辽河西部凹陷兴隆台高潜山内幕油气藏形成条件和成藏特征

利用地震、钻井地质和测试资料，结合储层显微镜观察和原油地球化学分析，对辽河西部凹陷兴隆台高潜山的内部结构、储层特点和油气性质进行了研究。结果表明，新发现的兴古7井潜山油气藏不同于以往发现的风化壳型潜山油气藏，它是一种潜山内幕构造裂缝型的混合变质花岗岩基岩油气藏。兴隆台潜山油气藏体系存在分布于潜山顶部附近的不整合遮挡和分布于潜山内幕的构造裂缝型油气藏两种类型。两者油气来源相同、运聚成藏时期相近，但输导体系不同。潜山浅表层油气藏的油气主要通过不整合面输导运移；深层内幕油气藏的油气主要通过裂缝和断层构成的复杂输导体系运移，断层起“大动脉”作用，裂缝起“微循环”作用，油藏间连通较好。兴隆台潜山内幕油气藏的发现揭示了渤海湾盆地潜山内幕是一个具有勘探潜力的新领域。     

辽河东部凹陷潜山油气藏特征及油气分布规律

辽河坳陷东部凹陷发育茨榆坨、三界泡及油燕沟三个潜山带,在平面上沿NE向呈条带分布,均为平行型背向传递带.潜山油气藏的主要油源为新生界沙河街组第一段、第三段和中生界侏罗系的烃源岩;储集层由太古界变质岩、下古生界碳酸盐岩和中生界砂岩、火山岩组成, 储集空间主要为构造裂缝及溶蚀孔隙;沙河街组、中生界、下古生界泥岩和房身泡组火山岩构成潜山油气藏良好的盖层.根据潜山构造特征、成藏条件及圈闭类型的差异,将潜山油气藏分为潜山顶部及内幕两种类型.潜山油气多分布于近源的断裂带附近,盖层是油气富集和保存的重要条件,潜山带构成了复式油气聚集带.     

辽河兴隆台变质岩潜山油气来源及成藏模式

在地球化学和石油地质综合分析的基础上,探讨了兴隆台太古宇变质岩潜山油气来源及油气藏形成特征.结果表明,变质岩潜山油气藏序列包括浅层风化壳高压和深层内幕裂缝常压两个成藏系统;两个系统油气性质相同,正常原油饱和烃的质量分数大于75%,异戊间二稀烷烃质量分数低,Pr/Ph(姥鲛烷与植烷的相对丰度比值)在1.0左右,伽玛蜡烷丰度低,规则甾烷呈V形分布,为该区迄今所发现成熟度最高的原油,都来自南侧清水洼陷沙三段成熟度较高的烃源岩;油气运聚成藏时期相近;输导系统和油气聚集控制因素明显不同;油气成藏具有单向油源、复式输导(不整合、断层、内幕裂缝)、双向运移(侧向、垂向)和多期成藏的特征.     

辽河西部凹陷曙103块潜山油藏储层特征

辽河西部凹陷曙103块潜山由中元古界长城系高于庄组泥－粉晶白云岩、灰质白云岩和白云质灰岩组成,其主要的储集空间包括溶蚀孔洞、构造裂缝及微孔微缝等。该区溶蚀孔洞非常发育,根据其规模可分为大、中、小型溶洞及溶孔,其中大、中型溶洞常因坍塌和充填而失去储集能力,而小型溶洞和溶孔等则成为该潜山的主要储集空间。高角度构造缝对该储层储集空间的贡献最大,其优势发育方位为北东－南西向,与区域构造线方位一致。压力测试结果表明,该区储层中显微级的微孔和微裂缝经过一段时间的开采后,替代宏观溶孔和裂缝而成为主要的供油空间,这表明它也是很重要的储集空间。对各井开采现状及采油层段的对比研究表明,曙103块潜山储层的发育受古地貌位置、构造位置及沉积旋回的控制,好的储层段主要分布在潜山顶面及地貌高点。     

辽河西部凹陷曙103块潜山油藏储层特征

辽河西部凹陷曙 10 3块潜山由中元古界长城系高于庄组泥粉晶白云岩、灰质白云岩和白云质灰岩组成 ,其主要的储集空间包括溶蚀孔洞、构造裂缝及微孔微缝等。该区溶蚀孔洞非常发育 ,根据其规模可分为大、中、小型溶洞及溶孔 ,其中大、中型溶洞常因坍塌和充填而失去储集能力 ,而小型溶洞和溶孔等则成为该潜山的主要储集空间。高角度构造缝对该储层储集空间的贡献最大 ,其优势发育方位为北东—南西向 ,与区域构造线方位一致。压力测试结果表明 ,该区储层中显微级的微孔和微裂缝经过一段时间的开采后 ,替代宏观溶孔和裂缝而成为主要的供油空间 ,这表明它也是很重要的储集空间。对各井开采现状及采油层段的对比研究表明 ,曙 10 3块潜山储层的发育受古地貌位置、构造位置及沉积旋回的控制 ,好的储层段主要分布在潜山顶面及地貌高点     

冀中坳陷潜山内幕油气藏的多样性与成藏控制因素

潜山内幕油气藏是指位于潜山顶面不整合面以下、分布于潜山腹内的油气藏,它与潜山顶不整合覆盖油气藏的区别在于其圈闭多与潜山顶面不整合面无关.对近几年来冀中坳陷潜山油气最新勘探成果进行梳理和分析,探讨潜山内幕油气藏的类型及其成藏控制因素.结果表明:潜山内幕油气藏具有多样性,其圈闭包括内幕断层圈闭、内幕地层岩性圈闭以及内幕单斜...     

辽河坳陷变质岩潜山油气藏类型与成藏模式

在剖析辽河坳陷变质岩潜山油气藏的基础上,从油气富集部位和烃源岩与储集层的关系两个方面划分潜山油气藏类型,并探讨其成藏模式.研究表明:根据潜山油气富集部位,潜山油气藏分为潜山顶部油气藏和潜山内幕油气藏;按照烃源岩与储集层的关系,潜山油气藏分为源下型、源边型和源外型3种类型.变质岩潜山油气藏存在源下倒灌型、源边侧供型和源外输导型3种类型成藏模式.源下倒灌型具有直接接触关系、异常高压驱动、油气向下直接倒灌的特点;源边侧供型具有直接接触关系、异常压力和浮力驱动、油气侧向运移直接进入储层的特点;源外输导型具有间接接触关系、浮力为主、油气侧向长距离输导运移的特点.     

超深层油气藏储层特征和成藏模式

随着油气勘探向深部发展.深层油气藏已成为油气发现的重要组成部分.永进地区位于准噶尔腹部中石化中部3区块,勘探目的层埋藏深.大于5 500 m,储层主要以细砂岩、含砾砂岩为主,颗粒具有岩屑含量高、成分成熟度低、结构成熟度低等特点;多为特低孔、超低渗储层:储层孔隙类型有5种:残余原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、泥质微孔和微裂缝;孔隙结构为特小孔微细喉型.储层物性影响因素主要有强烈压实成岩作用、弱溶解作用和黏土矿物充填3个方面.均造成孔渗性下降.该区油藏类型主要为地层、岩性油气藏,成藏模式为源上沿断-沿层油气成藏模式.     

辽河东部凹陷茨榆坨低位潜山油气成藏研究

根据潜山区域构造、断层活动期、油气生成期、成藏期的配置关系及断层封闭性特点，对辽河东部凹陷茨榆坨低位潜山进行了研究。研究结果表明，茨榆坨潜山为一典型的低位潜山构造带，其构造形态是一平行型背向传递带；储集层为太古界花岗岩，储集空间主要为构造裂缝及溶蚀孔隙，其发育程度受断层控制。采用原油族组成、类异戊二烯烃和萜烷等地化参数，对牛居-长滩洼陷和茨榆坨地区的油气进行了油源对比，并利用生物标志化合物ω(甾烷C29口aααα20S)／ω(20S 20R)和ω(C29ββ)／ω(ββ αα)、正构烷烃主峰碳数、原油物性等指标，对油气运移过程中的运移效应进行了分析，确定潜山的油气来自牛居-长滩洼陷。对油气运移通道条件与运移过程分析认为，茨东、茨西断层控制了油气在潜山内的运移和聚集，断层和不整合面是油气运移的良好通道，油气向茨榆坨潜山的运聚具有氧化型成藏模式。     

柴窝堡凹陷油气藏形成条件及成藏模式研究

改造型盆地评价是近年来石油地质研究的难点和重点.以成盆、成烃和成藏理论为指导,应用盆地分析、有效烃源岩评价、储层预测、改造型盆地模拟等技术和方法,综合研究分析了改造型盆地柴窝堡凹陷油气藏形成条件,预测了油气资源潜力,建立了油气成藏模式.结果表明:该区主要烃源岩层为上二叠统芦草沟和红雁池组,是油气资源分布的主要层位;主要储集层亦为上二叠统芦草沟和红雁池组,物性较差,总体为较好含气储层,是主要勘探目的层;存在构造、地层、岩性、复合4大类油气藏类型和自源—侧向排烃、它源—垂向排烃两类油气成藏模式.     

辽河东部凹陷古近系页岩气聚集条件分析

页岩气是一种现实的非常规天然气资源.通过对大量录井、钻井、地球化学、实验测试及生产测试结果等资料的分析,认为辽河东部凹陷古近系3套泥页岩分布面积广,厚度大,有机碳含量高,有机质类型以腐泥腐殖型和腐殖型为主,有机质成熟度变化范围宽等特点,具备形成页岩气的物质基础.泥页岩中微裂缝和裂缝发育,为游离态气体的赋存提供了有利的储集空间,且泥页岩吸附甲烷能力强,吸附量大,泥页岩段普遍存在气测全烃异常,蕴藏着巨大的页岩气资源.在新开油田、黄金带油田以及桃园气田附近气测全烃异常明显,是页岩气成藏的有利地区.     

东濮凹陷马厂地区天然气成藏条件分析

东濮凹陷黄河南地区具有丰富的天然气资源。根据已有的地质资料 ,对马厂构造的天然气分布特征进行了描述 ,从气藏的地质特征、气藏的流体性质及气藏压力等多方面分析了天然气成藏条件。研究结果表明 ,东濮凹陷的马厂构造中天然气显示活跃 ,气藏类型多为反向屋脊断块型 ,其气藏流体性质以聚集煤层气为主 ,属于低压气藏。马厂地区天然气成藏条件优越 ,具有良好的天然气资源量和可观的勘探潜力     

辽河东部凹陷茨榆坨低位潜山油气成藏研究

根据潜山区域构造、断层活动期、油气生成期、成藏期的配置关系及断层封闭性特点 ,对辽河东部凹陷茨榆坨低位潜山进行了研究。研究结果表明 ,茨榆坨潜山为一典型的低位潜山构造带 ,其构造形态是一平行型背向传递带 ;储集层为太古界花岗岩 ,储集空间主要为构造裂缝及溶蚀孔隙 ,其发育程度受断层控制。采用原油族组成、类异戊二烯烃和萜烷等地化参数 ,对牛居长滩洼陷和茨榆坨地区的油气进行了油源对比 ,并利用生物标志化合物w(甾烷C2 9ααα2 0S) /w(2 0S +2 0R)和w(C2 9ββ) /w(ββ +αα)、正构烷烃主峰碳数、原油物性等指标 ,对油气运移过程中的运移效应进行了分析 ,确定潜山的油气来自牛居长滩洼陷。对油气运移通道条件与运移过程分析认为 ,茨东、茨西断层控制了油气在潜山内的运移和聚集 ,断层和不整合面是油气运移的良好通道 ,油气向茨榆坨潜山的运聚具有氧化型成藏模式。     

东濮凹陷马厂地区天然气成藏条件条件

东濮凹陷黄河南地区具有丰富的天然气资源。根据已有的地质资料,对马厂构造的天然气分布特征进行了描述,从气藏的地质特征、气藏的流体性质及气藏压力等多方面分析了天然气成藏条件。研究结果表明,东濮凹陷的马厂构造中天然气显示活跃,气藏类型多为反向屋脊断块型,其气藏流体性质以聚集煤层气为主,属于低压气藏。马厂地区天然气成藏条件优越,具有良好的天然气资源量和可观的勘探潜力。     

辽河盆地西部凹陷北部地区古近系地层剥蚀量恢复

辽河盆地新近系(N)、古近系(E)之间不整合面形成于盆地由裂陷发育阶段向坳陷发育阶段转化的过渡时期,古近系地层在沉积后遭受了长期的非均衡剥蚀.通过地质分析及实践,选用地层结构趋势外延法和声波测井曲线法计算了研究区的地层剥蚀量,并在此基础之上,对原型盆地进行了恢复.从所得的两幅形态近似的剥蚀量等值线图上的剥蚀趋势得出:横向上剥蚀量自南西向北东逐渐增大,这种差异性剥蚀是古近纪末期台安—大洼断裂右旋走滑作用在本区形成的北西向褶皱格局所引起.从盆地原始沉积厚度等值线图也可以得出,不同时期原型盆地的形态和盆地的类型具有明显的阶段性差异.导致上述结果的根本原因则是郯庐断裂右旋走滑作用的影响.     

辽河盆地大民屯凹陷流体势及油气运聚

通过对辽河盆地大民屯凹陷古地层压力恢复和地下古流体势空间分布模式模拟,确定盆地流体系统构成,进而提高对油气运移规律的认识,预测有利油气聚集区,提高钻探成功率.研究显示,大民屯凹陷地下古流体势分布与生油洼陷分布一致,高势区是大民屯凹陷油气成藏主要烃源区和动力源区,低势区与现今油气田吻合较好,可根据流体低势区预测新的油气聚集部位.     

贝尔凹陷油藏形成过程及油富集的主控因素

为了研究贝尔凹陷油藏形成过程及油富集的主控因素,利用储层流体包裹体均一温度和自生伊利石Ar和K同位素测年资料,结合储层埋藏史和热史,将油藏按成藏期分为早期和晚期2种,早期油藏主要形成于伊敏组沉积晚期,剖面上主要分布在基岩、铜钵庙组和南一段,平面上贝中、苏德尔特、霍多莫尔和呼和诺仁4个油田皆有分布.晚期油藏主要形成于伊敏组沉积末期～青元岗组沉积时期,剖面上主要分布在大磨拐河组和南二段,平面上仅分布在贝中和霍多莫尔2个油田,早期油藏形成过程中油富集主要受到3个方面因素的控制:源岩区控制着早期油气藏形成与分布的范围;反向断裂翘倾隆起和洼中隆是早期油气藏形成的有利部位;扇三角洲前缘亚相砂体为早期油气藏形成提供了储集空间.晚期油气藏形成过程油富集主要受到3个方面因素的控制:南一段源岩区控制着晚期油气藏形成与分布的范围;反转构造是晚期油气藏形成的有利部位;长期发育断裂为晚期油气藏形成提供了输导通道.