低渗透背景下西湖凹陷致密砂岩气藏的成藏条件

东海盆地西湖凹陷天然气资源丰富,油气勘探发现古近系砂岩储层渗透率普遍较低,低渗透气藏在多个含油气构造均有分布且表现出致密砂岩气藏特征。根据致密砂岩气藏成藏机理对西湖凹陷的石油地质条件进行了分析,并与致密砂岩气勘探开发程度较高的鄂尔多斯盆地进行了对比。结果表明,低渗透砂岩大范围分布背景下西湖凹陷具备形成致密砂岩气藏的构造、沉积、气源岩、储层及封盖保存条件,埋深≥3 500 m的古近系砂岩普遍进入致密储层阶段,是致密砂岩气藏发育的有利层位,与鄂尔多斯盆地在致密砂岩气藏形成的生-储-源储配置条件上具有一定的相似性。综合分析认为,西湖凹陷初步具备形成致密砂岩气藏的地质条件。      

“改造型”致密砂岩气藏特征:以吐哈盆地巴喀气田下侏罗统八道湾组为例

受后期多阶段构造活动的影响,原生致密砂岩气藏或后期储层致密化的常规天然气藏经多期改造调整可形成“改造型”
致密砂岩气藏。根据烃源岩排烃天然气充注期同砂岩致密化期的先后顺序和后期构造活动影响两个因素,“改造型”致密砂岩气
藏可划分为A、B两种类型;A类的储层先致密,后成藏,再改造,B类则是先成藏、后致密、再改造。受北部博格达山多阶段造山运
动的影响,吐哈盆地巴喀气田发育A类“改造型”致密砂岩气藏;甜点分布受局部构造高部位的控制明显,物性甜点和裂缝型甜点
是主要的甜点类型。“改造型”致密砂岩气藏的形成可划分为物性圈闭的形成和初期充注阶段、差异聚集阶段、初始改造阶段、强
烈改造及残存阶段共4个阶段。由于经受多期构造活动的改造,最终形成复杂多期叠合的“改造型”致密砂岩气藏,总体表现出受
构造高部位主导的甜点型富集的特征。      

鄂尔多斯盆地镇原地区延长组长8段致密砂岩油藏差异油气充注历史

受多种成藏要素控制，鄂尔多斯盆地镇原地区延长组长8段致密砂岩油藏在研究区不同地区油藏面貌和勘探成果均存在较大差异。运用流体包裹体系统分析的技术和方法，从微观上探究了镇原地区长8油层组油气充注历史，并结合宏观上油气成藏条件特征，综合分析了研究区长8段致密砂岩油藏差异油气充注历史。研究结果表明，镇原地区东部长8段油充注较为活跃，油充注成藏主要发生在早白垩世早期(133~124 Ma)、早白垩世中期(115 Ma)以及晚白垩世早期(95 Ma)；镇原地区西部长8段油充注较弱，气充注成藏主要发生在晚白垩世早期(96 Ma)。镇原地区长8段致密砂岩油藏东、西部成藏差异性主要受距盆地生烃中心距离、储层成岩作用以及构造调整作用等多种因素的共同影响。      

四川盆地油气地质研究

四川盆地是地台内通过深断裂活动而形成的构造—沉积盆地。这些深断裂卷入了上地幔或壳内低速层。深部构造作用控制盖层内的断褶构造发育。川东南高陡背斜带的形成和隐伏的深断裂活动有成因联系。海相致密的碳酸盐岩内气藏的形成和分布,主要受断褶构造发育程度及储层内后生孔洞缝发育程度的控制。低缓的及隐伏的构造圈闭以及后生孔洞缝系统是天然气聚集的场所。川东南及川西区已知的气藏基本上是分布这类的圈闭中。龙门山前隐伏的古逆冲断褶带伴生的构造及裂缝圈闭是重要的油气聚带。近年来的钻探证实了这一预测的正确性。     

苏里格地区上古生界连续型致密砂岩气成藏条件及过程分析

致密砂岩气成藏过程复杂,而有利的成藏要素是连续型致密砂岩气大规模运聚成藏的基本条件,因此明确成藏条件及成藏过程对致密砂岩气理论研究及勘探实践都具有重要意义。利用烃源岩地球化学数据、地层测试数据、综合测井数据等资料并结合前人研究,对苏里格地区上古生界连续型致密砂岩气藏形成的主要因素(烃源岩、储集层、盖层、构造运动)进行了分析,总结了研究区连续型致密砂岩气的有利成藏条件并剖析了其成藏过程。研究表明:烃源岩广覆式生烃,源储紧邻,大面积分布的致密储层,有效的区域盖层及相对稳定的构造环境是苏里格地区上古生界连续型致密砂岩气成藏的可靠保证;研究区致密气砂岩成藏孔隙度下限约为2%;苏里格地区上古生界连续型致密砂岩气藏形成过程可以分为4个演化阶段:早侏罗世前的连续型致密砂岩气藏孕育阶段,即致密储层形成阶段;中侏罗世天然气开始大规模持续充注,为连续型致密砂岩气藏发展阶段;早白垩世气藏规模达到最大,为连续型致密砂岩气藏成型阶段;晚白垩世到现今为气藏萎缩阶段。      

海塔盆地中部主要断陷带油气成藏模式及对油气分布的控制作用

根据油藏解剖及油气成藏条件空间匹配关系,研究海塔盆地中部主要断陷带油气藏类型及特征、油气成藏模式和对油气分布的控制作用.结果表明:油气藏类型主要有反向断层遮挡、不整合面遮挡、小型背斜、岩性上倾尖灭、砂岩透镜体和古潜山等6种.油气成藏具有反向断裂翘倾隆起复合圈闭、洼中隆复合圈闭、洼槽岩性圈闭、古隆起基岩潜山圈闭、反转构造...     

四川盆地晚二叠世—早三叠世沉积演化及其对天然气富集的意义

四川盆地上二叠统—下三叠统碳酸盐岩地层中富集天然气,天然气藏的分布受优质烃源岩和礁滩相储层的控制。为了揭示四川盆地沉积演化背景下天然气的富集规律及预测成藏有利区,对晚二叠世—早三叠世扬子古板块地质构造背景进行分析,讨论地质构造背景控制下四川盆地晚二叠世—早三叠世沉积演化特征;根据不同时期构造和沉积演化特征确定优质烃源岩和储层的发育机理和分布范围;结合天然气成藏模式的认识,确定天然气成藏有利区。结果表明:四川盆地晚二叠世—早三叠世海湾及其后陆棚的发育演化控制了该区龙潭组主力烃源岩与长兴组—飞仙关组礁滩相储层的发育分布,形成了下生上储的有利配置关系;川东北地区长兴组—飞仙关组台地边缘礁滩相储层邻近龙潭组海湾相优质烃源岩的区域为天然气成藏最有利区。总之,四川盆地晚二叠世—早三叠世沉积演化特征控制了海相优质烃源岩和储层的发育分布,决定了天然气的富集与分布。     

库车坳陷东部致密砂岩气藏发育特征与富集规律

库车坳陷东部致密砂岩气是库车天然气勘探开发的重要接替领域。由于研究区致密砂岩气藏的复杂性,目前对该区气
藏的特征与分布规律还不十分清楚。从气藏的基本特征研究入手,通过对依南2气藏的解剖研究,认为本区致密砂岩气藏具有砂
岩储层致密、微裂缝发育、异常高压发育、含气饱和度低等特征。其中孔隙度低、渗透率高是该区致密砂岩气藏的独特特征;排驱
压力与喉道半径对气藏的成藏效率具有重要的影响;致密砂体中发育的裂缝对天然气的聚集和富集具有重要的影响和控制作用,
表现为早期微裂缝提高了天然气的充注聚集效率,晚期构造缝控制了天然气富集带的分布。气藏类型为晚期成藏、持续充注的异
常高压致密砂岩气藏。      

克拉通盆地盆缘致密气藏封堵模式: 以鄂尔多斯盆地北缘杭锦旗地区盒1段为例

克拉通盆地大面积致密砂岩气藏边界带上的气水分布往往远比盆地内部复杂, 圈闭类型多样, 气藏上倾方向封堵模式尚存在争议。本研究以鄂尔多斯盆地北缘杭锦旗地区二叠系盒1段气藏为例, 对比分析不同区带典型河道砂体厚度、岩相组合、砂体叠置关系、储层物性及横向宏观非均质性等多因素差异分布特征及其对气藏分布的控制作用, 最终建立杭锦旗地区不同构造带内盒1段气藏封堵模式。研究表明, 研究区自西向东发育3种河道沉积模式, 分别是西部缓坡区浅水辫状河模式、中部陡坡区冲积扇-辫状河模式、东部深水道模式, 3种沉积模式控制了河道上倾方向储层宏观非均质性差异, 这种宏观非均质性变化是研究区致密砂岩气藏上倾方向封堵的主控因素。根据研究区上倾方向储层变化与圈闭类型关系, 划分了3种天然气封堵模式: 西部缓坡区岩性封堵模式、中部陡坡区地层-岩性封堵模式、东部岩性-构造过渡封堵模式。3种天然气封堵模式构成了鄂北盆缘盒1段大面积天然气连续成藏区的边界, 同时控制了不同类型圈闭分布与天然气富集。      

莺歌海盆地海口A区储层特征与天然气低丰度影响因素

针对莺歌海盆地海口A区虽然具有较为良好的油气成藏条件,但预探结果显示为低丰度气藏的问题,采用储层孔渗实验、扫描电镜镜下观察、黏土矿物质量分数测定和储层孔隙度恢复等方法,分析海口A区储层特征,结合埋藏史分析成岩演化特征,根据天然气成藏条件分析天然气低丰度影响因素.结果表明:海口A区三亚组储层主要为分选差、磨圆差的粉砂岩,具有中低孔、低渗特点,现今处于中成岩B期,孔隙以粒间溶蚀孔、铸模孔和粒内溶蚀孔为主;储层在黄流组沉积末期已致密,后因酸性水进入,孔隙度增加;储层天然气主要来源于三亚组,充注期为2Ma左右,成藏期储层致密是导致该区天然气低丰度的主要原因.该结论为在莺歌海盆地寻找优质储层、改善开发效果提供参考.     

川东南丁山地区石牛栏组成脉流体来源与油气成藏

四川盆地东南部志留系油气成藏过程研究缺少成藏和破坏阶段的直接证据,丁山地区志留系石牛栏组储层内沥青和方解石脉体记录了储层内流体演化的信息,对研究油气藏油气成藏演化过程有重要的指示作用。运用显微岩相学、阴极发光、微区原位元素和流体包裹体分析方法,确定了古流体来源和活动时间,并恢复了甲烷包裹体古压力,结合烃源岩生烃演化史和地质特征揭示了石牛栏组油气成藏演化过程和主控因素。研究结果表明丁山地区石牛栏组储层内发育两期方解石脉体,原油充注发生在两期方解石脉形成之前。第一期方解石脉形成于距今约127 Ma,阴极发光颜色为褐红色,方解石脉形成于偏还原环境,成脉流体来源于同层位成岩流体。第二期方解石脉形成于距今约83 Ma,阴极发光颜色为褐黄色,方解石脉形成于偏氧化环境。龙马溪组烃源岩大量生油阶段在距今190~150 Ma之间,生成的石油充注到石牛栏组储层中并在距今约135 Ma裂解成气藏。甲烷包裹体捕获压力为51.77~57.46 MPa,储层压力系数为1.26~1.40。石牛栏组古气藏在燕山期以来,由于构造运动导致地层抬升剥蚀和断裂发育,促使天然气泄漏。      

川中地区须家河组致密砂岩气藏气水分布规律

川中地区须家河组是四川盆地致密砂岩气藏储量的主要集中区,而气水分布规律复杂则是造成该区各致密砂岩气藏气
井出水严重、产量递减迅速的重要原因。该区致密砂岩气藏的气水分布在剖面上和平面上总体表现为气水过渡带特征,气、水层
交互分布。综合气水分布特征、地质背景及生产动态,总结出3种符合该区致密砂岩气藏气水分布的模式:构造带气水分布模式、
低渗带气水分布模式及裂缝带气水分布模式,并从气源岩、局部构造、致密砂岩储层及储层裂缝4个方面分析了控制该区致密砂
岩气藏气水分布的因素:气源岩充注不足形成了该区气水过渡带的整体特征;局部构造的闭合度控制了气水的分异程度;致密砂
岩储层提高了气水的排替难度;储层裂缝提供了气水的渗流通道。      

黔东北梵净山地区沥青Re-Os同位素年龄对油气成藏年代的约束

黔东北梵净山地区位于雪峰隆起西缘,前寒武纪-早古生代黑色有机质岩系发育,沥青显示广泛。该区在新元古代-中生代经历了晋宁期、加里东期及印支期-燕山期多幕构造变形,前人对后两期构造与油气成藏的响应关系研究较多,而关于晋宁期构造与油气成藏之间的匹配关系则鲜有报道。选取黔东北梵净山地区宝塔组灰岩溶蚀孔、洞内的沥青开展了Re-Os同位素研究,测试结果显示等时线年龄为（915±129）Ma。结合区域地质分析表明,梵净山地区存在晋宁期原生油藏,在加里东期被改造形成次生油藏,古隆起控制了次生油气藏的分布。本研究丰富了雪峰隆起西缘油气成藏期次,同时也促进了复杂构造变形条件下次生油气藏成藏机理研究,对我国南方新元古界油气勘探有重要意义。      

东濮凹陷杜寨地区深层砂岩储层致密化与油气充注关系

为分析东濮凹陷杜寨地区沙三中—下亚段致密砂岩储层演化与油气充注过程的耦合关系,综合运用铸体薄片、阴极发光、扫描电镜、荧光显微及流体包裹体等测试方法,明确杜寨地区沙三中—下亚段储层特征、成岩作用、成岩演化序列、储层孔隙度演化史和油气充注史等。结果表明:杜寨地区沙三中—下亚段处于中成岩B期至晚成岩阶段,在经历三期钙质胶结、三期溶蚀、持续压实的复杂成岩过程后,在斜坡带发育低孔低渗砂岩储层,在洼陷带发育特低孔特低渗致密砂岩储层。东营组沉积末期,储层尚未致密化,低熟—成熟有机质在斜坡带聚集形成常规型油气藏,在洼陷带附近形成"边致密边成藏"型致密砂岩油气藏。明化镇组沉积末期至今,储层致密,除少量油气向上运移、在斜坡带形成"边致密边成藏"型油气藏外,仍有大量晚期生成的天然气在洼陷带附近聚集,形成典型的"先致密后成藏"型致密砂岩气藏。     

黄河口凹陷ＢＺ２７构造沙河街组砂岩储层致密化与油气充注关系

基于岩石薄片、Ｘ衍射定量分析、流体包裹体偏光－荧光分析和包裹体均一化温度等资料，对黄河口凹陷ＢＺ２７构造沙河街组沙一二段致密砂岩储层的特征、形成机理及其致密化过程与油气充注史的时序关系进行了系统分析。研究结果表明，研究区致密砂岩演化过程具有明显的阶段性，其中，早成岩 Ｂ期之前，主要受上覆岩层压实作用的控制造成原生孔隙的大量减少，但并未形成致 密 储 层；早 成 岩 Ｂ期 之 后，以碳酸盐胶结物为主的胶结作用的发生才是形成致密砂岩储层的主要因素。进一步根据储层致密化过程分析和油气成藏期确定的结果来看，ＢＺ２７构造沙河街组油气成藏表现为先致密后成藏的特点，在致密化过程早期伴随有一期小规模的烃类充注，而在距今６ Ｍａ的烃类大规模充注之前，储层已完全致密。      

冀北—辽西地区中—新元古界古油藏的油气来源及成藏特征

在全球诸多盆地发现的中—新元古界原生油气苗和商业性油气聚集,展示了这些古老沉积地层具有良好的勘探潜力和前景。基于冀北—辽西地区烃源岩与储层沥青中三环萜烷、四环萜烷、重排藿烷、13α(正烷基)-三环萜烷和甾烷等分子标志化合物对比研究,明确了双洞背斜铁岭组和兴隆1井雾迷山组沥青分别源自洪水庄组和高于庄组烃源岩;而韩1井骆驼岭组上、下段储层沥青表现出不同的烃类来源,分别源自高于庄组和洪水庄组烃源岩。冀北—辽西地区古老地层至少发生了3期油气充注,对应3类古油藏：第Ⅰ类古油藏源自高于庄组烃源岩,其成藏时间早,经历了长期深埋和次生改造,油藏的保存条件较差;第Ⅱ类古油藏为早期油藏破坏调整而形成的次生油藏,其成藏规模受到了较大制约;第Ⅲ类古油藏源自洪水庄组烃源岩,成藏时间晚,遭受构造破坏弱,有相对较好的成藏和保存条件,是研究区古老油气勘探的潜在目标。     

致密砂岩储层“甜点”识别及评价方法

四川盆地北部须家河组须四段为辫状河三角洲前缘沉积,砂体极其发育,而因须四段整体埋深大、储层非均质性强、孔隙结构复杂,储层"甜点"识别和综合评价成为制约该区低渗透致密砂岩储层勘探开发的关键。基于大量薄片观察鉴定,结合测井、录井资料,分析了控制特低渗透致密砂岩储层的关键地质因素,提出因子分析法定性识别致密砂岩储层"甜点"模型和定量评价标准,并对四川盆地北部目标区块须四段储层进行综合评价。结果证实:①致密砂岩储层局部存在物性较好的"甜点"区;②因子分析法提取的3个参数因子能定性解释致密砂岩储层特征,准确识别"甜点"段;③因子分析法定量评价结果与四川盆地北部须四段实际勘探开发效果吻合,相对于常规评价方法准确率大幅提高;④川北地区须四段储层可划分为三类,目标区块主要发育Ⅱ类储层,该区块东南部北东向为天然气富集区,是气藏开发的重点区域。      

大巴山前构造带油气苗分布及油气成藏特征

大巴山前构造带构造变形强烈,油气成藏过程复杂,勘探程度低。从地表油气显示分布特征分析入手,结合露头烃源岩与含烃流体包裹体资料,探讨了大巴山前构造带油气成藏演化过程。研究结果表明:大巴山前构造带油气成藏演化具有“递进变形、油气分带、差异成藏”的特征;大巴山前构造带的构造由北东向西南呈现多期递进变形特征,并相应控制了油气的分带性,其中冲断带主要分布油气苗,滑脱褶皱带见沥青与气藏;根据大巴山前构造带不同区带油气藏成藏时序与油气藏后期改造的差异性,总结出3种油气成藏类型,即破坏型、局部残存型和内部调整型,其中铁溪-万源滑脱褶皱带属于内部调整型,油气勘探潜力大。      

鄂尔多斯盆地子北地区长6段油藏成藏条件及主控因素

分析了鄂尔多斯盆地子北地区延长组长6段油层构造特征、沉积相分布及砂体展布特征,从烃源岩、储层、盖层等方面对长6段油藏成藏条件进行了探讨,并就油藏类型、主控因素及成藏期次进行了讨论。结果表明:子北地区长6段油藏具有较好的生、储、盖配置关系,主要受沉积微相及储层物性控制;长6段油气主要储存在长61、62、63段河道砂体内,油藏类型主要为岩性圈闭;长6段油藏主控因素有主分流河道、储层物性及其非均质性、原油分布;长6段油层中,油气包裹体均一温度分布呈双峰状,主要在100℃~110℃和130℃~140℃;利用热演化史与流体包裹体均一温度法对油气成藏期次进行判断,长7段烃源岩生成的油气在早白垩世运移并大量聚集至长6段油层组,形成长6段油藏。     

西非科特迪瓦盆地深水区油气地质特征及成藏主控因素

科特迪瓦盆地位于西非几内亚湾北部,为典型的转换型大陆边缘盆地,是目前世界深水油气勘探的热点区域。以科特迪瓦盆地的构造演化、油气地质条件以及油气田最新发现为基础,采用油气地质综合分析方法,明确了盆地深水油气成藏的主控因素,可以为进一步明确勘探目标提供帮助,并为同类型盆地的油气勘探提供借鉴。研究表明,目前盆地共发育3套烃源岩,3套储层及多套盖层。盆地内最主要的深水成藏组合为上白垩统自生自储式和下生上储式成藏组合,其烃源岩为上白垩统森诺曼阶-土伦阶厚层海相页岩;储层主要是土伦阶-森纳阶深水浊积扇砂体;盖层主要是上覆新生界厚层海相页岩。盆地深水油气成藏主控因素为深水浊积扇和断层,二者相匹配共同控制油气成藏。