松辽盆地南部永平油田泉四段油气成藏条件分析

在永平油田基本成藏条件研究的基础上,根据岩芯、测井和地震等资料,总结了松辽盆地南部永平油田油气成藏规律。结果表明,永平油田的油源主要来自于扶余Ⅰ号构造周边生油凹陷的青山口组一段烃源岩,依靠连通性砂体进行侧向运移,气源主要来自于扶余Ⅰ号构造深部沙河子组与火石岭组的煤系地层,利用断裂沟通深部作垂向运移;嫩江组沉积末期与明水组沉积末期的构造运动对本地区的圈闭类型、天然气藏分布和油藏的破坏起到了重要的控制作用;现今的油气分布与各成藏要素形成时间及匹配关系密切相关,稠油藏以构造油藏为主,广泛分布在穹隆背斜两翼及顶部;常规油藏以构造-岩性油藏为主,分布在穹隆背斜东部的局部地区;天然气藏以构造气藏为主,与深断裂相伴生。     

松辽盆地南部高台子油层成藏动力学

以油气成藏动力学系统研究为核心,在松辽盆地南部油气成藏地质条件分析的基础上,对高台子油层现今流体势进行计算和古流体势恢复。结果表明：高台子油层古-今流体势在大安凹陷-长岭凹陷一带始终为一个高势带;高流体势带构成了盆地南部一级流体分隔槽,流体分隔槽以西流体势等值线形态简单,以东则较复杂。依据流体势场,在中央分隔槽以西划分出1-2个它源（自源）开放成藏动力系统,以东划分出2-3个它源（自源）开放（半封闭）成藏动力系统,每个成藏动力系统构成一个相对独立的汇聚单元。利用油气成藏动力系统分析结果,结合构造沉积演化及储层流体包裹体研究,分析了松辽盆地南部高台子油层的油气充注过程和聚集规律。发育于斜坡区和近凹陷隆起区的各类圈闭,由于流体势梯度大,有利于形成各类油气藏。     

松辽盆地葡西地区葡萄花油层断层垂向封闭性研究

在对松辽盆地葡萄花油层断层特征及构造发育史研究的基础上,计算了控制葡西地区断层垂向封闭性的断层带泥质含量和断面压力参数,评价了区内7条主要断层在姚家组沉积末、嫩二段沉积末、嫩三段沉积末以及现今4个时期对葡萄花油层的垂向封闭性,并简要地探讨了断层封闭性与油气成藏之间的关系。研究结果表明:在姚家组沉积末,断层垂向呈开启状态;在嫩二段沉积末,4号和5号断层呈开启状态,其余断层呈封闭状态;在嫩三段沉积末至现今,断层垂向均呈封闭状态。整体而言,葡西地区北北西向断层封闭性好,有利于封闭油气在葡萄花油层成藏;北北东向断层持续活动时间较长,是青山口组源岩油气的运移通道。     

松辽盆地宋芳屯油田芳3区块油气成藏特征

通过油气成藏条件分析,探讨了松辽盆地北部宋芳屯油田芳3区块葡萄花和扶杨油层的油气成藏特征与油气富集条件.分析认为,芳3区块的圈闭主要为断层圈闭、断层-岩性圈闭,成藏的关键控制因素是储集层上倾方向的断层遮挡.沟通葡萄花储集层与烃源岩的断层规模一般都比较大,而沟通扶杨油层与烃源岩的断层以小规模为主.烃源岩是青山口组泥岩,就研究区的油气富集来说,有利烃源岩主要位于研究区内及其附近,东部三肇凹陷主体部位烃源岩对研究区的贡献有限;葡萄花油层物性、油气运移条件明显好于扶杨油层.综合分析认为,葡萄花油层的油气富集潜力要高于扶杨油层.     

古龙油田油-水同层油藏形成主控因素与分布规律

松辽盆地北部中央坳陷的古龙油田葡萄花油层油-水关系复杂,油层原始含油饱和度低,油-水同层比例大.应用近年来精细油藏评价大量钻井、试油、试采和分析化验资料,深入研究油-水同层形成主控;因素,认为葡萄花油层成藏受到构造、砂体规模、异常高压和地层水活动强弱的控制,形成了两种类型的油-水同层,并建立占龙凹陷葡萄花油层西滞留、东分异的差异性成藏模式,总结出古龙油田葡萄花油层滞留型、分异型油-水同层分布规律,为大面积油-水同层岩性油藏提交探明储量、编制开发方案提供了依据.     

松辽盆地南部泉头组-嫩江组层序地层与油气藏成因成藏组合

通过对松辽盆地南部白垩系泉头组—嫩江组层序地层分析揭示，青二段顶至青三段底及嫩一、二段为湖域范围最广的两个时期，分别与两个二级旋回的凝缩段(CS1、CS2)相当，也是松辽盆地南部两套区域性烃源岩和区域性盖层发育的时期。这两套区域性盖层将泉三、四段至嫩江组油层自然地划分为上、中、下3套有成因联系的油气成藏组合：泉三、四段至青一、二段为下部成藏组合，青三段至姚家组为中部成藏组合，嫩江组为上部成藏组合，同一成藏组合具共同的区域性盖层。同传统年代划分方案相比，新的划分方案以层序地层学为基础，以成藏控制因素——区域性盖层为划分依据，这对松辽盆地南部油气藏的进一步勘探起着重要的作用。     

大型凹陷斜坡带油气成藏模式——以三肇凹陷葡萄花油层为例

利用4079口测井曲线、10口井岩心,结合开发井初期产能数据,对松辽盆地三肇凹陷葡萄花油层烃源岩埋藏史、古构造演化史、油气运聚场、储层沉积特征和油水分布规律等油气成藏主控因素进行了综合分析。认识如下:葡萄花油层油气主要来自下伏青山口组二 三段源岩,油气初始运移时期为嫩江组末期,成藏关键时期为明水组末期;总结出葡萄花油层顶面古构造演化的4个阶段,油气运移时期向凹陷中心倾没的大型鼻状构造轴线为古油气主要运移方向,油气运移方向呈"旋转式"变化,即嫩江组末期的北西向转变为明水组末期的近东西向;葡萄花油层为单一北部物源,发育河控浅水三角洲沉积成因的大量密集且水下延伸较远的分流河道砂体,北西向展布的河道砂体与断层组合构成了油气侧向运移的优势通道。开发井初期产能数据和圈闭精细解剖表明,油水分布受局部构造控制,单一圈闭内具有统一的油水界面。在以上研究基础上,总结出三肇凹陷葡萄花油层2种成藏模式:继承性鼻状构造控油和凹陷平缓斜坡区反向正断层下降盘泥岩遮挡成藏模式;并在研究区刻画出101个有利钻井圈闭,预测新增石油储量2800×104t,为三肇凹陷葡萄花油层下一步的勘探与开发提供了依据。     

松辽盆地三肇地区扶杨油层油气成藏过程主控因素及成藏模式

从多元地质条件及其时空匹配关系的角度出发,对三肇地区扶杨油层油气成藏过程中的主控因素进行分析。结果表明:上覆青山口组一段源岩有效排烃范围、超压和T₂反射层油源断裂组合关系控制了油气垂向向下“倒灌”的运移范围、距离及层位;古构造背景、T₂断层与储层砂体配置关系控制着油气侧向运移的方向、通道和距离;基准面旋回、沉积微相类型与现今构造配置关系控制着油气的垂向聚集层位及平面分布规律。在此基础上,结合构造发育史、油源条件及沉积微相研究成果,对研究区扶杨油层油气成藏模式进行了总结,认为研究区扶杨油层主要存在4种成藏模式:源内--顶生下储式油气成藏模式、近源--短距离侧向运移--斜坡带断层遮挡油气成藏模式、源外--长距离侧向运移--继承性构造隆起带油气成藏模式、多源--多方式侧向运移油气成藏模式。     

微构造对低渗透油气成藏的控制作用——以鄂尔多斯盆地丰富川油田西区为例

低渗透岩性油藏成藏作用主要受控沉积相和成岩作用。但是,勘探实践表明,在砂体背景之上分布的微构造对低渗透油气成藏具有明显的控制作用。位于鄂尔多斯盆地中东部的丰富川油田西区为多层系低渗透复合含油区,油气成藏类型复杂多样。笔者以该区为例,在对该区主要含油层系微构造及其演化特征研究基础上,探讨鼻状隆起构造对油气富集成藏的控制作用。研究表明,丰富川油田西区在东高、西低的西倾单斜背景上发育多个自东向西倾没的鼻状隆起构造;本区侏罗纪古河道下切深度小,残余的长1厚层泥岩限制了油气向上运移,延安组石油富集程度明显弱于延长组。低幅度鼻状隆起微构造对长2和长4+5油气成藏具有明显的控制作用,长2油层组顶面构造高点清楚,微隆起构造对油气富集控制作用非常明显,长2油藏具上油下水特征,发育低水和边水,油水界面清楚,具有岩性-构造油藏的基本特征。而长4+5和长6油藏除了岩性油藏外,也发育构造岩性复合油藏。研究表明,微构造研究对低渗透油层油气富集规律研究和老油区扩边勘探具有重要指导意义。     

松辽盆地尚家油田葡萄花油层成藏过程的再认识

根据尚家油田尚9-4圈闭油气空间分布特征、油气成藏时期与断裂活动时期匹配关系,及原油生物标志化合物特征对比结果证实,尚家油田葡萄花油层原油不是尚家油田扶余、杨大城子油层原油通过断裂垂向运移注入的结果。钻井资料分析证实,尚家油田葡萄花油层的砂体虽然厚度小,但分布范围大,尚家油田葡萄花油层的原油是三肇凹陷青山口组源岩生成的油通过断裂沟通的砂体侧向运移至该区而成藏的。控制尚家油田葡萄花油层原油侧向运移聚集成藏的关键因素是断裂与砂体的组合形式:同向断层与砂体组合有利于油气进行长距离侧向运移;反向断层与砂体组合不利于油气的侧向运移,但利于形成断层遮挡圈闭,使油能够聚集起来。流体势场的空间分布同时控制着尚家油田葡萄花油层原油侧向运移及聚集的部位。     

鄂尔多斯盆地低渗透油气藏形成研究现状与展望

鄂尔多斯盆地是中国规模最大的低渗透油气资源勘探与开发基地,其低渗透油气藏具有油层物性差、非均质性强、油藏成藏因素复杂、油藏分布受多种因素联合控制等特点。在回顾鄂尔多斯盆地低渗透油气藏成藏理论研究和勘探历史经验基础上,认为目前鄂尔多斯盆地低渗透油气藏成藏研究存在两大理论体系,即沉积学控制成藏理论和运移动力学控制成藏理论,前者从沉积特征出发,强调储层砂体沉积相、非均质性和成岩作用在低渗透性油藏形成中的控制作用,后者从石油运移与聚集过程出发,强调运移动力学在初次运移和二次运移中的重要作用。但是目前低渗透油气成藏研究存在一定的局限性和片面性,过分强调了单个地质因素的作用,其中沉积学控制成藏理论局限于沉积相划分和沉积模式建立方面,过多地强调了沉积相对成藏因素静态的控制作用,而忽视了油气成藏过程的动态属性;运移动力学控制成藏理论却过分强调了油气流体运移过程的模式化和公式化,过分夸大和随意解释了油气运移成藏记录——油气包裹体的作用及其原始地质意义,轻视了深部地层条件下油气运移的复杂性和油气包裹体记录的多解性。因此,传统的单因素控制油气成藏理论和相应的勘探研究方法已经不能确切揭示油气富集规律和有效指导勘探工作。低渗透油气藏成藏理论研究趋势是要重视分析油气藏地质记录,动态研究油气藏形成和演化历史过程,总结油气富集规律,为油气勘探战略部署提供重要资料。     

鄂尔多斯盆地中生界低渗透岩性油藏形成规律综述

鄂尔多斯盆地中生代为典型的大型内陆坳陷湖盆,含油层系主要为三叠系延长组和侏罗系延安组。长7优质烃源岩为中生界油藏的主要源岩,异常高压为中生界低渗透储层油气大规模运移的主要动力,孔隙性砂体和裂缝系统是中生界石油运移的主要通道,多种输导体系和异常压力的有效组合控制了油藏的展布特征。利用储层成岩流体包裹体、自生伊利石测年和沥青期次等多种方法对成藏期次进行了分析,认为中生界油藏的形成为连续充注一期成藏的特点,成藏期可分为早、中、晚三个阶段,分别对应于早白垩世早期、中期和晚期,主成藏期为早白垩世中期的中期成藏阶段。总结出鄂尔多斯盆地延长组低渗透岩性油藏的形成规律,在长7优质烃源岩欠压实作用和生烃增压共同产生异常高压生的作用下,原油通过互相叠置的相对高渗砂体向上、向下运移,在长4+5、长6、长8形成大规模岩性油藏,并通过微裂缝和前侏罗纪古河输导体系,在长2及侏罗系形成了构造-岩性油藏。     

琼东南盆地深水区松南低凸起油气复式聚集条件与成藏模式

文章利用钻井、测井、地化以及地震资料,分析研究了南海北部琼东南盆地深水区松南低凸起的油气成藏条件。松南低凸起位于中央坳陷带5大(潜在)富生烃凹陷包围中,烃源充足。中新世早期三亚组大型海底扇、中新世早期—渐新世晚期陵水组生物礁、渐新世早期崖城组扇三角洲—滨海相沉积、前古近系古潜山风化壳等多类型储层发育。生烃凹陷深部沟源断裂、崖城组大型疏导砂体和多条古构造脊构成了本地区主要的垂向+侧向输导体系。多层系多类型大中型构造、构造+岩性圈闭发育。研究表明,多成藏要素的耦合促使松南低凸起成为深水区的独有的复式油气聚集区,其成藏模式为它源-侧向-复式成藏,主要成藏组合是三亚组海底扇、三亚组—陵水组生物礁、前古近系古潜山,成藏主控因素为储层与运移。此结论可为南海北部深水区进一步的勘探提供参考。     

恩平凹陷南部隆起带油气成藏模式

南部隆起带是恩平凹陷的主要成藏带。利用基础资料, 系统分析了南部隆起带油气成藏的条件与特征, 总结了南部隆起带油气成藏的模式。恩平凹陷南部隆起带油气主要来自北侧EP17洼始新统文昌组中深湖相烃源岩, 南部隆起带之下缺失文昌组沉积, 存在油气的有利仓储区, 油气通过沟通有利仓储区的断裂运移, 主要有仓上-上盘诱导裂缝带垂向输导-连通砂体侧向输导-滑动破碎带侧向封堵-断块油气藏、仓上-上盘诱导裂缝带垂向输导-连通砂体侧向输导-它源自圈背斜油气藏以及仓上-下盘诱导裂缝带垂向输导-连通砂体侧向输导-滑动破碎带侧向封堵-断鼻油气藏3种成藏模式。      

鄂尔多斯盆地延长组长8油层组石油成藏机理及成藏模式

鄂尔多斯盆地延长组长8油层组在不同地区其勘探成果和油藏规模存在明显的差异,为了分析其原因,对长8油层组油藏的油源、成藏期古物性特征、毛细管力、浮力和过剩压力等进行了研究,得出了过剩压力远大于毛细管力、源储压差能够克服相应储层的毛细管力从而运移成藏的认识。在此基础上,根据姬塬、陇东和陕北三个地区烃源岩和储层发育特征、物性及运移通道的特征,构建了三种不同的成藏模式。具体表现为,姬塬地区的双向排烃、复合成藏模式:即长7段优质烃源岩异常发育,生烃增压作用强烈,使得生成的烃类流体在过剩压力的驱动下向上覆的长6-长4+5地层和下伏的长8地层中双向排烃,在多层系富集成藏;陇东地区的上生下储、下部成藏模式:长7烃源岩发育,存在较高过剩压力,下伏的长8油层组储层物性明显的要优于上覆的长6油层组储层物性,利于烃类大规模向下运移,在长8聚集成藏;陕北地区的侧向运移、上部成藏模式:长7段烃源岩在该区不发育,且上覆长6储层物性远优于下伏长8储层物性,烃类优先在长6成藏,长8油藏规模有限。这三种成藏模式代表了以长7为主要烃源岩的油藏的主要成藏机理,三者在油气分布规律上存在明显的差异。     

辽河坳陷西部凹陷高升北部地区古近系油气成藏条件分析

高升北部地区是渤海湾盆地辽河坳陷重要的油气富集区,正确认识高升北部地区油气成藏条件对于弄清该区的油气分布规律具有重要意义。综合利用地质、地球物理、地球化学和计算机技术对高升北部地区油气成藏的研究表明,高升北部地区具备油气成藏的有利条件,较好的烃源岩经历了有机质的低成熟—成熟演化阶段,扇三角洲前缘砂体是最重要的油气聚集区,储集砂体主要发育在高81井—高70井区带。本区烃源岩有机质的成熟度和储集砂体的发育程度是决定油气藏形成最重要的因素。     

低势控藏特征与动力学机制及在油气勘探中的作用

含油气盆地油气藏的形成和分布受低势场控制.济阳坳陷已发现的油气藏分布特征表明: 在势场作用下, 油气只能进入到孔隙度超过某一临界值或内部势能低于周边势能2倍到100倍以上的储层内聚集成藏; 随着埋深加大和储层孔隙度变小, 圈闭聚集油气成藏的临界条件呈规律性变化, 即埋深较大的圈闭成藏时要求的相对势能较浅部储层的势差更大.动力学分析和物理模拟实验研究表明, 地表条件下储层聚集油气的前提条件是其孔喉半径大于周边围岩的两倍以上; 地下储层聚集油气的前提是它与周围介质间的毛细管力之差大于储层内部的毛细管力与上覆静水柱压力之和.圈闭内外势差越大, 它们聚集油气的饱和度越大, 聚集的油气量越多.低势控藏特征与动力学机制分析表明: 对深层来说, 只要储层的物性比周边围岩的物性好到一定程度就能成藏, 即便本身低孔低渗也能有油气聚集.通俗的说, 油气成藏没有死亡线(不考虑油藏经济价值), 这就极大地扩充了含油气盆地油气勘探的领域和深度; 对浅层来说, 高孔渗砂体周边的相对低孔渗砂体能作为有效盖层, 不一定需要有巨厚泥岩充当盖层, 这一观点的提出可以在一定程度上扩大浅层油气勘探的领域和有利区.      

油气聚集微观定量模型

不管是油气的运移还是聚集过程都是在储层孔隙中进行的,因此,储层孔隙结构特征直接影响了油气的聚集过程和油气藏的形成分布特征。从孔隙结构出发,研究油气聚集的微观定量过程,划分油气聚集的三个定量阶段,建立了不同非均质组合单一圈闭和系列圈闭的油气聚集分布模型,对传统石油地质学进行了补充和完善,也在定量地质学研究方面进行了成功的尝试。     

准噶尔盆地油气运移基本方式与机理探讨

在准噶尔盆地,以断裂为主,联合输导层(储层和不整合)的“断控体系”是油气运移的基本固体格架。文中从油气形成和演化过程中的有机-无机相互作用入手,分析了准噶尔盆地油气运移的基本方式和机理。结果表明,油气在输导层运移过程中,随有机质热演化、成岩演化,以及距油源断裂的远近不同,伴随着的水量有着显著变化。流体性质的差异导致了不同的储层水岩反应和油气成藏机制,据此,可将油气在输导层中的运移方式划分出两种基本类型:机械-侵蚀型和机械型。而在断裂带地区,断裂对储层中高压流体系统的沟通,触发了“减压沸腾”作用,伴随着流体沸腾,油气呈幕式运移聚集。     

应力场数值模拟与油藏有利区预测-以松辽盆地乾安地区归字井青三段为例

构造应力场在油气运聚成藏中具有重要的作用。明水组沉积末期是松辽盆地乾安地区高台子油层的一个主要成藏期, 期间烃源岩的生、排烃高峰与大规模油气运聚和圈闭的形成在时间上具良好的匹配关系。利用ANSYS有限元模拟软件, 对归字井地区明水组沉积末期构造应力场进行了初步模拟; 同时利用地应力驱动油气运移理论, 对运移势场进行了数值模拟。模拟结果表明, 最大主应力受岩性控制明显, 而最小主应力主要受埋深控制。已有的试油试气资料表明, 具油气显示的井, 大部分都位于地应力区和地势区。依据地应力和运移势场的分布, 并结合地质构造特征, 对油藏有利区进行了预测, 为油田的勘探开发提供了科学依据。