鄂尔多斯盆地延长组致密油成藏控制因素

鄂尔多斯盆地延长组发育我国典型的低渗透和特低渗透油气资源,其油藏呈现出储层致密、储集砂体预测难度大、成藏机理复杂等特征.目前,根据勘探开发实践,长庆油田成功实现对渗透率大于0.3×10^-3μm²油藏的开发,目前正在开展渗透率为(0.1~0.3)×10^-3 μm²致密砂岩储层的技术攻关.笔者结合国外最新致密油气资源研究成果和鄂尔多斯盆地延长组低渗透油藏的特征,从延长组致密油分布、致密油流体特征、赋存状态、储集体和致密油形成的控制因素入手,对鄂尔多斯盆地延长组致密油形成与分布规律进行了探讨.确定了延长组致密油形成的控制因素:①长7优质烃源岩分布范围广,生烃强度大,为致密油形成提供了充足的油源供给和资源基础;②大面积广泛展布的复合叠加的碎屑岩储集体,为致密油藏形成提供了储集空间;③油页岩与致密砂岩互层共生,形成了近源成藏的有利配置关系;④成藏期生烃增压,致密储层石油充注程度高,为致密油形成提供了运移动力.     

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(133~124Ma)、早白垩世中期(115Ma)以及晚白垩世早期(95Ma);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。     

鄂尔多斯盆地华庆地区三叠系延长组长8油层组油气成藏条件分析

鄂尔多斯盆地华庆地区三叠系延长组长8油藏的油源主要来自于长7烃源岩,部分可能来自于长8泥岩。研究区内长7、长8有效烃源岩发育厚度较大,有机质丰度高、类型好,且都达到了成熟的演化阶段,属于好的生油岩,为研究区长8油藏提供了充足的油源。研究区长8油层组发育厚度较大的水下分流河道砂岩储层,储层属于低孔低渗储层,具有良好的储集性能。长7湖相泥岩及长8分流间湾相泥岩是研究区长8油藏的区域性盖层,封盖性能良好,利于长8油气的保存。研究区长8油气的运移通道主要是大套的分流河道连通砂体,此外微裂缝、古侵蚀面和隐伏断裂也在局部地区成为运移通道,而油气运移的动力主要是浮力和异常压力,长7烃源岩生成的油气在异常压力的驱动下,向下倒灌运移至长8的储集岩中形成"上生下储"成藏模式的油藏。     

川北凹陷仪陇—平昌地区侏罗系致密油聚集条件与勘探潜力

致密油成为北美页岩气之后又一战略性突破领域,巴肯致密油借鉴页岩气技术,通过欠平衡水平井、酸化压裂等技术获得成功,开辟了致密油新领域。四川盆地侏罗系具有"超低孔渗、构造平缓、油气分散、聚集度低"的特征,全盆地侏罗系各组段均有油气显示,也曾经历了鄂尔多斯盆地延长组和国外致密油勘探初期"口口有油,井井不流"的共性阶段。侏罗系石油产区具有特殊的流体相态,几乎所有油藏无底水和边水,存在"三难":"打高产井难,打干井也难,打水井更难"。原来认为是裂缝性油藏,2000年以后投资、钻井和产量逐年递减,面临着自然枯竭的危险。如何借鉴长庆延长组低渗透油田和国外致密油勘探开发成功经验,采取相应的技术思路和对策,打开四川石油勘探新局面,面临着历史赋予的机遇和挑战。研究区位于川北凹陷中心稍偏南位置,为一平缓的北西倾的斜坡。近几年,中国石油在仪陇—平昌地区针对二、三叠系生物礁和鲕滩储层进行了大规模勘探,对揭开侏罗系过路层系油气面纱具有重要的推动作用。侏罗纪初期川北地区处于欠补偿沉积的坳陷盆地阶段,大安寨期在低位和高位期于滨浅湖区形成大面积分布的介壳滩储层,在湖侵期形成有利烃源岩,厚90~120m,w(TOC)=0.7%~2.8%,Ro=0.9~1.4;凉高山期随着湖水进退砂泥间互,烃源岩厚110~160 m,w(TOC)=0.8%~3.2%,Ro=0.6~1.3;沙溪庙期总体为泛滥盆地相,发育来自北部大巴山前的三个主河道砂体,与盆地相泥岩构成有利的储盖组合。总之,川北平昌—仪陇地区生储盖层发育良好,空间上形成有利的匹配关系。川北仪陇—平昌地区具有有利的生储盖组合条件。大安寨段储集层主要为介壳灰岩,单层厚度大、纯度高,累计厚度10~50m,原生孔隙发育,基质孔隙度1%~3%,K=0.0001~0.3000m D,微细裂缝发育,距离油源近,是配置较好的源—储组合。凉高山组储集层主要发育在浅湖区、滨湖区的入湖水下河道砂体、砂坝、滨湖砂体,分选好,颗粒较粗,累计厚度60~120m,孔、渗性较好,基质孔隙度多数2%~5%,K=0.001~0.400m D,且具有差异压实裂缝,是良好的储集层。沙溪庙组储集层主要为以河道砂岩为主,储层累计厚度120~190m,基质孔隙度多数为3%~6%,K=0.001~0.500m D。它们的共同点是纵向上层数多,单层厚度小,横向上延伸不远,岩性变化快,泥质含量大。沙溪庙组的泥岩厚度较大,能很好地阻挡沙一段中下部以及凉上段砂体中富集的油气向上运移。凉上段的页岩既可作为生油层,也可作为良好的封隔层。凉下段、过渡层段有较厚的泥岩,能很好地阻挡大安寨段灰岩中富集的油气向上运移,同时大安寨段中的页岩也可作为良好的封隔层。研究区不同层系成藏条件和主控因素有所差异,沙溪庙组油藏主控因素为:主河道砂体+油源断裂+有机酸溶蚀;凉高山组油藏主控因素为:水下分流河道砂+裂缝+溶蚀作用;大安寨段油气藏主控因素为:滨浅湖相介壳滩+裂缝+溶洞。其中断裂和裂缝对研究区致密储层成藏和富集具有关键性控制作用。先后主要有四期不同方向断裂,对油气运聚和成藏最有利的是第2期北东向断层,其次是第3期南北向断裂。勘探证实,公山庙-营山北斜坡北东向和南北向断裂是有利的油气疏导断裂,尤其是沙溪庙组和凉高山上段的疏导断裂。第1期东西向断裂不利,有两个原因,一是为压性断裂,起封闭作用,二是烃源岩生排烃期不相匹配。第4期北西向断裂起破坏调整作用。仪陇—平昌地区处于四川盆地侏罗系生烃凹陷区,烃源岩厚度大,分布广;发育大安寨、凉高山和沙溪庙3套储集层,储层微细裂缝发育,形成有利的源—储组合,致密油聚集条件有利,预计资源规模可达(0.6~1.1)×108t,是四川盆地侏罗系致密油核心区之一,其风险因素是相对于川中低隆区,深度相对较大,储层较为致密。过去按裂缝构造油气勘探,基本思路是"圈高点、打裂缝;大裂缝出大油、寻找裂缝打裂缝"。四川侏罗系与北美Eagle ford致密灰岩油和Bakken致密砂岩油藏具有类似的成藏条件和油藏特征,可借鉴国外致密油藏水平井压裂等勘探思路和技术方法。     

鄂尔多斯盆地姬塬西部长8_1致密储层特征及孔隙度演化分析

<正>目前,世界油气资源勘探开发对象逐渐转向非常规油气,致密砂岩油气成为研究热点。在我国,一般认为孔隙度小于10%,覆压渗透率小于0.1×10-3μm2的储层即为致密砂岩储层,其油气资源丰富,广泛分布于鄂尔多斯、四川、松辽等盆地[1]。鄂尔多斯盆地三叠系延长组为低渗透—特低渗透储层。姬塬西部长81油层组,由于致密砂岩油气藏的致密过程复杂,关于储层致密与油气成藏的先后顺序存在以下3种观点:[2][3][4]     

鄂尔多斯盆地富县地区延长组成岩作用与优质储层关系研究

对鄂尔多斯盆地富县地区延长组长8、长6油层组储层砂体成岩作用研究表明,该套砂体受NE向阴山古陆物源控制,碎屑中黑云母等塑性物质含量高,压实作用强,致密程度高,油气充注于致密砂岩背景的优质储层中.富县地区储层砂体致密程度高,主要是强压实、强胶结、溶蚀作用相对较弱等原因导致.绿泥石环边发育可降低上覆地层压实作用,刚性颗粒含量高可有效降低上覆地层压力对塑性颗粒的变形作用.后期酸性水溶蚀作用的强弱与溶蚀前储层砂体物性和胶结物成份关系密切,储层砂岩溶蚀前孔隙越发育,后期溶蚀作用愈强.优质储层常发育于三角洲前缘亚相水下分流河道特别是主河道粒度较粗、刚性颗粒含量较高的砂体中.     

鄂尔多斯盆地西南部晚三叠世碎屑岩储层成藏差异性及控制因素——以镇北地区延长组长4+5油层组为例

鄂尔多斯盆地西南部晚三叠世延长组碎屑岩储层油气成藏复杂,勘探开发难度大。文章在大量钻井岩心、薄片鉴定、测试分析及试油成果资料等系统分析基础上,研究了镇北地区延长组长4+5储层及成藏特征,揭示了成藏差异性,建立了成藏模式,分析了主控因素及富集规律。结果表明：盆地西南部发育了辫状河-三角洲沉积体系,西部发育三角洲平原亚相,东部为三角洲前缘亚相,东部储集砂岩结构成熟度和成分成熟度较西部高;储层孔隙度8%～15%,渗透率0.1×10^-3μm²～1.0×10^-3μm²,储层整体为低孔、低渗储层,局部发育高孔高渗区,东部储层物性优于西部;认为优质烃源岩、生烃异常高压、有利沉积相、优质储层分布是油气富集成藏的主要控制因素;盆地西南部长4+5主要发育了岩性油藏和构造-岩性油藏两种油藏类型,东部为岩性油藏,西部发则以构造-岩性油藏为主,东、西部成藏特征差异性明显;东部烃源岩厚度大且生烃增压形成的异常压力值高,可形成连续性好、规模较大的油藏,而西部所形成的油藏规模小。     

腰坪地区延长组油藏分布规律及主控因素

在前人研究基础上,对鄂尔多斯盆地腰坪地区地区延长组油藏分布规律及成藏主控因素进行研究表明,该区延长组油藏为典型的岩性油藏,油气主要富集在有利相带的主砂体发育部位,以岩性上倾尖灭油藏或透镜状砂岩油藏为主,在单斜构造的鼻状隆起部位,容易形成构造岩性油藏,油藏具有连通性差,非均质性强等特点。油藏平面上主要分布在浊积水道砂体中,纵向上油藏主要分布在长6-2、长6-3油层组,其次是长7油层组,油藏的形成和富集主要受油源条件、沉积微相和储层物性变化、鼻状隆起构造等几个方面的因素控制。     

腰坪地区延长组油藏分布规律及主控因素

在前人研究基础上,对鄂尔多斯盆地腰坪地区地区延长组油藏分布规律及成藏主控因素进行研究表明,该区延长组油藏为典型的岩性油藏,油气主要富集在有利相带的主砂体发育部位,以岩性上倾尖灭油藏或透镜状砂岩油藏为主,在单斜构造的鼻状隆起部位,容易形成构造岩性油藏,油藏具有连通性差,非均质性强等特点。油藏平面上主要分布在浊积水道砂体中,纵向上油藏主要分布在长6-2、长6-3油层组,其次是长7油层组,油藏的形成和富集主要受油源条件、沉积微相和储层物性变化、鼻状隆起构造等几个方面的因素控制。     

鄂尔多斯盆地红河油田延长组致密砂岩成藏机制分析

红河油田位于鄂尔多斯盆地天环坳陷南部,上三叠统延长组处于常压或负压状态,储层致密低渗,成岩与成藏的时间关系在致密砂岩油气成藏动力学机制分析中至关重要。将流体包裹体显微岩相学分析、自生伊利石同位素年代学分析、生烃演化数值模拟和显微镜下观测统计等多种方法结合,研究了延长组储层致密化与石油成藏的时间关系,分析了低动力背景下的致密砂岩成藏机制。结果表明:红河油田延长组储层成岩与石油成藏协同发生,大规模成藏早于关键致密化事件。延长组油藏是在低动力背景下早期充注、优势通道、压差驱动等多种机制共同作用的结果,表现出早期选择性充注、后期继承性充注和浸染式扩展的特点。不同类型砂岩的成藏动、阻力耦合演变关系决定了强非均质性储层的差异成藏富集。     

鄂尔多斯盆地定边地区延长组长7_1储层构造裂缝分布预测

研究构造裂缝系统的发育和分布规律对鄂尔多斯盆地定边地区上三叠统延长组低渗透砂岩油藏的勘探开发选区具有重要的实践意义。本次研究基于有限元对定边地区主要裂缝形成期进行古构造应力场数值模拟,以岩石综合破裂值为判定依据,对该区延长组长71储层构造裂缝的发育程度和分布规律进行预测。结果显示,该地区燕山期岩石破裂程度普遍较高,表明裂缝发育程度高且分布范围广;喜马拉雅期岩石破裂程度整体较低,并且裂缝发育区仅集中于研究区的西北部,少数分布于中北部。本次研究可为鄂尔多斯盆地定边地区低渗透油藏的勘探和有效开采提供地质依据和参考。     

低幅度构造-岩性边底水油藏特征及其成藏机制——以塞152油藏为例

鄂尔多斯盆地内陕北斜坡构造上延长组长2段油藏分布分散,成藏机制特殊。为指导长2段油藏的下一步勘探,利用岩心、测井、录井和试油资料,研究了塞152油藏的构造、沉积和油藏特征,探讨了油藏成藏机理。研究结果表明塞152油藏为一个发育在低幅度构造上的构造—岩性边底水油藏。砂体展布受三角洲前缘水下分流河道和河口坝微相控制,储层孔隙类型以粒间孔为主,属于中-低孔、低-特低渗储层。油层分布受构造和岩性双重控制。由于构造幅度低且夹层发育,导致油水分异不彻底,不具有统一的油水界面,但发育了边底水。油藏的形成与油气沿延长组顶面不整合面和基底断裂的垂向输导以及目的层内的水平运移关系密切。     

鄂尔多斯盆地镇泾地区长8段储层非均质性及其结构模式

鄂尔多斯盆地南部镇泾探区的主力含油层段为上三叠统延长组长8段,油藏类型为典型的三角洲前缘分流河道砂岩岩性油藏,储层致密低渗,非均质性强,含油饱和度变化大,开展储层非均质性研究对认识储层内部结构、形成机制和甜点预测均具有重要意义。通过对长8段致密砂岩储层不同尺度的观察和采样测试,分析了储层层内非均质性特征及其成因机制,建立了致密砂岩储层结构型非均质模型。结果表明:镇泾地区延长组长8段致密砂岩储层的非均质性极强,表现为多期河道砂体的削蚀截切和无序叠置,即使在同一厚层块状砂体内,物性和含油性也存在较大差异。细粒沉积隔夹层、富软岩屑砂岩和钙质致密胶结砂岩在空间上的配置关系决定了碎屑岩储层的非均质性。不同期次河道的彼此改造、不同类型砂岩的差异成岩演化和石油的选择性充注,造成了延长组长8段砂岩储层的结构型非均质性及其含油性差异。     

鄂尔多斯盆地旬邑地区三叠系延长组长8_1致密油成藏主控因素

鄂尔多斯盆地旬邑地区长8_1致密油勘探程度不高,勘探效果差。通过旬邑地区24口井230m岩心观察、30口井岩心测试及18口井烃源岩测试,结合65口井测井资料、20口井试油资料对研究区长8_1致密油成藏条件进行分析,并进一步研究成藏主控因素。结果表明:研究区致密油成藏条件优越,油藏分布复杂。油藏分布主要受沉积微相、储层物性控制。砂厚为10m~20m,单砂体为4m~6m的区域易成为油层;储层渗透率大于0.14×10~(-3)μm2,孔隙度为5.9%以上致密油富集。水下分流河道砂体中部为致密油富集的主要区域。储层非均质性影响油气充满程度,非均质性越强,含油性越差。裂缝、隔夹层等油气运移条件影响油气充注,进而影响油藏分布。裂缝可降低油气充注阻力,有利于油气聚集。隔夹层特别是钙质夹层则会增加充注阻力,对油气成藏不利。寻找良好砂体、优质储层及裂缝为旬邑地区长8_1致密油勘探的关键。     

鄂尔多斯盆地樊学油区长8砂岩裂缝平面展布及控制因素

裂缝发育程度及其平面展布是影响低孔特低渗储层有效、高效注水开发的关键。鄂尔多斯盆地樊学油区长8油藏及周边油藏投产油井存在砂岩裂缝发育区含水上升快、裂缝侧向油井水驱开发效率低等问题。本文基于岩心、声电成像测井资料标定常规测井资料,选取特征参数构建裂缝识别综合指数,实现樊学油区长8储层中砂岩裂缝的识别。依据识别结果绘制砂岩裂缝平面展布图,进而结合区域构造应力场及沉积特征分析裂缝发育的控制因素及其对生产开发的影响。研究表明,基底断裂中生代以来的重新活动控制了樊学油区裂缝的形成与展布,裂缝优势展布方位为北北西向和北东东向,砂岩裂缝的发育程度受区域构造应力场、砂体厚度以及岩层组合等因素影响。裂缝发育区油井具有初产高、产量递减快的特点,因此,在实际生产开发中,需要选择合适的注采井网,尽量采用大井距、小排距的方式提高驱油效率。上述认识为油藏开发部署提供一定的参考。     

鄂尔多斯盆地长6-长7段致密砂岩岩心裂缝评价标准及应用

鄂尔多斯盆地湖盆中心发育延长组长6-长7致密砂岩,其致密油具有很大的勘探开发潜力。本文基于107口井岩心构造裂缝的观察、测量和统计分析,建立了针对鄂尔多斯盆地湖盆中心的长6-长7致密砂岩的构造裂缝评价标准。目的是划分该盆地长6-长7致密砂岩构造裂缝发育的不同程度,尤其是裂缝面密度分布的差异性。通过裂缝综合评价柱状图的连井对比,发现鄂尔多斯盆地湖盆中心在纵向上和横向上裂缝发育程度均存在明显的差异性。长71段在陇东地区的东部和东南部以及庆阳地区附近的裂缝密度较大,而其他地区裂缝密度较小。长71段在陕北地区的东北部裂缝密度较大,而西南部裂缝密度较小。长72段在陇东地区庆阳-庆城-合水之间以及Z78井和正宁附近的裂缝密度较大,而在陇东地区西部和北部的裂缝密度较小。长72段在陕北的西部裂缝密度较大,其次是吴起地区西北部裂缝密度局部较大,而在其他地区裂缝密度很小。     

致密砂岩储层致密化与成藏史耦合关系研究--以鄂尔多斯南部镇原-泾川地区延长组长8油层组为例

鄂尔多斯盆地南部镇原-泾川地区（简称镇泾地区）上三叠统延长组长8油层组是典型的致密砂岩储层。通过铸体薄片分析、阴极发光薄片分析、荧光薄片分析、扫描电镜分析、X射线衍射分析、流体包裹体测试等多种分析测试方法对长8油层组储层开展了储层特征、成岩作用、油气充注时间与期次等研究,对孔隙度演化进行定量化分析,并基于成岩-成藏耦合关系的研究恢复了储层孔隙度的演化过程。研究表明,镇泾地区延长组长8油层组储层为长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩,成分成熟度与结构成熟度均较低,粒间充填钙质胶结物、硅质胶结物、自生黏土矿物等;储集空间以粒间溶孔、剩余原生粒间孔为主;储层处于中成岩阶段B期,发育了较强的压实作用、胶结作用,溶解作用相对较弱;储层致密化的主因为压实作用和胶结作用,分别造成减孔22.2%和14.6%,溶解作用增孔5.1%,交代作用增孔约0.6%。成藏早-中期储层未致密化,成藏晚期储层进入致密化阶段,总体储层致密化史-成藏史耦合关系为“先成藏,后致密”过程。     

低渗透致密储层及页岩气

目前鄂尔多斯盆地是我国沉积面积最大的能源盆地之一,油气资源丰富,油藏规模巨大。盆地内岩性、地层发育齐全,其中中生界延长组属于最重要的含油层系,位于陇东地区的低渗透及特低渗透砂岩最具有典型性,储层中不仅含有丰富的油气资源,而且油藏结构复杂、储层沉积层序特征齐全、发育规模、形态、孔喉类型结构、组合面貌以及均质性的发育特征均具有代表性,储层在演化历程中,成岩类型及对储层微观结构的改造也具有重要石油地质意义。长期以来,长庆油田、西安石油大学、西北大学、长安大学等相关单位的学者,通过长期对低渗透致密储层及页岩气方面科技攻关、专项及专题分析研究,取得了一系列成果并获得了系统性深入的认识,借此在沉积学报平台与大家分享、讨论、并互相学习。“低渗透致密储层及页岩气研究”专栏针对性地组织了一批相关文章,旨在对这些成果进行总结,进一步完善我国低渗透致密储层的理论认识,推动我国油气勘探事业。专栏共收集论文5篇,主要内容如下:曹江骏等在合水地区长6段识别出7种骨架单砂体组合类型,分别为砂质碎屑流连续叠加型、砂质碎屑流间隔叠加型、砂质碎屑流+浊流间隔叠加型、浊流+砂质碎屑流间隔叠加型、浊流侧向尖灭型、浊流砂泥互层型、滑塌侧向尖灭型。其中,连续叠加型与间隔叠加型砂体为合水地区长6段优势砂体。认为合水地区优势砂体主要在东北部发育,沿东北-西南向以片状、宽条带状展布。而在合水地区西南部则只有少量以朵体状、窄条带状零散分布。宋世骏等对鄂尔多斯盆地三叠系延长组黑色岩系成因进行了探讨,认为研究区东南缘延长组长73黑色岩系的部分“黑色泥岩”和“粉-细砂岩”分别为尘凝灰岩和粉-细砂级凝灰岩,并在垂向上与湖相泥页岩间互发育。另外,不同岩性地层中均存在水铵长石+黄钾铁矾+黄铁矿、重晶石+非晶质SiO₂、斜长石的钠长石化等热液矿物组合。该黑色岩系实际上是受陆源碎屑沉积、火山碎屑沉积以及热水沉积共同控制的产物。刘福田等系统分析了苏里格西部气田致密砂岩气藏天然气地球化学特征,认为该区天然气运聚成藏受“源”控制,并具有从西南向东北、从西向东及自下而上的运移特征。结合对气水关系的研究,认为在“源控”作用下,苏里格西部气田天然气驱动地层水区域性向北、向上运移,使研究区具有“南气北水”和地层水“上多下少”的气水分布总格局。张帮胜等的研究认为鄂尔多斯盆地中部上古生界山西组页岩具有黏土矿物含量高、脆性指数低和储层致密的特点。虽然山西组页岩具有较好的生烃条件、含气量和页岩气保存条件,但较差的储层地质条件可能制约页岩气的规模开发。储层裂缝分析结果表明山西组页岩中微裂缝的发育提高了页岩渗透率,有利于页岩气聚集成藏。应加强鄂尔多斯盆地山西组页岩储层非均质性研究,在微裂缝发育、物性较好的页岩层位和地区仍然具有较好页岩气勘探开发潜力。刘广林等通过对鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长6油藏的成藏条件和充注模式的研究,认为研究区西部与东部在成藏条件和成藏机理的差异导致充注模式的不同,西部为饱和充注型,东部为欠饱和充注型,而中部为欠充注型。研究结果为姬塬地区长6油层石油勘探开发提供了指导依据。谨以此专栏纪念西安石油大学杨友运教授。     

陆相断陷盆地致密油藏特征与分类

陆相断陷盆地的致密油气成藏条件复杂,储层性质变化多,规模开发的难度很大。根据渤海湾盆地的地质、地球化学、实验分析及生产测试等资料,对比国内外拗陷盆地致密油气藏特点,综合分析断陷盆地致密油气的成藏条件和成藏特征.研究表明断陷盆地生烃洼陷中富有机质泥页岩厚度大,有机质丰度高,成熟度演化范围宽;泥页岩成分复杂或与不同岩性的致密储层频繁互层,形成了丰富的自生自储或近源聚集的致密油气资源.致密油气藏依据油藏储层岩性类型分为致密碎屑岩类油藏、致密碳酸盐岩类油藏、致密火山岩类油藏、泥页岩类油藏4类.致密碳酸盐岩类油藏成藏条件最好,最易于开发.断裂构造附近泥页岩层系的构造裂缝发育区域,也具有良好的成藏条件,是重要的勘探方向.     

中国海相层系油气成藏过程与储层沥青耦合关系:以四川盆地为例

鄂尔多斯盆地、塔里木盆地和四川盆地三大海相盆地在古生界均不程度地发育古油藏,古油藏中储层沥青是藉以恢复和重建油藏成藏过程的重要中间产物。在对四川盆地海相层系油气成藏分类的基础上,对四川盆地碳酸盐岩储层沥青特征开展了详细的产出形态分析,总结了储层沥青产出形态与油气成藏过程的关系。四川盆地海相天然气藏储层岩类页岩、致密砂岩、碳酸盐岩均有分布,多期生烃、多期构造调整导致天然气与古油藏耦合关系复杂。总体上讲,四川盆地海相天然气气藏构建了一个原生与次生兼备、原油裂解气藏占主导、页岩气藏和致密砂岩气藏为辅的复式成藏系统。储层沥青分布特征可揭示古油藏和气藏成藏调整过程。