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。     

关于松辽盆地南部扶余油层深盆油形成机理的初步探讨

深盆油气藏是形成于特殊地质条件下的非常规气藏，目前成为油气田勘探的新热点。深盆气藏具有源岩巨厚、储层致密、油气水倒置的现象。本文分析了松辽盆地扶余油层深盆油的形成机理及其分布规律，指出松辽盆地南部花敖泡地区、塔虎城地区和乾东-孤店地区为深盆油勘探的最有利区带。     

松辽盆地北部扶余致密油储层测井评价

松辽盆地北部扶余油层属于典型的近源致密油藏,其储层评价的主要任务是以求取"七性"参数为核心的"三品质"评价。在总结长垣南地区扶余致密油储层"七性"评价成果的基础上,明确了致密油储层测井评价流程,建立了"七性"参数的测井评价方法和储层分类标准,并在考虑源岩充注影响的前提下确定了致密油储层的含油、产出下限。同时解决了岩石力学参数的动、静态转换和地下孔渗校正等关键问题,构建了识别甜点段的"七性"综合评价函数关系,生产检验效果良好。     

乾安扶余油层致密油有效动用技术

吉林油田乾安地区扶余油层为典型致密油资源，通过开展水平井参数优化设计、精细地质导向和投产方案优化设计等研究，形成了乾安致密油有效动用技术。该技术在吉林油田已得到广泛应用，适用性较好。“十三五”期间投产水平井达到效益开发标准，内部收益率大于6%，同时对吉林油田大情字井、大安、莫里青等非常规油气资源区块的开发具有一定的推广价值和借鉴意义。     

松辽盆地北部扶余油层致密油成藏条件及甜点区优选

松辽盆地北部扶余油层致密油是典型的源下致密油藏,具有形成大规模、连续型致密油藏的有利地质条件。通过对大量实验数据及钻井资料分析统计,对松辽盆地北部扶余油层致密油烃源岩条件、沉积环境、储层特征等成藏条件进行了综合分析,研究表明扶余油层致密油形成受成熟烃源岩与三角洲前缘相带控制,主要储集体为曲流河点坝砂体、分流河道砂体,具有单层厚度薄、横向变化快、垂向错叠连片的特点。储层主要以微米—纳米孔隙为主。常规储层和致密储层的分界为孔隙度为12%、渗透率为1×10-³μm²、孔喉半径为350nm,以孔隙度为8%、渗透率为0.1×10-³μm²、孔喉半径为75nm为界将致密储层细分为Ⅰ类和Ⅱ类。扶余油层致密油藏主要成藏动力为青一段有效烃源岩的生烃增压作用,属于倒灌成藏机制,断裂是主要的运移通道,构造高部位是致密油富集场所。优质甜点区主要分布在大庆长垣、三肇凹陷中心部位,以及齐家古龙凹陷西侧。     

松辽盆地北部扶余油层致密油资源评价

致密油已成为松辽盆地重要的接替资源。为搞清致密油资源潜力、资源分布,有效指导致密油勘探,对扶余油层致密油进行了资源评价。根据研究区致密油的勘探程度,应用分级资源丰度类比法和小面元容积法,在地质特征和成藏条件研究基础上,依据储层物性和含油性对评价区进行分级,开展扶余油层致密油资源量计算。结果表明:扶余油层致密油地质资源量为10.5×10~8~11.15×10~8t,其中以I类资源为主,Ⅰ类资源量约为Ⅱ类资源量的2倍;资源量分布由大到小依次为三肇凹陷、大庆长垣、龙虎泡阶地、古龙凹陷、朝阳沟背斜和齐家凹陷,其中三肇凹陷资源量占致密油总资源量31%以上,大庆长垣占总资源量27%。研究指出三肇凹陷和大庆长垣不但致密油资源丰富而且资源品质较好,是下一步重点勘探区域。     

大安北地区扶余油层储层致密化原因

大安北地区扶余油层为典型的致密砂岩储层,为深入了解其致密化的原因,更好地指导油田的勘探和开发,通过对大量岩心、薄片、扫描电镜、X衍射及分析化验资料的剖析,讨论了致密化储层的主要控制因素。结果表明,沉积作用和成岩作用与储层致密化的关系较为密切。沉积微相在宏观上控制着储层的分布,碎屑颗粒中长石、岩屑等不稳定组分及杂基含量较高是储层致密化的主要原因;而强烈的压实作用和胶结作用也在一定程度上导致储层的致密化;区内溶蚀作用对储层的改造有限。     

松辽盆地朝长地区扶余油层储层特征研究

本区砂岩储集层具有中孔低渗特点。受沉积作用影响，砂岩成分成熟度低，砂体原始物性差。砂岩已进入晚成岩Ａ亚期阶段。砂岩原始沉积特征和成岩作用改造后细孔喉分布优势是导致低渗透的原因。     

应用特征分析法预测松辽盆地扶余油层有利勘探区

本文应用特征分析方法,以松江盆地新民、扶余及新立油田作为模型区,选取七个有意义的地质变量,采用多种求权系数及剔除变量数的办法,分别建立了扶余油层最优模型公式。根据权系数大小得知,油气聚集受距生油凹陷中心距离、青一段排烃能力、所在沉积相区的影响较大,其它因素影响次之。用最优模型公式结合物性分析认为:扶余油层应先勘探龙虎泡-大安阶地,南部为华字井阶地中南部、扶-新凸起西部斜坡带。      

松辽盆地南部扶余油层低渗透油藏形成机制

从沉积储层特点、烃源岩超压、油气运移动力、油水分布特征等方面深入剖析了松辽盆地南部扶余油层的成藏机制, 据此建立了扶余油层低渗透储层垂向输导、超压控藏大型岩性油气藏成藏模式。预测坳陷区扶余油层低渗透油藏的勘探潜力巨大, 指导勘探取得明显效果。     

断裂密集带对油气运聚成藏的控制——以松辽盆地杏北扶余油层为例

为了明确断裂密集带在油气运聚成藏中的控制作用,选取松辽盆地杏北扶余油层断裂密集带为研究对象,以三维地震为基础,结合断裂密集带平面、剖面特征,总结杏北地区扶余油层断裂密集带分布特征及成因机制。同时,利用油藏解剖技术,结合断裂密集带分布特征、油气分布规律及砂体分布特征,对断裂密集带在油气运聚成藏中的控制作用进行了分析,研究结果表明：（1）杏北地区扶余油层断裂密集带广泛分布,主要包括伸展成因机制的平行地堑带和耦合成因机制的混合式密集带;（2）横向断裂密集带的遮挡作用导致中央背斜带南部和东部缓坡带无油气富集,断裂密集带外油气主要富集在密集带边界反向断裂上盘,反向断裂断距规模越大,油气富集程度越高;（3）顺向断裂密集带边界断裂可以作为油气沿断裂走向运移的通道,受构造反转作用影响,中央背斜带发育的断裂密集带内部形成“堑中隆”构造,断裂密集带内部油气主要富集在“堑中隆”构造发育部位。     

河流相层序地层划分方法—以松辽盆地下白垩统扶余油层为例

以松辽盆地下白垩统泉头组扶余油层为例,探讨了河流沉积体系的层序地层分析方法。首先确定河流的成因类型和相域(微相)的构成,包括曲流河道、决口河道、决口扇、冲积平原和浅水湖泊,识别河流演化过程中由于河流冲溢形成的自旋回沉积作用和基准面变化产生的异旋回沉积作用,即基准面旋回;然后运用河流沉积学理论分析构成河流相的不同相域的形成与基准面变化的关系,识别基准面转换位置(基准面上升到下降或基准面下降到上升)的沉积学和地层学响应,从而建立等时地层对比格架。     

松辽盆地三肇凹陷扶余油层致密储层分类精细评价

精细评价的方法主要体现在精细分类和纵向细分层2个方面。通过沉积及砂体特征的精细研究,利用恒速压汞、高压压汞以及纳米微观分析等手段综合研究,认为扶余油层致密储层可以划分为2大类3小类,即Ⅰ-1,Ⅰ-2和Ⅱ类,其中致密油储层与常规储层的分界物性为孔隙度12%,渗透率1×10^-3 μm²,孔喉半径为350 nm;其余Ⅰ-1和Ⅰ-2类以及Ⅰ-2和Ⅱ类物性标准分别以孔隙度10%和8%,渗透率0.25×10^-3 μm²和0.1×10^-3 μm²为界,对应的孔喉半径分别为150 nm和75 nm。通过纵向细分层精细12分的砂层组级研究,每一层砂层组内仅含有1～2个砂体,I类致密油集中发育在FⅠ2-1,FⅠ3-1以及FⅡ2-2砂层组。在分层落实不同类型致密油剩余资源后,通过致密油水平井钻探及大规模体积压裂,可以有效开发致密油资源。     

杏北西斜坡区扶余油层成藏模式及主控因素

斜坡是油气区域运移的主要指向和主要成藏地带,具有较大的勘探潜力。为了探究杏北西斜坡区扶余油层油藏特征及勘探重点,综合利用地震、测井、录井、油田实际生产等资料开展了研究。研究表明,该区主要是发育受断层和岩性控制的断层遮挡、断块、断鼻、断背斜、岩性上倾尖灭和断层-岩性等油藏。油水分布整体呈现“上油下水”的规律,没有统一的油水界面。对油成藏模式的研究表明,该区具有“源内倒灌运移”、“源外侧向运移”聚集成藏两种模式：即油源区内青山口组源岩生成并排出的油在青山口组古超压的动力作用下,以沟通油源和下部扶余油层砂体以及圈闭的源断裂为路径,向下“倒灌”进入了圈闭成藏;第二种模式是西侧齐家-古龙凹陷青山口组源岩生成的油先“倒灌”到扶余油层后,沿着连通齐家-古龙凹陷和杏北地区的砂体和断层等通道,向东进入杏北地区。该区油藏的分布主要受油源、断层和砂体的有机匹配及反向正断层的控制。首先青山口组的超压是倒灌运移的关键,充足的油源是成藏基础,断层和砂体的有机匹配提供了倒灌运移的通道。最后指出了断砂匹配较好的反向正断层的上升盘是本区勘探的重点,下降盘对油聚集起到诱导作用。     

致密油薄砂体储层预测技术及应用实效——以松辽盆地敖南区块下白垩统泉头组为例

松辽盆地北部敖南区块是我国重要的致密油资源潜力区,其下白垩统泉头组主要为浅水三角洲前缘水下分流河道砂体沉积,整体为“泥包砂”特征,厚度薄,规模较小,地震反演等常规地震预测技术无法准确地识别和预测该类砂体。通过蓝色滤波目标处理提高了地震资料品质和分辨率;开展了敏感地震属性优选和分析,定性地预测了薄层砂体宏观分布特征;利用井-震联合地质统计反演和随机协模拟技术,对薄层砂体进行了定量预测,刻画了扶余油层主力层砂体的空间分布。预测结果与钻井吻合较好。该方法对其他地区致密油气开发也具有指导意义。     

松辽盆地南部致密砂岩储层油气成藏期次研究

松辽盆地腰英台地区青山口组致密砂岩储层中虽已经发现了油气藏,但该区的致密砂岩储层油气成藏机理却存在众多疑问,尤其是油气充注时间和期次,更是关系到青山口组致密砂岩储层油气成藏机理的关键问题.文中应用目前比较成熟的流体包裹体综合测试分析技术,研究区致密砂岩储层内流体包裹体的分布特征和均一温度测试结果,结合圈闭形成史、烃源岩...     

源外隆起区油气成藏与分布主控因素及模式——以松辽盆地杏北地区扶余油层为例

在油气藏类型及分布规律研究的基础上,采用油气分布与成藏条件叠合分析方法,对杏北地区扶余油层油气成藏与分布主控因素及模式进行了研究。结果表明,杏北地区扶余油层油气主要分布于中央背斜带北部和南西斜坡区。中央背斜带北部扶余油层油气成藏与分布主控因素为：①断裂侧向输导为油气聚集提供了运移通道;②北部背斜构造高部位是油气聚集成藏的有利部位。南西斜坡区扶余油层油气成藏与分布主控因素为：①水下分流河道砂体为油气侧向输导并聚集提供了运移通道;②反向断裂规模控制着油气富集程度。油气成藏有2种模式：①断裂侧向输导背斜构造高部位油气聚集成藏模式,主要分布于中央背斜带北部;②砂体侧向输导反向断裂遮挡油气聚集成藏模式,主要分布于南西斜坡区。     

松辽盆地扶余油田泉四段沉积微相研究

以岩心和测井资料为基础,从岩石类型、泥岩颜色、粒度以及沉积构造等特征入手,对松辽盆地南部 扶余油田泉四段 4 个砂岩组的沉积微相展布特征及沉积模式进行了系统研究。 结果表明：研究区为曲流 河-三角洲沉积体系,包括三角洲分流平原和三角洲前缘 2 个沉积亚相,发育分流河道、天然堤及决口扇 等 12 种沉积微相。 根据不同微相的测井相特征,研究了小层沉积微相平面分布规律,并建立了浅水三角 洲沉积模式,研究了其沉积演化特征,为研究区的剩余油挖潜提供了地质依据。     

构造活动及层序格架约束下的沉积、成岩作用对储层质量的影响——以松辽盆地南部大情字井地区葡萄花油层为例

利用钻测井、岩心、岩石薄片、电镜扫描和室内分析化验等资料,基于层序地层学理论,展开了对松辽盆地南部（松南）大情字井地区葡萄花油层沉积作用、成岩作用和构造活动对储层质量控制作用的研究。结果表明,葡萄花油层层序格架主要由低位体系域和湖侵体系域组成,低位体系域主干分流河道砂岩和岔道口砂岩的储层质量最好,湖侵体系域水下分流河道次之。层序格架约束下的沉积作用控制不同体系域沉积微相的纵横向展布及砂体发育规模差异。垂向上,低位体系域上部砂岩的发育规模大、连通性好,为相对优质储层的发育层段;平面上,主干分流河道砂岩和岔道口砂岩的储层物性相对较好。成岩压实作用是导致葡萄花油层砂岩低渗透化的直接因素,层序格架控制低位体系域砂岩和湖侵体系域砂岩早期成岩环境的差异,导致湖侵体系域砂岩的碳酸盐胶结相对更强。溶蚀作用的强度主要受控于储层物性好坏、油源断裂展布及距油源断裂距离。研究区葡萄花油层的相对优质储层主要受控于层序格架、沉积作用、成岩作用及构造活动4者的耦合作用,即临近油源断裂或被多条油源断裂夹持的低位体系域中上部主干分流河道是相对优质储层发育的主要部位。