塔南凹陷基底潜山油藏储层特征及成藏模式

通过大量的岩屑、岩心观察描述和统计分析,总结出塔南凹陷潜山油藏储层岩性以凝灰岩为主,储集空间类型以裂缝为主,其中裂缝结合孔洞型储层是最有利的储层储集空间类型。综合构造应力分析、基底岩性、基底地层地震属性分析等多个因素,认为塔南凹陷基底潜山油藏有利储层主要分布在塔南凹陷中部断裂潜山带中南部和北部。依据断裂和基底地层组合方式、圈闭类型和油气主要的运移方式,将塔南凹陷基底潜山油藏总结为3种成藏模式:不整合面输导结合有利砂岩层输导油气的上盘披覆式潜山油藏、断层输导结合不整合面输导油气的反向断层遮挡式潜山油藏和断层输导油气的古隆起式潜山油藏。

琼东南盆地YL8区基底潜山岩石类型及其录井识别特征

琼东南盆地YL8区基底潜山天然气勘探潜力巨大,但基底潜山岩性复杂、现场资料和手段有限,录井岩性识别困难。笔者基于元素录井、X衍射录井结果,结合岩芯/壁芯、岩屑和薄片等资料,查明该区典型、高频岩性及其录井识别特征,建立录井岩性识别工作流程。YL8区基底潜山钻遇2大类4小类14种岩石类型,主要发育正长花岗岩、二长花岗岩、二长岩、脉岩和碎裂花岗岩。利用(K+Na)-Si图可将中性侵入岩从基底潜山岩石中分离出来,利用黏土总量-Si图可区分具风化特征的火成岩和酸性侵入岩,利用斜长石-Si图则可较好区分二长花岗岩与正长花岗岩。结合岩芯/壁芯、岩屑和薄片等观察、鉴定结果可以实现基底潜山岩性的录井快速识别。

东海B气田基底潜山地质模式初探

近年来,越来越多的潜山型油气藏被发现,由于埋深大、钻井少,导致研究难度较高。本文以渤海B气田为例,探讨仅有一口井钻遇基底潜山时,应如何利用地质思维合理猜测并建立潜山地质模式,为后续预测有利储层和部署井位提供重要依据。

基底潜山型火山岩储层裂缝综合评价——以克拉玛依油田四2区火山岩为例

克拉玛依油田四2区石炭系油藏为典型的基底潜山型火山岩油藏,为了明确石炭系火山岩储层裂缝发育特征以及分布规律,综合运用岩心、薄片、测井、实验等资料对储层裂缝特征进行了研究,利用3种不同的方法对裂缝纵向上和平面上分布情况进行综合预测。结果表明：四2区石炭系火山岩储层裂缝类型包括构造裂缝、风化缝、成岩缝以及构造—风化缝,以构造裂缝和风化缝为主;裂缝延伸主要在10~30cm之间,裂缝倾角大,以30°~60°和〉80°为主;岩心裂缝平均密度为10~15条/10cm。裂缝综合评价表明：纵向上,裂缝发育段多距石炭系顶部古风化壳30~150m,平面上,裂缝发育的有利区主要分布在Ke114井—J354井—J353—J352井区、J153井区、J45井断裂两侧、J332井—J324井—J336井—J340井区向北到克—乌断裂一带。

琼东南盆地中生界潜山天然气成藏模式

琼东南盆地基底潜山勘探面临地质年代不清、储层非均质性强及成藏条件复杂等难题。通过开展区域大地构造演化、基底锆石测年、潜山储层描述及成藏动力分析,明确潜山储层发育区及有利成藏区。研究表明,在印支运动、燕山运动及喜山运动叠加控制下,松南低凸起、陵南低凸起大面积发育印支期的花岗岩潜山储层,平面上北西、北东及近东西向三组断裂、裂缝交错切割成网,纵向上形成的风化带-裂缝带总厚度超300 m的双层结构,明确裂缝储层发育的关键因素为脆性矿物和双向流体改造。基于早渐新世古地貌及烃源岩沉积模拟实验研究,提高了崖城组陆源海相烃源岩TOC分布预测精度,明确了中央坳陷优质烃源灶分布规律。综合分析潜山-古近系储层、构造脊展布和崖城组烃源灶的时空配置关系,建立了“松南低凸起源外高潜山天然气长距离侧向有限运聚模式”及“陵南低凸起源边低潜山近距离高效运聚模式”,提出源边低潜山的L26-B是下步勘探的有利目标。

也门马里卜-夏布瓦盆地基底油气成藏主控因素与成藏模式

在前人研究的基础上,分析了也门马里卜-夏布瓦盆地基底油气藏形成的基本地质条件,探讨油气成藏的主控因素,建立油气成藏模式。研究表明,基底油气藏为"新生古储"式储盖组合,发育潜山断块油藏、潜山内幕裂缝油藏、披覆背斜砂岩油藏、砂岩上倾尖灭油藏等8种基底油气藏类型。油气成藏的主控因素为:基底层系和成熟烃源岩的位置关系决定了油气的充注方式;基底裂缝发育程度控制了潜山油气藏的分布位置、富集和贫化的差异;库兰组砂岩、风化壳组合既是油气运移通道,又是潜山油气藏的主要储层。油气成藏模式有近源侧向对接、远源复合输导2种类型。

印尼加里曼丹岛东部主要含油气盆地油气富集差异

为加强印尼加里曼丹岛东部地区战略选区研究,指明选区方向,从分析已发现油气分布规律入手,重点探讨了油气分布的控制因素,分析了低勘探程度区勘探潜力。研究表明:(1)陆上和海上分别受控于始新统和中新统三角洲煤系烃源岩,烃源岩类型、成熟度和规模共同控制油气发现"海多陆少、中部为气、南北为油"格局;(2)烃源岩和输导体系是控制油气成藏和分布的两个关键因素,海上和陆上输导体系的差异控制了海陆油气发现,表现为"陆老海新"特征;(3)海上北部达拉根盆地"近源逆冲断裂带"与陆上南部巴里托盆地南部"基底潜山带",石油地质条件优越,勘探潜力较大。

印尼巴里拖盆地东部坳陷油气差异分布控制因素分析

巴里托盆地是印尼重要的含油气盆地,油气分布存在显著差异,已发现油气藏集中分布在坳陷北部小范围区域,其他地区无油气发现。研究认为,生烃中心和成藏模式是盆地油气差异分布的控制因素。首先,生烃中心控制油气平面分布格局,油气主要富集在生烃中心范围内;其次,坳陷南、北部结构差异决定了各自具有不同的成藏模式,而成藏模式差异是坳陷南、北部油气差异分布的主控因素。坳陷北部以逆冲推覆构造为主,为下生上储、近源短程运聚成藏模式,油气富集在晚期断裂与生烃中心叠合区的上始新统逆冲断背斜;坳陷南部始新统整体呈东倾单斜格局,中始新统因缺乏圈闭条件不易成藏,基底潜山为有利成藏目标,成藏模式为上生下储、侧向运聚。坳陷南部的基底潜山带成藏条件优越,勘探潜力较大。