渤中坳陷大型油气系统输导体系及其对油气成藏控制

渤中坳陷东营组沉积期以来快速沉降和强烈断裂活动的地质背景导致其呈现出不同于渤海湾盆地其他地区的油气成藏特征.凹陷周缘凸起带成为油气聚集的主要场所, 输导体系的分布与演化控制了油气运移和成藏.在阐明渤中坳陷大型油气系统烃源岩和油气分布规律的基础上, 综合利用多种资料分析了各类潜在输导通道的发育特征及其空间配置, 识别出断裂主导型、砂体主导型和不整合主导型3类控藏输导体系.凸起边缘继承性的长期断层充当了垂向流体释放和油气运移的主输导通道, 控制了凸起带上新近系储集层中的油气聚集.特别是在构造活跃期, 开启的长期断层成为油气快速垂向运移的首选通道.古近系沙河街组和东营组的连通性砂体与活跃烃源岩直接接触, 不仅是早期油气运移和聚集的主要场所, 也是晚期油气运移和聚集的始发站.因此, 它们不仅控制了古近系圈闭的油气聚集, 同时在很大程度上直接控制了凸起带新近系圈闭的油气供给.不整合T₈是中生代末区域构造变革的产物, 其渗透性因风化作用而得以提高, 充当了深部侧向油气运移的输导通道, 控制了潜山储集层中的油气成藏.3类输导体系对油气成藏的时间、部位、速率和规模等都具有不同程度的影响, 但断裂主导型输导体系的控制作用最为显著.      

松辽盆地滨北地区油气运移输导体系分析

传统的围绕生烃洼陷的油气勘探在滨北地区受到了严峻的考验,面积占整个松辽盆地1/3的滨北地区的油气勘探一直没有取得突破性进展.分析认为滨北地区存在三大背斜构造带(绥棱背斜带、乾元背斜带和克山-依龙背斜带)和滨州走滑断裂带所构成的输导体系.三大背斜带的形成和定型均早于盆地青山口组主力烃源岩大规模生排烃时间(白垩纪末),并分别倾没于齐家-古龙凹陷北部、黑鱼泡凹陷和三肇凹陷,凹陷生烃潜力的差异决定了紧邻输导体系油气勘探潜力的差异,其中齐家北凹陷和三肇凹陷已经发现了较丰富的油气资源,决定了绥棱背斜带和克山-依龙背斜带油气勘探的潜力较大.乾元背斜带临近黑鱼泡凹陷,由于黑鱼泡凹陷烃源岩成熟度低,烃源岩没有进入大规模生排烃阶段,因此勘探潜力有限;滨州走滑断裂带横穿齐家-古龙凹陷和三肇凹陷,断裂活动时间与烃源岩成熟时间一致,有利于油气的定向运移,同时晚期构造活动西段强而东段弱,从油气保存的角度看,有可能东段优于西段,但从油气的垂向运移看,西段更有可能形成垂向上多层系含油的复式油气聚集带,因此沿整个滨州走滑断裂带是有利的勘探领域.     

不整合运移通道类型及输导油气特征

在对不整合空间结构特征研究的基础上,提出了油气沿不整合运移的通道类型:宏观上,存在由不整合面之上底砾岩和不整合面之下半风化岩石两种高效运载层组合成的双运移通道型和单运移通道型两种通道类型;微观上,底砾岩连通孔隙、半风化岩石构造卸荷风化裂缝系统及溶蚀孔洞系统可作为油气运移的主要通道。通过对不整合面上、下岩石物性分析,认为半风化岩石“孔洞缝”系统较底砾岩连通孔隙有更高的输导油气的能力。研究结果表明,不同的运移通道类型具有不同的输导油气特征。在地史时期,构造裂缝系统和溶蚀孔洞系统一直是不整合输导油气的主要通道;对于软地层构成的不整合来说,开始应是卸荷、风化裂缝系统和底砾岩连通孔隙共同构成不整合输导油气的主要通道,当上覆沉积载荷达到一定程度后,主要是底砾岩连通孔隙起输导油气通道作用;对于脆硬地层构成的不整合来说,卸荷、风化裂缝系统和底砾岩连通孔隙一直是不整合输导油气的主要通道。     

松辽盆地滨北地区扶杨储层油气优势运移通道

松辽盆地滨北地区具有一定的油气资源潜力,但勘探方向和目标不明,亟需开展油气运移方向的研究。通过对滨北地区影响油气运移方向的地质因素的分析,确定了盖层底面构造形态、砂体、断裂及水动力4种主控因素。通过对每种主控因素与油气运移方向相互关系的系统分析,采用单因素叠加和多信息叠合的方法分别定性和定量地预测了滨北地区扶杨储层的油气优势运移通道。结果表明,滨北地区扶杨储层主要发育两个优势通道方向,分别为自三肇凹陷北端沿绥棱背斜带向东北方向和自克山-依龙背斜带南部向其东北方向。这两个优势运移通道方向所指示的区域是油气勘探的有利区域,而通道上的圈闭则是有利的勘探目标。     

断裂输导油气运移形式分布区预测方法及其应用

为研究断裂在油气成藏与分布中的作用,在断裂输导油气运移形式划分的基础上,对断裂输导油气运移形式所需条件和分布区预测方法进行了研究,结果表明:断裂输导油气运移形式不同,所需条件也不同,断裂垂向向上输导油气运移形式所需的条件主要是断裂位于成熟源岩区内,断裂垂向向下输导油气运移形式所需条件是断裂位于具有供油气能力的超压成熟源岩区内,断裂侧向连接输导油气运移形式所需条件是断裂位于盖层断接厚度大于和等于其油气侧向运移所需的最小断接厚度区内,断裂侧向变径输导油气运移形式所需条件是断裂位于盖层断接厚度小于其油气侧向运移所需的最小断接厚度区内。通过断裂分布区成熟烃源岩区或具有供油气能力的超压成熟源岩区叠合和油气侧向运移区、油气非侧向运移区及断裂分布区叠合,分别建立了断裂垂向向上、垂向向下和侧向连接、变径输导油气运移形式分布区的预测方法,并将其分别应用于渤海湾盆地冀中坳陷留楚地区东二、三段、松辽盆地三肇凹陷扶杨油层和渤海湾盆地冀中坳陷文安斜坡沙二段断裂输导油气运移不同形式分布区预测中,其预测结果与目前留楚地区东二、三段、三肇凹陷扶杨油层和文安斜坡沙一段和沙二段已发现油气分布相吻合,表明该方法用于断裂输导油气运移形式分布区预测是可行的。     

含油气盆地分析中流体输导系统的研究

盆地分析研究中流体输导系统的研究是一个重要的方面。在沉积盆地中,烃类流体从源岩到圈闭的过程整个是一个动态的过程。因此,在进行流体导系统的研究时,必须考虑油气源岩、流体输导层、封闭层在时空上的配置关系,然后才能建立起流体输导系统的整体格架,论述了流体输导系统的研究流程,包括源岩分析、构造格架和断层的分析、水动力学的研究等,并进一步强调了动态分析的方法来研究流体输导系统的必要性。最后,给出了流体输导系     

含油气盆地分析中流体输导系统的研究

本文论述了流体输导系统的研究流程,包括源岩分析、构造格架和断层的分析、水动力学的研究等。强调运用动态分析的方法来研究流体输导系统的必要性,给出了流体输导系统研究在莺－－琼盆地中的实际应用。     

渤中坳陷油气包裹体与油气成藏

含油气盆地中油气包裹体对油气运移、聚集成藏具有示踪作用。应用油气包裹体统计分析表明渤中坳陷油气运移聚集的主要层位为浅部第三系。其中下第三系砂岩中普遍含有两类油气包裹体,即原生油气包裹体和次生油气包裹体,它们分别记录了研究区两次油气运移、聚集成藏过程。次生油气包裹体个体大、分布广、含量明显高于原生油气包裹体,其主要充填分布在次生溶蚀孔隙和裂隙中。均一温度测量、包裹体成分和生物标志化合物分析结果综合表明,次生油气包裹体记录的第二次油气运移是本区最主要的一次油气聚集成藏过程,其油气来源于下第三系湖相泥质烃源岩。结合地质演化特征分析认为,渤中坳陷目前油气勘探的重点应是浅部下第三系地层,而不是深部其它地层。早第三纪晚期构造运动、沉积间断和次生溶蚀孔隙特征研究,以及与之相关储层预测是本区油气勘探获得突破的关键所在。     

油气优势运移通道的类型及其物理模拟实验研究

地质分析和物理模拟实验证实地质条件下油气总是沿着浮力最大和阻力最小的的方向和通道运移,形成油气优势运移通道有5种基本模式:级差优势、分隔优势、流向优势、流压优势和断面优势。物理模拟实验结果表明油气运移实际通道只占输导层的1%~10%,但却运输了油气的绝大部分;输导层物性的差异、盖层沉降中心的偏移、流体动力、断层倾角及断层面几何形态控制了油气运移的优势通道;实际地质条件下油气运移所形成的优势通道是上述5种模式综合作用的结果。由于优势通道是大部分油气运移的实际路径,其研究对追踪油气来源、预测有利圈闭有着十分重要的作用。     

松辽盆地西部斜坡带油气运移示踪分析

利用天然气有机地球化学、油田水化学、原油中的有机物质及原油含氮化合物等油气运移示踪标志对松辽盆地西部斜坡带的油气运移路径进行了示踪分析,结果显示油气运移的主输导通道沿齐家古龙凹陷—新店—白音诺勒方向展布,之后分为两支,其一继续向西部的平洋方向运移,其二穿过阿拉新向北部的富拉尔基方向运移,而油气从齐家古龙凹陷穿过敖古拉—他拉哈断层直接向西部斜坡带的运移是非常局限的。该主输导通道同该区已发现的油气资源的匹配较完美。重点讨论了原油含氮化合物分析结果与其它示踪标志分析结果的差异及其产生的可能原因,指出对油气运移路径的分析应综合利用多种有机地球化学指标,而不应该过分依赖某一种或某两种示踪方法。     

异常压力环境下流体活动及其油气运移主通道分析

沉积盆地的油气生成、运移和成藏过程与盆地流体作用密切相关, 而异常压力环境下流体活动有其特殊性, 因而与之相关的油气运移和成藏也有其特殊性.对于异常压力体系(包括高压和低压)而言, 存在2类流体系统, 即半开放型和封闭型流体系统.前者由于封闭层的间歇开启导致流体幕式释放, 后者以封闭层内热对流作用为主.按照封闭层开启的成因机制可划分为3类, 即水力破裂或流体压裂型、断裂型、断-压双控型.封闭层的间歇开启构成异常压力环境下油气运移的主通道.这些流体活动和油气运移在海底以及盆地的浅层和深层显示不同地球物理特征, 如气苗、麻坑、气烟囱和流体底辟带等.同样, 还可以利用岩石中残留的一些标记或异常现象示踪盆地流体活动, 如流体包裹体、地层水化学、有机地球化学异常、成岩作用异常、流体场动态模拟等.这些特征和标志为流体和油气运移主通道的识别, 同时也为异常压力环境下油气勘探提供重要的依据.      

渤中25-1油田沙河街组低孔低渗储层特征及分类评价

渤中25-1油田位于渤海南部海域,其主力油层为古近系沙河街组,总体上属于低孔低渗储层。通过薄片、扫描电镜、X衍射分析和测井解释等手段,对沙河街组砂岩储层的岩石学特征、沉积特征、物性和孔隙结构特征进行了分析研究。沙河街组沙三段为较深水湖泊环境下的浊积扇沉积,沙二段为扇三角洲沉积;岩性主要为岩屑长石砂岩,储层孔隙类型为混合孔隙、次生孔隙和原生孔隙,由于沙三段溶蚀孔隙发育较沙二段少,沙三段物性较沙二段差。结合储层试油结果,提出了低孔低渗储层宏观成因、微观孔隙结构和综合评价3种分类方案,总体上把储层分为好、中和差3类,对应产能分别为大于80 m3/d、介于10~100 m3/d之间、小于10 m3/d和微量或无产能。经过该油田沙河街组5口井、15个储层段的测试验证,储层宏观成因分类评价结果与实际试油结果符合率达到86.67%,微观孔隙结构分类和综合分类评价结果与实际试油结果基本吻合。     

鄂尔多斯盆地陇东地区延长组含油气流体活动期次与石油充注史

利用显微荧光与包裹体显微测温技术,并结合烃源岩生排烃史分析,探讨了鄂尔多斯盆地陇东地区延长组含油气流体活动期次及石油充注历史。结果表明：陇东地区延长组烃源岩开始排烃的时期为早白垩世早期（约133 Ma）,主要存在两期含油气流体活动,第一期含油气流体活动发生在早白垩世主力源岩排烃期间（133~100 Ma）,第二期含油气流体活动发生在晚白垩世构造抬升期间（100~70 Ma）。早白垩世期间石油的充注表现为充注强弱程度不同的连续过程,晚白垩世以来生烃停止导致石油的充注与运移逐渐减弱并在晚白垩世末期基本停止。     

松辽盆地南部腰英台地区青山口组油气运移、成藏机理

致密砂岩中的油气成藏是油气地质学领域内的前沿问题。如何将影响油气运移成藏的流体动力、成岩事件与油气成藏期次研究相结合,以准确确定油气的成藏机理,仍是目前研究中的薄弱环节。首先论证了青山口组烃源岩的热演化程度和生烃潜力;恢复了最大埋深时期(古近纪末)泥岩的过剩压力,探讨了流体动力作用下的油气运移、成藏特点;立足成岩作用与成藏事件的紧密联系,根据次生包裹体均一温度、自生碳酸盐矿物的碳、氧同位素资料分析了成藏期次;最后综合石油地质概念模式和储层内流体活动的记录,建立了油气运移、成藏的模式。研究认为,青山口组烃源岩经历了较高的热演化程度(Ro达1.0%~1.2%),古近纪时其中的过剩压力可达6~11MPa,为油气运移提供了充足动力,砂岩储层内曾于明水期(K2m)内发生过含烃流体的两期注入。提出了古近纪前、后的“跷跷板”式成藏模式,即明水期—古近纪油气主要由源区向西南方向运移,而新近纪后的油气运移主要靠浮力驱动,但因储层已致密化,难以形成较高的连续油柱,油、水的分异程度低。     

断裂带油气幕式运移:来自物理模拟实验的启示

断裂结构对油气运移的影响是当前油气输导体系研究的前沿与薄弱环节。本文在调研断裂结构及其流体流动机制的基础上,利用物理模拟实验研究断裂带油气幕式运移过程,探讨断裂带油气运移机理及相关问题。实验结果表明,断裂内部结构控制着油气运移的路径和方式,含油饱和度在一定程度上影响油气运移的路径;破碎带是油气幕式运移的优势通道,且油气聚集成藏的潜在圈闭为位于油源断裂主动盘一侧的圈闭。单次幕式充注过程中运移量与时间之间的对数型关系表明,流体沿断裂幕式运移具有非线性流的特征,且流动速率可能介于一个相对固定的范围,其数量级约为10~2~10~3m/a;流体沿断裂幕式流动过程包含高速非线性流、过渡流动机制和线性达西流3种流体流动机制,其间的相互转换是一个多物理场相互作用的复杂过程。此外,断层体油气藏的形成条件为油气沿断裂运移时,运移动力与阻力在断裂带内达成平衡状态。     

黄河口凹陷BZ34区古近系沙一二段储集层成岩相与有利储层预测

摘要：通过铸体薄片、扫描电镜、电子背散射、阴极发光等技术手段结合物性资料以及沉积(微)相划分,对研究区沙一二段储集层成岩作用类型及点(薄片)、线(单井)、面(平面展布)成岩相分布及有利储层分布进行了研究。结果表明：研究区沙一二段受同沉积火成岩喷发和水解的影响,广泛发育栉壳状白云石、钾长石钠长石化、石英溶蚀等碱性条件下发生的成岩作用,同时层状分布的火山岩对于下覆地层起到了保护作用,减弱了下覆地层的压实作用;此外,受后期酸性流体的影响,研究区也发育诸如长石、岩屑溶蚀等酸性条件下发生的成岩作用,沙一二段储层发育溶蚀孔,占比达到567%(均值)。采用“(微相)砂体部位+主体成岩现象+孔隙类型”的复合命名方式,对薄片、单井及平面区域进行了成岩相的命名和划分,共划分为三类：水下分流水道砂体侧翼细粉砂岩-菱铁矿胶结-低孔成岩相、三角洲前缘-中细砂岩-欠压实-白云石包壳-溶孔相、火山熔岩远端凝灰质中细砂岩-凝灰质胶结-致密相。欠压实-白云石包壳-溶孔相在测井响应上具有DT低、RD与RS间隔幅度较大、CNCF与RHOZ较为接近或交叉的特点;菱铁矿胶结-低孔成岩相具有DT高、RD与RS较为接近、CNCF与RHOZ间隔幅度较大的特点,测井解释的油层、油水同层与欠压实-白云石包壳-溶孔相具有较好的匹配关系。三角洲前缘-中细砂-欠压实-白云石包壳-溶孔相为有利储层发育区带。     

川西拗陷中段气藏稀有气体来源与烃类运移研究

川西拗陷中段的孝泉、新场与合兴场气藏的3 He 4 He值为 2 .0 1～ 6 .93,40 Ar 3 6Ar值为 372～ 739,绝大部分He与 2 0 %～ 6 0 %的Ar为地壳放射性成因气。地壳放射性成因4He、40 Ar(简写为40 Ar )的含量比值4He 4 0Ar 同气藏埋藏深度有着很好的函数关系 ,并同含量高达 93%～ 99%的CH4有很好的相关性。说明来源于基底的4He、40 Ar 在进入气藏前已同烃类充分混合 ;这些气体在拗陷东坡深处呈水溶相及气水混相向储层渗透运移 ;北环隆带CH4作为稀有气体载体 ,携带4He、40 Ar 向气藏扩散聚集。     

塔里木盆地轮南地区油气运移的路径、期次及方向研究

本文通过对塔里木盆地轮南地区及附近的钻井（出油井和未出油井）中揭示的裂缝，裂缝与成岩序列的穿插关系，连通砂体及断层和不整合面附近的矿物及矿物中流体包裹体研究，对塔里木盆地轮南地区油气运移路径和期次进行了探讨。通过研究指出了塔里木盆地轮南地区主要经历了3期大规模的油气运聚，地层之间的不整合面为油气横向运移的主要通道。高角度的裂隙及微裂缝为纵向运移主要通道。第一期油气运聚主要发生于海西期，第二期油气运聚主要发生在14－17Ma；第3期油气运聚主要发生在最近的5Ma以来。第一期油气运聚主要为自塔北隆起的西南，南向北，以横向运移为主；第二，第三期运聚主要自西南，南向北，自东向西运移，但主要以垂向运移为主。     

柴达木盆地北缘冷湖地区侏罗系-古近系储层流体包裹体特征与油气运移

柴达木盆地北缘冷湖地区的侏罗系—古近系储层是柴北缘地区的重点勘探对象,通过对采自该区7口典型钻井中的储层岩心样品进行流体包裹体分析,揭示了油气运移的一些基本特征。首先,根据储层含油气包裹体丰度的差异,认为冷湖地区并不存在从五号→四号→三号构造的顺层油气运移指向,油气主要自昆特依凹陷呈放射状向构造带运移。其次,储层油气包裹体类型的差异表明,深部侏罗系储层中曾经接受过一期成熟度较低的石油充注,但规模可能有限;冷湖地区可能并不存在大规模的天然气聚集;原油普遍遭受过水洗降解等次生变化。最后,综合包裹体岩相学和显微测温结果,提出本区侏罗系—古近系储层中目前所发现的油气大多为中新世后形成。这些认识为区域油气深入勘探提供了重要的基础参考信息。