二连盆地三种典型构造带岩性油藏形成模式分析

二连盆地各凹陷内部划分出3种典型构造带:陡坡带、缓坡带和洼槽带;不同的构造带岩性油藏成藏条件组合特征不同。通过解剖近几年隐蔽油藏勘探获得重大突破的凹陷中的典型岩性油藏,总结出适合二连盆地各凹陷中3个构造带的岩性油藏成藏条件组合模式。其模式分别为:陡坡带、缓坡带和洼槽带岩性油藏成藏条件组合模式。成藏条件组合模式不同,自然导致各构造带岩性圈闭成藏模式也不同,据此提出3种岩性油藏成藏模式:1)陡坡带自生自储型岩性油藏成藏模式,2)缓坡带旁生侧储型岩性油藏成藏模式,3)洼槽带下生上储型岩性油藏成藏模式。这3种成藏模式是目前二连盆地岩性油藏勘探突破的典型成藏模式。      

二连盆地地层岩性油藏“多元控砂—四元成藏—主元富集”与勘探实践（Ⅳ）——勘探实践

通过二连断陷盆地4个地层-岩性油藏成功勘探的典型实例,针对不同凹陷,深化地层岩性圈闭（油藏）“多元控砂—四元成藏—主元富集”成藏体系研究,不断构建新的地层岩性油藏成藏模式,油气勘探取得重大突破。先后在巴音都兰凹陷、乌里雅斯太凹陷、吉尔嘎朗图凹陷、赛汉塔拉凹陷等发现了4个3000万～5000万t级的地层岩性油藏石油储量区块,开辟了油气勘探的新局面。     

珠江口盆地西部油气成藏组合和成藏模式

珠江口盆地西部成藏组合多且时代跨度大,不同构造带主力成藏组合明显不同。从剖析成藏组合分布差异入手,分析了该盆地西部韩江组—文昌组上、中、下3个油气成藏组合的特点、分布规律及其主控因素,构建了3种成藏模式：①凸起新近系珠江组“长距离侧向运移、背斜成藏”模式;②新近系珠江组“垂向运聚、次生构造-岩性成藏”模式;③凹陷断裂陡坡带“垂向运聚、复式成藏”模式。在此基础上,预测了琼海凸起低幅度背斜油藏及其相关次生低阻油藏、文昌B凹陷断裂陡坡带珠海组二段断块油藏及文昌B凹陷北坡地层-岩性型隐蔽油气藏3个有利油气勘探领域与成藏组合,提出了盆地下一步勘探方向。经钻探,新发现了南断裂带下降盘X构造、琼海凸起Y构造和Z构造3个整装规模储量的商业性油田。     

二连盆地白音查干凹陷成藏动力系统与油气勘探

运用成藏动力系统的理论和方法,研究了二连盆地白音查干凹陷的成藏动力系统特征。白音查干凹陷划分为上、下2套成藏动力系统,下部高压自源半封闭成藏动力系统在南部缓坡带和北部陡坡带形成油气富集高产;上部低压混源半封闭成藏动力系统在南部缓坡带形成稠油富集。近几年,该区石油勘探连连突破,新增储量达数千万吨,是老凹陷油气风险勘探获得成功的佐证。     

二连盆地岩性油藏的幕式充注和相对早期成藏特征分析

在对二连盆地三大主力凹陷的成藏条件、埋藏史、热演化史分析的基础上,结合成岩流体包裹体特征分析,利用流体包裹体均一化温度定量分析方法确定了二连盆地油藏的成藏期次,认为二连盆地岩性油藏具有幕式充注的特征.通过与相同凹陷同一层位构造油气藏成藏期的对比分析后认为,岩性油藏的成藏期具有相对早期的特征.岩性圈闭形成的早期性为岩性圈闭在较早时期捕集油气提供了有利的条件,同时岩性圈闭的多期形成和油气的多期幕式充注有利于大型岩性油气藏的形成.     

二连盆地巴音都兰凹陷油气成藏条件研究

巴音都兰凹陷是二连盆地重要油气勘探区之一,具有良好的油气成藏条件。综合分析其油源、生储盖组合及圈闭等条件,表明：巴音都兰凹陷烃源岩发育,有机质丰度高,属于Ⅱ1和Ⅱ2型干酪根,但有机质热演化程度较低;生储盖组合条件良好,北洼的腾一段、腾二段,南洼的阿尔善组顶部、腾一段和腾二段均发育良好储层,以扇三角洲砂体为主。阿尔善组顶部及腾一段底部发育较深湖相泥岩盖层,形成多套良好生储盖组合;主要发育背斜和断层等构造圈闭油藏,也有岩性圈闭、地层圈闭和复合圈闭油藏,圈闭形成期早,与油气生成和运移期配置关系好,具有良好的聚集和保存条件。分别总结了北部洼陷和南部洼陷的成藏特点。建立了成藏模武。     

二连盆地赛汉塔拉凹陷岩性油藏勘探

结合二连盆地赛汉塔拉凹陷的勘探实践,阐述了赛东洼槽岩性地层油气藏形成的有利条件.按照"下洼寻找岩性油藏"的勘探思路,通过资料重新处理、老井复查、应用层序地层学方法进行层序划分和沉积体系研究、精细储层地震反演等技术攻关的研究表明,赛东洼槽烃源岩发育,具备形成岩性地层油藏的有利沉积构造背景,具有很大的勘探潜力.腾一段顶部和腾二段底部储层成藏条件好,是赛东洼槽内寻找岩性油藏的主要目的层.     

二连盆地白垩系地层岩性油藏的勘探发现及前景

二连盆地为中新生代小型断陷湖盆群,是一个重要的油气生产区,油气勘探早期以构造油藏为主要对象,但随着勘探程度的不断加深,构造油藏发现的难度越来越大,原油产量迅速下降。为了寻找新的油气勘探与储量接替新领域,重新认识了二连盆地的油气成藏条件,认为区内具有湖盆范围小、多物源、快速沉积及相带变化快的地质特点,具备形成地层岩性油藏的有利条件。因此,提出了将勘探重点由构造油藏转变为地层岩性油藏的新思路,并结合勘探实践,探索形成了"资源评价定潜力—构造研究找背景—沉积研究寻砂体—综合研究建模式—滚动评价定规模"的地层岩性油藏的研究与勘探新方法。以新的方法为指导,在勘探多年仍未取得突破的巴音都兰凹陷等含油凹陷实现了油气勘探的新突破;同时,在新发现的阿尔凹陷,借鉴以往富油凹陷勘探的成功经验,注重地层岩性油藏的勘探,高效、快速地发现了亿吨级的阿尔油田。二连盆地地层岩性油藏的成功勘探,不仅开辟了该盆地油气勘探的新领域,而且对类似盆地的油气勘探起到了重要的借鉴作用。     

二连盆地乌兰花凹陷安山岩成藏主控因素分析

近期,二连盆地乌兰花凹陷安山岩油藏勘探取得了重大突破,展现了该凹陷新领域良好的勘探前景,然而对安山岩油藏成藏模式及成藏主控因素的认识不清,制约着该区块油气勘探开发的正常进行,多数井存在失利。为进一步研究安山岩油藏成藏规律,从油源、储集条件、储盖组合以及安山岩油藏的成藏条件等方面进行系统分析,在此基础上构建了乌兰花凹陷安山岩油藏"源内-相控复合岩性油藏"成藏模式。结果表明:优质烃源岩的分布控制着火成岩成藏的物质基础,溢流相的展布控制着有效储层的发育程度,断层的发育程度控制着安山岩展布以及油气运移。该研究为安山岩油藏的成藏规律研究提供了新的思路和方法,对类似地区安山岩油藏的勘探开发具有借鉴意义。     

二连盆地阿尔凹陷石油地质特征研究

文中系统总结了阿尔凹陷石油地质特征,对其地层层序、构造演化、沉积体系和油气成藏条件进行了剖析。通过成藏条件的研究,明确了各层系成藏的主控因素,对油气富集规律进行了总结。同时与二连盆地其它凹陷的简要对比,归纳了该凹陷在构造、沉积等方面的独特特点,指出后期构造反转、陡带沉积体系发育和同沉积背斜构造等特征在二连盆地最具代表性。     

川东石炭系气藏不同类型岩石孔隙度下限及其对储量的影响

石炭系是川东地区的主力产层,储量、特别是容积法储量是制定开发方案的基础。在储量计算的有关参数中,有效储层下限的确定直接影响有效储层厚度、孔隙度和含气饱和度三个参数。研究发现,由于储集岩类型不同,其孔隙类型也就不同,孔喉结构存在较大差异,因此,对不同储集岩,有效储层应有不同的孔隙度下限。通过对川东地区七里峡、大天池、大池干井、高峰场、云安厂、福成寨等构造石炭系209个岩样的压汞资料分析研究,得出不同储集岩的有效储层孔隙度下限,以此计算了川东石炭系8口气井的容积法储量,与不同储集岩采用相同的有效储层孔隙度下限比较,计算结果相差6.22%,结果更接近地层实际情况。     

储量研究中油藏边界的确定方法

新的储量计算规范中明确了用于确定含油面积的两个边界:油藏边界和储量边界。油藏边界属于地质边界,而储量边界受人为因素制约。油藏边界主要包括油水界面、岩性边界和断层边界等。确定油藏边界应综合考虑油藏类型、储层分布特征及区域地质特征。对于构造油藏,油水界面是圈定油藏边界最直接的依据。在确定油水界面的4类方法中,试油法和测井解释法具有较高的精度,而地层压力测试法和其它间接方法有一定的局限性。对于岩性油藏,不同沉积环境所形成砂体的展布宽度是有差异的。对于特低渗透油藏,应使用单井稳定产量作为储量起算标准圈定油藏边界。     

预测封闭油藏动态及可采储量的新模型

利用封闭油藏衰竭式开采过程中地层压力随累积产油量的变化规律 ,建立了能够反映该变化规律的数学模型 ,对油藏的开采历史进行拟合 ,进而用地层压力降至废弃压力时的最大累积产油量来预测油藏的可采储量。经验证 ,该模型准确可靠 ,可推广使用     

胡-陈预测模型在凝析气藏开发中的应用

凝析气藏具有特殊的热力学性质，当地层压力低于露点压力时，地层中流体将出现相态变化，使凝析油的产量变化复杂，难以采用简便方法加以预测。大量凝析气藏的矿场资料表明，其天然气与凝析油产量变化存在相互关联又相对独立的规律。所以把天然气和凝析油分别作为相对独立的对象进行研究，将预测模型方法引入到凝析气藏油、气可采储量及未来产量预测中。经实例计算的累积产量与预测值的相对误差在5％以内，证实了预测模型在凝析气藏油、气产量和可采储量的预测方面是可行的。     

随机建模在克拉玛依油田砾岩储层描述中的应用

针对克拉玛依油田七中、东区克拉玛依组砾岩储层非均质建模中，储层描述不确定因素增多的特点，利用井点内外信息随机性概念，通盘处理测井数据、地震数据和岩心数据，合理整合多方面信息，以减少储层描述中的不确定性。结合地震解释、测井数据、岩心分析、生产动态等已知信息进行建模，优选出更加符合油田实际生产状态的非均质砾岩储层地质模型，分析了有利沉积微相带主槽控制的油气储层特征及其规模和范围，为该区砾岩油藏增储上产和调整挖潜提供了相应的地质依据。     

常规稠油油藏开发调整技术研究与应用——以高浅北区为例

常规稠油油藏地层胶结疏松,原油黏度大,流动性差,生产过程中易造成油井出砂和边、底水突进等问题,严重制约了常规稠油油藏的开采速度和开发水平。针对高浅北区常规稠油油藏开发中存在的问题,在精细油藏描述和油藏动态分析等一系列综合研究基础上,确定了依靠加密调整提高平面储量动用程度,利用边水调剖技术抑制边、底水突进,利用水平井、侧钻水平井技术提高常规稠油油藏采油速度和采收率的开发调整思路,并在实践中取得了良好的开发效果。     

缝洞型碳酸盐岩油藏新型油藏生产指示曲线

弹性驱动油藏的生产指示曲线一直被看作是一条直线,由于原油压缩系数是一个随着地层压力增大而减小的变量,因此其并非一条直线,而是一条曲线,并且油藏压降越大,曲线偏离直线越明显,尤其是对于埋藏较深、地层压力与饱和压力差值较大的缝洞型碳酸盐岩油藏来讲,该油藏生产指示曲线会产生明显误差,需要进行改进。通过建立原油体积系数、原油压缩系数与地层压力的幂函数关系式,简化缝洞型油藏弹性驱动物质平衡方程,建立了新型的油藏生产指示曲线。研究与实例计算表明:地层压力大于饱和压力时,原油体积系数与地层压力不符合线性关系,而是符合幂函数关系,新建立的原油体积系数、原油压缩系数与地层压力的幂函数关系式,不仅符合实际变化规律,并且具有很高的计算精度;原油压缩系数的使用存在2种情况:一是某一地层压力对应的原油压缩系数;二是某一地层压力区间对应的平均原油压缩系数,两者不能混用,物质平衡方程应使用后者;新型的弹性驱动油藏的生产指示曲线始终为一条直线,直线的斜率即为原油地质储量。利用该新型油藏生产指示曲线可以更加准确地进行油藏驱动类型判断、储量计算等油藏研究。     

物质平衡原理在特低渗透M油藏中的应用

特低渗透M油藏原始含水饱和度较高,弹性开采一段时间后,单井含水率呈现缓慢上升趋势.基于此生产特点,利用物质平衡原理,考虑岩石孔隙体积、流体体积以及高压物性参数随地层压力的变化,并结合油水相渗曲线,建立M油藏不同单井控制储量条件下的累计产水量增量与累计产油量、地层压力与累计产油量2套理论关系图版.文中以3口油井为例,实现...     

徐深气田火山岩气藏产能特点及影响因素分析

火山岩储层作为大庆徐深气田的有效储层，分布广泛，储量丰富，具有重要的开采价值。由于受火山喷发多期性的控制，其岩性岩相变化较快、岩层致密，孔隙度、渗透率极低，非均质性严重。大多数气井自然产能较低，达不到工业产能。部分井经过大型压裂改造后可获得高产，但是单井产气能力差别较大。火山岩气藏产能具有分布不均衡、生产压差大、稳产条件差、压裂效果明显等特点，而火山岩作为特殊的天然气储层类型，没有成型的开发理论和实际开发经验供我们参考，文章在徐深气田火山岩储层地质及动态资料分析的基础上，采用实际地质参数建立了单井模型，研究了地层有效渗透率、地层厚度、地层系数、压裂井裂缝半长、储层供气范围等对气井初期产能及稳产能力的影响，并对影响产能及稳产能力的因素进行了分析，这对今后火山岩气藏开发配产、产能建设等具有重要的指导意义。     

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川南裂缝性有水气藏具有小型化、有水和封闭性的特点，一口井就是一个单独的裂缝系统，同一构造、同一气藏上有很多的裂缝系统，裂缝系统之间相互独立、互不连通,难以形成规模较大的整装气田，气井投产时间先后不一，产能建设视气藏储量和产能而定，采用滚动勘探开发方式，这给气藏开发工作带来了较大的困难，在气藏试采和产能建设之前，摸清气藏储量和产能是经济有效气藏的关键。为此，文章对气藏储量和产能的计算方法进行了研究，但是现有的方法大部分局限于气藏开发的中后期，而早期根据压力恢复试井资料计算气藏储量和简易评估气井 能方法的研究，成果相对较少。通过对利用压力恢复试井资料计算储量和产能的方法作了专题研究，提出了适合于川南地区裂缝性有水气藏计算储量和产能的气藏早期储量预报的对数差值法和确定气井无阻流量的方法。 该方法已在川南气田广泛应用，效果显著。