鄂尔多斯盆地马岭油田延10油层组油气运移特征与机理

对鄂尔多斯盆地马岭油田延10油层组原油充注点和运移方向、期次、通道及动力进行了研究.结果表明,马岭油田延10油层组不同原油样品中咔唑类化合物异构体分布特征,反映了延10原油具有3个充注点,原油运移方向主要是向南东方向和向北西方向运移;纵向上是由下向上,即从延10以下层位向上运移的方向;油藏储层包裹体均一化温度分布特征反映了油气经历了两次运移期和充注期;研究资料显示马岭油田延10油层组原油运移通道在纵向上主要是河道深切谷,横向上为连通的多分支河道;油气运移的纵向动力主要为毛细管力和剩余压力.并且对延10油气运移机理进行了探讨.     

川东北地区飞仙关组和长兴组白云岩成因与成岩-成藏系统

通过沉积相剖面、岩石结构和多项地球化学指标、油气源岩性质对比及流体非均质性与运移路径分析等新技术方法,运用流体-岩石相互作用和流体成藏动力学新理论,研究了川东北地区飞仙关组和长兴组白云岩成因和成藏特征,确定此2个层位的优质生物礁相和鲕滩相白云岩储层成因主要与成岩期的埋藏白云岩化作用有关,都属于同源流体和同一流体输导体系控制的多期次、多阶段埋藏白云岩化与连续的重结晶作用产物,论证了飞仙关组和长兴组与埋藏白云岩化作用及多期次油气运移、充注和成藏过程也受同一流体输导体系和同一油气源控制。依据埋藏白云岩化过程的成岩系统划分与成藏过程在时空上的耦合匹配关系,提出以通源断裂/裂隙带为核心的,由断裂/裂隙带、不整合面和优质礁、滩相白云岩储层构成的复合输导体系为主控因素的统一"成岩-成藏系统"概念。     

深部咸水层二氧化碳沿断层泄漏的运移规律研究

以深部咸水层二氧化碳地质封存为背景,基于多组分多相流运移理论,对咸水层储存二氧化碳沿断层泄漏的运移规律进行研究。建立二维多岩相结构模型,通过数值方法分析二氧化碳在断层通道和上覆岩层中的运移规律,以及运移过程中二氧化碳相态的变化特征,并对断层的渗透率进行敏感性分析。结果表明,深部咸水层二氧化碳在浓度差和压力差作用下沿断层通道向上覆岩层运移。二氧化碳的密度比水小,重力差使二氧化碳受到向上的浮力,因此在岩层中二氧化碳的分布特征整体上呈类似漏斗的形态。随着泄漏的进行,二氧化碳不断驱替断层通道中的水分,密度减小;随着两相流变成单相流,断层通道逐渐被蒸干。此外,断层渗透率是整个泄露过程中流体运移的重要影响因素。     

东营凹陷油气充注历史的流体包裹体分析

对东营凹陷胜坨和牛庄油田油气包裹体进行了分析 ,结合其构造发育史、沉积埋藏史、热史和生烃史等的综合研究 ,探讨了东营凹陷油气成藏充注过程中油气运移的相态、运移通道及其成藏过程的脉动性和成藏的时间。首次在东营凹陷发现的沸腾包裹体说明了胜坨油田呈现“突发式”成藏的可能性和牛庄油田砂岩体油气充注“间歇性”的模式。研究结果表明 ,胜坨油田坨 76砂体油气充注的时间是东营末期至馆陶期 ,牛庄油田牛 2 1井区的油气充注时间是东营末期至现今     

川中地区须家河组致密砂岩气成藏机理

以四川盆地川中地区上三叠统须家河组致密砂岩气藏为例,探讨其成藏过程及成藏机理。通过对川中地区典型构造单井的生烃史模拟发现,不同构造须家河组烃源岩的生烃过程整体上具有相似性。经包裹体均一温度、自生矿物K-Ar法测定年龄和裂缝充填矿物ESR法测定年龄确定了川中地区须家河组油气成藏的3个期次,前2期分别为侏罗纪期间成熟和高成熟的烃类流体向储层中的充注,后一期为晚白垩世以来的构造隆升调整,对早期天然气藏改造并再次成藏的过程。川中地区须家河组致密砂岩天然气成藏具有三大特点:天然气近距离运移;天然气以游离相充注为主;隆升过程中天然气的泄压膨胀对天然气成藏具有重要贡献。     

东营断陷盆地地层流体超压系统与油气运聚成藏

东营断陷盆地古近系发育的地层流体超压系统对油气运聚、成藏至关重要。以实测数据和用测井资料预测的地层流体压力数据为依据 ,分析了区内的地层流体压力系统特征 ,并将其分为上部常压、中部超压、下部常压 3个压力系统。超压系统具有纵向分带、平面分区且复杂多变的特点 ,但在宏观上属于盆地级的“超压流体封存系统”。超压系统对油气运聚成藏的作用主要是提供油源、产生运移动力和通道 ,并决定油气充注成藏方式。研究结果表明 ,与盆内超压系统有关的油气成藏模式分为系统内、系统外和封隔层 3种形式 ;超压系统内部的相对低压区及其上、下或侧向的泄压区都是油气聚集的有利地区。     

鄂尔多斯塔巴庙地区上古气藏特征及成藏机理

根据塔巴庙地区上古生界砂体分布特征,区域性裂缝的纵向分布特征,烃源岩、储层、盖层组合特征,纵向上各层的地层压力分布、天然气成分特征等,对盒2～3段、山1～2段、太2段气藏特征及成藏机理进行了分析.认为在油气成藏中区域性裂缝起了关键的通道作用.下伏太原组、山西组烃源岩生成的天然气向上运移,造成了盒2～3段气藏的压力系数高和天然气轻烃(CH4)含量高的特征.在此基础上提出了天然气成藏概念模式.指出山1～2段、太2段气藏属于经过再次运移"破坏"后的"残余气藏",盒2～3段气藏属于裂缝形成后下伏天然气再次运移聚集形成的"次生气藏".     

鄂尔多斯盆地榆林气田上古生界成藏动力与油气分布

 成藏期间的流体势是控制油气分布的主要因素,其中古埋深及古压力2个因素直接决定了油气运移方向和聚集部位。利用数值模拟技术恢复了榆林气田上古生界地层压力的发展过程。模拟结果显示,中二叠世~早侏罗世和中侏罗世~晚白垩世山西组内曾发生2次压力积累消散的旋回,晚三叠世和早白垩世为2次超压高峰时期,超压幅度可达10MPa以上,第二次超压高峰与主成藏期同期,扩散作用导致古近纪之后的低压状态。结合古埋深结果分析表明,现今气田主要分布于成藏期的低势区内,空间上受流体势控制明显。     

柴达木盆地西南区油气充注与青藏高原隆升耦合关系的包裹体证据

准确厘定柴达木盆地内含油气储层中烃类充注历史对于全面认识青藏高原隆升构造活动影响盆地内油气的成藏和分布均具有重要意义。本文详尽地调查了柴西南地区新生界主力含油层位的流体包裹体显微测温数据及所对应的烃类充注期次及时间,全面厘清了油气充注期次与高原隆升强活动期之间的耦合关系。研究结果表明,研究区油气藏普遍存在至少2期次的油气充注,通常发生在青藏高原隆升强活动期C、D和E期(中新世以后),几乎所有的油气藏均在强活动E期发生过规模化的油气聚集,说明青藏高原隆升运动末期的构造活动是研究区油气成藏和分布的关键影响因素。由于“多期成藏、晚期富集”的油气成藏特征,早期充注的石油可能改变砂岩储层的天然亲水性,有利于晚期油气的运移和聚集,在一定程度上弥补储层在继续埋藏过程中的物性损失,预示着深层存在油气勘探潜力的可能性。     

复合超压生烃系统内不同成因油气的运移流向分析

牛庄洼陷2套生油岩纵向上叠置,有机地球化学特征、成烃期次及油气运聚过程都存在差异,并伴有异常流体压力,这就构成了复合型超压生烃系统.基于油-源对比和同源油气藏空间分布规律,对叠合型超压生烃系统油气运移流向的差异性进行了分析.研究表明,在断层活动的诱发下,超压驱动"沙三下源型"油主要发生纵向运移;但在超压带盖下"沙四上源型"油主要发生侧向运移,而纵向运移在超压系统发育区相对不活跃.超压系统的自组织行为对油气运移流向具有重要的控制作用,导致"沙三下源型"和"沙四上源型"油气运移及分布规律差异较大.通过复合型超压生烃系统内不同成因的油气运移流向分析,可以进一步认识研究区油气运移和富集规律,进而"分源"挖掘油气勘探潜力.     

川西坳陷孝泉-丰谷构造带须家河组气藏成藏机制研究

据彭县须家河组地表剖面、岩芯观察和常规物性、压汞参数、铸体薄片等测试资料 ,统计约 2 0 0 0多个数据及油气显示资料 ,确认该区天然气属非常规致密储层气藏领域。针对成藏条件较为复杂和气藏特征零乱的特点 ,对储集、圈闭条件在油气生成、运移、聚集和保存等过程中相互配置的独特成藏机制进行了初步研究。须家河组气藏属于高压 -超高压气藏 ;气藏发育在油气主要生成期时运移条件良好的储集体中 ;须下组合为一具活跃地层水的似层状气藏 ,局部显示不规则特征 ;须上组合则表现为区域上不太规则的非层状储集体 ,局部仍属含水似层状气藏。总体看 ,气藏强烈依赖于裂缝的存在 ;气藏形态不受现今构造形态的严格控制 ;地腹储集体含气规模与砂体发育规模有正相关性     

川西拗陷上三叠统须家河组的天然气成藏模式和盖层封闭机理

从沉积、成岩作用和岩层受挤压三个方面阐明了须家河组致密储层的成因。在对烃演化、孔隙演化、沉积埋藏史和构造变动进行分析的基础上,提出了川西拗陷须家河组天然气的成藏模式,即压实排水、油气生成和运移、油气富集及成藏三个阶段。通过测定岩石的捕集漏失,将盖层岩石分为三级,用以衡量盖层的封闭能力。经过对比,认为该区是以更致密的砂岩封闭致密砂岩为特征的局部封闭。还用计算机对储盖层的分布进行了描述。     

高产纯气井井口压力动态异常机理分析

以气井井底压力动态为基础，综合考虑井简中各种因素，特别是温度的影响，引进井筒效应的概念，从理论上分析了高产纯气井在纯井筒储存和径向流动阶段，产生井口压力动态异常的机理，包括产生的条件及适用范围，研究表明，引起高产纯气井产生井口压力动态异常的主要原因是开关井过程中井筒流体温度和流体相态的变化；在井底压力的计算过程中，必须考虑井筒流体温度和相态变化的影响。     

川东石炭系气藏的封盖条件研究

川东地区石炭系气藏的直接盖层、浓度盖层、区域性盖层和物性盖层均为上覆下二叠统梁山组。梁山组能够封闭的石炭系气藏含气高度最大值在７３．３１～２３６．２１ｍ之间，远不能封闭现今石炭系气藏的含气高度。石炭系气藏的区域性间接盖层为三叠系嘉陵江组二段（Ｔ１ｊ２）至下二叠统栖霞组（Ｐ１ｑ）。间接盖层能够封闭的石炭系气藏的气柱高度为８５３．１～２２２３．４ｍ。间接盖层的封盖机制为压力封闭。     

川西上三叠统高压封存箱与天然气成藏关系研究

川西上三叠统碎屑岩储层是一套低孔、低渗,具高异常地层压力的致密砂泥岩层。须家河组可视为一个完整的含气高压封存箱,以生烃增压为箱内主要的升压机制。喜马拉雅期构造运动对原始高压封存箱的压力场进行调整改造。依据流体封存箱的发展、改造与定型状况,将川西地区划分为箱顶板断通型、断开型、未断型三种气藏类型,并讨论其形成演化过程与天然气成藏的关系     

低渗透砂岩气藏渗流特征及渗透率下限研究

针对川中须家河组低渗气藏含水饱和度高、气井单井产能低、稳产困难的现状,急需优化调整生产方案提高产能。为此,通过计算机断层扫描(computed tomography, CT)技术分析了不同类型储层的孔隙结构特征及其影响;其次,在地层条件下进行实验研究了不同类型岩心的气-水两相、气相单相的渗流特征,并确定了气藏开发的渗透率下限。研究表明,与孔隙度、孔喉半径相比,孔隙类型对渗透率的影响程度更高;随着含水饱和度的提高,气相流动能力大幅降低;束缚水条件下,孔隙型岩心内的气相流动存在启动压力梯度;当生产压差为16 MPa和20 MPa时,对应的渗透率下限分别为0.34、0.27 mD。实际生产过程中,可以通过控制含水饱和度、提高储层渗透率或生产压差的方式提高气井产能。该研究对掌握低渗气藏的气相流动特征、优化调整生产方案具有借鉴意义。     

塔里木盆地轮南低隆凝析气藏特征及成藏机理分析

塔里木盆地轮南低隆地区在三叠纪、石炭纪和奥陶纪地层中已发现的 1 6个凝析气藏的凝析油含量变化范围大 ,其天然气组成具有过成熟干气的特征。通过 PR状态方程对过成熟干气与地层原油不同比例的混合体系 PVT相图模拟计算表明 ,晚期过成熟干气的大量混入 ,对油气的成藏相态有显著的影响。根据轮南低隆地区的地质特征 ,综合分析了凝析气藏形成机理、相态成因和过成熟干气富化为凝析气藏的形成条件。     

龙女寺构造须家河组天然气成藏主控因素

龙女寺构造须家河组天然气藏为较典型的岩性油气藏,其圈闭闭合高度低、储层致密、气水分布关系复杂。分析了须家河组气藏的烃源岩、储集岩、盖层和圈闭条件,认为其成藏条件优越;利用磷灰石裂变径迹技术和Easy%Ro化学动力学模拟技术重建了烃源岩的生烃演化史,结合构造演化再现了须家河组气藏的充注过程,将其分为3 个成藏阶段,中侏罗世末期的油气初次充注期,白垩纪末的大规模充注期和喜马拉雅期的气藏改造和重新定位阶段。指出了须家河组岩性气藏成藏的主控因素：优质烃源岩的发育是物质基础,古今构造均处于油气运移的有利指向区,储集物性和圈闭闭合高度控制了气水的分布,局部裂缝发育带则是成藏及高产的关键因素。     

川东梁平向斜隐伏断层与气藏关系

川东地区海相地层沉积早（Ｚ—Ｔ２），断褶构造发生晚（Ｎ—Ｑ）。断褶构造发育程度低及隐伏构造内致密储层后生孔洞缝发育区控制气藏分布。梁平向斜内及两翼变陡部位发育众多的隐伏构造，向斜是气源区。根据地震资料解释出隐伏断层及构造，优选了３个构造，定出４口井位供钻探。     

四川盆地页岩气藏和连续型-非连续型气藏基本特征

四川盆地是一个多旋回叠合盆地,发育了两套海相优质烃源岩(下寒武统牛蹄塘组页岩,下志留统龙马溪组页岩),其有机质成熟度高(R_o=1.5%～6%),绝大多数地区普遍不利于页岩气藏的形成;另发育两套海陆过渡相(上二叠统龙潭组和上三叠统须家河组)优质烃源岩,其成熟度相对较低(R_o=0.7%～3%),在川西南-川南地区具有较有利的页岩气勘探前景.四川盆地页岩烃源岩排烃效率高, 为大规模油气藏提供了烃源;多存在晚期快速隆升调整过程, 为吸附气的解吸创造了条件.页岩气藏经历了早期地质条件优越、生物气高效成藏,中期深埋地腹、原油裂解气快速成藏,晚期快速隆升、脱溶气和解吸气调整成藏等过程.四川叠合盆地油气藏具有多样性特征, 发育了从非连续型到连续型完整序列的油气藏类型.典型的非连续型气藏主要是指构造圈闭(以及部分构造-岩性圈闭)气藏,其圈闭相对独立,非连续分布, 储集空间类型以孔隙型为主.震旦系威远气田、川东石炭系气田群及川东北下三叠统飞仙关组气藏群等具有相对典型的非连续型气藏特征.非连续型-连续型过渡气藏介于连续型气藏与非连续型气藏之间,呈分散状或连续状分布, 圈闭类型多以复合圈闭为主,可发育有裂缝圈闭(川东南二叠系阳新统气藏)及岩性圈闭(上三叠统须家河组气藏).储集空间以裂缝型或次生溶孔为主,非均质性强,普遍存在异常高压.四川盆地连续型气藏应以页岩气藏为主, 但现今未有成功勘探开发页岩气藏的实例.四川叠合盆地具有多旋回构造-沉积演化、优质烃源岩分布的区域性、储层的非均质性和天然气的活动性,及油气成藏经历了生物气、吸附气、裂解气、脱溶气和解吸气演替等多样性特征.因此,四川盆地的油气勘探和研究应形成常规与非常规、连续型与非连续型、原生与次生油气藏的立体勘探和研究局面, 尤其应加强非连续型-连续型过渡油气藏特征、形成机理和分布规律的研究.