塔里木盆地东部英南2气藏天然气散失特征

英南2气藏的盖层是特殊的致密砂岩,天然气来自寒武系—奥陶系,为湿气。对侏罗系砂岩碳酸钙胶结物碳同位素的分析认为有20%的碳酸钙胶结物与天然气散失有关,致密砂岩盖层的形成也与天然气散失有关,甲烷的优先散失和消耗可以导致天然气偏湿。利用天然气运聚动平衡模型模拟了英南2气藏天然气的聚集和散失过程,认为英南2气藏是喜山期以来一直处于天然气储量递减的残留气藏。

库车坳陷纵向压力结构与异常高压形成机理

库车坳陷异常压力十分发育,根据实测地层压力数据和声波时差曲线的变化特征,把该坳陷纵向压力结构划分为5个具有不同特征的压力带:正常压力带、第一压力过渡带、第一超压带、第二压力过渡带和第二超压带。各压力过渡带压力梯度明显超过静水压力带和超压带,具有高声波时差的特征,在地质上基本都是区域性盖层;在超压带中,气藏的剩余压力随深度的增加而减小。对坳陷内主要圈闭实测剩余压力与盖层厚度、构造挤压强度、烃源岩排烃强度、埋藏深度的变化(埋藏和剥蚀)等地质因素相关性统计分析表明,构造挤压和流体充注是目前库车坳陷异常高压形成的主要因素,而膏盐盖层的厚度对超压的保持具有至关重要的作用。

地温—地压场特征与油气分布的关系——以辽东湾地区为例

利用辽东湾地区70余口探井实测的静温静压数据以及地震地层压力预测的数据,对该地区地温场、地压场、地温—地压系统特征进行剖析,并探讨了它们与油气分布的关系。该地区目前已发现的大中型油气田多位于辽西低凸起高地温梯度区。辽东湾发育深、浅2个超压体系,浅层超压体系主要对应东三段,深层超压体系主要对应沙三段,油气藏主要位于超压区的边缘或常压区。深、浅2个超压体系在北、中、南部地区发育特征的差异控制油气分布层位的差异性,北部地区沙一、二段是最主要的含油层系,中、南部地区则以东二段为最主要的含油层系。辽东湾发育高压型复式温压系统,上下2套温压系统能量差较大,油气垂向运移动力强,趋向于在温压系统分界附近富集成藏。

烃源岩生烃时效性对油气分布的控制作用——以松辽盆地南部东南隆起区梨树断陷为例

盆地或断陷内油气藏的形成与分布往往受控于生烃中心,但某些特殊地质背景的断陷或盆地因为不同构造位置烃源岩生烃时效性的差异控制油气分布而另具特点。通过对东南隆起区梨树断陷源岩演化史、油源对比的研究,认为深凹带源岩具有2期生烃作用,第一期生烃对现今油气藏没有贡献;第二期生成高成熟天然气为主,在深凹带的储层内成藏;而斜坡带源岩为一期生烃作用,生烃时期晚于深凹带源岩的第二期,以原油为主,主要聚集在斜坡带的储层内。因此不同构造位置的烃源岩生烃时效性不同,并且控制着油气的生成与运聚,进而控制着油气的分布。

溱潼凹陷红庄构造凝析油气地化特征研究

通过凝析油与正常原油及烃源岩的饱和烃、芳烃生物标志物及稳定碳同位素组成特征的对比分析,推测红庄构造古近系CO2气层中的凝析油气不是来源于古近系烃源岩中的有机质高成熟阶段生成的产物,而是来源于深部上古生界烃源岩。深部CO2气体向上运移过程中,经过上古生界烃源岩或储层时,对烃源岩中的沥青或原先存在于储层中原油发生气洗(超临界萃取)作用,导致原油或储层沥青中低分子量烃类选择性地溶解在CO2中,并随CO2气体向上运移进入古近系储层。当溶解在CO2中的烃类化合物向上部运移过程中,由于温度、压力的降低而从CO2中析出,形成了凝析油气。

北部湾盆地福山凹陷CO_2气成因探讨

北部湾盆地福山凹陷油气钻探中发现了高含CO2气的天然气气藏。对CO2气稳定碳同位素、伴生稀有气体氦和氩同位素进行了分析研究,结果显示,福山凹陷CO2气稳定碳同位素偏重,(13CCO2为-5.01^-10.08‰,绝大多数样品大于-7.0‰,为无机成因CO2气特征;伴生稀有气体氦同位素3He/4He值为(4.74~5.03)×10-6,R/Ra值为3.38~3.59;伴生稀有气体氩同位素40Ar/36Ar值为1881~2190,也显示出幔源或壳幔混合CO2气的特征。综合判定认为,福山凹陷CO2为壳幔混合成因。始新统流沙港组岩浆岩体分布特征与CO2气藏分布范围基本一致,也表明幔源—岩浆可能是福山凹陷CO2气的主要来源。与南海北部边缘盆地其它地区如珠江口盆地西部、琼东南盆地东部CO2气成因一致,都为幔源—岩浆来源,或壳幔混合来源。

苏里格地区上古生界有效储层的确定

苏里格地区上古生界蕴藏着丰富的天然气资源,但在纵向上各沉积地层中的天然气富集程度不同,其主要影响因素是储层特征的不同。文章对比研究了苏里格地区气藏和非气藏储层特征,发现二者之间存在明显差异。气藏储集砂岩形成于水动力条件较强的河流心滩沉积环境,沉积物较粗,经历了较弱的压实压溶作用和较强的溶蚀作用,储层平均孔隙度和渗透率较高;而非气藏沉积岩性较细,形成于水动力条件较弱的河流泛滥平原等沉积环境,经历了较强的压实压溶作用和较弱的溶蚀作用,储层平均孔隙度和渗透率较低。最后,确定了气藏有效储层的下限值,即孔隙度为5%,渗透率为0.15×10-3μm2。

成像测井资料在构造裂缝预测和评价中的应用

成像测井的成本很高,油田中做成像测井的井数量十分有限,如何充分利用有限的成像测井资料进行构造裂缝的预测和评价是其中的重要课题。在对成像测井资料特征及其裂缝检测机理分析的基础上,结合构造解析和裂缝分布规律理论,以及在渤海湾盆地利用成像测井资料研究裂缝的具体实践,提出了利用成像测井资料进行储层构造裂缝预测和评价的思路和方法,包括如何利用成像测井资料来确定裂缝的成因、性质、形成时期及裂缝的纵向分布规律,预测裂缝的有效性、有效裂缝的方位和倾角。该方法的核心是利用构造解析方法,在正确认识和划分油气藏的构造演化阶段及其构造变形特征的基础上,对成像测井识别的裂缝与不同期次的构造变形进行科学的配套和分期。该套方法在渤海湾盆地区潜山裂缝油气藏的裂缝研究中得到了应用。