全球碳酸盐岩大油气田分布特征及其控制因素

碳酸盐岩大油气田是以碳酸盐岩为主要储层的一类油气田。据不完全统计,截至2012年底,世界上共发现了1021个大型油气田,其中碳酸盐岩大油气田321个。运用统计分析、资源评价、沉积学等方法理论分析了其中226个主要碳酸盐岩大油气田的地理位置、层系分布、储层规模与埋深及圈闭类型等。分析表明,碳酸盐岩储层主要分布于波斯湾盆地、墨西哥湾盆地、锡尔特盆地、滨里海盆地、美国阿拉斯加北坡、二叠盆地、四川盆地和塔里木盆地等;其中的油气资源主要集中在上古生界、侏罗系、白垩系、古近系和新近系。碳酸盐岩大油气田类型主要为生物礁类、颗粒滩类、白云岩类和不整合与风化壳类,通常规模较大,埋深一般小于3000m,埋深较大的主要为白云岩和超压石灰岩。通过对碳酸盐岩大油气田的分布特征和成藏研究,发现碳酸盐岩大油气田的现今地理位置与垂向分布受控于碳酸盐岩的平面与地层分布,古气候、古纬度控制了烃源岩的生成和碳酸盐岩的发育,古构造及其演化控制了碳酸盐岩的储层规模及油气富集程度,沉积成岩作用控制了碳酸盐岩大油气田的储集性能,有利的生储盖配置是碳酸盐岩大油气田形成的关键。

鄂尔多斯盆地上古生界多藏大气田形成的关键因素及气藏性质的嬗变

鄂尔多斯盆地上古生界广覆式气源岩与多层砂岩体交互,天然气在自生自储、下生上储等多种组合情况下以及在河口坝砂体、河道充填砂体、辫状河下切谷砂体及地层超覆等多种圈闭条件下成藏。鄂尔多斯盆地上古生界大气田具有大面积产纯气,无明显边水、底水,基本上是低压等特点,这与天然气藏性质由侏罗纪至早白垩世的深盆气嬗变为现今特殊类型的岩性气藏有关。分析计算证明,这种变化可能是通过古深盆气再经砂岩储层扩散运移的天然气,以凝析水的形式将气层内的可动水排出实现的。晚白垩世以来,构造由南低北高转变为西低东高,向东部上倾方向有泥质岩遮挡;由南向北的地层静压力差极小,加上同期生气量大量减少(仅占总生气量的5%),生气超压消失殆尽,早期较弱的渗流动力更趋于零,北部致密带的侧向封堵作用更加凸显等,也是最终形成多藏岩性大气田的客观条件。

世界碳酸盐岩油气田的储层特征及其成藏的主要控制因素

世界碳酸盐岩储层的类型可识别为6种类型:不整合面之下的储层、白云岩储层、鲕粒和团粒浅滩储层、生物礁储层、微孔隙储层以及微裂缝储层。尚有深埋溶解型储层,但此类较少。上述各类储层,如出露水面,遭受雨水淋滤,必将增加其孔隙度,成为重要的油气储层。中东地区碳酸盐岩之所以能形成世界级的大油气田,其基本要素为油气的生储盖层组合的密切配置、有台地内继承性发育的生油盆地、含油气层的年代较新,且石油进入构造圈闭的时间也较晚、构造圈闭规模巨大、有十分理想的区域性的盖层。正是这些要素的有机配合,从而形成世界上无可匹敌的大油田。对中国碳酸盐岩油气田的储层研究,应寻找上述这些原生储层,又经历次生溶蚀和白云石化作用,这样才能成为有效的油气储层。

滇西北兰坪金顶可能的古油气藏及对铅锌大规模成矿的作用

滇西北兰坪中—新生代沉积盆地产有中国最大的铅锌矿床,巨量铅锌矿石集中产在金顶穹窿内,矿石中不同产状的干酪根、轻质原油、重油、烃类气、沥青等多种成熟形式的有机物质丰富。对矿区有机物质进行了岩相学、生物标志化合物、碳同位素及铅同位素分析,结果显示：有机物质中氯仿沥青“A”的质量分数为（72～395 415.42）×10^-6,w（饱和烃）/w（芳香烃）普遍大于1,饱和烃中检测出丰度较高的正构烷烃、Pr、Ph和iC18等生物标志化合物,烃源母质为藻类生物Ⅰ型有机质;相对于区域岩石,矿石中有机物质的有机转化率较低（0.5%～7.2%,平均为3.05%）,已明显受热而成熟;透射全色光和紫外光显微镜在矿石光薄片样品中鉴别出较多原油和烃类气体包裹体。研究表明：金顶穹窿具有油气成藏“生、运、储、盖、闭”等配套发育的良好条件,矿区油气显示和古油气藏遗迹明显,铅锌成矿前或成矿中可能已形成油气藏;这个可能的油气藏以富含原油、烃类和H2S等还原性气体为成分特征;金顶古油气藏中H2S等还原性气体的聚集及其导致铅锌硫化物快速集中沉淀是大规模成矿的关键,成藏—成矿是金顶穹窿中一个连续发生、发展的动力学过程,成藏是成矿的前提。

塔河油田奥陶系碳酸盐岩储集体特征

1990年发现中国第一个古生代海相特大油田——塔河油田后，油气勘探开发取得了重大进展，到2011年累计探明油气储量达12×10^8t油当量，但是由于碳酸盐岩缝洞型储集体十分复杂，纵横向变化大，给开发工作增加了很大难度。在近年研究成果和勘探开发资料的基础上，进一步研究了塔河油田奥陶系沉积微相、碳酸盐岩储集体特征，包括沉积特征、古岩溶储集体类型、缝洞充填特征等，并提出了油气勘探开发有利区的研究方向。

巨型整装孔隙-孔洞型碳酸盐岩疑难油层解析

DZ油田X储层类型为孔隙-孔洞型,前期研究DZ油田X地层发育优质油层,但纵向上储层连续性差,其间很可能被致密层或者干层所封隔。通过测井精细解释技术研究,重点加强了储层有效下限、油水敏感性等基础性分析,明确了利用正逆累积法和累积油气体积法确定储层下限的可靠性,阐述了Pickett图版和电成像孔隙度频率分布谱是判别孔隙-孔洞型碳酸盐岩储层流体性质的最有效方法。研究成果首次在该地区得到广泛应用,成功发现了含少量铁粉的低电阻率油层、低泥质含量的高含有机质油层,进一步证明了该油藏储层纵向上分布的连续性,为DZ油田X地层220亿桶巨型油藏的成功探明提供了技术支持。

南美桑托斯盆地深水区古拉绍-1井油气勘探发现及意义

2021年,南美桑托斯盆地深水区风险探井古拉绍-1井获得重大原油发现,地层测试获得日产千吨高产油流,确定了巴西阿拉姆区块超大型油藏的勘探潜力,证实其具有规模商业开发前景。为了更好认识这一重大突破,在区域地质背景分析的基础上,结合油气勘探历程,对古拉绍-1井的构造-沉积背景、油气成藏条件以及油藏特点进行了详细分析。研究结果表明:①阿拉姆区块位于桑托斯盆地阿拉姆—乌拉普鲁(阿—乌)隆起带,与卢拉—苏格(卢—苏)隆起带的卢拉油田隔"湖"相望,具有相似的构造沉积背景;盆地中央大型古隆起为碳酸盐岩沉积提供了有利条件。②阿拉姆区块邻近主力生烃凹陷,油源充足。③继承性古隆起控制了湖相碳酸盐岩储层连片分布。④盐岩、盐上灰泥岩和泥岩对油藏形成了多重有效封盖。⑤盐下背斜圈闭规模大,为有利油气指向区。⑥古拉绍-1井油藏属于低CO_(2)、低H_(2)S中质油超压油藏。古拉绍-1井的成功钻探是巴西桑托斯盆地盐下核心区向外围区拓展取得的重大突破,是中国石油天然气集团有限公司(中国石油)坚持海外风险勘探的重大成功,是中国石油海外深水油气合作发展的又一成功实践,对巴西桑托斯盆地盐下油气勘探工作以及中国石油深水油气业务发展战略具有指导意义。

南海中南部区域储层分布规律及油气成藏模式

目前鲜有以南海中南部区域作为整体开展油气成藏模式研究.在前人研究基础上,结合构造演化、烃源岩研究,重点分析了油气分布特征,解剖了大中型油气田,开展了南海中南部区域碎屑岩储层和碳酸盐岩储层分布规律及油气成藏模式的系统研究.碎屑岩储层主要分布于万安盆地西侧、曾母盆地南侧和文莱-沙巴盆地,渐新世至上新世自南海中南部西南缘-南缘-东南缘主力碎屑岩储层分布层位逐渐变新;碳酸盐岩储层主要分布于万安盆地东部、曾母盆地中北部、礼乐盆地和巴拉望盆地.南海中南部区域迄今发现的54个特大型-大型油气田中,有碎屑岩油气田32个,碳酸盐岩油气田22个,储量合计为46.7×10~8 t,占油气总储量的81%.依据烃源岩特征、储层分布特点及典型油气田的成藏规律认识,将南海中南部的成藏模式分为3类:自生自储、砂岩储层富油为主、早期成藏;下生上储、碳酸盐岩储层富气为主、晚期成藏;自生自储、砂岩储层内油气并存、晚期成藏.