大型凹陷向斜区油气倒灌式成藏——以松辽盆地三肇凹陷扶杨油层为例

三肇凹陷扶杨油层为典型大型凹陷向斜区油气倒灌式成藏,利用300条地震剖面、825口井曲线、11口井岩芯和探评井试油资料对扶杨油层断层特征及运动期次、油气下排深度、储层沉积特征等油气成藏主控因素综合研究表明：T2断层受控于基底断层、下部火山口、斜向拉张和伸展量差异四种因素具有平面密集成带、剖面“似花状”组合特征,且油气成藏期活动的油源断层多数为断层密集带边界断层;理论计算超压驱动油气下排深度和实际油底包络面统计扶杨油层含油厚度约为200m;重矿物分析扶杨油层主要受北部拜泉—青冈和西南保康物源影响,两物源在徐家围子地区交汇后向东流出;沉积微相揭示扶杨油层发育向上逐渐退积的河控浅水三角洲沉积体系,顶部为三角洲前缘亚相,中—下部为三角洲分流平原亚相,其中扶Ⅰ7—扶Ⅱ1小层为水退最大期,是油气富集主要层位。明水组末期青山口组源岩达到生油高峰,油气在超压作用下沿开启的断层密集带边界断层幕式下排后沿两侧上升盘河道砂体做短距离侧向运移,即断层密集带两侧地垒或断阶块为油气富集区,而断层密集带内多为地堑式组合,不利于油气聚集,在成藏模式指导下刻画出47个油气富集目标区,为松辽盆地北部扶杨油层下一步的勘探与开发指明了方向。     

王府凹陷扶余油层的高分辨率层序地层及沉积特征研究

王府凹陷扶余油层河道砂体发育,地层等时划分对比存在较大难度。以高分辨率层序地层学原理为指导,依据岩心、录井和测井等资料对王府凹陷扶余油层各级次基准面旋回进行划分、对比和沉积特征分析,将其划分为2个中期（MSC1、MSC2）、6个短期（SSC1~SSC6）和17个超短期基准面旋回（FIII5~FI1）,并建立层序地层对比...     

三肇凹陷葡萄花油层高分辨率层序地层划分及沉积特征研究

应用高分辨率层序地层学理论,通过对各级基准面旋回的沉积动力学分析,依据１０口井岩心和１２５６口井测井资料,把松辽盆地三肇凹陷葡萄花油层划分为１个长期基准面旋回、２个中期基准面旋回、１２个短期基准面旋回,提出了葡萄花油层南部为同沉积构造抬升控制的中部缺失而非底部缺失的层序地层新格架。通过对短期基准面旋回内储层沉积特征、单砂体展布规律的研究,认为葡萄花油层主要储层水下河道砂体比原认识更连续,且延伸较远, 分流平原、内前缘相带南移达３６ｋｍ,这对深入认识该区油藏类型、聚油规律、特别是高含水期剩余油挖潜具有重要意义,对指导整个松辽盆地北部岩性油气藏勘探与开发具有重大影响。     

松辽北部三肇地区泉四段高分辨率层序学研究

三肇凹陷扶余油层是松辽北部重点的油气勘探领域之一,主要为一套河流-浅水三角洲沉积,由于河道砂体单层厚度薄、侧向变化快,因此急需对该区开展精细的沉积微相研究,以指导后期地层-岩性油气藏勘探。以肇35区块为例,运用高分辨率层序地层学原理,结合岩心、录井、测井资料,识别层序界面特征,建立层序地层格架,并以短期基准面旋回为制图单元,编制高分辨率层序地层格架内的沉积微相展布图,阐明了其演化规律并建立沉积模式。研究表明：泉四段整体为一长期上升半旋回,内部分出7个短期基准面旋回(SSC1-SSC7),主要发育三角洲平原、前缘2种亚相,进一步分为(水下)分流河道、(水下)决口扇、天然堤等多种微相。7个短期旋回中,SSC1至SSC2基准面缓慢上升,发育上升为主的不完全对称旋回;SSC3至SSC4基准面迅速上升,发育对称旋回和上升为主的不完全对称旋回;SSC5至SSC7基准面上升至最高,发育上升为主的不完全对称旋回。沉积相展布受基准面升降变化控制明显,泉四段自下而上经历了三角洲平原-平原、前缘过渡-三角洲前缘,局部浅湖的演化过程,整体为一次水体由浅变深的湖侵过程。     

三肇凹陷扶杨油层油气“倒灌”运聚成藏规律研究

松辽盆地三肇凹陷扶杨油层有着丰富的油气资源,但由于油“倒灌”运聚成藏的复杂性,使得如何进一步扩大储量区和已探明区块如何开发成为困扰勘探家的两大难题。扶杨油层油成藏的特殊性体现在两个方面:一是断层密度大、规模小且密集成带;二是三肇凹陷扶杨油层处于物源交汇区,主要的储集体河道砂展布规律难以预测。本研究在系统油源对比的基础上,以断裂形成演化为核心,标定油源断层,分析断裂与砂体的配置关系及其控油规律,建立了成藏模式。油源对比表明,三肇凹陷扶杨油层油主要来自青山口组烃源岩,成藏关键时刻为明水组沉积末期,因此断陷期形成坳陷期和反转期活动的断层以及坳陷期形成反转期活动的断层为主要的油源断层,油在超压作用下沿着油源断层“倒灌”运移,下排的深度一般为200 m,因此只有扶杨油层的顶部才是有利的目的层。扶杨油层断裂具有密集成带的特征,油源断层多为断裂密集带的边界断层,是主要的控藏断裂。油沿油源断层“倒灌”运移动力条件、断裂多期变形机制以及反转期青山口组泥岩水平拆离作用形成的水平裂缝的输导作用决定油主要富集在油源断层下盘河道砂中,在油源断层控制的地垒型断块中油最富集,断裂密集带处于构造低部位,不是主要的富集区。     

松辽盆地双城区块扶余油层高分辨率层序格架下沉积相及砂体发育特征

随着致密砂岩岩性油气藏勘探开发程度的深入,拗陷型湖盆河流—浅水三角洲储集层已经成为勘探开发重点。以松辽盆地北部双城区块扶余油层为研究对象,运用岩心、测井、录井以及地震资料,系统地开展高分辨率层序地层研究,识别出多级次基准面旋回界面,将双城区块扶余油层划分为2个长期基准面旋回和7个中期基准面旋回。在此基础之上,深入分析高分辨率层序地层格架下的河流—浅水三角洲沉积相及储集层砂体发育特征。研究表明:受长期基准面下降—上升的变化控制,垂向上,从MSC1到MSC7沉积充填响应呈现三角洲平原沉积—曲流河沉积—三角洲平原沉积—三角洲前缘沉积的特点,其岩性、沉积构造、旋回期次以及规模也随之具有明显变化;主要储集层砂体类型依次为分流河道、曲流河道、分流河道和水下分流河道,平面上的砂体呈条带状分布,顺物源方向由西南向东北砂地比逐渐变小,MSC4-MSC5时期砂体最为发育,储集层质量最好;在构造稳定拗陷湖盆背景下,湖平面升降是储集层砂体发育特征的主要控制因素。     

松辽盆地双城区块扶余油层高分辨率层序格架下沉积相及砂体发育特征*

随着致密砂岩岩性油气藏勘探开发程度的深入,拗陷型湖盆河流—浅水三角洲储集层已经成为勘探开发重点。以松辽盆地北部双城区块扶余油层为研究对象,运用岩心、测井、录井以及地震资料,系统地开展高分辨率层序地层研究,识别出多级次基准面旋回界面,将双城区块扶余油层划分为2个长期基准面旋回和7个中期基准面旋回。在此基础之上,深入分析高分辨率层序地层格架下的河流—浅水三角洲沉积相及储集层砂体发育特征。研究表明: 受长期基准面下降—上升的变化控制,垂向上,从MSC1到MSC7沉积充填响应呈现三角洲平原沉积—曲流河沉积—三角洲平原沉积—三角洲前缘沉积的特点,其岩性、沉积构造、旋回期次以及规模也随之具有明显变化;主要储集层砂体类型依次为分流河道、曲流河道、分流河道和水下分流河道,平面上的砂体呈条带状分布,顺物源方向由西南向东北砂地比逐渐变小,MSC4-MSC5时期砂体最为发育,储集层质量最好;在构造稳定拗陷湖盆背景下,湖平面升降是储集层砂体发育特征的主要控制因素。     

松辽盆地扶新隆起带南部扶余油层油气运移机制与成藏模式研究

应用流体包裹体均一温度、埋藏史、古构造演化及构造运动时期等资料,确定扶新隆起带南部扶余油层成藏期主要为嫩江组沉积末期和明水组沉积末期。成藏期,源内区域油以垂向"倒灌"运移为主,青一段超压是油气向下"倒灌"运移的动力,油源断裂是油气向下"倒灌"运移的输导通道;源边、源外区域油以"复式"运移为主,源内区域生成的大量油首先沿油源断裂垂向运移至源内区域的储集层内,再通过一定的优势输导通道长距离侧向运移至源边或源外区域的有效圈闭内成藏。在此基础上,提出扶新隆起带扶余油层不同区域的3类成藏模式,即:源内"先直排倒灌,后短距离侧向分配",源边"斜坡带断层遮挡"及源外"复式聚集,长距离侧向运移"的成藏模式,为扶新隆起带南部扶余油层油气富集区优选提供了重要的地质依据。     

基于高分辨率层序地层学的大庆长垣南部浅层气分布特征研究

松辽盆地大庆长垣南部黑帝庙油层具有良好的浅层气开发潜力。应用高分辨率层序地层学原理,通过对各级基准面旋回结构、叠加样式的沉积动力学分析,利用1164口测井曲线和6口井岩芯资料,把松辽盆地大庆长垣南部黑帝庙油层划分为1个长期基准面旋回、4个中期基准面旋回、25个短期基准面旋回,提出了研究区北部为后期构造抬升而缺失的层序地层新格架。短期基准面旋回内储层沉积特征及单砂体展布规律研究表明:黑帝庙油层为松辽盆地北部物源控制的湖盆逐渐萎缩背景下形成的河控缓坡三角洲前缘亚相沉积体系,微相类型以水下分流河道、河口坝和远砂坝为主。依据区域性湖侵成因的9套暗色泥岩盖层把黑帝庙油层垂向上划分为9套储盖组合;生储盖组合特征及动态资料综合分析表明浅层气主要分布于长期旋回下降早期的中期旋回下降晚期或上升早期储层砂体中;单砂体展布规律与气源断层和构造的合理匹配是浅层气富集的主控因素,气藏类型主要为构造—岩性、断层—岩性圈闭,在以上研究的基础上应用气水解释模板在全区预测地质储量,其研究对指导整个松辽盆地北部浅层气勘探与开发具有重要理论意义和实际应用价值。     

松辽盆地长垣以西高台子油层沉积特征与油气分布规律

应用高分辨率层序地层学理论,通过对各级基准面旋回的沉积动力学分析,依据25口井岩芯和596口井测井、录井及分析化验资料,把松辽盆地长垣以西地区高台子油层划分为1个长期基准面旋回、5个中期基准面旋回、13个短期基准面旋回,提出了高台子油层北、西部为同沉积构造抬升控制的顶部缺失的层序地层新格架.对储层沉积特征进行精细研究,...     

松辽盆地北部双城地区扶余油层层序地层格架与沉积体系展布

通过多口岩心精细观察,结合135口探井资料分析,识别出各种沉积微相标志,确定了松辽盆地北部双城地区扶余油层主要为曲流河-浅水三角洲沉积体系,进一步划分为5种亚相、11种微相。以高分辨率层序地层学理论为指导,通过岩-电结合、井-震结合等技术手段,识别层序界面,将其详细划分为2个长期基准面半旋回、7个中期基准面旋回,建立等时层序地层格架。以中期基准面旋回为编图单元,结合地震属性综合分析,编制了不同时期岩相古地理图,分析其演化规律,建立沉积模式,研究表明：研究区扶余油层主要经历了2个大的演化阶段：Q3-sq1-Q4-sq1时期,由浅水三角洲平原沉积逐渐向曲流河沉积转换;Q4-sq2-Q4-sq3时期,由曲流河沉积向浅水三角洲平原、前缘沉积转换,反映水体先变浅又逐渐变深的一次湖退－湖侵沉积过程,为近期油气勘探提供重要的指导意义。     

高分辨率层序地层学在储层宏观非均质性研究中的应用——以松辽盆地朝阳沟油田朝1—朝气3区块扶余油层为例

运用高分辨率层序地层学原理和方法,在朝阳沟油田朝1—朝气3区块扶余油层识别出41个短期、7个中期基准面旋回及2个长期基准面半旋回。通过不同级次基准面旋回成因的沉积动力学分析和表征储层宏观非均质性的各项岩心化验、统计学数据定量分析,指出随着长期基准面的上升,各短期基准面旋回层内非均质性变强、各中期基准面旋回层间非均质性变弱、各短期基准面旋回平面非均质变强;随着长期基准面的下降,各变化趋势正好相反。指出基准面旋回及其伴随的可容纳空间变化所引起的沉积环境的变化是储层宏观非均质特征差异的决定因素。     

川西新场气田蓬莱镇组陆相地层高分辨率层序地层学研究

利用钻井岩芯、测井和地震资料 ,运用高分辨率层序地层学理论及方法 ,对新场地区蓬莱镇组进行不同级次的基准面旋回层序划分 ,识别出 45～ 47个短期、5个中期、2个长期基准面旋回层序 ,并对不同级次的基准面旋回层序的结构类型、叠加样式和平面分布模式进行了较为深入的讨论。在单井分析的基础上 ,以二分时间单元分界线为优选等时对比标志对不同级次的基准面旋回进行了较高精度的等时对比 ,所对比的等时成因地层单元的最高精度可达到相当准层序组 (十万年级 )的短期基准面旋回。建立了新场地区蓬莱镇组高分辨率层序地层格架 ,成功地将单井一维信息转化为气田范围内的三维地层关系信息。并分析了短期基准面旋回过程中可容纳空间 (A)与沉积物补给通量 (S)的比值 (A/S)变化对储集砂体的作用 .文中还利用沉积动力学的地层响应过程特征分析 ,重点讨论了中、短期基准面旋回过程中有利储集砂体的沉积相序列、组合特征、产状类型、控制因素及其与物性的关系。指出发育于长期基准面缓慢上升或下降过程中的三角洲沉积体系 ,为形成储集砂体的必备背景条件 ,而控制沉积体系中储层时空展布和演化规律的因素则主要为中期基准面旋回。在层序地层格架中 ,中期基准面旋回层序界面两侧的储层其储集性最好。以此为依据 ,提     

储层致密化与油气充注的关系:以三肇凹陷白垩系扶余油层为例

为了明确松辽盆地三肇凹陷扶余油层储层致密化与油气充注相关性,利用微米CT、流体包裹体显微分析、盆地模拟等方法,研究了该储层微观孔喉特征,且定量分析了其成藏期。根据储层孔隙演化信息分析了研究区储层致密化过程和油气成藏的关系。结果发现:三肇凹陷扶余致密储层岩石类型以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主,孔喉特征表现为窄喉道、宽孔隙、孔喉配置差、微细喉道总体积大等特征。压实作用和胶结作用为储层致密化重要成因,储层致密时间应该在嫩江组末之前。流体包裹体分析结果表明三肇凹陷扶余储层油充注分为早期和晚期,相应的充注时间分别距今77~74 Ma、67~65 Ma,分别对应于嫩江组沉积期和明水组沉积末期。综合对比扶余油层油气成藏历史和储层孔隙演化特征,认为原油充注发生储层致密化之后,即先致密后成藏。     

松辽盆地南部海坨子地区超低渗透储层特征与形成因素

通过详细的岩心观察和描述,同时结合铸体薄片、扫描电镜、X-射线衍射、压汞、核磁共振以及物性等资料的研究,认为海坨子地区扶余油层为末端扇中部亚相沉积,储层岩石类型主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,孔喉结构为小孔隙、细喉或微细喉型,束缚水饱和度高,渗流能力差,属于超低渗透储层。沉积作用和成岩作用是扶余油层超低渗透储层形成的关键。末端扇沉积控制了扶余油层原始沉积物的粒度、碎屑成分以及填隙物成分和含量,使得储层初始孔渗性较差,同时强烈的机械压实作用导致扶余油层原生粒间孔隙体积直线下降,而胶结作用,尤其碳酸盐连晶状基底胶结几乎完全封堵了孔喉,喉道内伊利石等粘土矿物的搭桥生长,也使孔喉变得越来越曲折、狭窄,储层渗流能力因此遭受严重破坏。此外,末端扇储层中大量非渗透性隔夹层导致的强非均质性也是超低渗透储层形成的一个因素。溶蚀作用对扶余油层渗透性的改善有限,但成岩微裂缝和构造裂缝的发育对海坨子地区超低渗透油藏的开发起着至关重要的作用。     

松辽盆地北部他拉哈-齐家地区姚一段沉积与成藏特征再认识

综合20口井岩心和496口井测井、录井及分析化验资料,对松辽盆地他拉哈-齐家地区姚一段葡萄花油层进行高分辨率层序地层研究,提出葡萄花油层北、西部为同沉积构造抬升控制的底部缺失的层序地层新格架。研究区最有利相带砂体为窄而细的末梢河道砂、薄层河口坝及席状砂体,而研究区北半部大量宽泛的厚层优质河道砂却不含油,为大面积含水区。研究总结发现,砂体发育与岩性油气藏分布均受控于一挠曲坡折带,坡折带以内为低水位体系域沉积质量中心,砂岩厚薄相间,可形成地层超覆圈闭;坡折带之下为3个层序低水位和水进体系域三角洲前缘砂体叠合区,发育的砂岩较薄且连通性差,是多层位岩性圈闭和上倾尖灭型圈闭发育区;坡折带之上以水进体系域平原相及前缘相的大量厚层河道砂体为主,但因连通性好,油气易散失,不易形成岩性圈闭,而成为大范围的含水区。坡折带"控层""控相""控砂""控藏"的理论在本研究区又一次得到极好的应用与验证。     

松辽盆地南部扶余油层砂岩成岩作用研究——以扶余油田和新立油田为例

对松辽盆地南部扶余油田和新立油田扶余油层砂岩岩石学特征和各成岩作用类型进行了细致分析,研究表明,扶余油田和新立油田的扶余油层主要类型分别为长石砂岩和长石岩屑砂岩,并经历了中等压实作用、自生石英胶结作用、自生粘土矿物胶结作用、碳酸盐胶结作用、交代和溶解作用等,达到晚成岩阶段A2亚期。该油层砂岩中碳酸盐胶结物主要为成岩早期的产物,当碳酸盐胶结物含量大于8%时,直接影响岩石的机械压实作用和油层的孔隙度。扶余油田扶余油层砂岩中长石含量相比新立油田高,可能导致该地区扶余油层砂岩的交代和溶解作用相对发育,从而抑制其内石英颗粒的次生加大,并形成高含量的自生高岭石,及因长石溶解所至的两个自生高岭石峰值特征等。