雪峰山西侧地区震旦系灯影组储层发育特征与控制因素分析

近年来,四川盆地等地区在震旦系灯影组地层中的重大突破,为我国的南方海相碳酸盐岩油气勘探展示了良好前景。灯影组在雪峰山西侧地区分布广泛、厚度大,古岩溶以深埋有机溶蚀作用及热液岩溶作用为主,岩溶缝洞系统以溶蚀裂缝、溶孔为主,一般不发育大型溶洞系统。文中重点考虑了古今构造、沉积相、岩性特征等因素,综合分析了雪峰山西侧地区震旦系灯影组储层的发育特征及控制因素。     

哈拉哈塘潜山型油藏特征与成藏主控因素研究

塔里木盆地哈拉哈塘地区地质条件复杂,油气资源丰富,是重要的油气勘探区。通过对哈拉哈塘潜山区哈8 井区的地质特征、油水分布特征以及对主控因素的分析研究,认为该区油水分布复杂,不具有分带性。从加里东到早海西期,奥陶系鹰山组-一间房组海相碳酸盐岩经历了多期岩溶的叠加改造,风化壳岩溶缝洞体储层发育,形成了良好的油气储存条件;潜山区奥陶系逐渐抬升剥蚀,鹰山组-一间房组储层之上的盖层的缺失与否对早期油藏的保存具有重要作用;断裂性质和局部构造控制了后期油气充注强度和油藏类型。多种控制因素使得哈801 井、哈8 井、哈802 井等形成了相对独立的油气运聚体系。对潜山区哈8 井区油气水特征的研究,有助于指导碳酸盐岩潜山型油气藏的勘探和开发。     

塔河三号油田奥陶系溶蚀缝洞储层识别与分级标准的建立

塔河3号油田构造位置隶属塔里木盆地沙雅隆起中段阿克库勒西南部.奥陶系多次遭受不同程度风化剥蚀与淋滤作用,最终形成大型碳酸盐岩潜山,油气产于奥陶系溶蚀、裂缝性储集层中.根据溶蚀和裂缝发育段的岩芯观察特征、测井录井响应特征,定量提取反映岩溶和裂缝发育程度的控制特征参数,建立岩溶和裂缝发育程度和产能高低的分级判别标准,对该区6口探井奥陶系碳酸盐岩储层溶蚀缝洞发育层段进行了判识与含油气性评价.     

塔里木盆地岩溶储层发育特征及控制因素

为研究塔里木盆地岩溶储层发育特征及控制因素,通过比较塔北地区和塔中地区储集层岩石孔隙度和渗透率,按储层成因将孔-洞-缝油藏划分为洞穴型储层、构造裂缝型储层、风化裂隙型储层、台缘礁滩相颗粒灰岩溶蚀孔隙型储层和地表残积物裂隙-孔隙(洞)型储层等5种类型.塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩油气藏成藏控制因素包括:长期继承性的古隆起和古斜坡;断层和不整合面;次生孔-洞-缝储层的发育和有效盖层结合.分析表明:多源、长期成藏,早期储层改造和后期调整是塔里木盆地油藏的主要特征,并决定了资源结构和油气特性.     

黄骅拗陷奥陶系岩溶储层发育特征与控制因素

通过岩心观察和薄片鉴定,归纳总结岩溶类型,探讨岩溶作用的发育及控制因素。研究表明,黄骅拗陷奥陶系碳酸盐岩储层分为孔隙型、孔-洞-缝型及裂缝型3大类,储层发育程度与古风化壳的距离有关。岩溶作用主要为表生期岩溶作用和埋藏期岩溶作用,表生期岩溶作用因经历的构造运动背景不同而导致了岩溶路径和岩溶强度的明显差异,埋藏期岩溶作用多与后期的构造作用关系密切。表生岩溶作用存在均衡岩溶和差异岩溶两种,沉积-成岩与构造-古地貌对表生岩溶储层具有主要的控制作用。埋藏岩溶作用不仅受到发育沿断层、裂缝下渗大气淡水与埋藏环境压释水混合溶蚀作用的影响,而且岩浆-构造热液溶蚀作用亦对岩溶储层做出了贡献。     

塔河油田东南斜坡区奥陶系缝孔洞储集体发育规模研究及评价

塔河油田东南斜坡区奥陶系已成为油气勘探的重点区域,其主要发育岩溶缝孔洞型储层。受多期构造运动影响,区内断裂极其发育,并构成沿一定方向延伸的断裂带,成为控制区内岩溶储层形成的主要因素,区内奥陶系碳酸盐岩储层大多呈沿断裂带发育分布的特征。为认识其规模,以区内生产测试资料为基础,开展断裂带内邻井间的类干扰试井分析。认为横向非均质性和复杂的裂缝系统是影响井间连通性和储集体规模的主要因素。区内井点能量资料分析表明,储层类型不同,其能量分布不同,断裂带上储层又较断裂带间储层显示较高能量特征。此外对区内岩溶储层进行了评价,认为岩溶储层发育的有利区带主要分布于研究区北部,受断裂带控制作用明显,往南储集性能变差。     

塔里木盆地塔河油田奥陶系碳酸盐岩油气成藏特征

塔里木盆地塔河油田碳酸盐岩储层主要发育于奥陶系,油气储量丰富,对其油气藏的研究表明,奥陶系碳酸盐岩的主要油源区为南东方向的满加尔寒武—奥陶系生油坳陷,其生成的多期次油气通过断裂、储层、不整合面持续向北部凸起之上的奥陶系储层运移聚集.同时多期次的运聚与成藏造成了油气在平面上分布具有北东密度大、南西密度小的特点.塔河油田碳酸盐岩孔、洞、缝3种储集空间组合构成裂缝型、孔洞-裂缝型、裂缝-孔洞型和生物礁(滩)相孔隙型储层,为油气聚集提供了良好的储集空间.海西期的构造活动使得裂缝发育,同时为岩溶发育提供通道,并进一步改善了早期缝洞的连通性.石炭系卡拉沙依组及巴楚组泥岩作为良好的区域盖层为油气保存提供了必要条件.     

碳酸盐岩古岩溶储层预测的难点与对策

在分析碳酸盐岩古岩溶储层成因特点与预测难点的基础上,确定针对该类储层进行地震预测的思路与对策,即首先建立古岩溶储层的地质概念模型,然后通过实验室地震物理模拟,确定敏感性地震参数,最后在井旁地震道属性统计分析的基础上,对塔里木盆地轮西区块奥陶系风化壳古岩溶储层进行预测.结果表明:该区早海西期存在2个岩溶旋回,相应地发育3套与岩溶作用有关的储层;平均反射强、均方根振幅、平均能量是反映缝洞型储层的主要敏感性地震参数,而能量半衰时斜率对于检测裂缝发育带最为敏感;研究区古岩溶储层的发育主要受岩溶地貌和断裂系统的控制,具有明显的分带性及叠置性特征.     

济阳坳陷下古生界碳酸盐岩储层形成机理和发育特征

位于渤海湾盆地内的济阳坳陷是中国油气最为富集的地区之一.古生界碳酸盐岩是济阳坳陷今后油气增储上产的主要领域.通过对济阳坳陷下古生界碳酸盐岩的锰、锶等微量元素及氧、碳、锶等同位素的测试与分析研究,认为岩溶作用和白云石化作用是济阳坳陷下古生界碳酸盐岩储层形成最为重要的成因机理.与不整合面有关的海相碳酸盐岩岩溶储层主要由强烈的大气淡水改造作用而形成.各种洞或脉中的碳酸盐矿物的87Sr/86Sr比值显著高于基质碳酸盐的87Sr/86Sr 比值,而δ13C 和δ18O值则显著低于基质的δ13C和δ18O值.大气淡水作用深度主要在不整合面之下150 m 的深度范围.对油气储集有价值的奥陶系冶里-亮甲山组储集层与埋藏成岩过程的白云石化作用,尤其是粒屑的优先白云石化造成的体积收缩作用有关.作者总结提出了济阳坳陷下古生界碳酸盐岩岩溶的发育模式,及古地貌、古水系和岩溶作用的关系,并深入研究了济阳坳陷下古生界碳酸盐岩储层的发育特征与分布规律.     

轮古西地区碳酸盐岩油藏特征与失利井研究

摘要： 以塔里木盆地塔北地区轮南西部奥陶系碳酸盐岩潜山风化壳油藏为例,通过对工区20多口探井的地质、测井资料以及地球化学分析化验资料的系统分析,研究了轮南西部轮古西地区碳酸盐岩油藏特点、成藏特征以及勘探失利原因。认为轮古西地区奥陶系鹰山组为主要含油层系,油气分布在风化壳面以下180m范围内,以晶间孔、粒内溶蚀孔以及各种构造缝和溶蚀缝为主要储集空间;晚海西期油气充注成藏,之后经历构造抬升,油气遭受强烈生物降解,原油具有高密度、高黏度、高沥青质、高蜡、高含硫、低饱芳比的特征;钻探失利的主要原因可归结为碳酸盐岩储层强烈的非均质性、圈闭的落实程度差、岩溶缝洞体系内复杂的油水分布关系、地震资料解释精度低等。古地貌、岩溶储层、断层是油气富集的主控因素,在深大断裂带附近,古岩溶、裂缝与溶洞发育区,油气产能较高。     

薄荷台-大榆树地区扶余油层成藏因素与有利油气富集区研究

研究区油气分布受构造、断层、沉积和油源等因素影响,造成油水关系复杂,油藏类型多样,给油藏评价和开发带来困难．薄荷台一大榆树地区扶余油层油气成藏受多种因素制约,对其成藏主控因素的分析是下步油藏评价、油气开发突破的关键．着重分析油气成藏控制因素,建立油气成藏模式,总结油气富集规律,寻找有潜力的油气富集区块,为开发优选有利目标区打基础．研究结果表明,预测研究区存在2个构造和4个岩性有利油气聚集带．     

BN洼陷岩性油气藏成藏主控要素分析

B盆地勘探风险大程度低,一直以寻找构造油气藏为主。2010年在其北部斜坡带首次发现Baobab N岩性油藏,拓展了盆地勘探新领域;其成藏具典型代表性,可为盆地其他凹陷岩性勘探提供指导。通过成藏要素分析,结合油藏和砂体展布特征,探讨了BN岩性油藏的成藏主控要素。研究表明:BN岩性油藏受构造和岩性双重因素控制。洼陷发育优质烃源岩,且与砂体直接接触,具较好的生储盖组合。控制油气沿其周缘分布,具构造背景的砂体利于油气充注,而扇中辨状水道微相控制油气富集,具良好封堵能力的断层与反转构造有机配置为BN洼陷岩性成藏最重要的控制因素。对于强反转裂谷盆地来说,保存条件要求相对苛刻,上覆M组厚层泥岩质纯厚度大;且不同程度地发育超压,为油气藏保存提供优越的条件,控制岩性体最终成藏。     

川中川南过渡带嘉二段成藏条件及主控因素

研究区嘉二段构造起伏平缓,断裂及裂缝相对较小,碳酸盐岩和蒸发岩发育,基本属于（半）局限 蒸发台地相,部分属于开阔台地相。台内滩、台内雏滩、（半）局限台地泻湖和（半）局限台地潮坪等亚相影响储层的形成和发育;蒸发台地泻湖、蒸发台地潮坪和局限台地泻湖等亚相控制盖层的分布。通过对烃源条件、储盖组合、圈闭类型、天然气运聚特征和保存条件等方面的详细分析,认为川中川南过渡带嘉二气藏成藏条件优越,具有形成中型气藏的潜力,其中天然气的近源垂向运聚和理想的保存条件,是形成嘉二气藏的重要保障。有利的沉积亚相、建设性成岩作用、背斜构造、烃源断层和硬石膏岩层是该气藏的成藏主控因素。烃源断层和硬石膏岩层的分布,为油气聚集层位及有利成藏区块的确定提供了重要信息。     

Major factors controlling the formation of middle and large marine carbonate stratigraphic fields

Marine carbonate oil and gas fields have become an important exploration area in China and even across the world. Their formation, distribution and enrichment are special owing to the complexity of the deposition, diagenesis and accumulation, which is caused by the multiplicity of the carbonate depositional environments and facies, huge extensions of formation time and burial depth, complication of diagenetic evolution, heterogeneity as well as the development of pores, caves and fractures affected by various factors. Oil and gas accumulations in carbonate rocks are not strictly controlled by the second-order structure belt. Most of them, under certain structural settings, are controlled by sedimentary diagenesis and its favorable facies. The hydrocarbon reservoir type is predominantly stratigraphic. Based on the worldwide researches of carbonate fields, the paper concludes that 7 main factors control the formation and distribution of middle-large marine carbonate stratigraphic fields.     

Major factors controllin8 the formation of middle and large marine carbonate stratigraphic fields

Marine carbonate oil and gas fields have become an important exploration area in China and even across the world. Their formation, distribution and enrichment are special owing to the complexity of the deposition, diagenesis and accumulation, which is caused by the multiplicity of the carbonate de- positional environments and facies, huge extensions of formation time and burial depth, complication of diagenetic evolution, heterogeneity as well as the development of pores, caves and fractures affected by various factors. Oil and gas accumulations in carbonate rocks are not strictly controlled by the second-order structure belt. Most of them, under certain structural settings, are controlled by sedimentary diagenesis and its favorable facies. The hydrocarbon reservoir type is predominantly stratigraphic. Based on the worldwide researches of carbonate fields, the paper concludes that 7 main factors control the formation and distribution of middle-large marine carbonate stratigraphic fields.     

渤中凹陷西次洼浅层晚期快速充注成藏模式

渤中凹陷西次洼新近系油气资源丰富,成藏主控因素及成藏机理研究有待深入。通过烃源岩成熟度模拟、原油地球化学及油源关系分析、流体包裹体分布特征及均一温度测定,结合断层的封闭性能及疏导体系等成藏要素的综合分析,结果表明:渤中西次洼存在沙三、沙一-沙二与东三段3套烃源岩,其中沙三段为优质烃源岩,成熟度高;该区原油成熟度普较高,为烃源岩在生油高峰及后期生成的原油,主要与沙三段烃源岩相关;渤中8区新近系储层砂岩孔隙烃与油气包裹体发蓝白色荧光,油气包裹体丰度(GOI)普遍较低,主要为一期包裹体,均一温度表明油气主要充注期为3.5 Ma B.P.、1.0 Ma B.P.以后,为晚期快速充注成藏。在新构造运动活动期,持续快速生烃、供烃能力强的烃源灶、高效的断裂输导格架,为晚期快速成藏的主控因素;"高效供烃、主断控藏、浅层聚集"为该区油气成藏模式。     

中国近海基岩油气藏分布特征及其控制因素

基岩油气藏已成为中国海域油气勘探的增储上产的重要领域.基岩油气藏主要发育在裂陷盆地、走滑盆地和前陆盆地,具有"新生古储"的特点.中国海域基岩油气藏分布具有平面广、纵向层系多的特点,储层类型主要以前寒武系变质岩和混合花岗岩、古生代碳酸盐岩、中生代火山岩以及花岗岩侵入体、中生代碎屑岩为主.通过分析海域基岩油气藏空间分布规律...     

乌尔逊凹陷油气成藏与分布控制因素分析

通过对乌尔逊凹陷构造、沉积、源岩、盖层、断层、运移路径和圈闭条件与油气藏的叠合的研究 ,分析了乌尔逊凹陷油气成藏与分布的控制因素 ,认为构造反转带是油气成藏有利构造区 ;扇三角洲和浊积扇是油气成藏的有利环境 ;盖源空间质量匹配控制着油气的空间分布 ;断裂控制着油气的运聚成藏及分布层位 ;油气运移路径的汇聚区位于南屯组烃灶内或其附近 ,有利于乌尔逊凹陷油气的运聚成藏 .因此可以得出结论 :源岩、盖层和断裂及其时空匹配关系是乌尔逊凹陷油气成藏与分布的主控因素     

长春岭沿江地区扶余油层成藏主控因素分析

长春岭沿江地区扶余油层油气成藏条件研究和典型油气藏分析表明,研究区内青山口组烃源岩成熟度低、生烃能力较差;研究区的油气成藏规模受外部油气运移数量的控制。研究区油气主要来源于其西北的三肇凹陷青山口组烃源岩;不规则零散分布的河流相砂体、断层对砂体的强烈分割作用以及多期多成因油气对圈闭的充注作用是造成研究区油气分布复杂现象的主要原因。研究区存在"源岩区高压倒灌—侧向断裂疏导—构造高部位聚集"的成藏模式。研究区油气生成、运移与圈闭的形成期在时空上形成了良好有机的配置关系;其中明水组末期是研究区油气成藏事件的关键时刻。密集断裂带及油源补给程度是研究区油气成藏的主控因素。     

四川盆地震旦系与中伊朗盆地第三系碳酸盐岩油气成藏比较性研究

中国叠合盆地深层碳酸盐岩储层和油气藏形成的特殊性是学术界和油气勘探部门十分关注的问题.四川盆地上震旦统灯影组是中国叠合盆地最老的碳酸盐岩储集层之一;中伊朗盆地第三系库姆组是世界上极具特色的含陆源碎屑火山碎屑的碳酸盐岩混积地层.四川盆地震旦系较古老,所经历构造演化、成岩过程复杂;而中伊朗盆地库姆组则时代较新,所经历构造演化、成岩过程相对简单.通过对四川盆地丁山1井灯影组碳酸盐岩和中伊朗盆地Arn 1井第三系库姆组碳酸盐岩的比较性研究,发现两者在碳酸盐岩储层和油气藏的形成演化方面,既有共性又有特殊性.就储层而言,共性表现在均为裂缝孔隙型,原生孔隙基本消失殆尽,基质孔隙度较低,非均质性较强;特殊性表现在使灯影组早期储层空间保留至今和使早已致密的碳酸盐岩再次变为优质储层的作用和机理.就油气成藏而言,碳酸盐岩油气藏的形成均需要基本的油气地质条件,同时也均较复杂;不同的是,四川盆地震旦系油气的成藏过程更加复杂,主要表现在四中心(生烃中心、生气中心、储气中心和保气中心)的变迁和耦合.在中国叠合盆地碳酸盐岩油气勘探中,应充分引用国外碳酸盐岩的有关成果,研究碳酸盐岩的共有特征;同时,还应重视中国叠合盆地碳酸盐岩储层发育和油气藏形成演化的特殊性.