柴达木盆地柴西坳陷古近系-新近系石油地质特征与油气环带状分布模式

柴达木盆地柴西坳陷古近系-新近系石油资源丰富,常规石油与页岩油分别占全盆地常规石油资源的82.4%和非常规页岩油资源的100%。通过研究沉积储层与石油地质特征,剖析柴西坳陷古近系-新近系沉积相和油气成藏特征,提出了油气环带状分布模式。研究认为:①柴西坳陷古近系-新近系沉积相带呈“环带状”分布。外环带为三角洲与滩坝相,以碎屑岩沉积为主,碳酸盐岩沉积较少,发育砾岩、含砾粗砂岩和中-粗砂岩储层。中环带以滨浅湖灰云坪、灰泥坪相沉积为主,发育细砂岩、粉砂岩、灰云岩及藻灰岩,藻灰岩是中环带最具特色且孔隙度最高的岩相类型。内环带以半深湖-深湖相细粒混积岩沉积为主,发育深灰、暗灰色细粒沉积岩,是古近系-新近系最主要的烃源岩发育区。②不同沉积相环带内油藏类型不同。外环带距离生烃灶较远,油气经断层输导在砾岩、粗砂岩等碎屑岩中聚集,形成构造油气藏。中环带紧邻主力生烃灶,油气经断层输导在藻灰岩等碳酸盐岩储层中储集,形成构造-岩性油气藏。内环带油气短距离运移或原位滞留在细粒混积岩中源-储一体,形成页岩油。柴西坳陷从源外到源内,构造-岩性油气藏与页岩油纵向上相互叠置,平面上构造油气藏、构造-岩性油气藏与页岩油呈环带状分布。

柴西下干柴沟组咸化湖盆碳酸盐岩溶蚀模拟试验

为研究地层条件下有机酸对湖相碳酸盐岩基质微孔的改造作用及咸化环境沉积盐类矿物溶蚀对碳酸盐岩储层的影响,以柴达木盆地西部地区下干柴沟组湖相碳酸盐岩为例,采用高温高压模拟、扫描电镜及离子浓度测试等试验手段,依据岩心样品溶蚀模拟过程中矿物组分、物性、孔隙特征及反应液离子浓度的变化对咸化湖盆碳酸盐岩在有机酸作用下的溶蚀规律及控制因素进行研究。结果表明:酸性流体作用后碳酸盐岩样品物性均有一定改善,其渗透率增长明显;溶蚀过程中低温条件下发生与碳酸盐共生的石膏、芒硝及长石的溶解,方解石较白云石容易发生溶解,碳酸盐的溶解程度随温度升高具有先增强、后减弱的特点,存在“溶蚀窗”,相对封闭条件下,石膏等盐类矿物溶解产生同离子效应抑制碳酸盐的溶解;温度和水岩比是控制碳酸盐溶解的关键因素,水岩比决定发生反应的体系,不同体系下温度对溶蚀强度影响存在差异,低水岩比情况下温度升高碳酸盐趋于沉淀,中等水岩比情况下溶解强度随着温度升高先增强、后减弱,较高水岩比情况下温度升高利于碳酸盐溶蚀。

柴达木盆地西部地区第三系温度压力和油气分布相互关系探讨

根据实测和理论计算得到柴达木盆地西部地区第三系各层底界的温度，同时利用测井和录井资料及实测压力数据分析了４０多口井的地层压力状况，进而分析了第三系各层的温度和压力分布特征．在此基础上对温度和压力的相互关系进行分析，井对其与油气藏分布关系进行探讨．研究表明现今油气藏分布与温度压力状况有密切的关系，现今异常高压区是油气藏保存的有利地区；异常高压区上方的次生油藏往往分布于压力正常带，但与下方的异常压力有密切关系．这种次生油藏是由下方异常高压区的原生油藏脉冲式运移的结果，沸腾包裹体的发现为此提供了有力的证据，这也是柴达木盆地西部地区典型的油藏分布特征．

柴达木盆地英雄岭地区新生代构造演化动力学特征

通过分析柴达木盆地英雄岭 (YL)地区地质、2D/ 3D地震、遥感、重磁电和钻探等资料 ,提出了喜马拉雅运动几个阶段在该区的构造动力学响应特征。研究认为喜马拉雅运动晚期 ,英雄岭地区西南侧的阿卡腾能山因近SN向的区域挤压作用 ,产生了顺时针方向的旋转及隆升作用 ,从而在干柴沟一带形成了强烈的SE向局部挤压应力场 ,基底大幅隆升 ,而在英雄岭隆起的南侧则产生了局部的拉张构造环境。喜马拉雅山中期运动在该区的主要表现形式就是使古近纪的张扭构造环境转变为新近纪的坳陷构造环境 ,英雄岭西南的阿尔金地区发生隆升作用 ,沉积中心发生向东和向北的迁移。通过分析主干断裂、构造块体和沉积凹陷的分布特征等 ,得出喜马拉雅早期英雄岭及邻区发育局部拉张环境 ,为较为稳定的断陷湖盆发育期 ,沉积了一套优质烃源岩。英雄岭地区潜在勘探领域主要有构造裂缝型圈闭、地层岩性圈闭及渐新世断凸构造圈闭等。

柴达木盆地北缘油气分布的构造控制作用

该区中新生代形成了伸展构造、扭动构造、逆冲 -褶皱构造等构造样式 .早、中侏罗世形成的正断层组合构造样式 ,可形成一些小规模油气藏 .老第三纪形成的压扭性构造对油气的聚集有重要控制作用 .而新第三纪—第四纪形成的逆冲 -褶皱构造的含油气性差异很大 ,在早期断层基础上发育的逆冲 -褶皱构造有利于油气分布 ,而新形成的逆冲 -褶皱构造 ,通常不利于油气聚集 .构造应力对油气的运移聚集有重要影响 ,构造应力变化速率引起的应力驱动 ,是油气沿断层垂向运移的主要动力 ,在断层附近应力值适中、岩石扩容量较大、微裂缝发育的区域 ,是油气聚集的有利场所 .

柴达木盆地西部油气成藏流体动力系统分析

油气成藏流体动力系统分析的基本原理是在一个含油气盆地内划分出不同的流体动力系统 ,并按每个系统的类型 ,研究其成藏条件。该原理应用到柴达木盆地西部 ,在柴西地区纵向上比较典型地划分出 N32 — N22 — N1 2 、N1 2 — N1 — E23 和 E23—E1 3 三个油气成藏流体动力系统 ,它们分别为重力驱动型、压实驱动型和封存型系统 ,分析了这三个系统的成藏条件 ,指出应把 N1 2 — N1 — E23 系统中的 N1 层系和 E23 — E1 3 系统中的 E1 3 层系作为今后主要的勘探目标层系。

咸化湖盆中酸性流体对碎屑岩储层的改造作用

柴达木盆地西部南区新生界主要为咸化湖盆沉积,咸化环境提高了其烃类转化率,但其对储层的控制作用尚待进一步明确。通过高温高压试验模拟了地层条件下成岩流体与岩石矿物之间的物理化学作用,进而研究咸化环境中有机质演化过程中产生的有机酸对储层的改造作用。结果表明:酸性流体对岩石矿物的溶蚀作用增加了其孔隙度,但渗透率的变化存在差异性;当岩石中含有石膏和铁白云石时,铁白云石在石膏的催化作用下极易发生溶蚀作用,反应生成的Fe2+、Mg2+促进了高岭石向针叶状绿泥石的转化,从而堵塞孔隙喉道,造成岩石渗透率的下降;岩石中石膏的发育是造成高温高压地层中方解石发生沉淀的主要原因,相同条件下石膏比方解石更易溶解,其产生的过饱和钙造成方解石的沉淀,但岩石的孔隙度有所增大,因为方解石的沉淀作用造成的储集空间减小量小于石膏和长石等易溶矿物溶解造成的储集空间增大量。

柴西地区地温-地压系统特征及其与油气分布的关系

柴西地区地温梯度分布范围为每百米2．0-4．5℃,平均值约为每百米3．1℃。在2 300 m深处开始发育异常高压, 压力系数最高可达2．0。按照地层压力系数及地温异常的分布区间,柴西地区温压系统在平面上划分为高温高压等9个分区,在纵向上分为上部常压型温压系统及下部超压型温压系统。上、下两套温压系统流体能量差较大,油气垂向运聚能力较强,易于在温压系统分界面附近聚集成藏。平面上,油气藏基本位于流体能量相对较低的分区内,高流体能量区也有油气藏分布,但大多为封闭保存条件好的岩性及构造-岩性等原生油气藏。现今温压系统特征表明,深层高压型温压系统油气封闭条件好,赋存有大部分油气资源,是今后油气勘探的重要领域。

准噶尔盆地腹部、南缘温压场与油气成藏

准噶尔盆地腹部和南缘普遍发育异常高压,但由于沉积及构造背景的差异,其成因也不尽相同,其中腹部以成岩作用和烃类生成作用为主控因素,南缘则以欠压实作用和构造抬升作用为主。区域地质构造控制了盆地的地温,而岩石物性、火山活动、断裂作用等仅对局部地温分布有着重要的影响。通过分析盆地温压场特征,认为异常温压抑制了有机质的热演化,在很大程度上控制着油气成藏与分布。

四川盆地东部长兴组温压场特征及成藏效应

温度场和压力场的形成演化对含油气盆地流体动力学与运动学过程有着重要的控制作用。利用系统测温、试油、流体包裹体等测试数据和盆地数值模拟技术,综合研究了四川盆地东部上二叠统长兴组古今温压场特征,发现黄龙场、五百梯等构造带古地温梯度高于现今地温梯度,高峰值（0.35-0.38℃/km）出现在早三叠世-中侏罗世;200 Ma前以来压力场经历了急剧升高至缓慢降低的演化过程,强超压出现在中晚燕山期（150-100 Ma前）,同温度场的形成演化存在着良好的耦合关系。温压场的形成演化过程促进了上二叠统烃源岩的生、排烃演化和优质白云岩储层的发育,控制了盆地流体的流动机制与流动样式以及运移路径和聚集区域。

延吉盆地成藏期与油气分布

延吉盆地沉积地层较厚,发育优质的烃源岩,发生过成烃、成藏过程,在砂岩成岩矿物中可识别液态包裹体（盐水包裹体）、气液包裹体（气、液两相）、气态包裹体等类型.流体有机包裹体分为2期：第Ⅰ期流体包裹体盐度平均为2.79％,表明铜佛寺组和大砬子组为淡水湖盆的沉积环境,均一温度为80.3℃;第Ⅱ期包裹体盐度平均为3.97％（属于高盐度流体）,说明受大气淡水的影响较小,具有相对较好的保存条件,均一温度为108.17℃.包裹体中的烃类气体成分主要是甲烷.大砬子组二段、龙井期为主成藏期,对应的地质年代分别距今98～101Ma和60 ～ 43 Ma.油气运移和成藏一直延续到古近纪,南北两侧靠近烃源岩区形成油质较重的油藏且上叠气藏.

柴北缘西部油气藏分布与成藏特征

由于地质条件和环境的不同,柴达木盆地北缘西部不同构造带及凹陷区油气分布及其运聚成藏具有不同的特征,断裂、不整合、生储盖组合及埋深是导致这些差异的主要地质因素,不整合和断层控制油气纵横向运移;生储盖组合制约油气分布的层位;埋深决定油气相态;断裂还导致大多数圈闭的形成并影响油气藏的保存。它们决定了柴北缘西部油气分布具有平面上南北成带、西油东气,纵向上油气主要分布于浅层滑脱断层下盘和深层断裂上盘的断展背斜圈闭中的特点,并控制了不同地区和构造单元油气藏类型,形成多种各具特征的运聚成藏模式。

莱阳凹陷烃源岩石油包裹体及有机地球化学研究

用高倍荧光显微镜精细观察,在莱阳凹陷莱孔2井下白垩统莱阳组水南段暗色泥岩中发现比较丰富的微石油包裹体群。它们主要分布在暗色泥岩的砂质碎屑矿物和自生矿物中,其暗色泥岩为富含藻类和无定型干酪根的优质烃源岩,有机地球化学的分析结果表明其为生烃潜力很好的烃源岩:TOC=1.14%～3.00%,S1=0.16～0.83mg/g,S2=4.45～22.8mg/g,IH=390～671mg/g;样品可溶有机质生物标志化合物的分析结果表明其普遍具有植烷优势,Pr/Ph=0.25～0.43,伽马蜡烷含量较高,规则甾烷呈V字型分布,4-甲基甾烷C27<C28<C29;分析样品中含有比较丰富的三环萜烷,五环三萜烷以C30藿烷为主峰,C29降藿烷含量较高,Ts和Tm含量较低;甾烷和萜烷化合物的热成熟度参数指标反映可溶有机质的热成熟度较低,物源以藻类等低等水生生物输入为主,植烷优势和伽马蜡烷含量较高的特点反映了湖盆的沉积环境具有微咸水-咸水和较强的还原特征。烃源岩石油包裹体的均一温度测量值为th=78.5～82℃,石油包裹体PVTsim模拟计算的捕获压力为281.2×105～282.5×105Pa。莱孔2井埋藏史剖面和古地温、古压力的恢复结果表明,本区下白垩统,莱阳组水南段暗色泥岩在喜马拉雅早期抬升以前,在地质历史中曾经历过温度>82℃、埋深>2800m的重要生烃-排烃作用。烃源岩中石油包裹体的研究结果不仅直观地展示了源岩的生烃-排烃现象,而且揭示了地质历史中流体的性质和生烃-排烃条件,为本区油气的勘探评价提供了重要依据。

分层改造合层(分层)开采完井工具及其现场应用

针对川渝地区储层具有埋藏深、高温、高压、高含H2 S以及多产层的特点 ,开发出了分层改造合层 (或分层 )开采完井工具 ,形成了一套成熟的分层压裂 (酸化 )、合层 (或分层 )开采工艺技术。通过现场应用表明 ,该工具不仅分层准确、性能稳定可靠、操作简单、易于控制 ,而且可以缩短试油及完井周期 ,提高单井产量 ,减少钻井数 ,降低开发与生产成本 ,提高了气藏的采气速度和开发效益。

ProBases二维盆地模拟评价系统在崖13—1气田区的应用

ProBases二维盆地模拟评价系统为多功能综合盆地模拟评价系统，其模拟过程藕合了断层生长作用、沉积作用、压实作用、流体流动、烃类生成和运移以及地壳均衡作用、岩石圈减薄和热流作用等。对比评价区实际井的实测资料（如温度、Ro、压力等），可以检验模拟结果。通过在崖13－1气田区实际应用，探讨了盆地构造和地壳结构演化特点以及温度场和压力场的分布特征，认为崖13－1气田天然气是双源的：莺歌海盆地上第三系烃源层生成的天然气为其主要来源，琼东南盆地崖南凹陷下第三系烃源层生成的天然气为次要来源。

柴北缘侏罗系大煤沟组砂岩储层孔喉分布特征

柴北缘侏罗系大煤沟组油气资源开发潜力大,准确评价储层孔喉结构是油气科学开发的基础。选取大煤沟组典型砂岩样品进行高压压汞和核磁共振实验,结合高压压汞孔喉分布特征,采用岩石横向表面驰豫率经验值将岩心100%饱和水核磁共振T2谱转化为核磁孔喉分布曲线,并计算可动流体百分数。结果表明研究区大煤沟组砂岩储层孔隙度为1.4%~13.5%,渗透率为(0.019~14.632)×10^(-3)μm2;核磁孔喉半径为0.0004~78.1900μm,主体分布在0.063~6.300μm;T2截止值为2.56~24.39 ms,平均为16.73 ms;可动流体饱和度为2.80%~30.26%,平均为21.28%。柴北缘大煤沟组砂岩储层主要为低孔超低渗储层,其次为超低孔超低渗储层,储集空间以中小孔喉为主,但分布均匀且连通性较好,有利于油气渗流。研究丰富了对该地区大煤沟组砂岩储层孔喉分布特征的认知,对后期油气开发有利。

莺歌海盆地中央底辟带高温高压天然气富集条件、分布规律和成藏模式

莺歌海盆地东方13大气田的发现,揭示了盆地高温高压带具备优越的天然气成藏条件。在解剖东方区天然气成藏条件的基础上,系统分析了莺歌海盆地中央底辟带高温高压天然气富集条件、分布规律和成藏模式。莺歌海盆地中央底辟带天然气富集条件优越,底辟翼部大型储集体和优质储层是中央底辟带高温高压天然气富集高产的关键因素,底辟波及区有利于形成优质气藏。中央底辟带高温高压天然气成藏模式有3种,即底辟核部区及其周缘半封闭超压系统的"混相改造型"成藏模式、底辟波及带远端的"气相渗滤型"成藏模式和非底辟带封闭型超压系统的"水相脱溶型"成藏模式。底辟周缘中新统黄流组和梅山组上部是近期天然气勘探的主要方向,东方区和乐东区底辟构造翼部大型海底扇储集体是下一步勘探的优选目标。

潍北凹陷地层压力演化特征及其对油气分布的影响

基于实测压力、流体包裹体数据,利用盆地模拟技术,对潍北凹陷的现今地层压力、成藏期古压力以及压力演化特征进行了分析。结果表明,潍北凹陷现今地层压力纵向上分为2段,2 300 m以上地层主要发育常压,2 300 m以下的地层出现大量的低压,低压主要分布于凹陷北部的孔二段地层中。研究区成藏期储层古压力多表现为弱超压,盆地模拟表明孔二段地层经历了"压力积累—压力释放—压力分异"3个演化阶段;基于后期保存条件的差异,划分为"常压—超压—弱超压"、"常压—超压—低压"、"常压—弱超压—常压"3种演化模式。由于成藏期时凹陷东南部剥蚀量最大,压力减少最快,成为油气运移指向的低势区,导致了油气多富集于潍北凹陷的东南部。

柴达木盆地复杂深井安全钻井技术

柴达木盆地钻探对象近年来逐渐向深层探索。超深井普遍存在压力系统复杂、地层岩性复杂、储层流体复杂、工程力学复杂等工程地质特征,钻井工程面临着设计优化难、施工风险大、钻井速度慢、工程质量控制难度大等技术问题。通过开展钻井工程方案优化、PDC钻头优选、超高温钻井液及高温水泥浆、高压盐水层安全钻井等研究,初步形成了柴达木盆地复杂深井安全钻井配套技术。现场应用6口井,均顺利完钻,平均井深为6286.6m,钻井周期达236.3d,平均机械钻速为3.15m/h,复杂时效为10.8%,较前期缩短45.6%。昆1-1井7310m井深完钻,创柴达木盆地最深钻井记录。

文昌A凹陷地温-地压系统与油气成藏的关系

地温-地压系统(以下简称温压系统)控制油气的生成、运移和聚集,为明确文昌A凹陷温压系统特征及其与油气成藏的关系,基于地温和地压实测数据及声波测井等资料,利用温压系统原理,对珠江口盆地文昌A凹陷的地温场、地压场及温压系统特征进行剖析,从油气的生成、保存及分布角度探讨温压系统与油气成藏的关系。研究表明:文昌A凹陷地温梯度较高,平均为33.8℃/km,有利于有机质的成熟与烃类的生成;泥岩欠压实段集中在珠海组、恩平组,强化了油气的封盖作用;珠江组泥岩不发育异常压力,以毛细管压力封闭为主;凹陷发育高压型复式温压系统,上、下2套温压系统的流体能量差较大,油气以垂向运聚为主,浅部静压型温压系统内部最利于油气富集成藏,恩平组含油气系统是最重要的勘探对象。该研究对珠江口盆地的勘探有一定的指导意义。