库车坳陷秋里塔格构造带中东段油气充注期次及成藏模式

库车坳陷秋里塔格构造带新生界油藏勘探潜力大,古近系膏盐岩相变区储层砂岩厚度薄,油气成藏过程复杂。利用流体包裹体岩相学观察、激光拉曼光谱、包裹体测温、盆地模拟和储层定量荧光光谱等方法,分析古近系库姆格列木群盐间砂岩样品的烃充注相关流体记录,明确研究区油气充注期次和成藏模式。结果表明:古近纪末—中新世早期,中质油聚集于白垩系砂岩顶部;中新世中期,库姆格列木群砂岩储层第一期轻质油—凝析油充注发生于约14.2 Ma,以蓝绿色荧光包裹体组合为主,古油藏广泛分布;中新世晚期—上新世中期,构造挤压作用增强,逆冲断裂、构造裂缝导致古油藏大量散失;上新世晚期以来,随埋藏深度的增加,高纯度、厚层膏盐层封盖性逐渐恢复,砂岩储层第二期甲烷干气充注发生于约3.7 Ma,形成含甲烷包裹体组合,构成现今盐间砂岩气藏的基本油气特征,形成膏盐岩盖层与构造作用双重控制的油气成藏模式。该结果为秋里塔格构造带中东段进一步勘探提供依据。

再论“压吸充注”油气成藏模式

通过对砂岩储集层内矿物蚀变化学反应平衡量的核定,确定砂岩主要耗水作用,在此基础上,分析主耗水作用发生条件及其与生油窗的对应性,研究耗水反应的油气地质意义。砂岩埋藏过程中,长石高岭石化耗水作用在各类矿物转化总耗水效应中占主导地位,与含油气盆地烃源岩生油窗对应,烃源岩生烃排出的含烃酸性流体促使长石向高岭石转化。耗水对油气成藏的作用必须在封存箱内进行,封存箱内砂体的成岩耗水反应使其内部压力降低、储集空间增大,同时烃源岩生烃增压,源储间形成巨大的压力差,油气因"压-吸"作用充注砂体而成藏。长石高岭石化耗水作用在砂体成岩过程中的普遍性决定了"压吸充注"油气成藏方式的重要性。建立在济阳坳陷深部封存箱内砂体成藏机制基础上的"压吸充注"油气成藏模式可用于解释全球范围内同类油藏的成因,从而指导该类油藏勘探。

鄂尔多斯盆地西南缘延长组长8段低充注油藏成藏模式——以环西—彭阳地区为例

为了厘清鄂尔多斯盆地西南缘环西—彭阳地区长8油藏的成藏机理,通过储层物性分析、烃源岩评价、流体包裹体分析和自生伊利石同位素测年等手段,明确成藏动力机制及成藏过程,并在不同地区油藏充注程度差异性对比的基础上,通过构造演化史、埋藏史、石油充注史研究,明确油藏分布控制因素。研究表明:长8油藏含油饱和度低,油藏分布呈南北分区的特征;低生烃强度耦合较强的储层非均质性是油藏低充注的主要成因;长7段剩余压力总体大于长8段,有利于长7段的烃向长8段充注;油气充注主要发生在早白垩世末期和晚白垩世早期(110~95 Ma);23 Ma以来,喜山期构造运动对西南区域油气聚集起到调整或破坏作用,北部为正常一致型,南部为早充注晚调整型;南北区成藏模式不同,北部环西地区以侧向输导运移成藏为主,南部彭阳地区以垂向运移成藏为主。经综合分析,鄂尔多斯盆地环西—彭阳地区长8油藏属于低生低压近距离低充注成藏模式。

东濮凹陷中央隆起带北部古近系异常高压与油气成藏的关系

渤海湾盆地东濮凹陷北部地区古近系的膏盐岩地层为异常压力提供了很好的保存条件,同时复杂的断裂又为异常高压的释放提供了通道,其油气成藏的动力学过程较复杂,目前对该区异常高压及其对油气运聚的影响规律仍然认识不清。为此,对东濮凹陷北部地区异常压力与油气成藏的关系开展了研究。根据实测资料,分析了该区古近系地层压力的纵向分布特征,并运用流体包裹体方法恢复了古地层压力,对深部和浅部层系的油气充注动力进行了分析;综合划分了该区的油气运聚成藏模式类型。结果表明:①研究区纵向上发育常压、超压和超高压3种类型,其中文明寨—古云集地区以常压为主,卫城、濮城和桥白地区发育常压和超压,文留地区和文卫濮结合部发育常压、超压和超高压;②深部层系的油气充注系统为高压系统或较高压—高压系统,浅部层系油气主要为幕式充注;③研究区洼陷斜坡带的成藏模式包括侧向运聚成藏和自生自储运聚成藏,构造主体的成藏模式包括盐上垂向幕式运聚成藏、盐间复式运聚成藏和无盐区垂向连续运聚成藏。

断裂调整型致密砂岩气藏成藏过程模拟与成藏模式

鄂尔多斯盆地边缘致密气勘探起步较晚,但突破明显,以东北缘临兴地区上古生界致密气为典型代表。但相较于盆地内部而言,盆地边缘地质条件复杂,受断裂调整改造的致密气藏成藏过程和成藏机理尚待系统揭示。基于对临兴地区致密气层分布特征剖析、储层流体包裹体特征分析以及盆地埋藏—热演化史模拟等,恢复了盆地边缘断裂调整型致密砂岩气的成藏过程并阐明了成藏模式。研究区致密气层在源内、近源及远源3套成藏组合中表现出差异分布特征:源内成藏组合气层个数最少,近源成藏组合气层数量居中,远源成藏组合气层个数最多;近源气层厚度最小,源内气层厚度居中,远源气层厚度最大。流体包裹体主要赋存于石英颗粒的微裂隙中,少量赋存于方解石胶结物和石英次生加大边中。流体包裹体均一温度分布范围很广,为81.7~180℃,这可能与紫金山岩浆侵入对烃源岩热历史产生影响有关。研究区天然气充注成藏分两个阶段,在成藏早期由于断裂和裂缝不发育,天然气以源内充注为主、近源充注为辅;到成藏中后期,伴随紫金山岩浆侵入产生大量断层和裂缝,天然气优先沿断层和裂缝充注到近源和远源储层中,而对源内储层的贡献相对较少。总体而言,断裂调整型致密气藏成藏过程受断层和裂缝控制作用明显,断层起到“气泵”的作用,因此,在盆地边缘致密气勘探中,要高度重视断层和裂缝的研究。

塔里木盆地阿克库勒凸起于奇探区三叠系油气成藏条件与成藏模式

塔里木盆地阿克库勒凸起北部于奇探区是塔河油区外围重要的油气探区。以成盆、成烃和成藏理论为指导,应用盆地分析、储层预测、荧光薄片及流体包裹体分析等技术,综合研究了于奇探区哈拉哈塘组和阿克库勒组碎屑岩的油气成藏条件,建立了油气成藏演化模式。结果表明,区内油源主要来自阿克库勒凸起南部寒武系—下奥陶统烃源岩,油源较充足,具有一定的资源潜力;储集层类型以孔隙型为主,为大容积、中等—高渗透性储层,有利的储层分布区位于YQ 3—YQ 4—LX 4—LX 2井区一带;盖层封盖能力好,最有利的保存条件分布区位于于奇探区南部;圈闭类型主要为低幅度的构造圈闭和岩性圈闭;至少发生了3次油气注入成藏期,即燕山期、喜山早期和喜山晚期,油气分布主要受低幅度背斜和断层所控制;成藏模式为它源—双向排烃—多期次生成藏或古生新储—双向排烃—多期次生成藏,成藏演化经历了2个阶段。

树式成藏模式在断块油藏开发中的应用——以东濮凹陷西斜坡带H19断块为例

针对油田开发后期出现油井产状分布复杂的问题,在分析油藏地质异常和非均质的基础上,利用东濮凹陷西斜坡带油藏的地质开发资料,提出树式充注和成藏模式。树式成藏模式可以合理解释高部位是水层、低部位是油层的现象,能够更好寻找隐蔽油藏。油气在一定通道中进行充注、混合、富集过程,通道外的空间没有油气聚集。东濮凹陷西斜坡带H19断块为由8条断层和7个小断块组成的复杂断块,在大尺度上,油气在构造较高部位富集成藏;在小尺度上,油气分布更为复杂,同一断块内部相邻区域内存在不少油层厚度正异常区和负异常区。树式成藏模式导致油气分布异常,在油藏开发后期更为突出,油水层判别难度增加,常用的判别方法主要有储层侵入特性法,电阻率-自然电位组合法,电阻增大率法,电阻率-孔隙度组合法。

珠三坳陷WC10-3-1井油气成因特征及成藏模式

根据测井的MDT的油气比数据并结合原油密度、天然气烃类的含量综合参数,推测WC10-3-1井渐新统珠海组二段(E3zh2)的3752.6m的储层流体为挥发油,珠海组一段(E3zh1)DST1、DST2(3363～3415m,3462～3534m)储层流体为凝析气层。E3zh1油气其生源构成含较低陆源输入物奥利烷和双杜松烷,微含藻类输入的4-甲基甾烷,油气源岩主要是以陆源母质输入为主的恩平组(E2+3np)湖相泥岩;E3zh2的3752.6m的MDT油样微含陆源输入物奥利烷和双杜松烷,高含藻类输入的4-甲基甾烷,油气源岩主要是文昌组(E2wc)的湖相泥岩。该井油气的成熟度为成熟-高成熟阶段产物。WC10-3-1井的油气存在2期充注:第1期油气充注在珠江组(N1zj)沉积早中期(大约距今18Ma以后),这期油气以文昌组(E2wc)源岩生成的油气为主;第2期油气充注在粤海组(N1eh)沉积中晚期(大约距今8Ma以后),这期油气以恩平组源岩生成的油气为主。

济阳坳陷孤南洼陷低熟油成藏特征

孤南洼陷具有丰富的低熟油资源 .低熟油中的生物标志物以高伽玛蜡烷含量、植烷优势、低成熟度为特征 .下第三系沙一段是低熟油的源岩 ,其岩性为富含藻类有机质的油页岩、油泥岩 .低熟油在平面上环生烃洼陷分布 ,剖面上层位集中在沙二—沙一段 .断层控制了低熟油的运移距离和聚集层位 .低熟油的成藏模式有 3种 ,即自源侧向运移聚集成藏、自源断层垂向运聚成藏和混合运聚成藏模式 .孤南洼陷低熟油在盆地内部以侧向运移、侧向充注入岩性 -断块圈闭为主 ,形成单源油藏 .在断裂带原油是以垂向运移及垂向充注断块圈闭为主 ,形成混源油藏 .

砂岩透镜体成藏的动力学机制

砂岩透镜体的成藏动力学机制是一个还没有完全解决的问题。四周为生烃泥岩所包围的砂体是一个封闭或半封闭的水力系统,烃类如何充注进去而孔隙水又如何被排替出来,就成为问题的关键和难点。在对比岩性和构造圈闭成藏特征的基础上,对泥岩中初次运移的动力和砂体中二次运移相态的转换以及浮力的作用进行了综合研究和动态分析。认为充注的动力主要是异常高压力、毛细管压差、分子扩散和渗透压力;在砂体中油气聚集和排水的动力主要是浮力及其产生的附加压力。这些成藏动力随生烃泥岩热演化阶段的不同,也有所侧重和不同。在低熟阶段主要是压实和渗透水流的充注;在成熟阶段主要是以烃-水两相渗流、毛细管压差和分子扩散等方式进行充注,同时在浮力作用下油气在砂体中开始聚集;在高成熟阶段除继承上述充注方式外,同时又不断有天然气从砂体顶部扩散出来,最终导致砂体中以油相聚集为主。影响砂岩透镜体成藏的地质要素是生烃泥岩的质量、厚度以及砂体的物性和产状。总之,砂岩透镜体成藏要比构造圈闭成藏困难得多。

川东地区石炭系天然气成藏动力学研究

川东地区是四川盆地稳定地块中的相对构造活动区,发育10排高陡构造带。应用油气成藏动力学的原理和方法,剖析了石炭系碳酸盐岩储层油气成藏的主控因素,恢复与再现了石炭系天然气成藏动力学过程。研究成果表明,可将二叠系阳新统的现今流体压力系数1.30作为对石炭系气藏压力封闭的临界值。石炭系为具正常地层压力的区域孔洞型储集体,致使大规模的褶皱型构造圈闭成为仓储空间,石炭系捕集成藏的天然气又是在高压驱使下上下邻层流体跨层充注的结果。川东地区石炭系天然气的成藏动力学特征可归纳为:“压力封闭,流体上下充注,天然气仓储式成藏”。

库车坳陷乌什凹陷东部成藏作用初步研究

库车坳陷乌什凹陷依拉克气田由下白垩统舒善河组下部的3个凝析气藏组成,具有超高压、常温、孔隙型碎屑岩储集、超深层、层状边水、富—特富凝析油含量特征,是乌什凹陷发现的第一个规模较大的气田。依拉克气田的成藏模式为烃灶远端侧向供气,通过断裂和裂隙与不整合面及输导层形成的网络充注,封存箱内渗流成藏。乌什凹陷东部烃源条件良好,盖层发育,中、新生界具有3层压力结构,深部存在区域性的异常压力流体封存箱,是富集形成规模大的油气藏的有利区域。远离烃灶成藏的特征证实该区属于库车超强充注油气系统的一部分,油气资源潜力巨大,有望发现更多的特富、富凝析气藏和油藏。

渤海湾盆地冀中坳陷潜山油气成藏模式及充注能力定量评价

渤海湾盆地潜山油气资源量丰富,深化潜山油气成藏研究,定量评价潜山油气充注能力,对该盆地潜山油气勘探具有重要意义.以大量统计资料为基础,对渤海湾盆地冀中坳陷潜山油气成藏模式及充注能力开展了系统研究.研究表明:潜山油气成藏受烃源岩及供烃方式、储集特征、储盖组合等多种因素的控制,与烃源岩大面积直接接触的、长期风化淋滤的潜山储集体,最有利于油气成藏.研究区潜山油气藏分为高位潜山型、中位潜山型和低位潜山型大类;以任丘、苏桥、牛东1这3个典型潜山油气藏为代表,建立了高位、中位、低位3类潜山油气成藏模式.高位模式多分布于中央隆起带,具有"双向油源、源储对接"的特点;中位模式多分布于斜坡带,具有"侧向油源、复合输导"的特点;低位模式多分布于洼陷带,具有"顶部油源、不整合输导"的特点.综合考虑烃源岩生烃强度、潜山储层物性、供烃方式、储盖组合类型以及供烃窗口等多种潜山成藏主控因素,建立了潜山油气充注能力定量评价公式并对9个典型潜山油气藏进行了评价,3类潜山油气藏的油气充注能力明显不同,其中高位潜山油气充注能力最强,低位潜山次之,中位潜山最弱.

莺歌海盆地LD10区高含CO_(2)天然气充注期次精细厘定与成藏模式

莺歌海盆地LD10区中深层黄流组-梅山组重力流水道、海底扇储层已被证实具有重大的天然气资源潜力.但是前期测试结果显示气藏中混有高含量CO_(2)气体.因此,精细厘定天然气充注期次,明确CH_(2)、CO_(2)等时空分布规律对规避高CO_(2)风险至关重要.本研究在对不同产状流体包裹体岩相学特征精细观察的基础上,综合激光拉曼光谱分析和包裹体显微测温技术识别出3幕不同成分天然气充注,时间分别为:4.0~2.9 Ma、2.0~1.2 Ma和0.8~0.3 Ma.其中,第一幕充注以烃类气为主,伴有少量有机CO_(2)和N_(2);第二幕和第三幕充注以大量无机CO_(2)、烃类气为主,伴有少量N2.结合天然气及烃源岩地化特征、天然气组分分析及输导体系识别,总结了LD10区的成藏模式,以期为研究区下一步天然气勘探开发和规避高含量CO_(2)风险提供依据.

辽中凹陷JZ20-A构造油气成藏特征

辽中凹陷分布有4套烃源岩,东营组二段下亚段、东营组三段、沙河街组一段与沙河街组三段,除东营组二段下亚段多处于未-低熟阶段外均为有效烃源岩。辽中凹陷北洼和自身的沙河街组三段烃源岩为JZ20-A油气田的主要供油区和油气来源。沙河街组三段烃源岩生烃潜力大,有机质丰度和成熟度较高。通过JZ20-A井主要产层段的包裹体分析,确定了JZ20-A油气田的油气成藏期次,建立了JZ20-A油气田的油气成藏模式。研究结果表明,包裹体均一温度分布于120～140℃。油气的主要充注期在距今5 Ma以来明化镇组沉积末期,在东营组沉积时期(约27 Ma)也有少量的油气充注。JZ20-A各油气藏充注程度高,包裹体GOI值(含油流体包裹体丰度指标)均大于5%。油气成藏表现为接力供烃,高压泥岩双重封堵,油气叠层式成藏的特征。

鄂尔多斯盆地天环坳陷南段长8段油藏成藏主控因素及模式

近年来鄂尔多斯盆地天环坳陷南段延长组8段(长8段)油气勘探取得重大突破,是鄂尔多斯盆地油气增储上产的新领域。作为鄂尔多斯盆地边缘的勘探新区,该区长8段油藏在油气来源、天环坳陷构造演化与油气成藏期耦合关系、油气充注过程及成藏主控因素等方面存在争议。综合烃源岩、油源追索、砂体分布、构造演化与油气充注期匹配关系,分析了研究区成藏主控因素,建立了长8段油藏动态成藏模式。研究结果表明:研究区长8段原油可划分为A、B和C 3类,其中以A类原油为主;长8段油藏存在3期油气充注,第I期为侏罗纪末期(约140~150 Ma)、第II期为早白垩世早期(约125~130 Ma)及第III期为早白垩世晚期(约100~110 Ma);研究区油气成藏及调整与构造演化关系密切,天环坳陷形成于侏罗纪末期—早白垩世,构造控制着油气充注期次,天环坳陷的形成改变了油气充注方向,烃源岩控制着油气分布规模,原地烃源岩的接续供烃弥补了油气充注不足。研究对鄂尔多斯盆地西缘下步油气勘探具有重要意义。

准北缘哈山斜坡带侏罗系原油稠化机理及充注特征

近年来,在准噶尔盆地北缘哈山地区的油气勘探取得重大突破,发现了春晖油田和阿拉德油田,目前已在侏罗系八道湾组和西山窑组上报探明稠油地质储量超过5 850×104t。利用研究区原油地球化学指标、储层流体包裹体产状、显微荧光特征及均一温度分析,结合烃源岩埋藏生烃史研究,明确了侏罗系原油的稠化成因机理和充注成藏演化过程。侏罗系原油主要来自玛湖凹陷风城组烃源岩,其在运移过程中随运移距离的增加,埋藏变浅,轻质组分散失,受生物降解作用、氧化作用和水洗作用等综合作用影响不断稠化,成藏之后由于保存条件较差再次稠化,属以生物降解作用为主的次生型稠油。从原油成熟度差异及地球化学叠合属性特征分析,侏罗系油藏存在2期烃类充注过程,第一期为晚侏罗世;第二期为晚白垩世,且以第一期充注为主。在此基础上,建立了1期充注和2期充注2种油气成藏演化模式,为研究区有利稠油油藏分布预测提供了理论依据。

江汉平原中、上古生界油气立体勘探条件分析——以越舟湖地区为例

江汉平原的越舟湖地区具有"圈闭叠置、多源充注、储层发育、封存箱复合"等油气成藏特点。通过地震资料精细解释与圈闭描述,越舟湖构造中、古生界构造呈镜像关联;应用白垩系原油与二叠系、三叠系原油特征对比以及原油与烃源岩生物标志化合物、同位素系列特征对比,并结合油气纵向运移特征等方法分析认为,白垩系原油来自上覆下第三系、下伏上三叠统-下侏罗统、三叠统大冶组等多套烃源层;地质与地震相分析,提取了识别储层敏感属性,预测白垩系、石炭系储层优良;流体封存箱评价技术分析认为,中生界白垩系简单封存箱型油气成藏模式与上古生界叠置封存箱型油气成藏模式并存。因此,越舟湖地区具备中、上古生界油气立体勘探基本条件。

塔里木盆地塔中Ⅲ区奥陶系多相态油气藏成因及富集模式

针对塔里木盆地塔中Ⅲ区奥陶系多相态油气藏共存的现象,通过对原油物理性质、天然气组分特征及油藏分子地球化学参数的研究发现:塔中Ⅲ区奥陶系存在凝析气藏、挥发性油藏、轻质油藏3种油气藏,原油为成熟—高成熟油,天然气为寒武系盐下古油藏裂解气与奥陶系原油溶解气的混合气。原油物理性质、天然气干燥系数、碳同位素、气油比、硫化氢含量等参数自东北至西南方向具有减小趋势。奥陶系多相态油气藏流体来源相似,轻质原油及挥发油成熟度与油藏埋深具有一定的线性关系,揭示该区存在侧向和垂向油气充注的方式。利用高精度三维地震剖面恢复了塔中Ⅲ区不同时期奥陶系油气藏的形成及其演化过程,认为底部烃源岩的热演化差异、油气的多源多期混合充注和走滑断裂的垂向疏导是造成塔中Ⅲ区多相态油气藏共存的重要原因。塔中Ⅲ区超深层勘探仍具有巨大潜力,其中塔中Ⅰ号断裂带附近及北部坳陷强气侵地区深层气藏大规模存在,中部弱气侵区深部存在挥发性油藏及气藏;西南部未气侵区深层仍可发育轻质油藏。