吴起油田W油区长7油层油气成藏因素分析

针对油气藏分布及主控因素认识不清等问题,文章在烃源岩、储层等方面进行油气地质条件分析的基础上,从油水层识别、油气藏类型及分布等方面开展了油气控制因素分析工作。研究表明:(1)吴起油田W油区长7油页岩厚度在15~25 m,TOC含量远大于2%、Ro为0.8%;长73、长72、长71东北部砂体较为发育,主河道砂体厚度分别为15~25 m、15~23 m、15~28 m。(2)吴起油田W油区长7主要发育鼻状构造、砂岩透镜体、致密砂岩遮挡等类型油藏,主要富集三角洲前缘水下分流河道,河道砂岩与分流间湾泥岩的合理有效配置是成藏的关键。

四川盆地8000m海相超深层天然气成藏条件及有利勘探区带

超深层(埋深>6000 m)是全球油气勘探的重大领域。当前,四川盆地天然气勘探已经突破8000 m超深层,但是盆地内8000 m超深层领域是否具备规模油气成藏条件、有利勘探区带分布在哪里等重大问题亟待破解。基于烃源岩、有利相带、储集层、圈闭类型、成藏组合等研究,对四川盆地8000 m超深层领域成藏条件与有利勘探区带进行了梳理和评价,得出以下认识:(1)四川盆地超深层领域主要发育于震旦系—中二叠统,且主要分布在环川中隆起带的川西坳陷、川北坳陷、川东褶皱带的深凹地区,其中川西北地区最具勘探潜力;(2)超深层烃源岩明显受凹陷或台内裂陷控制,主要发育陡山沱组、灯影组三段、麦地坪组和筇竹寺组等四套烃源岩,为8000 m超深层油气勘探提供了雄厚的物质基础;(3)震旦系—古生界主体发育(丘)滩孔隙型、岩溶孔洞型和白云岩孔隙型三类基本储层类型,三者相互叠加兼具裂缝改造形成多套规模储层,为超深层油气勘探提供了有利储集条件;(4)多套烃源岩和储层以走滑或逆冲断层相互沟通,主要发育下生上储、旁生侧储两种成藏组合,立体成藏特征明显;(5)岩性圈闭是震旦系—二叠系超深层气藏的主要圈闭类型,大型斜坡背景上发育的背斜或者鼻状构造叠合岩性体形成的构造-岩性圈闭也是重要的勘探对象;(6)8000 m超深层发育六大领域9个有利勘探区带,累计勘探面积超4.5万km^(2),资源量约3×10^(12)~5×10^(12)m^(3)。研究认识对于四川盆地超深层天然气勘探具有重要理论和现实意义。

贵州省主要黑色页岩层页岩气成藏规律及找矿潜力

贵州发育多套黑色页岩层,其中最重要的页岩层为寒武系牛蹄塘组/渣拉沟组、奥陶系五峰组-志留系龙马溪组和石炭系打屋坝组/旧司组,前期实施了多口探井调查其页岩气资源条件,勘查结果显示不同的黑色页岩页岩气富集成藏特征有明显差异。牛蹄塘组/渣拉沟组页岩层在全省分布最广,有机质丰度最高,但热演化程度同样很高,页岩气含量偏低甚至局部地区以氮气为主,受构造破坏影响很大;五峰组—龙马溪组、打屋坝组/旧司组页岩层分布范围和有机质丰度不如牛蹄塘组/渣拉沟组,但生烃演化历程相对要短,热演化程度适中,受构造破坏影响相对较小,页岩气富集受有机质丰度、微观孔隙发育、矿物成分影响明显。三个主要页岩层中,五峰组—龙马溪组和打屋坝组/旧司组页岩气勘查显示较好,资源条件较佳,找矿潜力大,是下一步贵州页岩气勘查开发的重点层位。

松辽盆地南部扶新隆起老油区勘探实践

扶新隆起带最早发现的扶余油田已经开发50年,是油田勘探、开发的老区,勘探程度较高。近年来,通过对扶新地区岩性油藏成藏条件分析及岩性油藏识别、改造技术运用,勘探成果不断扩大。扶新隆起带在继承性发育的古隆起背景上,大面积叠置"弯月形"河流相砂体,在环绕古隆起的"富油凹陷"共同配合下具备超大型岩性油藏形成条件。在该认识的指导下,充分应用三维地震储层预测技术、沉积微相技术精细刻画储层,并应用大型压裂及水平井技术,在扶余、新立等老油田周边地区,不断发现了新的油藏;在老油田扶余油层下部,杨大城子油层等新层系逐渐被揭示,储量规模超过1×108t。

川中川南过渡带嘉二段成藏条件及主控因素

研究区嘉二段构造起伏平缓,断裂及裂缝相对较小,碳酸盐岩和蒸发岩发育,基本属于(半)局限-蒸发台地相,部分属于开阔台地相。台内滩、台内雏滩、(半)局限台地泻湖和(半)局限台地潮坪等亚相影响储层的形成和发育;蒸发台地泻湖、蒸发台地潮坪和局限台地泻湖等亚相控制盖层的分布。通过对烃源条件、储盖组合、圈闭类型、天然气运聚特征和保存条件等方面的详细分析,认为川中川南过渡带嘉二气藏成藏条件优越,具有形成中型气藏的潜力,其中天然气的近源垂向运聚和理想的保存条件,是形成嘉二气藏的重要保障。有利的沉积亚相、建设性成岩作用、背斜构造、烃源断层和硬石膏岩层是该气藏的成藏主控因素。烃源断层和硬石膏岩层的分布,为油气聚集层位及有利成藏区块的确定提供了重要信息。

长岭凹陷黑帝庙油层岩性油藏勘探实践

对资源基础、构造背景、储层展布、油源断裂等岩性油藏成藏条件分析,明确长岭凹陷黑帝庙油层为"下生上储"的含油气组合,存在北部塔虎城地区砂岩上倾尖灭岩性油藏带,中部乾安地区断层-岩性油藏带,南部大情字井地区断层-岩性、岩性油藏带。运用三维地震储层预测、低阻油层识别、水平井+体积压裂等技术实施勘探,结果表明,塔虎城地区连片含油,乾安—大情字井老油田之上发现新的油藏。

东濮凹陷文东地区深层成藏条件分析

东濮凹陷文东地区深层处于区域性平缓倾斜的地层构造格架背景上 ;气源丰富 ,主要来自下第三系烃源岩和石炭二叠系煤系烃源岩 ;储集砂岩发育 ,虽然储层物性较差 ,整体为致密储层 ,但其中发育次生孔隙发育段 ,为气藏成藏提供了良好的储集条件 ;致密低渗储层、Es43 亚段发育的膏盐层和深层普遍存在异常高压现象为形成气藏圈闭提供了良好的条件。综合分析成藏条件基础上 ,认为文东斜坡带次生孔隙发育部位是深层气藏重点分布区域 。

孤岛潜山披覆构造浅层天然气成藏特点

由于孤岛潜山披覆构造浅层天然气较为丰富,因此从构造特征、圈闭类型及生储盖组合等方面入手,分析了浅层天然气的成藏特点。研究结果表明,该区古近纪早期拉张块断活动使得沿孤岛潜山的洼陷发育了以沙三段为主的多套烃源岩系,并继承性地发育了较大型的披覆背斜。在此基础上,该区高孔隙、高渗透性的砂岩储层,良好的区域性盖层,多类型输导层与洼陷中的烃源岩相贯通等地质成藏要素与地质作用在时空上相匹配,才得以形成孤岛潜山披覆构造浅层天然气藏。

泌阳凹陷安棚深层系致密砂岩油气综合评价

通过泌阳凹陷安棚深层系致密砂岩油气成藏要素分析,认为该区构造平缓,油源充足,砂体发育,储层致密,裂缝发育,源储紧密接触,油层"水锁效应"明显,具备形成致密砂岩油气藏的有利条件。通过储层再认识及油气层"四性"关系重新研究,认为该区孔隙度大于2.4%,渗透率大于0.2×10-3μm2的致密砂岩油层增储潜力为3 322×104 t,勘探开发潜力较大。综合考虑地质特点、油气层分布及水平井多级分段压裂工艺水平,该区致密砂岩油气层可分为7套开发组合层系。针对该区主力开发组合层系进行储层精细研究及目标评价,优选有利区部署水平井,实施多级分段压裂,取得了较好的开发效果。

富县-甘泉地区长7长8油层组成藏控制因素研究

通过对富县-甘泉地区延长组长7、长8油层组油气成藏条件分析,认为本区烃源岩为延长组长7和长9油层组的优质烃源岩;长7、长8油层组砂体整体上砂体呈北西-南东向展布,为低孔-特低渗储层;长7油层组源岩与长7和长8油层组储层直接接触,源储大面积相邻分布,整体上形成了源储紧密接触的"三明治"式源储结构特征,离源岩越近的层位,含油饱和度相对越高;富县-甘泉地区延长组的油气富集的主控因素为有效烃源岩排烃强度控制了石油的分布,有利的源储结构促进了烃源岩的排烃及其对致密砂岩的充注程度,垂向叠置砂体与广泛发育的构造裂缝构成了石油向致密砂岩充注与运移的有利垂向输导通道,持续存在的源储剩余压差与储层渗透率耦合控制了石油的富集程度。

莺歌海盆地中央泥底辟带乐东区中深层成藏条件与勘探风险分析

根据区域地质、地震、钻井及油气地球化学等资料,从油气成藏基本要素,即烃源岩特征、储层及圈闭类型、油气运聚系统及成藏风险分析等方面入手,深入剖析乐东区中深层天然气成藏条件及主控因素。根据乐东区浅层天然气地质地球化学分析,天然气成因类型属成熟—高熟煤型气,其烃源主要来自中新统中深层梅山组—黄流组成熟—高成熟偏腐殖型烃源岩,而L22-1-7深探井钻探则进一步证实了该套烃源岩的存在,表明该区中深层具备烃源条件及良好烃源物质基础。乐东区中深层储层虽然个别探井揭示其发育及储集物性偏差,但尚不能否定全区。通过地震地质资料分析,该区中深层储层类型以低位域砂岩为主,多属于强制海退形成有关的低位滨岸砂坝、斜坡扇、盆底扇及水道砂等,预测其具有较好储集物性。再者,乐东区泥底辟活动强烈,泥底辟上拱刺穿形成了纵向断裂及裂隙系统,亦为深部天然气垂向运聚成藏提供了高速运聚通道。乐东区中深层天然气成藏,尽管目前尚存在诸多勘探风险和一些不确定因素,尤其是储集层分布及物性这个关键成藏控制因素,以及非烃气风险等仍然存在,但中深层具备天然气成藏条件及勘探前景是不容置疑的。