准噶尔盆地莫索湾凸起古油藏的流体证据

对准噶尔盆地腹部地区古油藏分布及次生油气藏调整规律认识的局限性制约了该地区的勘探与开发。莫索湾凸起侏罗系三工河组在白垩纪位于古背斜的高部位,是油气的集散地,研究该区古油藏形成及演化过程对指导次生油气藏的发现至关重要。对莫索湾凸起三工河组进行流体包裹体分析和系列定量荧光分析,并结合构造演化史、生烃史和区域埋藏史-热史为古油藏的存在提供了流体证据,分析了其油气充注历史,并预测了次生油气藏的调整方向。研究结果显示:(1)莫索湾凸起三工河组在早白垩世早期开始接受油气充注形成古油藏,表现在储集层QGF指数大于4,GOI指数大于5%,古油藏充注时,油气被矿物捕获形成烃类包裹体,被捕获的两类包裹体荧光颜色和傅里叶红外光谱参数值说明随着烃源岩成熟度逐渐变大,油质也逐渐变轻。(2)新近纪地层掀斜时,古油藏被破坏,油气发生调整,表现在部分层段QGF指数较高,但是QGF-E强度较低。(3)莫索湾凸起三工河组经历了不只一期油气充注,推断其混入了侏罗系烃源岩生成的成熟度较低的油气,因为部分层段显示较低的QGF指数和较高的QGF-E强度,且TSF的R1分布范围很大。(4)构造显示莫索湾古油藏平面范围达700km2,古油藏被破坏后沿着各低凸带向北线状运移。

不整合面上底砾岩控制油气运聚的流体证据

准噶尔盆地腹部地区侏罗系和白垩系清水河组之间存在区域不整合面,之前有关不整合面之上底(砾)砂岩对中浅层油气藏运移与聚集的影响的研究较少,缺乏流体方面的证据。为恢复盆地内清水河组油气充注过程,选取该盆地腹部地区莫索湾凸起盆参2井区的莫深1井为典型井,结合现有地质成果,对12个岩屑样品进行颗粒定量荧光实验(QFT)。结果表明:白垩纪受风城组和乌尔禾组成熟原油充注,清水河组底(砾)砂岩存在古油层,古近纪末,喜马拉雅构造运动使得古油藏泄漏,QGF-E和TSF波谱图显示异常也证明油气有明显被排替的痕迹,侏罗纪成熟烃源岩有可能再次向底(砾)砂岩充注油气;现今研究层段原油的成熟度变化范围大,清水河组底(砾)砂岩油藏是油气聚集、调整、再接受充注的综合体现。研究结果从动态角度恢复了盆参2井区的成藏过程,为底(砾)砂岩作为优质储层和优势运移通道提供了流体证据。

应用定量颗粒荧光恢复莫索湾凸起侏罗系油气充注史

准噶尔盆地腹部莫索湾凸起,在白垩纪处于构造背斜的高部位,是油气运聚的有利指向区,然而目前很少证据证明莫索湾凸起曾经聚集古油藏。选取准噶尔盆地莫索湾凸起盆参2井区典型探井莫深1井,通过定量颗粒荧光技术,对下侏罗统三工河组24个岩屑样品进行精细对比和分析,结合录井资料、构造发育、生排烃史和油气成藏期次,恢复了盆参2井区油气藏复杂的充注过程。结果表明,三工河组二段在白垩纪存在古油藏,油水界面深度为4 456 m,古近纪末喜马拉雅运动使古油藏泄漏,油水界面深度上升至4 412 m,而在新近纪,侏罗系烃源岩再次充注油气,导致现今油水界面深度为4 440 m,低于古近纪油水界面,同时还使没有古油藏的三工河组一段砂体聚集了油气。研究结果为莫索湾凸起三工河组油藏成藏史研究提供了新的证据。

准噶尔盆地腹部中浅层远源、次生油气藏成藏过程及主控因素

通过分析准噶尔盆地腹部中浅层侏罗-白垩系油气储集层中烃类包裹体的均一温度、地层埋藏史-热演化史、成藏期构造、已知油藏和地球化学运移指标,探讨油气成藏期次、有效输导体系、运聚过程和圈闭遮挡条件,进一步揭示腹部地区中浅层远源、次生油气藏的动态成藏过程。结果表明,侏罗-白垩系存在两期成藏,分别为白垩纪形成的原生油气藏和古近纪末至今形成的次生油气藏,两类油气藏在腹部地区均广泛分布。断裂-砂体-区域不整合面对远源、次生油气藏的动态运聚起着立体输导作用。原生油气藏的形成受成藏期古构造的影响,后期的古构造变形使得原生油气藏发生破坏调整,油气向北运移,遇到遮挡形成次生油气藏。油气在运移路径上的遮挡条件决定着油气藏类型,目前在腹部地区发现的油气藏主要为平缓背斜油气藏、断块油气藏和岩性地层油气藏。

天然气轻烃指标的地质意义——以鄂尔多斯盆地神木气田与塔西南坳陷山前带天然气藏为例

轻烃中蕴含有丰富的地球化学信息,具有重要的地质意义。依据一系列轻烃参数指标,对神木气田及塔西南坳陷山前带的天然气进行了系统分析。结果显示:神木气田及阿克莫木气田以煤成气为主,前者个别井可能有少量油型气的混入,而柯克亚-柯东气田则为混合成因气。首次提出链烷烃指数标准,当其大于2时,为油型气或混合气,小于2时,为煤成气。根据Mango参数K_1和K_2值,神木气田的天然气来自同一套烃源岩,而塔西南坳陷山前带天然气则来自不同的烃源岩。根据Mango参数交会图版综合判断,神木气田及阿克莫木气田的天然气主要来源于陆相高等植物,而柯克亚-柯东气田的天然气主要为混合成因。根据异庚烷及庚烷辨识标准,神木气田处于低成熟-成熟阶段,阿克莫木气田处于成熟阶段,而柯克亚-柯东气田则属于高成熟阶段。

中扬子地区石柱复向斜下侏罗统页岩孔隙研究

利用ASAP2020比表面积及孔隙度测定仪，通过低温氮吸附法测定了页岩的氮吸附曲线，结合矿物成分和扫描电镜成像法对中扬子地区石柱复向斜下侏罗统页岩储层的孔隙结构特征及控制因素进行分析。结果显示，该储层中的孔隙主要为纳米孔，呈现出无定形孔结构，且含有多形态的其他孔。黏土矿物、脆性矿物与孔隙比表面积和孔体积没有明显的相关性，而有机质特别是总有机碳质量分数是控制该储层孔隙比表面积和孔体积的主要因素。

北极地区油气成藏条件、资源分布规律与重点含油气盆地分析

北极地区油气资源丰富,是未来油气勘探开发的重点区域,对北极含油气盆地地质条件的研究以及资源评价有着战略意义。基于北极含油气盆地构造演化、沉积特征的分析,开展了含油气盆地资源量统计和地质条件评价。研究表明：大部分含油气盆地沉积地层较厚,沉积序列较完整,圈闭类型主要为构造圈闭。已发现资源量和待发现资源量巨大且分布范围比较集中,待发现油气多集中于海上地区,尤其是广泛分布的大陆架上。对7个含油气盆地进行综合分析,结果显示：古生界以浅海碳酸盐岩、陆源泥页岩为主;中新生界以陆源碎屑岩为主,发育泥岩、页岩、煤层优质烃源岩和砂岩储层,均能形成良好的生储盖组合。盆地烃源岩主要为泥页岩,有机质类型主要为Ⅱ型、Ⅲ型,TOC含量变化范围大,为1%~10%,且R_O值主要分布于0.8%~2.5%之间;储层主要为中生界砂岩,孔隙度多数在8%~30%之间,渗透率在数百—数千毫达西;盖层主要为中新生界泥页岩。不同盆地由于其构造演化、沉积序列、地理位置各异,具有其独特的生—储—盖条件和资源潜力。盆地古生界烃源岩潜力巨大,而且碳酸盐岩经过长期暴露风化可能形成规模缝洞型储层,自生自储、新生古储资源类型潜力巨大。

远源/次生油气藏形成与分布的研究进展和展望

寻找高效优质储量,实施低成本高效益勘探开发,是低油价背景下的战略抉择.本文立足于项目自主研究、油气勘探生产跟踪和国内外发展态势分析,以突出高效优质资源形成与分布规律为研究重点,结合油气勘探实践,针对中国陆上断陷、坳陷、前陆和克拉通4大类原型盆地,包括松辽、渤海湾、鄂尔多斯、准噶尔、塔里木、柴达木等7大主要盆地,以及酒泉、江汉、南方等5个中小盆地中的68个远源/次生油气藏,开展了油气藏地质特点、成藏条件、资源潜力、分布规律和勘探前景分析.明确了远源/次生油气藏埋藏浅、物性好、产能高、建产快、动用程度高,属典型高效优质资源,是近期低成本高效益勘探开发的重要领域.剖析了我国远源/次生油气藏形成的4个有利地质条件,指出我国次生油气藏分布范围广,资源规模大,勘探前景好.明确了我国准噶尔盆地中浅层、鄂尔多斯盆地侏罗系、塔里木盆地塔中和塔东、渤海湾盆地新近系、松辽盆地黑帝庙油层等是中国陆上大型远源/次生油气藏规模有利聚集区,其中凸起区、斜坡带和晚期复杂断裂带是远源/次生油气藏富集带,油气藏类型主要是岩性、地层油气藏和低幅度构造油气藏.本文为加强我国远源/次生型高效优质资源研究,实现低成本高效益勘探开发提供借鉴和参考.

准噶尔盆地腹部侏罗系—白垩系次生油气藏形成机制及分布特征

准噶尔盆地腹部侏罗系—白垩系发育大量的次生油气藏,以埋藏浅、物性好、建产快、产能高为特点,是寻找高效油气藏的重点探区。利用流体包裹体均一温度分析,结合恢复的埋藏史和热演化史,明确了准噶尔盆地腹部侏罗系—白垩系原生油气藏形成的关键期在早白垩世,次生调整的成藏期在古近纪末期。通过恢复早白垩世(原生油气成藏期)侏罗系的构造,结合成藏要素的时空耦合关系以及油气包裹体丰度、储集层定量颗粒荧光分析,揭示出莫索湾、陆南和陆梁古鼻状构造是侏罗系原生油藏的主要聚集区。综合原生油藏的分布和古近纪末期(次生油气调整期)的构造特征,深入剖析了准噶尔盆地腹部侏罗系—白垩系次生油气藏的成因机制和输导要素,构建了次生油气藏的4类输导体系,明确了各类输导体系的作用区域、成藏层位、目标类型及控制因素,建立了次生油气藏的形成模式。在成藏模式的指导下,结合输导体系的差异性,将侏罗系—白垩系次生油气藏划分为4类成藏区,其中,勘探程度相对较低的石东凸起和石南鼻状凸起是未来寻找高效次生油气藏的重点区带。

准噶尔盆地陆梁油田白垩系油气运聚特征的新认识

前人在研究陆梁油田白垩系油气运聚特征时,多侧重于断裂-不整合体系对油气的输导作用和侏罗系油气藏的次生调整作用,很少关注清水河组对油藏形成的贡献.本文以构造演化史、烃源岩生排烃史等地质背景为基础,通过单井垂向上连续颗粒定量荧光分析、地震层位精细标定、连井剖面砂体对比等技术方法,证实了石南47井区清水河组早期存在古油藏,重新认识了陆梁油田白垩系油藏形成的过程,并为白垩系油气勘探提供了新思路.研究结果表明:1)白垩纪,三个泉凸起西段清水河组发育低幅度背斜构造,受下乌尔禾组烃源岩生成的油气和侏罗系油藏次生调整油气的共同充注,形成规模古油藏,表现在石南47井区2 040~2 084m的QGF指数较大;2)古近纪末的喜马拉雅构造运动使得清水河组背斜幅度变小甚至消失,三个泉凸起白垩系及以上地层变成南低北高的形态,使得清水河组油气向上向北调整,由2 040~2 048 m的QGF-E强度较低可以证实,调整的油气运移至呼图壁河组圈闭中重新聚集成藏;3)现今陆梁油田白垩系油藏的形成不仅仅受断裂、不整合、侏罗系油气的控制,也与清水河组古油藏的形成与再分配密切相关.

鄂尔多斯盆地长7段致密砂岩储层特征及成因机理

为了精确表征长7段致密砂岩储层特征及研究致密储层成因,在盆地尺度范围内,综合利用常规镜下薄片观察、高压压汞实验、XRD分析手段,并结合高精度TRA物性实验,精确表征了长7段致密砂岩储层的岩石学特征及储集性能,在此基础上分析了致密储层成因,认为致密储层成因主要有机械压实及压溶作用、各种类型的胶结作用、交代作用、沉积微相的控制作用以及填隙物的影响.研究结果表明:长7段致密砂岩储层以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主;石英含量较高,质量分数平均值为40.4%,具有较强的可压裂性,有利于后期的压裂开采;填隙物中水云母的含量较高,质量分数平均值为10.4%,导致长7段物性变差;孔隙类型以长石溶孔为主,占总孔隙的60%,排驱压力高,中值压力平均为7.72 MPa;喉道细小,孔喉结构复杂,物性较差,孔隙度均值为8.55%,渗透率均值为0.21mD.

塔西南坳陷山前带天然气地球化学特征和成因

阿克莫木气藏,柯克亚—柯东气藏天然气地化特征差异明显,天然气类型及气源岩一直存在争议.通过对塔西南坳陷山前带天然气稳定碳氢同位素及轻烃组成特征的分析,研究了天然气成因类型,并在此基础上,进行了气源对比,明确了气源岩类型.综合运用轻烃三角图版、稳定碳同位素图版、Mango参数、Whiticar图版及碳氢同位素图版,认为阿克莫木气藏为来自于下侏罗统的煤成气,柯克亚—柯东气藏为来自于石炭系及侏罗系混源成因的天然气.研究结果表明:阿克莫木气藏干燥系数接近1,δ^(13)C_1值为-24.2‰^-23.3‰,是塔西南坳陷山前带最重的,为来源单一的煤成气;而柯克亚—柯东气藏干燥系数均小于0.90,且存在单项性碳同位素倒转,为混源成因的湿气.前者气源岩主要为下侏罗统康苏组,干酪根以Ⅲ型为主;后者气源岩为石炭系,同时混有侏罗系气源岩,干酪根以Ⅱ-Ⅲ型为主.阿克莫木气藏苯的体积分数高达31.10%~37.38%,甲苯的体积分数为9.63%~13.46%,天然气成熟度远大于柯克亚—柯东气藏.

鄂尔多斯盆地陇东地区长7段致密储层精细表征

鄂尔多斯盆地陇东地区长7段广泛发育致密砂岩储层,致密油资源丰富。与常规储层的研究方法不同,需要采用针对性的实验技术与分析方法对其开展研究。本文采用TRA、核磁共振实验,结合岩心观察、薄片鉴定及成像测井等资料,对陇东地区长7段致密砂岩储层进行了精细表征。研究结果表明:长7段致密储层破坏性成岩作用较强,有效孔隙度、束缚烃的含量随深度的增加而减小;根据离心实验,标定长7段致密储层可动流体孔喉下限约为0.1μm,实验结果与高压压汞数据相吻合;长7段可动流体饱和度较高,可动流体饱和度与孔隙度、渗透率相关性较差,微裂缝的存在改善了油气在长7致密储层中的运移和聚集的能力。

鄂尔多斯盆地上古生界灰岩烃源岩生烃潜力评价

对于鄂尔多斯盆地上古生界海陆过渡相灰岩能否生烃及生烃潜力有多大,目前研究较少.通过岩石热解、总有机碳测定、干酪根碳同位素及有机显微组分的测定实验,同时结合镜质体反射率的测定,综合评价了灰岩烃源岩,并分析了其生排烃特征.结果显示:从有机质丰度角度,本溪组为差的烃源岩,山西组为差-一般的烃源岩、太原组为一般-好的烃源岩;从有机质类型角度,本溪组为Ⅲ型,山西组以Ⅲ型为主同时混有少量Ⅱ2型,太原组为Ⅱ2-Ⅲ型;从有机质成熟度角度,本溪组处于成熟-高成熟阶段,太原组及山西组均处于高成熟阶段.根据排烃门限理论,认为Ro为1.6%时,天然气大量生成.考虑到灰岩烃源岩的特殊性、成熟度及其排烃特征,综合认为太原组灰岩可以成为天然气的有效烃源岩.