大庆长垣以西地区低阻油层解释方法

本文针对大庆长垣以西地区低阻低阻油层的特点，以储集层的常分析资料确定视束缚水饱和度，结合电性资料，建立油层产液类型图牌，应用效果较好。     

长垣南部—古龙地区嫩江组二、三段等时地层格架及其与砂岩展布关系

大庆长垣南部—古龙地区T_(06)反射层(嫩三段底界)严重穿时,导致对该区沉积和构造特征认识不清,制约了对油气富集规律的认识。通过应用高分辨率层序地层学原理,井震结合,建立了等时地层格架,并分析了其对砂岩的控制作用。认为:该区嫩江组二、三段属于高位体系域,嫩江组二段底界为最大湖泛面,嫩江组三段顶底均为湖泛面;从嫩江组二段上部开始,向上到嫩江组三段共划分为4个四级层序,对应5个砂层组,即H_3~2、H_3~1、H_2~3、H_2~2、H_2~1,表现出5组由东向西的三角洲前缘沉积体系进积层序特征。该区储层发育的有利相带为三角洲前缘相,砂岩主要分布在嫩江组二段上部和嫩江组三段(即H_3~2—H_2~1),且从下往上呈现逐层由东向西叠覆分布的特征。     

大庆长垣及以西地区泉三、四段扶杨油层储层特征

大庆长垣及以西地区下白垩统泉头组三、四段扶杨油层油气资源潜力较大,是大庆油田近年来后备储量的主要来源.但是,单井石油产能低,储量丰度低,直接影响了探明储量的升级及开发.为此,迫切需要开展直接影响产能的储层特征研究,以寻找高丰度储量区块.该文就是针对大庆长垣及以西地区下白垩统泉头组三、四段扶杨油层,在层序地层和沉积相研究的基础上,系统地研究了储层特征.研究区储层主要为三角洲平原分流河道及三角洲前缘水下分流河道砂体;河道砂体单层厚度小,岩石颗粒细;砂岩总体上为低渗透储层;砂体的埋深和沉积类型是储层物性的主控因素,溶蚀孔隙可以改善砂岩物性;齐家-古龙凹陷周边为较有利、有利储层发育区,是下一步勘探及发现高丰度储量的重点目标区.     

大庆长垣以西天然气成藏条件定量分析

在综合地质研究基础上,利用逐步回归分析方法对长垣以西天然气藏影响因素进行定量分析,结果表明,H和SPG油层的天然气藏具有不同的成藏条件、控制因素和分布规律,SPG油层的天然气主要与构造类型,地层水矿化度、这移通道、圈闭规模等因素有关,流体沿断裂长距离水平运移、天然气释放并在沿途局部构造中聚集成藏是本层气藏形成机理：H油层天然气主要受断裂控制,断裂不仅提供了下伏地层中夭然气向上运移的通道,而且为H油层天然气聚集成藏提供了圈闭条件,断裂倾向盘的天然气聚集效应是H油层天然气分布的重要表现。天然气运聚成藏具有近距离沿断裂垂向运聚的特征。     

松辽盆地三站地区营城组孢粉化石的意义

提出松辽盆地营城组自下而上应划发为3段，即中基性火山岩及含煤碎屑岩段、酸性火山岩段、含煤碎屑岩及中基性火山岩段。其中酸性火山岩段中的流岩是区域地层划分对比的标志岩性。首次在松辽盆地三站地区深层中发现孢粉化石，其孢粉组合特征可与松辽盆地东南缘九台地区、冯部北安地区营城组孢粉组合对比。孢粉组合中出现了Appendisisporites sp.、Aequitriradites sp.、Pilosisporites sp.、Klukisporites sp.等早白垩世特有或在早白垩世繁盛的分子，特别是Cicatricosisporites australiensis (Balme)Potonie的含量高达31．8％，以及没有出现原始被子类花粉这一特征，可将三站地区营城组时代进一步确定为早白垩世中期（大致相当巴列姆期）。据孢粉化石所属母体植物的生态特征，推测该区营城组沉积时属温暖湿润的亚热带气候，但南方干旱气候对本地区也有一定影响。     

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。     

大庆长垣以东地区登娄库组天然气成藏过程研究

通过储集层流体包裹体的研究,结合烃源岩生排气史、断裂活动史,分析了大庆长垣以东地区登娄库组天然气充注期次及成藏过程。认为该区登娄库组储集层内至少发生过两期天然气充注：早期为泉头组沉积末期,是主要成藏期;晚期为嫩江组沉积末期,是次要成藏期。该区天然气勘探实践已证明了上述分析方法和结论的正确性。图4表1参13     

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。     

大庆长垣以东地区深层天然气扩散损失量估算

本文在深入研究天然气在多气源条件下扩散机制的基础上,提出了多气源条件下天然气扩散量的估算方法,并将其应用于大庆长垣以东地区深层,建立了该区深层天然气损失的扩散地质模式,合理地确定出天然气发生扩散散失的地质时间,准确地估算了该区侏罗系和登二段两套气源岩扩散至地表的损失量,其结果约为1.27×10¹²m³,约占总生气量的6.54％,表明扩散作用是远景资源评价中不可忽视的重要因素。同时证明所建立的方法用于研究多气源条件下天然气的扩散损失量是可行的。     

大庆长垣伴生气中二氧化碳的成因研究

与20世纪80年代相比,大庆长垣伴生气中CO2含量增加了约一个数量级,2003年伴生气中CO2的含量(总外输)已达2.87%,并且CO2的含量有继续升高趋势。通过对伴生气3个样品的CO2碳同位素的测定,其1δ3CCO2值均大于+3‰,与徐家围子地区幔源CO2的地球化学特征有明显的差异,认为其成因应属碳酸盐岩的热变质成因,因为松辽盆地的沉积地层为陆相沉积,不含有碳酸盐岩地层,伴生气中CO2很可能是由盆地基底的石炭―二叠系碳酸盐岩热变质作用的产物。     

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为研究松辽盆地北部大庆长垣以西地区中浅层天然气成藏与分布的控制因素和成藏模式,通过分析其天然气慝物分布规律及成藏条件,得到该区中浅层天然气的成藏及分布除了受源岩和盖层分布及质量的制约外,还要受圈闭发育和断裂分布的控制,该区中浅层具有三种天然气成藏模式,即侧向运移构造圈闭油溶释放成藏模式,侧向运移断层遮挡油溶释放成藏模式和沿断裂垂向运移浅层断层遮挡油溶释放成藏模式。     

大庆长垣扶余杨大城子油层勘探潜力分析

为寻找更多的后备资源量,在研究了大庆长垣构造演化、沉积特征的基础上,对长垣扶余、杨大城子油层成藏条件进行分析,提出了生油岩、古构造和岩性是控制油气分布的主要因素,认为长垣喇-萨-杏-太构造、高台子构造和葡西南构造的扶杨油层油气主要来自西侧的齐家—古龙凹陷,太南、葡萄花和敖包塔构造的扶杨油层油气来自西侧的齐家—古龙凹陷及三肇凹陷两个方向。杏树岗至葡北是近期提交储量的优选区,预计可提交预测储量约1.3×10~8t,长垣北部喇嘛甸、萨尔图地区西侧是进一步勘探的有利区。     

大庆长垣伴生气中二氧化碳含量的变化及原因

大庆长垣伴生气中CO2的含量自20世纪90年代开始有较大幅度的增加,2003年伴生气中CO2的含量（总外输）已达2.87%,与20世纪80年代相比,CO2含量增加了约一个数量级并且还有继续升高的趋势.经过对伴生气中CO2碳同位素（δ13CCO2）的测定,3个样品的数值均大于＋3‰,应属无机成因中含碳酸盐岩石的热变质成因.伴生气中CO2含量的增加可能与新构造运动频繁及地球深部热量上涌有关.     

深层封盖条件对天然气成藏的控制作用

在深入研究大庆长垣以东深层天然气藏封盖特征基础上，认为封盖条件对成藏具有重要的控制作用：盖层发育的空间部位不同以及断层的遮挡作用控制着不同类型圈闭的形成。盖层封闭能力形成期、断层活动期与气源岩大量排气期的配置关系控制着深层天然气的运聚成藏期。优质盖层的分布控制着深层天然气藏的分布，断层断穿层位控制着天然气的运聚层位。     

大庆长垣以东古隆起天然气成藏条件的差异性

由长垣以东地区深层天然气分布特征，指出安达—肇州和朝阳沟—肇东古隆起是天然气运移指向和聚集的有利场所。造成安达—肇州古隆起上天然气显示好于朝阳沟—肇东古隆起上天然气显示，前者已获得了大量工业气流，而后者仅见少量气流或显示。但由于天然气在供气条件、储集条件、盖层条件、圈闭条件和运移条件上的差异，造成安达—肇州古隆起本身天然气显示也存在差异，昌德构造、卫星—升平构造和汪家屯构造天然气显示好于模范屯—肇州西构造天然气显示。     

松辽盆地北部大庆长垣南端上白垩统四方台组物源体系分析

物源体系制约着层间水的流动方向及砂体储层的展布。前人对松辽盆地北部上白垩统物源体系分析多集中在四方台组以下,缺乏对四方台组物源的报道。因此,在结合区域地质认识的基础上,通过沉积构造分析、砂体展布形态及重矿物分析等手段,系统研究了松辽盆地北部大庆长垣南端四方台组物源体系特征,明确了物源方向与母岩类型。结果表明,四方台组地层的母岩类型主要为中酸性岩浆岩与中高级变质岩;通过与源区对比分析,认为大庆长垣南端四方台组物源主要来自张广才岭、吉黑东部及盆地东南部地区。     

大庆长垣砂岩储层构造油藏油水界面控制因素研究

大庆长垣构造上的喇嘛甸、萨尔图、杏树岗油藏是砂岩储层背斜构造油藏,油藏东、西两翼的油水界面深度不一致,过去有水动力及地应力等许多种地质成因解释。利用构造油气成藏重力分异的物理学原理,根据毛管力与浮力平衡理论推导出能够刻画油水界面分布规律的毛—浮方程,指出油藏内任意位置的油水界面深度是由该处储层的孔隙结构,即由排替压力所对应的孔隙半径(rd)大小决定的。rd与储层物性呈正相关,由于储层非均质(岩性因素)存在,一般背斜构造油藏的油水过渡带(段)表面(油水界面)是波状起伏、厚度有变化的锥柱形。     

大庆长垣及以东泉三、四段扶杨油层浅水湖泊-三角洲体系沉积特征

大庆长垣及以东泉三、四段扶杨油层沉积属浅水湖泊一三角洲体系,发育有浅水湖泊三角洲相和湖泊相。浅水湖泊三角洲相可划分三角洲分流平原和三角洲前缘两种亚相,三角洲分流平原亚相包含水上分流河道、天然堤、决口扇、泛滥平原泥等4种微相;三角洲前缘亚相包含水下分流河道、天然堤、决口扇、分流间湾泥、河口坝、前缘薄层砂等6种沉积微相。湖泊相可划分为滨湖亚相、浅湖亚相和还原湖,滨湖亚相包含泥滩、混合滩、砂滩等3种沉积微相;浅湖亚相包含浅湖砂坝、浅湖泥两种沉积微相。沉积微相以分流河道砂最为发育,是有利的储集层;由于泥质岩微相发育,常常包裹或覆盖分流河道砂、天然堤、决口扇、河口坝、薄层砂等砂体,形成良好的储盖组合,有利于形成岩性圈闭油气藏。认清沉积相的演化特点及砂体微相的分布规律,对于砂体预测、储量估算、寻找岩性圈闭油气藏等都具有重要的指导意义。     

松辽盆地北部嫩江组非海相层序地层特征

松辽盆地油气资源丰富,盆地北部含油气组合上白垩统嫩江组勘探步伐逐渐放缓,原因之一是对该套地层的层序地层样式认识不够深入造成的。依据地震、岩心及测井资料,应用经典层序地层学理论,对嫩江组进行层序界面识别并建立层序地层格架,同时创新性地建立了不同因素控制下的层序地层成因模式,提出不同模式具有不同的储层发育特点,尝试从一个新的角度为研究区储层预测及油气勘探提供依据。研究认为,嫩江组可以划分为5个三级层序、10个体系域;创新性地认识到嫩江组发育2种独特的层序模式,分别是非海相坳陷湖盆海侵主控层序地层模式与陆相平缓坳陷湖盆层序地层模式。