松辽盆地深层断陷沙河子组烃源岩分布预测与生气潜力

松辽盆地下白垩统沙河子组是深层断陷的主要烃源岩发育层系,目前钻井揭示其厚度大(700 m),埋藏深(3 500 m),但钻井大都分布于深层断陷的边部,断陷内部烃源岩层揭示少。根据断陷结构样式及地震反射特征,总结出单断箕状断陷和双断地堑式断陷两种沙河子组烃源岩发育模式,并确定深层烃源岩主要有五种存在形式。断陷中部席状平行结构、成层性、连续性好的地震反射特征的烃源岩最为落实,主要为深湖--半深湖相,暗色泥岩厚度大,暗地比高(45%~70%)。深层沙河子组烃源岩总生气量约148.38×1012m3,天然气资源潜力巨大。     

河套盆地临河坳陷中-新生代烃源岩分布地震预测

河套盆地临河坳陷作为低勘探程度区,明确生烃灶分布是盆地油气勘探的关键任务。而该盆地钻井稀少,缺乏采样分析资料,严重制约着烃源岩早期预测。因此利用有机地球化学、地震沉积学和地球物理技术,综合预测了主力烃源灶的分布。研究表明,白垩系固二段及渐新统临二段发育低频-强振幅相和弱振幅-空白相两类偏泥地震相,低频-强振幅相发育范围广泛,对应有机质丰度较高的暗色泥岩,而弱振幅-空白相发育较广泛,对应有机质丰度较小的灰黑色、灰色泥岩;固二段最有利的半深湖相烃源岩呈“多湖”分布特征,而临二段半深湖相烃源岩集中分布于北东部;两套烃源岩厚度具有北厚南薄的特征,临二段烃源岩最厚可达700 m;综合评价分析认为固二段发育两个生烃灶,其中西南部的生烃灶面积大、有机质丰度高、厚度较大,是最有利的生烃灶;临二段在北东部发育一个生烃灶,面积大、有机质丰度较高、厚度大,可作为最有利的生烃灶。实践表明,该方法在稀井、少井条件下能有效预测主力生烃灶分布,对油气成藏认识提供重要参考,同时为低勘探领域烃源岩分布早期预测及评价提供了新思路和方法体系。     

松辽盆地徐家围子断陷登二段致密砂岩之有利储层预测

为了预测松辽盆地徐家围子断陷深层登娄库组二段致密砂岩的有利储层发育区,本文讨论了沉积相和成岩作用对致密砂岩储层物性的影响.结果表明:登二段最有利的沉积相是三角洲相和河道亚相,但进入晚成岩阶段A期以后,致密砂岩储层就难以产出工业气流;不同沉积相的砂体处于不同的成岩阶段,形成了登二段致密砂岩三种不同类型的储层(Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类).应用成岩作用数值模拟技术,结合沉积相的研究成果,本文预测了登二段致密砂岩各种类型储层的平面分布特征.目前已发现的工业气流井主要位于Ⅱ、Ⅲ类储层分布的范围内,这些砂岩就是致密砂岩中有利储层的发育区.     

南海北部深水区白云凹陷古近系烃源岩的早期预测

烃源岩评价是深水区油气勘探非常关键的问题,由于深水区没有井钻穿始新统,所以本研究只能根据相邻浅水区钻井和区域对比的方法,通过层序地层格架、沉积相、地震相、地震速度岩性等资料与相邻地区对比识别烃源岩,确定烃源岩的性质和分布。白云凹陷古近系地层沉积中,沉积密集段具有如下特征:(1)准层序逐步向岸推进;(2)陆源碎屑物质供应不足;(3)水体相对较深的中深湖细粒沉积发育。地震反射特征与有利烃源岩具有良好的对应关系,白云凹陷恩平组湖扩体系域和文昌组湖扩体系域发育中弱振幅、中低频率和中高连续性地震相,是有利烃源岩发育区。利用单井资料建立起一个通过孔隙度来预测烃源层有机质成熟度的预测模型,泥岩孔隙度可以较容易从地震信息中获取,从而对白云凹陷的烃源层的热演化程度进行初步评价。根据沉积相与有机相的关系,直接将沉积相转换为有机相,预测有机相类型。在白云凹陷深水烃源岩预测实践的基础上,本文总结了一套深水区烃源岩早期评价方法,包括:(1)层序格架分析法确定有利烃源岩发育的垂向位置;(2)地震反射特征分析法确定烃源岩的横向分布范围;(3)根据泥岩层速度计算烃源岩热成熟度;(4)沉积相转有机相预测有机相类型。(5)对烃源岩进行综合评价优选次洼。     

松辽盆地滨北地区晚古生代林西组油气条件分析

以松辽盆地滨北地区为研究区,结合野外露头资料,钻井及地震资料,围绕晚古生代林西组开展油气地质特征研究。结果表明,滨北地区晚古生代林西组发育厚层暗色泥岩,向盆地内部方向暗色泥岩增厚;林西组暗色泥岩有机质丰度为0.96%～2.79%,Ro为2.28%～5.53%,处于高-过成熟阶段。有机质类型以Ⅱ、Ⅲ型干酪根为主,为有效烃源岩;烃源岩发育区范围依据暗色泥岩厚度而圈定,主要分布在林甸断陷和任民镇地区。     

松辽盆地安达地区营城组中基性火山岩成藏主控因素

松辽盆地中基性火山岩主要发育于安达次洼陷地区,其产出的天然气量占研究区深层产能总量的60%左右。研究区中基性火山岩气藏以沙河子组暗色泥岩和煤层为烃源岩,营城组三段粗面岩、玄武岩、中基性火山角砾岩等为储层,登娄库组二段泥岩为直接区域盖层,并发育多种岩性、构造圈闭,具备有利的成藏条件。利用地质资料和物性数据分析有效储层特征,结合测井综合解释和试气结果分析了气藏在剖面和平面上的分布特点,研究了安达次洼陷地区营城组中基性火山岩成藏主控因素。结果表明：岩性和岩相影响有效储层的发育,喷溢相粗面岩和玄武岩是该区主要的有效储层类型,爆发相中基性火山角砾岩储层物性最好,今后勘探中应予以重视;火山旋回控制气藏的纵向分布,即气藏主要位于各个火山旋回/期次顶部和上部;火山机构相带控制气藏的平面分布,气藏主要分布于火山口-近火山口相带。     

鄂尔多斯盆地吴堡地区长6段浊积特征及其石油地质意义

在介绍鄂尔多斯盆地吴堡地区延长组长6段沉积特征的基础上,探讨了该储层物性特征、浊积岩特征、浊积岩分布规律及其对油藏的影响,明确了浊流沉积的石油地质意义。结果表明：鄂尔多斯盆地吴堡地区长6段以发育长石砂岩为主,填隙物成分有方解石、绿泥石、白云母以及少量的石英加大、长石加大等,砂岩储集层孔隙结构具有很强的非均质性;吴堡地区长6期湖盆沉降趋于稳定,是三角洲的高建设时期;多水系、多物源的三角洲前缘沉积为深湖浊积扇沉积提供了充足的物质基础;在吴堡地区东北部三角洲前缘水下分流河道前端发育深湖浊积扇沉积,可区分出中心微相和边缘微相两个沉积微相带,其中浊积扇中心微相以细砂岩、粉砂岩与暗色泥岩呈砂泥互层;从平面上看,浊积岩砂体非均质性在侧向上逐渐变弱,砂体底部发育厚度较大、成熟度较高的暗色湖相沉积的烃源岩,深湖相的暗色泥岩含有丰富的烃源岩,而浊积岩砂体是由深湖相的暗色泥岩构成,孔渗物性好的区域易于形成良好的上倾尖灭的透镜状岩性油藏。     

松辽盆地西北部富裕地区黑富地1井二叠系烃源岩地球化学特征

正近年来松辽盆地及外围二叠系作为潜在的勘探层系越来越被重视,许多油气地质调查工作者针对烃源岩特征开展了大量的调查研究工作,认为松辽盆地及外围二叠系分布范围广、沉积厚度大、暗色泥岩发育,具有较高的油气勘探前景(陈树旺等,2013;朱志立等,2017)。但由于松辽盆地内的二叠系被上覆地层所覆盖,埋藏深度大,揭示二叠系     

松辽盆地昌德气田深层登三、四段底界面特征

松辽盆地昌德气田登娄库组三、四段是深层主要产气层位,但井震地层界面不一致阻碍了该区油气勘探。从岩性、测井和地震等方面对登三、四段主要特征及关键界面特征进行综合研究,获取各段界面主要特征,并据此进行了对界面确定的调整。登三、四段岩性以泥岩为主,发育湖相和曲流河相。登三段电阻曲线呈高频中高幅指状或箱型,底面为一套砂岩组底界,泥岩组顶面,GR 负台阶,电阻正台阶,地震剖面上具有上超和顶超的特征。登四段电阻曲线呈中高频中幅指状夹箱型,底界面为泥岩地层底界、砂岩地层顶界,GR 正台阶,电阻负台阶,地震剖面上表现为整一。井震对比统层后,登三段底面有12 口井,登四段底面有8 口井进行调整。     

鄂尔多斯盆地临兴A地区下石盒子组致密砂岩气成藏条件

为了给致密砂岩气藏的勘探实践提供指导,基于大量地球化学数据、储层分析测试实验,讨论了临兴A地区下石盒子组致密砂岩气藏形成的烃源条件、储集条件、保存条件及构造条件。结果表明:临兴A地区下石盒子组具有形成大规模连续致密砂岩气藏的良好成藏条件,广泛分布的烃源岩以Ⅱ2型、Ⅲ型有机质为主,具有厚度大、有机质丰度高、成熟度高、生烃能力强的特点;下石盒子组连片发育的致密砂岩储层非均质性较强,在整体致密的背景下发育局部相对高孔高渗带;上石盒子组泥岩及下部烃源岩分别构成区域盖层及气藏的底封条件,有利于气藏的保存;紫金山岩体的活动通过加速烃源岩排烃并形成作为天然气运移通道的裂缝,有利于气藏的发育;烃源岩在晚侏罗世-早白垩世达到生排烃高峰,储层致密化发生在晚三叠世-中侏罗世,储层致密化时间早于天然气充注时间,致密砂岩储层垂向上与烃源岩紧邻,天然气在烃源岩中大量生成后通过生烃增压产生的气体膨胀力作用进入临近的致密储层并在毛细管阻力的作用下滞留在储层中。     

松辽盆地南部青山口组一段页岩油富集地质特征及资源潜力

松辽盆地南部长岭凹陷青一段发育一套优质的半深湖-深湖相暗色页岩,沉积厚度大,分布稳定.页岩层系内存在大量滞留烃,具有可观的页岩油资源潜力.利用大量录井、测井、试油、岩心及分析测试资料,对青一段页岩滞留烃含量及分布、岩相组合、储集空间、矿物组成等富集主控因素进行了全面分析.结果表明,青一段页岩中滞留烃性质以中-轻质油为主,流动性好,在纵向上主要富集在1800~2500 m范围内.青一段页岩可划分为层理型、纹层型、互层型3种岩相类型,其中层理型和纹层型滞留烃含量高,TOC主体大于1.5%,有机质类型以I、II₁型为主,热解S₁主体大于2×10^-3,孔隙度大于5.5%,孔径以介孔-宏孔为主,脆性矿物含量大于50%,可压性好,是主要的页岩油富集模式.通过富集主控因素叠合及有利岩相评价,优选乾安富集区部署实施吉页油1HF井,经压裂测试获得16.4 m³/d的高产页岩油流.采用热解S₁法初步估算长岭凹陷青一段页岩油资源量为35×10⁸ t,证实了松辽盆地南部具有可观的页岩油资源潜力.     

松辽盆地西部斜坡区上二叠统林西组生烃潜力评价——来自吉白地2井的证据

对松辽盆地西部斜坡区中部吉白地2井上二叠统林西组的烃源岩发育特征及有机地球化学特征进行了系统研究.结果表明,该区上二叠统林西组暗色泥岩、板岩发育,单层最大厚度为29 m,累计厚度达138.42 m.有机碳含量为0.01%~2.10%,平均为0.62%,整体为中等烃源岩范畴,有机质丰度较高.应用干酪根碳同位素、干酪根元素法综合分析,判断其有机质类型以Ⅱ型干酪根为主,部分为Ⅲ型干酪根.镜质组反射率与伊利石结晶度分析表明烃源岩热演化达到高成熟-过成熟阶段,整体处于成岩作用阶段.综合评价认为该区上二叠统林西组具备一定的生烃潜力,且以生气为主,具有一定的页岩气资源前景.     

古龙凹陷青一段米兰科维奇旋回识别及其沉积响应

松辽盆地青山口组湖相深水细粒沉积岩厚度大,具有巨大的非常规油气勘探潜力。利用小波变化和频谱分析方法,对研究区取芯井青一段地层的大段深水细粒沉积岩进行米兰科维奇旋回划分,并通过地球化学、全岩矿物等参数分析古沉积环境,将古环境的沉积响应与所划分的旋回进行对应分析,建立受控于米兰科维奇旋回的地层响应特征。研究表明,青一段地层中共识别出四级米氏旋回,分别为68个米级旋回、25个Ⅴ级旋回、6个IV级旋回以及1个Ⅲ级旋回界面,地层沉积主要受控于128 ka短偏心率和48 ka斜率旋回。青一段沉积环境整体上具有气候由干到湿,水体加深、还原性增强、盐度降低的旋回变化特征,6种环境组合表明了厚层泥页岩岩相与沉积环境之间的对应关系,其中暖湿气候控制的层状灰质泥岩有利于油页岩层发育。因此利用米氏旋回细分深水细粒沉积层,有望对页岩油气勘探获得突破。     

松辽盆地齐家—古龙凹陷中浅层烃源岩生烃量评价

随着近年来齐家—古龙凹陷中浅层烃源岩层段岩芯分析资料的积累和丰富,有必要再次对其烃源岩和生烃量开展评价.通过对齐家—古龙凹陷中浅层烃源岩岩芯样品的地球化学特征分析、测试结果进行统计,以低成熟度烃源岩样品的高温热模拟实验为基础,利用化学动力学方法计算齐家—古龙凹陷中浅层烃源岩成烃转化率随深度的变化规律,定量评价其生烃量.研究结果表明:齐家—古龙凹陷中浅层烃源岩有机质丰度高、类型好、处于未成熟至成熟的热演化阶段,生烃门限大约为1 500 m,约在1 750 m开始大量生烃;齐家—古龙凹陷青一段、青二三段和嫩一段烃源岩以生油为主,生油量分别为195.95×108 t、241.79×108 t和134.77×108 t,生气量分别为36.89×1011 m3、17.64×1011 m3和4.02×1011 m3,齐家—古龙凹陷中浅层油、气资源量分别为(28.63~57.25) ×108 t和(0.29~0.59) ×1011 m3.     

塔里木盆地西南地区石炭系煤系烃源岩识别与分布特征

近年来在塔里木盆地西南巴麦地区巴探5井石炭系卡拉沙依组中发现了多层煤层和炭质泥岩,它们具有一定的生烃潜力。由于它们发育于碳酸盐岩与砂泥岩交互的混积台地背景中,之前并未作为有效烃源岩加以重视,因此查明其发育规律和分布特征对寻找该区石炭系自生自储油气藏具有重要意义。利用钻井岩心、岩屑样品地球化学测试,测井岩性识别、三维地震反演等方法进行了该套煤系烃源岩生烃指标和识别分布研究。结果表明,巴探5井这套煤系烃源岩与卡拉沙依组广泛发育的一套三角洲-潟湖沉积体系有关。煤系烃源岩最大累计厚度约20 m,其有机碳含量介于10.6%~63.2%之间,干酪根类型为II₂-III,镜质体反射率为0.78%~1.65%,其成熟度随埋深的变化总体上呈北低南高之势。煤、炭质泥岩、暗色泥页岩等有效烃源岩都表现为声波时差>300 μs/m、密度<2.3 g/cm³,所不同的是煤层自然伽马(GR)值小于75 API,炭质泥岩GR值为75~100 API,泥页岩GR值>100 API。井间和井外地区根据三维地震波阻抗反演值<7 333 m·s^-1·g·cm^-3识别出烃源岩的分布,它们主要沿来自北西向的朵状三角洲地区加厚。混积台地中煤系烃源岩和三角洲储层有望形成该区卡拉沙依组自生自储油气藏。     

三肇凹陷扶余油层致密油资源评价与参数研究

松辽盆地三肇凹陷扶余油层发育河流-浅水三角洲环境下形成的低渗透致密砂岩储集层,已发现的探明储量以常规砂岩储层中的岩性油藏为主。剩余资源以赋存于孔隙度小于10%、渗漏率小于1×10^-3 μm²储集层中的致密油为主。本文分析三肇凹陷扶余油层致密油成藏条件,采用致密油的资源评价方法(小面元容积法、资源丰度类比法及EUR类比法)对研究区源下致密油资源进行评价,并初步估算青山口组一段泥岩的生烃量,获取了泉四段致密油的地质资源量、运聚系数、最终可采资源量、可采系数、地质资源丰度和可采资源丰度等关键参数,这类参数代表了松辽盆地源下致密油资源评价的关键参数,对评价其它地区相同类型的致密油具有借鉴意义。     

松辽盆地北部生物气成藏特征和资源潜力

对松辽盆地北部生物气形成的地质条件、成藏特征和有利分布区进行了深入研究,认为该盆地北部未熟一低熟源岩分布广,生物气主要分布在源岩有机质丰度高、类型好和泥岩厚度大的地区.松辽盆地北部浅层温度低、压力小、盐度低和NaHCO₃型水介质有利于生物气的生成.生物气成藏一般为低丰度、高产的小型气藏,平面上可能具有广泛的分布特征.综合地球化学、地质、录井和测井研究成果,确定了松辽盆地北部生物气的3个有利勘探区带：一是西部斜坡的萨尔图油层;二是古龙和长垣南部的黑帝庙油层;三是三肇凹陷和朝阳沟一长春岭地区的葡萄花油层.     

准噶尔盆地东部二叠系平地泉组烃源岩富集规律与主控因素

准噶尔盆地东部(准东)油气勘探成效差,是否发育规模有效烃源岩是必须回答的关键科学问题。通过地球化学法、ΔlgR法、井震结合对准东地区二叠系平地泉组烃源岩进行识别和评价,探讨烃源岩的空间分布。研究表明,平地泉组烃源岩以暗色泥岩为主,丰度为中等-好,以半深湖-深湖相泥页岩为优,优质烃源岩在平二段富集。平面上烃源岩富集在准东北部的克拉美丽山前带和南部的博格达山前带,中间被奇台凸起所分割。南、北带内部烃源岩的丰度受次级凹陷分割,表现出西高(TOC>1.5%)东低(0.5%相似文献   

松辽盆地布海-合隆地区天然气烃源岩特征及资源量计算

布海—合隆地区是松辽盆地东南隆起区重要的天然气资源产地之一,天然气资源尚处于勘探中期。从烃源岩的有机质类型、丰度、演化特征、烃源岩分布和生烃潜力评价等五个方面说明该区的烃源岩特征,认为沙河子组—营城组的烃源岩具有较好的生烃能力,而登娄库组的生烃能力一般。热解规律显示,当埋深超过2600m左右,开始大量生气,并且高成熟阶段以湿气为主,而过成熟阶段以干气为主。在分析烃源岩特征的基础上,结合氯仿沥青“A”、有机炭、降解率、排烃系数、聚集系数、暗色泥岩有效面积和厚度等参数,应用残烃和热模拟两种方法分别计算了布海—合隆地区登娄库组和沙河子组一营城组的天然气资源量。