中国石油深层-超深层碎屑岩油气勘探进展与潜力

近期中国石油天然气股份有限公司在深层-超深层碎屑岩勘探领域不断获得多项重大油气发现并落实一批规模储量,展现出该领域巨大的勘探潜力。基于勘探进展与取得的地质认识,结合我国陆上含油气盆地的特点,将深层-超深层碎屑岩领域划分为前陆盆地、断陷盆地和坳陷盆地3种类型,揭示了深层具有有效烃源岩规模分布、富油更富气,以及4种成储机制控制深层优质储层发育,深层成藏要素配置关系好等特征。结合深层碎屑岩的基础地质认识、生烃及资源潜力认识、有效储层分布规律和控藏因素等新认识优选有利区带,提出未来四大攻关方向,并基于剩余资源分布特点和勘探认识,优选3类盆地的深层-超深层碎屑岩领域的十大重点区带作为下一步重点勘探目标。

埋藏过程对深层-超深层碎屑岩成岩作用及优质储层发育的影响——以准噶尔盆地南缘下白垩统清水河组为例

以准噶尔盆地南缘下白垩统清水河组为例,综合利用岩石薄片、扫描电镜、电子探针、稳定同位素组成及流体包裹体等技术手段,开展前陆盆地埋藏过程对深层—超深层碎屑岩成岩作用及优质储层发育影响的研究。研究表明,清水河组依次经历了“缓慢浅埋”、“构造抬升”、“渐进深埋”与“快速深埋”4个埋藏阶段。“缓慢浅埋”与“构造抬升”不仅能够缓解储层颗粒间的机械压实作用,还有利于长期保持开放型的成岩体系;既能够促进大气淡水对储层易溶组分的充分溶解,还能够抑制溶蚀产物的沉淀。晚期“快速深埋”过程促成流体超压的发育,一方面有效地抑制压实、胶结作用对原生孔隙的破坏,另一方面也促进储层微裂缝的大量发育,提高了晚期有机酸充注产生的溶蚀效果。基于孔隙度演化史的定量恢复,证实长期“缓慢浅埋”与“构造抬升”过程对深层—超深层优质碎屑岩储层发育的贡献最大,其次为晚期“快速深埋”过程,“渐进深埋”过程则几乎没有贡献。

准噶尔盆地沙湾凹陷三叠系超深层碎屑岩储层特征及主控因素——以征10井区克拉玛依组为例

超深层碎屑岩储层由于埋藏深度大,储层物性一般较差,单井油气产能低,但中国石化探区沙湾凹陷近期钻探的征10井却在埋深6700m的三叠系克拉玛依组钻遇了优质厚层储层,常规测试即获得高产工业油气流。为了揭示该套储层的特征及有利储层主控因素,明确该地区超深层碎屑岩勘探方向,降低该区下步油气勘探的风险,通过岩心、测井、铸体薄片、物性、扫描电镜等资料综合分析,并结合储层成岩演化,探讨了该区三叠系克拉玛依组储层岩石学特征、物性特征、孔隙特征及有利储层主控因素。研究结果表明:征10井区三叠系克拉玛依组超深层碎屑岩为辫状河三角洲前缘沉积,岩性以砂砾岩、含砾细砂岩及细砂岩为主,岩石类型主要为长石岩屑砂岩,成分成熟度较低;储集空间类型以剩余原生孔隙与溶蚀孔隙为主,储层平均孔隙度为9.1%,平均渗透率为2.85mD,整体属于特低孔特低渗透及低孔低渗透储层。有利沉积相带、建设性成岩作用及异常高压共同控制了该区有利储层的发育及分布。其中,沉积微相是有利储层发育的基础,辫状河三角洲前缘水下分流河道中沉积的细砂岩分选及磨圆较好,泥质杂基含量低,储层物性较好,是有利储层发育的优势相带;早期成岩过程中产生的钠长石胶结物后期被酸性溶蚀使得溶蚀孔隙增加,是重要的建设性成岩作用;油气持续充注所形成的异常高压,形成时间早且长期持续发育,起到了重要的建设作用。研究成果对该地区下步超深层油气勘探具有指导作用。

海相深水碎屑岩层序地层学理论进展及关键问题

深水环境地质特征复杂,资料缺乏,有关海相深水碎屑岩层序地层学理论认识仍没有形成相对统一的观点。基于层序地层样式、层序单元界面、体系域构成及沉积体系分布位置等特征分析,阐述了经典的层序地层模式、基于深水体系类型划分的层序地层模式、基于深水沉积构型要素叠置样式的层序地层模式、基于四分体系域模型的层序地层模式和基于沉积物理界面的层序地层模式对深水碎屑岩沉积体系的处理方式或思路以及各种模式在深水沉积研究中的优缺点和适用条件。梳理了深水沉积"源-汇"过程与层序地层异源控制因素、深水基准面变化、深水层序地层级次划分和深水自旋回沉积等在深水层序地层学研究过程中一些关键问题,提倡在深水油气储层级别研究中,可开展基于资料和物理界面限定下高分辨率层序地层分析。

准噶尔盆地腹部深层—超深层碎屑岩储层发育特征与孔隙演化定量表征

腹部下组合(二叠系—三叠系)是准噶尔盆地油气勘探重要的战略接替领域。多井钻揭6 km以下优质碎屑岩储层,大大突破了传统碎屑岩有效储层埋深下限,明确储层发育状况及孔隙演化过程是确定油气能否富集成藏的关键问题。以腹部地区典型钻井为例,综合岩石薄片镜下分析、孔渗测试、图像分析技术、孔隙度演化定量表征及包裹体测温和盆地模拟等方法,从定性和定量的角度全面剖析准噶尔盆地腹部下组合深层—超深层碎屑岩储层的岩石学、物性及孔隙结构特征,并定量恢复孔隙演化过程。结果表明,腹部下组合中三叠系百口泉组砂体最为发育,二叠系上乌尔禾组及三叠系克拉玛依组次之;各层位岩石类型均以岩屑砂岩为主,少量长石岩屑砂岩,岩屑成分主要为中—基性火山岩屑,长石、石英含量偏低,二者之和普遍低于20%;克拉玛依组原生孔隙发育,物性最好,孔隙度最高可达13.18%。上乌尔禾组和百口泉组以次生溶蚀孔为主,溶蚀物质主要为中—基性火山岩屑、浊沸石胶结物及少量长石,二者物性较其上覆克拉玛依组差;克拉玛依组孔隙演化经历较弱压实(压实减孔量21.08%)、弱胶结(胶结减孔量2.88%)和弱溶蚀(溶蚀增孔量1.4%),现今高孔隙度主要得益于弱压实、晚期弱胶结作用下原生孔隙的大量保存;百口泉组和上乌尔禾组经历强压实(压实减孔量分别为26.60%和26.43%)、强胶结(胶结减孔量分别为7.43%和11%)和中等—强溶蚀(溶蚀增孔量分别为6.32%和4.21%),溶蚀作用是二者增孔的最主要途径,但不足以弥补强压实和强胶结的减孔效应,导致二者现今孔隙度较低。

深层裂缝性碎屑岩储层的网络裂缝酸化技术

深层裂缝型碎屑岩储层埋藏深、地层压力高、天然裂缝发育，钻、完井时工作液极易沿着裂缝大量漏失，形成“非径向、网络状”的污染带，表现出伤害深、污染重的特征，因此压裂酸化改造是这类储层投产的关键。压裂时容易产生多缝、滤失量大，造成极高的砂堵风险；基质酸化酸液有效作用距离有限，无法有效解除深部伤害。网络裂缝酸化工艺技术可以解决上述难题：在高于地层破裂压力下注酸，依靠酸液的高反应活性、高缓速和低摩阻的特性，采用大排量注入酸液溶蚀裂缝堵塞物和充填矿物来解除地层深部污染，在近井地带建立起网状流动通道。讨论了网络裂缝酸化的机理、工艺特点、适用条件、实现方式及应用方法。G10井经过网络裂缝酸化工艺处理后，产量从1．0×10^4m^3／d增加到6．2×10^4m^3／d，对类似储层的改造具有重要借鉴意义。

陆相断陷盆地深部碎屑岩成岩演化及控制因素:以东营断陷盆地古近系孔店组为例

通过岩石薄片、扫描电镜、镜质体反射率、X衍射、物性分析等资料,对东营断陷盆地古近系孔店组成岩演化及控制因素进行详细研究。研究结果表明:东营断陷盆地孔店组典型成岩现象有强烈压实作用、硬石膏胶结、多期次碳酸盐胶结、多期次粘土矿物胶结、硅质强烈胶结、矿物强烈穿插交代、碎屑颗粒和胶结物的溶解作用;其中,压实作用是引起深部碎屑岩强烈致密化的主要原因;硬石膏胶结、碳酸盐胶结、硅质胶结是引起致密化的又一重要原因;长石、碳酸盐胶结物的溶解作用是引起该地区储层改善的主要成岩因素;成岩演化经历了准同生期-中成岩B期,部分达到晚成岩期的演化过程,成岩演化过程控制了深部碎屑岩孔隙演化;并推断原始干旱-半干旱沉积环境、基准面变化、深埋藏环境、构造-岩浆活动是控制成岩及孔隙演化的主要因素。

准噶尔盆地下二叠统风城组致密碎屑岩储层发育特征

准噶尔盆地西北缘乌尔禾—夏子街地区下二叠统风城组发育了典型的致密碎屑岩储层。综合地质和地球物理资料,研究了该区储层发育特征。结果表明风城组沉积早期和晚期扇体规模相对较大,零星分布有小规模的滑塌浊积扇和滩坝砂体。风城组沉积中期,湖盆水体扩张,扇体不发育。滩坝砂岩物性好于扇三角洲前缘砂体,好于浊积扇。高成熟度的砂砾岩为优质储层(岩相)。岩石组分中的火山物质影响储层的成岩演化,进而影响储层质量。塑性的凝灰岩屑降低抗压实能力;凝灰岩屑在埋藏过程中水解、蚀变,析出不同自生矿物,破坏孔隙;长石、岩屑、基质和各种自生矿物溶蚀,一定程度上增加孔隙。风城组碎屑岩储层整体为低孔、低渗的致密砂岩储层,"甜点"发育受多因素复合控制,包括沉积相带、岩石组分、粒度、成熟度、溶蚀作用的发育程度等。

东营凹陷下第三系深部碎屑岩储层次生孔隙垂向分布及成因分析

东营凹陷下第三系埋深大于 30 0 0 m的深部碎屑岩储层普遍发育 2～ 4个次生孔隙带 ,Φ=10 %～ 30 % ,K=0 .1× 10 - 3μm2～ 30× 10 - 3μm2 ,为中孔低渗低孔低渗油气储层。综合有机质热演化过程、成岩作用和构造断裂等分析 ,认为东营凹陷埋深大于 30 0 0m碎屑岩地层中 ,第一、二个次生孔隙带埋深在 30 0 0 m～ 390 0 m之间 ,其形成主要与有机质成熟过程释放有机酸对长石等颗粒的溶解有密切关系 ,在深大断裂附近储层同时受到大气淡水的影响 ,而深陷带包裹于暗色泥岩中的浊积砂岩的次生孔隙发育情况还与泥质岩异常压力带有关 ;第三个次生孔隙带埋深一般为 390 0 m～ 430 0 m,主要成因于粘土矿物转化造成的还原环境 ,同时受到硫酸盐热化学氧化还原反应的影响。这三个次生孔隙发育带对储集油气有效。第四个孔隙发育带埋深在 470 0 m以下 ,主要是构造成因的微裂缝 ,较难成为有效的油气储层。

松辽盆地北部深层次生孔隙分布特征

通过多种分析测试手段系统研究了松辽盆地深层异常高孔隙带成因 ,指出深层有机酸是次生孔隙形成的主要因素 ,T4 断层可能成为酸性水运移通道 ,对次生孔隙的分布具有一定的控制作用 ;纵向上次生孔隙主要分布于临近T4 断层上部的泉头组一段、登娄库组三、四段地层 ,并具有继承性 ;平面上分布于升平—汪家屯和昌德地区。次生孔隙形成期与天然气主运聚期具有较好的匹配关系 ,次生孔隙发育带最有可能成为高产油气层。

松辽盆地南部长岭断陷深层碎屑岩天然气成藏特征及主控因素

在总结现有勘探成果的基础上,从烃源岩条件、储层条件、盖层条件、输导条件及成藏期次5个方面,对松辽盆地南部深层登娄库组碎屑岩的天然气成藏条件进行探讨。认为深层碎屑岩领域具有生、储、盖条件优越、输导路径畅通、成藏期相对较晚等有利于天然气成藏的条件,勘探前景广阔。同时指出该区天然气运移和聚集受到沙河子组烃源岩的展布、深大断裂分布、储层物性和有利沉积微相以及成藏条件与供烃时限的有效配置等多种因素的控制。最终归纳出"多灶供烃、复合输导、物性控藏","单灶供烃、垂向输导、构造控藏"和"单灶供烃、侧向输导、不整合控藏"3种成藏模式。

中国叠合盆地深层有利碎屑岩储层的基本类型

我国叠合盆地深层碎屑岩的层系多、分布广,是重要的油气赋存单元和勘探目标,而寻找较大规模的优质碎屑岩储层是提高叠合盆地深层勘探效果的重要前提。低热成熟度型、溶蚀孔隙型、裂缝—孔隙型、高抗压—抗热型和高流体压力型等5种类型是深层优质碎屑岩储层,也是我国叠合盆地深层的有利勘探领域。低热成熟度型储层是由晚期快速埋藏和晚期构造推覆引起的,具体受控于盆地的地温梯度、储层热演化轨迹以及构造变形史等;溶蚀孔隙型储层受控于不整合面的发育规模和酸溶条件,可分为大气水淋滤溶蚀以及地层有机酸溶蚀两种类型;裂缝—孔隙型储层往往形成于成岩演化的中—晚期,有构造缝—孔隙型和压裂缝—孔隙型两类;高抗压—抗热型储层主要受控于储层的结构以及刚性组分含量,如石英砂岩和硅质岩屑砂岩等;高流体压力型储层指的是异常地层高压流体的存在对储层成岩演化(包括孔隙演化)的遏制作用,受控于地层流体压力系数的大小及流体异常高压的成因和形成时间。

板桥和歧北凹陷沙河街组深层碎屑岩储层物性特征及其影响因素

对黄骅坳陷板桥和歧北凹陷深层沙河街组碎屑岩储层储集物性分布特征及其影响因素分析表明 ,深层碎屑岩储层物性在横向上受砂体微相控制 ,在纵向上受次生孔隙发育带控制 ,并具有强烈的非均质性。在板桥和歧北凹陷中 ,沙二、沙三段深层碎屑岩的有利储集相带与有利沉积相带及碎屑组分的溶解作用带具有明显的一致性。深部异常高压带、烃类的早期侵入和有利的储层埋藏史对于深层碎屑岩储层具备良好的储集空间及含油气性创造了条件。

塔河油田深层碎屑岩非构造圈闭地震勘探技术

随着塔河油田勘探程度的不断提高,勘探对象也变得越来越复杂,寻找非构造油气藏是当前主要的任务,此类油气藏的特点是,埋藏深度大(4000m以下),圈闭幅度低,砂层厚度小,横向变化快,地震识别、落实与评价困难。针对上述特点,开发出了一套适于塔河油田深层碎屑岩非构造圈闭识别与评价的技术系列,主要包括正演模拟、精细相干断裂解释、波形分析、地震属性提取与优选、地震测井联合反演、三维可视化地质体检测等,从而扩大了塔河油田碎屑岩层系的油气勘探成果,并为此类油气藏的勘探开发提供了强有力的技术支撑。

渤海湾盆地东营凹陷盐家地区深层砂砾岩油气藏相态演化及成藏过程

渤海湾盆地东营凹陷北部陡坡带盐家地区深层油气藏经历了复杂的热演化过程,使得深层油气相态类型多变,影响着深层油气勘探开发。通过盆地模拟、pVT相态模拟和烃类流体包裹体等综合分析,揭示了盐家地区深层油气相态演化过程,建立了不同类型油气成藏模式。研究表明,东营北带盐家地区古近系沙河街组四段深层油气多种相态垂向有序分布,从浅至深依次发育轻质油、凝析气和干气等多类型油气藏。深层砂砾岩体中油气相态主要受到热演化的控制,而干酪根生烃、原油裂解和外部天然气充注主导了凝析气藏的相态演化过程。基于盐家地区深层砂砾岩体不同类型油气藏的油气相态、储层特征和温压演化史,建立了盐家深层“多期生油气,扇中叠置输导-扇根封堵,多相态有序分布”的砂砾岩油气成藏模式,为陆相断陷盆地深层油气的高效勘探提供理论指导。

四川盆地前震旦纪沉积岩新认识与油气勘探的意义

四川盆地前震旦纪地层至今未被钻井揭示,前人对该盆地的基底特征进行过很多有益的探索性研究,认为四川盆地的基底具有双重性。通过对近年来该盆地新采集的二、三维地震资料解释成果的分析研究,得出以下新认识:四川盆地震旦系之下仍发育厚度介于3 000～5 000m含古生物化石的巨厚沉积岩,地层层位属于新元古界南华系澄江组;按地震反射时间推算,盆地基底埋深(沉积岩厚度)介于8 000～15 000m;前震旦纪沉积岩地震反射连续性较好、能量较强,推测其岩性主要为碎屑岩,在盆地内可能未变质或仅轻微变质,有可能成为有价值的、新的勘探领域。鉴于四川盆地震旦系之下的沉积岩是天然气勘探值得探索的新领域,目前处于尚待认识的阶段,建议钻探超深井以揭示深部地层的奥秘,井位宜选择在埋深相对小、无火山岩刺穿的区域。

中深层碎屑岩低孔渗油气藏水平结构裂缝发育特征

一般埋深大于2 000m的中深层碎屑岩低孔渗储层除了发育高角度缝和垂直缝外,还普遍发育低角度裂缝和水平缝,从沿垂向最大应力破裂产生垂直缝和高角度缝的观点解释不通。从中深层油气藏岩体结构、岩体强度及力学稳定性角度分析,认为如果从一个油气藏单位来讲,岩体组成是均一的,则沿垂向最大主应力方向产生垂直缝或高角度缝;如果一个油气藏岩体非均质性强,存在沉积层理、岩性界面、不整合等低角度软弱结构面,岩体强度大大降低,容易受应力扰动破碎形成结构裂缝。提出了裂缝发育受三向应力差和结构面双重控制的观点,丰富和完善了裂缝成因机制,合理解释了中深层油气储层普遍发育低角度和水平缝的困扰问题,首次提出了中深层碎屑岩油气藏发育有低角度裂缝与水平裂缝的普遍性,对于建立中深层复杂裂缝预测模型具有一定的指导意义。

天然气有效储层的测井勘探技术——以准噶尔盆地东部五彩湾凹陷为例

天然气的测井识别方法是天然气勘探中重要手段之一,本文在简单分析气层测井响应特征的基础上,以准噶尔盆地东部五彩湾凹陷为例,分别对以碎屑岩为主的浅层气和火山岩为主的中深层气的测井识别方法原理进行归纳、总结,同时根据研究工区实际的储层特征,给出了部分识别方法的改进思路,并对特殊测井技术的机理以及在气层识别中的应用进行分析,并与基于常规测井信息的识别方法进行有效结合.最后对现有方法的不足和提高天然气勘探成功率给出了一些建议.

银额盆地拐子湖凹陷深层优质储层特征及形成机理

银额盆地拐子湖凹陷巴音戈壁组发育一套深水重力流沉积,虽然埋深超过3 400 m,但储层物性较好。为了阐明该优质储层的特征,综合应用薄片、扫描电镜、压汞和物性分析等资料,结合埋藏史特征,对储层的岩石学特征、储层物性与孔隙结构特征进行分析,进而探讨该套深层优质储层的形成机理。结果表明:储层的岩石类型以长石岩屑砂岩为主,成分成熟度较低,总体属于低孔、特低渗型储层(平均孔隙度11.4%,平均渗透率6.093×10^-3μm^2),储集空间类型以残余粒间孔隙为主,其次为粒间溶孔和粒内溶孔,发育少量微裂缝,储层的喉道总体偏细、孔喉比较大,属于中高孔、中细喉储层。沉积组构条件是形成拐子湖凹陷巴音戈壁组深层优质储层的重要基础,由于沉积水动力强、沉积物粒度粗、分选中等、杂基含量低,使得储层初始物性好;同时,较高的刚性颗粒含量增加了储层的抗压性,而一定含量的长石和岩屑为后期的溶蚀提供了物质基础。早期快速深埋、后期构造抬升以及有机质生烃等对于超压的形成和溶蚀作用的发生具有重要意义,异常高压、有机酸溶蚀和油气充注等综合作用是形成巴音戈壁组深层优质储层的关键因素。

海上深水区碎屑岩储集层孔隙结构特征

海上深水区碎屑岩储集层具有良好的油气勘探潜力,但储集层质量受孔隙结构影响显著,因此,探究孔隙结构特征对深水碎屑岩油气藏高效开发至关重要。以南海深水区恩平组碎屑岩柱塞样为研究对象,通过铸体薄片分析(CTS)、核磁共振(NMR)、高压压汞(HPMI)以及恒速压汞(CRMI)等微观岩石物理实验对孔隙结构开展研究。结果表明,海上深水区碎屑岩可分为长石岩屑砂岩、岩屑石英砂岩及长石石英砂岩;不同孔隙类型和喉道的组合会导致孔隙系统的非均质性。