油气沿不同时期断裂穿过泥岩盖层渗滤散失的地质条件及其识别方法

为了研究含油气盆地断裂发育区油气分布规律,在确定油气沿活动期和静止期断裂穿过泥岩盖层发生渗滤散失机理的基础上,针对油气沿活动期和静止期断裂穿过泥岩盖层渗滤散失的地质条件及识别方法进行了研究。研究结果表明：油气沿活动期断裂穿过泥岩盖层渗滤散失所需的地质条件是活动期断裂在盖层内上下连接分布,作为油气穿过泥岩盖层的输导通道;油气沿静止期断裂穿过泥岩盖层渗滤散失所需的地质条件是下伏储层油气剩余压力大于断层岩排替压力。通过比较泥岩盖层断接厚度与油气沿活动期断裂穿过泥岩盖层渗滤散失所需最小断接厚度的相对大小和下伏储层剩余压力与断层岩排替压力的相对大小,分别建立了油气是否沿活动期断裂和静止期断裂穿过泥岩盖层渗滤散失的识别方法,并将其应用于渤海湾盆地南堡凹陷南堡5号构造天然气能否通过活动期和静止期NP5 2断裂穿过东二段泥岩盖层渗滤散失的识别。结果表明：在断裂活动期,仅在L2和L8测线处天然气可以沿着NP5 2断裂穿过东二段泥岩盖层渗滤散失,其余测线处(L1、L3、L4、L5、L6、L7、L9)则不能;但是在断裂静止期,天然气不能沿NP5 2断裂穿过东二段泥岩盖层渗滤散失,与目前南堡5号构造东二段泥岩盖层之下已发现的天然气分布相吻合,表明这2种方法分别用于识别油气是否通过静止期断裂和活动期断裂穿过泥岩盖层渗滤散失是可行的。     

发展我国天然气工业的政策、思路与选区

据计划部门统计,为实现本世纪末油气产量分别达到2亿吨和300亿m~3的目标,油和气要分别找到120亿吨和10,000亿m~3,也就是要找到前四十年储量发现之和,才能满足这一目标的要求。这个数字,与公认的我国油气资源潜量(原油614—787亿吨;天然气26—33万亿m~3)相比,看来似乎放心。但以我国当前油气勘探的投入和增长水平,要实现每年找到不少于10亿吨原油和1000亿m~3天然气的任务,又不容乐观。 我国油气工业发展的一个特点是“油多气少”。天然气现有发现储量和产量,只是     

塔里木盆地库车坳陷油气成藏的若干特征

库车坳陷发育2大类6套烃源岩，生气强度大，为库车坳陷天然气成藏提供了充足的气源；构造运动派生出的一系列断裂，沟通了深部的气源岩，为天然气往储储层运移提供了有力的通道；受多种因素的影响，库车坳陷油气相态的分布很不均一；库车坳陷发生过多期成藏，但最重要的是最后一期成藏，气藏的形成均比较晚；库车坳陷以生气为主，部分油藏或油气藏是残余油藏或油气藏，是天然气大量散失的结果；库车坳陷和吐哈盆地保存条件的差别导致吐哈盆地倾油，库车坳陷倾气。     

基于网格与GIS的油气资源空间分布与定量评价系统及其应用

论述了基于网格与GIS的油气资源空间分布与定量评价系统的建立方法.该系统能够根据离散的钻井数据和等值线数据进行插值分析,以网格单元为基础进行油气资源的计算与评价;可以用GIS来管理空间数据和属性数据,生成并制作特定地层的油气资源量空间分布专题图和油气藏形态模拟图.以四川盆地川东北地区二叠系气源岩的油气资源评价为例,模拟了其生烃史,计算了其累积生气强度、累计生气量和天然气资源量.     

天然气在二次运移中的损失量初探

从源岩生成排出的天然气在沿输导层二次运移的途中,会因为围岩的吸附滞留、孔隙水的水溶滞留以及扩散散失等作用而使运移量减小,不能全部聚集成藏。吸附滞留量主要受输导层温度、压力、含水度等的影响;水溶滞留量主要与压力和温度相关;扩散散失量则主要受岩石扩散系数、输导层分布面积、浓度梯度和扩散时间等的影响。准确估算天然气在二次运移中的各种损失量,对于气藏评价具有实际意义。建立了上述三种运移损失量的计算方法,并以松辽盆地昌德气田为实例,对其源岩游离相排气量及三种运移损失量进行了计算,结果表明,本文所建立的计算方法是可行的。     

中国海相不同类型原油与沥青生气潜力研究

本文通过固体沥青、沥青砂岩及加入不同介质原油与稠油的加水密闭热压模拟实验,对比研究了海相原油与沥青的气体产率特征、生气潜力及其影响因素.结果表明原油与沥青的生气潜力除与岩性、演化程度有关外,还与其所含可溶有机质性质和组成等密切相关,H/C原子比越大,最大烃气产率越高,生烃气潜力越大.储集岩或运移途径岩石中的原油与沥青,当其再次达到成熟-高成熟阶段时,可以作为新的轻质油气或者天然气源岩.     

华北地台南缘下古生界天然气勘探有利区域探讨

在华北板块上,陕甘宁盆地近年来发现了世界级大型气田,为同一地台的其他地区天然气勘探带来了光明和希望。华北地台南缘下古生界经多年的油气勘探证明,位于河南境内的太康隆起具有多套生油层系及一定的生成能力,是油气勘探的主要区域。该储集岩的控制因素较多,主要因素有：潮坪相具有形成良好储层的物质条件;粉晶白云岩和含膏白云岩是孔隙发育的最有利岩石类型;构造运动是油气保存的重要条件。综合分析认为,太康隆起下古生界天然气最有利的储集层段：在纵向上为峰峰组和上马家沟组Ⅲ段,横向分布于郑州—开封以南,郑州—新郑以东,范村—孙营—白潭一线以西区域。     

近十年来中国天然气地球化学研究进展

本文简要总结了近十年来中国天然气的勘探和开发工作进展,这些进展主要包括以下几方面:①提出天然气多种来源、多元生烃机理,建立了腐泥型烃源岩生气模式,明确了腐泥型烃源岩中不同类型生气母质的生气潜力;重新认识了煤系烃源岩的生气潜力并厘定了其生气下限;②稀有气体同位素及放射性同位素定年技术不断进步,促进了我国油气成藏年代学的发...     

东海盆地西湖凹陷凝析气藏成藏特征及分布控制因素

实际勘探证实西湖凹陷油气藏具有上油下气的特征,油气资源分布表现为南多北少。通过西湖凹陷凝析油和凝析气地球化学参数的分析,认为西湖凹陷的凝析油和凝析气具有相同的成因类型和成熟度,均为平湖组煤系源岩生成的油气。根据西部斜坡带和中央反转带油气藏类型、油气成藏期次及圈闭形成时间研究成果,认为：西部斜坡带油气首先充注在平湖组中,后期由于断层开启调整至花港组中,因压力降低油气分离和天然气散失而在花港组中形成凝析油藏;在中央反转带,由于圈闭定型时间晚,油气主要经历一期成藏再通过断层运移至花港组,花港组上部压力低,使油气分离、天然气散失而形成纯凝析油藏。通过对油气成藏和分布特征的研究,认为生烃中心的分布控制着油气藏的分布,断层分布和断穿层位控制着油气藏丰度,超压控制着西部斜坡带凝析油和凝析气藏的分布界面。     

晴隆锑矿古油藏沥青及烃类包裹体的拉曼光谱特征

贵州晴隆锑矿是我国重要的锑矿床。前人在晴隆锑矿的包裹体中多见含烃包裹体,但对烃类来源的认识并不明确。晴隆锑矿古油藏的发现为研究锑矿中有机质的来源提供了新的契机,也为黔西南坳陷和峨眉山玄武岩组的油气勘探拓展了新的区域。晴隆锑矿古油藏的存在说明晴隆锑矿田曾经发生过较大规模的油气运移。沥青及烃类包裹体的拉曼光谱特征显示,古油藏的演化程度很高,并且在演化过程中生成大量以甲烷为主的天然气。推测曾有古气藏存在,在黔西南坳陷保存较好的地区有天然气勘探的潜力。结合现有的晴隆锑矿成矿年龄数据和埋藏史曲线等证据,认为古油藏的形成和热演化均应早于晴隆锑矿的成矿。     

莺歌海—琼东南盆地超压层系油气聚散机理浅析

文中讨论了超压层系天然气成藏的特殊性、超压圈闭油气聚散机理和油气成藏的超压强度上限。根据压力、应力状态和含油气性,将超压圈闭划分为充满型、部分充注型、未聚集型或油气散失型。通过钻孔证实,莺歌海、琼东南盆地的天然气聚散过程和含气性均与超压密切相关,其中DF13-1气田为充满型超压气藏,而YA21-1构造的储层水相压力已达到盖层破裂压力,盖层发生了周期性破裂并引起了明显的地球化学异常,属于未聚集或天然气散失型。超压圈闭天然气的聚散受最小水平应力、水相超压强度和盖层岩石力学性质等因素的控制。由于封闭性断层的开启压力低于地层的破裂压力,断层和底辟控制的砂体中天然气更易于散失。砂岩上倾尖灭点(岩性圈闭的顶点)的埋深对储层的压力状态和含气性具有重要控制作用。有效的压力、应力预测和盖层岩石力学性质研究是降低深层超压层系天然气勘探风险的重要途径之一。     

低熟气的形成机理研究——以准噶尔盆地东部地区低熟气为例

<正>低熟气作为一种重要的非常规天然气受到国内外研究者的广泛关注。根据Hunt的天然气生烃模式,在生物成因气(Ro0.3%~0.5%)和热催化生气(Ro0.8%)之间不会生成大量油气,然而,随着生油天然气的勘探和开发,在世界许多地方发现了Ro为0.3%~0.8%的大型、特大型含油气盆地,如:西西伯利亚乌连戈伊,吐哈盆地,准噶尔盆地,辽河断陷等。Galimov E.M.,徐永昌,戴金星,王昌桂等对低熟气进行     

世界页岩气研究概况及中国页岩气资源潜力分析

页岩气系指泥岩或页岩在各种地质条件下生成的、已饱和岩石自身各种形式的残留需要、进入了排烃门限但尚未完全排出的以吸附、游离及溶解等多种形式残留于泥页岩内部的天然气资源。随着北美、欧洲和亚洲等地区页岩气勘探程度不断加大,对页岩气的储集特征、成藏机理等方面的研究取得重大进展。但页岩气研究仍存在许多问题,如"页岩气"概念没有科学地表达出页岩油气资源的科学内涵;页岩气的成因机制不清且缺乏行之有效的判别标准;页岩气分布发育模式不明且缺乏统一的预测方法。针对当前对页岩气的认识,本文依据源岩残留烃临界饱和量及其钻采过程中温压下降而释放油气的比率等参数,对中国页岩气资源进行了预测。     

中国油气地球化学理论研究进展

本文全面地,概括性地论述了目前中国在石油和天然气地球化学理论研究方面的现状和进展,包括非常规油气藏地球化学,油藏地球化学和天然气地球化学三个方面,其中,在非常规油气藏部分又分陆相低熟油气地球化学,高－过成熟油气地球化学（中国海相碳酸盐岩的油气生成）和煤成油气地球化学三个部分讨论。     

超深层油气保存主控因素及评价思路

随着油气勘探理论的发展和技术的进步,超深层已经成为油气勘探的重要领域。受地层温度、压力、生烃/充注/成藏时间、储层岩石矿物学特征以及构造作用等因素的影响和控制,超深层油气保存条件的评价参数与中浅层的不同。温度控制超深层烃类相态转化,压力控制超深层盖层超压破裂,烃类组分、成藏时间以及盖层物性控制超深层油气的扩散损失,储层岩石矿物学特征影响烃类-流体-岩石相互作用及化学反应对烃类的破坏,构造作用控制深大断裂的形成演化,进而控制烃类的垂向运移与散失。在对超深层油气保存的影响与控制因素进行分析的基础上,提出应从地下烃类的物理散失和化学损耗2个方面开展超深层油气保存条件评价。     

喜马拉雅运动对库车坳陷油气成藏的影响

喜马拉雅运动是指新生代以来的构造运动，是塔里木盆地库车坳陷构造及其圈闭形成的主要动力，对库车坳陷油气成藏起重要的作用。喜马拉雅运动强烈的构造挤压作用造成的快速沉降和埋藏促使油气开始生成；喜马拉雅运动产生的大量裂缝是致密低渗透储集层的主要渗流通道和有效的储集空间，对改善储集性能有重要的作用；喜马拉雅运动不仅形成了油气运移的通道和油气聚集的场所，而且还是油气运移的主要驱动力，控制了油气藏成排成带的分布规律；喜马拉雅晚期产生的断层和构造抬升作用，是该区天然气散失和盐上次生油气藏形成的主要因素。     

渤海湾盆地源于石炭-二叠系的煤成气成因特征和潜力分析

渤海湾盆地是叠合在华北地台上的含油气盆地,随着勘探的深入发展,陆续发现了一些源于石炭-二叠系的煤成气资源。作者通过地球化学研究,认为具有成藏意义的煤成气是古近纪以来二次生烃过程中生成的,并且发现现今的低突起、斜坡带和洼陷带是煤成气生成和聚集有利区带。由于断裂发育,煤成气常与上覆沙河街组生成的油型气混合成藏,作者通过统计各盆地I、II和III型有机质生成的甲烷和乙烷碳同位素分馏情况,给出了煤成气和油型气鉴别图版,可以判别是否为二者的混合气。利用一级反应动力学,预测了5种构造单元煤成气生成率,发现隆起区和凸起区没有二次生气过程,洼陷带生气率已超过80％,斜坡带和低突起正处于快速生气期、并有轻质油生成。这些为进一步认识渤海湾盆地煤成气聚集和勘探潜力提供了依据。     

地层压力与天然气富集之关系——以川东地区碳酸盐岩为例

<正> 与碳酸盐岩储层储集结构的复杂性和空间分布的不均质性相呼应,其地层压力也呈现为复杂的分布状态。不同区域、不同局部构造、不同层系地层压力,差别可较大。川东碳酸盐岩高压的形成过程与油气的形成、演化并聚集成藏都存在着十分密切的联系,这种内在联系也影响了油气的分布。油气的生成可以是形成高异常压力的主要原因;产生的高异常压力又可成为油气运移的动力;当地层压力大于岩石的破裂强度时亦可产生微裂缝,以充当油气运移的通道。地下正常压力储层的发育,不仅反映了孔洞缝的存在,同时也是油气散失的临界状态。当地层压力变成开启的静水压力时,浊气藏也会随之被破坏。对川东地区碳酸盐岩地层压力与天然气富集的关系进行研究后得到以下四点认识。     

中国海相超深层油气形成

超深层是指现今或曾经埋藏深度超过6000 m的沉积地层。中国海相超深层时代老,热演化程度高,经历的构造运动多,独特的构造-沉积和生烃环境,决定了海相超深层油气藏形成与分布的复杂性,成烃-成储-成藏规律明显不同于中浅地层,勘探的难度也远远大于国外中新生代克拉通盆地。经过半个多世纪的探索,近年来中国海相超深层油气勘探在中西部盆地取得一系列重大突破,显著提升了超深层领域油气资源的战略地位。与此同时,中国海相超深层油气地质理论也取得重大进展,形成了以重大地质转折期构造活动控制超深层油气地质要素发育、深埋高温环境导致多途径天然气生成、沉积-构造作用控制超深层油气储集空间形成与保持、超深层温压系统控制油气藏相态演化和多期成藏、多层系分布等为核心的理论认识,极大地发展了国外学者基于中新生代海相地层提出的油气生成与成藏模式,拓展了海相油气资源形成和分布的时空界限。     

晚期成藏对大气田形成的重大作用

截至2001年底,中国发现21个大气田,累计探明天然气储量17953×108m3,占全国天然气总储量的59.80%。天然气的分子小、重量小、难被吸附而易扩散。成藏早的大气田,若无继续获得气源,随扩散时间增长损失气量不断增加,使大气田演变为中、小型气田,甚至散失殆尽。因此,晚期成藏是大气田形成的必要条件之一。中国盆地具有多旋回性,多旋回性往往是后续的旋回损害和降低前旋回聚集气藏的保存条件和储量,故晚期成藏就避免此弊,有利于大气田的形成。晚期成藏的大气田的生气高峰期既可是与成藏期同步或基本同步,以及储集层与气源岩的层位较新,也可以是成气高峰期比成藏期早,储集层和气源岩层位老。