油气分布门限理论的应用——以塔里木盆地为例

塔里木盆地是典型的叠合盆地,广泛发育复杂油气藏,无法用常规的理论方法对其进行预测。本次研究针对塔里木复杂油气藏,采用系统的油气分布门限控藏分析发现,复杂油气藏分布主要受烃源灶、目的层沉积相、有效盖层、低势能区四大功能要素控制,距烃源岩越近,储层物性越好,盖层厚度越大的低势区对油气藏发育越有利。在对各单要素控油气藏分布临界条件分析的基础上,对各要素的控油气分布范围进行定量表征,并建立了功能要素组合控油气分布模式T—CDP_XS(T—主要成藏期;C—盖层;D—沉积相;P_X—低势能区;S—烃源灶)。运用T—CDP_MS(P_M—古隆起)对塔里木台盆区奥陶系四个成藏期背斜类油气藏的分布范围进行预测,对预测结果进行可靠性检验表明,分布门限理论和功能要素组合定量预测油气分布有很好的可行性,对叠合盆地复杂油气勘探有一定指导意义。

渤海湾盆地东部油气门限控藏研究与有利成藏区预测评价

经典油气地质理论在指导渤海湾盆地油气勘探中取得了重要进展,但随着油气勘探的深入,油气藏发现难度越来越大,主要原因是基于逻辑判断和定性分析的传统研究方法越来越不能适应复杂地质条件下油气精细勘探的需要。为此,在渤海湾盆东部海域地层发育与岩相展布、构造特征与形成演化、油气生成与资源评价等油气成藏条件综合研究的基础上,开展油气门限及其控藏规律研究。结果表明:烃源灶(S)、储层相(D)、封盖层(C)、低势区(P)等既能客观描述又能定量表征,这4类功能要素控制着渤海湾盆地东部海域油气藏的形成和分布。低势区主要表现为低位能的构造隆起(P1=M)、低压能的断裂带(P2=F)、低界面能的相对高孔渗岩体(P3=L)。每一类功能要素都表现出确定的控藏边界、范围、概率,97%的油气藏分布在两倍烃源灶排烃半径范围内,96.5%的油气藏分布在颗粒不粗也不细(0.1 mm<D<0.5 mm)的优相地层中,100%的油气藏分布在盖层厚度介于15~600 m的地层之下,90%以上的油气藏分布在古隆起坡脚之上的构造高部位,95%以上的油气藏分布在距断裂带3km范围内,93%的油气藏分布在界面势能指数小于0.5的砂体中。通过综合分析,建立了功能要素组合控藏模式(T-CDPS),并预测出渤海湾盆地东部8套目的层在主要成藏期(T)形成了290个有利成藏目标区,其中构造类油气藏潜在目标区173个,岩性类油气藏潜在目标区94个,潜山类油气藏有利目标区23个。已发现的115个油气田中有108个落入四大功能要素叠合最有利成藏区,回放检验吻合率94%;通过预测成果指导部署探井106口,发现41个含油气构造带,增加三级储量8.6×108t,探井成功率提高20%,反映理论模型可靠有效。

渤海湾盆地南堡凹陷油气成藏区带定量预测与评价

随着油气勘探工作的深入,油气藏发现难度越来越大,主要原因是基于逻辑判断和定性分析的传统研究方法越来越不能适应精细和深化勘探的需要。以油气藏分布临界条件为切入点,对南堡凹陷开展了油气分布规律研究,结果显示油气藏的形成和分布受四大功能要素控藏临界条件的控制:南堡凹陷已发现油气藏全部分布在距源灶中心30km范围内;90%以上油气藏分布在沉积物颗粒直径介于0.1~0.5 mm的优相储层中;所有油气藏分布在区域盖层厚度介于140~300 m地层之下;背斜油气藏分布在古隆起的顶部及其附近的斜坡地区;100%油气藏储量分布在距断裂距离小于800 m的范围内;全部油气藏分布在势能指数小于0.35的区域。通过综合分析建立了功能要素组合控藏模式(T-CDPS),并基于此预测了南堡凹陷8套目的层系在主成藏期(馆陶组沉积以后)背斜类、断层类、岩性类3类油气藏的有利分布发育区,共预测出138个有利成藏区;已发现的454个油气藏之中有452个油气藏落入了四大功能要素叠合的最有利成藏区,回放吻合率达到99%。