岩分布范围内,被断层和裂缝沟通的砂体更有利于成藏。