松辽盆地白垩系青山口组一段页岩生、排烃组分特征及页岩油相态演化

松辽盆地白垩系青山口组一段(青一段)页岩有机质热演化程度跨度大、烃类流动性差异强。页岩油相态分析预测是页岩油勘探开发的重要难题。用低成熟页岩样品开展封闭体系及半封闭体系有机质热解实验,根据生、排烃组分特征对滞留烃的轻烃散失进行补偿校正,研究了页岩油组分演化特征。结合中央坳陷区主要生油凹陷典型井埋藏史、热演化史,研究了页岩油相态演化规律,提出了轻质页岩油勘探有利区和开发压力保护条件。研究结果表明:地质条件下随着有机质成熟度的升高,页岩油组分中轻质组分比例不断增加、气体逐渐增多,相包络线从高露点温度、低泡点压力依次向低露点温度、高泡点压力演化。齐家-古龙凹陷青一段页岩油在嫩江组中期油藏向挥发油油藏转化,长岭凹陷青一段页岩油从嫩江组末期开始油藏向挥发油油藏转化,三肇凹陷青一段页岩油则始终为黑油油藏。无论是黑油油藏还是挥发油油藏,均为单一液相。松辽盆地中央坳陷区青一段页岩油挥发油油藏主要分布在齐家-古龙凹陷中心和长岭凹陷北部有机质成熟度(镜质体反射率Ro)为1.3%~1.6%、地层压力为12.2~22.4 MPa的区域。

松辽盆地现今地温场分布特征及主控因素

松辽盆地不仅是世界上已发现油气资源最为丰富的陆相沉积盆地之一,同时也存在十分丰富的中低温地热资源,是当前油气勘探和地热勘探的主力区块。本文结合近10年来新增的一大批测温数据,借助571口钻井地层测温资料和150余个岩石热物性参数,重新剖析了松辽盆地现今地温场分布特征及其主控因素。研究表明,松辽盆地地温梯度在19~55℃/km之间,平均为41.4℃/km,现今大地热流分布在38.9~111.2 mW/m^(2)之间,平均为78.9 mW/m^(2)。相比其他盆地而言,松辽盆地具有高温“热盆”的特点。平面上,盆地中央坳陷区地温梯度和大地热流均较高。嫩江组底界面温度约为15~88℃,平均为48.6℃;姚家组底界面的温度为18~95℃,平均值为53℃;青山口组底界面的温度为25~128℃,平均值为64℃;泉四段底界面的温度为26~131℃,平均值为67℃。松辽盆地现今温度分布主要受到成盆演化动力学背景、岩石热物性特征、岩浆作用等多种因素的影响。松辽盆地经历了强烈的区域伸展作用和岩石圈减薄,并发育丰富的基底断裂和地壳断裂,造成深部地幔热物质沿着基底断裂运移至浅部,因此地表热流偏高。

齐家地区高台子油层致密砂岩油藏特征及勘探潜力

齐家地区高台子油层致密砂岩油藏烃源岩条件好、分布范围广,储层致密、孔喉结构复杂、砂岩普遍含油,原油性质好、油藏压力系数高.致密砂岩储层发育于青山口组二段成熟烃源岩范围内,砂岩与烃源岩呈互层分布,优越的源储配置关系是致密油形成的关键因素.致密油分布受沉积相及物性控制,三角洲前缘亚相的河口坝和远砂坝微相砂体厚度大、物性好,是勘探的主要目标.初步估算齐家地区高台子油层致密砂岩油具有亿吨级资源潜力,具有较好的勘探前景。

松辽盆地北部宋站-尚家地区断裂发育特征及其对油气成藏的控制作用

根据研究区基础地质资料,结合地震解释,研究了工区断裂的分布特征,发现断裂在平面上呈条带状分布。深、浅层展布方向具有一致性,主要以近南北向(尚家工区内)和北西向(宋站工区内)断层为主,近东西向断层最少;纵向上,发现断裂在T2(泉头组顶部)层发育最多,T3(登娄库组顶部)层最少。研究认为本区断裂发育分为早期、中期、晚期以及长期继承性发育这四个时期,其中以中、晚期断裂最为发育。分析表明本区断裂对油气藏的形成明显具有控制作用,控制了本区局部构造(断块)的发育,形成一系列构造油气藏、构造-岩性油气藏。断裂在活动时期可以直接作为油气运移的输导体,为油气的运移提供良好的时空配置;另一方面,断裂在封闭时期可以对储层形成侧向封堵,对油气起到了很好的保存作用。本文对研究区大量地震剖面进行了对比分析,发现由于反向正断层的侧向封堵作用,有利于该区油气的保存,对油气成藏明显具有控制作用。

松辽盆地北部扶余油层致密油地质特征及勘探潜力

为了进一步明确松辽盆地北部源下致密油地质特征及剩余资源分布,采用岩心实验数据、钻井资料及岩心三维CT扫描数据综合分析方法,对扶余油层致密油地质条件进行综合分析。结果表明:扶余油层烃源岩是上覆青山口组一段暗色泥岩,R o一般大于0.75%,排烃强度超过4×10^6t/km^2,储层具有砂体层数多、连续性差、纵向叠置、单层厚度薄等特点;孔喉以微纳米级为主,孔隙直径主要为3~8μm,喉道直径主要为1~3μm,随着孔隙度的增大,孔隙和喉道的数量、直径、连通体积空间均有所增大;扶余油层致密油藏主要是近距离的源下聚集油藏,无统一油水界面,多形成“甜点区”富集;松辽盆地北部长垣南及三肇凹陷中心区储层埋藏相对较深,物性较差,孔隙度普遍小于12%,为典型的致密砂岩储层,勘探潜力大。

松辽盆地滨北地区油气运移输导体系分析

传统的围绕生烃洼陷的油气勘探在滨北地区受到了严峻的考验,面积占整个松辽盆地1/3的滨北地区的油气勘探一直没有取得突破性进展。分析认为滨北地区存在三大背斜构造带(绥棱背斜带、乾元背斜带和克山—依龙背斜带)和滨州走滑断裂带所构成的输导体系。三大背斜带的形成和定型均早于盆地青山口组主力烃源岩大规模生排烃时间(白垩纪末),并分别倾没于齐家—古龙凹陷北部、黑鱼泡凹陷和三肇凹陷,凹陷生烃潜力的差异决定了紧邻输导体系油气勘探潜力的差异,其中齐家北凹陷和三肇凹陷已经发现了较丰富的油气资源,决定了绥棱背斜带和克山—依龙背斜带油气勘探的潜力较大。乾元背斜带临近黑鱼泡凹陷,由于黑鱼泡凹陷烃源岩成熟度低,烃源岩没有进入大规模生排烃阶段,因此勘探潜力有限;滨州走滑断裂带横穿齐家-古龙凹陷和三肇凹陷,断裂活动时间与烃源岩成熟时间一致,有利于油气的定向运移,同时晚期构造活动西段强而东段弱,从油气保存的角度看,有可能东段优于西段,但从油气的垂向运移看,西段更有可能形成垂向上多层系含油的复式油气聚集带,因此沿整个滨州走滑断裂带是有利的勘探领域。

松辽盆地三肇凹陷扶余油层致密储层分类精细评价

精细评价的方法主要体现在精细分类和纵向细分层2个方面。通过沉积及砂体特征的精细研究,利用恒速压汞、高压压汞以及纳米微观分析等手段综合研究,认为扶余油层致密储层可以划分为2大类3小类,即Ⅰ-1,Ⅰ-2和Ⅱ类,其中致密油储层与常规储层的分界物性为孔隙度12%,渗透率1×10^(-3)μm^2,孔喉半径为350 nm;其余Ⅰ-1和Ⅰ-2类以及Ⅰ-2和Ⅱ类物性标准分别以孔隙度10%和8%,渗透率0.25×10^(-3)μm^2和0.1×10^(-3)μm^2为界,对应的孔喉半径分别为150 nm和75 nm。通过纵向细分层精细12分的砂层组级研究,每一层砂层组内仅含有1~2个砂体,I类致密油集中发育在FⅠ2-1,FⅠ3-1以及FⅡ2-2砂层组。在分层落实不同类型致密油剩余资源后,通过致密油水平井钻探及大规模体积压裂,可以有效开发致密油资源。

松辽盆地古龙凹陷青一段细粒沉积岩旋回地层分析及沉积充填响应特征

细粒沉积岩特别是页岩因其具有巨大的油气资源潜力而成为备受各国重视的研究领域,已经成为世界能源领域的重要发展方向。细粒沉积岩粒度细小、微观构造复杂、沉积旋回界面识别困难,矿物组分变化及有机质富集的主控因素也不够清楚,严重制约了页岩油勘探的快速推进。旋回地层学通过岩性组合识别、频谱分析、小波分析、滤波和调谐等方法可识别米兰科维奇旋回信号,建立高精度旋回地层格架,是解决细粒沉积岩旋回界面识别的一种有效方法。综合利用岩心精描及分析化验资料,对松辽盆地北部古龙凹陷青一段开展以米兰科维奇理论为指导的天文旋回研究及沉积充填响应特征分析。研究结果表明,古龙凹陷青一段可划分为3个长偏心率旋回、10个短偏心率旋回和26个斜率旋回。整体上超长偏心率与古气候的周期性变化具有良好的对应性,长偏心率旋回与矿物组合、白云岩发育和有机碳富集具有良好的对应特征,短偏心率和斜率旋回与矿物组合、白云岩、有机碳的内幕变化期次具有明显的匹配关系。研究成果为湖相盆地内部非常规油气勘探提供了理论依据。

古龙凹陷向斜区油气聚集规律与勘探方法

针对古龙凹陷向斜区葡萄花油层岩性油藏的勘探潜力、勘探中面临的岩性油藏发育部位预测、油气聚集规律和薄储层预测技术等问题，分析了古龙凹陷具有形成大面积岩性油藏的地质条件。在葡萄花油层3个成藏带认识指导下，开展了以高分辨率层序地层研究为基础的大比例尺沉积微相工业制图、油藏精细解剖研究和薄储层预测技术攻关，进一步深化了向斜区岩性油气分布特征及油气成藏规律认识。通过深化勘探开发一体化评价提交了整装亿吨级储量，从而实现了古龙凹陷岩性油藏勘探的重大突破。在实践中探索形成的岩性油藏区带精细勘探及一体化评价思路和方法，对今后的油气勘探一体化评价工作具有重要的指导意义。

松辽盆地北部青山口组四级层序划分及界面特征

根据单井沉积旋回对比,结合地震反射特征分析,本文将青山口组划分为3个三级层序,8个四级层序。四级层序界面主要有:1)河道冲蚀底界,表现为砾石层或砂砾岩层、内碎屑泥砾、钙砾或生物成因的灰质河道滞留物,测井曲线多为钟形;2)地表暴露面,表现为根土岩、古土壤层、紫红色泥岩或杂色泥岩、岩相突变带以及钙质结核层,测井曲线多为漏斗形;3)沉积物卸载区和滨岸带,出现钙质砂岩层、介形虫层等特殊沉积,测井曲线多具指形特征。层序界面的地震响应特征有:1)近物源的上坡折区,地震波组表现为削截或冲刷充填;2)坡折带发育区,地震波组表现为上超,亦见下超和顶超;3)强振幅反射同相轴所示的上、下地层的截然差异;4)地震波阻抗反演剖面波组上、下的截然差异等。松辽盆地北部青山口组的四级层序的划分及界面识别,为进一步建立四级层序格架奠定了基础。

沉积环境与构造运动对页岩气成藏的影响——以渝东南地区下寒武统牛蹄塘组黑色岩系为例

沉积环境和构造运动是决定一套岩石地层特性的关键因素。以渝东南地区下寒武统牛蹄塘组黑色岩系为例,通过采样测试研究,总结概括了沉积环境与构造运动对页岩气成藏的影响作用。结论认为:1) 沉积环境与构造运动在页岩气成藏过程中起着决定性作用;2) 沉积环境能够对泥页岩的岩石学特征、矿物学特征、物性特征与有机质类型及丰度等产生较大影响;3) 构造运动能够对泥页岩的保存、有机质成熟度及储层物性特征等产生较大影响;4) 受沉积环境和构造运动的影响,渝东南地区下寒武统黑色岩系具备有利于页岩气成藏的地质条件。

松辽盆地大庆长垣及其以西地区扶杨油层油气运移特征

对松辽盆地大庆长垣及其以西地区扶杨油层油气初次运移机理的分析表明,油气是在烃源层中超压的作用下沿着断层和裂缝运移到扶杨油层。根据约130口井声波测井资料,采用平衡深度法,恢复了青一段泥岩在最大埋深时期的过剩压力,探讨了油气初次运移的动力和方向。在此基础上,采用数值模拟的方法恢复了扶杨油层从嫩江组沉积末到现今的古流体势,并以明水组沉积末期为例,对流体势分布特征及油气二次运移方向进行了分析。以古流体势的分布为主要依据,综合生烃和排烃、输导体展布及盖层、圈闭发育特点等因素,预测出了扶杨油层的有利含油气区带。

松辽盆地双城—太平川地区天然气成因类型及气源

对松辽盆地双城—太平川地区中浅层天然气地球化学特征的分析表明,该区天然气为高-过成熟的煤型气,来源于深部的白垩系沙河子组和侏罗系含煤地层。本区天然气的碳同位素组成具有倒转序列特征,这主要是由腐殖型母质的“同型不同源”气或“同源不同期”气的混合造成的,同时也不排除由天然气中某一或某些组分被细菌氧化所造成。本区天然气中稀有气体氦的含量相对较高,有11口井天然气中氦的含量均具有工业开采价值,可作为氦气藏开采。

松辽盆地尚家—太平川地区石油地质条件及勘探方向分析

通过对尚家—太平川地区构造演化、烃源岩特征、沉积特征、储盖组合、油水关系及油藏类型和油气成藏特征的分析,研究了本区的石油地质条件,认为烃源岩具有较好的生、排烃能力,分流河道砂体为油气聚集提供较好的沉积环境,良好的储盖组合有利于油气的聚集与保存。研究区没有统一油水界面,尚家地区以岩性—构造油藏为主,太平川地区以构造—岩性油藏为主。区内扶余—杨大城子油层油气成藏受有效性圈闭、优势运移通道、过剩压力、储集条件和构造诱导作用控制。据上述认识确定了研究区下一步的勘探方向,并已在指导勘探实践中取得了较好的效果。

松辽盆地北部泥(页)岩油勘探潜力分析

目前,泥(页)岩油已成为非常规油气勘探的热点和现实领域。根据成熟度和泥(页)岩结构可将泥(页)岩油划分为泥页岩油和泥岩油2种类型。泥页岩油是指泥页岩达到成熟阶段所产出的石油,其开采主要是水平井大规模体积压裂技术和加热技术相结合;泥岩油是指在未熟—低熟阶段有机质还未大量转化成油气,需要经人工转化所产出的油,其开采需采用地下原位热转换方法。松辽盆地北部泥(页)岩油类型丰富,按照分布层位及泥(页)岩成熟度由下到上主要分为青山口组泥页岩油及嫩江组泥岩油。青山口组泥页岩厚度大、有机质丰度高,大部分正处于大量生油阶段,资源量可达181.61×10 8t;嫩江组泥岩处于未熟—低熟阶段,油气还未大量生成,但泥岩内有机质丰度高,最高为14%,可转化油气资源量达211×10 8t。松辽盆地北部泥(页)岩油形成地质条件优越、资源潜力大,依托先进钻采技术,泥(页)岩油必将成为大庆油田增产上产的现实领域。

松辽盆地北部致密油水平井技术及勘探实践

松辽盆地北部中浅层具有形成大规模、连续型致密油藏的有利地质条件,青山口组烃源岩内部和下部分别发育高台子和扶余2套致密油层,具有很大的资源潜力,但应用常规技术难以有效开发动用.大庆油田按照“预探先行、储备技术、评价跟进”思路积极探索致密油藏勘探开发模式,在建立扶余、高台子油层致密油资源精细分类评价,以及“甜点”识别方法的基础上,秉承“水平井＋大规模体积压裂”理念,形成了“三优二精一配套”的水平井设计、钻探跟踪及增产改造技术.在致密油水平井段钻探长度、油层钻遇率、压裂方式、压裂段数、压裂规模等方面取得了突破性进展,水平井提产效果显著.针对扶余和高台子油层特定的致密储层地质条件,优选有利区块,通过个性化井网设计和尝试工厂化作业模式,初步建立了3个水平井开发试验区,为松辽盆地北部致密油全面有效开发积累了经验。

西藏羌塘盆地动力学演化与油气前景探讨

西藏羌塘盆地是特提斯构造域巨型油气富集带中一个大型晚古生代—中生代海相残留盆地。盆地盖层厚度可达万米，其中侏罗系浅海相地层占５０％以上。盆地经历了晚古生代大陆边缘沉积阶段、三叠纪陆间裂谷阶段、侏罗纪大陆边缘沉积阶段和侏罗纪末班公湖—怒江缝合带闭合以来的构造反转挤压、长期剥蚀改造阶段。盆地中三叠系与侏罗系广泛发育良好的烃源岩，而且形成多套生储盖组合；但储集层、盖层及保存条件相对较差。与同一构造的波斯湾等大型含油气盆地相比，它只具备多期大陆边缘发育时期，缺少后期，特别是第三纪以来的前陆发育时期。盆地内部生储盖组合具全，构造变形较弱，发现中小型油气田的可能性较大。

松辽盆地泉三、四段高分辨率层序地层格架

依据高分辨率层序地层学原理,研究了泉三、四段地层的岩石学和地球物理学等特征,准确识别出层序界面、湖泛面和基准面升降旋回等层序标志特征。将泉三、四段地层划分为三级层序1.5个对应3个基准面升降旋回、四级层序7个对应14个基准面升降旋回,较好地解决了泉三、四段地层6个油层组与层序地层的对应关系,最终建立了松辽盆地泉三、四段地层高分辨率等时层序地层格架。

松辽盆地双城-太平川地区烃源岩生烃潜力评价

双城-太平川地区为松辽盆地北部重要的油气勘探区域,通过对该区青1段、青2+3段、嫩1段和侏罗系暗色泥岩的有机质丰度和成熟度的综合分析,结果表明成熟的青1段泥岩是该地区最主要的烃源岩,青2+3段有局部的生烃贡献,嫩1段的生烃意义有限,侏罗系只能作为煤成气烃源岩。利用热演化程度参数推断出该区源岩的生烃模式和两个生烃高峰阶段。在此基础上,通过对不同构造单元的青1段泥岩生烃潜力与成熟度的综合评价,明确了该区3个有利的青1段生烃方位。

安达向斜达9井扶余油层油流的确定

分析源岩的机质丰度证实,安达向斜青山口组一段(K_2qn_1)暗色泥岩达到生油指标。通过原油物性、色谱参数及生物标志化合物特征对达9井扶余油层原油与安达向斜青山口组一段烃源岩、三肇凹陷扶余油层原油进行了对比。C_(29)20S/(20S+20R)等参数表明达9井扶余油层原油的成熟度低于三肇凹陷扶余油层的原油成熟度;伽马蜡烷等指数证实达9井扶余油层原油的形成环境与三肇凹陷扶余油层原油的形成环境不同;三环萜烷/藿烷母源参数证实达9井扶余油层原油与安达向斜青山口组一段烃源岩具有亲缘性。因此,达9井扶余油层的原油主要来自安达向斜青山口组一段烃源岩的自生油。