大庆长垣西侧扶杨油层油水同层形成及识别

结合松辽盆地大庆长垣西侧扶余、杨大城子油层的勘探实践,从顶生下储的特殊成藏原理出发,详细地讨论了扶余、杨大城子油层的油水层形成机理,提出了2种形成模式。认为扶杨油层的油水同层是在以上覆烃源岩的超压为驱动力的成藏条件下形成,油水混合运移注入储层,由于储层的孔喉小,油水重力分异不好,造成孔隙存油,喉道存水。这种低渗透储层孔隙结构复杂,含油饱和度低,油水在孔隙中分布状况特殊,使得电阻率等曲线反映流体的信息变弱,造成油水层识别变难。为此提出多参数降维油气水层识别方法,经实际应用取得较好的效果。      

松辽盆地南部两井地区扶余油层油藏成藏机制及主控因素

在深入解剖两井地区断裂和储层分布规律的基础上,通过油藏解剖和油藏成藏条件空间配置关系,对两井地区扶余油层油运聚成藏机制和主控因素进行了研究。油源区内油藏运聚成藏模式为:长岭凹陷青一段源岩生成的油在超压作用下通过T2油源断裂向下"倒灌"运移进入扶余油层后,再在浮力作用下沿断裂、砂体向高断块圈闭进行短距离的运聚成藏。源内油成藏主要受控于:T2油源断裂控制着油运聚的部位;距离T2油源断裂的远近控制着产能的大小。油源区外油运聚成藏模式为:长岭凹陷扶余油层中的油首先经油源断裂向下"倒灌"运移至扶余油层,再在浮力作用下沿被断裂沟通的砂体侧向运移至邻凹斜坡断层—岩性圈闭中聚集成藏。源区外扶余油层油成藏主要受控于:位于两井古鼻状构造轴部及两翼的圈闭更易成藏;断裂展布方向控制着油气的富集。源岩、断裂和砂体的合理匹配是扶余油层成藏的关键因素。综合上述研究可以得到油源区内T2油源断裂附近和油源区外古鼻状构造两翼运移路径附近北西向断裂、砂体均发育区应为油勘探的有利目标。     

松辽盆地北部扶余油层致密油特征及勘探对策

扶余油层是松辽盆地北部油气勘探主力层系,是一套以青山口组一段为源岩和以泉头组三段、四段河流一三角洲相致密砂体为储层的上生下储型成藏组合。扶余油层的致密油具有源岩条件好、储集体类型多样、源储匹配关系好的特点,但单一砂体规模小、连续性差、储层物性差、孔喉结构复杂。油气沿广泛分布的通源断裂下排,匹配的断砂疏导体系决定了油气平面及纵向分布。松辽盆地北部中央坳陷区内砂岩厚度大,砂地比适中,易于形成致密油气藏,整体呈现大面积连片含油特征。采用孔隙度与渗透率交会法、含油产状统计法综合确定了扶余油层致密油储层的物性下限及分类标准,进一步明确了致密油的分布规律及勘探对策。     

朝长地区扶余油层油气成藏条件及主控因素

通过生油、储层、运移条件、油藏类型、成藏因素等研究的松辽盆地朝长地区扶余油层的油气分布规律表明:该区源岩处于低熟、未熟状态,生烃能力有限,其扶余油层的原油来自三肇凹陷、宾县一王府凹陷2个生烃凹陷;分流河道砂体构成该区砂岩骨架的主体,是油气聚集的主要储集体;北东向展布的砂体与近南北向分布的断裂带为油气的侧向运移提供了疏导通道,超压提供了油气运移的动力;扶余油层发育构造、岩性-构造、岩性、构造-岩性等油气藏类型,油气成藏主要受构造、沉积及源储压差控制。依据研究成果预测了油气聚集的有利区带。     

超压对三肇凹陷扶余油层致密油藏油气运聚的控制作用

为了定量揭示超压对三肇凹陷源下扶余油层致密油藏油气运聚的控制程度,根据源储位置关系、流体下排通道、流体排放机制等方面的差异,将超压驱动油气下排方式分为3种类型,其中超压通过断裂进行的幕式下排是油气大规模长距离穿层下排的主要形式。根据油气在断裂中向下运移的受力分析,建立超压驱动油气下排最大距离的计算公式。结合超压、排替压力以及最小启动压力梯度,建立超压驱动油气在致密砂岩储层中运移最远距离的计算公式。计算得出:三肇凹陷大部分地区下排深度都在200 m以上,最大深度可达831 m;在致密砂岩储层中油气运聚距离为200~800 m,运移最远距离为1 010 m。超压的强度决定油气下排深度以及在致密砂岩储层中的聚集规模。在超压驱动下的油气下排方式、下排深度和运聚距离定量研究的基础上,确定超压控制油气运聚的范围并建立致密油藏油气运聚模式。     

松辽盆地两江地区扶余油层河道储层描述方法与应用

松辽盆地扶余油层储层砂体为河流—三角洲沉积环境的分流河道沉积,储层横向变化剧烈,属低孔、低渗储层,不易预测与识别。针对这一油田勘探、开发的瓶颈,在进行细分小层层序地层和沉积微相等地质研究的基础上,对河道成因、河道宽度进行了解剖,开展了叠后分频处理、各向异性和叠前弹性波阻抗反演预测技术研究,在扶余油层的河道描述方面取得了较好的应用效果。     

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。     

鄂尔多斯盆地重点含油区块长4-+-5-长8油层组低渗透储层综合评

通过分析鄂尔多斯盆地重点含油区块长4+5-8油层组低渗透储层特征共性及差异性,首次建立了鄂尔多斯盆地三叠系长4+5-8油层组低渗透储层统一的分类评价标准,并对鄂尔多斯盆地重点含油区块长4+5-8油层组低渗透储层进行储层综合评价.一方面评价出了有利储层发育区,为盆地长4+5-8油层组大型低渗透岩性油藏勘探、评价及开发提供...     

川西坳陷碎屑岩超压储层与油气关系研究

历经二十多年的油气勘探,开发证实,在川西坳陷已经发现的油气田10个,含气构造12个,气田储层其中属常规物性常压储层12上,9个为非常规物性超压储层,含气构造也如此。川西坳陷碎屑岩超压层均以产天然气为主,储层为低孔渗性,根据区内物性差异及压力征,可将该区储层划分为四种类型：常规物性常压储层,非常规物性低超压储层,非常物性超压储层,非常规物性高超压储层,这四类储层中储量最大者侏罗系“多源气藏”非常规物性中超压储层带,其次为上三叠统须家组“原生气藏”非常规物性低超压储层带,分析结果发现压力系数＜1．07或＞2左右时油气产储量明显下降,据此可从中优选纵横向有利勘探层带。     

肇州油田扶余油层分支水平井技术研究

扶余油层储层发育差,具有低孔、低渗、低丰度的特点,扶余油层未动用储量的有效开发动用程 度低。应用开发地震技术,结合钻井、测井、试油、沉积相等资料,通过细致描绘肇州油田水平井工区 扶余油层的构造特征,预测扶余油层内部单砂体的分布形态、厚度和展布范围,为设计扶余油层分支水 平井提供地质依据。     

松辽盆地的深盆油藏

借鉴深盆气的形成机理，从沉积及储集层特点、烃源岩超压、油气运移动力、油水分布特征等方面深入剖析松辽盆地扶杨油层的成藏机制。认为坳（凹）陷中大面积分布的低渗透油藏可称为深盆油藏，其成藏特点与常规岩性油藏不同：①砂岩全盆地连续分布，凹陷区储集层致密；②油源充足，超压为主要排烃动力，浮力作用弱；③油藏平面分布具有油水倒置现象；④油层连片分布，产量普遍较低，但局部存在储集层厚度大、物性好、单井产能高的经济勘探地区，即“甜点”。建立了松辽盆地扶杨油层深盆油藏成藏模式，预测松辽盆地深盆油藏的资源潜力巨大，指出应转变勘探思路，向富油坳（凹）陷拓展，转变资源定位，调整预探目标和勘探技术序列，勘探深盆油藏。图7表1参9     

流体包裹体在油气勘探中的应用——以吉林油田扶新隆起扶余油层为例

在宿主矿物、成岩序列及流体包裹体特征分析的基础上,测定了与烃类流体包裹体共生的盐水溶液包裹体的均一温度、盐度等参数和荧光特征,结合古地温梯度和沉积埋藏史确定了油气充注的深度和对应的地质时代。包裹体分析结果表明,吉林油田扶新隆起和长岭凹陷是在青一段生烃高峰后和扶余油层主成藏期后才发生明显的“隆—凹”分异,即油气充注和成藏发生于扶新隆起大规模隆升之前。扶新隆起扶余油层存在两期成藏,分别发生于嫩江期末(成熟阶段早期充注的石油)和明水期末(成油高峰期充注的石油)。包裹体分析结果揭示了油藏具有上生下储、本地供源、垂向运移的特征,澄清了以往油源主要由长岭凹陷侧向运移而来的地质认识。进一步指出,围绕泉四段—青一段油源断裂发育区,“烃源岩/超压+断层+砂体”控制的“甜点”带是今后增储上产的重点勘探地区。     

含油气盆地超压背景下油气成藏条件述评

勘探实践表明,含油气盆地超压体系与油气藏关系密切,对油气成藏的各个要素及过程有着显著影响.超压抑制和延迟了油气的生成,保存和改善了储层的储集性能;增强了对烃类的封盖作用,扩大了液态窗的范围;不仅提供流体运移的现实动力,而且开辟了流体运移的自拓通道.随着理论研究和油气勘探工作的深入,超压研究涉及到含油气系统中的各个要素和...     

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。     

南堡凹陷油气成藏的有利地质条件

在含油气盆地不同级别、不同类型、不同作用形式的界面中,石油地质研究中关注最多的是与含烃流体生、排、运、聚有关的不同新生流体的作用界面。在对断陷盆地生排烃、超压、次生孔隙发育、耗水等界面定义、特征及作用方式分析的基础上,以济阳坳陷东营凹陷为例,提出了断陷盆地成藏作用面的概念,初步定义为盆地新生流体运动过程、能量形式及其相互耦合的作用面,是生排烃、超压、次生孔隙发育、耗水4种界面耦合作用的结果,既是流体作用转换面、不同类型储集空间分界面,也是流体不同类型能量转换面和油藏类型分布转换面。成藏作用面通过对断陷盆地不同类型流体势能分布及叠加的控制作用,影响了不同类型油藏分布特征,因此通过对不同类型流体作用面的识别、研究和评价,能够有效预测油藏类型、分布样式,进而有效预测盆地油藏的丰富程度,对于盆地评价具有重要意义。     

济阳坳陷火成岩油气藏成藏特征分析

从生、储、盖、运、圈、保六个方面概述了岩浆活动对油气成藏的作用。对济阳坳陷火成岩油气藏的有利成藏条件、分布规律进行了分析,认为火成岩储层的分布层位对火成岩能否成藏及运聚成藏方式具有较大的影响。根据火成岩储层与生油岩的空间分布及油气运聚方式,建立了三种火成岩油气藏成藏模式,即"下生上储"型、同层运聚型和"上生下储"型。其中同层运聚型火成岩油气藏成藏条件优越,是最有利的勘探目标;油源通道发育、储层物性好的"下生上储"型火成岩油气藏也是有利的勘探目标。     

超压与烃类生成相互作用关系及对油气运聚成藏的影响

世界含油气盆地中超压分布广泛且对油气勘探开发影响深远。超压的成因可概括为3种：地层不均衡压实、构造挤压、与流体作用（烃类生成、水热膨胀、黏土矿物脱水等）有关。油气（尤其是天然气）的大量生成及排烃不畅导致超压的形成；超压的存在又使油气生成速率降低；液态窗的下限下移。超压对储集层的控制作用在于减缓压实，使深层储集物性得到改善；另外，超压改变了岩石破裂时的应力条件，导致深层泥岩裂缝储集层发育。超压是油气运移的动力，对油气运聚成藏起着控制作用，若圈闭中超压的形成早于油气的充注，对油气成藏不利；若圈闭中超压的形成恰是油气充注的结果，则有利于油气成藏。一般而言，油气多聚集在超压体的过渡带中。     

砂岩透镜体岩性油气藏成藏机理与成藏模式探讨

砂岩透镜体油气藏是岩性油气藏的一个类型,其成藏机理是个没有完全解决的问题,甚至认识上还存在较大的分歧。在对岩性油气藏成藏机理室内模拟实验成果进行深入理论研究的基础上,运用油气运移新理论,并结合勘探实践,对砂岩透镜体岩性油气成藏机理进行了理论探讨。根据砂泥岩接触关系,构建了7种岩性油气藏的成藏模式,按有利程度分4类,较好解释了勘探中发现的并不是所有的泥岩(生油岩)中砂岩透镜体都能成藏的现象。提出了寻找“小型油藏群”的新概念,在英台、巴彦查干等地区勘探中应用取得较好效果。     

陆相断陷盆地超压系统下的油气运聚——以车镇凹陷车西地区为例

为进一步探讨陆相断陷盆地超压系统与油气运聚的关系,以车镇凹陷车西地区为例,在明确超压系统分布特征的基础上,对超压系统在影响排烃模式、提供运移动力和决定油气聚集等方面的重要作用进行了研究。结果表明,车西地区的超压系统可划分为弱、中、强超压3层结构,其围绕生烃中心呈环带状分布。研究区超压系统下存在超压内部稳态排烃和超压凸面幕式排烃2种模式,超压是油气初次运移和油气倒灌的主要动力,超压系统的平面分布和纵向配置控制了超压盆地的油气优势运移方向及聚集规模。根据研究成果,建立了陆相断陷盆地超压源离心泵式油气运聚模式,超压系统内部的有利压力配置区、有利泄压区域与超压下部有效储层的合理配置区为油气成藏的潜力区带。     

大庆长垣中部扶杨油层断裂对储层的控制作用

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断裂和砂体展布特征分析认为,扶杨油层的断裂与砂体具有相互作用关系,即同沉积断裂对砂体的展布具有控制作用,而河道沉积的砂体对断裂形成具有制约作用。断裂与砂体的相互作用对扶杨油层油气运移和成藏具有重要意义,同沉积断裂控制的砂体以垂向向下排烃为主,形成低部位成藏模式,河道砂体与其诱导的断裂共同构成了垂向向上和侧向运移的通道,形成高部位成藏模式。