非传统油气资源:现实且潜力巨大的油气勘探开发新领域

依据是否编入目前的石油地质学,将圈闭(油气藏)类型分为传统圈闭(油气藏)和非传统圈闭(油气藏)。与传统圈闭(油气藏)相比,非传统圈闭(油气藏)具有形态特殊、内部结构复杂、储层非均质性强且生储盖组合多变、成藏机理奇特、分布位置更加隐蔽等特征,甚至有的非传统油气藏位于传统石油地质理论认为的禁区。目前发现和开发的非传统油气藏有露头油气藏、断溶体油气藏、断缝体油气藏和断壳体油气藏等,非传统油气藏正逐渐成为油气勘探开发的热点和亮点。我国地质条件和成藏环境极为复杂,仍然有相当数量的圈闭(油气藏)没有收入经典的石油地质学,非传统油气资源潜力巨大,它们多分布在(超)深层、(超)深水、高原、极地、特殊气候地区,甚至盆地外,是现实的油气勘探开发新目标和新领域。

塔里木盆地顺北地区走滑断裂带压扭段和张扭段油气成藏实验模拟及成藏特征研究

近年来,塔里木盆地顺北地区在超深碳酸盐岩取得重要勘探突破,发现了断控缝洞型油气藏。该油气藏具有良好的生储盖组合,走滑断裂不同组合样式对油气运聚具有重要的影响和控制作用。本文选取顺北地区典型走滑断裂压扭段和张扭段开展解析,明确压扭段具有树枝状和树杈状两种断裂组合样式,张扭段具有非对称式和对称式两种组合样式,结合实钻油气藏的开发特征,建立实验模型,进行物理模拟实验,发现断裂带物性、断裂连接关系、供烃强度及缝网系统的发育是影响油气水分布的主要因素,压扭段直接相连主次断裂处于成藏优势区,可作为后期勘探开发的重点。建立了顺北地区压扭段和张扭段不同的油气成藏模式,对深化深部走滑断裂油气运移和成藏理论、指导顺北地区断控缝洞型油气藏的勘探具有重要意义。

玛湖凹陷风云1井陆相深层页岩气勘探突破及其油气地质意义

二叠系风城组是玛湖凹陷主力烃源岩和勘探层系,落实深层—超深层页岩油气潜力对玛湖凹陷勘探具有重要指导意义。基于风云1井风城组页岩气发现及前风城组油气勘探成果,系统分析该井的岩性发育特征、烃源岩成烃条件和储层条件,明确玛湖凹陷风城组页岩油气系统中页岩油、气分布序列特征及油气地质意义。研究表明,风云1井风城组岩性主要为盐岩、页岩与粉—细砂岩等;风城组烃源岩有机质丰度总体较低,其中风一段烃源岩最为发育,平均有机碳含量达1.06%;储层整体致密,孔隙度平均为4.65%,其中云质页岩和灰质砂岩储集性能较好。此外,随深度增大玛湖凹陷风城组具有完整的由页岩油、页岩油气到页岩气的演化规律。前风城组油气来源于超深层的另一油气系统,应是下一步勘探的重要领域之一。

中国与美国氦气地质条件和资源潜力对比及启示

鉴于氦气资源的战略重要性、美国氦气资源条件的优越性及目前中国氦气供需矛盾的严峻性,开展中国与美国氦气地质条件和资源潜力对比显得极为有意义。通过对比中国与美国氦气的地质条件、资源量和储量数据,基于氦气产量历史数据,结合全球氦气需求分析,采用哈伯特模型、高斯模型和资源量-储量约束下的产量预测模型,开展2023—2030年全球氦气产量预测,为中国氦气勘探开发工作提供参考。分析结果:(1)与美国所在的北美地台规模大且构造稳定相比,中国地台规模小且经历多期构造演化,中国氦气分布呈现点多、面广、类型多样的特点;(2)尽管目前国内外对中国氦气的资源量有不同认识,通过对中国与美国含氦天然气资源潜力的对比,表明中国氦气资源丰富,资源量将会随着对氦气勘探程度和认识程度的不断加深而动态增长;(3)预测显示,2023—2025年为中国氦气生产起步发展阶段,2026—2030年为快速增长阶段;(4)对中国氦气勘探开发的4点启示:坚定中国氦气勘探开发的信心、提出并完善适合中国地质条件的氦气富集理论、加大研发氦气勘探开发技术、2030年前中国氦气供应来自国际和中国国内2个渠道。

塔里木盆地北部富满地区超深层走滑断裂带碳酸盐岩油气差异成藏成因探讨

塔里木盆地北部超深层走滑断裂体系海相碳酸盐岩油气勘探开发近年来取得了重大突破,但富满油田油气分布与富集特征差异显著,走滑断裂控制下的超深层油气差异成藏机理尚不清楚。研究了富满地区走滑断裂几何结构及其演化过程,探讨其在油气运聚成藏中的作用,分析油气成藏富集机理,提出了油气富集主控因素。研究结果表明:(1)研究区走滑断裂经历了早期伸展或弱挤压,中期压扭、伸展或平移走滑,晚期定型、继承发育或张扭反转的动力学演化过程。FI5断裂带和FI17断裂带挤压、剪切和拉张应力交替发育,不同部位演化差异明显,FI7断裂带和FI16断裂带以剪切应力和拉张应力为主,演化过程相对简单。(2)演化过程不同的断裂形成了不同的几何结构,造成通源性、输导性与储集性强弱差异配置不同,从而形成了3种不同的油气充注方式。FI5断裂带和FI16断裂带油气以垂向充注为主,FI7断裂带油气以侧向运移调整为主,FI17断裂带为垂向充注-侧向运移复合型。(3)断裂演化过程差异控制了油气充注过程。东部断裂晚期活动性强,喜马拉雅期高成熟裂解气大量充注成藏,形成了“西油东气”的格局。断裂带内不同部位演化过程差异加剧了断裂内油气性质变化的复杂性。(4)垂向充注型油气藏中通源性、输导性和储集性的耦合配置关系控制了油气富集程度,充注期次差异控制了油气性质变化,油气侧向运移为主的油气藏中储集性及侧向连通程度控制了油气富集程度及油气性质的变化。

地层油气高温相态实验一致性检验方法

针对PVT实验一致性检验方法不适用于高温油藏的问题,提出了一种针对高温油气藏相态实验结果一致性的系统检验方法,该方法通过使用高温平衡常数计算法对物质平衡法、Hoffman法进行修正,并综合两者与组分校验法对相态实验的组分数据以及定容衰竭实验数据进行一致性检验,可以更准确地判断实验结果。选取塔里木油田博孜104凝析气样品A和博孜7井区挥发油样品B 2个高温油气藏流体的组分数据与定容衰竭实验数据开展一致性检验,其结果验证了文中方法的有效性和可靠性。该研究对于明确高温下地层油气特别是挥发油和凝析气的相态特征具有重要意义。

杭锦旗地区二叠系储层油气成藏期次及流体势特征

杭锦旗地区是鄂尔多斯盆地北部重要的含油气区,油气成藏期次及流体势研究有利于探究油气充注的世代以及流体势的分布特征,并进一步判定成藏期油气的运移方向。本文以什股壕区块和十里加汗区块5口井的二叠系下石盒子组盒一段储层砂岩为研究对象,基于流体包裹体分析厘定油气成藏期次,并结合流体势理论计算研究区关键成藏期的流体势并揭示油气的运移方向。研究结果显示:什股壕区块盒一段储层油气的成藏时间为132~102 Ma;十里加汗区块盒一段储层油气的成藏时间为132~101 Ma。杭锦旗北部的什股壕盒一段储层油气的流体势为18 128~22 872 J/kg;杭锦旗南部的十里加汗区块盒一段储层油气的流体势为22 975~27 153 J/kg。本文认为研究区二叠系盒一段储层油气成藏时间在早白垩世,十里加汗区块整体的流体势要高于什股壕区块,油气具备由南部向北部运移的趋势。

辽河坳陷清水洼陷古近系沙河街组深层烃源岩特征及油气成藏模式

通过有机碳、岩石热解、氯仿沥青“A”、饱和烃色谱-质谱和流体包裹体等的分析,对辽河坳陷清水洼陷古近系沙河街组深层烃源岩特征和油气成藏模式进行了详细研究。研究结果表明:(1)辽河坳陷清水洼陷古近系沙河街组深层烃源岩主要发育在E2s32亚段、E2s33亚段和E2s4段,其中E2s32亚段Ⅱ小层泥岩最为发育,主要为深灰色厚层泥岩,整体厚度约170 m。(2)研究区深层烃源岩总有机碳质量分数平均可达1.60%,生烃潜量平均值为2.82 mg/g;有机质类型以Ⅱ1—Ⅲ型为主,主要为浮游植物与高等植物混合贡献,为弱氧化—弱还原的湖相咸水沉积环境;烃源岩有机质丰度为0.5%~1.5%,普遍达到大量生烃阶段,部分已达到高成熟演化阶段。(3)研究区深层烃源岩在距今38 Ma时进入生油窗,距今20 Ma时开始生成天然气;流体包裹体显示研究区存在2期油气充注,分别为38~26 Ma和20 Ma~现今,与生烃演化史匹配。

复杂油气藏储层预测方法综述

随着油气勘探不断深入,传统储层逐渐减少,使得岩溶储层、裂缝储层、页岩储层、煤层气等复杂储层成为重要勘探目标。这些复杂储层往往具有多种非均质性特征,包括岩性变化、孔隙裂缝、多介质分布等,导致储层的空间分布和特性变化极为复杂,深入研究复杂储层预测方法具有重要的理论和应用价值。本文重点分析了岩溶储层、裂缝储层、页岩储层和煤层气储层等复杂油气藏的形成机理和勘探难点;系统总结了相关研究的发展情况和应用方法,为相关领域研究人员提供了有益的参考。指出未来复杂储层预测的发展将集中在多源信息融合、数据集成、高分辨率地震技术和人工智能等方向,这些技术的应用有望提高预测精度和效率,为复杂气藏的勘探和开发提供更为全面和有效的支持。

异常高压裂缝性低渗油气藏探测半径计算新方法

异常高压裂缝性低渗油气藏具有岩石孔隙体积压缩系数大且易变化的特点。为了准确计算异常高压裂缝性低渗油气藏的探测半径,利用油气藏压力变化引起的孔隙体积压缩系数、孔隙度和渗透率变化的机理,建立了孔隙体积压缩系数、孔隙度和渗透率计算模型,提出了适合异常高压裂缝性低渗油气藏的探测半径计算新方法。研究发现:对于异常高压裂缝性低渗油气藏,孔隙体积压缩系数在生产过程中随着孔隙压力降低先快速降低,后逐渐平缓。在计算探测半径时,孔隙体积压缩系数、孔隙度和渗透率三者的变化机理均不可忽略,通常会考虑孔隙度和渗透率的应力敏感效应,但如果忽略孔隙体积压缩系数的变化,会严重低估此类油气藏压力传播距离,且产量越大,低估程度越大。研究成果对异常高压裂缝性低渗油气藏试井设计和合理井距确定具有指导意义。

渤海湾盆地济阳坳陷东部深层砂砾岩多类型油气藏成藏机理及模式

渤海湾盆地济阳坳陷东部深层砂砾岩油气展现出良好的勘探前景,深层油气藏类型多样且成藏地质条件与中、浅层差异显著,其差异化地质特征的形成机理制约着深层油气勘探开发的进程。采用镜下薄片观察、储层流体包裹体分析和盆地模拟等方法,分析了深层储层孔隙类型及地层压力存在差异的原因,进而建立了济阳坳陷深层砂砾岩多类型油气成藏模式。结果表明:(1)储层成岩演化揭示了深层储层不同孔隙类型的形成机制,深层砂砾岩储层中原生粒间孔隙的保存为早期油气充注和超压流体共同作用的结果,烃源岩生烃充注酸性流体引发的溶蚀反应是次生溶蚀孔隙形成的关键,储层中超压环境有助于微裂缝发育,形成孔-缝型储集空间。(2)深层流体超压演化受到生烃作用和沉积过程的控制,超压环境的形成取决于保存条件,构造-岩性油气藏中压力的分布受断-砂输导体系调配。在深层常压-弱超压储层中,源-储剩余压力差为稳定和充足的成藏动力;而在超压储层中,源-储剩余压力差随着时间推移逐渐减弱。在断层发育区和垂向连通性强的砂体中浮力是油气二次运移、调整的主要动力。(3)基于生烃-储层-压力对济阳坳陷东部深层砂砾岩油气成藏的耦合控制作用,建立了多期叠置近岸水下扇油气相态垂向分异型、近岸水下扇泥岩顶部及侧向联合封堵型、近岸水下扇-浊积扇近源成藏型3种油气成藏模式。济阳坳陷深层多类型砂砾岩油气藏成藏机理和模式的揭示为后续深入勘探奠定了坚实的基础。

少断裂深水油气成藏模式与有利区优选——以圭亚那盆地上白垩统为例

为明确少断裂深水油气运移机理与成藏富集模式,以圭亚那盆地上白垩统为对象,利用地震、测井、钻井及烃源岩测试分析等资料,研究盆地上白垩统石油地质特征,明确研究区成藏模式,划分勘探有利区。结果表明:烃源岩为土伦阶—康尼亚克阶沉积的巨厚黑色页岩,TOC质量分数为4%~7%,有机质类型以Ⅰ、Ⅱ型为主;储层为坎潘阶—马斯特里赫特阶水道、堤岸、朵叶亚相砂岩;主要盖层为古近纪早期沉积的泥岩与物性较差的巨厚粉砂岩。盆地陆坡区发育砂体叠置—断层斜向型运移体系,形成“源—储紧邻、断—砂匹配、水道聚集”的成藏模式;深水区发育砂体叠置—裂缝垂向型运移体系,形成“源—储分离、缝—砂匹配、高点聚集”的成藏模式。盆地中心深水区烃源岩发育与水道发育叠合区为勘探首选目标,北部堤岸发育与烃源岩发育叠合区或未与烃源岩重合的水道发育地区为勘探的第二选择。该结果对相似地质条件的盆地勘探具有指导意义。

近井地带高含水饱和度对火驱开发效果影响的实验

火驱技术是注蒸汽开发后的有效接替技术,然而注蒸汽后近井地带储层形成的高含水饱和度对火驱的点火、火线推进和开采效果的影响尚未明确。利用燃烧管实验装置将高含水饱和度的油砂填充到注气端附近,以模拟近井地带储层的高含水饱和度,并研究了近井地带储层的高含水饱和度对火驱的点火、火线推进特征及开发效果的影响。结果表明:近井地带储层的含水饱和度高达91.7%时,依然可以实现成功点火,形成有效驱替。近井地带储层的水能起到蒸汽驱油作用,加快火线的推进速度,缩短油墙的形成时间,从而导致火驱受效时间提前,但也会降低火驱过程中的燃料消耗量和氧气利用率,导致火线前缘的燃烧效果变差和原油采收率的降低。研究成果可为蒸汽吞吐后转火驱技术的现场应用提供理论参考。

纳米乳液:性能、制备及在非常规油气开发中的应用进展

从尺寸、制备方法、热力学及动力学稳定性等方面详细地对纳米乳液和微乳液的特点与不同进行了综述,分析了影响纳米乳液稳定性的主要因素及失稳机理。系统介绍了纳米乳液的制备方法、驱油与助排机理,对其影响因素进行了总结,并对纳米乳液在非常规油气藏开发中的应用现状进行了综述。开发新型低成本、高效的制备方法及研究新型耐温耐盐型纳米乳液是下一步研究的主要方向。

次生水体对火驱开发效果影响的实验

针对注蒸汽开发产生的次生水体对火驱开采效果影响尚不明确的问题,利用燃烧管实验装置,将不同含水量的油砂填充到燃烧管的中间部分,以模拟储层中的次生水体,研究次生水体对火线的传播特征和火驱开发效果的影响。结果表明:次生水体有利于提高火线的推进速度,但会降低火线的燃烧稳定性。当次生水体的含水饱和度高于75.4%时,火线穿过次生水体后难以稳定地推进至生产井,导致开发效果较差;含水饱和度低于50.0%且有一定含油量的次生水体对火驱的开发效果影响不大,火线可以穿过次生水体并稳定推进。研究结果对认识储层中次生水体对火线的稳定推进、火驱开发效果的影响具有重要意义,可为注蒸汽开发油藏火驱技术提供理论参考。

哈萨克斯坦Marsel探区叠复连续气田形成、分布与探测及资源储量评价

Marsel探区位于哈萨克斯坦境内的楚-萨雷苏盆地,面积1.85×104km2,主要发育泥盆系、石炭系、二叠系地层。前苏联时期经35年勘探发现天然气储量137×108 m3;加拿大Condor公司开展5年勘探发现天然气储量60×108 m3;中科华康石油公司获得探矿权后,委托中国石油大学(北京)和中国地质大学(北京)相关力量进行了为期近3年的研究。应用叠复连续油气藏成因模式,结合对已有资料的重新处理与解释,研究了地层展布特征、构造演化特征、生储盖组合特征和油气运聚特征,预测出探区内存在一个广泛连续分布、面积超过2 500km2的含气区。通过77口探井的钻探结果分析、相关测井资料中含气层重新解释、地震资料中各目的层含气性特殊处理和追踪、与国内外叠覆连续气藏产状特征比较,检测到Marsel探区内南哈气田的存在并厘定了含气边界、含气范围和含气层有效厚度分布。基于国际PRMS系统评价出南哈气田可采天然气资源储量最佳估值达18 049×108 m3,国际评价公司(GCA)审定当前条件下已达到天然气3C级别可采资源储量为5 159×108 m3。南哈气田位于中亚腹地的哈萨克斯坦境内,距中国已建成的第3条输气管线不到150km,其发现将启迪在中亚仍至世界其他地区发现更多类似的非常规叠复连续的油气资源,为建设新丝绸之路经济带作出重要贡献。

相—势—源复合控油气成藏机制物理模拟实验研究

含油气盆地的地质相、流体势、烃源灶是影响圈闭含油气性的决定性因素,三者缺一不可。在各要素满足控藏临界条件下,优相—低势—近源复合指数(FPSI)越高,圈闭含油气性越好。基于相—势—源复合控油气成藏机制开展物理模拟实验研究,结果表明:"源"控制着油气成藏的物质来源,"相"控制着油气成藏的孔隙空间、"势"控制着油气成藏的运移动力,当三者联合作用时能够形成油气藏。实验结果还表明,圈闭外部(盖层)岩相和圈闭内部(储集层)岩相粒径差别越大,越有利于油气在毛细管力作用下从细粒低孔渗的围岩之中进入到粗粒高孔渗的储集层之内聚集成藏,临界条件是:圈闭外部围岩颗粒粒径较圈闭内部储集层颗粒粒径小2倍以上,或外部毛细管力较之内部大2倍以上,也即外部界面势能较内部高2倍以上;圈闭外部烃源岩含油气饱和度越高,越有利油气进入圈闭内部储集层中聚集成藏,临界条件是外部源岩的含油气饱和度达到和超过5%。

联探并采:非常规油气资源勘探开发持续发展自我救赎之路

非常规油气资源要实施大规模工程措施才能获得经济产量,但增加作业成本导致勘探开发利润微薄,加之安全环保要求日益严苛、油气价格低位徘徊,对投资者的信心造成了不小的打击,迫切需要用非常规的思维来指导非常规油气资源的勘探开发活动。为此构想:集成适合多种油气资源勘探开发的研究方法和作业技术,实现多种资源信息一并分析、多种资源作业一同施工、多种资源产出一起采集,把通常认为同井开采多种资源相互干扰降低单井产量的顾虑变成相互利用提高单井产量的动力,即多种油气资源联合勘探、一并开发,简称为联探并采。主要依据是油气资源赋存状况决定了联探并采的必然性,技术发展奠定了联探并采的可行性,目前的能源环境决定了联探并采的艰巨性和长期性。结论认为,尽管面临诸多困难,但上述构想不失为一种可行的选择,其实施效果表现为投入相对减少、产量相对增加、企业利润增加、投资者信心提升、能源综合利用效率提高、能源供给状况得以改善,对企业和国家均利大于弊。

含油气盆地致密砂岩类油气藏成因机制与资源潜力

通过对典型致密砂岩油气藏的解剖,并结合成藏过程中油气排运时期和储层致密演化时期匹配关系分析,确定含油气盆地深部发育致密常规油气藏、致密深盆油气藏、致密复合油气藏3种不同类型的致密砂岩类油气藏;在此基础上采用理论计算对中国致密砂岩油气资源进行评价。结果表明:沉积盆地内部实际存在的油气资源量比以往认识和评价的结果大很多,目前中浅部见到的和已发现的常规油气资源不到盆地内富集资源总量的25%,大于75%的油气资源富集在孔隙度小于12%、渗透率小于1×10-3μm2的致密砂岩储层内;在致密油气资源中,致密常规油气资源大致超过油气总资源的25%,致密深盆油气资源超过50%;致密油气资源是含油气盆地挖潜勘探和可持续发展的最主要方向。

海相碳酸盐岩层系油气资源类比评价方法与参数体系——以塔里木盆地奥陶系为例

海相碳酸盐岩层系油气资源丰富。由于油气成藏与分布的特殊性,碎屑岩层系中建立的油气资源类比评价方法与参数体系不适用于碳酸盐岩层系。围绕有效储层这一控制碳酸盐岩层系油气资源分布主要因素,以塔里木盆地塔中、塔北隆起奥陶系为解剖对象,建立了有效储层体积丰度法和有效储层面积丰度法2种适应海相碳酸盐岩层系油气资源评价类比方法;开展了资源评价的参数统计,建立评价关键参数分布模型。通过对64项地质要素的解剖,确定了21项适用于海相碳酸盐岩层系油气资源评价的类比参数,并以此建立了塔里木盆地海相碳酸盐岩层系3种典型有效储层的类比参数体系及参数取值标准,为碳酸盐岩层系油气资源的类比评价奠定了基础。