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。     

塔里木盆地哈拉哈塘-哈得地区三叠系克拉玛依组地震沉积学研究

塔里木盆地哈拉哈塘-哈得地区三叠系作为油气显示富集有利层位之一,目前仅对三叠系进行了盆地级的研究,而区带认识不清,层序内部沉积演化不明,对区块勘探指导针对性不强,急需开展区带化研究。利用覆盖全区的高分辨率三维地震资料和岩心、测井资料的基础之上,运用地震沉积学研究方法分析地震属性结构,识别出面积达18 000 km²的哈拉哈塘-哈得地区克拉玛依组沉积相类型和沉积相平面展布范围,从而较准确的描述出其沉积相演化特征,为后续结合区域构造背景和断层分布来预测岩性油气藏分布提供依据。分析表明：塔里木盆地哈拉哈塘-哈得地区三叠系克拉玛依组整体为湖泊-三角洲沉积体系,上下段差异明显。下段砂体由北东向南西逐渐减少,反映河道影响作用减小,牙哈古隆起斜坡处发育三角洲平原亚相,向南西展布依次发育三角洲前缘亚相和湖泊相。克拉玛依组上段湖盆收缩,广泛发育三角洲平原亚相,向南西-西方向过渡为三角洲前缘亚相和湖泊相。其中,在三角洲平原亚相中发育下切谷沉积体系。     

哈拉哈塘地区碳酸盐岩储层应力敏感性对产能的影响

哈拉哈塘油田投产井存在着南部比北部产能较差的现象.基于采油过程中流体压力的下降会对储层结构产生影响的考虑,从该区316口油井投产后的初始压力和供液能力之间的关系着手,借助碳酸盐岩缝洞型储层应力敏感性伤害方面的实验数据,对哈拉哈塘油田南北两个区域流体压力差异引起的裂缝空间变化差异进行了对比分析,并着重分析了穹窿构造和异常高压储层供液能力受压力影响的现象.认为在哈拉哈塘油田,相对于北部,南部裂缝型储层存在更强的应力敏感性伤害是导致南部储层供液能力比北部差的原因之一;南部穹窿构造和异常高压储层供液能力快速下降的现象属于应力敏感性伤害的典型现象,为了减轻投产后油压下降对储层连通性的破坏,应当加大对压力预测和储层保护方面的重视程度.     

地震沉积学在塔北哈拉哈塘地区古河道识别中的应用

运用地震沉积学基本原理,借助高分辨率三维地震数据体,综合使用三维可视化、相干体解释、地层切片技术、地震分频与RGB混频等技术手段对哈拉哈塘地区某三维地震区的古河道进行识别和刻画.精细刻画出志留系底界面与奥陶系吐木休克组底界面2个重要沉积间断期发育的河道体系并总结其特征.研究结果表明:志留系底界面发育高曲度的稳定曲流河,而吐木休克组底界面发育典型的曲流河.两期河道发育期哈拉哈塘地区均处于相对平缓的地貌背景.通过古河道的识别可知:在吐木休克组沉积前该区域曾发生短暂暴露性沉积间断而非传统认识的直接发育的淹没台地型水下沉积间断,从而为吐木休克组底界面下发育的古岩溶储层提供更合理的成因背景解释.     

镇原——泾川地区储层及油气成藏特征

在分析延长组沉积特征及储集岩基本特征的基础上,详细探讨了油气运聚成藏特点及受控因素,指出镇泾地区中生界油气地质条件基本具备,在本区特低渗储层发育的整体背景下,寻找孔渗性相对好的油气富集带是本区油气勘探的重要目标.     

黔北地区牛蹄塘组富有机质泥岩储层特征

为全面研究黔北地区牛蹄塘组富有机质泥岩储层特征,对该组7口页岩气调查井和4口地质浅钻的岩芯进行了系统采样,并做了矿物学分析、地球化学分析、孔隙度和渗透率测定、含气性分析等实验。结果表明,牛蹄塘组富有机质泥岩主要发育于深水陆棚相带,岩性以含粉砂炭质泥岩、粉砂质炭质泥岩为主,脆性矿物以石英+长石组合为主,方解石、白云石、黄铁矿等自生脆性矿物含量总体较低;黏土矿物含量较低,变化范围较大,成分以伊利石为主。有机碳含量普遍较高,在1.5%~15.7%,有机质成熟度1.74%~3.40%,总体演化程度较高;平均岩石密度2.52 g/cm³,BET比表面积0.33~33.76 m²/g;微观储集空间以粒间（晶间）孔为主,其次为粒内孔,有机质孔发育较差,微裂缝总体不发育,具有低孔低渗低孔超低渗的储层特征;总含气量0.02~2.05 m³/t,现场解析气中N₂、H₂含量异常,CH₄等烃类气体含量较低。     

哈拉哈塘油田走滑断裂带控储成藏规律初探

大型走滑断裂带是哈拉哈塘油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩控储成藏的关键因素。哈拉哈塘油田位于塔北隆起西斜坡,走滑断裂断距较小,识别难度大,制约了该油田的勘探开发。从哈拉哈塘油田走滑断裂演化特征出发,形成了以多重滤波为基础的地震资料解释性处理研究方法,精细刻画了走滑断裂带,明确断裂空间展布规律,通过开展走滑断裂带控储机理研究,明确了断裂带对油气的疏导作用,形成以断裂带为中心的断溶体油藏描述技术,建立了哈拉哈塘油田断溶体油藏成藏模式,认为断溶体油藏具有“一体一藏”、连通关系复杂的特点,通过精细缝洞雕刻及叠后裂缝预测,提出了哈拉哈塘油田断溶体油藏的评价方法及潜力方向。     

准噶尔盆地南缘芦草沟组云质岩储层致密化过程

云质岩是准噶尔盆地芦草沟组重要的致密储油岩类型。通过对博格达地区芦草沟组云质岩的铸体薄片观察、显微荧光分析和孔洞中矿物充填序列的研究,探讨了白云岩储层的致密化过程,揭示了油气成藏与致密化间的匹配关系。结果表明,芦草沟组云质岩储层主要为孔洞型,孔洞中经过多期次油气和热液流体的充注,形成多个世代的矿物充填,从而使白云岩储层孔隙度降低、逐步致密。多期次的热液流体释放和充注可能与构造隆升造成的古油藏破坏密切相关。早期芦草沟组烃源岩排烃时白云岩储层并未致密;中期边致密边成藏,孔隙度有轻微降低;晚期油充注时白云岩开始致密,属于油气成藏过程中和油藏破坏过程中致密。     

白家海凸起—阜北斜坡八道湾组储层特征研究

利用岩石薄片、铸体薄片鉴定、X–衍射、扫描电镜和压汞等资料,对白家海凸起—阜北斜坡侏罗系八道湾组的储层特征进行了研究,分析了储层的成岩作用类型、成岩演化序列、成岩作用对孔隙结构的影响及孔隙演化史。研究结果表明：八道湾组储层以岩屑砂岩为主储集空间以粒内溶孔和粒间溶孔为主,孔隙度经历了多期的演化过程,由原始的高孔隙度演化为现今低孔隙度。     

塔北轮南地区油气成因与成藏探讨

通过对塔里木轮南地区不同层位、不同部位原油烃类化学组成的剖析 ,认为该区原油至少可分为两种不同的成因类型 ,可能存在多成藏期次 .三叠系、侏罗系原油化学组成与分布均一 ,其与轮南中西部断垒、桑塔木断垒西部奥陶系原油性质极为接近 ,以低分子量正构烷烃占优势 ,重排补身烷与重排甾烷、三环萜烷及Ts不甚发育 ,C2 3 三环萜烷为主峰 ,相对低值C2 7/C2 9甾烷等为特征 (第I类 ) ,奥陶系原油还具有中性氮化合物含量高的特征 ;以两断垒带东部石炭系、奥陶系为代表的原油以高值饱芳比、正构烷烃主峰碳后移、高含量C15 重排倍半萜与重排甾烷、低含量中性氮化合物、C2 0 三环萜烷为主峰、相对高值C2 7/C2 9甾烷、甾烷 /藿烷、Ts/ (Ts+Tm)、三环萜 /五环萜值等为特征 (第Ⅱ类 ) .轮南地区原油类型不同由主系油源不同所致 .烃类与非烃类运移指标反映奥陶系、石炭系原油具有自西而东的运移趋势 ;三叠系原油具有不太明显的由北而南的运移趋势 .烃类指标反映三叠系、侏罗系与同类型奥陶系原油间的运移分馏效应不太明显 ,其可能来自相同的烃源岩但成烃与成藏期不同     

黔北地区牛蹄塘组页岩储层裂缝特征

以黔北地区下寒武统牛蹄塘组页岩储层为研究对象,通过岩心、薄片、场发射扫描电镜和测试分析等手段,对牛蹄塘组页岩储层裂缝发育特征和主控因素进行了分析.结果表明:研究区牛蹄塘组页岩岩心裂缝以构造裂缝为主,包括高角度剪性裂缝、高角度张性裂缝、低角度滑脱缝,岩心裂缝充填程度较高,以方解石充填为主;镜下微观裂缝以非构造缝为主,包括层间缝、粒内缝和粒间缝.微裂缝的发育对页岩气藏丰度、页岩气井单井产能都有积极贡献.同时,对裂缝发育的主控因素研究发现,构造因素是裂缝发育最主要的控制因素.此外,同一构造背景下受不同岩性、岩石力学性质、矿物组成、有机质含量等因素影响,裂缝发育程度和性质也存在差异.其中总有机碳(total organic carbon,TOC)含量与裂缝发育程度并非单一的线性关系,当TOC过高时(6％～8％),裂缝发育程度明显降低;具有高弹性模量、低抗拉强度的碳质页岩,在区域应力作用下更易形成构造裂缝.     

塔里木盆地草湖地区油气成藏特征

通过对草湖地区构造、地层及成藏条件的研究认为,保存条件、圈源匹配关系、继承性的古隆起和古斜坡是该区油气成藏的三大主控因素.草湖地区油藏形成于海西期,天然气气藏形成于燕山末—喜山期,以垂向断裂和裂缝,以及横向不整合面和疏导砂体为运移通道.区内西斜坡储层直接与烃源岩接触,断层不发育,油气通过横向储层及少量垂向断层为运移通道向高部位地层、岩性圈闭中聚集,中下奥陶统、东河砂岩和三叠系均有油气成藏过程.凹陷的中心区域存在奥陶系上统泥岩和石炭系泥岩隔层,缺少风化壳型储层,但具备形成裂缝-孔隙性储层的条件.草湖地区东部中下奥陶统长期抬升,发育通天断层,生油高峰期仍处于暴露状态,无法成藏,生气高峰时缺乏有效的封盖层,难以形成规模性油气的聚集.     

储层临界物性对岩性圈闭油气成藏的意义——以准噶尔盆地东部白家海凸起侏罗系储层为例

准噶尔盆地东部白家海凸起侏罗系岩性油气藏发育,同一个区带上不同岩性圈闭的成藏机理存在差异性.针对岩性圈闭多元控油、主元成藏的特征,从岩性圈闭成藏主控因素中的储层临界物性出发,采用孔渗交会法和含油产状法,结合试验分析,对白家海凸起彩43井区侏罗系西山窑组的地层条件含油临界孔隙度进行研究.同时尝试从地层条件下的含油临界孔隙度、含油临界渗透率及含油孔喉特征等方面,对西山窑组现今及白垩纪末期的储集层含油性进行分析,发现常规实验室条件下侏罗系储集层的含油临界渗透率为0.1×10-3μm2,临界孔隙度值约为11.5%.垂向上储集层的含油临界孔、渗物性随埋深变化.采用有效含油孔隙度、有效含油渗透率和优势流动系数3个储集层临界物性参数进行分析,发现储层临界物性对白家海凸起侏罗系油气藏形成具有明显的控制作用.     

川东北普光地区须家河组储层特征及影响因素

本文通过岩心观察、铸体薄片鉴定及样品分析、扫描电镜等分析资料,对川东北普光地区须家河组储层特征进行了研究,其结果表明:该套储层储集空间以次生孔隙为主,储层物性较差,为超低孔超低渗储层;储层主要受沉积微相、成岩作用和裂缝的综合影响,其中三角洲相中的分流河道是最有利储层发育的微相,但是成岩作用早期的压实作用和硅质胶结、碳酸盐胶结使孔渗变差的主要原因,但绿泥石衬边胶结物对于部分孔喉的保存起到了一定的作用,裂缝的发育改善了储层的储集空间和渗流能力。因此川东北地区陆相地层须家河组具有良好的勘探开发潜力。     

牛蹄塘组页岩气储层有机质微生物来源的证据

针对牛蹄塘组页岩气储层中有机质来源的问题,从微体古生物化石和有机地球化学两方面开展了研究。采
用环境扫描电镜–能谱系统（ESEM – XEDS）对岩芯中的微生物化石形态和化学组成进行了研究;此外,还采用气相色
谱–质谱法（GC – MS）对岩芯抽提物进行了检测。结果表明,牛蹄塘组页岩中发现的微生物化石C 和N 元素含量较
高（大于30%）,从外部形态大致可将其分为3 类：同心环状结构,表面光滑的球体以及细胞壁开口的球体。岩芯抽提
物检测结果表明,牛蹄塘组页岩nC12 ∼ nC32 的正构烷烃均有检出,且具有低碳数（主峰碳nC16）偶碳优势;此外,抽提
物中还检出了含量较高的类异戊二烯烃,包括,姥鲛烷、植烷和角鲨烯。这些微生物化石的发现和有机地球化学组成
特征为晚震旦-早寒武世扬子浅海微生物的繁盛和牛蹄塘组烃源物质的微生物起源提供了有力的证据。     

三合村地区馆陶组油气成藏规律研究

本文针对沾化凹陷南部三合村地区馆陶组油气成藏认识不清这一制约勘探的主要问题，对油气成藏规律展开了系统研究。通过油藏解剖明确油气藏的分布规律，在此基础上对油气成藏主控因素进行了研究，认为油源断层活动强度控制油气运移起始点，微幅构造脊控制油气平面运移路径，储盖组合影响油气富集程度。最后总结三合村地区馆陶组油气成藏模式为它源阶梯式侧向运移浅层成藏。     

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。     

网毯式成藏体系结构与油气成藏特征

利用网毯式成藏体系的研究思路,对准噶尔盆地白垩系油气成藏规律进行分析,研究网毯式成藏体系结构与油气成藏的关系.结果表明:准噶尔盆地油气成藏体系可划分为毯状仓储层、油源通道网层和油气聚集网层3个层次,其中仓储层以岩性地层油气藏为主,聚集网层以构造油气藏为主;总体上油气分布呈沿层发散,顺断汇聚的特点;分布稳定、物性好、厚度大的仓储层和沟通仓储的断裂及不整合是准噶尔盆地网毯式成藏体系结构中油气成藏的主控因素.     

元坝地区长兴组沉积特征及对储层的控制作用

元坝长兴组海相气田为中国埋藏最深、以台地边缘礁滩相储层为主的大型礁滩岩性气田,沉积特征对其储层
的发育具有明显的控制作用。但前期主要以沉积的宏观控制作用及静态研究为主,针对沉积对储层控制作用有待深
入研究的客观实际,开展了沉积相划分、展布、迁移、模式及演化等方面的精细研究,对元坝长兴组沉积特征采用地
质、测井、地震联合研究,发现元坝长兴组主要发育6 类沉积相、11 种沉积亚相及10 种沉积微相,其中台地边缘生物
礁相和台地边缘浅滩相分别控制了生物礁和浅滩两套主要储层的生长发育,两套储层分别分布于III 级层序高位体系
域礁、滩相带中,同时储层具有早滩晚礁、前礁后滩及向北东向迁移的发育特征,而在其沉积模式及演化规律的控制
下,长兴组储层生长发育模式主要可分为两类3 种生物礁储层和两类浅滩储层,总体上,生物礁储层较浅滩储层更优
质,礁带区相对于浅滩区油气更易高产富集。     

四川盆地东部长兴组温压场特征及成藏效应

温度场和压力场的形成演化对含油气盆地流体动力学与运动学过程有着重要的控制作用.利用系统测温、试油、流体包裹体等测试数据和盆地数值模拟技术,综合研究了四川盆地东部上二叠统长兴组古今温压场特征,发现黄龙场、五百梯等构造带古地温梯度高于现今地温梯度,高峰值(0.35～0.38℃/km)出现在早三叠世-中侏罗世;200 Ma前以来压力场经历了急剧升高至缓慢降低的演化过程,强超压出现在中晚燕山期(150～100 Ma前),同温度场的形成演化存在着良好的耦合关系.温压场的形成演化过程促进了上二叠统烃源岩的生、排烃演化和优质白云岩储层的发育,控制了盆地流体的流动机制与流动样式以及运移路径和聚集区域.