川西南部地区雷口坡组天然气成藏条件及主控因素

四川盆地西部坳陷中三叠统雷口坡组储层规模发育,在川西坳陷的北部、中部均实现了天然气勘探的重大突破,但南部地区勘探效果较差。为了给下步勘探提供参考,综合分析了川西南部雷口坡组天然气成藏条件及主控因素。研究结果表明:1)雷口坡组储层主要分布于雷三段、雷四3亚段,雷三段发育滩相白云岩储层,雷四3亚段发育颗粒滩叠合表生岩溶储层,储层呈北东—南西向展布,向盆内方向逐渐减薄。2)雷口坡组天然气为典型干气,δ13C1和δ13C2同位素特征与典型的Ⅱ型干酪根生成天然气同位素分布接近,具有混源特征,二叠系海相烃源岩和须家河组烃源岩是主要天然气来源。3)雷口坡组发育构造-岩性和构造-地层圈闭气藏,构造-岩性气藏分布于龙门山断褶构造带,圈闭由挤压背斜结合储层横向相变控制,构造-地层气藏主要分布于斜坡区,由储层尖灭形成。4)雷四段岩溶储层发育程度、圈闭形成时间、后期保存及盖层条件是决定天然气是否成藏的关键。综合评价认为,平面上莲花山—高家场—雾中山—鸭子河一带为有利区,并进一步划分为西侧的构造-岩性圈闭有利带和东侧的构造-地层圈闭有利带。

碳酸盐岩致密气成藏地质条件分析——以四川盆地大安区块茅一段为例

四川盆地大安区块大安2、大安1、大坝1井相继在茅一段石灰岩中获得天然气发现,由于勘探程度低,对天然气成藏地质条件认识不清。文中以该区茅一段为例,综合野外地质调查、单井分析,以及有机碳分析、薄片鉴定、X射线衍射、场发射扫描电镜等测试成果,开展烃源岩岩性、地球化学特征、储层沉积相、矿物组分、微观孔隙特征及含气系统研究,分析致密气成藏地质条件,建立成藏模式。研究结果表明:茅一段眼球、眼皮灰岩沉积受控于中缓坡沉积环境,构成了自生自储的物质基础;眼皮灰岩是一套有效烃源岩,提供充足的烃源供给;眼球、眼皮灰岩为低孔低渗致密储层,互层状叠置,纳米孔、微米孔发育,微裂缝贯通穿插,有利于大面积成藏;成藏模式为致密气源储一体、源内聚集、就近吸附,天然气动态生成,动态聚集,不易逸散;该区在燕山中晚期成藏,喜马拉雅期保存,中缓坡的眼皮灰岩带具有高脆性、中高TOC、中含气性特点,是致密气有利勘探方向。

四川盆地东部寒武系油气跨层成藏及天然气勘探意义

四川盆地东部发育下寒武统筇竹寺组泥页岩烃源岩,其生成的油气向上能否穿越中下寒武统膏盐岩区域盖层,并在中上寒武统洗象池群储层聚集成藏(即油气跨层成藏),一直缺乏清晰的认识。为此,开展了洗象池群储层固体沥青和中下寒武统膏盐岩区域盖层封盖性等研究,探讨了油气跨层成藏及其天然气勘探意义。四川盆地东部洗象池群储层固体沥青主要来源于筇竹寺组泥页岩烃源岩;中下寒武统膏盐岩区域盖层封闭性良好,但在中二叠世至中三叠世,复活的基底断裂和新形成的规模较大的断裂使其封盖完整性遭受一定程度的破坏,为寒武系油气跨层成藏提供了重要的垂向运移通道。该区寒武系油气成藏经历了盐下早期古油藏(S_(3)—P_(1))、油气跨层成藏(P_(2)—T_(2))和古气藏(T_(3)—K_(1))等演化阶段;油气跨层成藏是多旋回叠合盆地油气成藏的重要特征,中二叠世至中三叠世复活的基底断裂和新形成的规模较大的断裂是寻找洗象池群原生古气藏的重要线索。确定和评价原生古气藏将是今后研究区洗象池群天然气勘探的重点和难点。

孔洞型碳酸盐岩应力敏感下孔隙结构CT研究

目前储层应力敏感性研究在微观孔隙结构层面研究不足,本文选取川中地区震旦系灯影组四段气藏孔洞型碳酸盐岩心,进行原位CT的应力敏感试验研究。试验表明:孔洞型碳酸盐岩的渗透率随地层有效应力的增加明显下降;有效应力的增加造成岩心的孔隙体积、孔喉直径、喉道长度均变小;岩心的孔喉直径分布曲线和喉道的概率分布曲线向橫坐标轴负方向偏移,形状因子的概率分布曲线向橫坐标轴正方向偏移,在不同的压力阶段对不同尺寸、形态的孔隙影响不同,对于微小孔隙和喉道伤害明显,孔喉连通性变差;压力变化造成岩心微观孔隙结构变化导致岩心渗透率下降,且随着有效应力降低岩心渗透率不能完全恢复,表明应力敏感造成不可逆伤害。

松辽盆地北部白垩系泉头组扶余油层致密油成藏主控因素

松辽盆地北部中央坳陷白垩系泉头组扶余油层发育河流—浅水三角洲环境下形成的低渗透致密砂岩储集层。在已提交的探明储量中,储集层孔隙度平均为11.8%,渗透率平均为2.30×10-3μm2,以岩性油藏为主;剩余勘探目标以赋存于孔隙度小于10%、渗透率小于1×10-3μm2储集层中的致密油为主。从烃源岩、构造、断裂和储集层4个方面阐述了扶余油层致密油成藏主控因素,认为成熟烃源岩控制了研究区致密油分布范围,构造高部位是油气运聚指向区,北西向断裂带控制油气富集,河道砂体控制致密油"甜点"区。采用类比法进行致密油资源潜力评价,初步估算扶余油层致密油资源潜力为13.09×108t,是大庆油田资源接替的重要领域。

鄂尔多斯盆地延长组长7致密储层流体包裹体特征与成藏期次

鄂尔多斯盆地延长组长7储层流体包裹体类型丰富,包括盐水包裹体、含烃盐水包裹体、液烃包裹体、气液烃包裹体和气烃包裹体。根据油气包裹体宿主矿物成岩的形成时间序列和均一温度分析认为,长7储层主要有2期包裹体。第一期主要赋存于石英颗粒次生加大边内侧及未切及加大边的裂隙中,与其共生的盐水包裹体均一温度峰值为120～140℃;第二期包裹体均沿切穿石英(或长石颗粒)的晚期微裂隙成线/带状分布,与其共生的盐水包裹体均一温度峰值为90～110℃。结合盆地埋藏史和热史分析认为,长7致密油藏主要经历了2次流体充注,主成藏期为早白垩世晚期,即在早白垩世末盆地开始大范围抬升以前油藏就已形成。

四川盆地震旦系下古生界天然气成藏过程和特征

四川盆地震旦系-下古生界具有三套泥质油系烃源岩,具有很好的生油潜力和生烃强度。受加里东隆升作用的影响,烃源岩有二次生、排烃的特征,三叠纪是主要圈闭形成期和二次生油的主峰期,大量的石油运聚至乐山-龙女寺古隆起范围内形成震旦系-下古生界古油藏。随着古油藏埋深的增加,温度和压力的增高,石油裂解成天然气,古油藏自身形成气源,在原地系统形成古气藏。这一过程持续到喜马拉雅期,之后受喜马拉雅运动的影响,强烈隆升和剥蚀,圈闭重新调整,气藏重新分配,最终形成现今气藏。因此,四川盆地震旦系-下古生界天然气的成藏过程是一个古油藏→古气藏→现今气藏的过程,具有生排差异、多期运聚、早聚晚藏的特征。

鄂尔多斯盆地三叠系延长组油气成藏条件及主控因素研究

通过对鄂尔多斯盆地三叠系延长组的构造条件、烃源条件、储层条件、储盖组合和保存条件等方面的详细分析,认为该区延长组具有优越的成藏条件,具有形成良好油藏的潜力。油藏控制因素分析表明:油藏分布受延长组烃源岩厚度、生烃强度、排烃强度控制,油气运移指向紧邻生烃坳陷的流体低势区;有利沉积相带是三角洲油藏形成的基本地质条件,三角洲前缘亚相中的水下分流河道往往距生烃坳陷近,具有优先捕获油气的位置优势,是油气富集的最有利场所;高渗透储层是油藏高产的重要因素。盆地中长6、长8地层中存在相对高渗透砂岩储层,油藏的高产往往与其有直接的关系。

库车坳陷克拉苏构造带油气动态成藏过程及其勘探启示

综合运用多种成熟度参数以及岩石显微观察、储层沥青测试、颗粒荧光分析等技术,剖析了克拉苏构造带油气热演化程度和油气动态成藏过程。研究认为,克拉苏构造带的原油由成熟和高成熟油组成,油气充注过程为"早期成熟油、晚期高成熟油和高—过成熟气",早期形成的盐下古油藏受新近纪晚期断裂的破坏和高—过成熟油气的驱替,部分原油向上进入盐上浅层背斜圈闭汇聚成藏。随着膏盐岩盖层塑性增强,穿盐断裂消失,盐下圈闭再次聚集高—过成熟的油和气。克拉苏构造带博孜段具有巨大的勘探潜力,同时应重视浅层背斜油藏的勘探。因此厘定油气的成熟度和油气动态成藏过程对查明盆地油气构成和勘探方向具有重要意义。

蓬莱9-1构造花岗岩古潜山大型油气田的成藏过程

目前国内针对燕山运动期中生代侵入的花岗岩潜山油气如何成藏且成藏规模之大的研究非常匮乏。该文主要采用岩心观察、薄片鉴定、指纹化石对比及油气盆地模拟等方法,对渤海海域蓬莱9-1构造花岗岩潜山的储层特征、油源对比及成藏条件进行了详细剖析,恢复了渤海蓬莱9-1构造花岗岩古潜山大型油气田的成藏过程,并建立成藏模式。根据花岗岩风化壳的风化程度,自上而下分为:砂-砾质风化带、裂缝带与基岩带,主要储集空间为溶蚀孔隙与微裂缝,风化壳储层发育厚度几十米,甚至达200多米。古潜山油源来自渤东南洼沙三段、沙一段或东营组烃源岩。储层发育区主要分布于风化壳的高部位,新近系馆陶组是潜山油藏有利的封堵层。古潜山油藏具有"下生上储顶盖的新生古储式组合"和"高压驱烃、断层不整合输导、油气仓储式成藏"的特点。

塔河油田中下奥陶统顶面古构造演化及油气关系

奥陶系是塔河油田的主要产层。构造演化及古构造研究认为,中下奥陶统在加里东Ⅱ幕期表现为一北东向较宽缓的鼻凸,高点在现今轮台断裂附近;海西早期构造轴向转为北北西,海西晚期—喜马拉雅早期,表现为一由近北西向、北东向斜坡组成的、轴向为北东向的缓顶式直角状凸起;喜马拉雅晚期到现今,该区受西部应力作用和区域翘倾结果,南部轴线保持呈北东向不变,而北部轴线由西往东迁移,构造高点也由北向南迁移。加里东中晚期构造、岩溶及成岩等作用,为塔河油田第一次油气成藏提供了储集空间;受海西早期构造运动的强烈影响,先期油藏被破坏并在局部地区形成重质油藏,同时为海西晚期的油气充注提供了储集空间;印支期以来,该区的成藏系统主要以整体调整为主。

川中高石梯构造灯影组油气成藏过程

油气储层中不同时期所充填的矿物和流体包裹体可以揭示油气的成藏过程。四川盆地高石梯构造震旦系灯影组储层至少有3期矿物充填：白云石→沥青→石英／白云石＋石英。早期的白云石中富含油包裹体；晚期的石英中富含液态甲烷包裹体，烃类包裹体的捕获压力为79．4-98．12 MPa，压力系数为1．35-1．88，显示超压特征。现今气藏的压力系数为1．06-1．13。高石梯气藏具有多期成藏特点，属于构造调整气藏。其可能的成藏过程为：二叠纪－三叠纪末期，古油藏形成；侏罗纪－晚白垩世，古油藏中的石油在原位开始裂解形成超压古气藏；喜马拉雅早期，古气藏向资阳－威远方向迁移和被破坏；喜马拉雅中晚期，磨溪地区的古气藏迁移调整至高石梯地区重新成藏。在调整成藏过程中，气藏具有从超压向常压演变的特征。古气藏的破坏、侧向迁移和重新聚集成藏，可能主要受构造演化和构造高点的侧向迁移控制。

下扬子黄桥地区龙潭组储层流体包裹体特征及油气成藏期研究

根据流体包裹体的透射光和荧光镜下观察,江苏黄桥地区二叠系龙潭组储层样品中包裹体较为发育,以盐水和油包裹体为主,主要分布于石英裂纹和石英次生加大边中,个体较小。油包裹体在蓝光和紫外光激发下分别发黄绿色和蓝白色荧光,表明研究区龙潭组油主要为中成熟阶段。通过对研究区包裹体显微测温,结合埋藏史—热史、构造演化和成岩演化模式研究,该区包裹体均一温度主要在89～93,115.4～126.3,135～147.6℃3个区间,认为黄桥地区龙潭组主要经历了3期油气充注:第一期为73～70 Ma(晚白垩世),第二期为58～52 Ma(古近纪早期),第三期为45～38 Ma(古近纪中期),以第二期和第三期为主。

下扬子黄桥地区龙潭组流体包裹体特征与油气成藏期次

下扬子黄桥地区上二叠统龙潭组储层中共发育2期流体包裹体:Ⅰ期主要发育在石英颗粒成岩次生加大早中期,主要沿颗粒加大边内侧微裂隙呈带状或线状分布;Ⅱ期主要发育在石英颗粒成岩次生加大期后,主要沿切穿多个石英颗粒及其加大边的微裂隙呈线状/带状分布。包裹体均一温度分布区间75～120℃,主要集中在75～85℃,结合热—埋藏史、生排烃史分析,龙潭组烃源岩在白垩纪末期进入主生烃期,流体充注主要为侏罗纪(188～160 Ma)和晚白垩世至古近纪(60～43 Ma),认为该区龙潭组油藏形成于白垩纪末期。

鄂尔多斯盆地中生界低渗透岩性油藏形成规律综述

鄂尔多斯盆地中生代为典型的大型内陆坳陷湖盆,含油层系主要为三叠系延长组和侏罗系延安组。长7优质烃源岩为中生界油藏的主要源岩,异常高压为中生界低渗透储层油气大规模运移的主要动力,孔隙性砂体和裂缝系统是中生界石油运移的主要通道,多种输导体系和异常压力的有效组合控制了油藏的展布特征。利用储层成岩流体包裹体、自生伊利石测年和沥青期次等多种方法对成藏期次进行了分析,认为中生界油藏的形成为连续充注一期成藏的特点,成藏期可分为早、中、晚三个阶段,分别对应于早白垩世早期、中期和晚期,主成藏期为早白垩世中期的中期成藏阶段。总结出鄂尔多斯盆地延长组低渗透岩性油藏的形成规律,在长7优质烃源岩欠压实作用和生烃增压共同产生异常高压生的作用下,原油通过互相叠置的相对高渗砂体向上、向下运移,在长4+5、长6、长8形成大规模岩性油藏,并通过微裂缝和前侏罗纪古河输导体系,在长2及侏罗系形成了构造—岩性油藏。

塔西南前陆冲断带油气成藏地质条件的分段性

塔西南前陆冲断带成藏的地质条件具有分段性,即不同构造段成藏条件明显不同。成藏最有利部位是甫沙—克里阳、苏盖特—齐姆根两个构造带,发育了断层传播褶皱及三角带构造,集中了中—下寒武统碳酸盐岩、下石炭统—下二叠统及侏罗系暗色泥岩三套优质烃源岩,拥有下白垩统砂岩储层与古近系膏盐盖层、古近系碳酸盐岩储层与其上覆泥岩盖层、中新统砂岩储层与其中泥岩盖层以及上古生界等一系列优质储盖组合;其次为和田逆冲推覆构造带,准原地系统(原地系统)构造圈闭良好,但烃源条件和储盖条件相对较差,下二叠统克孜里奇曼(P1k)碳酸盐岩烃源岩达到气源岩的标准,下二叠统碳酸盐岩及砂岩储层、下奥陶统碳酸盐岩储层基本上都属低孔低渗型,下二叠统普司格组泥岩属优质区域性盖层;帕米尔前缘冲断带对成藏不太有利,虽有较好的生储盖组合,但发育大型推覆构造及强显露型冲断层,缺乏良好的构造圈闭。

天山南北缘前陆冲断构造对比研究及其油气藏形成的构造控制因素分析

天山南北缘分别发育了库车前陆冲断带和乌鲁木齐前陆冲断带，南缘前陆冲断带发育4排褶皱冲断构造，北缘前陆冲断带发育3排褶皱冲断构造。天山南北缘前陆冲断构造形成时间的对比研究表明，南缘第一排构造带起始时间为23．3Ma，构造形变从山前由北向南依次展开；北缘第一排构造带的形成时限为10～8Ma，构造形变从山前开始由南向北依次展开。平衡剖面研究表明，天山南北缘地壳缩短率也存在明显差异，南缘前陆冲断带地壳缩短率为31％～59％，北缘前陆冲断带地壳缩短率为15．13％～23．74％，南缘构造缩短量要大于北缘，这种差异正是印度板块和欧亚板块碰撞的远距离构造效应从南向北传播造成的，也真实反映了天山的陆内造山过程。目前天山南缘前陆变形构造中已经发现几个规模较大的油气田，北缘虽有多处油气显示和油气田的发现，但数量和规模均较南缘少和小。天山南北缘生储盖等石油地质条件基本相似，大型油气藏形成的差异可能主要是由天山南北缘前陆冲断带启动时间的不同造成的。

吉木萨尔凹陷东斜坡区油气成藏分析

对准噶尔盆地吉木萨尔凹陷东斜坡区二叠系和石炭系油气地球化学特征、成因及其成藏条件、期次和时间进行分析,油气源对比表明该区原油分为两类:第一类原油来源于吉木萨尔凹陷石炭系烃源岩;第二类原油来源于吉木萨尔凹陷二叠系平地泉组烃源岩。成藏条件分析认为吉木萨尔凹陷东斜坡区具有优越的烃源条件,二叠系砂岩、砂砾岩储层和石炭系的火山岩储层发育,圈闭形成时间早于油气形成期。包裹体均一温度研究表明该区二叠系梧桐沟组油藏为两期成藏,油气成藏时间分别为晚侏罗纪和晚白垩纪一早第三纪。

古气候与古海洋对碳酸盐岩储集层发育的控制

以中国塔里木、四川及鄂尔多斯盆地碳酸盐岩重点层系为例,探讨古气候背景与古海洋环境联合控制海相碳酸盐岩储集层发育的机制。对海相碳酸盐岩沉积和储集层形成而言,古气候总体上有干热/干燥与湿热/湿润之分;显生宙海水的地球化学成分曾发生明显的周期性变化,方解石海与文石海交替出现。塔里木、四川及鄂尔多斯等盆地的油气勘探实践表明,海相碳酸盐岩规模储集层的孔隙类型与发育特征明显受控于其沉积时的古气候背景与古海洋环境。干热/干燥古气候背景下的文石海环境最有利于形成孔隙-孔洞型白云岩储集层;干热/干燥古气候背景下的方解石海环境可形成以发育蒸发盐铸模孔为主的孔隙型白云岩储集层。湿热/湿润古气候背景下的方解石海和文石海沉积则主要形成大型溶洞型储集层。古气候背景与古海洋环境联合控制了碳酸盐岩的沉积并深刻影响了其成岩作用,最终决定了规模储集层的孔隙特征和储集层类型。

鄂尔多斯盆地中东部奥陶系马家沟组天然气成藏特征及勘探潜力

通过对鄂尔多斯盆地中东部奥陶系马家沟组沉积特征及源储配置关系的研究,分析了古隆起的演化对储层发育及天然气聚集的宏观控制作用,提出储层旋回性的发育及其与上古生界煤系烃源岩较好的源储配置关系,是形成多层系含气并在奥陶系顶部风化壳大面积天然气聚集的主要原因,同时认为下古生界海相烃源岩仍然具有一定的生烃能力,强调了奥陶系生成的天然气垂向或侧向运移对马家沟组中下组合成藏的重要性,预测中下组合中的构造-岩性复合圈闭勘探潜力大,是近期盆地下古生界海相碳酸盐岩勘探的重要方向和接替领域。