英台断陷深层的气源条件及勘探潜力

为了评价和认识天然气勘探已获重大突破的松辽盆地深层中部断陷带之外断陷的勘探潜力,利用龙深1井风险探井的分析资料,从定性评价和定量计算的结合上,对英台断陷的气源条件和勘探潜力进行了系统研究。结果表明:英台断陷深层营城组、沙河子组不仅暗色泥岩较为发育、残余有机质丰度较高、有机质普遍处于有利于大量成气的高—过成熟阶段,而且有机质类型并不像前人认为的那样以III型有机质为主,而是以绝对成气潜力更高的Ⅱ1、Ⅱ2型为主,这进一步提高了深层断陷的成气潜力;恢复之后的有机质原始丰度和原始生烃潜力更高,体现了恢复对客观评价高—过成熟源岩的重要意义;初步的定量评价表明,英台断陷的天然气资源量为(938～3758)×108m3,具有形成大中型气田(群)的气源条件。这也可能意味着松辽盆地除了中部的徐家围子和长岭断陷之外,其它断陷也具备值得重视、探索的勘探潜力。

松辽盆地扶新隆起带南部扶余油层油气运移机制与成藏模式研究

应用流体包裹体均一温度、埋藏史、古构造演化及构造运动时期等资料,确定扶新隆起带南部扶余油层成藏期主要为嫩江组沉积末期和明水组沉积末期。成藏期,源内区域油以垂向"倒灌"运移为主,青一段超压是油气向下"倒灌"运移的动力,油源断裂是油气向下"倒灌"运移的输导通道;源边、源外区域油以"复式"运移为主,源内区域生成的大量油首先沿油源断裂垂向运移至源内区域的储集层内,再通过一定的优势输导通道长距离侧向运移至源边或源外区域的有效圈闭内成藏。在此基础上,提出扶新隆起带扶余油层不同区域的3类成藏模式,即:源内"先直排倒灌,后短距离侧向分配",源边"斜坡带断层遮挡"及源外"复式聚集,长距离侧向运移"的成藏模式,为扶新隆起带南部扶余油层油气富集区优选提供了重要的地质依据。

长春弱挥发油油藏的开发经验

长春油田是 1988年发现的弱挥发油油藏 ,油田属于断块油气藏 ,油田开发采取边外注水 ,高速开发的政策。1990年达历史最高年产油量 6 3.4× 10 4t,1994年降为 7× 10 4t,1999年已降到 2 .85× 10 4t,综合含水从初期的不含水增大到 86 .3% ,油田处于晚期开发。油田开发表现的特征与溶解气驱开发类似。预测采收率仅为 2 7%左右 ,较数值模拟理想方案低 2 3%。针对以上问题 ,阐述了该油藏的地质特点和烃类流体类型 ,总结了油田开发的历程、开发特征和开发经验。提出了开发挥发油及弱挥发油油藏 ,保持饱和压力以上是开发好此类油藏的关键 ,应列为此类油藏开发的最重要原则。

长岭断陷深层烃源岩条件及勘探潜力评价

作为松辽盆地南部最大的断陷,长岭断陷深层天然气勘探已取得重大突破。为了评价和认识长岭断陷深层天然气勘探潜力,进一步明确勘探方向,根据深层源岩的地化分析资料,生烃热模拟实验结果,利用化学动力学方法,从定性和定量两个角度,对长岭断陷深层的气源条件和勘探潜力进行系统研究。结果表明,长岭断陷深层发育大套暗色泥岩,其中沙河子组残余有机碳丰度普遍较高,类型基本为Ⅱ1型和Ⅱ2型,主要处于高熟—过熟阶段,具有较高的生气潜力。长岭断陷营城组和沙河子组共生气22×1012m3,沙河子组生气量占到2/3以上,这意味着长岭断陷深层应围绕沙河子组生烃强度高的区域进行天然气勘探。

浅水湖盆河控三角洲短期基准面旋回结构样式与沉积演化:以松辽盆地扶新隆起带南部扶余油层为例

利用22口取心井岩心资料和830口井的录井、测井资料,系统分析松辽盆地扶新隆起带南部扶余油层浅水湖盆河控三角洲体系的短期基准面旋回界面类型、成因特征、结构样式及分布模式,总结出扶余油层的沉积层序演化模式。研究结果表明:(1)扶余油层短期基准面旋回界面类型主要有基准面下降至基准面上升转换面、基准面上升至基准面下降转换面和基准面旋回界面对比局部参照等时面;(2)短期基准面旋回结构样式可分为3大类7亚类,即向上"变深"非对称型旋回(可分为2亚类)、向上"变浅"非对称型旋回(可分为2亚类)和对称型旋回(可分为3亚类),以向上"变深"非对称型旋回为主;(3)扶余油层划分为1个长期基准面旋回的上升半旋回、4个中期基准面旋回、13个短期基准面旋回,其在总体水进的背景下,主要经历4个变化阶段:早期的缓慢上升阶段、中期的快速上升阶段、中后期的缓慢上升阶段及末期的快速上升后略有下降阶段,近似对应于识别出的4个中期基准面旋回层序。在这4个阶段的变化过程中,依次发育高能河控三角洲分流平原、低能河控三角洲平原、河控三角洲分流平原近岸沉积区及三角洲前缘前三角洲沉积。

红岗北地区扶余油层河流三角洲体系高分辨率层序地层划分与单砂体等时对比

针对河流三角洲体系高分辨率层序地层划分与单砂体等时对比难点,提出区域标准等时面和局部参照等时面两个级次的层序划分与对比界面,并探讨了河流三角洲体系地层的划分与精细对比方法。依据岩心、钻井及测井等资料,将红岗北地区扶余油层划分为2个长期旋回的半旋回、4个中期旋回和20个短期旋回,建立了红岗北地区扶余油层单砂体级高分辨率层序地层格架,并在等时地层格架内完成单砂体等时追踪。层序地层分析表明,基准面的变化控制着红岗北地区扶余油层垂向沉积演化、单砂体展布规律、砂体的几何形态和储层的分布特征;扶余油层下部为基准面下降期的水退进积地层模式,中部为基准面下降期到上升期的转换时期,上部为基准面上升期的水进退积地层模式。

扶新隆起带南部扶余油层高分辨率层序地层分析

依据岩心、录井和测井资料,对松辽盆地扶新隆起带南部扶余油层各级次基准面旋回演化规律及高分辨率层序地层模式进行研究。结果表明:扶余油层发育1个长期基准面旋回的上升半旋回、4个中期基准面旋回和13个短期基准面旋回,地层厚度受继承性古隆起控制向盆地阶梯状减薄;基准面的发育过程经历早期的缓慢上升阶段、中期的快速上升阶段、中后期的缓慢上升阶段及末期的快速上升后略有下降阶段,依次发育高能和低能河控三角洲平原、近岸沉积区、三角洲前缘-前三角洲;扶余油层底部为长期基准面下降至上升转换面,A/S值远小于1,砂体几何形态以多层式为主;随着基准面上升,A/S增加,原始地貌要素保存程度的增强导致河道沉积以侧向加积为主,砂体以孤立式为特征;向上变深的非对称型中期基准面上升半旋回早期主要发育厚层分流河道沉积,构成扶余油层的主要储集砂体。

英台断陷深层天然气成因分析及气源对比

松辽盆地南部深层天然气资源丰富,但其烃类气既存在有机成因气(包括油型气和煤型气),亦存在无机成因,还存在混合成因,在同位素序列上常表现为部分倒转和完全倒转。为了明确英台断陷天然气的成因及来源,根据烃源岩的地化指标、天然气组分、碳同位素以及轻烃指纹对研究区的天然气成因类型加以分析,并进行气源对比。研究表明,英台断陷烃类气为凝析油伴生气和煤型气的混合,其中南部洼槽天然气主要来自于沙河子组,而北部则来自于营城组。通过判定天然气成因的类型和识别气源方向,有利于加深对英台断陷深层天然气成藏条件和成藏模式的认识,从而为研究天然气藏的分布规律,以及下一步的天然气勘探指引方向。

加热温度对含蜡原油胶凝过程微观机理的影响

加热温度是含蜡原油胶凝程度的主要影响因素。基于油品实验基本物性数据,选取与实验原油实际分子结构较接近的蜡晶、胶质和沥青质分子模型构建含蜡原油体系,应用Materials Studio软件进行分子动力学模拟,研究加热温度对含蜡原油胶凝过程微观机理的影响。结果表明:含蜡原油凝点温度可由密度—温度曲线和自扩散系数—温度曲线综合判断;加热温度降低时,含蜡原油体系分子链由直链转变为卷曲状态且在凝点时发生明显变化;蜡晶同种分子间的聚集是含蜡原油胶凝的主要影响因素。蜡晶分子间的径向分布函数(RDF)存在峰值且集中,使凝点恶化的加热温度RDF峰值明显升高。该结果从分子间作用机理上为含蜡原油胶凝体系流变特性的影响规律研究提供依据。

致密油微观充注动态过程及控制因素

致密储层微观结构影响着原油在储层中的充注行为,制约着致密油的富集和分布规律。基于致密油充注模拟、恒速压汞、扫描电镜与核磁共振等实验,文章定量表征致密储层的原油充注行为和孔喉结构特征,剖析成岩作用、自生矿物生长形态以及孔喉结构特征对原油在致密储层中充注行为的影响。研究表明,原油充注过程可分为3个阶段:充注启始阶段、快速充注阶段和缓慢充注阶段,这是充注过程中驱替压力与毛管力的动平衡以及主要储集空间分布的结果。其中,快速充注阶段又存在两种增长模式,即持续增长模式和跳跃增长模式,这两种模式揭示了主流喉道半径分布特征的差异。通过分析发现,压实、胶结、溶蚀、自生矿物生长等成岩作用极大程度上影响着储集空间和喉道半径的尺寸和分布,决定了致密储层品质的优劣。故此,在油源充足的条件下,具备足够的驱动力和品质优良的储层,是致密油富集的关键,而开启的断层/微裂隙附近的砂体正是满足这些条件的有利区带。