中国深层和超深层碳酸盐岩油气藏形成分布的基本特征与动力机制及发展方向

随着油气资源对外依赖度加大,中国的油气勘探已经拓展到深层和超深层领域,并相继在中西部盆地发现了塔河、普光、安岳、靖边、顺北等一批大型油气田,展示出广阔的勘探前景。中国已探明的深层和超深层碳酸盐岩油气藏特征与全球的有很大差异,经典的油气地质理论指导这类油气田勘探遇到了前所未有的重大挑战,需要完善和发展。通过调研和比较全球已探明的碳酸盐岩和砂岩油气藏地质特征,发现它们的油气来源条件、油气藏形成条件、成藏动力、演化过程特征等类同;同时,发现碳酸盐岩和砂岩油气藏的矿物组成、孔隙度和渗透率随埋深变化特征、孔渗结构特征、储层物性下限、油气藏类型等有着很大不同。中国深层和超深层碳酸盐岩油气藏与全球的相比较具有五方面差异:地层年代更老、埋藏深度更大、白云岩储层比率更大、天然气资源比率更高、储层孔渗关系更乱。中国已经发现的深层碳酸盐岩油气藏成因类型可以归为五种:沉积型高孔高渗油气藏、压实成岩型低孔低渗油气藏、结晶成岩型低孔低渗油气藏、流体改造型高孔低渗油气藏、应力改造型低孔高渗油气藏;它们形成的动力学机制分别与地层沉积和浮力主导的油气运移作用、地层压实和非浮力主导的油气运移作用、成岩结晶和非浮力主导的油气运移作用、流体改造介质和浮力主导的油气运移作用、应力改造和浮力主导的油气运移作用等密切相关。中国深层和超深层碳酸盐岩油气藏勘探发展的有利领域和油气藏类型主要有三个:一是低热流盆地浮力成藏下限之上自由动力场形成的高孔高渗常规油气藏;二是构造变动频繁的叠合盆地内外应力和内部流体活动改造而形成的缝洞复合型油气藏;三是构造稳定盆地内局限动力场形成的广泛致密连续型非常规油气藏。改造类非常规致密碳酸盐岩油气藏是中国含油气盆地深层和超深层油气资源的主要类型:它们叠加了早期形成的常规油气藏特征,又具有自身广泛连续分布的非常规特征,还经受了后期构造变动的改造;复杂的分布特征,致密的介质条件和高温高压环境使得这类油气资源勘探开发难度大、成本高。      

多旋回盆地叠合-复合控藏在常规非常规天然气勘探中的实践

四川盆地是我国典型的多旋回盆地,更是最重要的天然气基地,发现了大量的常规、致密砂岩、页岩气田。具有海相、海陆过渡相、陆相垂向叠加与平面分区明显、纵向多期构造运动叠加改造的特点,形成了全盆地、全层系含气。本文以普光气田、涪陵页岩气田和中江致密砂岩气为实例,阐述了叠合-复合控藏的概念,即叠合盆地油气成藏和富集的各种要素均受相互关联的多种因素的控制,不同要素间既有时间上的累加和空间上的叠置,也有横向上地质体因某种原因而结合在一起,比如构造与岩性体、构造与地层等。叠合控制油气的形成与演化,复合控制油气的富集与定位,进一步论述明确多旋回盆地叠合-复合控藏研究内容对油气勘探研究与实践具有重要的指导意义。通过对四川盆地典型大型气田实例剖析,表明四川盆地大型气田均是受多旋回盆地叠合-复合控藏的结果,即叠合控制油气的形成与演化,复合控制油气的富集与定位。本文系统分析总结四川盆地大型气田油气形成、成藏与富集规律,结合四川盆地勘探开发现状,针对四川盆地多旋特征提出油气勘探三个方面的重点研究内容:(1)构造古地理研究,厘清构造格局、储层、烃源和圈闭空间的叠合、复合关系以及对油气形成的控制作用;(2)区域地质构造演化研究,明确不同期次构造叠合关系以及对成油、成气、油气富集的控制作用;(3)构造分级与控藏研究,精细构造分级明确不同级次构造对气水关系、富集、储层改造控制作用。     

中国西部叠合盆地油气藏形成、演化与分布预测

中国西部叠合盆地经历了多期构造变动和多旋回的油气成藏作用,研究叠合盆地油气藏的形成、演化和分布预测具有重要的意义。叠合盆地指不同时期形成的不同类型的沉积盆地或地层在同一地理位置上的叠加和复合,具有地层沉积不连续、地层构造不连续、地层应力应变作用不连续等三大标志性特征,依据构造剖面上地层年代的关联性,将叠合盆地分为五种类型,即连续沉积型叠合盆地、中晚期地层叠合盆地、早晚期地层叠合盆地、早中期地层叠合盆地、长期暴露型叠合盆地。叠合盆地普遍发育复杂油气藏,三种作用（剥蚀作用、断裂作用、褶皱作用）六种机制（渗漏、扩散、溢散、氧化、降解和裂解）形成复杂油气藏,依据成因特征分为五类,原成型油气藏,圈闭调整型油气藏,组分变异型油气藏,相态转换型油气藏,规模改造型油气藏。研究表明,复杂油气藏中天然气的地下产状特征和分布特征与地表产状特征和分布特征有很大差异。中国西部叠合盆地油气分布主要受烃源灶、古隆起、沉积相、断裂带、构造变动和区域盖层等六大因素的控制。其中烃源灶（S）、古隆起（M）、沉积相（D）和盖层（C）等四大要素控制着油气成藏的形成和分布,并建立了多要素匹配（T-CDMS）成藏模式,用以预测有利成藏领域。油气藏形成之后,多期的构造变动对早成的油气藏进行调整、改造和破坏,主要受构造变动强度、构造变动时间、构造变动次数、构造变动时盖层的封油气性能等四大要素控制,并以此建立了多期构造变动破坏油气藏后剩余潜力评价模型,利用这一模型可以预测出有利勘探区带并评价出有利勘探区带中的剩余资源潜力。油气藏经过改造,表现出晚期成藏效应,并受相势耦合作用的控制最后定位,利用晚期成藏效应和相势耦合理论可以预测有利勘探目标,并指出潜在有利勘探目标。     

源外斜坡区有利于油气运聚的断砂配置分布区预测方法

为了研究含油气盆地源外斜坡区油气分布规律,在源外斜坡区断砂配置运聚机制及有利分布区研究的基础上,通过砂体连通分布区和砂体所在地层顶面砂体输导油气汇聚区,确定油气成藏期砂体输导油气分布区;通过断裂填充物泥质含量与断裂侧向封闭所需的最小填充物泥质含量的相对大小,确定油气成藏期河道砂体上倾方向断裂侧向封闭部位,二者叠合建立了一套源外斜坡区有利于油气运聚的断砂配置分布区预测方法,并将其应用于渤海湾盆地歧口凹陷有利于油气运聚的扣村断裂与沙一下亚段砂体配置分布区的预测中。结果表明：有利于油气运聚的扣村断裂与沙一下亚段砂体配置分布区主要分布在其东部,有利于西北歧南次凹沙三段源岩生成油气在扣村断裂附近沙一下亚段内聚集成藏,与目前扣村断裂附近沙一下亚段已发现油气主要分布在其东部相吻合,表明该方法用于预测源外斜坡区有利于油气运聚的断砂配置分布区是可行的。     

用角点网格模型表达地质模型的剖析及在油气成藏过程模拟中的应用

在三维模型表达中,相对于PEBI、径向(Radial)网格而言,角点网格是目前油气田开发研究比较通用的一种三维模型。它在表达复杂断块、油藏非均质性上较为突出。在油气勘探研究中,一般使用常规的面模型来进行各种定量模拟评价,这对于精度要求越来越高的油气成藏过程定量模拟与分析而言,显得精度不够。因此,基于角点网格模型的油气成藏过程的算法研究和应用在勘探评价中显得尤为重要。探讨了角点网格模型的空间信息与属性信息的管理与表达优势,讨论了如何将传统的面模型模拟算法改进成新的角点模型,研究了相应的算法,分析了其中的主要难点及解决方案,其中包括多尺度空间加密、角点网格结构及表达模型的优势、各单元网格岩性属性提取与使用、烃源岩厚度分配、运移网格间的匹配关系等问题,从三维表达、五史(构造史、热史、生烃史、排烃史及运聚史)所遇到的主要问题及解决方案进行了剖析。     

渤海西部海域新生代构造与演化及对油气聚集的控制

渤海西部处于渤海湾盆地黄骅坳陷中北区,东与渤中坳陷衔接,周临多个新生代富(含)烃洼陷,该区具有较大的油气勘探潜力。本文利用区内现有的大量勘探资料对其基本构造特征、演化史及其对油气聚集的控制作用进行了详细的研究与探讨。认为研究区整体构造格架受近东西向、北东向、北西向3组基底断裂控制,近东西向和北西向断层控制古近纪断陷及区内整体构造格局,而北东向与北西向断层在新近纪发生较强烈的走滑活动; 研究区新生代经历了多阶段演化过程,同时又整体表现出具隆拗过渡、整体隆升的演化背景; 复杂多阶段的演化过程使得区内油气多层位复式成藏; 另外,新近纪晚期构造活跃使得区内油气多在新近系浅层晚期成藏,并沿北西向与北东向断层优势成藏展布。     

次生稠油油藏成藏模式研究—以鲁克沁构造带为例

鲁克沁构造带稠油油藏主要为次生油气藏,原油本身低熟,加之成藏过程中多种原因造成轻质组分逸散,进一步稠化而成。该构造带位于库木凸起前缘,长期处于有利的油气指向部位。台北凹陷二叠系桃东沟群湖相泥岩为长期稳定的油气来源。同时,该构造带断层和不整合面非常发育,为油气运移聚集提供了良好通道。通过对该构造带油气运聚规律的认真研究和总结,概括出次生稠油油藏的成藏模式,对吐哈油田下一步对浅层稀油、浅层气、深部气及深部凝析油的勘探具有重要意义。     

准噶尔盆地南缘深层侏罗系储层沥青成因及其对油气成藏的启示

准噶尔盆地南缘深层下组合(下白垩统吐谷鲁群泥岩之下的储盖组合)勘探潜力大,但勘探程度较低。独山子背斜位于四棵树凹陷的东部,在该背斜浅层的新近系沙湾组砂岩发现了准南最早的油田,而对其深层油气成藏的潜力尚有待研究。深探井独山1井钻探至上侏罗统齐古组(J₃q)储层,在6410～6418m上侏罗统齐古组岩心发现大量沥青沿着断裂面及其周围裂缝定向分布。通过有机地球化学分析,发现独山1井J₃q储层沥青抽提物的Pr/Ph值主要分布在0.12～3.48之间,δ¹³C值多数集中分布在-29.9‰～-25.3‰之间;部分沥青抽提物的γ-蜡烷谱峰明显且存在异构体;规则甾烷C₂₉明显占优势且重排甾烷丰富;烃类是侏罗系和下白垩统烃源岩产生原油的混合产物。通过储层沥青产状、R_b、拉曼光谱及烃类包裹体GOI指数、储层定量颗粒荧光等实验分析,发现独山1井深层下组合存在两期油气运移,但未形成规模油气聚集。四棵树凹陷侏罗系和下白垩统烃源岩在新近纪开始大量生烃,且构造圈闭发育,有利于晚新生代油气成藏,但独山1井位于...     

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.     

车镇凹陷油气成藏动力学系统

油气成藏动力学系统是近几年来油气成藏机理研究中的一大热点。笔者在对成藏动力学系统进行回顾的基础之上,从成藏动力学系统的划分及特征、形成条件、形成演化、成藏期次等方面对车镇凹陷成藏动力学系统进行广泛而深入的研究。将车镇凹陷划分为3个成藏动力学系统:上部它源开放型成藏动力学系统;中部自源封闭型成藏动力学系统;下部它源开放型成藏动力学系统。其联络体系有断层、不整合面和连通砂体。通过对成藏的静态要素(烃源岩、储层、盖层)描述及动态过程(烃类生成、运移、聚集和保存),确定新近纪馆陶末—明华镇沉积时为成藏的关键时刻。     

新疆塔河油田石炭系卡拉沙依组储层特征及油气分布

塔河油田石炭系的油藏主要含油气层段为卡拉沙依组砂泥岩互层段,该段油气层具有埋藏深,单层厚度小,横向变化大和连通性差的特点。通过对比,将石炭系卡拉沙依组砂泥岩段自上而下划分为5个油组,笔者从储层的沉积特征、岩石学特征及物性特征入手,揭示了油藏储层的空间展布规律。     

渤海湾盆地文安斜坡高温热流体活动与油气藏形成

为了研究渤海湾盆地上古生界(C-P)煤系地层油气藏形成和分布的规律，本文通过流体包裹体均一温度、盐度、成份的分析和有机质热演化、粘土矿物转化的研究，对渤海湾盆地文安斜坡苏桥凝析油气田高温热流体的活动和戍藏机理进行了探讨。文安斜坡的流体包裹体分为两期，第一期流体包裹体的盐度为2．2～3．85wt％NaCl，均一温度在91～157℃之间、代表了正常地温梯度和埋藏条件下的古地温；第二期流体包裹体的盐度为4．3～6、85wt％NaCl，均一温度在141～312℃之间．是地下高温热流体活动的结果。高温热流体是由第三纪时期辉绿岩侵入上古生界，引起地层水热对流形成的。高温热流体沿断层、不整合和储层构成的输导系统活动时，加速了粘土矿物的转化，提高了有机质的成熟度，扩大了生油窗的范围。而有机质在生烃过程中释放出的短链羧酸，溶蚀储层中的铝硅酸盐和碳酸盐矿物，形成次生孔隙。统计表明、文安斜坡石炭-二叠系镜质组反射率R。％与第二期流体包裹体的均一温度戍正相关关系，R。％异常高值带对应着储层的异常高孔隙发育带。热流体的活动有利于油气的生成、储层次生孔隙的产生、富烃热流体的运移。并使其在第三纪二次生烃和成藏．热流体活动的地区就是油气聚集的有利地区。     

海拉尔盆地乌尔逊—贝尔坳陷隆起带类型及对油气成藏控制作用

海拉尔盆地为典型的小型断陷湖盆,具有"下断上凹"的二元结构,"洼槽控油、隆起带控油"特征明显。本文在系统研究构造演化特征的基础上,分析了不同类型隆起带形成演化历史及对油气的控制作用。研究表明,海拉尔盆地构造演化历经了5个阶段:即铜钵庙组山间盆地、南一段和南二段被动裂陷盆地、南三段和南四段主动裂陷盆地、大磨拐河组—伊敏组断—坳转化盆地和青元岗组坳陷盆地。经历了3期强烈变形和2期强烈改造,被动裂陷的走滑作用导致反向断层及其下盘翘倾隆起,形成"长期淋滤造储、近洼不整合输导、反向断层遮挡" 的成藏有利条件,最终成为被动裂陷层序有利油气富集区带。主动裂陷伸展作用形成小型滚动背斜和中央隆起带,小型滚动背斜带形成"小而肥"构造油藏,而中央隆起带形成典型的复式油气聚集带。南屯组沉积末期构造反转,导致部分中央背斜带隆升剥蚀,断裂切割破碎,进而导致大气水下渗淋滤,有效改造基岩潜山储层,成为基岩潜山油藏的富集带。伊敏组沉积末期,形成正反转断层和反转期活动的正断层两种调整型断层,将早期聚集在断陷构造层的油气调整到大磨拐河组,聚集在反转构造及其边部,形成次生油气聚集带。     

塔河油田奥陶系油藏地层水赋存分布

根据地层水赋存状态,在塔里木盆地塔河油田奥陶系油藏地层水中区分出3种不同的类型:洞穴底部油气驱替残留水、洞穴周缘小缝洞系统驱替残留水和储层下部层间水,并分析了不同类型水体的化学—动力学特征。塔河油田奥陶系油藏储层非均质性强,油水分布规律十分复杂。背景储层缝洞发育程度不同,油气驱替程度不同,储集空间大小不同,其相应的油水分布规律、油藏开发动态及含水动态都不尽相同。本文总结了这些不同点并探讨了其油气勘探意义。     

孤岛西南缘馆陶组油气水分布特征及油气成藏规律

孤岛西南缘位于济阳坳陷沾化东部地区,其馆陶组为一套砂砾岩与泥岩互层层系,岩性馆上段较细,下段则较粗。该区的油气分布垂向上多分布在馆上段,并呈现上稀下稠的状态;侧向上主要分布在该区的中部偏东地区,集中在圈闭的高部位。在混源充注、断层疏导、网毯式捕集、泥盖立体成藏的成藏机理下形成了垂向断层运移,侧向块砂运移,高部位油气聚集成藏的特点。     

生物礁油气藏近源成藏模式及其对勘探的启示

近源成藏(近地生成就地储集)是生物礁油气藏的主要成藏模式,生物礁可构成有利储集空间,其上下左右相邻地层的泥页岩或碳酸盐岩作为其优质烃源岩和盖层。根据烃源岩与礁的相对位置及其组合关系,可将生物礁近源成藏模式划分为单源生烃型和多源生烃型两大类,共6种类型。单源生烃型只含一套烃源岩,包括盖生型、侧生型和下生型3种类型;多源生烃型包含两套及两套以上烃源岩,目前只发现侧生-盖生型、侧生-顶生型和上下共生型3种类型。分析了烃源与储层配置关系对生物礁油气藏勘探的影响,认为只有礁体周围的地层具备良好的烃源条件和盖层条件时,才有利于生物礁的成藏,生物礁远源成藏是非常少见的。     

准噶尔盆地南缘安集海河组烃源特征及成藏条件

通过应用地球化学分析、油源对比及盆地模拟等手段对准噶尔盆地南缘古近系安集海河组烃源岩进行了评价,认为该区为一套以Ⅱ型干酪根为主的中等丰度烃源岩,生烃的门限深度为3500 m,时间是8 Ma±。第三系的油藏与其具有密切关系,同时侏罗系煤系烃源岩也为第三系的生油做出了贡献。造成该套烃源岩评价较低的主要原因是地层内发育的异常高压降低了烃源岩的成熟度指标,但由于长期构造挤压的力化学作用还是促进了烃源岩的生排烃,并且位于向斜部位的烃源岩其埋深大多超过生烃门限深度,也可以生成大量油气,因此认为还是有效的烃源岩。其生排烃时间与该区构造大规模形成时间相匹配,在背斜形成过程中,伴随着异常压力的产生、平衡,最终促进了油气在背斜核部聚集成藏。有利的勘探区是南缘中段的第二排、第三排构造古近系的安集海河组以及新近系的沙湾组储层。     

利用变参数回归方法反演泥质岩裂缝密度

本文利用变参数回归分析建立了多口井的泥质岩储层裂缝密度模型。该模型的平均相对误差为１３．５％,较常系数回归分析、ＢＰ网络模型进行裂缝预测的精度高（平均相对误差分别为３８．７％、１７．９％）。通过实际资料处理认为该油田在纵向上随时代变老,深度加深,裂缝密度降低。即从Ｎ２２、Ｎ１２到Ｎ１,平均裂缝密度从０．７８条／ｍ、０．５条／ｍ降低到０．３条／ｍ。在平面上,沿构造轴部裂缝最发育,平均裂缝密度Ｎ２２、Ｎ１２、Ｎ１层分别为０．５８条／ｍ、０．６条／ｍ、０．３条／ｍ。     

A unified model for hydrogen in the Earth and Moon: No one expects the Theia contribution

The Moon is thought to have formed after a planetary embryo, known as Theia, collided with the proto-Earth 4.5 billion years ago. This so-called Giant Impact was the last major event during Earth’s accretion, and its effects on the composition of the Earth and the newly forming Moon would be measureable today. Recent work on lunar samples has revealed that the Moon’s water was not lost as a result of this giant impact. Instead, the Moon appears to contain multiple hydrogen reservoirs with diverse deuterium-to-hydrogen (D/H) ratios. For the first time, we incorporate hydrogen isotopic measurements of lunar samples to help constrain the composition of Theia. We show that the Moon incorporated very low-D/H (δD ≈ -750‰) materials that only could have derived from solar nebula H₂ ingassed into the magma ocean of a large (∼0.4 M_E) planetary embryo that was largely devoid of chondritic water. We infer Theia was a very large body comparable in size to the proto-Earth, and was composed almost entirely of enstatite chondrite-like material. These conclusions limit the type of impact to a “merger” model of similarly-sized bodies, or possibly a “hit-and-run” model, and they rule out models that mix isotopes too effectively.     

岩性圈闭盖层封闭动力学模型及其应用研究

岩性圈闭的泥页岩盖层阻止油气突破的过程是一个阻力克服动力的过程,本文在此基础上建立了岩性圈闭盖层封闭动力学模型及相应的数学模型。该模型认为岩性油气藏中的油气突破泥岩盖层的过程也是一个力学平衡现象,动力包括储集层地层压力、浮力,阻力主要包括盖层地层压力、毛管压力。通过对单井古孔隙度及古埋深的恢复,可以对比成藏期目的层油气突破泥岩盖层的动力与阻力之间的大小关系,定量研究泥岩盖层封闭性演化过程。应用该模型发现,白家海凸起彩43井侏罗系三工河组及西山窑组在侏罗纪末期缺乏有效泥岩盖层,白垩纪末期三工河组中下部存在有效盖层,而西山窑组盖层的封闭能力一般。