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。     

阿克库勒凸起于奇地区YQ3井奥陶系碳酸盐岩油气成藏研究

于奇地区是塔河油区外围重要的油气勘探地区．以成藏理论为指导，应用荧光薄片及流体包裹体分析等技术和方法，综合研究分析了于奇地区YQ3井区中下奥陶统鹰山组碳酸盐岩油气成藏条件及成藏主控因素．研究结果表明，YQ3井区鹰山组储层类型为洞穴型、裂缝．孔洞复合型和裂缝型，洞穴、溶蚀孔隙和中小型裂缝普遍发育，但洞穴充填相当严重；区域封盖和直接封盖能力较好，但海西晚期构造运动对本井区油气保存影响较大；至少发生了4次油气注入成藏期。即海西晚期、燕山期、喜山早期和喜山中期，其中最重要的油气注入成藏期为海西晚期和喜山期；油气藏形成主要受到3种因素的控制，即油气源区是控制本井区油气分布和富集的主要因素，盖层等保存条件是控制本井区油气分布和富集的关键因素，有效储集体发育程度是控制本井区油气分布和富集的重要因素．     

塘古坳陷构造—沉积演化及其油气勘探方向

塔里木盆地塘古坳陷历经20余年勘探而成效甚微,在新的地震与钻井资料基础上,通过地层沉积对比、构造解析重新认识塘古坳陷的形成与演化,及其对勘探方向的指示研究,结果表明：1）塘古地区存在基底古隆起,寒武系自塔中向南逐渐减薄;2）本区钻揭中-下奥陶统碳酸盐岩地层连续,不存在寒武系—中奥陶统的台槽;3）上奥陶统良里塔格组沉积期在东西两侧发育巨厚的台地边缘相带,而坳陷区相变为盆地泥岩相;4）北东向冲断构造具有分层变形特点,断裂活动始于晚奥陶世早期,冲断推覆作用主要形成于奥陶纪末。结果揭示塘古坳陷经历4期构造关键演化期：1）寒武—中奥陶世与塔中连为一体的碳酸盐岩台地发育期;2）上奥陶统良里塔格组沉积期受控东南板缘俯冲与碰撞作用的台盆形成期;3）奥陶纪末强烈沉降的挤压挠曲盆地定型期;4）志留纪—泥盆纪的构造改造期。该结果为盆地构造古地理研究与深层油气评价提供了基础,并提出了勘探新方向。     

塔里木盆地巴什托普构造带志留系、奥陶系油气藏预测

巴什托普构造带已经发现了石炭系的生物碎屑灰岩油藏,其烃源岩为寒武系—奥陶系海相碳酸盐岩层。推测油气运移必经之路上的志留系圈闭和奥陶系圈闭中可能存在油气藏。对巴什托普构造带石炭系以下志留系和奥陶系的分析表明,志留系下砂岩段与其上覆的红色泥岩段可以构成一个有利的储盖组合,下奥陶统石灰岩段有可能形成石灰岩岩溶并与其上覆志留系巨厚的暗色泥岩段组成一套储盖组合。在巴什托普构造带,在与油源沟通良好、构造圈闭有利的位置上,应该可以形成工业性油气藏。     

深层-古老海相层系温压场与油气成藏

深层海相碳酸盐岩层系尚处于勘探初期,对于海相盆地深层温压场的演化特征及主控因素认识还不够清晰.本文总结了适用于深层海相层系的温压场研究方法,并以川中古隆起震旦系气藏和塔中隆起奥陶系凝析气藏为例,展示温压场恢复的结果.川中古隆起震旦系灯影组的温度演化经历了升温-降温-快速升温-快速降温的过程,主要受大地热流与沉积埋藏史的控制;而塔中隆起奥陶系则经历了持续缓慢增温的过程,现今为最高温度.川中震旦系和塔中奥陶系现今地层压力都表现为常压,但前者经历了常压-弱超压-强超压-卸压的演化过程,而塔中隆起奥陶系在3次主要的油气成藏期没有明显的超压.对温压场的系统研究,有助于解释塔中隆起和川中古隆起现今油气相态的差异,还可以为碳酸盐岩储层高温高压模拟实验提供参数,为海相大气田进一步勘探提供理论指导.      

中国海相油气田勘探实例之四 塔里木盆地塔河油田的发现与勘探

塔河油田位于塔里木盆地沙雅隆起阿克库勒凸起西部,目前井控含油气面积约1800km2。它发现于1990年,是我国发现的第一个陆上古生代海相大油田。2004年探明石油储量为5.3×108t,原油年产量为358×104t。油田的主要产层为奥陶系浅海台地—斜坡相碳酸盐岩,其盖层为下石炭统区域性泥岩和膏盐岩,油源为寒武系—下奥陶统碳酸盐岩烃源岩。岩溶储集体发育,油气藏圈闭类型多样。论述了油田的发现和勘探开发历程、油藏的地质特征、油气分布规律,以及寻找海相碳酸盐岩油气田的启示。     

Hydrocarbon Accumulation Conditions of Ordovician Carbonate in Tarim Basin

<正>Based on comprehensive analysis of reservoir-forming conditions,the diversity of reservoir and the difference of multistage hydrocarbon charge are the key factors for the carbonate hydrocarbon accumulation of the Ordovician in the Tarim Basin.Undergone four major deposition-tectonic cycles, the Ordovician carbonate formed a stable structural framework with huge uplifts,in which are developed reservoirs of the reef-bank type and unconformity type,and resulted in multistage hydrocarbon charge and accumulation during the Caledonian,Late Hercynian and Late Himalayan. With low matrix porosity and permeability of the Ordovician carbonate,the secondary solution pores and caverns serve as the main reservoir space.The polyphase tectonic movements formed unconformity reservoirs widely distributed around the paleo-uplifts;and the reef-bank reservoir is controlled by two kinds of sedimentary facies belts,namely the steep slope and gentle slope.The unconventional carbonate pool is characterized by extensive distribution,no obvious edge water or bottom water,complicated oil/gas/water relations and severe heterogeneity controlled by reservoirs. The low porosity and low permeability reservoir together with multi-period hydrocarbon accumulation resulted in the difference and complex of the distribution and production of oil/gas/water.The distribution of hydrocarbon is controlled by the temporal-spatial relation between revolution of source rocks and paleo-uplifts.The heterogenetic carbonate reservoir and late-stage gas charge are the main factors making the oil/ gas phase complicated.The slope areas of the paleo-uplifts formed in the Paleozoic are the main carbonate exploration directions based on comprehensive evaluation.The Ordovician of the northern slope of the Tazhong uplift,Lunnan and its periphery areas are practical exploration fields.The Yengimahalla-Hanikatam and Markit slopes are the important replacement targets for carbonate exploration.Gucheng,Tadong,the deep layers of Cambrian dolomite in the Lunnan and Tazhong-Bachu areas are favorable directions for research and risk exploration.     

南苏门达腊盆地油气地质特征与勘探潜力分析

以广泛收集的数据资料为依据,运用含油气盆地理论方法,总结南苏门达腊盆地构造沉积演化和油气地质特征,探讨油气分布规律,分析其勘探潜力。结果显示,南苏门达腊盆地是新生代弧后裂谷盆地,经历了裂前、裂谷、过渡、坳陷和反转等5个演化阶段。主力烃源岩为过渡期沉积的炭质页岩和煤层,储集层主要为上渐新统砂岩、下中新统灰岩和裂缝基底。油气总体呈现"深层气、中层油和气、浅层油"的分布特征,主要富集于构造及构造复合相关圈闭中。断裂、储层发育有利相带和凹中隆是控制油气分布的主要因素。盆地油气成藏条件良好,具有较好的勘探潜力。生烃灶周边断裂发育的斜坡、古隆起是有利的勘探区,凹陷内的岩性、地层圈闭也是有利的勘探目标,应加大对此类圈闭的研究和勘探力度。     

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。     

塔中Ⅰ号断裂坡折带上奥陶统碳酸盐岩储层对油气分布的控制作用

塔里木盆地塔中地区Ⅰ号断裂坡折带为碳酸盐岩油气藏的有利成藏区。由于受碳酸盐岩储集层特性的影响,其整体含油、局部富集的特征十分明显。从储层的沉积相、物性和类型三个方面分别讨论储层对油气总体分布的控制作用。认为生物骨架礁沉积区、储层物性高值区及裂缝-孔隙型储层发育区为目前高产油气井的主要分布区。     

塔里木盆地北部奥陶系油气相态及其成因分析

塔里木盆地北部地区奥陶系是最重要的勘探层系,油气资源丰富;同时油气相态复杂多样,既有凝析气藏、正常油藏,也有稠油油藏、沥青等。通过对油气藏形成演化与保存过程的系统分析,结合油气地球化学和流体包裹体等分析数据,发现油气相态的多样性与油气多期次充注与次生蚀变作用有关。提出塔北隆起的东部奥陶系存在三期油气充注过程,分别发生在加里东运动晚期-海西早期、海西运动晚期、喜马拉雅运动晚期,原油主要来源于中、上奥陶统烃源岩,天然气主要来自与寒武系烃源岩有关的液态烃的裂解;塔北隆起的中西部奥陶系的油气充注主要发生在海西运动晚期。塔北奥陶系油藏形成以后,经历了三期明显的调整改造过程:海西早期构造抬升导致志留-泥盆系遭受剥蚀,东部源自寒武系油气的古油藏遭受破坏,形成沥青;三叠系沉积前的晚海西运动,使得奥陶系生源的油藏大范围遭受降解稠化;晚喜山期,来自于满加尔坳陷的天然气自东向西充注,致使隆起东部早期形成的油藏发生强烈的气侵改造,形成次生凝析气藏。而中西部奥陶系油藏在三叠系沉积前遭受降解稠化后,一直处于沉降深埋过程,油藏得到有效保存;由于成藏时间较早,轻质组分散失较多,气油比极低,油质较稠。研究认为,油气相态的多样性主要受晚海西期构造运动的抬升造成的生物降解作用和喜马拉雅晚期构造运动造成的天然气自东向西大规模充注对油藏进行气洗改造两大过程的控制。     

中国海相油气地质理论新进展

近年来中国海相油气勘探呈现出快速发展势头,一批大型海相油气田被发现,海相油气的地位也愈来愈受到重视。特别是在海相石油地质新理论的指导下,海相油气勘探将进入高速发展时期,这也将会极大缓解东部陆相盆地老油区的勘探开发压力。海相石油地质新理论包括三个方面:在成烃方面,研究认为中国海相不缺乏高有机质丰度的泥质烃源岩,纯碳酸盐岩生烃能力有限;深埋高温下原油裂解成气和高演化阶段的海陆过渡相煤系烃源岩是海相天然气的主力气源;在低地温梯度和晚期深埋条件下,原油的稳定性较高,塔里木盆地液相石油可以赋存在9000m以上的储集层中,因此,塔里木盆地深层石油的勘探潜力很大。在储层方面,TSR溶蚀改造储层在深部更强烈、层间岩溶和顺层岩溶不受埋深限制或影响不明显,将解放深部碳酸盐岩的勘探。在油气成藏方面,大面积、准层状、连续型、缝洞型等油气富集模式的提出,拓展油气勘探的范围、降低了勘探成本;一批古老油藏的发现,提高了在构造复杂区寻找原生型海相油藏的信心。研究认为,近期海相勘探,围绕隆起斜坡部位勘探为主,主体勘探深度可以下移至9000m。     

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。     

塔里木盆地构造—古地理演化

摘要构造—古地理演化对盆地分析与油气资源评价具有重要意义,通过古构造恢复结合区域地质背景,综合分析塔里木盆地构造—古地理演化过程。塔里木盆地经历克拉通基底形成阶段、南华—震旦纪强伸展—挤压阶段、寒武—奥陶纪弱伸展—强挤压阶段、志留—白垩纪振荡升降变迁阶段、新生代弱伸展—强挤压阶段等5大构造演化阶段。塔里木盆地南华—震旦纪发育北东向陆内窄深裂谷系统,不同于显生宙;寒武纪—早奥陶世发育“两台一盆”的“东西分块”的大型克拉通内碳酸盐岩台地,中-晚奥陶世碳酸盐岩台地快速演变为“南北分带”;志留—泥盆纪形成克拉通内坳陷海相碎屑岩沉积体系;石炭—二叠纪发育克拉通内碎屑岩夹碳酸盐岩的浅海—海陆过渡相沉积;中生代发育一系列分隔的快速变迁的陆内坳陷碎屑岩沉积;新生代发育前陆盆地陆相磨拉石沉积,形成复杂的叠合盆地。受控原—新特提斯洋与南天山洋的开启—闭合,以及新生代印度板块挤压的远程效应,塔里木盆地构造—古地理具有多期性、多样性、迁移性与强烈的改造性,不同于典型的克拉通盆地。     

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。     

塔中45井油气藏成藏期的厘定

在塔中45井的萤石中发现两期烃包裹体:第Ⅰ期烃包裹体为产于萤石中的发黄色弱荧光的原生液相烃包裹体,沿萤石生长纹分布,与萤石同生;第Ⅱ期烃包裹体为产于萤石中的发蓝白色强荧光的次生气液相烃包裹体,分布在萤石的愈合缝中,晚于萤石形成.烃包裹体组分分析和赋存矿物测年结果表明,第Ⅰ期油来源于中上奥陶统,是一期成熟油的充注;第Ⅱ期油应形成于喜马拉雅期,主要来源于高成熟的寒武系烃源岩,是由寒武系原油裂解后再一次大规模轻质油侵入而形成的,第Ⅱ期是奥陶系萤石层段的油气藏主要成藏期     

塔里木盆地海相石油的真实勘探潜力

塔里木盆地古生界蕴藏了丰富的海相油气资源,储集层目前埋深在5500～10000m。深部流体的相态或者说液相石油大量消失的深度下限是学术界比较关心的理论问题,而塔里木盆地海相到底富油还是富气也是关系到塔里木油田未来产能规划的现实问题。通过对塔里木盆地原油的热稳定性分析,特别是低地温梯度和晚期快速深埋过程的补偿效应研究,认为液态石油大量消亡(油裂解成气)的深度下限在9000～10000m以下,对应的储层温度大于210℃,在此深度之上液态石油可以大量存在。通过对油气聚集与保存的关键地质科学问题的研究,认为晚海西期是台盆区油藏的主要成藏期,烃源灶区生成的油气主要分布在稳定的古隆起及其围斜区域;而晚海西期这些古隆起及其围斜区碳酸盐岩储层埋藏深度在800～2500m范围内,岩溶储集体发育,这是台盆区形成大面积层状油气聚集的基础,也决定了现今埋深在7000～9000m深度范围内的斜坡区将成为黑油和凝析油的重要勘探接替区。     

塔北地区奥陶系碳酸盐岩古岩溶类型、期次及叠合关系

古岩溶作用是塔里木盆地北部地区奥陶系海相碳酸盐岩储层形成的关键要素之一.本文以岩石学、地球物理资料及测试分析资料为基础,将塔北地区奥陶系碳酸盐岩古岩溶划分为准同生岩溶、埋藏岩溶、风化壳岩溶三大类及若干亚类.准同生岩溶作用控制早期碳酸盐岩储层的形成与分布,埋藏岩溶作用一般沿原有的孔缝系统进行,是碳酸盐岩储层优化改造的关键因素之一,风化壳岩溶作用是奥陶系碳酸盐岩储层形成的关键作用.塔里木叠合盆地的多旋回构造演化特点,形成了塔北奥陶纪不同阶段、不同类型碳酸盐岩6期古岩溶作用的叠加、改造关系,其中对于塔北地区奥陶系古岩溶储层起重要作用的为早加里东期Ⅱ幕.加里东中期Ⅰ幕、Ⅱ幕和海西早期.塔北地区奥陶系各类岩溶具有复杂而显著的叠合关系,准同生期岩溶为后期的埋藏岩溶提供了成岩介质通道,随后发育的埋藏及风化壳岩溶则是继承并叠加早期准同生岩溶通道的发育,最终成为潜在的优质储层.     

碳酸盐岩油气藏的断裂改造作用——以塔里木盆地为例

多旋回盆地油气藏形成后多经历复杂的构造改造作用,并对油气的保存与分布具有重要的控制作用。结合塔里木盆地油气藏实例分析,将碳酸盐岩油气藏断裂改造作用划分为断裂切割改造、断裂抬升改造、断裂褶皱改造、断裂再活动改造与断裂成岩封闭改造等5种类型。断裂改造方式主要有圈闭变化、盖层减薄、水力作用、压力变化与成岩变化等,并造成油气逸散与补充、水洗与降解及流体性质的变化等,从而导致碳酸盐岩油气藏与油气分布的复杂性。断裂改造作用研究对多旋回油气盆地勘探开发具有重要借鉴意义。     

塔里木盆地哈拉哈塘地区碳酸盐岩油气地质特征与富集成藏研究

塔里木盆地塔北隆起哈拉哈塘地区奥陶系由于现今构造位置低,埋深在6500~8000m,长期以来一直将其作为塔北隆起的一个次级凹陷单元,并认为是一个海相油气的生烃凹陷,制约了哈拉哈塘的油气勘探。本文通过对哈拉哈塘构造解析和沉降演化过程恢复,发现哈拉哈塘地区是从石炭纪才开始转为负向构造单元,加里东-早海西期,它属于轮南大型古潜山的西斜坡部位;奥陶系鹰山组-一间房组碳酸盐岩经历了多期岩溶的叠加改造,风化岩溶缝洞体储层发育。通过最新钻井资料及油气地球化学分析数据,证实哈拉哈塘奥陶系沉积时期不是生烃凹陷,不发育烃源岩,哈拉哈塘及其以北地区的油气是来自南部满西地区的中、上奥陶统烃源岩。油气藏解剖表明,哈拉哈塘地区在晚海西期成藏;三叠系沉积前北部构造抬升,导致奥陶系油藏遭受局部破坏和降解。自三叠纪沉积以来,奥陶系油藏一直处于持续深埋过程,盖层不断加厚,油藏基本保持了晚海西期成藏时的形态,因此,哈拉哈塘地区是一个古老的油气系统。油气成藏条件分析表明,哈拉哈塘地区油气成藏条件优越,生储盖条件配置良好,奥陶系碳酸盐岩岩溶储层广泛分布,并处在油气向古隆起高部位运移的有利路径上,具有大面积、准层状富集油气的特征。