中国海相油气田勘探实例之七 塔里木盆地和田河气田的勘探与发现

和田河气田位于新疆塔里木盆地中央隆起巴楚凸起南缘的玛扎塔格构造带,含气面积143.45km2。气田发现于1997年9月,是塔里木盆地已探明的最大的古生界海相碳酸盐岩气田,1998年探明天然气地质储量616.94×108m3。气田由七个气藏构成,气源为寒武系海相碳酸盐岩烃源岩形成的古油藏油裂解气和过成熟干酪根裂解气的混合气,主力产气层为奥陶系碳酸盐岩潜山以及石炭系海相碳酸盐岩和碎屑岩,它们与各自上覆的石炭系不同泥岩段构成良好的区域性和区带性储盖组合。论述了气田的勘探和发现历程、气藏的主要地质特征,总结了应用油气晚期成藏理论取得油气突破的勘探实践与认识启示。     

中国海相油气田勘探实例之十五 塔里木盆地塔中北斜坡鹰山组凝析气田的发现与勘探

塔里木盆地塔中北斜坡中—下奥陶统鹰山组凝析气田发现于2006年,至2010年底探明石油地质储量3.81×108t(油当量)。气藏的储层为受层间岩溶缝洞型储集体控制的鹰山组大型准层状优质碳酸盐岩,主力烃源岩为中—下寒武统白云岩和上奥陶统碳酸盐岩及泥灰岩,油气主要分布于奥陶系不整合面之下0~200 m范围内。论述了气田的勘探历程、主要地质特征、勘探的技术创新,以及对海相碳酸盐岩凝析气田勘探的启示。     

塔中隆起海相碳酸盐岩大型凝析气田成藏特征与勘探

多次资评与勘探实践表明塔中隆起成藏条件优越,海相碳酸盐岩油气资源丰富,奥陶系油气藏集中赋存于上奥陶统礁滩体与下奥陶统风化壳储层中,缝洞系统控制了大型凝析气藏纵向多套叠置-横向准层状分布规律。多学科、动静态一体化研究表明,形成塔中海相碳酸盐岩大型凝析气田主力烃源岩为寒武-奥陶系两套碳酸盐岩,原油具有明显的混源特征,天然气主要来源于中-下寒武统高成熟度原油裂解气。奥陶系海相碳酸盐岩凝析气藏是古油藏在喜山期被寒武系来源的原油裂解气气侵的结果,经历了三期成藏过程,即中晚加里东期、晚海西期原油充注,喜山期注气。两套烃源岩长期供烃是形成塔中奥陶系海相碳酸盐岩大型凝析气田的物质基础,构造作用、岩溶作用是形成了塔中奥陶系多套优质碳酸盐岩储集体的主控因素,断裂、不整合面、缝洞发育带构建的网状油气输导体系是塔中海相碳酸盐岩复式聚集混源成藏的重要保障。塔中奥陶系海相碳酸盐岩具备10亿吨当量的油气资源潜力。     

塔里木盆地和田河气田周缘构造演化、成藏与勘探领域

以寻找塔里木盆地碳酸盐岩油气勘探接替领域为目的,在和田河气田周缘采用古构造演化的方法,结合和田河气田单井油气水分析,建立了玛南奥陶系潜山准层状成藏模式和玛北台缘带古油藏成藏模式;指出和田河气田周缘存在玛南奥陶系潜山、玛北奥陶系台缘带和玛东奥陶系推覆构造带三大油气勘探领域,区带资源量约1万亿m ³,是塔里木盆地碳酸盐岩勘探的重要接替领域。玛南奥陶系潜山暴露时间长,风化、淋滤作用强,形成良好的岩溶型储层,上覆石炭系泥岩和上倾位置的致密灰岩作为盖层,形成良好的储盖组合,同时处于有效生烃范围之内,是有利勘探领域。玛北发育奥陶系台缘带,而且与构造圈闭相叠置,可以捕获早期运移的油气,是较有利勘探领域。玛东奥陶系推覆带潜山披覆圈闭发育,规模较大,是潜在勘探领域。     

华北地台奥陶系碳酸盐岩储集岩成因类型与展布

华北地合奥陶系是一套海相碳酸盐岩。作为油气的储集层是沉积成岩作用叠合加里东期、印支-燕山期、燕山-喜山期构造作用改造形成的。在漫长的地史过程中，演化出三种类型五大套储集层，其中第Ⅰ套蒸发潮坪层间溶解带和第Ⅱ套加里东期不整合面附近奥陶系侵蚀岩溶带，已是鄂尔多斯地区古生界天然气生产层。第Ⅳ套燕山-喜山期不整合面附近奥陶系基岩古潜山则是华北地区新生界石油富集体。第Ⅲ套沿印支-燕山期断裂带发育的岩溶储集岩，在西南部台缘区也有古生界天然气的产出。     

鄂尔多斯盆地西北部地区奥陶系岩溶缝洞型储层发育特征及有利目标区分析

在鄂尔多斯盆地西北部地区祁连海域奥陶系石灰岩发育段发现岩溶缝洞型储层,并且具有较好的含气性,表明岩溶缝洞型气藏是该盆地碳酸盐岩天然气勘探的新类型。通过对盆地西北部奥陶系古岩溶缝洞发育的基本地质条件进行分析,从钻井、录井、测井及地震响应特征方面阐述了古岩溶缝洞型储层的特征,划分出两种储层类型;根据天1、鄂19井岩溶储层的地震识别模式,预测克里摩里组岩溶缝洞体的有利目标区的平面分布,其与奥陶系烃源岩构成较好的成藏组合,是今后西北部地区天然气勘探的重要区带。     

塔里木盆地哈拉哈塘地区走滑断裂带油气分布与油藏模式

塔里木盆地哈拉哈塘地区石油勘探开发进入深度高达8 000 m的坳陷区,油气主要沿走滑断裂带分布,研究超深层断控油气藏分布规律对油气勘探开发具有重要意义。通过大量勘探开发资料分析与油藏解剖表明,哈拉哈塘地区奥陶系碳酸盐岩油气沿主断裂带1.8 km范围内条带状分布,高效井主要分布在距主断裂带600 m范围内。油气沿断裂带分布具有分段性,断裂的类型、规模与性质影响油气运聚成藏,油气富集主要受控于主断裂带的规模。高效井一般距主断裂近、储层规模大、侧向封闭好,为断控缝洞型碳酸盐岩油藏。走滑断裂断控油气藏不同于礁滩体与风化壳“相控”油气藏,对复杂碳酸盐岩油气藏评价开发具有重要意义。     

碳酸盐岩岩溶储层类型研究及对勘探的指导意义——以塔里木盆地岩溶储层为例

岩溶储层是中国海相含油气盆地重要的储层类型之一。本文基于塔里木盆地岩溶储层的实例研究,指出岩溶储层的储集空间以缝洞为主,缝洞可以发育于潜山区,也可以发育于内幕区,具不同的地质背景和成因。据此,将岩溶储层细分为四个亚类,其中,潜山(风化壳)岩溶储层又可根据围岩岩性的不同细分为灰岩潜山岩溶储层和白云岩风化壳储层两个次亚类。潜山(风化壳)岩溶储层发育于潜山区,与中长期的角度不整合面有关,准层状分布,峰丘地貌特征明显;层间岩溶储层和顺层岩溶储层发育于内幕区,前者与碳酸盐岩层系内部中短期的平行(微角度)不整合面有关,准层状分布,后者与潜山周缘的斜坡背景有关,环潜山周缘呈环带状分布,与不整合面无关;受断裂控制岩溶储层主要发育于内幕区,分布于断裂发育区,尤其是背斜的核部,与不整合面无关,受断裂控制导致缝洞发育跨度大,沿断裂呈栅状分布。岩溶储层的细分方案突破了岩溶储层只分布于潜山区的传统认识,使岩溶储层勘探由潜山区向内幕区拓展,对中国海相含油气盆地碳酸盐岩油气勘探具重要的指导作用。     

中国海相碳酸盐岩油气田的现状和若干特征

截止1998年底,中国天然气探明储量有40．7％存在于碳酸盐岩地层,共有7个碳酸盐岩大气田;而与碳酸盐岩储层以及海相烃源岩有关的原油探明储量不到7％。中国碳酸盐岩生烃问题长期以来是碳酸盐岩油气勘探中的一个关键问题,目前初步认为中国碳酸盐岩中的工业性油气田多数不是自生自储的,而需要外部存在有机质丰度较高的烃源岩。烃源岩的有机质质量和数量均受沉积环境的影响,多数情况下陆表海碳酸盐岩中烃源岩不发育。除了南海的第三系,中国海相碳酸盐岩储层普遍时代古老、物性差、非均质性强,储层的发育取决于后期改造作用。岩溶作用对碳酸盐岩储层的形成意义十分重要,不整合面之下是碳酸盐岩油气藏形成的有利层段。     

中国海相碳酸盐岩油气田的现状和若干特征

截止1998年底,中国天然气探明储量有40.7％存在于碳酸盐岩地层,共有7个碳酸盐岩大气田;而与碳酸盐岩储层以及海相烃源岩有关的原油探明储量不到7％。中国碳酸盐岩生烃问题长期以来是碳酸盐岩油气勘探中的一个关键问题,目前初步认为中国碳酸盐岩中的工业性油气田多数不是自生自储的,而需要外部存在有机质丰度较高的烃源岩。烃源岩的有机质质量和数量均受沉积环境的影响,多数情况下陆表海碳酸盐岩中烃源岩不发育。除了南海的第三系,中国海相碳酸盐岩储层普遍时代古老、物性差、非均质性强,储层的发育取决于后期改造作用。岩溶作用对碳酸盐岩储层的形成意义十分重要,不整合面之下是碳酸盐岩油气藏形成的有利层段。     

塔西南地区海相碳酸盐岩勘探突破新领域:寒武系白云岩

塔里木盆地西南地区近期勘探方向集中在奥陶系的碳酸盐岩,但成效不大,勘探也陷入迟滞。基于钻井解剖及成藏关键要素分析认为:塔西南地区奥陶系碳酸盐岩不仅储层欠发育,而且油气充注欠佳;中下寒武统白云岩储层优于奥陶系石灰岩储层,而且盐膏层盖层发育,基底卷入断裂欠发育,盐下油气保存条件较优越,有利于形成大规模的寒武系自生自储油气藏;塔西南古隆起北斜坡长期稳定发育的古构造是勘探突破的主攻方向,和田河气田周缘的古隆起斜坡区中下寒武统成藏条件优越,有望获得新的大发现。     

塔里木盆地海相碳酸盐岩与油气

塔里木盆地碳酸盐岩主要分布于台盆区寒武系—奥陶系,它既可以作为油气的储层和源岩,也可以作为油气的盖层或遮挡体。碳酸盐岩主要发育于碳酸盐岩台地相和斜坡相之中,其中开阔台地及台地边缘坡折带的生物碎屑滩和砂屑滩、局限台地的白云岩坪是主要的储集相带。潜山溶孔溶洞型白云岩、石灰岩及礁滩复合体中的生物碎屑灰岩、砂屑灰岩、鲕粒灰岩、礁灰岩以及潮坪白云岩是主要的储集岩。寒武系—下奥陶统、中—上奥陶统都发育有较好的碳酸盐岩烃源岩。根据油气的分布与聚集特点,对碳酸盐岩油气藏作了分类。论述了塔里木盆地碳酸盐岩油气勘探的前景和重要目标。     

新疆塔里木盆地塔中地区奥陶系古潜山型油气藏成藏条件

塔中古隆起的早海西期风化壳岩溶发育,是塔里木盆地寻找古生代海相碳酸盐岩岩溶型油气田的重要隆起区之一。本文研究了风化壳型岩溶的发育特征和控制因素,在烃源、生储盖和成藏条件分析基础上预测了奥陶系风化壳岩溶发育的有利区带,认为奥陶系岩溶储层与其上覆的石炭系泥岩可构成良好的储盖组合,油源断裂、不整合面、输导层与汇烃脊构成了复杂油气输导网络。本区潜山型油气藏成藏过程复杂、期次多,但喜山期构造调整是最终成藏的关键,中央断隆带和塔中隆起南斜坡是两个有利的勘探区带。     

松辽断陷盆地火山岩大气田形成条件与勘探实践

松辽盆地深层是由30多个孤立的断陷组成的断陷群,火山岩气藏是深层勘探的主要气藏类型。以断陷盆地火山岩大气田形成条件为主线,从深层断陷形成的特征分析着手,通过剖析控源及控藏因素,总结断陷盆地大气田形成条件。指出NNE-NE和NNW-NW两组控陷断裂体系共同控制深层断陷群的形成和展布,断陷沿控陷断裂方向呈带状展布。断陷内火山机构具有明显受断裂控制的不对称特征,沿断裂走向呈条带状分布。每个断陷通常由一个或多个断槽组成,断槽控制烃源岩的分布并自成含气系统,生烃断槽和火山岩在空间的有利配置是形成气藏的关键。环槽富集是深层断陷火山岩气藏最基本的规律,由于断裂控制了断陷、断槽、火山岩的形成分布,改善了油气运聚的通道条件,紧邻生烃断槽的断裂构造带是断陷内天然气有利富集区带;因此深部断裂控制了断陷火山岩气田的区域分布。勘探实践更进一步证明：对于断陷湖盆油气勘探,生烃主断槽是评价和勘探的关键单元;只要生烃断槽优质烃源岩发育,烃源岩与火山岩空间配置关系有利,对于“小而富”的中小型断陷(面积小于3 000 km²),也可以形成火山岩大气田(探明地质储量大于300×108 m³),这些认识推进了勘探思路由寻找大湖盆大断陷到寻找生烃主断槽的转变。     

塔里木盆地塔中礁滩体大油气田成藏条件与成藏机制研究

中国海相碳酸盐岩油气勘探近年来进展很快,发现了一批大型油气田。塔中地区是塔里木盆地的重点勘探区和富油气区,奥陶系蕴藏了丰富的油气资源。奥陶系良里塔格组受塔中I号坡折带的控制发育陆棚边缘礁滩体,储层性质为低孔-特低孔、低渗灰岩储层,埋深在4500~6500m。储层的形成和分布受早期高能沉积相带、溶蚀作用和断裂作用等因素的控制,有效储层的空间展布控制了油气的分布与大面积成藏。油源对比认为,塔中良里塔格组礁滩体油气藏的原油主要来自于中上奥陶统烃源岩,并混有寒武系烃源岩成因的原油;天然气主要来自于寒武系油裂解气,沿塔中I号坡折带断裂向内充注。成藏过程分析表明,塔中地区曾存在三期主要成藏期,第一期为加里东晚期成藏,油气来自于寒武系-下奥陶统烃源岩,但早海西期的构造运动,对该期油气破坏严重,造成大范围油藏破坏。第二期成藏期是晚海西期,也是塔中地区最重要的油气充成藏期,油气来自于中上奥陶统烃源岩。第三期成藏期是晚喜山期,受库车前陆冲断影响,台盆区快速沉降,埋深急速增大,寒武系原油裂解气形成,沿深部断裂向浅部奥陶系充注,对油藏进行气洗改造,从而形成大面积分布的凝析气藏。     

一种板内小尺度走滑断层平面分段研究方法——以塔里木盆地顺北5号断层中北段为例

近年来在顺北地区1号和5号走滑断层带上获得了重大的油气突破,证明了在塔里木盆地内发育的小尺度走滑断层对断控油气藏具有控藏、控储的特征。该类走滑断层在剖面上贯穿多套古生代地层,纵向结构复杂,在空间上为深层线性走滑叠加浅层雁列正断层的构造样式,钻井揭示在断层带上不同分段的井产能差异明显,表明走滑断层在奥陶系碳酸盐岩顶界面的分段性对油气成藏具有重要的控制作用。本文选取顺北5号断层中北段作为研究对象,针对深层不同层系线性走滑断层分段特征差异明显这一特征,基于不同尺度下断层的断距与分段长度之间的相关性及多断层演化理论,提出了利用沿着走向等间距统计断层的垂向断距变化的方法对深层线性走滑断层开展分段性研究工作,该方法综合了断层的活动强度、演化程度和剖面构造形态来分析断层的分段特征,适用于不同性质的断层分段性特征研究。研究表明5号断层中北段在奥陶系碳酸盐岩顶界面可划分为14段,在寒武系膏盐岩层顶界面可划分为10段,两个层系的断层分段性在空间上具有继承性与差异演化的特点,其中寒武系膏盐岩滑脱构造中的膏盐逃逸对油气的疏导具有破坏作用,奥陶系碳酸盐岩顶断层活动强度、分段叠接样式、断层分段不同位置对断控缝洞型储层发育规模具有重要的控制作用,揭示了断层在平面上的分段特征及纵向结构对断控缝洞型油气成藏具有重要的控制作用。     

Gas accumulation from oil cracking in the eastern Tarim Basin: A case study of the YN2 gas field

Oil and gas exploration in eastern Tarim Basin, NW China has been successful in recent years, with several commercial gas accumulations being discovered in a thermally mature to over-mature region. The Yingnan2 (YN2) gas field, situated in the Yingnan structure of the Yingjisu Depression, produces gases that are relatively enriched in nitrogen and C₂₊ alkanes. The δ¹³C₁ (−38.6‰ to −36.2‰) and δ¹³C₂ values (−30.9‰ to −34.7‰) of these gases are characteristic of marine sourced gases with relatively high maturity levels. The distributions of biomarkers in the associated condensates suggest close affinities with the Cambrian–Lower Ordovician source rocks which, in the Yingjisu Sag, are currently over-mature (with 3–4%Ro). Burial and thermal maturity modeling results indicate that paleo-temperatures of the Cambrian–Lower Ordovician source rocks had increased from 90 to 210 °C during the late Caledonian orogeny (458–438 Ma), due to rapid subsidence and sediment loading. By the end of Ordovician, hydrocarbon potential in these source rocks had been largely exhausted. The homogenization temperatures of hydrocarbon fluid inclusions identified from the Jurassic reservoirs of the YN2 gas field suggest a hydrocarbon emplacement time as recent as about 10 Ma, when the maturity levels of Middle–Lower Jurassic source rocks in the study area were too low (<0.7%Ro) to form a large quantity of oil and gas. The presence of abundant diamondoid hydrocarbons in the associated condensates and the relatively heavy isotopic values of the oils indicate that the gases were derived from thermal cracking of early-formed oils. Estimation from the stable carbon isotope ratios of gaseous alkanes suggests that the gases may have been formed at temperatures well above 190 °C. Thus, the oil and gas accumulation history in the study area can be reconstructed as follows: (1) during the late Caledonian orogeny, the Cambrian–Lower Ordovician marine source rocks had gone through the peak oil, wet gas and dry gas generation stages, with the generated oil and gas migrating upwards along faults and fractures to form early oil and gas accumulations in the Middle–Upper Ordovician and Silurian sandstone reservoirs; (2) since the late Yanshanian orogeny, the early oil accumulations have been buried deeper and oil has undergone thermal cracking to form gas; (3) during the late Himalayan orogeny, the seals for the deep reservoirs were breached; and the gas and condensates migrated upward and eventually accumulating in the relatively shallow Jurassic reservoirs.     

黄骅坳陷断裂发育特征及其对新生古储型潜山成藏控制作用

“新生古储”型潜山是大港油田潜山勘探的重要领域并取得了勘探突破,多期断裂演化控制了新生古储潜山类型多样性及成藏条件多样性。通过系统分析坳陷控山断裂的静态、动态特征,恢复断裂发育对潜山山系形成的控制作用,针对古生界内幕碳酸盐岩与碎屑岩储层物性特征和成储机制、烃源岩特征及源-储配置关系等成藏要素系统分析,区划潜山类型,指出不同类型潜山勘探潜力层系及分布区。研究结果表明：(1)现今断裂具有多走向、多性质的特征,受控于多期次叠合演化的结果。其主要为四个期次：T₃时期近EW和NW(W)逆断,J₁₊₂继承发育;J₃+K₁初期挤压逆冲形成NNE(近SN)向逆断-转换断层;至K₁为负反转发育阶段,形成负反转断层;E时期受伸展作用控制,形成NE(E)向伸展断层。(2)“两期挤压成山-一期块断成山”成山过程,内幕储层经历“早成岩期—表生期—中成岩期—晚成岩期”多期成岩作用,奥陶系碳酸盐储层为中孔-中渗储层,碎屑岩储层为中-低孔隙、中-低渗储层。(3)在孔二段和沙三段优质烃源岩发育的条件下,源-储对...     

缝洞型碳酸盐岩油气分布规律及成藏条件：以塔中北斜坡东部鹰山组为例

缝洞型碳酸盐岩储集层具有强烈的非均质性,其油气成藏及富集规律极其复杂,充分认识此类油气藏的形成条件及分布特点对油气藏进一步勘探及有效开发至关重要。通过对东部井区的统计分析,目的层油气性质与I号断裂带及走滑断裂密切相关,平面上塔中北斜坡东部鹰山组油气具有“西油东气,内油外气”的分布特征,纵向上油气集中在不整合面以下200 m内,沿风化壳不整合面呈“准层状”分布。从源、储、盖、运等成藏要素角度对油气成藏控制因素进行了综合研究,结果表明：该研究区发育两套烃源岩,且经历了多期充注,为油气聚集提供了充足的物质基础;后期构造抬升及断裂活动促进岩溶作用的进行,改善了储层的储集性能,为油气富集提供了有利的场所;良三段到良五段致密灰岩分布广、厚度大,可以有效封闭油气,为油气聚集提供了较好的保存条件;塔中北斜坡东部断裂及不整合面是油气成藏的关键,沟通源岩为油气运移聚集提供了良好的通道。     

塔里木盆地巴楚-麦盖提地区志留-泥盆系油气成藏规律

塔里木盆地巴楚-麦盖提地区以寒武-奥陶系海相碳酸盐岩为烃源岩,志留-泥盆系三角洲-- 滨岸砂岩为储层,潮坪环境形成的致密泥岩为盖层,形成了断裂型生储盖组合,具有较好的油气勘探前景。通过对研究区志留-泥盆系沉积相带展布、断层发育特征以及古隆起和古斜坡的综合研究,结合烃源岩排烃及已发现油气特征,认为巴楚-麦盖提地区志留-泥盆系油气成藏规律主要受沉积和构造的共同控制,在二叠纪末,寒武-奥陶系烃源岩排烃期已经形成的单斜构造或斜坡带,被长期活动断层沟通了寒武-奥陶系烃源岩的志留-泥盆系储层分布区易于形成油气藏。区内有利油气成藏区带主要为康2--方1 井之间的断裂带与玉1--BK8--巴5 井之间的斜坡带,可能发育的油气藏类型为岩性油气藏和构造--岩性复合油气藏。