致密砂岩气藏充注成藏以及充注物性下限分析

目前东海西湖凹陷的充注成藏机理以及充注物性下限研究在致密砂岩中缺少研究成果及应用,通过气体充注模拟、毛管压力曲线测定以及核磁共振成像驱替等实验,对东海某气田开展致密砂岩气藏充注成藏机理以及充注物性下限分析。研究表明,在气体充注过程中,存在成藏门限压力,主要为非达西渗流。其充注成藏的孔隙度的下限值为6.2%,渗透率的下限值为0.05mD。

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。

奥连特盆地斜坡带原油地化特征、充注模式及勘探实践

奥连特盆地斜坡带原油油品分布复杂,重质原油开发难度大、不经济,中轻质原油分布规律不清,严重制约斜坡带油气勘探。本文从原油地化分析入手,通过分析原油分布特征和地化特征,明确重油成因机理,建立原油充注模式,指出中轻质油有利发育区,以有效指导油气勘探。研究结果如下:(1)斜坡带原油正构烷烃具有前峰型碳分布形式,表明原油主要为海相母源;(2)原油具有“双低+双高”族组成,表明原油为烃源岩低熟成熟阶段产物;(3)重油主要为生物降解成因,证据1为:饱和烃总离子流图发育UCM现象,证据2为:检测发现25-降藿烷标志性化合物;(4)地化分析表明同一样品中同时存在降解原油和未降解原油特征,表明原油为两期充注成因;(5)据此建立油气两期充注模式:早期常规原油充注,中期原油普遍遭受生物降解,原油变重,晚期常规原油充注与降解原油混合控制平面原油油品分布特征,并指出斜坡带砂岩尖灭条带下倾方向是常规油有利分布区,部署探井、评价井获得了成功。

幔源CO_(2)对渤海海域秦皇岛29构造带油气成藏的影响

秦皇岛29构造带是渤海海域为数不多的典型高含CO_(2)气体的油气带,研究油气充注与高丰度CO_(2)气体运移、聚集之间的相互关系,对于油气勘探和CO_(2)气藏的发现都具有重要意义。基于原油饱和烃和芳烃等地球化学实验分析结果以及流体包裹体岩石学特征等,系统开展了CO_(2)气体充注与秦皇岛29构造带油气成藏的相互关系及影响,研究并深入探讨了秦皇岛29构造带高含CO_(2)气体的油气藏形成机理。研究认为:①构造带油气主要赋存于沙河街组一段(沙一段)和东营组,油气来源于秦南凹陷沙一段和沙三段烃源岩,以沙一段为主;②构造带油气藏经历了两期油气充注事件,早期以原油充注为主,运移方向以横向为主,石油自北向南沿着砂体运移,由秦南凹陷运移至凸起带,晚期发生了岩浆热流体引起的气体瞬时充注事件,以垂向运移为主,富含烃类的超临界CO_(2)流体先沿着深大断裂向上运移,进入主力油层后,自南向北横向运移;③构造带油气藏气洗作用比较明显,形成了主力油气藏底部富集稠油和沥青、中部为轻质油、上部为凝析油,以及顶部以CO_(2)气体为主要气层的油气分布格局。

断陷盆地天然气运聚成藏史研究--以东濮凹陷文23气田为例

天然气运聚成藏史包括天然气的来源、运移通道、充注过程、充注期次及成藏各要素的配置关系。以渤海湾盆地东濮凹陷文23气田为例,在油气地质综合研究基础上,借助天然气分析测试资料,对该气田沙四段气藏天然气生成、运移、聚集、保存等动态成藏过程进行了研究。结果表明,文23地区天然气主要来源于前梨园洼陷石炭-二叠系煤系源岩。在沙一段沉积期至东营组沉积末期,洼陷带生成的煤成气沿文东断层向上运移进入沙四段砂体,并沿着砂体高孔隙高渗透带向西北方向运聚,在沙四段储集层的有利部位聚集成藏,为一期连续充注成藏。其古气水界面比现今气藏的气水界面约低10m,表明文23沙四段气藏中的天然气在东营运动晚期存在一定程度的散失。

浅海断陷盆地天然气运聚成藏史研究:以渤海海域北部JZ20-A气田为例

基于天然气的来源、运移通道、充注过程、充注期次和成藏史各要素的配置关系综合分析,结合天然气分析测试、地化分析和流体包裹体测试资料对JZ20-A气藏动态成藏过程进行研究。研究结果表明:JZ20-A气田天然气主要来源于辽中凹陷沙四—孔店段烃源岩,构造高部位是油气汇聚优势区域,该气藏天然气垂向运移距离约为3200m;长期持续活动的断层和不整合面构成的输导体系,将生成油气呈阶梯式运移至储层有利部位聚集成藏;研究区油气成藏期时间主要为12Ma至今,为一期持续充注。

渤海海域烃源岩三峰接力生气特征及意义

渤海海域是当前和未来海上领域天然气勘探的重要方向,明确渤海海域天然气的生气机制、潜力和成藏机理,将有助于发展天然气成因理论和指导渤海海域油气勘探。通过渤海海域辽中凹陷典型烃源岩模拟实验,研究渤海海域主力烃源岩生气特征,建立渤海海域主力烃源岩生气模式;结合典型油气藏成藏机理解剖,识别不同类型天然气成藏规律,探讨天然气潜力和方向。研究认为:渤海海域沙三段II1型和II2型烃源岩具有三峰接力生气的特征,三期生气高峰分别对应Ro为1.0%(①)、1.5%(②)、2.7%(③),三个生气高峰呈现一种间歇式接力生气的特征,三个生气高峰对应的总产气量具有峰③≈峰②>峰①;渤海海域辽中凹陷普遍发育峰①、峰②阶段生成的天然气藏,其中峰①主要呈常压油气藏聚集于靠近烃源岩的斜坡带,峰②主要呈超压凝析气藏聚集于凸起带等构造高部,峰③形成的天然气只在局部井点有所发现,表明辽中凹陷深部烃源岩已经进入峰③阶段,具备形成大型过成熟气藏的潜力。

塔河油田主体区奥陶系流体包裹体特征及油气成藏研究

通过测试分析获取流体包裹体资料,为进一步研究古地温梯度、油气组成及成因、油气运移充注期次、成藏及含油气盆地的热史重建等方面提供数据支持。以塔河油田主体区奥陶系流体包裹体为研究对象,通过显微镜观察其形态、大小、颜色、分布、相态、荧光现象,结合包裹体均一温度和盐度等测试分析,认为主体区为多期油气充注成藏,先后经历了加里东中晚期—海西早期的先充注后破坏,海西晚期以破坏或改造为主,印支—燕山期少量缓慢充注及改造,喜山早期和喜山晚期的两次调整充注。加里东中晚期—海西早期和喜山期的3次充注在包裹体均一温度资料上有较好响应。包裹体盐度变化趋势表明,油气多源自主体区南部的满加尔坳陷,具向北运移成藏特点。

渤海海域曹妃甸6-4油田原油物性差异分布特征及地质成因分析

利用大量原油物性分析化验资料,通过饱和烃色谱-质谱、芳香烃色谱-质谱等地球化学方法,结合流体包裹体、埋藏史-热史等成藏分析方法,对渤海海域曹妃甸6-4油田原油物性差异分布特征及地质成因进行了分析。结果表明:①研究区原油物性差异分布主要表现为原油品质随着地层埋深的增加而逐渐变好,其中东三段和东二下段为轻质油藏,馆陶组为中质油藏,明下段为重质油藏;②研究区不同含油层位的原油均源自于同一套成熟烃源岩,因此造成原油物性差异分布的主要原因是油气运移成藏过程中经历了微生物降解、水洗和氧化作用等次生改造;③研究区古近系东营组油藏为2期充注(第1幕次充注少量低熟重质油,第2幕次充注成熟度高的轻质油)、以第2期为主,而新近系油藏为1期充注成藏,即在明化镇组沉积末期新构造运动作用下,东营组油藏被破坏,原油向浅层馆陶组、明下段运移成藏,并且在运移成藏过程中经历了微生物降解、水洗和氧化作用等次生改造,使得原油品质逐渐变差。本文研究认识可以为区域上在类似靠近凸起边缘的有利圈闭带中寻找轻质油藏提供一种新思路。