渤中西南环中深层油气相态特征及其控制因素

在渤中西南环中深层已发现3个油气藏,油气相态分布复杂。结合油气藏形成与分布的地质和地球化学条件,综合分析了渤中西南环中深层油气相态分布特征和控制因素。结果表明:渤中西南环北部曹妃甸18-2和渤中13-1构造的油气相态分别带油环的凝析气藏和高挥发性油藏,南部渤中19-6构造油气相态为凝析气藏。油气相态主要受烃源岩差异热演化、气侵和温压条件所控制。曹妃甸18-2和渤中13-1构造油气主要来源为邻近东营组三段烃源岩;渤中19-6油气主要来源为邻近沙河街组烃源岩,东营组三段和沙河街组三段烃源岩热演化程度差异决定了其烃类物质的差异,是造成目前油气相态的主要原因。晚期渤中19-6构造气侵明显较曹妃甸18-2和渤中13-1强,是影响油气相态的关键因素。温度和压力是影响油气相态的重要因素。

冀中霸县凹陷古近系深层油气资源潜力研究

以往认为冀中霸县凹陷主力烃源岩为沙三中下段和沙四上段暗色泥岩。通过兴隆1井的钻探，发现了厚度巨大的沙四中下段暗色泥岩。对该套暗色泥岩详细的地球化学研究表明，其有机碳含量在0．6％～6％之间，热解生烃潜力在0．5～14mg／g之间，有机质类型为Ⅱ2-Ⅱ1型，为中等好烃源岩，而不是以往所认为的属于品质差的烃源岩。有机质成熟度研究表明，兴隆1井烃源岩成熟门槛为3200m，4700m进入生油高峰阶段，5100m左右进入凝析油、湿气阶段。该井沙四中下段暗色泥岩已经进入凝析油、湿气阶段，并已获得自生自储的原油和天然气，表明该套烃源岩具有生成油气的能力。应用盆地模拟法对霸县凹陷沙四中下段油气资源量进行计算，石油资源量增加2200×10^4t，天然气资源量增加561×10^8m^3，大大提升了霸县凹陷深层的勘探价值。

渤中凹陷深层砂砾岩气藏油气充注与储层致密化

渤海湾盆地渤中凹陷砂砾岩储层致密化成因及其与晚期油气侵位的关系一直没有得到合理地解释。为此,以渤中凹陷西南部地区古近系砂砾岩气藏为研究对象,利用物性、热史、包裹体等分析资料,确定油气首次成藏时间、划分油气充注期次、恢复成藏期储层物性,进而模拟压实作用对储层的影响,并结合包裹体、铸体、扫描电镜、X射线衍射等实验手段明确油气侵位关系,分析石英加大、黏土矿物转化、碳酸盐胶结等关键致密化作用发生的序列,探究储层致密化作用机理及其与油气充注的关系。研究结果表明:①该区深层砂砾岩油气充注至少可分为3期,早期包裹体为重质油,晚期包裹体气油比高;②首次油气充注期为距今5Ma,储层埋深介于2500～2800m,以中孔、中渗储层为主,储集物性较好,成藏后盆地快速沉降、充填,上覆地层增加厚度超过1 000 m;③首次油气充注后砂砾岩进入成岩快速演化期,埋深介于2 500～3 200 m,是砂砾岩快速压实阶段,石英加大在油气充注后经历了两期强烈发育,减孔作用明显,压实减孔作用是储层致密化的重要机制;④埋深介于2 500～3 500 m为该区黏土矿物快速转化区间,花状及丝发状伊利石极其发育,对渗透率的大小产生了决定性的影响;⑤铁方解石及铁白云石沉淀于石英加大之后,使储层进一步致密化,以残余孔隙为主。结论认为,该区古近系砂砾岩气藏具有先成藏后致密的特点,尽管油气充注对储层成岩具有抑制作用,但后者仍然会导致储层的致密化。

渤海中深层探井水力喷射压裂可行性研究

BZ 19-6油气田的有效开发对满足京津冀发展的能源需求有着重要作用,但由于潜山地层情况复杂、耐磨性高,探井的单井工期成本过高,考虑使用水力喷射压裂技术增加探井产能以满足探井转开发井的产量要求。通过对水力喷射压裂过程的流体力学分析,建立了一套水力喷射压裂参数设计方法,利用该方法并结合BZ 19-6油气田的储层埋深和海上作业规模,分析了水力喷射压裂技术在BZ 19-6油气田探井上应用的可行性。随着作业深度的增加,井口泵压和环空套压都随之增加,88.9 mm和114.3 mm油管的极限水力喷射压裂深度分别为5700 m和6800 m,满足BZ 19-6油气田对作业深度的要求。海上平台的设备能够满足水力喷射压裂在BZ 19-6油气田作业时排量、泵压、液量等方面的要求。预计作业工期比常规压裂缩短50%,在降本增效方面优势明显。综合考虑作业深度、作业规模、设备要求、工期成本等多个方面因素,水力喷射压裂具备在BZ 19-6油气田探井上进行的条件,有望成为该油田探井转开发井的重要技术储备。

西湖凹陷中深层河流相砂体地震沉积学解释与沉积演化分析

西湖凹陷中央反转构造带渐新统花港组储层为河流相沉积,以厚层、块状砂岩为特点,部分发育薄砂体,是良好的油气储层,但受制于海上井资料匮乏、储层埋深较大、砂体非均质性强等因素,砂体预测难度大、可靠性较低。基于高分辨率层序地层学,利用地震沉积学方法中90°相位转换、等时地层切片等技术,综合测井相、地震相,对西湖凹陷中央反转带中南部黄岩区花港组沉积体系及砂体进行了识别与描述。研究认为:花港组可划分为上段、下段2个三级层序,在花上段5个四级层序中可识别出3种河道类型,其中曲流河宽0.2~1.2km,单砂体厚8~30m,宽厚比25∶1~40∶1;辨状河道宽0.8~2.0km,单砂体厚20~40m,宽厚比40∶1~50∶1;分流河道宽0.5~3.5km,单砂体厚15~30m,宽厚比30∶1~100∶1;自下而上由H5层三角洲平原分流河道逐渐向H4层三角洲前缘、H3层辫状河、H2—H1曲流河沉积体系演化;辫状河心滩、三角洲平原分流河道等复合砂体均钻遇较好油气显示,可作为优质的储层,是气田内部寻找剩余油气及周边挖潜的主要方向。

饶阳凹陷中深层碳酸盐胶结物特征及其对储层孔隙特征的影响

饶阳凹陷中深层储集层中碳酸盐胶结物含量高,其类型和分布极大影响储层孔隙特征。为明确下一步勘探开发方向,利用岩心、薄片、电镜、阴极发光、碳氧同位素等资料对研究区碳酸盐胶结物类型、成因、分布规律进行研究。认为研究区碳酸盐胶结物成分主要为方解石和白云石,铁方解石、铁白云石少量,存在3期碳酸盐胶结物,不同期次胶结物的类型、成因不同。平面上,不同区域胶结物成分和含量差异性明显,席状砂微相是碳酸盐胶结物有利发育区,纵向上主要分布在砂泥接触的顶底面附近,距离接触面越近,胶结物含量越高。碳酸盐胶结物影响储层孔隙特征,胶结物含量越高,孔隙结构越差,碳酸盐胶结物控制储层类型,与孔隙度和渗透率负相关,对储层物性的影响具有双重性,早成岩期胶结物对储层物性起建设作用,中成岩期胶结物对储层物性起破坏作用。