塔里木盆地塔中II区奥陶系油气差异性分布及其主控因素分析

为探求塔里木盆地塔中II区奥陶系油气水分布规律,对现有勘探成果及断裂、不整合面、构造背景进行分析,应用常规测井、地震及地化等多种方法开展研究。结果表明:塔中II区奥陶系油气分布在平面上呈现出"马鞍状"三分特征,东部塔中I号坡折带、西部塔中10号断裂带多分布气油比、干燥系数、硫化氢含量、含蜡量相对较高、密度相对较低的凝析气藏,两构造带之间的过渡带以挥发性油藏或油藏分布为主;油气在纵向上主要分布于层间不整合面以下300 m范围内。综合分析认为,不整合面纵向上控制了储层、油气藏的主体发育层位,平面上通过差异溶蚀作用造成的储层非均质性控制了油气的主要分布范围;断裂对储层物性具有明显的改善作用,形成有效的输导通道,控制了油气的充注强度及油气藏类型;斜坡背景上的局部构造高点控制了油气的差异分布,越靠近高点,油气越易富集。     

源外岩性类油藏区油气聚集特征及其主控因素分析——以松辽盆地扶新隆起带南部扶余油层为例

以松辽盆地扶新隆起带南部扶余油层为例,通过对已发现油藏的类型和分布特征的研究,探讨了源外岩性类油藏区油气聚集特征及其主控因素。研究表明:该区主要为局部构造—岩性油藏,整体具有"三级构造控势,单一圈闭控藏,局部构造控界,单砂体控层"聚集特征,三级构造控制油气输导的总体趋势,单一圈闭控制油气的最终成藏;在单一圈闭内,油水平面分布边界受局部构造边界和分流河道砂体边界控制,单砂体的垂向发育特征控制了油水的垂向分布层位。局部构造、单期分流河道砂体及二者空间组合关系是揭开极其复杂的空间油水分布控制因素与规律的瓶颈,是本区油气富集的主控因素。这对当前复杂的岩性类油藏的勘探与开发具重要实际意义。     

塔河油田碳酸盐岩大型隐蔽油藏成藏机理探讨

塔河碳酸盐岩隐蔽油藏是目前中国最大的海相整装油田,油藏类型以大型岩溶缝洞型隐蔽油藏为主,平面上油气分布具有大面积叠置连片不均匀含油特点,纵向上主要富集于奥陶系顶面不整合面之下400m范围之内,无统一油水界面,主要受非均质性极强的次生孔洞缝储集体发育程度控制。其成藏主控因素为：①多期多旋回岩溶(古表生、深埋)及断裂作用形成的孔、洞、缝网络状储集体与上覆有效盖层尤其是石炭系巴楚组泥岩及膏泥岩有效配置是油气成藏的关键;②长期继承性发育的大型阿克库勒凸起及多期断裂系统限制了岩溶储层发育范围,并控制了油气运移、聚集与成藏;③多源长期供烃,早期成藏遭受改造。晚期再次充注调整是塔河重要成藏机制。     

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。     

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。     

准噶尔盆地西泉地区石炭系火山岩型油藏形成及分布

准噶尔盆地西泉地区在构造上位于北三台凸起西斜坡,是有利油气聚集区。虽然已取得了一些勘探成果,但该区油藏控制因素复杂,纵横向分布规律认识不清,致使探明程度低、勘探难度大。利用钻井、测井、录井、试油、岩芯分析化验等资料,结合地震资料,查明了该区石炭系储层岩石学特征、储层特征。研究结果表明:西泉地区石炭系火山岩主要为火山熔岩类、火山碎屑岩类;火山岩储层物性北部较差,南部较好,有利储层主要是喷发相火山角砾岩、溢流相安山岩、英安岩等。该区油藏分布的主要控制因素:1)垂向上油藏主要分布于风化壳附近; 2)岩性的侧向变化控制了油藏的平面分布范围; 3)不整合面的发育与油藏的分布关系密切。进一步阐明了研究区油藏的分布规律,油气主要聚集于不整合面附近,且呈北东南西向条带状分布。油层的纵向分布与不整合面的风化淋滤带的深度有关,南北差异较大,储层的非均质性影响油藏的连片分布。     

东辛油田沙三中亚段沉积特征与油藏分布规律

东辛油田沙三中亚段发育大量与三角洲前缘滑塌相伴生的坡移浊积扇、滑塌浊积扇、远源浊积岩以及洪水成因的水下碎屑流,发育岩性油藏及岩性-构造油藏。纵向上,湖退体系域早期准层序组PS7～PS5是最主要的油气富集层位,其次为湖侵体系域PS8;平面上,各准层序组西部油气富集程度好于东部,含油储层主要为滑塌浊积扇及部分远源浊积岩,其次为坡移浊积扇。油气分布主要受宏观沉积相带、构造、微观储集物性和成岩作用等多种因素控制,距油源远近控制油藏纵向有利层位,砂体成因类型控制着平面有利区带。     

西非 Ｒio Muni 盆地复杂盐拱构造油藏特征

为精细解剖西非油气富集的 Ｒio Muni 盆地复杂盐拱构造带上的油藏特征,为其他相似地区油藏评价提供一定参考,以位于复杂盐拱构造带上的 H 油藏为例,利用地震、测井、录井、钻井和 MDT 测试等资料分析 H 油藏的构造、沉积、储层和油层分布特征及成藏主控因素等。研究得出,H 油藏属于典型的构造岩性复合油藏,为构造背景下的岩性边水油藏,具有多套油水系统,构造高部位发育盐刺穿,储层既有浊积砂岩储层又有滑脱灰岩储层,主要分布于构造的翼部低部位,滑脱断层和盐拱是油气成藏的主控因素。     

松辽盆地红岗北地区扶余油层岩性油藏特征及控制因素分析

通过对松辽盆地红岗北地区扶余油层岩性油藏类型及其特征研究,总结出该区岩性油藏主要受4种因素控制:（1）断裂是最重要的超压流体优势输导通道;（2）古超压是油气向下运移的输导动力;（3）长期继承性古鼻状构造是油气侧向运聚的优势指向区;（4）以空间成因单砂体为控制因素形成的单一岩性圈闭是最基本的控油与聚油单元,垂向多个小层、平面多支单砂体形成的圈闭以及非圈闭在空间上复杂叠置是造成油水分布极其复杂的根本原因。这对该区岩性圈闭预测、岩性油藏成藏分析以及对极其复杂的油水分布机理与规律研究提供极为重要的基础,对当前复杂的油气勘探与开发具重要理论意义。     

鄂尔多斯盆地靖边油田沙洼沟地区延安组延9油藏富集规律

基于储层基本特征、油藏分布及类型研究，利用基本成藏地质条件与油藏分布相叠合的方法，总结靖边沙洼沟延9油藏的油气富集规律。研究结果表明，研究区延9储层属于中孔–低渗储层，延9油藏类型为构造–岩性油藏，延9油藏的分布和富集受多因素控制，其中侏罗系古地貌对油藏的控制起先导作用，深切河谷为油气运移提供重要通道，有利相带和鼻状隆起构造为油气成藏提供了有利场所，隔层的发育状况及有效的生储盖组合控制了油藏纵向分布层位和规模。综合分析认为，在泥岩隔层不发育、分支河道砂体与构造隆起叠置部位是油气富集区，为勘探的重点部位。     

中国油气田古岩溶与油气储层

在我国油气田勘探中,与不整合面有关的碳酸盐岩古岩溶储层普遍发育,并占有十分重要的地位。着重讨论我国鄂尔多斯盆地奥陶系、塔里木盆地轮南潜山奥陶系和四川盆地震旦系等典型油气田古岩溶储层发育特征与油气关系,指出我国油气田古岩溶储层具有以下几个特征:(1)古岩溶垂向分带明显,地表残积带、垂直渗流-水平潜流带等发育齐全。(2)储集空间主要由岩溶作用形成的半充填或未充填残余溶蚀孔洞缝组成。优质储层类型以裂缝溶蚀孔洞型储层为主,为各大油气田高产、稳产的最重要储层和主力产气层。(3)储层受古岩溶地貌和断层裂缝的控制明显。古岩溶斜坡和断裂发育区,古岩溶发育强烈,是溶蚀孔洞层和储层发育的有利地区。(4)埋藏有机溶蚀作用形成的次生孔隙为有效孔隙,它的发育与烃类的形成、演化和运聚相匹配。(5)古风化壳岩溶作用和埋藏有机溶蚀作用的多期次叠加和改造,是古岩溶储层及油气藏形成的最佳组合模式。古岩溶储层为中国深层油气勘探提供了一个新的勘探领域。     

塔河油田十区西碳酸盐岩缝洞型油藏的宏观油水分布控制因素

塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏的储层非均质性强,油水分布状况复杂。弄清其在区域尺度上(10 km×10 km)的宏观油水分布规律,对于缝洞型油藏开发过程中的控水稳油意义重大。本文以塔河油田十区西为研究区,在全方位高精度三维地震数据处理、解释和反演的基础上,对岩溶古构造和开发过程中的油水动态进行综合分析,探讨研究区碳酸盐岩缝洞型油藏的油水宏观平面分布格局的控制因素。结果表明:研究区在加里东中期第I幕岩溶发生期形成了相对均匀的古岩溶含水层,在海西早期油气充注进古岩溶含水介质以后,海西晚期发生的深部热液活动对缝洞体进行了封闭定容,造成缝洞分隔,并且奠定了目前油水在平面上的宏观分布格局。     

中国油气田古岩溶与油气储层

目前,在鄂尔多斯盆地、塔里木盆地、四川盆地等的奥陶系、石炭系、二叠系—三叠系及震旦系等多套地层中均已发现不少典型的古岩溶油气田。这些油气田古岩溶储层常具有以下几个特征:(1)垂向分带明显,地表残积岩溶带、垂直渗流—水平潜流岩溶带等发育齐全。(2)储集空间主要由岩溶作用形成的半充填或未充填残余溶蚀孔洞缝组成。优质储层类型以裂缝—溶蚀孔洞型储层为主,此类储层为各大油气田高产稳产的最重要储层和主力产气层。(3)储层受古岩溶地貌和断层裂缝的控制明显。古岩溶斜坡、古岩溶高地边缘及断层裂缝发育区,古岩溶发育强烈,是溶蚀孔洞层和储层发育的有利地区。(4)埋藏有机溶蚀作用形成的次生孔隙为有敏孔隙,它的发育与烃类的形成、演化和运聚相匹配。(5)古风化壳岩溶作用和埋藏有机溶蚀怍用的多期次叠加和改造,是古岩溶储层及油气藏形成的最佳组合模式。     

塔里木盆地走滑带碳酸盐岩断裂相特征及其与油气关系

通过露头与井下资料的综合分析,塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩走滑断裂带断裂相具有多样性,根据内部构造发育程度可以分为断层核发育、断层核欠发育两类。露头走滑带断层核部以裂缝带、透镜体、滑动面等断裂相发育为特征,断裂边缘的破碎带发育裂缝带、变形带。裂缝带主要分布在断层核附近50m的破碎带内,裂缝多开启,渗流性好。断裂核部透镜体发育,在破碎带也有分布,破碎角砾组合的透镜体多致密。滑动面具有平直截切型、渐变条带型等两种类型,多为开启的半充填活动面。变形带多为方解石与碎裂岩充填,破碎带局部部位裂缝与溶蚀作用较发育。利用地震剖面、构造图、相干图等资料可以判识塔里木盆地内部奥陶系碳酸盐岩走滑断裂相的特征及其发育程度,沿走滑断裂带走向上断裂相具有分段性与差异性,根据渗流性可以定性区分高渗透相、致密相区。沿断裂带高渗透相区是碳酸盐岩缝洞体储层发育的有利部位。断裂相的横向变化造成油气分布的区段性,形成高渗透相输导模式、致密相遮挡模式等两类成藏模式。走滑断裂带碳酸盐岩断裂相的特征及其控藏作用对油气勘探开发储层建模具有重要意义。     

物理调整油气藏的类型与成藏机制研究——运用三维荧光定量研究塔里木盆地轮南三叠系油气藏调整机制

轮南隆起是塔里木盆地海相油气最为富集的复式含油气区,从奥陶系到白垩系均发现工业油气流,均来源于中-上奥陶统海相烃源岩。中生界砂岩是海相油气成藏系统的"末端",目前发现的油气均来自奥陶系油气藏的调整。其中,轮南地区三叠系油气藏油气性质复杂、相态多样,不同地区的油气调整期次和成藏过程均不一致。激光诱导三维荧光定量分析技术也可以分析古油水界面变化,在确定古油柱高度,反映油气水变迁等方面发挥重要作用。根据三维荧光定量研究,划分出垂向调整、侧向运移和油气混合三种调整类型:轮南断垒带三叠系仅发生一期油气充注,奥陶系油气发生垂向调整聚集成藏;中部平台区喜马拉雅山期三叠系地层发生翘倾,油气主要通过不整合发生侧向运移调整;晚期的构造运动不仅是油气调整的动力机制,而且构造高部位是早期油气调整和后期油气汇聚的有利区域。根据三种油气调整成藏模式的油气地质特征分析认为,垂向调整油气藏分布范围受断层断开层位和组合形式限制;侧向运移的油气沿不整合面和层状砂体调整距离较远,分布范围较广,在局部岩性或构造圈闭聚集成藏,但油气丰度较低;油气混合型调整油气藏形成于多期构造作用的叠加区,现今构造高部位有利于多期油气汇聚,形成油气性质复杂、相态多样的油气藏。     

轮南低凸起油气输导体系格架及输导样式

多源多灶的生烃背景导致轮南地区的油气成藏过程高度复杂化.基于油气成藏动力学理论,综合运用钻井、地震以及地球化学等资料对轮南低凸起关键时期油气输导体系格架及典型油气藏输导样式的研究表明,由于志留系沥青砂盆地级的分布特征有力地证实了加里东晚期奥陶系岩溶缝洞体尚未形成,因此志留系砂体是加里东晚期源自寒武系烃源岩的烃类向轮南低凸起横向输导的主要通道;其次,海西早期的强烈抬升及长时间的暴露剥蚀导致表生岩溶作用深度改善了轮南地区碳酸盐岩层系的储集效能,而潜山风化壳之下的奥陶系岩溶缝洞储集体是这一时期源自满加尔坳陷内奥陶系烃源岩烃类的横向运载层;喜山期油气成藏的实质为海西晚期奥陶系整装油气藏形成后的调整改造过程,包括过量干气的气洗改造以及不同尺度断裂的垂向调整.轮南油田、桑塔木油田以及解放渠东油田三叠系油气藏的形成均受控于深大断裂的垂向输导.同时,上覆盖层的强制性封闭将喜山期干气的横向输导路径束缚于奥陶系内部,奥陶系油藏经气洗相分馏改造转变为次生的饱和凝析气藏.而由于桑塔木断垒带地区连接奥陶系与石炭系的层间断裂以及轮古东地区奥陶系层内断裂活动所诱发的泄压相分馏改造,不仅在石炭系圈闭形成了纯气相的不饱和凝析气藏,还直接控制了轮古东油田凝析气藏及其流体性质的分布.      

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。     

凹陷向斜区岩性类油藏油富集主控因素及成藏模式--以松辽盆地升西-徐家围子向斜葡萄花油层为例

凹陷向斜区岩性类油藏是油气勘探的新领域,以松辽盆地升西-徐家围子向斜葡萄花油层为解剖对象,在向斜区构造单元细分基础上,对不同构造部位油藏类型和油水分布规律进行剖析:向斜外缘缓坡区主要发育油水界面相对统一的构造-岩性油藏;向斜过渡陡坡区主要发育上油下水或油水互层的断层-岩性油藏;向斜中心深洼区主要发育油水到置的岩性油藏;油平面上受断层密集带背形构造控制呈“条带状”分布,垂向上受沉积演化序列和微相物性差异影响“择层”分布。进而对向斜区油成藏主控因素与成藏模式进行了研究,得出向斜区成藏的4个主控因素:①有效烃源岩匹配古构造决定南北构造单元油富集差异;②油源断层组成油优势输导通道;③微相物性差异造成高孔渗分流河道砂体为油聚集优质储层;④断层密集带背形构造构成油富集主要部位。最终建立了向斜区4种成藏模式:①向斜中心深洼区断层密集带背形构造控藏模式;②向斜中心深洼区断层密集带间油选择性充注分流河道控藏模式;③向斜过渡陡坡区反向断层遮挡控藏模式;④向斜外缘缓坡区正向构造圈闭控藏模式。     

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.     

塔里木盆地塔中礁滩体大油气田成藏条件与成藏机制研究

中国海相碳酸盐岩油气勘探近年来进展很快,发现了一批大型油气田。塔中地区是塔里木盆地的重点勘探区和富油气区,奥陶系蕴藏了丰富的油气资源。奥陶系良里塔格组受塔中I号坡折带的控制发育陆棚边缘礁滩体,储层性质为低孔-特低孔、低渗灰岩储层,埋深在4500~6500m。储层的形成和分布受早期高能沉积相带、溶蚀作用和断裂作用等因素的控制,有效储层的空间展布控制了油气的分布与大面积成藏。油源对比认为,塔中良里塔格组礁滩体油气藏的原油主要来自于中上奥陶统烃源岩,并混有寒武系烃源岩成因的原油;天然气主要来自于寒武系油裂解气,沿塔中I号坡折带断裂向内充注。成藏过程分析表明,塔中地区曾存在三期主要成藏期,第一期为加里东晚期成藏,油气来自于寒武系-下奥陶统烃源岩,但早海西期的构造运动,对该期油气破坏严重,造成大范围油藏破坏。第二期成藏期是晚海西期,也是塔中地区最重要的油气充成藏期,油气来自于中上奥陶统烃源岩。第三期成藏期是晚喜山期,受库车前陆冲断影响,台盆区快速沉降,埋深急速增大,寒武系原油裂解气形成,沿深部断裂向浅部奥陶系充注,对油藏进行气洗改造,从而形成大面积分布的凝析气藏。