沉积盆地岩性地层圈闭成藏主控因素分析

随着世界油气勘探技术的发展和理论研究的不断深入,在新发现的油气藏中岩性地层油气藏无论是产量还是储量上都占有重要地位.因此,对这类油藏的理论研究一直是国内外石油地质学家研究的重要内容.本文认为岩性地层圈闭与构造圈闭在成藏条件和成藏机制方面存在一定差别,岩性地层圈闭的形成条件复杂,决定了其成藏主控因素具有自身的特点.提出了岩性地层圈闭成藏“四元主控”观点:即运移通道条件、流体动力条件、储层临界物性特征和砂体封闭条件.这4项主控因素控制和决定了岩性地层油气藏的形成.     

惠民凹陷临南斜坡带油气成藏模式

从构造及沉积背景出发 ,在对现今油气分布特征及成藏条件研究的基础上 ,对惠民凹陷临南斜坡带的油气成藏模式进行了研究。研究结果表明 ,临南斜坡带的油气富集主要受二级断裂、构造背景、油气运移期断层的活动强度和断层的封闭开启性所控制 ,临南斜坡带多种类型的油气藏有其特定的分布规律。在平面上 ,构造背景控制了油气富集区的形成 ;纵向上 ,馆陶组油气藏主要分布于边缘地层不整合面附近 ,沙河街组油气藏主要分布于斜坡的断阶带内。在斜坡的边缘以稠油、超覆、不整合油气藏为主 ,斜坡中部以断块油气藏为主 ,斜坡近洼陷部位则以断鼻油气藏为主。根据分析结果建立了临南斜坡带的两种油气成藏模式     

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.     

渤南洼陷深层(沙四段)油气成藏模拟实验研究

综合渤南洼陷实际地质资料,认为渤南洼陷深层具备油气成藏条件,并总结出两种深层油气成藏模式,即自生自储型和上生下储型成藏模式,后者主要以侧向供烃方式为主.借助物理模拟实验对油在两种成藏模式中的充注、运聚过程进行了研究.实验表明,储层物性特别是渗透率是影响油能否充注到储层中的关键因素;储层中的含油饱和度主要受充注压力、注油量的影响,并随其增大而增大,但不超过60%;储层物性只对含油饱和度增长速率影响较大,但对其大小的影响不大;储层物性影响油运移过程中的受力情况,从而限制了油在储层中的运移方向,最终影响油的聚集程度———含油饱和度的增长.     

泌阳凹陷毕店地区核桃园组核三段沉积特征与含油性研究

毕店地区位于多物源交汇带,沉积相带变化快,各个物源作用范围界定不清,受不同相带控制的砂体发育规律认识不清。通过对研究区沉积特征及含油性研究,对确定砂体规模和分布范围、寻找岩性-构造复合型油气藏有重要现实意义。本文在岩心、录井、测井及测试分析等资料研究基础上,认为研究区西部、北部、东北主要发育曲流河三角洲沉积体系,南部发育扇三角洲沉积体系以及东南部发育重力流与湖泊沉积体系;研究层段的基准面经历过6次上升和3次下降过程,在基准面相对较低时期,其主体沉积微相为水下分流河道、河口坝(前缘砂),沉积砂体较厚,水下分流河道延伸范围广,河道分支较多;在基准面相对较高时期,其主体沉积微相为远砂坝(席状砂)、湖相,沉积砂体薄,水下分流河道规模小、数量少,远砂坝及席状砂大面积发育。结合构造、生产动态数据,认为研究区油藏属于构造油气藏、岩性油气藏和复合油气藏,油气聚集受构造情况、优势沉积相,基准面升降等控制明显。     

川中荷包场地区三叠系嘉二段储集特征及成藏条件研究

荷包场地区位于四川盆地中部的平缓鼻状构造,目前已在下三叠统嘉陵江组二段获工业气流。该文主要通过岩心及薄片鉴定、扫描电镜以及测井试井等分析手段,重点研究了嘉二段的储集特征,认为其主要储集空间为溶蚀孔、晶间孔和裂缝,储层类型主要为裂缝-孔隙型,其中嘉二上段为主要的勘探目的层。文章还探讨了嘉二气藏的形成条件,认为嘉二气藏的形成是受沉积成岩作用、古今构造变迁以及区域石膏层发育等地质因素控制。     

鄂尔多斯盆地上古生界东、西部岩性-地层气藏的差异性

鄂尔多斯盆地上古生界具有"满盆生气、到处含气、岩性控气"的特点。通过东、西部气藏的对比研究认为:煤系地层广覆式生烃、浅水三角洲大面积聚砂和湖侵作用铸造区域性盖层三大因素为形成大面积岩性-地层气藏奠定了基础。东部以原生孔为主的山2段、太2段相对低孔高渗型储层主要受潮汐和河流共同作用形成的高能聚砂环境控制;西部以溶蚀孔+原生孔组合为特征的盒8段、山1段相对高孔低渗型储层主要受富石英物源区和建设性成岩作用的控制。提出富石英物源区、毗邻岸线的高能相带和由网状输导体系控制的建设性成岩相区的确定对鄂尔多斯盆地上古生界天然气勘探具有重要意义。     

莫索湾盆5井凝析油气藏开发指标论证

首先对盆5井区凝析油气藏的凝析气和原油高压PVT实验数据进行拟合计算,确定了适合描述该凝析油气藏流体相态行为的流体组分特征参数;利用地质研究成果所确定的单井各层物性参数,结合构造形态和井位,建立了相应的三维地质模型;为了论证盆5井区凝析油气藏气顶合理开发技术指标,从6个方面对该凝析油气藏未来的开发指标进行了数值模拟研究,所得的研究结论有利于指导该凝析油气藏实际开发生产。     

金湖凹陷西斜坡崔庄变换带研究

 变换带是构造变形区调节构造平衡的重要地质构造。金湖凹陷西斜坡存在崔庄变换带,为了研究崔庄变换带的地质特征及其与油气藏的关系,分析了西斜坡构造演化历史、断层生长特征及沉积相分布规律,在此基础上,研究了变换带的构造分区、沉积分区作用及其与油气藏的对应关系。结果表明,金湖凹陷西斜坡崔庄变换带是控制阜宁组油气藏的重要因素,古近纪阜宁期是崔庄变换带发育的主要时期,变换带是凹陷侧向物源的入口,控制砂体的展布方向,并且是西斜坡南北分区的界限,变换带两侧构造、沉积存在很大差异。变换带的砂体连通性好,是有利的油气聚集区带,崔庄变换带兼具油气运移和储集的双重作用。     

等效排烃压力及其在东营凹陷油气勘探中的应用

应用含油体系和成藏动力学理论 ,对油气初次运移中驱动油气从烃源岩进入岩性圈闭的动力条件进行定性或半定量解释 ,研究了初次运移过程中砂岩透镜体对于油气进入圈闭的阻力作用。引入等效排烃压力的概念 ,提出了评价岩性圈闭成藏阻力条件的方法 ,并对东营凹陷的两个砂岩透镜体实例进行了评价。实例分析表明 ,等效排烃压力的确是评价砂岩透镜体成藏阻力的有效参数 ,可将它与流体封存箱相结合作为岩性圈闭成藏定量评价的依据     

基于复杂岩性识别的低渗储层综合分类评价

Q油田沙一段-沙二段广泛发育陆源碎屑与湖相碳酸盐岩的混合沉积,陆源碎屑与碳酸盐岩不同程度、不同形式的混合构成了多种岩性组合,总体上属于低孔低渗储层。针对该油田岩性复杂、低孔低渗等特点,利用岩芯、铸体薄片、阴极发光、扫描电镜及ECS测井等资料建立了一套基于复杂岩性识别的低渗储层综合评价方法。该方法选用岩性、有效厚度、渗透率、孔隙度、排驱压力、中值半径、分选系数共7种评价参数,其中排驱压力、中值半径和分选系数是属于微观孔喉结构参数,通过压汞资料得到,在地质条件约束下采用层次分析法求取各个参数的权重值并求得储层综合评价参数。基于该评价方法将该区储层划分为3类,其中I类储层以生屑云岩、鲕粒砂岩等岩性为主,溶蚀孔发育,孔隙连通性好,测试产能高,为低渗储层中的“甜点”。     

隐蔽油藏保存条件研究

影响油藏保存的地质因素主要包括风化剥蚀、差异性抬升和断裂活动.构造油藏由于区域性整体抬升,导致盖层的风化剥蚀,降低了油气的封盖能力.地层油藏的储层和盖层发生了一定程度的倾斜后,相当于其上覆盖层厚度增大,相同的剥蚀量对地层油藏的破坏程度小于构造油藏.岩性透镜体和上倾尖灭油藏多为自生自储型岩性油藏,往往发育在较深的部位,四周被生油岩所包裹,受到构造抬升而遭受剥蚀的程度更弱.对隐蔽油藏而言,差异升降只是造成油藏产状的变化,其中的油气没有因为差异升降而受到破坏.对于构造油藏而言,油气藏形成后,由于差异升降区域倾斜,油气沿抬升了的溢出点外溢,容易造成油藏的破坏.断裂活动可破坏盖层的连续性与完整性,进而影响油藏的保存.当断裂作用只是在一个油藏内部发生,可以使得油气由下部油层向上散失,结果造成油气由一个油层分为多个油层含油.由于岩性油藏大多发育在构造活动较弱的部位,深大断裂一般不发育,断裂活动不会影响到隐蔽油藏的保存.因此,从总体上讲隐蔽油藏的保存条件优于构造油藏.     

塔里木盆地乌什凹陷—温宿凸起油气运聚过程模拟实验研究

为了研究乌什凹陷—温宿凸起构造的油气运聚过程,预测有利的油气分布区,本文以过乌参1井剖面为地质模型,并结合该区的地质特征建立油气运移过程物理模拟的二维实验模型.模拟实验揭示:温宿凸起是油气运聚的目标指向区,断层在油气运聚过程中起着重要的作用;在驱动力相同的情况下,高渗透性砂岩层易于成为油气运移的运载层及有利储集层;泄压区是油气运移的指向区,在温宿凸起北部边界出现的变质岩分布带,有可能成为油气运移的屏障,寻找油气时应该避开,有断层沟通的潜山及砂体才是最有利的油气聚集区.     

超致密裂缝性储层地震预测方法研究——以川西新场气田须二气藏勘探为例

川西深层须家河组油气成藏地质条件十分复杂,气藏具有超深、超低孔渗、超高压、超致密等特征.有效储层预测、裂缝预测、含气性检测成为须家河组地震勘探面临的三大主要难题.近年来,以宽方位、大偏移、三分量三维地震资料为主,多学科协同,深入研究多波属性含气地震响应特征等,通过P波叠前纵、横波联合反演、PP波和PS波叠后联合反演、P波方位各向异性检测、横波分裂裂缝检测等方法技术的应用,较好解决了须家河组超致密裂缝性储层预测和裂缝检测等问题,充分利用地震资料信息,取得了一系列油气勘探开发的重大进展.     

乌北南二段输导层油气运移优势路径演化研究

根据输导层内油气运移优势路径的形态特征,将油气运移优势路径划分为汇聚型、发散型和平行型3种形式。通过乌尔逊凹陷北部南二段输导层特征分析,在古埋深恢复的基础上,利用油气运移优势路径研究原理和方法对乌尔逊凹陷北部南二段输导层各地质时期的油气运移优势路径进行了研究。得到该区各地质时期南二段输导层油气运移优势路径的分布具有相似特征,主要有5个汇聚区,以苏1井、苏21井和乌8井汇聚区油气运移优势路径密度大,苏21井汇聚区位于生烃灶的边部,苏1井和乌8井汇聚区位于生烃灶内,有利于油气的运聚成藏。西部两个汇聚区油气运移优势路径密度小,且位于生烃灶之外,不利于油气聚集成藏。该区目前的工业油气流井不是分布在油气运移优势路径的汇聚点处,就是在其优势路径上,这是该区南二段油气成藏的重要条件。     

中国西北侏罗系油气藏模式及控制因素初探

从源岩—油藏系统出发,以油气的生成、运移、聚集为线索,探讨了西北侏罗系油气藏的成藏模式与控制因素。西北侏罗系油气藏可划分为下源型、自源型和混源型三类成藏模式,并进一步从烃源岩与储集岩的关系上细分为自生自储式、自源上储式、混源自储式、混源上储式和下源自储式等５种类型。在成藏划分的基础上,从烃源岩分布、水动力区域盖层、圈闭形成时间、断层和岩性等６个方面分析了油气藏的控制因素     

川西坳陷碎屑岩大中型气田形成条件

川西坳陷上三叠统厚大的煤系地层提供了丰富的烃源,燕山期发育的三个北东东向古隆起为油气的早期富集奠定了基础,晚三叠世和侏罗纪发育的河道和三角洲砂体提供了良好的储层,前陆盆地形变形成的破裂构造为深层气源运移至浅层提供了良好的通道,有利储集相带与构造的有机配合形成了多种类型的圈闭,这些便构成了川西坳陷大中型天然气田形成的主要条件,可归纳为"一丰四适",即:丰富的油气资源,适时的古隆起、适宜的沉积相带、适中的变形、适合的构造组合形态.     

油气分段捕获揭示震旦——寒武系天然气成藏过程

烃源岩生烃具有时间和空间上的序列性,构造活动和圈闭的形成也具有阶段性,加之富集型古油藏和分散型滞留原油产生的裂解气也会大量运移聚集,因此,油气成藏可能经历多个阶段。基于以上油气分段捕获原理"将今论古"地分析四川盆地南部威远、资阳、高石梯-磨溪3个典型构造的震旦系-寒武系天然气成藏过程与成藏规律,从而预测其他未知区块的成藏潜力。研究认为,高磨地区作为继承性古隆起,震旦系-寒武系圈闭几乎捕获了烃源岩从早期生油到晚期干酪根生气所有阶段的油气;威远、资阳震旦系-寒武系圈闭则仅捕获了部分阶段的油气,对于未知区块-泸州古隆起区来讲,其震旦系-寒武系能捕获生气高峰及其以后阶段所有的天然气,包括分散型滞留原油裂解气和晚期干酪根裂解气,如果落实好储层和圈闭,天然气勘探潜力很大。     

东营凹陷沙河街组岩性油藏“多元控油—主元成藏”特征分析

东营凹陷沙河街组岩性油藏的形成与分布在宏观上受多种元素的控制,这些宏观地质控制因素包括构造带类型、沉积体系域类型、储集相类型、烃源岩条件和盆地温压条件等.根据岩性油藏的自身特点分析认为,东营凹陷沙河街组岩性圈闭能否成藏主要受到4大主控元素的控制,分别为岩性油藏输导通道因素、流体动力因素、储层临界物性因素、砂体封闭性因素.经研究在牛庄洼陷发现沙河街组岩性油藏具有“三元主控”的特征.     

Anaerobic hydrocarbon biodegradation in deep subsurface oil reservoirs

Biodegradation of crude oil in subsurface petroleum reservoirs is an important alteration process with major economic consequences. Aerobic degradation of petroleum hydrocarbons at the surface is well documented and it has long been thought that the flow of oxygen- and nutrient-bearing meteoric waters into reservoirs was necessary for in-reservoir petroleum biodegradation. The occurrence of biodegraded oils in reservoirs where aerobic conditions are unlikely, together with the identification of several anaerobic microorganisms in oil fields and the discovery of anaerobic hydrocarbon biodegradation mechanisms, suggests that anaerobic degradation processes could also be responsible. The extent of anaerobic hydrocarbon degradation processes in the world's deep petroleum reservoirs, however, remains strongly contested. Moreover, no organism has yet been isolated that has been shown to degrade hydrocarbons under the conditions found in deep petroleum reservoirs. Here we report the isolation of metabolites indicative of anaerobic hydrocarbon degradation from a large fraction of 77 degraded oil samples from both marine and lacustrine sources from around the world, including the volumetrically important Canadian tar sands. Our results therefore suggest that anaerobic hydrocarbon degradation is a common process in biodegraded subsurface oil reservoirs.