天然气充注成藏与深部砂岩储集层的形成 ——以塔里木盆地库车坳陷为例

在塔里木盆地库车坳陷深层天然气成藏条件分析的基础上,阐明深部有效储集层的形成机制.研究表明,天然气充注成藏过程与深部砂岩有效储集层的形成具有密切关系:早期曾捕获到油气的储集层,后期深埋后储集层性能较好;若早期未能捕获到油气,深埋后储集层则比较致密.深埋压实作用对孔、缝的保存影响较大.在储集层深埋致密化之前发生的油气充注过程,抑制了岩石的机械压实和裂缝闭合,阻碍了致密化进程,使储集层的有效孔、缝得以保存.库车深层煤系气源充沛,高演化侏罗系烃源岩成气潜力依然较大,深部砂岩储集层发育次生孔隙和微裂隙,膏盐盖层分布广,厚度大,生储盖空间配置好;以断裂为主构成的输导体系发育,排烃效率高,运聚系数大,油气被高效捕获成藏;盐构造下的深部和超深部圈闭发育.因而,库车坳陷深层和超深层成藏条件好,勘探潜力巨大.     

压汞法和气体吸附法研究富有机质页岩孔隙特征

页岩储层孔隙由宏观裂缝到微观纳米级孔隙构成,具有较低的孔隙度。为了对页岩孔隙进行有效分析,将页岩中的孔隙分为3类并分别运用相应的方法对其进行测定：①页岩中的微孔（<2 nm）应用CO₂低温吸附法（D-R方法）测定;②介孔（2~50 nm）应用N₂低温吸附法（BET理论）测定;③宏孔（>50 nm）应用高压压汞法测定,进而对孔隙分布进行全面分析。利用以上方法对中国典型海相和湖相页岩孔隙进行测定并分析孔隙发育控制因素后发现：①四川盆地海相页岩孔隙发育,其中牛蹄塘组、五峰组较好;②页岩中宏孔主要与矿物相关,微孔、介孔主要与有机质相关;③随着热演化程度升高,页岩中有机孔隙逐渐增大。     

全二维气相色谱/飞行时间质谱在石油地质实验中应用初探

利用全二维气相色谱(GC×GC)与飞行时间质谱(TOFMS),建立了原油中饱和烃组分和芳烃组分进行同时测定的分析方法,解析了二维图谱特征,同传统的饱和烃、芳烃分析方法(饱和烃和芳烃分离后分别单独进样)相比,具有信息量大、样品前处理简单、共溜峰可有效消除等优点.此次实验样品的常用参数如成熟度、有机质类型等与常规实验方法基本一致.     

塔里木盆地喜马拉雅晚期油气藏调整与改造

塔里木叠合盆地具备多套生储盖组合、多期生排油气作用和多旋回油气成藏作用,为了发展和完善叠合盆地油气成藏理论,总结了叠合盆地研究进展并分析其发展方向.叠合盆地研究主要取得4大进展:①发现了叠合盆地广泛分布的复杂油气藏;②建立了复杂油气藏成因模式;③揭示了复杂油气藏的改造机制;④提出了构造叠加改造复杂油气藏评价模型.叠合盆地功能要素组合控制油气藏的形成和分布,后期构造作用的叠加复合导致了早期油气藏的调整、改造和破坏.叠合盆地油气成藏研究的发展方向主要包括3个方面:①多要素联合控藏模式研究;②油气复合成藏机制研究;③油气藏调整改造机理及预测模式研究,尤其是针对叠合盆地深部开展该方面的研究更具理论和现实意义.     

塔里木盆地喜马拉雅晚期油气藏调整与改造

为理清塔里木盆地油气分布规律,对喜马拉雅晚期构造运动背景下塔里木盆地油气藏的调整与改造进行分析.塔里木盆地油气成藏过程受喜马拉雅运动影响十分强烈,主要发生了物理调整和化学改造两方面的次生作用:一方面由于地层的翘倾和圈闭的调整,早期形成的油气藏发生侧向长距离运移和垂向渗漏再聚集;另一方面巨厚的地层沉积加速了有机质的热演化,生成大量裂解气,天然气侵入早期油藏导致油气性质发生重大改变,重质油、轻质油、蜡质油、凝析气等各种类型的油气形成并分布在同一区域.喜马拉雅晚期油气藏的物理调整和化学改造作用导致塔里木盆地横向上大面积油气差异分布,纵向上多层系含油、但油气性质各异的复杂格局.     

四川公山庙油田致密砂岩油充注孔喉下限探讨及应用

准确确定致密砂岩油充注孔喉下限有助于正确认识致密油成藏。对四川公山庙油田致密砂岩油充注孔喉下限进行理论推导和实验测试。源储界面致密油充注受生烃增压作用明显,基于流体力学作用间平衡关系和油藏实际参数,理论推导源储界面充注孔喉直径下限为29.06nm;储层内部充注力学机制与源储界面不同,生烃增压对流体充注的直接作用较弱,界面的力学推导过程不适用,而通过对实际砂岩样品进行环境扫描与能谱联测的方法确定储层内部的孔喉直径下限为59.66nm。结合致密砂岩储层压汞分析,应用充注孔喉下限确定源储界面附近的含油饱和度为69.5%;储层内部的含油饱和度为60.4%。含油饱和度预测值与公山庙油田致密砂岩实测含油饱和度相一致,对不同部位的孔喉下限的研究结果可为致密砂岩油分布规律和目标评价提供理论依据和预测方法。     

不同母质类型烃源岩排气效率

随着全球页岩气等非常规油气勘探的不断加强,烃源岩排气效率的研究越来越受到关注。根据页岩或煤中实测或理论计算的含气量数据,以及在不同热演化阶段的生气量,探讨了不同母质类型烃源岩在不同热演化阶段的排气效率。煤系烃源岩和海相Ⅰ—Ⅱ1型烃源岩排气效率随着成熟度的增加,排气效率逐渐增加,但两者存在很大的差异,煤系烃源岩排气效率很高,在RO=1.0%时为75%,在RO=5.5%时高达90%以上,高排气效率表明,煤系烃源岩生成的天然气绝大部分都运移到了储层,成为常规天然气和致密砂岩气的主要气源。与煤系烃源岩相比,海相Ⅰ—Ⅱ1型烃源岩排气效率较低,大部分低于70%,低排气效率结果表明,在页岩体系中生成的天然气相当一部分仍滞留在烃源岩中,残留在页岩中的天然气为页岩气的富集提供了物质基础。     

渤海湾盆地南堡富油气凹陷烃源岩的形成及其特征

渤海湾盆地南堡凹陷近年来油气勘探取得重大发现,已成为该盆地油气富集程度最高的富油气凹陷之一。研究发现：下第三系沙河街组特别是沙三4亚段发育高丰度的优质烃源岩,TOC高达5%以上,由于其形成于南堡凹陷主裂陷幕,此时湖盆水体最深,湖盆范围最广,发育大面积深湖相灰色、灰黑色泥岩、钙质泥岩、油页岩,且厚度大,平面上分布稳定,具有巨大的生烃潜力;沙三3亚段的暗色泥岩,生烃潜力较大。指出沙三段烃源岩是南堡凹陷最重要的烃源岩,其生烃量占南堡凹陷70%以上。沙一段烃源岩虽然没有东营组烃源岩厚度大,但是演化程度比东营组烃源岩高,二者生烃量比较接近,分别占南堡凹陷生油量的15%左右。     

柴达木盆地东部涩北一号叠置气藏的两种成藏模式

柴达木盆地东部涩北一号气田由7个纵向叠置的气藏组成,各气藏中生物气的富集程度相差悬殊。为了查明生物气富集的控制因素,首先以单储系数、储量丰度和试气产量为依据,将7个气藏划分为高富集与低富集两类;然后对两类气藏的成藏条件进行了对比分析。研究认为,埋深大于950 m的第四-第七气藏为高富集气藏,这些气藏处于最大生气带,能同时接受本区及中央凹陷生物气的供给,加上其储盖组合、圈闭及后期保存条件优越,有利于生物气富集成藏;浅部的第一-第三气藏为低富集气藏,它们埋藏所处层段还未达到生气高峰,主要由下部气藏扩散散失生物气充注成藏,且保存条件较差,生物气难以富集。在成藏条件分析的基础上,将高、低富集气藏的形成分别归结为气源充注和扩散充注成藏模式。     

四川盆地海相天然气富集成藏特征与勘探潜力

四川盆地是一个高度富气的盆地,在四川盆地已发现的海相大中型气田多以孔隙型储层为主,普遍含有硫化氢(一般占天然气体积的0.2%~17%),烃类主要以原油裂解气为主.充足的气源是四川盆地海相油气富集的重要条件,古隆起为海相油气的聚集提供了圈闭条件,富含膏盐的白云岩储层为硫化氢的形成提供了硫源和催化条件.海相层系大多经历过较大的埋深,这为硫酸盐热化学还原反应的发生提供了热动力条件,而硫酸盐热化学还原反应过程更为原油裂解提供了催化条件,导致气藏中既富含硫化氢又富含甲烷气.研究表明,川东北地区飞仙关组和长兴组成藏条件优越,是最现实的勘探目的层系;四川盆地邻近膏盐层上下的大量薄层席状分布的孔隙型白云岩储层为潜在的勘探目的层;川东地区是四川盆地勘探潜力最大的地区.