海拉尔盆地油气勘探新领域、新层系及资源潜力

海拉尔盆地是“十四五”(2016―2020年)大庆油田持续有效发展资源接替的重要领域,历经多年勘探,已在乌尔逊凹陷的苏仁诺尔构造带、乌东斜坡带和贝尔凹陷的贝中次凹、苏德尔特构造带、霍多莫尔构造带、呼和诺仁构造带及巴彦塔拉构造带等富油凹陷的主体构造提交了储量。面临剩余更加复杂的勘探对象,按照以往常规油气勘探思路已不能满足勘探发现的需要。为了搞清楚海拉尔盆地的剩余资源类型、成藏特征、潜力,基于盆内钻井岩心岩屑、测井、地震等资料,总结全层系、全盆地主力源岩分布、不同类型储层特征及源储组合特征,指出潜在资源类型、控制要素、分布模式、增储潜力。结果表明:富油凹陷的深凹区致密油、侏罗系塔木兰沟组、基岩潜山还具备较大勘探潜力,剩余资源总量达9.08×10^(8)t;已经在构造带提交的常规油藏储量1.5×10^(8)t只占总资源量的14.2%,其中致密油资源依托南屯组一段为主要源岩,源上、源下致密类型在深凹区叠置连片分布,剩余资源潜力为3.84×10^(8)t;侏罗系塔木兰沟组自生自储,近源成藏,剩余资源潜力为2.37×10^(8)t;潜山油藏通过通源断层、生油层不整合覆盖,源储侧接,内幕及表层一体化成藏,剩余资源潜力为2.87×10^(8)t。研究成果可推动海拉尔盆地及其类似断陷盆地全油气资源的高效勘探,并提供技术和勘探实践参考。

海拉尔盆地中部断陷带下白垩统南屯组致密储层特征及有利区预测

综合运用岩心分析、铸体薄片、高压压汞等资料,对海拉尔盆地中部断陷带下白垩统南屯组储层特征及其主控因素开展了详细研究,并对有利区进行了定量综合评价。研究结果表明:(1)海拉尔盆地中部断陷带南屯组岩石类型主要为岩屑砂岩和长石岩屑砂岩,储层孔隙度小于12%的样品数占总样品数的70.2%,渗透率小于1 mD的样品数占总样品数的66.3%,属于致密砂岩储层,储层储集空间主要为少量原生孔隙和大量次生溶蚀孔隙。(2)沉积相控制了研究区储层物性在空间上的总体分布规律,南屯组最有利的沉积相带是辫状河三角洲前缘和扇三角洲前缘亚相;压实作用对储层具有减孔效应,溶蚀作用普遍发育,形成了大量粒间和粒内溶孔,对储集性具有一定改善作用。(3)盆地中部断陷带发育缓坡断阶构造带、陡坡断阶构造带和洼槽带3种构造带,其中缓坡断阶构造带和陡坡断阶构造带为主要的油气聚集区带,其断裂的大量发育均早于或同期于烃源岩大量排烃阶段,为油气运移提供了通道。(4)将“沉积相-孔隙度-储层厚度-砂地比-埋藏深度”五要素进行叠合,定量评价有利储层发育区,其中Ⅰ类、Ⅱ类优质储层主要分布在盆地中部断陷带的缓坡断阶构造带和陡坡断阶构造带。

松辽盆地北部下白垩统扶余油层源下致密油富集模式及主控因素

基于地球化学、地震、测井和钻井等资料,对松辽盆地北部下白垩统泉头组扶余油层地质特征、致密油富集主控因素及富集模式等进行系统分析。研究表明:①泉头组上覆上白垩统青山口组优质烃源岩,环凹鼻状构造发育,沉积砂体大面积连续分布,储层整体致密;②优质烃源岩、储层、断裂、超压和构造等多要素配置联合控制扶余油层致密油富集。源储匹配关系控制致密油分布格局;源储压差为致密油富集提供充注动力;断砂输导体系决定油气运移和富集;正向构造是致密油富集的有利场所,断垒带是向斜区致密油勘探重点突破区带;③基于源储关系、输导方式、富集动力等要素建立扶余油层致密油3种富集模式,一是源储对接油气垂向或侧向直排式:“源储紧邻、超压驱动、油气垂向倒灌或源储侧向对接运聚”;二是源储分离断裂输导式:“源储分离、超压驱动、断裂输导,油气通过断层向下运移到砂体富集”;三是源储分离断砂匹配式:“源储分离、超压驱动、断裂输导、砂体调整、油气下排后通过砂体侧向运移富集”;④油源条件、充注动力、断裂分布、砂体以及储层物性等方面的差异性造成扶余油层致密油的差异富集,齐家—古龙凹陷扶余油层具有较好富集条件,勘探程度低,是未来致密油探索重要新区带。

Enrichment model and major controlling factors of below-source tight oil in Lower Cretaceous Fuyu reservoirs in northern Songliao Basin,NE China

Based on the geochemical,seismic,logging and drilling data,the Fuyu reservoirs of the Lower Cretaceous Quantou Formation in northern Songliao Basin are systematically studied in terms of the geological characteristics,the tight oil enrichment model and its major controlling factors.First,the Quantou Formation is overlaid by high-quality source rocks of the Upper Cretaceous Qingshankou Formation,with the development of nose structure around sag and the broad and continuous distribution of sand bodies.The reservoirs are tight on the whole.Second,the configuration of multiple elements,such as high-quality source rocks,reservoir rocks,fault,overpressure and structure,controls the tight oil enrichment in the Fuyu reservoirs.The source-reservoir combination controls the tight oil distribution pattern.The pressure difference between source and reservoir drives the charging of tight oil.The fault-sandbody transport system determines the migration and accumulation of oil and gas.The positive structure is the favorable place for tight oil enrichment,and the fault-horst zone is the key part of syncline area for tight oil exploration.Third,based on the source-reservoir relationship,transport mode,accumulation dynamics and other elements,three tight oil enrichment models are recognized in the Fuyu reservoirs:(1)vertical or lateral migration of hydrocarbon from source rocks to adjacent reservoir rocks,that is,driven by overpressure,hydrocarbon generated is migrated vertically or laterally to and accumulates in the adjacent reservoir rocks;(2)transport of hydrocarbon through faults between separated source and reservoirs,that is,driven by overpressure,hydrocarbon migrates downward through faults to the sandbodies that are separated from the source rocks;and(3)migration of hydrocarbon through faults and sandbodies between separated source and reservoirs,that is,driven by overpressure,hydrocarbon migrates downwards through faults to the reservoir rocks that are separated from the source rocks,and then migrates laterally through sandbodies.Fourth,the differences in oil source conditions,charging drive,fault distribution,sandbody and reservoir physical properties cause the differential enrichment of tight oil in the Fuyu reservoirs.Comprehensive analysis suggests that the Fuyu reservoir in the Qijia-Gulong Sag has good conditions for tight oil enrichment and has been less explored,and it is an important new zone for tight oil exploration in the future.

棒状MgO催化草酸二甲酯酯交换法合成草酸二乙酯的研究

采用共沉淀法制备了一种棒状MgO(MgO-P)作为催化剂用于催化草酸二甲酯(DMO)和乙醇酯交换合成草酸二乙酯(DEO)反应。当MgO-P占DMO的2.0%(质量分数),DMO和乙醇的物质的量之比为1:10时,70℃下反应2 h后,DMO转化率可达97.7%,对应DEO选择性可达57.7%。催化剂重复使用5次后,DMO转化率和DEO选择性分别降低至80.5%和21.2%,重复使用后的催化剂经焙烧再生后可恢复活性。通过X射线衍射、N_(2)吸/脱附和CO_(2)程序升温脱附法等表征了催化剂结构,并结合催化性能系统讨论了固体催化剂在酯交换法合成DEO反应中的构效关系。结果表明,固体催化剂表面中强碱性位是DMO酯交换合成DEO的活性位,并据此提出了催化剂表面酯交换反应机理,MgO结构中O^(2-)作为碱性位可以极化乙醇分子中羟基氢,生成的乙氧基阴离子可以通过亲核进攻DMO中的羰基碳而引发酯交换反应。

海拉尔盆地油气勘探开发新领域、新类型及资源潜力

海拉尔盆地是位于中国北部边陲的中生代—新生代陆相断陷盆地,经过60余年的持续勘探,主力含油层系已进入开发中后期阶段,埋藏浅、规模大、易发现的构造油藏几乎已钻探殆尽,近年来的规模增储难度日益增大。通过系统回顾海拉尔盆地的油气勘探历程,结合当前勘探开发实践,指出向勘探程度较低的洼槽区和深部层系进军是打开海拉尔盆地油气勘探新局面的必经之路。海拉尔盆地在南屯组凝缩层段页岩油、铜钵庙组砂砾岩岩性油藏、侏罗系塔木兰沟组油藏和基岩潜山内幕油藏4个新领域具有较大的勘探潜力,石油总资源量预测达5.96×10^(8)t;新领域油藏与已发现的油藏具有空间互补性,构成了一个更加完整的从中—浅层到深层、从斜坡带到洼槽区、从常规到非常规的多层系多类型且油藏呈有序分布、差异富集的复杂断陷盆地含油气系统,可进一步挖掘其勘探潜力。

ZnO催化草酸二甲酯和无水乙醇酯交换合成草酸二乙酯

合成了不同形貌的ZnO样品,将其作为催化剂用于催化草酸二甲酯(DMO)和无水乙醇(EtOH)酯交换法合成草酸二乙酯(DEO)反应。采用XRD、N_(2)低温物理吸附、XPS、SEM和CO_(2)-TPD对催化剂进行了表征,讨论了ZnO形貌与其催化活性之间的构效关系,考察了反应条件对DMO转化率和DEO选择性的影响,并探究了催化剂重复使用后失活的原因和反应动力学。结果表明,DMO与无水乙醇的酯交换反应活性与ZnO形貌密切相关,其中,花状微球ZnO(ZnO-f)的催化活性最高,在最优条件下〔DMO 1.18 g、n(EtOH)∶n(DMO)=12∶1、ZnO-f用量为DMO质量的2.0%、反应温度80℃、反应时间120 min〕,DMO转化率和DEO选择性分别为99.8%和75.8%。催化剂循环使用4次后,DEO选择性降至25.7%,Zn(OH)_(2)的生成导致总碱性位数量急剧下降和氧空位的丧失是催化剂失活的原因。DMO和无水乙醇在ZnO-f表面的酯交换反应活化能为35.6 kJ/mol,ZnO-f表面存在的丰富中强碱性位活化了DMO和无水乙醇酯交换反应,强碱性位的存在则会抑制该反应的进行。