砂岩透镜体成藏动力学过程模拟与含油气性定量预测

砂岩透镜体油藏作为我国东部油气储量增长的重点, 其成藏动力学研究对于搞清这类特殊油气藏的成藏机理及定量评价和预测圈闭的含油气性具有重要意义.本文利用数值模拟结合地质分析的方法, 在对成藏动力与成藏阻力进行系统分析的基础上, 通过建立成藏动力地质模型和数学模型及成藏动力学特征方程, 对砂岩透镜体成藏过程进行模拟.研究结果表明, 成藏主动力包括砂泥岩毛细管压力差、烃浓度差引起的扩散力、烃生成产生的膨胀力, 成藏阻力主要为砂体内毛细管阻力及岩石的粘滞力和吸附力; 东营凹陷岩性油气藏能否成藏主要受泥岩排烃强度、储层孔隙度、渗透率、地层埋藏深度、泥(页岩) 厚度与砂体厚度之比等因素的综合影响; 岩性油气藏的形成具有阶段性, 在晚成岩阶段, 成藏动力大于成藏阻力, 油气开始充注, 岩性油气藏的形成存在门限深度.利用成藏动力学特征模拟, 建立了成藏动力与含油性的定量关系, 还可以很好地对平面上砂体的含油饱和度分布进行预测.      

原生透镜状砂岩油藏成藏过程一维数值模拟

为了了解原生透镜状砂岩油藏的成藏过程和控制因素,基于变形多孔介质两相流动的基本原理,综合考虑地层在沉降过程中温度和压力的变化、砂岩体和围岩物性的变化、石油的生成以及岩石中孔隙流体物性变化等情况,应用数值方法模拟这类油藏在一维条件下成藏的整个过程.通过成藏过程模拟和分析,认为超压是推动流体整体运移的动力,而对处于生油围岩中的原生透镜状砂岩油藏,围岩和砂体间形成的毛管压力差异才是驱动石油在原生透镜状砂岩油藏中聚集的根本动力.在这类砂岩油藏成藏的过程中,砂体的油相压力要低于与其相邻的围岩中的油相压力,使得砂体成为石油的一个相对的低势区.原生透镜状砂岩油藏的成藏是由力平衡和物质平衡两种基本作用控制的成藏过程,石油生成和供应量以及砂体和围岩的油相势差决定了这类油藏的含油性.     

砂体物性对岩性油藏成藏控制作用物理模拟

以东营凹陷岩性油藏为例, 从地质剖析、物理模拟实验和成藏机理等方面探讨了砂体物性变化对岩性油藏含油饱和度增长的控制作用.东营凹陷下第三系被有效源岩包裹砂体的含油性好于处于源岩之外的砂体的含油性, 而且被源岩包裹砂体的含油饱和度具有随砂体物性变好而增加的趋势.在对东营凹陷岩性油藏剖析的基础之上, 应用岩性油藏成藏模拟实验装置, 开展了不同砂体物性对岩性砂体成藏控制的物理模拟实验.模拟实验表明: 在相同压力条件下, 随着砂体粒度的增加, 砂体电阻率变化相同量所需的时间逐渐变短, 即砂体中的含油饱和度达到一定值的速度逐渐变快.这说明砂体物性越好, 越有利于砂体油藏的形成, 砂体物性是影响油气成藏的重要因素.      

济阳坳陷岩性油气藏充满度大小及分布特征

济阳坳陷岩性油气藏充满度统计结果表明：①不同凹陷岩性油气藏充满度大小及分布特征不同,东营凹陷岩性油气藏充满度从6．8％至94．1％均有分布,平均为46．5％,沾化凹陷的分布范围为7．4％～78％,平均充满度为46．6％,而车镇凹陷岩性油藏充满度为5％～60％,平均仅为19％。岩性油气藏主要分布在沙二段和沙三段,其中沙三段的岩性油气藏平均充满度高,另外不同构造带和不同沉积体系岩性油气藏充满度大小不同。②不同类型岩性油气藏充满度大小及分布特征亦存在着差异,其中孤立砂岩体油藏的充满度绝大部分在40％以上,总体大于断层侧向沟通砂体岩性油气藏的充满度。     

腰坪地区延长组油藏分布规律及主控因素

在前人研究基础上,对鄂尔多斯盆地腰坪地区地区延长组油藏分布规律及成藏主控因素进行研究表明,该区延长组油藏为典型的岩性油藏,油气主要富集在有利相带的主砂体发育部位,以岩性上倾尖灭油藏或透镜状砂岩油藏为主,在单斜构造的鼻状隆起部位,容易形成构造岩性油藏,油藏具有连通性差,非均质性强等特点。油藏平面上主要分布在浊积水道砂体中,纵向上油藏主要分布在长6-2、长6-3油层组,其次是长7油层组,油藏的形成和富集主要受油源条件、沉积微相和储层物性变化、鼻状隆起构造等几个方面的因素控制。     

透镜体油气成藏机理研究现状与发展趋势

随着石油勘探研究的不断深入,砂岩透镜体油藏日益受到重视。国内外学者提出了多种成藏机制,包括未知重力运动机制作用下,少数流体分子的个别特性控制透镜状砂岩油藏聚集;毛细管力作用下油气替换透镜体中的孔隙水;烃浓度差是油气向砂体运移的主要动力;流体压力差使油气首先沿着裂隙向砂岩透镜体中运移、聚集而成藏;差异突破作用使砂岩透镜体成藏等。成藏动力学、成藏模式及主控因素、定量研究、物理模拟实验、数值模拟及分布预测等将是今后发展的方向。     

东营凹陷岩性油藏成藏期次与成藏过程

东营凹陷岩性油藏分布规律复杂,成藏时期存在差异,从而影响了对岩性油藏形成和分布规律的深入认识.综合运用东营凹陷的构造演化史及岩性圈闭形成史、烃源岩主要生排烃史和流体包裹体均一温度等资料,对东营凹陷岩性油藏的成藏期次、成藏过程、成藏阶段和不同期次岩性油藏的平面分布规律进行了系统研究.研究结果表明:东营凹陷岩性油藏的成藏期次主要有两期,即古近纪东营组沉积末期和新近纪馆陶组-明化镇组沉积时期,且以馆陶组-明化镇组沉积时期为主要成藏期;不同成藏期次的岩性油藏具有一定的分布规律:第一期分布于生油洼陷,为岩性油藏,其包裹体均一温度分布较宽,油气充注持续时间长,具有两期充注的特点;第二期分布于断裂带和斜坡带,为构造-岩性油藏和岩性油藏,其包裹体均一温度分布较窄,油气成藏时间较晚,主要为馆陶组-明化镇组沉积时期充注;东营凹陷岩性油藏的形成具有明显的阶段性,可以划分为成藏准备、成藏和保存3个阶段.     

腰坪地区延长组油藏分布规律及主控因素

在前人研究基础上,对鄂尔多斯盆地腰坪地区地区延长组油藏分布规律及成藏主控因素进行研究表明,该区延长组油藏为典型的岩性油藏,油气主要富集在有利相带的主砂体发育部位,以岩性上倾尖灭油藏或透镜状砂岩油藏为主,在单斜构造的鼻状隆起部位,容易形成构造岩性油藏,油藏具有连通性差,非均质性强等特点。油藏平面上主要分布在浊积水道砂体中,纵向上油藏主要分布在长6-2、长6-3油层组,其次是长7油层组,油藏的形成和富集主要受油源条件、沉积微相和储层物性变化、鼻状隆起构造等几个方面的因素控制。     

东营凹陷砂岩透镜体油气成藏机理及有利区预测

近几年济阳坳陷的勘探实践表明, 对岩性油藏的含油性差异、成藏机理尚认识不清, 这制约了隐蔽油气藏的进一步勘探.在东营凹陷145个砂岩透镜体油藏含油性统计分析的基础上, 结合典型透镜体油藏详细解剖和核磁共振物理模拟实验结果综合研究后发现: 砂岩透镜体圈闭形成时的构造和沉积环境、围岩生排烃条件、砂体储集条件是其成藏的主控因素.只有围岩(源岩) 进入供烃门限后, 其与砂体界面处的毛管压力差、烃浓度梯度产生的扩散力和膨胀力3者之和大于砂体中过剩的水向外渗滤遇到的阻力, 即成藏动力大于成藏阻力时, 砂岩透镜体才能成藏.当砂体沉积环境、围岩生排烃条件、砂体自身储集条件3方面均满足一定条件时, 圈闭才具备形成砂岩透镜体油藏的条件, 并且上述3方面条件越优越, 圈闭含油性就越好.用此方法对东营凹陷下第三系沙三中亚段砂岩透镜体油藏的分布进行了预测.      

鄂尔多斯盆地彭阳地区侏罗系延安组油气成藏主控因素分析

分析了鄂尔多斯盆地彭阳地区侏罗系延安组油藏成藏特征,并探讨了烃源岩、沉积、储层、构造等成藏主控因素,为寻找该区油气勘探有利区提供参考。结果表明：彭阳地区侏罗系延安组油藏类型为岩性圈闭和构造圈闭,岩性圈闭油藏主要受沉积因素控制,构造圈闭油藏主要受断层圈闭和构造因素控制;延安组烃源岩主要为炭质泥岩及暗色泥岩,有机质丰度较高,侏罗系成藏具有良好的油源条件;侏罗系延9、延8及延7沉积期间发育的三角洲平原分流河道砂体是重要的储集层,河流边滩微相砂体及河道心滩砂体是最有利的储集砂体;侏罗系延安组储层物性越好,含油性越好;侏罗系延安组构造复杂多样,断层和穹窿及小型鼻状隆起等微构造十分发育。综合分析认为,主砂体与有利构造叠合部位形成的构造圈闭和岩性圈闭是最有利的油气聚集区;侏罗系石油勘探重点应在穹窿、鼻隆等构造高点部位与主河道叠合区。     

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。     

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。     

海拉尔盆地乌尔逊—贝尔凹陷岩性一地层油藏成藏特征及勘探方向

乌尔逊—贝尔凹陷是海拉尔盆地油气勘探的主战场,其岩性—地层油藏勘探程度较低,剩余油气资源勘探潜力较大.对乌尔逊—贝尔凹陷成藏特征的研究表明,岩性—地层油藏是主要的油藏类型,可分为岩性油藏、地层油藏和复合油藏3种类型油藏.油气主要沿不整合面及不同级次湖泛面上下分布,平面上围绕生油洼槽分布,不同的构造带上,发育的岩性—地层...     

论优质源储耦合关系的控藏作用:对比松南致密油与松北致密气成藏条件

为了更清晰地理解优质烃源岩和优质储层的耦合关系在致密油气成藏过程中的控制作用,本文应用地化测试、恒速压汞、常规压汞、含烃流体包裹体等多种资料,对比了松辽盆地南部致密油和松辽盆地北部致密气的成藏条件。研究表明：1）优质源岩生、排烃中心基本吻合超压高值区,超压到达的边界就是致密油气富集边界。2）孔喉结构约束下的松南泉四段优质储层渗透率下限为0.10×10^-3 μm²,松北沙河子组优质储层的渗透率下限为0.05×10^-3 μm²。3）时间上,形成致密油气藏的前提条件是源储之间应具备"先致密后成藏"的匹配关系,这是决定其成藏机理的根本;空间上,2个研究区的"甜点区"均发育在近源、强压、高渗的优质源储叠合部位,其展布特征受控于优质源储的空间耦合关系。     

沾化凹陷泥岩裂缝油气藏研究

沾化凹陷泥岩裂缝油气藏具有以下特征：（1）储层为暗色、厚层富含有机质的生油岩；（2）泥岩油气显示段具有高压异常；（3）主要分布于深凹陷区缓斜坡上，泥质岩油气显示段主要集中在断层带附近。泥岩裂缝性储集层的形成主要与异常高孔隙流体压力、局部构造变形及断裂作用有关，被非裂缝性泥岩所封闭形成自生自储的泥岩裂缝油气藏。     

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。     

Analysis of Reservoir Forming Conditions and Prediction of Continuous Tight Gas Reservoirs for the Deep Jurassic in the Eastern Kuqa Depression, Tarim Basin

The exploration targets in the Kuqa Depression at present are mainly structure traps in Cretaceous-Tertiary. Due to the complexity of mountain distribution and reservoir forming conditions, the exploration of Jurassic in the eastern Kuqa Depression has been in a state of semi-stagnation since the discovery of the Yinan-2 gas reservoir. According to the concept and theory of “continuous petroleum reservoirs” and the re-analysis of the forming conditions of the Yinan-2 gas reservoir and regional natural gas in the eastern Kuqa Depression, it is believed that the deep Jurassic has good natural gas accumulation conditions as well as geological conditions for forming continuous tight gas reservoirs. The boundary of the Yinan-2 gas reservoir is not controlled by a structural spillpoint. The downdip part of the structure is dominated by gas, while the hanging wall of the fault is filled by water and forming obvious inverted gas and water. The gas reservoir has the normal temperature and ultra-high pressure which formed in the near source or inner-source. All of these characteristics indicate that the Yinan-2 gas reservoir is different from conventional gas reservoirs. The deep Jurassic in the eastern Kuqa Depression has multisets of source-reservoir-cap assemblages, which comprise interbedded sandstones and mudstones. These assemblages are characterized by a self-generation, self-preserving and self-coverage model. Reservoir sandstones and coal measure mudstones are interbedded with each other at a large scale. As the source rocks, Triassic-Jurassic coal measure mudstones distribute continuously at a large scale and can generate and expel hydrocarbon. Source rocks contact intimately with the overlying sandstone reservoirs. During the late stage of hydrocarbon expulsion, natural gas charged continuously and directly into the neighboring reservoirs. Petroleum migrated mainly in a vertical direction over short distances. With ultra-high pressure and strong charging intensity, natural gas accumulated continuously. Reservoirs are dominated by sandstones of braided delta facies. The sand bodies distribute continuously horizontal. With low porosity and low permeability, the reservoirs are featured by strong heterogeneity. It is hypothesized that the sandstones of the interior depression tend to be relatively tight with increasing depth and structure stress weakness. Thus, it is predicted that continuous tight gas reservoirs of ultra-high pressure may exist in the deep formations of the eastern and even the whole Kuqa Depression. So, it is worth evaluating the exploration potential.     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油形成条件与分布规律

利用准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组地质、试油、录井、岩石薄片及地球化学等资料,研究了致密油的形成条件、分布特征及其控制因素。研究区致密油形成条件优越,烃源岩有机质丰度高、有机质类型为Ⅰ和Ⅱ型并且为低熟-成熟阶段;储层岩性复杂,甜点段平面连续性好,孔隙类型多样;广泛分布的烃源岩与储层频繁互层,烃源岩生成的油气直接进入相邻储层,有利于致密油的富集;芦草沟组超压广泛发育,是致密油运移的主要动力。致密油纵向上分布受优质烃源岩控制,全段均见油气显示,主要富集于优质烃源岩层附近的储层中;平面上受烃源岩有机质丰度、烃源岩厚度及储层厚度的综合控制,主要分布于烃源岩厚度大于200 m、TOC高于35%、储层厚度大于15 m的区域之内     

徐家围子断陷安达凹陷火石岭组天然气成藏条件分析

DS28井的勘探研究表明徐家围子断陷火石岭组具有良好的勘探前景.笔者通过对岩芯地化测试、铸体薄片、孔隙度测试等资料的分析,探究安达凹陷火石岭组天然气的气源条件、储层特征、盖层条件和成藏模式,以期深入认识松辽盆地北部火石岭组天然气富集规律,指出有利勘探区带和勘探方向.研究表明,安达凹陷火石岭组具备天然气藏形成的基本地质条...     

库车前陆冲断带盐下深层压力特征及其油气勘探意义

库车前陆冲断带盐下深层气藏埋深大, 普遍发育超压。通过收集大量盐下深层压力实测数据, 开展压力分布规律研究, 揭示其与气藏的形成及分布之间的联系。结果表明, 库车前陆冲断带盐下深层压力分布为85~127 MPa, 压力系数分布为1.5~1.9, 为超压特征。平面上, 地层压力和压力系数分布表现为南北分带、东西分段的特征。侏罗系烃源岩距白垩系巴什基奇克组砂岩顶部为1 500~4 000 m之间, 平均为3 000 m, 源储压差在70 MPa以上, 超压流体为天然气强充注成藏提供动力条件, 是形成高效气藏的必要条件。平面上, 盐下深层大气藏(田)的分布与超压分布区叠置;纵向上, 气藏群位于超压集中发育的封闭楔形冲断体内, 成排成带分布。