准噶尔盆地腹部莫索湾地区油气成藏条件与成藏模式

准噶尔盆地腹部莫索湾地区是一个为二叠系生油凹陷所围绕的继承性隆起区,南面又面临侏罗系的生烃区,具有充足的油气来源。该区拥有四大套储盖组合：以石炭系火山岩体为储集层,其上的风化壳为盖层;以二叠系夏子街组为储集层,下乌尔禾组为盖层;以上乌尔禾组和中下三叠统为储集层,上三叠统为盖层;侏罗系自储自盖。该区圈闭以构造圈闭为主,形成早、容积大。因此该区具有优越的油气成藏条件。对该区地层压力结构的研究表明,该区存在上下两个流体压力封存箱：下封存箱包括二叠系和三叠系,形成于三叠纪末或侏罗纪早期;上封存箱主要包括侏罗系下部,形成于白垩纪晚期。该区存在的3次成藏事件与封存箱的演化有重要关系。三叠纪和早侏罗世是下封存箱的箱内成藏期,源于风城组的油气在二叠系和三叠系形成原生油气藏;中晚侏罗世和白垩纪是下封存箱的箱外成藏期,源于二叠系的油气在下封存箱外的侏罗系形成油气藏;第三纪至今,对于上、下封存箱都是箱内成藏期,上封存箱形成侏罗系自生自储气藏,下封存箱则形成源于二叠系的油气藏。莫索湾地区常压带、上封存箱和下封存箱都具有广阔的勘探前景。图5参2（张年富摘）     

准噶尔盆地中部1区块油藏类型及成藏模式研究

本文简要介绍了准噶尔盆地中部1区块油藏类型及成藏模式研究的成果，根据中部1区块油气分布规律，通过对区域构造发育演化特征、油气源条件和特征、流体包裹体与成藏期次、储集层物性和沉积微相、隔夹层控油的微观机制、地层异常高压等研究，分析了中部1区块的成藏模式和成藏主控因素。     

准噶尔盆地中部3区块侏罗系油气成因类型及成藏模式

准噶尔盆地中部3区块Y1井、Y2井、Y6井侏罗系超压油藏钻探成功,显示了该区块具有良好的油气勘探潜力。油源对比分析认为,主要存在3种原油成因类型,其分别主要来源于下伏中二叠统乌尔河组和中、下侏罗统烃源岩或两者的混源。研究区良好的油源、运移通道、构造背景等成藏条件,使得该区成为油气运聚、成藏的有利区,多期成藏和异常高压构成了该区的油气成藏模式。     

下刚果盆地深水区油气成藏要素特征及成藏模式研究

下刚果盆地是西非被动大陆边缘盆地油气富集区之一,特别在深水区获得了大量的油气发现,逐渐成为盆地油气勘探的热点与重点。盆地深水区油气成藏特征复杂,发育盐上海相、盐下湖相两套烃源岩;发育深层、中层和浅层3套有利储盖组合,目前勘探证实了浅层新近系浊积砂岩和深层阿尔布阶碳酸盐岩储层是盆地的两套主要目的层系,储层物性总体较好,储盖配置关系好;其中浅层组合以构造—岩性圈闭为主,深层组合以近南北向与盐岩相关的构造圈闭为主;各成藏要素在时间、空间上配置关系良好。以成藏要素研究为基础,在下刚果盆地深水区建立了盐上海相烃源生油、新近系浊积砂岩储,盐上海相烃源生油、下白垩统碳酸盐岩储,盐下湖相烃源生油、下白垩统碳酸盐岩储这3种有利的成藏模式。     

江汉盆地沔阳凹陷油气成藏特征与成藏模式

论述了江汉盆地沔阳凹陷白垩系一下第三系的油气藏特征，总结了成藏模式。沔阳凹陷油藏类型以构造油藏为主，少量岩性油藏。新沟嘴组下段油气来源于自身的烃源岩，凹陷中北部以侧向排烃为主，潜江组沉积末期是其生排烃和油气运移的关键时刻，油气主要富集于距离成熟烃源体最近的鼻状隆起带内。白垩系为多源次生成藏，垂向排烃为主，油气主要富集于大断层上升盘的构造圈闭中。主要成藏模式有五种，自源一侧向排烃一封闭型是最有效的成藏模式。     

准噶尔盆地油气成藏期次确定与成藏组合划分

叠合盆地油气成藏研究不仅需要确定成藏期次,而且还要结合垂向封隔层的分布,将不同成藏期的油气藏从垂向上划分为不同的成藏组合,以期更准确地反映油气成藏过程和描述油气空间分布。以准噶尔盆地玛湖—盆1井西复合含油气系统为例,基于储集层自生伊利石K-Ar同位素测年、包裹体光性特征与均一温度分析、埋藏-热演化史分析,确定该油气系统共有4个主要的成藏期(P2—3、T3J、2—K1和N)。在此基础上,结合垂向封隔层(T3b、J1s1、K1tg泥岩)的分布,划分出C—T3、T3—J1J、2—K1和K—N等4个成藏组合,不同的成藏组合在不同区带具有不同的勘探意义。图4表1参18     

塔里木盆地喀什凹陷油气来源及其成藏过程

塔里木盆地喀什凹陷目前发现的最为重要的烃源岩分布于下石炭统和中、下侏罗统。下石炭统为Ⅱ型海相烃源岩，中、下侏罗统以湖相的Ⅱ- 型扬叶组烃源岩为主，其次为下侏罗统煤系烃源岩，油气源对比表明，喀什凹陷的克拉托、杨叶等油苗主要源自中侏罗统杨叶组的湖相烃源岩，阿克1井天然气主要源自石炭系Ⅱ型烃源岩。成藏过程研究表明，阿克1井天然气主要聚集了石炭系烃源岩在R0值为1.5%-1.8%阶段生成的天然气，具有晚期阶段聚气的特征，这是造成阿克1井天然气碳同位素组成偏重的主要原因。侏罗系烃源岩生成的烃类在上新世早期形成油藏，在上新世晚期受到破坏形成地表油苗或油砂。图7参26     

库车油气系统成藏作用与成藏模式

塔里木盆地库车油气系统属于超强充注类型的油气系统。该系统的源、盖条件非常优越,加之区域盖层之下分布着第三系底部和白垩系的良好砂岩储集层,使系统内油气不仅在油源区内以垂向充注为主的近端聚集形成大型气藏,而且在距离油源区20～30km的远端形成以侧向运聚为主的中型凝析油气田。依据成藏作用的差异可将该系统分为南部和北部两个亚系统,两个亚系统中的成藏机制和主控因素是不同的,可建立3种成藏模式,即北部亚系统的克拉苏模式和大宛齐模式,南部亚系统的牙哈模式。北部亚系统临近烃源区,第三系膏盐质盖层非常发育,白垩系储集层厚度巨大、物性良好,背斜圈闭众多,是库车油气系统气藏勘探的最有利地带,克拉苏模式是当前寻找大中型气藏勘探目标的主要类型。图4表2参3（周兴熙摘）     

玛湖凹陷MH1井区上乌尔禾组扇控大面积成藏条件与成藏模式

玛湖凹陷二叠系上乌尔禾组继三叠系百口泉组之后又发现了一个大型连续型砂砾岩油气藏群。针对该区域成藏特征与成藏模式认识不清的问题。综合利用地质、地球物理以及分析化验等资料,结合区域构造背景与沉积环境,从烃源供给、储盖组合、运移通道及保存条件等4个方面对MH1井区上乌尔禾组油气成藏条件及控制因素进行综合分析。研究表明MH1井区上乌尔禾组砂砾岩油藏连续成藏具有4个有利条件:①二叠系风城组烃源岩具有有机质丰度高、生烃潜量大、双峰式生油特征,为MH1井区上乌尔禾组油藏提供了优质高效的烃源条件;②上乌尔禾组退积型扇体下砂上泥式沉积模式在纵向上形成规模有效的储盖组合;③断层、不整合面和渗透性砂体的三元复合体系共同形成了良好的立体输导网络;④扇三角洲平原亚相致密带、湖相与扇间泥岩以及断裂相互配置,形成复合式多面遮挡,为扇三角洲前缘大面积成藏提供了匹配良好的保存条件。在此基础上构建了MH1井区扇控大面积成藏模式,并在MH1井区开展了勘探开发一体化部署,获得了规模储量。该研究对下步油气勘探具有一定的指导意义。     

塔里木盆地顺托果勒低隆起顺托1井区油气成藏模式

塔里木盆地顺托1井区奥陶系碳酸盐岩与志留系碎屑岩层系均获得油气流,为受同一条断裂沟通的2套油气藏,但2套油气藏的地层温度、地层压力系数与油气性质均存在较大差异。通过油气性质、饱和烃色谱、饱和烃色谱—质谱、芳烃色谱—质谱与同位素等地球化学特征对比分析,认为两者为油源相同、多期充注、相互关联的2套油气系统。结合断裂活动期次、断裂活动强度、油气垂向分布特征、油气运移方向及油气充注期次研究,进一步明确志留系油藏主要成藏期为海西晚期,而奥陶系凝析气藏主要成藏期为喜马拉雅期。主要成藏时期断裂的活动强度决定了该区油气富集层系,并初步建立了该区“垂源与侧源供烃、断层垂向输导、断裂活动强度控层、下部圈闭优选聚集”的油气成藏模式。     

吉木萨尔凹陷东斜坡区油气成藏分析

对准噶尔盆地吉木萨郯凹陷东斜坡区二叠系和石炭系油气地球化学特征、成因及其成藏条件、期次和时间进行分析，油气源对比表明该区原油分为两类：第一类原油来源于吉木萨尔凹陷石炭系烃源岩；第二类原油来源干吉木萨尔凹陷二叠系平地泉组烃源岩。成藏条件分析认为吉木萨尔凹陷东斜坡区具有优越的烃源条件，二叠系砂岩、砂砾岩储层和石炭系的火山岩储层发育，圈闭形成时间早干油气形成期。包裹体均一温度研究表明该区二叠系梧桐沟组油藏为两期成藏，油气成藏时间分别为晚侏罗纪和晚白垩纪一早第三纪。     

垦西地区油气成藏模式

垦西地区发育多种类型的圈闭,油气资源丰富,是一个复式油气聚集地区,综合研究认为,该区油气油个成藏期,垦东营沉积中后期的沙四段烃源岩成熟藏期和明化镇组沉积中期的沙三段烃源岩成熟成熟期,油气藏油断裂带和渤南洼陷南缘斜坡呈现状分布,沿同向和反向断层纵向分布悬殊,不同圈闭类型的油气藏发育部位不同,稠油与稀油的时空分布差异较大,沙四段,沙三段源岩均具有侧向和垂向运聚成藏模式。     

准噶尔盆地南缘油气成藏组合特征及分布规律

根据生、储、盖的基本特征。准噶尔盆地南缘主要划分为下部、中部和上部3类油气成藏组合。以及由该3类油气成藏组合派生的下部-中部和中部-上部油气成藏组合，各个油气成藏组合具有不同的油气成藏特征。由于构造运动的影响，准噶尔盆地南缘的沉积中心自东向西发生迁移，南、北出现构造分带，由东向西，由南向北地层、沉积产生差异，生、储、盖的发育也出现差异，从而导致下部油气成藏组合主要分布在南缘东段和中段及西段南部靠近山前的地带，印靠近山前的第一排构造带，而中部和上部油气成藏组合则主要分布在南缘中段和西段北部的第二排、第三排构造带。其中，南缘中段主要分布中部和中部-上部油气成藏组合，而西段则主要分布上部和中部-下部油气成藏组合。     

渤中凹陷北部QHD34—4—1井钻探的油气地质意义

2007年初钻探的QHD34-4-1井是渤中凹陷北部钻遇古近系东营组优质成熟烃源岩层段的第一口预探井。烃源岩地球化学特征及油源对比分析表明,该井东三段发育Ⅱ1型干酪根为主的中等—好烃源岩,烃源岩厚度大,生烃门限深度在3200m附近;4100m附近的东三段烃源岩发生过一定规模的排烃;东营组油气藏自生自储特征明显,新近系油藏油气主要源于东营组烃源岩。QHD34-4-1井的成功钻探,证实了东三段烃源岩为渤中凹陷北部第三套主力烃源岩的推断,也改变了渤中凹陷中北部地区中浅层油气主要源于沙河街组烃源岩的认识,特别是东营组自生自储型隐蔽油气藏的揭示,对推动渤中凹陷中浅层(尤其是古近系东营组)油气勘探将起到积极的作用。     

伊川盆地屯1井区三叠系致密砂岩气藏特征及成藏条件

位于伊川盆地伊川鼻状构造低部位的屯1井揭示三叠系上统暗色地层约1400m,有效烃源岩发育厚约612m,钻探证实油气显示丰富,具有大跨度长井段连续性含油气的特征,在三叠系上统椿树腰组下部压裂试气,获得日产7200m3的工业气流,揭开了伊川盆地及周缘乃至南华北地区非常规油气勘探的序幕。屯1井区椿树腰组气藏砂岩致密,异常低压,不含底水,不受构造控制,属致密砂岩气藏。该区三叠系致密砂岩气藏特征及形成条件的研究成果,对豫西及邻区油气勘探具有重要的指导意义。     

长堤地区油气成藏系统及成藏模式

根据长堤地区油气来源和运移聚集特征,将该区的油气成藏系统划分为中西部成藏系统与东部成藏系统。中西部成藏系统油气来源于五号桩洼陷,以断层、砂岩输导层为主要运移通道,以垂向运移为主,油气成藏类型比较丰富。东部成藏系统主要以不整合面和与之相通的砂岩输导层为油气运移通道,以横向运移为主,可在沙三段湖相砂岩及东营组下段的水下河道砂体所构成的岩性、地层圈闭中聚集成藏。     

四川盆地高石梯区块震旦系灯影组四段储层类型及气井产能模式

四川盆地高石梯区块震旦系灯影组四段气藏以丘滩复合体沉积和表生岩溶作用为主控因素，具有多因素叠加成因，依据现有储层分类评价标准对灯影组四段进行储层表征存在一定局限。基于岩心观察、常规测井和成像测井资料分析，结合配套CT扫描和薄片鉴定，利用储渗空间的搭配关系可将高石梯区块内灯影组四段的岩溶储层划分为孔隙型、孔隙-溶洞型和裂缝-孔洞型3类。其中，裂缝-孔洞型和孔隙-溶洞型储层具有物性好、开采动用较容易、试采效果好的特点，为灯影组四段的优质储层类型。在单井储层类型精细划分的基础上，运用常规地震剖面的储层预测技术、"蚂蚁体"追踪技术，结合典型井的试井曲线、生产曲线和无阻流量等动态资料，建立高石梯区块灯影组四段气井产能划分方案，可将气井产能模式分为3类（Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ类）。其中，Ⅰ类井产能模式和Ⅱ类井产能模式的优质储层占比高，其地震剖面上显示灯影组四段上亚段呈宽波谷，"蚂蚁体"属性显示缝洞体较发育，具有较好的试采效果。     

准噶尔盆地车莫古隆起的演化及其对油气藏的控制

古隆起构造单元的演化不仅反映了构造运动在区域上活动的过程，而且对于区域地层的沉积及油气的运移和聚集成藏都有重要的控制作用。发育干准噶尔盆地腹部地区的车莫古隆起，从中、晚二叠世开始隆升，直至新近系最终消亡，可以划分为3个演化阶段，其中侏罗纪时期是其活动最强烈、最重要的阶段。车莫古隆起在早侏罗世发生低幅隆升，在中、晚侏罗世则强烈隆升，并使中、上侏罗统地层遭受了严重的剥蚀。随着车莫古隆起的逐步演化，盆地的沉积格局也随之发生了变化，车莫古隆起成为隆起南、北沉积体系的汇聚区或分水岭。车莫古隆起在演化过程中对准噶尔盆地腹部油气藏起到了调整改造的作用，由岩性圈闭及不整合面圈闭形成的油气藏是今后该区油气勘探的目标和方向。     

苏里格气田苏53区块合理井网井距研究

苏53区块是典型的低压、低渗、低丰度、非均值性强的岩性气藏,应用经济极限及合理采气速度方法计算了该区块的技术合理井网井距,并结合数值模拟研究及现场试验结果确定该区块气藏的合理井距。建议开发方案:储量丰度高于1.3×108m3/km2区域采用600m×800m近似菱形不规则井网一次成形,集中建产;而储量丰度低于1.3×108m3/km2区域先采用600m×1 200m近似菱形不规则井网控制。     

杭锦旗锦58井区盒1储层混合水压裂研究与实践

杭锦旗锦58井区属致密低孔气藏,需压裂才能建立有效产能。该井区盒1储层岩石脆性指数高,储层砂体跨度大,层内发育多套气层,气层之间发育有薄泥岩隔夹层;对比国外非常规油气藏开发经验,分析了锦58井区盒1储层混合水压裂的适应性,认为杭锦旗锦58井区具备开展混合水压裂试验的地质条件。结合锦58井区盒1储层特点,优化了混合水压裂施工工艺参数,对压裂液进行了优选,现场试验增产效果较好。