鄂北S井区盒8上亚段砂体叠置类型及其对气藏分布的影响

为明确鄂北S井区盒8上亚段地层砂体叠置类型及其与气藏分布的关系,通过岩心观察、测井解释等方法对研究区盒8上亚段沉积微相类型、砂体的垂向叠置及侧向接触关系进行深入研究,再结合试气资料探讨不同砂体叠置类型的气藏分布特征。结果表明:鄂北S井区盒8上亚段为曲流河三角洲平原亚相,有利砂体对应的沉积微相类型为边滩与河道充填微相;砂体垂向叠置类型可划分为分离式、叠加式、切叠式、替代式,侧向接触关系可划分为间湾接触、堤岸接触、对接式、侧切式、替代式;鄂北S井区盒8上亚段砂体垂向叠置类型主要为侧向切叠式和替代式,增加了砂体在侧向上的连通性;盒8上亚段砂体侧向接触关系主要为侧切式,提升了砂体侧向上的连通程度,气藏储存关系较好;单一、孤立存在的砂体,其连通性较差,整体的含气性也较差。该研究对寻找低渗透背景下产能高、潜力大的砂体分布区具有重要指导意义。

东非鲁武马盆地气藏分布规律及主控因素

深水是全球油气来源的重要组成部分,快速寻找深水油气富集区可以大幅促进油气勘探开发进程。通过分析和解剖东非鲁武马盆地已发现气藏的分布特征,总结气藏类型及分布规律,进一步探讨气藏分布的主控因素。研究认为,鲁武马盆地古新世—渐新世主力含气层系的沉积类型与气藏类型具有一定的相关性,发育构造–断层气藏、岩性–构造气藏以及岩性气藏这3种主要气藏类型。气藏平面局部聚集、垂向多层叠置,表现出前渊缓坡汇聚、中–中高孔隙度浊积砂富集、高位体系域封盖的特征。控制盆地油气的富集有5个主要因素:①独特的三角洲改造型盆地的两期裂谷烃源岩为盆地提供了充足的油气来源;②充足的物源、窄陡的陆架边缘地貌以及底流作用,促成了厚层、粗粒、洁净的深水沉积储层的发育;③多期海侵形成的区域盖层及重力流沉积的细粒组成,构成了多个独立气藏的有效盖层;④东非沿海盆地陆上抬升作用间接促进大气田圈闭的形成;⑤断层的性质、活动期次等对天然气的输导发挥了重要作用。

鄂尔多斯盆地东北部上古生界天然气成藏模式及气藏分布规律

通过气源岩成烃史、古构造演化特征及天然气成藏组合、成藏期次及气藏类型的分析研究,认为鄂尔多斯盆地东北部因气源岩有机质埋藏热演化程度与盆地中南部存在差异,并且受多期构造抬升影响,天然气运聚成藏经历了早、晚两期。其中早期成藏主要集中在研究区南部,具有高温高压下的近源成藏的特点;晚期随着构造活动的加剧及区域封盖层异常压力的散失,天然气向上运聚,形成穿越式成藏组合。因此,根据气藏温压特征及形成过程,将该区天然气成藏模式概括为高温高压、高温低压及温压调整定型3个阶段。并在此基础上分析了气藏控制因素及分布规律,为该区上古生界天然气勘探指明了方向。

松辽盆地南部深层火山岩气藏分布及成藏模式

松辽盆地南部深层火山岩气藏已经逐渐成为油气储量的重要增长点。由于勘探程度较低,火山岩气藏的分布及模式研究还不够深入,在一定程度上制约了勘探的成效。在深入分析已发现油气藏的平面分布和纵向分布特征的基础上,总结了分区带东、中、西3个断陷带的成藏模式。在深化地质认识的基础上,总结火山岩气藏的分布,概括不同区带的火山岩气藏的成藏模式,进而指明火山岩气藏的勘探思路,为进一步落实一批大中型火山岩气藏提供依据。

苏里格南区奥陶系岩溶古地貌恢复及对气藏分布的控制作用

苏里格气田南区奥陶系马家沟组气藏储集空间以碳酸盐岩岩溶孔洞缝为主,古岩溶发育程度对奥陶系油气成藏及储层分布有重要的控制作用。古岩溶发育受多种因素影响,其中古地貌形态是控制古岩溶发育程度的关键。因此,为了寻找有利开发目标区,必须进行古地貌恢复。多种方法分析比较后采用石炭系填平补齐法进行岩溶古地貌恢复,划分出中西部古岩溶台地和东部古岩溶斜坡两个二级地貌单元及岩溶高地、鞍地、洼地、古坡地等六个次级地貌单元。古地貌与产能对比分析认为,岩溶台地与鞍地的转换带、岩溶斜坡中的残丘地带及沟槽两侧是天然气富集的有利地区,试气产量大于10×104m3/d的高产井多分布于此;岩溶洼地、古沟槽不利于天然气聚集,这些区域大多数井试气无产能或日产气量很小。

山东东营、潍北盆地气藏分布规律的探讨

东营、潍北盆地位子山东省北部，两个盆地内已知第三系天然气藏的分布从盆地内部到边缘呈４个环形带。首先是盆地内部的深层原生天然气藏带，其气藏是深层生油岩进入生气门限温度后，在洼陷内形成的原生气藏，这种气藏的天然气的δ１３Ｃ１值较重，为－３７．８７‰；其次是盆地中部和边部的中内环带溶解气藏、中外环带气顶气藏和外环带浅层气藏带，这３种气藏均是生油岩进入成熟生油门限温度后生成的油气运移至盆地不同构造部位圈闭中聚集成藏的结果，由于地饱和压差从盆地内部到边缘逐渐变小，故使油藏中的溶解气脱出程度不同．从而出现前述３种不同天然气产状的气藏，因为它们都是油型气，所以其δ１３Ｃ１值很相近，为－５０．４‰～５３．０‰。

花沟地区天然气藏分布规律及地震反射模式

花沟地区天然气藏类型多,有甲烷气藏、二氧化碳气藏,以及甲烷、二氧化碳和氮气的混合气藏,含气层系多且分布复杂。天然气藏受气源条件和构造控制,形成独特的天然气分布规律及强振幅亮点型、平点型、下凹型地震反射模式。分析了该区天然气藏的分布规律和不同气藏的地震反射模式,建立气藏地震识别标志,并在实际应用中取得良好效果。

鄂尔多斯盆地长庆气田成藏条件及气藏分布规律

长庆气田是我国目前已探明的大型天然气田。通过藏形成地质背景及成藏机制的研究，总结出６条成藏条件：（１）大面积分布的含膏云坪微相带奠定了储层形成的基础。（２）三期古岩溶的叠加发育造就了风化壳储集体。

桃园油田气藏分布规律及挖潜方向

通过系统分析桃园油田气藏分布规律,明确烃源岩、构造和岩性、运移条件和盖层在成藏中的作用。提出深浅结合的挖潜方向。

松辽盆地古龙凹陷凝析气藏判断及其分布

针对古龙凹陷地区缺乏高压PVT相图的情况,首先通过试油成果中气油比的特征区分出油藏和气藏两种类型,然后在油气配方合成井流物的摩尔组成基础上,借助于Φ值法、Z值法和PR状态方程计算PVT相图进行综合分析,判断出古109井区葡萄花油层是一个带油环中等凝析油含量的凝析气藏.根据凝析气藏的成藏机理,预测了该区凝析气藏分布的有利区带.

川东飞仙关组沉积相与鲕滩气藏的分布

川东自六十年代初在石油沟钻获飞仙关组工业气流以来,作为次要勘探层系,经历了几十年的勘探历程。最近五年,在四川盆地东北部飞仙关组鲕滩气藏的勘探中取得了突破性的进展,展示了勘探的大场面,川东北部飞仙关组已成为川东继石炭系之后的重要资源接替层系。本文立足于整个川东地区,从地层对比、沉积发展与鲕粒岩分布、沉积相对鲕滩气藏分布的控制等几方面来阐述飞仙关组沉积相与鲕滩气藏分布的关系,并指出了勘探有利区带。

塔里木盆地D气藏硫化氢分布特征及成因探讨

D气藏正处于开发阶段,自投产以来,由于硫化氢存在多次造成地面管线刺漏,已经严重影响到气藏的正常开发。通过对各井监测到的硫化氢含量数据进行统计分析,结合单井的生产层位、储层物性和气藏温度来研究D气藏硫化氢的分布特征和成因。研究结果表明,D气藏为微(贫)硫化氢气藏;纵向上,硫化氢主要分布在气藏下部;平面上,硫化氢主要分布在气藏西北部,断层对硫化氢有一定的控制作用,离断层近的区域硫化氢含量较高。通过对硫化氢不同成因机理和特征分析发现,D气藏石炭系不具备产生硫化氢的条件,气藏中的硫化氢很可能为下部奥陶系硫酸盐热化学还原反应(TSR)产生,侧向运移到气藏中。

致密砂岩储层特征及气藏成藏过程

非常规天然气作为一种潜力巨大的替代能源,开发应用前景十分广阔。致密砂岩气作为非常规天然气的重要组成部分,越来越受到广大石油地质工作者的关注,而正确地认识致密砂岩气是有效开发利用它的前提条件。文章从致密砂岩气藏的概念、储层的分类方案、储层特性及其与常规储层异同点、气藏成藏过程和分布规律等方面出发,详细阐述了致密砂岩气藏的研究现状,讨论了致密砂岩气藏在国内的分布情况和开发潜力,旨在对国内致密砂岩气藏的前期勘探工作起到一定的指导作用,并为后期开发方案的制订提供合理的参考意见。

长庆气田奥陶系古沟槽展布及其对气藏的控制

鄂尔多斯盆地奥陶系古风化壳已找到的天然气田 ,属于大型古地貌气藏。其含气面积与奥陶系侵蚀面古沟槽展布密切相关。本文结合气田勘探开发实践 ,分析了古沟槽形成条件 ,提出了古沟槽判识方法。根据已识别出的古沟槽发育特征 ,指出主沟槽展布的总趋势主要为近东西向 ,改变了以往南北向展布的认识。并通过古沟槽与气藏分布关系 。

吐哈盆地天然气特征及分布

吐哈盆地中下侏罗统煤系烃源岩发育，侏罗系以分布轻质油为特色，绝大多数气藏为凝析气藏，且轻质油藏溶解气油比大，油溶气丰度很高；在台北凹陷，油气并存为油气分布的重要特点，气藏的分布与油气分异有一定的关系；目前发现的气藏层位均为侏罗系，其上的地层中没有气藏分布可能与盖层封闭性差有关。另外，埋深较大的侏罗系及三叠系中与烃源岩互层或很近的砂岩中存在规模很大的致密砂岩气藏；分布广泛的煤层吸附气也是重要的潜在天然气资源。

川东北飞仙关组鲕滩气藏压力与成藏特征研究

川东北飞仙关组鲕滩气藏原始地层压力在平面上分布极不均匀,高异常压力区呈局部块状分布。压力分布、气藏特征、成藏演化历史综合研究发现,不同压力状态反映不同气藏类型:正常压力系统(压力系数在1.25以下),多处于台地边缘礁滩相,储层岩性以云岩为主,储集类型多为孔隙型,气藏一般甲烷含量低、储层含大量沥青、气藏连通范围大,具边底水等特征,主要为构造或岩性-构造型气藏;异常高压或超高压系统(压力系数多达1.65以上),多处于海槽区或台内云岩欠发育区,储层岩性以灰岩为主,甲烷含量高、储层不含或含极少量的沥青,不含或有限边底水等特征,主要为裂缝型岩性气藏;而处于台地内部,介于以上两种压力状态之间的过渡类型气藏,多出现轻微高压,压力系数多在1.20～1.45,孔隙-裂缝或裂缝-孔隙型储层交替出现,气藏连通范围有限,气水特征较复杂,主要为岩性型或构造-岩性气藏特征。同时鲕滩气藏压力系数与气藏储集系数明显成反向关系,地层压力大小体现了天然气储集系统空间大小,天然气富集于正常压力系统。地层压力成因及形成过程实际上反映了优质储层发育历史、天然气的充注历史、礁滩气藏成藏历史的配置关系和相互作用过程,详细研究它们的配置关系和作用过程对正确认识飞仙关组礁滩气藏的形成和分布规律有重要的理论和现实意义。

蜀南长垣坝构造带嘉陵江组气水分布特征

蜀南地区长垣坝构造带嘉陵江组共发育储集层三套,区内气水分布非常复杂。阐述了工区内的地质构造背景,通过薄片、岩心观察及测井资料,分析了储集层的岩性及物性特征,根据采气曲线特征,将产出的地层水分为裂缝水(岩性水),边、底水及凝析水。最后综合分析确定了各构造的气水分布特征。

吐哈盆地温五块西山窑组断块气藏地质模型研究

针对温五块西山窑气藏多断层、多断块、复杂构造的特点,利用地震、测井、地质等资料展开气藏三维精细描述,定量化三维储层参数场,结合现有的试油等资料,研究气水分布规律,为开发部署提供可靠的依据。

杭洲湾地区晚第四纪下切河谷充填物沉积相与浅层生物气勘探

根据杭州湾沿海平原大量的钻井、静力触探井和分析化验等资料 ,研究了下切河谷 (钱塘江和太湖下切河谷 )充填物的沉积建造和沉积相 ,以及浅层生物气藏分布特征。末次冰期以来 ,随着海平面变化 ,杭州湾地区下切河谷演化经历了深切、快速充填和埋藏三个阶段。末次冰盛期 ,海平面下降的幅度大 ,增加了河流梯度、加强了下切作用 ,形成了钱塘江和太湖下切河谷 ,随后在冰后期被充填和埋藏 ,下切河谷的两侧为暴露地表的古河间地。根据岩石学、沉积结构和沉积构造特征 ,本区下切河谷充填沉积物具有向上变细的沉积层序 ,可以划分为 4个沉积相类型 :河床滞留沉积物到部分曲流河沉积体系的边滩沉积、河漫滩—河口湾沉积、河口湾—浅海沉积和河口湾砂坝沉积。在河漫滩—河口湾相沉积期间 ,由于海平面上升、潮流体系、沉积物供给和可容空间条件适合一个潮流沙脊体系的发育 ,其中的砂质透镜体可能代表了下切河谷内发育的潮流沙脊。对于河口湾—浅海沉积和河口湾砂坝沉积而言 ,由于沉积条件不再有利 ,没有形成沙脊沉积。所有的商业性生物气都存储在下切河谷内河漫滩—河口湾砂质透镜体中。