沉积盆地油气成藏期研究及成藏过程综合分析方法

从油气成藏研究的发展阶段入手讨论了油气成藏期研究方法的演变,早期主要从生、储、盖、运、聚、保各项参数的有效配置,根据构造演化史、圈闭形成史与烃源岩生排烃史来推断油成藏期次和过程;近年来随着科技的进步,油气成藏期的"正演"分析方法,如对构造演化史、圈闭发育史与烃源岩生排烃史的研究越来越深入、精细,相应地深化了油气成藏条件、期次和过程的认识;同时,依靠"成藏化石"记录方面的成藏期定量数据分析可以"示踪"油气成藏期次和过程,如具有封闭特征的记录了沉积盆地早期油气成藏条件和过程的流体包裹体研究,具有开放特征的反映油气充注、演化过程的油气分异特征、储层沥青分析及自生矿物年代学研究等。并以克拉 2气田成藏过程为例,提出了在油气分异特征、包裹体分析、储层沥青分析和成岩矿物年代学等研究的基础上,结合盆地构造演化史、沉积埋藏史、烃源岩热演化史以及各种成藏条件的有效匹配,综合分析油气成藏期次、过程的方法。     

伊通盆地梁家～五星构造带油气成藏规律

伊通盆地梁家～五星构造带存在有效烃源岩、优质储层、良好盖层及有利的圈闭和保存条件,因而具备优越的油气成藏条件。通过地层回剥技术恢复烃源岩的生烃史,可知双阳组、奢岭组和永吉组烃源岩进入生烃门限和大量排烃的时间不同,因此所产出的流体性质存在差异。利用盐水包裹体的均一温度,沉积埋藏史及热史综合研究,确定工区油气经历了二期的充注与成藏过程,建立了油气的成藏模式。油气成藏遵循:"切源断层控制油气的输导;储层质量控制油气的充注;构造和砂体控制油气的分布;烃源岩成熟度决定油气藏的类型"的规律。     

东濮凹陷濮卫洼陷油气成藏期分析

综合利用断裂和圈闭发育史、油藏饱和压力、烃源岩主生排烃期、储层流体包裹体均一温度等方法对东濮凹陷濮卫洼陷油气成藏期进行了分析,并提出对于存在剥蚀厚度比较大的地区在利用饱和压力方法计算成藏期时应结合埋藏史。研究认为,该区主要为两期成藏,分别为古近纪末期和新近纪末期—第四纪,且东西两侧油气成藏期存在差异,东侧濮城地区两期成藏,在古近纪末期和新近纪末期—第四纪均发生油气充注成藏,而西侧卫城地区仅在古近纪末期存在油气充注成藏,为一期成藏。     

含油气盆地成藏期分析理论和新方法

传统的成藏期分析主要从生、储、盖、运、聚、保各项参数有效配置，根据构造演化史、圈闭形成史与烃源岩生排烃史作出推断，常用的 3个方法是根据油源岩的主生油期、圈闭形成期、油藏饱和压力分析油气藏形成期。近10年来成藏期分析是在构造发展史、埋藏史、热演化史、沉积成岩史 4个方面地质历史分析基础上，更多地依靠成藏化石记录的地球化学和岩石学分析结果，获得成藏期定量数据。评述了成藏期定量分析的理论与方法：包括储层成岩作用与烃类流体充注序次、自生矿物同位素地质年代学、流体包裹体、储层磁性矿物古地磁学、生烃期精确分析等，并讨论了它们在叠合盆地成藏年代学分析中实际应用及存在问题。     

鄂尔多斯盆地安塞地区长6段低孔渗储层动态评价

油气充注后,由于机械压实、胶结交代作用导致储层物性变差,因此,低孔渗储层现今的储层特征并不能反映成藏期的储层特征。而常规储层评价主要以现今静态评价为主,并未考虑到成藏后储层的演化过程及成藏条件,因此不能很好地解释储层的含油气性。鉴于此,本文提出了适用于油气勘探阶段的低孔渗储层动态评价的新思路,在成藏期储层物性恢复的基础上,将储层临界物性作为划分油气充注有效储层和无效储层的界限,把储层划分为有效储层与无效储层：无效储层无论大多的充注动力,油气也不能充注,有效储层的含油气性还受控于充注动力。临界成藏解释图版定量地反映了储层物性与临界注入压力之间的耦合关系。根据成藏动力学平衡原理,本文利用临界成藏解释图版很好地解释了安塞地区长6段储层的含油性。该储层动态评价方法对指导致密油储层勘探具有重要意义。     

西湖凹陷中央构造带中南部油气成藏条件、特征及富集规律

基于大量钻测资料、油气地球化学特征和流体包裹体测试分析,从烃源岩、储集层、盖层、圈闭等成藏要素及其时空匹配等对西湖凹陷中央构造带中南部纵向地层油气成藏条件、特征及富集规律进行了研究。源岩方面,平湖组煤系源岩为主要烃源岩,还原-弱还原和水动力较弱的沉积环境使源岩有机质得到很好保存;储集层方面,常规油气藏储层物性好,主要孔隙类型为原生孔和次生孔,下部低渗近致密-致密砂岩气藏物性较差,局部发育的"甜点"是有利储集体;盖层方面,花上段发育的区域盖层对花港组油气起到了较好的封闭,花下段和平湖组近致密-致密砂岩气除了常规泥岩盖层封闭外,还有致密砂岩物性封闭、气毛细管封闭和超压增压封闭;圈闭方面,花上段油气聚集在挤压反转型背斜圈闭中,而花下段、平湖组油气则聚集在非常规岩性圈闭或与构造叠加的复合圈闭中;成藏要素匹配方面,两者油气充注期与生储盖等成藏条件及其时空上都表现出有利匹配。两类油气藏的富集规律存在差异,断裂输导体系、圈闭条件和保存条件控制着花上段常规油气富集,源岩有机质丰度和物性控制平湖组近致密-致密砂岩油气富集,构造反转和断裂可能也对致密气也存在一定控制作用。     

中国海相油气多期充注与成藏聚集模式研究——以塔里木盆地轮古东地区为例

中国海相盆地经历了早古生代末(加里东期)、晚古生代-早中生代(海西期)和晚新生代(喜山期)三期重大构造变动,深刻影响了海相油气生成、运移与聚集,使得油气分布规律变得非常复杂。中国海相盆地一般发育多套烃源岩,由于它们发育的时代和位置多不相同,生、排烃时间往往不同步,存在多源多期充注的特点。因此,多期油气成藏是海相盆地的一个重要特点。多期成藏是在多期构造运动的影响下,多套烃源层多期成熟排烃的结果。塔里木盆地塔北隆起轮古东地区是一个典型的多期充注型油气藏,目前已确定的主要成藏期包括晚加里东期、晚海西期和晚喜马拉雅期三期。轮古东碳酸盐岩非均质储层形成的缝洞圈闭体系,形成早,后期构造作用使圈闭没有发生大的变化,因此保留了这三期充注的油气;油气地球化学分析资料进一步证实了这三次油气充注成藏过程。通过地质分析,再现了油气充注成藏过程,建立了海相油气多期充注与成藏聚集模式。     

渤海湾盆地东濮凹陷不同区带油气成藏期差异性及主控因素

东濮凹陷是渤海湾盆地典型富油气凹陷,利用烃源岩生排烃史模拟和储层流体包裹体分析,对凹陷内不同区带、不同层系油气藏的形成时期及差异性进行了系统研究。结果表明,研究区存在两期成藏:第一期为古近纪东营组沉积后期至抬升初期,第二期为新近纪明化镇组沉积末期,其中第一期为主成藏期。不同区带、不同层系油气充注成藏时期存在明显差异:第一期成藏范围广泛,在全区均有分布,第二期成藏则主要分布于近生烃凹陷区;中浅部层系多为第一期单期成藏,深部层系多为两期成藏,第二成藏期主要分布于深部主力生烃层系中。不同区带及不同层系成藏的差异性主要受控于烃源岩主生排烃期断层活动性和高成熟烃源岩的分布。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长6油藏成藏条件和充注模式

姬塬地区长6油层在区域上含油性差异大,西部和东部发育大规模岩性油藏,中部出水井较多。通过对三个地区的烃源岩、储层特征、输导体系、遮挡条件、成藏动力、成藏期次和充注程度研究,明确了成藏条件和成藏机理的差异性。西部烃源岩生烃强度大,裂缝网络发育,过剩压力大,充注程度高,成藏条件优越;东部烃源岩厚度薄,但裂缝发育,储层物性好,源储压差大,石油侧向运移,充注程度较高,成藏条件较好;中部烃源岩厚度薄,裂缝不发育,遮挡条件差,过剩压力低,充注程度低,成藏条件差。成藏条件和成藏机理的差异导致充注模式不同,西部为饱和充注型,东部为欠饱和充注型,中部为欠充注型。研究成果为姬塬地区长6油层石油勘探开发提供指导依据。     

苏里格气田西区北部上古生界气藏充注动力与含气性研究

通过苏里格气田西区北部苏48井-苏143井剖面的地质研究,分析上古生界气藏的成藏机制,结果表明,其成藏期充注动力的原因是生烃增压,下部山1段主要烃源层段因生烃产生的充注动力大小约为18 MPa,上部盒8段主要储层发育段充注动力约为9~15 MPa。在区域整体下生上储的源储配置格局下,烃源岩层的过剩压力最大,充注动力由下至上逐渐减少,表明充注动力随油气运移距离的增大而消耗降低。盒8段充注动力-物性-含气性比较说明,成藏期充注动力越大,气藏的含气性越好。     

鄂尔多斯盆地延长组超低渗透油藏形成过程分析--以古峰庄-麻黄山地区为例

鄂尔多斯盆地古峰庄-麻黄山地区长6、长8超低渗透油藏具有典型性和代表性。通过流体包裹体均一温度与沉积埋藏史-热史综合分析表明,古峰庄-麻黄山地区长6、长8油藏为一期成藏,成藏时间为早白垩世。成藏过程中,长7油源成藏早期向长8单向充注,成藏中期向长6、长8双向充注,成藏后期则向长6单向充注。成藏过程的这种动态变化主要由源储距离及其垂向组合关系、油源岩生烃高峰、储层边致密边成藏等成藏要素联合作用控制。     

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。     

The origin and accumulation model of crude oils from oil reservoirs Chang 9 and Chang 10 in the Yanchang Formation of the Ordos Basin

In the lower parts of oil reservoirs Chang 9 and Chang 10 of the Yanchang Formation are oil-bearing layers newly found in oil exploration in the Ordos Basin.Based on GC,GC-MS analyses of saturated hydrocarbons from crude oils and source rocks,reservoir fluid inclusions and BasinMod,the origin of crude oils,accumulation period and accumulation models are discussed in combination with other petroleum geology data in this paper.The result shows that(1) there are two different types of crude oils in oil reservoir Chang 9 in the Longdong and Jiyuan regions:crude oils of typeⅠ(Well D86,Well A44,Well A75,Well B227,Well X62 and Well Z150) are mainly de-rived from the Chang 7 source rocks(including mudstones and shales) and distributed in the Jiyuan and Longdong regions;those of typeⅡ(Well Z14 and Well Y427),are distributed in the Longdong region,which are derived from the Chang 9 source rocks.Crude oils from oil reservoir Chang 10 in the Shanbei region are mainly derived from the Chang-9 source rocks;(2) there are two phases of hydrocarbon filling in oil reservoir Chang 9 in the Jiyuan and Longdong regions and oil reservoir Chang 10 in the Shanbei region:The first phase started at the early stage of J2z.The process of hydrocarbon filling was discontinuous in the Late Jurassic,because of the tectonic-thermal event in the Ordos Basin.The second phase was the main accumulation period,and hydrocarbons began to accumulate from the late stage of J2a to the middle-late of K1,mainly at the middle-late stage of K1;(3) there exist two types of accu-mulation models in oil reservoirs Chang 9 and Chang 10 of the Yanchang Formation:source rocks of the reservoirs in oil reservoir Chang 9 in the Jiyuan region and oil reservoir Chang 10 in the Shanbei region,the mixed type of reservoirs on the lateral side of source rocks and source rocks of the reservoirs in oil reservoir Chang 9 in the Long-dong region.     

鄂尔多斯盆地吴定地区延长组下部油气 成藏模式与主控因素

[摘 要] 在综合沉积相、油源对比、地层压力结构、包裹体均一温度等方面的基础上,对鄂尔多斯盆 地吴起-定边地区延长组下部油气成藏模式与主控因素进行了研究,认为研究区发育长7 和长9 两套烃 源岩,油源对比显示吴定地区长8、长9 油气主要来源于长7 烃源岩,长9 烃源岩次之;延长组长7 生烃 增压是石油向下运移的主要动力,平面上长7 及长8 过剩压力差低值背景下的高值区是油气聚集的主 要场所;延长组下部以三角洲前缘水下分流河道和河口坝为主,能够形成孔渗条件较好的储集空间;且 长8、长9 油藏具有“幕式充注、连续成藏冶的特征,两者同属于源下成藏组合;综合分析认为上三叠统油 藏分布主要受“近源、低压、优相冶三大因素的控制。     

克拉通盆地构造转折区中-新生界构造特征及其控藏意义——以鄂尔多斯盆地西南部镇泾地区延长组为例

基于三维地震、测井、岩矿测试等资料，分析了镇泾地区中生界断裂体系特征与成因，结合源岩热演化与储层物性反演结果，恢复了长8段油气成藏的动态演化过程，探讨了中生代以来构造活动对长8段油气成藏的影响作用。研究认为鄂尔多斯盆地内部镇泾构造转折区构造变形受盆地边缘影响明显，发育复杂断裂体系，构造特征及演化对油气藏的形成与分布有重要控制作用。结果表明：（1）中生界北西向、北东东向、近东西向3组断裂发育，平面上呈雁列式带状展布，剖面上为高陡产状且小断距错动。印支期北西向主断裂走滑明显，中、晚燕山期北东向断裂活动加强，喜山期北东东向次级断裂密度增大，并派生大量剪切裂隙。（2）长8段油藏经历了晚三叠世储集层、烃源岩层初始沉积形成，早白垩世初期少量低熟油近源充注形成岩性油藏，早白垩世末成熟油快速输导形成受断层及裂缝控制的构造-岩性油气藏，晚白垩世以来早期油藏调整等4个阶段。（3）印支运动控制了烃源岩及储层展布范围，I类北西向走滑断裂控制了镇泾地区中生界构造格局；中、晚燕山运动加速烃源岩热演化进程，并改善储层物性，II类断裂活动，为烃类输导提供垂向通道；喜山运动使先存中生界断裂活动，控制油气调整范围及油藏差异富集；其中北东东向II类张性或张扭性断裂导流性能好，是最为有效的富油断层。     

Characteristics and Origin of Tight Oil Accumulations in the Upper Triassic Yanchang Formation of the Ordos Basin, North-Central China

The Upper Triassic oil accumulations in the Ordos Basin is the most successful tight oil play in China,with average porosity values of less than 10% and permeability values below 1.0 mD.This study investigated the geological characteristics and origin of the tight oil accumulations in the Chang 6 member of the Upper Triassic Yanchang Formation in the Shanbei area based on over 50,000 petrological,source-rock analysis,well logging and production data.The tight oil accumulation of the Chang 6 member is distributed continuously in the basin slope and the centre of the basin.The oilwater relationships are complex.Laumontite dissolution pores are the most important storage spaces,constituting 30%-60% of total porosity and showing a strong positive relationship with oil production.The pore-throat diameter is less than 1 μm,and the calculated critical height of the oil column is much larger than the tight sand thickness,suggesting that the buoyancy was probably of limited importance for oil migration.The pressure difference between the source rocks and sandstone reservoirs is inferred to have provided driving force for hydrocarbon migration.Two factors of source-reservoir configuration and laumontite dissolution contributed to the formation of the Chang 6 tight oil accumulations.Intense hydrocarbon generation and continuous sand bodies close to the hydrocarbon kitchen are the foundation for the large-scale oil distribution.Dissolution of feldspar-laumontite during the process of organic matter evolution generated abundant secondary pores and improved the reservoir quality.     

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。     

珠江口盆地白云凹陷地温场特征及烃源岩热演化

通过对珠江口盆地白云凹陷108口钻井的地温数据(BHT、MDT、DST)进行校正、分析,以点到面重构白云凹陷的现今地温场,再结合地质与地球化学资料,正演恢复白云凹陷烃源岩的热演化史及生烃史.研究结果显示:(1)白云凹陷具有变地温场,地温梯度分布在35～60℃/km之间,呈现出南高北低的分布特征.(2)受控于白云凹陷变地...     

鄂尔多斯盆地陇东地区延长组低渗透砂岩油藏成藏机理与成藏模式

低渗透油藏在国内外分布十分广泛,逐渐成为未来石油勘探开发的重要接替领域。与常规油藏不同,低渗透砂岩油藏具有以下特征：(1)含油饱和度低,与储层物性关系复杂;(2)油水关系复杂,无明显的油水界面;(3)大面积广泛分布,受构造高低控制不明显;(4)距离源岩越远,石油富集程度越差。陇东地区延长组低渗透砂岩油藏的成藏机理研究表明：低渗透砂岩储层排替压力较大,浮力很难驱动石油发生明显的运移,石油在优质烃源岩生烃作用产生的剩余压力驱动下,向上、向下连续充注进入邻近砂体,近源聚集,形成原生油藏;裂缝发育条件下,已聚集石油可在浮力驱动下沿裂缝进行垂向、侧向运移调整,远源成藏,形成次生油藏。综合石油成藏期次、裂缝特征及形成时间、储层孔隙演化史以及成藏动力演化等特征,建立了陇东地区延长组油藏的成藏模式：早期低熟油小规模充注模式、中期成熟油大规模充注成藏模式、晚期构造抬升调整成藏模式。其主要控制因素为源储大面积广泛接触奠定了低渗透砂岩储层石油富集的基础,优质烃源岩生排烃范围控制了原生油藏分布范围,裂缝发育特征控制了次生油藏分布部位。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长4+5低渗透储层成因

碎屑岩储层成岩作用复杂而强烈,对储层物性有着重要影响。应用岩相学研究方法,在对鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长4+5低渗砂岩储层成岩作用及其对物性影响定量研究基础上,探讨了低渗储层成因机理。成岩作用和孔隙演化研究表明,压实作用虽然造成12%～20%的孔隙度损失,但是压实后剩余孔隙度仍高达15%～23%,早期胶结作用使孔隙度损失很小,压实作用和早期胶结作用并没有使储层致密,不影响油气渗流。溶蚀作用进一步改善了储层,晚成岩阶段A期-B期形成的钠长石、亮晶方解石、白云石、自生高龄石和铁绿泥石等大量胶结物的晚期胶结作用使储层孔隙度仅有4%～6%,储层因此而致密,由此影响油气渗流。晚期裂隙作用对储层孔隙度贡献为6%～8%,改善了储层物性而使其成为有效储层。盆地演化及与之对应的成岩事件研究认为,印支运动前,姬塬地区长4+5储层处于浅埋藏阶段,经历压实作用和早期胶结作用,早-中侏罗世长 7烃源岩进入未成熟-低熟阶段,形成富含有机酸流体进入储层而发生溶蚀作用,早白垩世中-晚期进入深埋藏成岩阶段,晚期胶结物大量形成而使储层致密。生烃增压作用导致的裂隙以及晚白垩世以来的构造运动形成的裂缝对研究区长4+5有效储层形成具有非常重要意义,同时对低渗油气藏勘探也具有指导意义。