松辽盆地三肇凹陷扶余油层致密油气充注期次及其成藏贡献

为了明确松辽盆地三肇凹陷泉头组扶余油层致密油气充注期次及其成藏贡献,综合利用薄片鉴定、包裹体测温、荧光光谱等方法,对扶余油层微观油包裹体及其伴生盐水包裹体进行了研究,并结合储层埋藏史对该地区油气充注期次及其成藏贡献进行了探讨。研究结果表明:三肇凹陷扶余油层油气具有多期充注成藏特征,总体上表现为两期原油充注成藏,第1期发生在嫩江组末期77~74 Ma期间,对应于第1幕充注;第2期发生在明水组末期67~65 Ma期间,对应第2幕、第3幕和第4幕充注。三肇凹陷扶余油层第2期(明水组末期)致密油充注对现今油藏贡献率为83%,第1期(嫩江组末期)致密油充注贡献率为17%;可见明水组末期充注的原油对今油藏的贡献更大。

松辽盆地北部葡萄花油田泉四段扶余油层致密油成岩特征及成岩相

为明确葡萄花油田扶余油层致密油相对优质储层分布,综合铸体薄片、扫描电镜、核磁和微米CT等测试,在致密油储层特征和成岩作用分析基础上,开展成岩相定量划分。结果表明:①扶余油层以残余粒间孔、晶间微孔为主,次为粒内溶孔、粒间溶孔,孔隙、喉道半径分别为0.82~39.42μm和0.02~1.28μm,平均为4.96μm和0.68μm,为微纳米孔隙+纳米喉道。②扶余油层视压实率和视胶结率高达56%和35%,强烈的机械压实、早期方解石和伊利石充填堵塞粒间孔隙和喉道,是导致储层致密化的重要原因。③绿泥石包壳减缓压实强度、保留了部分原生孔,长石和火山岩岩屑的酸性溶蚀形成各类次生孔隙,是形成相对优质储层的关键。④通过多种成岩强度参数的Q型聚类将扶余油层分为4种成岩相,弱胶结强溶蚀次生溶孔相和弱压实强溶蚀残余粒间孔相物性好、试油产能高,是扶余油层有利储层类型。

X-CT扫描成像技术在致密砂岩微观孔隙结构表征中的应用——以大安油田扶余油层为例

以松辽盆地南部大安油田扶余油层致密砂岩样品为研究对象,利用VGStudio MAX强大的CT数据分析功能结合Avizo软件先进的数学算法,建立了大安油田扶余油层致密砂岩多尺度三维数字岩心模型,该模型具有样品无损、结果直观、数据丰富等优势;同时结合环境描电镜(ESEM)、Maps图像拼接技术、铸体薄片、恒速压汞等油气分析测试方法对松辽盆地南部大安油田扶余油层微观孔隙特征进行了定量表征,为进一步开展大安油田扶余油层渗流机理的研究打下了基础。研究表明:微米尺度下,大安油田扶余油层储集空间类型以溶蚀型孔隙和微裂缝为主,不同孔渗的样品孔喉的形态和尺寸有所不同,孔喉形态多为球状和条带状,孔喉分布状态主要有连片状和孤立状两种;纳米尺度下,大安油田扶余油层储集空间类型以矿物颗粒内部或表面的溶蚀孔隙和微裂缝为主,纳米孔喉形态上多呈小球状、管状,微裂缝对纳米级孔隙有很好的沟通作用。喉道半径较窄是造成样品的实测渗透率较低的主要原因。

扶余油田扶余油层储集层单砂体划分及成因分析

油田注水开发中后期，储集层单砂体的三维空间展布及相互间连通关系成为研究重点。应用岩心、录井及密井网测井资料，综合层序地层分析及储集层层次分析，把扶余油田扶余油层划分为4个砂层组、13个小层，识别出三角洲平原与三角洲前缘2种亚相以及9种沉积微相、7种单一成因砂体。在沉积微相研究成果基础上，利用顶面拉平的小层对比技术和测井曲线特征变化，提出了复合河道的4种叠加模式，在垂向上和平面上进一步对单体河道边界进行了识别。分析表明，单体河道砂体平均宽度150～500m，平均厚度3～7m，平均宽厚比为40～120。三角洲平原分支河道与三角洲前缘水下分支河道砂体相互切割、叠加形成了宽度和厚度较大的复合河道，构成了油气富集的主要储集体及剩余油挖潜的最有利部位。

大庆长垣以东地区扶余油层油气运移与富集

为了系统查明大庆长垣以东地区扶余油层油气运聚过程和富集特征,详细研究其油气运移条件,并通过油田开发动态数据验证,总结油气富集的主要特征。大庆长垣以东地区具有垂向-侧向双重油气运移方式,垂向运移主要发生在上覆烃源岩垂向排烃范围内,油气在超压作用下,沿开启的T2油源断层"倒灌"进入下伏扶余油层;侧向运移主要有3种类型:源内沿砂体向油源断层上升盘短距离侧向运移;近源沿构造轴向向继承性局部隆起带短距离侧向运移;远源沿砂体沟通的Ⅱ类断裂密集带向朝阳沟阶地长距离侧向运移。油源断层发育部位和烃源岩垂向排烃范围附近、构造轴向与断层走向近一致的鼻状构造为富油区带;因特征不同,断裂密集带在三肇凹陷不是主要富油部位,而在朝阳沟阶地为有利储油构造。

松辽盆地北部扶余油层致密油特征及勘探对策

扶余油层是松辽盆地北部油气勘探主力层系,是一套以青山口组一段为源岩和以泉头组三段、四段河流—三角洲相致密砂体为储层的上生下储型成藏组合.扶余油层的致密油具有源岩条件好、储集体类型多样、源储匹配关系好的特点,但单一砂体规模小、连续性差、储层物性差、孔喉结构复杂.油气沿广泛分布的通源断裂下排,匹配的断砂疏导体系决定了油气平面及纵向分布.松辽盆地北部中央坳陷区内砂岩厚度大,砂地比适中,易于形成致密油气藏,整体呈现大面积连片含油特征.采用孔隙度与渗透率交会法、含油产状统计法综合确定了扶余油层致密油储层的物性下限及分类标准,进一步明确了致密油的分布规律及勘探对策。

松辽盆地大安地区扶余油层致密砂岩油分布特征及控制因素

综合利用岩心、岩石薄片、恒速压汞测试及扫描电镜等资料,对松辽盆地大安地区扶余油层致密砂岩油的储集层特征、含油特征及其主控因素进行了研究。大安地区扶余油层含油特征表现为:1大面积(准)连续分布,局部"甜点"富集;2含油丰度低,致密油分布极其复杂;3含油级别以油浸—油斑为主,含油物性下限极低;4油水分异差,无统一油水界面。以上含油特征主要受控于研究区分流河道砂体的空间分布、储集层物性差异、孔喉结构及大小。分流河道砂体分布的边界即为致密砂岩油分布的外边界,致密砂岩油分布的非均质性受控于单期分流河道砂体及多期(或多支)分流河道砂体间的接触关系;物性差异控制了"甜点"的分布,进而控制了致密砂岩油的富集;孔喉结构及其大小控制致密砂岩油的油水分异程度,纳米级喉道系统控制了石油滞留成藏。

高分辨率层序地层学在河、湖、三角洲复合沉积体系的应用——以朝阳沟油田扶余油层开发区块为例

运用高分辨率层序地层学原理和方法,结合探井及密井网开发井资料,在朝阳沟油田朝1-朝气3区块扶余油层识别出向上"变深"、向上"变浅"、对称型及其不同可容纳空间条件下的7类共41个短期基准面旋回,并以沉积动力学观点详细剖析了其成因及特征。按照短期基准面旋回的结构类型、叠加样式组合了7个中期基准面旋回,并结合区域标志层识别出2个长期基准面半旋回,进而建立了高分辨率层序地层格架。本区长期基准面下降半旋回砂体总体不发育;在长期基准面上升半旋回早期发育的河流相砂岩厚度,有效厚度均较大,砂地比高,含油性好,且随长期基准面的上升逐渐变为三角洲、滨浅湖环境,砂体及含油性等逐渐变差。在各中期基准面由下降到上升的转换面附近砂体发育程度及其含油性在整个中期基准面旋回中相对最好。

大庆长垣扶余油层沉积层序构成及充填响应

大庆长垣是松辽盆地北部最重要的含油气构造,扶余油层是其主要含油层位之一。根据岩心、测井和高分辨率地震等基础地质资料,将扶余油层划分为2个三级层序、7个四级层序。其储层砂体为冲积-河流环境的网状河道和曲流河道沉积,砂体厚度横向变化快,河道砂体不易预测和识别。在沉积演化上,河道发育经历了曲流河道—网状河道—分支河道的变化过程;决口扇在F2.2—F1.3时面积扩张,随着湖侵加剧,决口扇范围缩小至消亡;洪泛平原也随着基准面的上升、湖泊的发展,颜色由红色逐渐过渡到灰绿色和灰白色,分布面积也逐步缩小;湖相由早期的孤立河间湖发展到后期连片分布的稳定湖。层序构成和沉积响应过程受松辽盆地裂后热沉降构造背景控制,同时受气候和物源条件的双重影响。

松辽盆地扶新隆起带南部扶余油层沉积特征及沉积模式探讨

利用18口井的岩芯分析资料、1 595个重矿物分析数据和近800口井的录井、测井等资料,系统分析了扶新隆起带南部扶余油层的沉积特征和沉积模式。研究揭示扶新隆起带南部扶余油层沉积时期受西南保康物源体系和东南部长春—怀德物源体系双重控制,形成了枝状的高能河控三角洲沉积体系。该三角洲体系骨架砂体为大量、密集、窄带状、连续分布的分流河道砂体,总体呈南南西向展布,砂体连续且向水下延伸较远,直至消失变成薄的席状砂,在三角洲分流平原和三角洲前缘亚相区,形成以(水下)分流河道沉积为中心的多支"河控带状体";前三角洲亚相与三角洲前缘亚相无明显界限,受湖浪作用控制在三角洲前缘亚相的外前缘区形成浪控席状砂,多个席状砂呈顺岸、垂源平行排列,单一席状砂具有明显条带、环状平面分布模式。

曲流河点砂坝储层水流优势通道及其对剩余油分布的控制

点砂坝储层经过长期注水开发易形成水流优势通道,导致水驱波及系数降低,并影响剩余油的分布。以吉林扶余油田S17-19区块为例,研究了点砂坝内部水流优势通道分布模式及其对剩余油分布的控制。岩心分析资料表明点砂坝内的水流优势通道的含水率大于95%,驱油效率大于35%。渗透率大于80 mD和非均质性越严重或越均质的储层更易形成水流优势通道。在现井网条件下,水流优势通道均发育于点砂坝的中下部,平均厚度为2.2 m,宽度约2～4 m。水流优势通道受注采井间的主流线、相对高渗透条带及点砂坝下部的高渗透段分布控制,形成了在空间上复杂的水流优势通道网络。水流优势通道水淹严重,而非水流优势通道区水淹较弱且剩余油富集。因此,通过重建井网结构、打水平井、调剖堵水、调整开发方式、实施周期注水等措施,打破目前的水流优势通道网络,扩大水驱波及体积,从而提高点砂坝油藏开发效果。

浅水湖盆河控三角洲短期基准面旋回结构样式与沉积演化:以松辽盆地扶新隆起带南部扶余油层为例

利用22口取心井岩心资料和830口井的录井、测井资料,系统分析松辽盆地扶新隆起带南部扶余油层浅水湖盆河控三角洲体系的短期基准面旋回界面类型、成因特征、结构样式及分布模式,总结出扶余油层的沉积层序演化模式。研究结果表明:(1)扶余油层短期基准面旋回界面类型主要有基准面下降至基准面上升转换面、基准面上升至基准面下降转换面和基准面旋回界面对比局部参照等时面;(2)短期基准面旋回结构样式可分为3大类7亚类,即向上"变深"非对称型旋回(可分为2亚类)、向上"变浅"非对称型旋回(可分为2亚类)和对称型旋回(可分为3亚类),以向上"变深"非对称型旋回为主;(3)扶余油层划分为1个长期基准面旋回的上升半旋回、4个中期基准面旋回、13个短期基准面旋回,其在总体水进的背景下,主要经历4个变化阶段:早期的缓慢上升阶段、中期的快速上升阶段、中后期的缓慢上升阶段及末期的快速上升后略有下降阶段,近似对应于识别出的4个中期基准面旋回层序。在这4个阶段的变化过程中,依次发育高能河控三角洲分流平原、低能河控三角洲平原、河控三角洲分流平原近岸沉积区及三角洲前缘前三角洲沉积。

源外岩性类油藏区油气聚集特征及其主控因素分析——以松辽盆地扶新隆起带南部扶余油层为例

以松辽盆地扶新隆起带南部扶余油层为例,通过对已发现油藏的类型和分布特征的研究,探讨了源外岩性类油藏区油气聚集特征及其主控因素。研究表明:该区主要为局部构造—岩性油藏,整体具有"三级构造控势,单一圈闭控藏,局部构造控界,单砂体控层"聚集特征,三级构造控制油气输导的总体趋势,单一圈闭控制油气的最终成藏;在单一圈闭内,油水平面分布边界受局部构造边界和分流河道砂体边界控制,单砂体的垂向发育特征控制了油水的垂向分布层位。局部构造、单期分流河道砂体及二者空间组合关系是揭开极其复杂的空间油水分布控制因素与规律的瓶颈,是本区油气富集的主控因素。这对当前复杂的岩性类油藏的勘探与开发具重要实际意义。

源外隆起区输导脊对油气运聚成藏的控制作用—以大庆长垣杏北地区扶余油层为例

大庆长垣杏北地区扶余油层是源外油气运聚成藏的一个典型实例,查明其成藏规律,可以为区域油气勘探部署服务和国内外同类研究参考。通过综合分析油气来源、构造特征及断裂-砂体匹配的关系,并应用地层原油高压物性数据和井壁取心等资料进行运移示踪。结果表明:输导脊对油气成藏具有重要的控制作用。研究区油气来自西侧齐家凹陷南部青山口组一段源岩,生、排油高值区分别位于西北和西南部;油气运移共存在3类优势通道,分别是西北斜坡区断层-岩性输导脊、中央背斜轴部背斜-岩性输导脊和西南斜坡区岩性输导脊,其中,中央背斜轴部的输导脊是最优越的油气运移通道。受输导脊控制,油气主要在背斜轴部附近及西部陡坡带发生运移,而东部缓坡带不发生运移;油气主要沿输导脊富集成藏,背斜轴部局部构造高点和西南斜坡区反向断层下盘是油气富集的主要部位。

松南让字井斜坡带源下致密砂岩储集层控制因素

基于储集层特征分析,利用多项分析测试技术,从基准面旋回、沉积、成岩、构造及CO2充注等5个角度对松南盆地让字井斜坡带源下扶余油层致密砂岩储集层质量控制因素进行研究,探讨源下致密砂岩储集层中"甜点"的分布规律。结果表明,基准面旋回及沉积条件控制了源储配置关系、储集层叠置样式及原始物性,压实作用是导致储集层致密的主要成因,胶结作用加剧了致密程度,有机酸"倒灌"到储集层所产生的次生孔隙对储集层质量有一定程度的改善,构造活动在3个层次上对源下储集层质量的改善起到积极作用,CO2充注可改善局部储集层的渗滤能力,但对形成有效储集层不利。研究区源下致密砂岩储集层中相对优质储集层的形成受控于基准面旋回、主力沉积相、优势溶蚀带、构造抬升区4者的耦合。

高分辨率层序地层学在储层宏观非均质性研究中的应用——以松辽盆地朝阳沟油田朝1—朝气3区块扶余油层为例

运用高分辨率层序地层学原理和方法,在朝阳沟油田朝1—朝气3区块扶余油层识别出41个短期、7个中期基准面旋回及2个长期基准面半旋回。通过不同级次基准面旋回成因的沉积动力学分析和表征储层宏观非均质性的各项岩心化验、统计学数据定量分析,指出随着长期基准面的上升,各短期基准面旋回层内非均质性变强、各中期基准面旋回层间非均质性变弱、各短期基准面旋回平面非均质变强;随着长期基准面的下降,各变化趋势正好相反。指出基准面旋回及其伴随的可容纳空间变化所引起的沉积环境的变化是储层宏观非均质特征差异的决定因素。

松辽盆地扶新隆起带北部扶余油层超低渗储层粘土矿物特征及其对敏感性的影响

以储层敏感性流动实验为基础,结合X射线衍射、扫描电镜、铸体薄片等方法,对松辽盆地扶新隆起带北部扶余油层超低渗储层粘土矿物特征及其对储层敏感性的影响进行了研究,结果表明:扶余油层主要含有绿泥石、伊利石、高岭石和伊/蒙混层等4种矿物,其中伊利石含量最多,绿泥石和伊/蒙混层次之,高岭石最少。储层速敏性和碱敏性相对较弱,水敏性和盐敏性较强,对储层影响较大,勘探开发时应重点关注。粘土矿物对储层水敏性的影响主要有3个方面,其中粘土矿物绝对总量是扶余油层水敏性强弱的主控因素。

松辽盆地红岗北地区扶余油层岩性油藏特征及控制因素分析

通过对松辽盆地红岗北地区扶余油层岩性油藏类型及其特征研究,总结出该区岩性油藏主要受4种因素控制:(1)断裂是最重要的超压流体优势输导通道;(2)古超压是油气向下运移的输导动力;(3)长期继承性古鼻状构造是油气侧向运聚的优势指向区;(4)以空间成因单砂体为控制因素形成的单一岩性圈闭是最基本的控油与聚油单元,垂向多个小层、平面多支单砂体形成的圈闭以及非圈闭在空间上复杂叠置是造成油水分布极其复杂的根本原因。这对该区岩性圈闭预测、岩性油藏成藏分析以及对极其复杂的油水分布机理与规律研究提供极为重要的基础,对当前复杂的油气勘探与开发具重要理论意义。

松辽盆地红岗北地区扶余油层岩性油藏储层特征及其主控因素分析

通过岩心观察、薄片鉴定、物性分析和扫描电镜观察等技术手段,研究了松辽盆地红岗北地区扶余油层岩性油藏储层的沉积特征、岩石学特征、物性特征、孔隙类型、结构特征及成岩作用特征,并进一步分析了储层主控因素。研究结果表明:红岗北地区扶余油层岩性油藏储层主要是顺源带状展布的(水下)分流河道微相及河口坝微相砂体,岩性主要以长石岩屑砂岩、粉砂岩为主,属于低—特低孔、低—特低渗储层,成岩阶段处于晚成岩A2段。储层物性主要受控于成岩作用和沉积微相,压实和胶结作用使储层孔隙度大量丧失、物性变差,而溶蚀作用产生次生孔隙使储层物性得到改善;不同沉积微相类型的储层物性差异较大,分流河道微相和河口坝(或席状砂主体)微相是油气聚集的有利相带。

源外斜坡区断裂密集带对油气成藏的控制作用:以松辽盆地肇源南扶余油层为例

利用精细构造解释、储层预测及小层沉积微相的研究成果,分析肇源南地区断裂发育特征,探讨不同期次断裂对扶余油层沉积砂体的控制作用,结合油水分布特点研究肇源南地区断裂密集带对油气成藏的控制作用。研究结果表明:肇源南地区扶余油层断裂由中期和长期发育断裂组成,受基底断裂控制平面上呈8条密集带分布。在源岩大规模生排烃期东部断裂密集带北北西向断层复活开启,而西部断裂密集带仅边界断层复活开启。受基底断裂和长期同生断裂共同控制,西部断裂密集带与河道砂体呈高角度相交、或河道砂体在边界断层上升盘长距离延伸2种关系;而东部断裂密集带与河道砂体呈低角度相交。肇源南地区扶余油层油成藏模式为:三肇凹陷扶杨油层中的油在浮力作用下沿被河道砂体沟通的断裂密集带长距离侧向运移至肇源南地区,在断裂密集带附近的断块、断层岩性圈闭中聚集成藏。断裂密集带上油输导方式及聚集部位受断层活动性质、及密集带与河道砂体组合关系控制:东部断裂密集带上开启性断层与河道砂体形成"输导断层-岩性"输导体系,密集带内断块、及两侧断层岩性圈闭均有油聚集;西部断裂密集带上边界断层上升盘一侧形成"边界断层-岩性"高效输导脊,由密集带2侧断层岩性圈闭向内部断块含油性逐渐变差。