渤海湾盆地南堡凹陷X平台馆陶组热储潜力评价

伴随能源结构调整及“双碳”目标的推进,地热资源的勘探开发逐渐成为热点。通过地质资料整理、地温梯度计算、热储厚度解释、水质分析及采灌数值模拟等方法,探讨了渤海湾盆地南堡凹陷X平台馆陶组地热地质条件,明确了地热资源潜力。研究表明,研究区馆陶组热储岩性以砂岩为主,砂地比介于36.5%~54.9%;层顶界埋深在2 160~2 340 m,底界埋深在2 880~2 996 m,热储层有效厚度在223.4~349.6 m;热储层孔隙度介于11.4%~39.0%,渗透率平均为348.8×10^(-3)μm^(2);地层温度介于80.8~95.6℃。热储资源量为10.683×10^(18) J,折合标准煤约3.65亿t;在流量为120 m^(3)/h的采灌平衡条件下,得出地热水开采稳产30年的采灌井合理间距为400 m。研究结果为中国含油气盆地的中深层水热型地热资源勘探开采提供了有效借鉴。

鄂尔多斯盆地苏里格气田苏5区块盒8段-山1段波形约束建模反演及模拟

为解决鄂尔多斯盆地苏里格气田苏5区块盒8段-山1段强非均质薄储层预测问题,提出了波形约束建模反演及模拟方法。寻找地震波形与沉积相、测井相之间的对应关系;建立测井曲线-地震波形间的井震关联数据库,在地震波形约束下构建初始模型;以此为基础开展速度反演、伽马模拟。波形约束建模应用于地震反演可以起到良好的相控作用,提高了反演分辨率和预测精度,可更好适应强非均质薄砂体预测需求。

鄂尔多斯盆地姬塬地区长8油层组岩性油藏成藏机理研究

致密砂岩型岩性油藏的成藏机理是制约鄂尔多斯盆地延长组深入勘探的核心问题。综合利用储层岩石学、油气/油藏地球化学及盆地数值模拟领域中先进的技术与研究方法,从有效烃源岩出发,以压力场演化及其控制的流体动力学和运动学过程为核心,探讨了姬塬地区延长组长8油层组岩性油藏的成藏机理。结果表明,长8油层组原油主要来源于长7段及长8段的生烃有机质,油藏存在2期充注过程,以早白垩世晚期(105～95Ma)充注为主。210Ma以来,压力场经历了早期升高→中期迅速升高→后期降低的演化过程。早白垩世大量生烃及中晚燕山期构造挤压是超压发育的主要成因机制,受强超压控制,长8油层组岩性油藏呈现近源充注、隐性输导、快速聚集的成藏模式。

川东北长兴组埋藏白云石化流体来源与油气倒灌式成藏

埋藏白云石化作用是白云岩成因的主导模式,亦是控制川东北地区上二叠统长兴组海相优质礁滩相白云岩储集层形成演化的核心因素,围绕埋藏白云石化热卤水来源与交代通道、后期溶蚀路径、油气充注过程等一系列密切相关的流体成藏机理性问题,已成为当今碳酸盐岩领域研究的前沿热点和困扰勘探实践的瓶颈难点。运用流体—岩石相互作用和流体成藏动力学研究新进展与新方法,通过岩心观察、地球化学指标对比、温压场环境恢复、流体非均质性反演与运移路径模拟追踪分析,认为川东北地区长兴组与飞仙关组流体同源,多期的埋藏白云石化交代作用、溶蚀作用及油气充注过程时空耦合关系密切,热卤水来源于飞仙关组海源地层水,长兴组礁滩相白云岩储集层中的油气存在着源于飞仙关组流体以不整合、断裂、优质白云岩输导层为通道的"倒灌型"成藏模式。

调整改造型隐蔽油气藏形成与分布模拟实验研究——以准噶尔盆地腹部地区为例

受多期构造叠加、多期生烃和多期成藏的影响,准噶尔盆地腹部地区多数油气藏经历了不同程度的调整改造,形成了有成因联系的一系列调整改造型隐蔽油气藏。分析古油藏中原油残留、残余、散失或再聚集成藏的主控因素,查明油气藏再分布规律,是油气勘探的根本保证,二维模型物理模拟实验较好地再现了不同类型隐蔽油气藏调整过程中原油的再分布情况。实验结果表明:1)油气藏调整过程中,物性较好的储层部分含油饱和度降低明显,甚至由油层变为水层,而物性较差的储层含油饱和度变化较小,呈现出差异残留或差异再运移的特征;2)同向与反向调整型油气藏其形成与再分布规律有一定差别;3)调整后的油气藏呈分散状、小规模分布,其成藏类型由以构造圈闭为主变成以地层/岩性圈闭为主。

大民屯凹陷超压发育机制及其成藏意义

沉积盆地超压具多样性,超压演化具系统性,超压的发育受多种因素控制。大民屯凹陷构造沉降史、沉积埋藏史、热史及生烃史等多种因素与剩余压力演化史有着良好的耦合匹配关系。压实不均衡和生烃作用分别是本区超压发育、演化不同阶段的主控因素。超压提供了油气运移的动力和通道,提高了高分子量组分,特别是“蜡”的排出效率是泥岩穿刺构造的诱发因素,亦可作为下伏油气藏的优质盖层,为本区油气富集成藏的有利保障。

琼东南盆地崖13-1高效天然气藏成藏机理研究

高效天然气藏的成藏条件有别于大中型气藏,其形成需要同时具备高效的气源灶、高效的成藏过程和高效的储盖能量配置。指出琼东南盆地崖13-1构造新近纪以来地层沉降速率快、沉积厚度大,潜在气源岩在短时间内大面积进入了生、排烃高峰阶段,普遍发育的动态型超压系统为含气流体初次排放和在三维输导体系中二次垂/侧向运移提供了有效动力,储层常压和盖层超压这种有利的储盖能量配置关系是气藏得以保存的重要因素,认为崖13-1气藏是晚期超压环境下快速充注、生-储-盖“黄金”配置、立体输导型高效天然气藏。

大民屯凹陷超压演化的多因素耦合

辽河坳陷大民屯凹陷的超压很发育。大民屯凹陷的超压属于典型的动态超压系统,是“生压速率或生压强度”大于“泄压速率或泄压强度”的结果,“生压”过程终止后超压逐渐消失。在分析构造沉降史、沉积埋藏史、热史及生烃史的基础上,模拟了剩余压力的演化过程,讨论了超压发育和演化的多因素耦合关系,认为压实不均衡和生烃作用分别是大民屯凹陷超压发育、演化不同阶段的主控因素。

姬塬油田延长组长9油层组区域成藏差异性研究

姬塬油田长9油层组是滚动勘探的有利接替层位,在不同地区其成藏条件和油藏富集程度存在明显的差异性。通过岩心观察、测井解释、样品测试及相关模拟实验,从烃源岩、储集体及其之间的通道、距离和动力等方面对比分析了姬塬油田红井子、胡尖山及罗庞塬地区长9油层组油气聚集成藏的差异性。结果表明:红井子地区紧邻生烃中心,储层物性好,源储压差大,油气富集程度高;胡尖山地区储集物性较好,但距离生烃灶较远,源储压差较小,油气富集程度一般;罗庞塬地区源储压差较小,裂缝不发育,储集物性差,油气富集程度较差。

辽河坳陷西部凹陷低熟油成藏机理

综合利用地质、地球物理、油气藏地球化学和盆地模拟技术,以盆地演化和流体输导格架为成藏背景,以烃源岩演化和分布规律为基础,以能量场演化及其控制的化学动力学、流体动力学和运动学过程为核心,探讨了辽河坳陷西部凹陷低熟油的成藏机制与分布规律。该区低熟油藏以近源分布为主,低熟烃源岩受特定的构造演化样式、沉积环境及沉积母质的多重控制。超压不甚发育,但凹陷沉降—沉积演化史与温压场演化史、低熟烃源岩生烃排烃史和低熟油充注史存在良好的匹配关系。有效烃源岩分布、能量场演化、流体输导格架及其控制的流体流动样式作为油气成藏的主控因素,共同决定了西部凹陷低熟油藏源控、常压、近距离聚集的成藏模式。

中国沉积盆地非烃气成因机制研究

烃类气体的成因分析 ,已成为有机说和无机说争论的焦点。本文从有机成因和无机成因方面 ,对非烃气组分如CO2 、N2 以及稀有气体的成因进行分析。非烃气组分成因类型的研究 ,在很大程度上与烃类天然气的生成、运移、聚集成藏有着很大的联系 ,同时也可以从反面论证油气成藏所必须具备的“储、盖、保”条件 。

大民屯凹陷高蜡油成藏机理研究

综合利用地质、地球物理、油气(油藏)地球化学及盆地模拟领域中先进的技术与研究方法,以盆地演化和流体输导格架为成藏背景,从有效烃源岩出发,以能量场演化及其控制的化学动力学、流体动力学和运动学过程为核心,探讨了大民屯凹陷高蜡油的成藏机制与分布规律。精细油源对比表明,大民屯凹陷高蜡油主要来自沙四下段的油页岩,且其成因受沉积母质和沉积环境的双重控制。凹陷沉积—沉降演化史与温度场、压力场演化史三者良好的耦合匹配关系,对高蜡油的生成、保存、运聚成藏等地质因素与地质作用都有着重要的意义。高蜡油以近源充注为主,主充注期为37～33Ma。有效源岩分布、能量场演化和流体输导系统及其决定的流体流动样式共同控制了本区高蜡油的富集与分布。

辽宁省大民屯凹陷流体化学场特征及油气成藏意义

从地层水化学场、油气组成的非均质性两方面对辽宁省大民屯凹陷前第三系古潜山和下第三系沙河街组的流体化学场特征进行了分析。结果表明,该区地层水运动规律与油气运移模式吻合较好,即流体以"垂向流动"为主,受断裂和沉积砂体的控制,由沉积中心的中、深部沿断裂垂向运移,而后在各断块内侧向运移至各断块的高部位,横向运移效应只在局部小范围内规律显著,构成了典型的离心状渗流体系。在地层水水头压力、浮力动力场控制下该区形成了自生自储、下生上储、新生古储型油藏。

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。

准噶尔盆地车排子凸起隐蔽油气藏成藏机理

综合运用地质、地球物理、油气藏地球化学及盆地模拟领域中先进的技术与研究方法,以盆地演化和流体输导格架为成藏背景,从有效烃源岩及其生排烃历史出发,以能量场演化及其控制的化学动力学、流体动力学和运动学过程为核心,探讨了准噶尔盆地车排子凸起隐蔽油气藏的成藏机理.研究表明,油气藏主要以昌吉凹陷二叠系和四棵树凹陷侏罗系油气2期充注混源而成,油气分别以早期净浮力、晚期强超压为驱动机制,以不整合/区域性砂体、构造断裂为优势运移通道构成2源2期充注、阶梯式输导、地层/岩性型聚集的成藏模式.

准噶尔盆地油气输导体系类型与成藏规律研究

受多期构造运动影响,准噶尔盆地油气藏具叠合盆地"多源、多期、多机制、多类型"的成藏特征。从油气输导体系类型划分及其控制的各区块油气富集程度差异性角度,总结出西北缘、准东区块近源-复式阶梯状高效输导-连续早期强充注继承叠加型,陆梁、莫北、彩南、西缘区块远源-复式侧向高效输导-多期中强充注强化叠加型,南缘区块下生上储-垂向逆冲输导-晚期中等充注超压型及中部区块多源-垂向封隔弱输导-调整改造与断压双控低充注型4类油气成藏模式,指出了有利的勘探方向。

辽河盆地大民屯凹陷压力场演化史模拟

运用Basin2盆地模拟软件对大民屯凹陷进行了压力场演化模拟,结果表明,超压在本区比较普遍,超压在垂向上有一定延续性、持续深度大,横向上规律性不强,断层对超压的积累与释放起着重要的控制作用。与运用等效深度法得出的现今剩余压力展布对比可知,两者吻合较好,证明Basin2模拟结果比较可靠,即本区超压演化总体上符合“无—陡增—平缓上升—最高—下降—最低”这一规律,这与该区盆地沉降过程相一致。超压对油气生、运、聚影响显著,根据不同层位超压展布特征可判断大民屯凹陷E3s1末期、东营组为含烃流体主要运移期,剩余压力低值区的有利圈闭应为有利成藏区,是今后勘探的重要区域。

应用磷灰石裂变径迹研究大民屯凹陷的古地温

为深刻认识辽河盆地古地温特征,利用裂变径迹分析方法,对大民屯凹陷钻井岩心中19块磷灰石样品的裂变径迹年龄和长度做了测试。结果表明,随井深增加,径迹年龄和平均径迹长度有减少、变短的显著趋势,ES34地层磷灰石裂变径迹表观年龄比地层年龄年轻得多,说明沉积后曾长时间处于退火带中,退火带古地温为74～130℃,有效加热时间为41～45 Ma,2 300-4 000 m深度地层处于退火过渡带。将径迹长度分布特征与地史、热史模拟结果相结合,认为该区在ES4段末经历一次短时间迅速增温后,ES31亚段存在一个区域抬升降温的热事件过程,其后地层稳定下降,沉降幅度小、沉积物较薄,温度增加缓慢,古地温梯度高于今地温梯度,对生、排烃较为有利。

大民屯凹陷地下水动力环境探讨

结合大民屯凹陷的测井、地震和钻井资料 ,利用等效深度法将本区泥岩压实特征分为强超压型、超压型、局部超压型和正常压实型 4种。平面上 ,靠近各洼陷沉积中心部位是过剩压力的高值分布区。地层水运动的总趋势是由沉积中心的中、深部指向凹陷的浅部和边缘 ,构成了典型的离心状渗流体系 ,凹陷边缘的地表水渗入较次要。文中对该区的地下水动力环境进行了纵向分带和横向分区 ,在水头压力、浮力动力场控制下其流动样式和分布规律反映了凹陷内油气的运聚规律 ,并为该区自生自储、下生上储式油藏类型的判别提供了有利证据。

辽河盆地大民屯凹陷异常压力特征和成因及勘探意义

作者结合辽河盆地大民屯凹陷的测井、地质、地震和钻井资料 ,利用等效深度法从沉积和生烃的角度将本区泥岩压实特征分为强超压型、超压型、局部超压型和正常压实型四种 ,平面上 ,靠近各洼陷沉积中心部位是过剩压力的高值分布区 ;纵向上看 ,S33 段下部、S43、S4段地层内超压相对强烈 ,最大压力系数可达 1 .5 5 ,超压带发育幅度大、规模大。凹陷中部的断裂对异常压力分布起着重要的分割作用。快速沉积和生烃作用是本区超压形成的主要原因。