涪陵页岩气勘探开发重大突破与启示
摘要：中国海相页岩气分布领域广,资源丰富,但与北美相比,具有页岩时代老、热演化程度高的特点;同时由于经历多期次的构造改造,具有保存条件和埋深差异大的特殊性。针对这些特点和特殊性,提出了生烃条件、储集条件和保存条件为核心的页岩气＂三元富集＂理论。以此为指导,中国石化集团公司的页岩气勘探向四川盆地及其近缘聚焦,确定川东南地区下志留统是首选的页岩气勘探突破领域。建立了海相页岩气区带和目标评价方法,优选涪陵焦石坝构造为页岩气突破目标,2012年部署钻探焦页1井,一举发现了中国首个大型页岩气田——焦石坝龙马溪组海相页岩气田。同时,借鉴、集成和研发关键技术,形成了中、浅层海相页岩气钻井技术和大井段分段压裂的海相页岩储层改造技术。在勘探开发一体化的工作思路指导下,通过精细高效的组织管理实现焦石坝大型页岩气田的快速高效开发。徐家围子断陷火山岩天然气盖层差异特征
摘要：通过分析松辽盆地徐家围子断陷营城组火山岩气藏上覆岩层的岩性、物性、空间位置及厚度等差异分布规律,确定了火山岩天然气盖层的类型及划分标准,探讨了各类型盖层的空间分布规律、天然气封闭性及其对气藏发育控制作用的差异性。分析结果表明,徐家围子断陷营城组火山岩天然气藏盖层具有3种类型：Ⅰ型为顶部泥岩盖层,Ⅱ型为顶部致密火山岩盖层,Ⅲ型为上部致密火山岩夹层盖层。其中,Ⅱ型和Ⅲ型盖层岩性均含有火山熔岩及火山碎屑岩两类岩性,且伽马及密度测井曲线都显示高值特征;二者测井响应主要区别在于空间分布位置上的差异,Ⅱ型盖层位于火山岩顶部,而Ⅲ型盖层则位于火山岩段上部,其上还覆盖低密度火山岩段。Ⅱ型盖层覆盖面积大,空间连续性好,排替压力最大可达8.8 MPa,相同盖层厚度条件下所对应单井日产气量最高,可达36.6×10^4m^3;Ⅰ型盖层覆盖面积次之,且主要发育在断陷边部地区,排替压力最大为6.9 MPa,覆盖范围内单井日产气量最高为23.2×10^4m^3;而Ⅲ型盖层分布区域内致密封盖层之间空间连续性较差,盖层排替压力大部分在4.75 MPa以内,单井日产气量最高仅为12.8×10^4m^3。Ⅱ型盖层对天然气具有更强的封盖作用,Ⅰ型盖层次之,Ⅲ型盖层封盖能力最差。各类型盖层封盖能力的差异性控制着火山岩气藏的形成与富集。运用流体包裹体资料探讨鄂尔多斯盆地姬塬地区长9油藏史
摘要：鄂尔多斯盆地姬塬地区三叠系延长组长9油层组是该区油藏发育的重点层位。在区域地质研究的基础上,通过流体包裹体偏光-荧光观察、均一温度测试、荧光光谱及红外光谱等分析方法,结合埋藏热演化史资料,确定了姬塬地区长9油藏的充注期次。分析表明,长9储层烃类包裹体物理相态主要为发绿色、黄绿色荧光的液态烃、含气烃的液态烃两类。与其共生的盐水包裹体均一温度分布连续,具有明显的单峰分布特征,对应温度为100-120℃,盐度分布也较集中,峰值区间NaCl浓度为3%-5%,表明发生过一期连续、流体性质和交换作用变化不大的烃类运移、充注过程。同样,石油包裹体荧光光谱及红外光谱特征及参数统计结果也佐证了姬塬地区长9储层经历了一期烃类充注,充注的有机质成熟度较高,烃类包裹体荧光光谱主峰波长、形态相似,波峰近似,λmax为495 nm,对应绿色、黄绿色荧光区。结合研究区埋藏史、地热史综合分析得出,姬塬地区长9原油充注过程发生距今120-130 Ma,即早白垩世中、晚期为主要的油气成藏期。南堡凹陷沙三段致密砂岩气成藏条件
摘要：在对烃源岩和储层基本特征分析的基础上,采用生烃潜力法恢复了烃源岩的排烃历史,并从数值模拟的角度研究了储层孔隙度的演化历史。结果表明,渤海湾盆地南堡凹陷沙河街组三段具有良好的致密砂岩气成藏地质条件：中等-好的供气源岩和广泛分布的致密储层,烃源岩与致密储层紧密相邻,天然气成藏时间和储层致密时间配置较好。烃源岩的排气高峰时间是在馆陶期到明化镇早期,储层致密的时间是馆陶末期到明化镇早期。在生烃增压造成的气体膨胀力作用之下,天然气可近源聚集在紧邻烃源岩分布的致密透镜状岩性砂体中,形成连续型致密砂岩气藏。海拉尔盆地呼伦湖凹陷热演化史恢复
摘要：呼伦湖凹陷是海拉尔盆地油气勘探的重要接替区。该凹陷沉积厚度大,地层发育全,主要烃源岩层是南屯组,其次是铜钵庙组和大磨拐河组,生油条件十分优越,然而至今尚未对其热演化史进行系统研究。呼伦湖凹陷现今地温梯度为30.7℃/km,属于中温型地温场。根据镜质体反射率、包裹体测温和磷灰石裂变径迹法恢复呼伦湖凹陷的古地温梯度为42-56℃/km,大于现今地温梯度值,古地温高于今地温。古地温恢复及热史模拟表明,呼伦湖凹陷在伊敏组沉积晚期（约90 Ma）达到最高古地温,古近纪-新近纪以来是一个降温过程,下白垩统烃源岩热演化程度主要受古地温场控制。古地温演化史结合含油储层自生伊利石测年结果表明,伊敏组沉积晚期应该是呼伦湖凹陷一次非常重要的油气成藏期。伊敏组沉积晚期凹陷发生抬升剥蚀,地层温度降低,烃源岩埋深变浅,生烃强度减弱。断层对南堡凹陷潜山油气藏的控制作用
摘要：断块型潜山油气藏是渤海湾盆地的一种重要油气藏类型,断层对该类油气藏具有重要的控制作用。为了揭示断层对南堡凹陷断块型潜山油气聚集与保存的作用,利用三维地震、钻井、测井等资料进行断层面形态的刻画、断层封闭性的计算及断层对储层改造作用的分析,重点剖析了南堡凹陷内5条断层对油气的优势运移通道、油气保存、油气的储集空间等方面的控制作用。研究结果表明：①油气的运移方向受断层面形态的控制,汇聚型输导体系有利于油气的运移,且断层面曲率大的部位试油中可获得较高的产能;②成藏期后断层的启闭系数控制着油气的保存及现今的含油气性,潜山顶部的断层启闭系数小于1时,断层纵向封闭好,油气保存条件好,后期含油气性高,大于3时,断层纵向封闭差,油气向浅部运移;③断层改造潜山储层的储集性能主要体现在裂缝的差异性分布,储层的裂缝密度与其距二级断层的距离呈现出较好的负相关性,且在一定程度上储层产能随裂缝密度的增加而增大。渤海湾盆地辽河西部凹陷古近纪变形特征及成因
摘要：辽河西部凹陷位于渤海湾盆地东北部,其古近纪构造演化与成因机制研究不仅对油气勘探具有指导作用,同时对深入分析渤海湾盆地和郯庐断裂带的成因演化也具有启示意义。通过三维地震资料系统解释和编图、同沉积断裂系统与沉积厚度关系分析、断层活动强度统计等方面研究,认为辽河西部凹陷在古近纪经历了早期伸展和晚期走滑两期变形叠加过程。早期伸展变形发生在始新世,包括初始断陷期（Es^4）和强烈断陷期（Es^3）两个阶段,形成北东向主干断层及东断西超的半地堑世组合,控制北东向沉积中心的展布;晚期走滑变形发生在渐新世东营期,使先存北东走向基底断层发生右旋走滑位移,并诱导盖层形成近东西向新生正断层组合,从而形成南部张扭沉降、北部压扭隆升的构造格局。Es^1-2期是从伸展变形向走滑变形发展的过渡时期,构造活动微弱。区域构造应力场分析和沙箱实验证明,始新世北东向伸展断裂系统受太平洋板块俯冲产生的北西-南东向弧后拉张作用控制,而渐新世走滑断裂系统则受郯庐断裂右旋走滑作用控制,动因来源于印度-澳大利亚板块向欧亚板块俯冲作用产生的远程效应。济阳坳陷古近系孔店组高频韵律旋回沉积记录及成因
摘要：济阳坳陷古近系孔店组发育一套紫红色泥岩、灰色粉砂岩以及膏质泥岩等岩相组合的高频韵律旋回沉积。利用测井资料、录井剖面、岩心观察以及为地球化学元素等手段,对济阳坳陷古近系孔店组高频韵律旋回沉积机制进行了深入研究。结果表明,济阳坳陷孔店组旋回沉积记录包括颜色米级旋回、粒序米级旋回和非粒序米级旋回;发育6种岩相组合类型及23种岩相组合,共划分出276个米级旋回,旋回最大厚度为29.6 m,最小厚度为1.48 m,平均厚度为6.28 m;利用Fisher图解和测井曲线频谱分析,得出岁差周期为19.2-23.4 ka,斜率周期为39.1-51.4 ka,偏心率主要周期95.3-403.1 ka。该差值与古近纪超短期旋回、短期旋回和中期旋回的时间差基本一致,证实了孔店组湖泊相旋回沉积受控于米兰科维奇旋回。除此之外,旋回发育时期的古气候、沉积水介质的共轭震荡、物质供应等沉积动力因素也影响了旋回的发育过程。最后,建立了济阳坳陷古近系孔店组低水位干旱时期和高水位潮湿时期的旋回沉积动力模型,探讨了米兰科维奇旋回控制下旋回沉积的原始沉积动力和古环境面貌。东营凹陷砂岩储层自生高岭石发育特征与成因机制
摘要：通过大量薄片鉴定、岩心观察以及扫描电镜、粘土矿物粉晶衍射等分析测试手段,对东营凹陷砂岩储层中发育的高岭石的分布、产状以及镜下特征等进行了分析。结果表明,研究区砂岩储层中高岭石有自生和陆源两种成因。自生高岭石在储层中较为常见,其微观特征表现为结晶形态完整,呈典型的书页或蠕虫状充填于粒间孔和长石颗粒溶孔内,在铸体薄片中可见自生高岭石集合体呈＂斑状＂的聚集充填特征。陆源高岭石在研究区较为少见,一般在浅层出现,是在沉积过程中与碎屑颗粒等非粘土矿物同时形成。在上述研究的基础上,对自生高岭石成因机制进行了讨论,认为东营凹陷砂岩储层中长石类矿物的溶蚀作用是自生高岭石形成的主要物质来源。研究区粒度大、分选好的砂岩储层中高岭石含量较高,说明除酸性的流体环境和一定的物质供应外,流体动力条件也是自生高岭石形成的重要控制因素。川西凹陷新场气田须家河组二段砂岩岩体破裂特征
摘要：通过地表露头调查、测井曲线、成像测井、钻孔岩心分析等手段分析了新场地区须家河组二段的裂缝发育特征。须二段储层裂缝以低角度裂缝为主,同时发育斜交缝、高角度缝、网状缝等;裂缝走向主要有NEE,NE和SEE 3个方向,可分成构造剪切裂缝、构造张性裂缝和层理缝3种基本成因类型。在此基础上,根据基础地质资料和构造演化特征建立三维数值计算模型,结合构造地质学关于裂缝与构造应力关系的理论,同时参考研究区现有岩心观察、测井分析、室内试验结果等资料,确定出研究区裂缝发育分布的预测标准。通过计算结果可知：须家河组二段第七、第四、第二砂组岩层顶板中裂缝主要发育在断裂带附近、翼部较陡的转折端及构造高点区域,以低角度剪切缝为主;在构造高点地区,也发育有较多张性裂缝,其研究结果与实际勘探揭示情况基本一致,说明预测模型具有一定的实际应用和参考价值。四川盆地西部晚二叠世吴家坪组沉积体系
摘要：通过详细的野外剖面观察、地层横向追踪与对比、典型沉积剖面实测、系统取样和室内实验分析等方法,首次对四川盆地西部晚二叠世吴家坪组沉积体系进行精细研究,发现早二叠世末发生的东吴运动属拉张背景下的块断隆升,导致西南康滇古陆受古特提斯洋壳的推挤形成物源区,西北广元—旺苍一带伴生拉张沉降形成海槽地堑区,区内地势由南西向北东方向低角度倾斜,间接控制了吴家坪组沉积及岩相展布,显示宽缓渐变的沉积相带特征。研究表明,晚二叠世吴家坪组为早期风化剥蚀界面基础上一次较高海平面北西-南西向海侵的产物,南西至北西方向依次发育剥蚀区及冲积平原-滨岸平原-滨岸沼泽-碳酸盐岩缓坡沉积体系。其中,浅缓坡生屑滩发育区是最为有利的储集相带,其厚度大、分布面积广,且位于广元-旺苍生烃中心附近,具备就近俘获油气的能力。多轮数字地震详查也发现众多潜伏构造,为盆内碳酸盐岩气藏的扩大勘探展示了全新的后备领域。陆相断陷湖盆层序构成样式及砂体预测模式——以南堡凹陷东营组为例
摘要：以渤海湾盆地南堡凹陷东营组为例,通过不同构造带的层序构成样式分析,阐明了陆相断陷湖盆的层序构成样式对砂体分布的控制作用,为陆相断陷湖盆砂体分布预测提供了理论依据。通过南堡凹陷东营组沉积充填时不同构造背景下形成的层序样式及其对储集砂体控制作用的分析,归纳出两种构造背景下的4种层序构成样式,即在北部断坡带构造背景下发育的多断坡带型、单断坡带型和转换带型以及在南部滩海地区斜坡带构造背景下发育的缓坡坡折型。在此基础上,建立砂体预测模式指导储层预测,对确定优质储集体的分布具有指导意义。南堡凹陷碳酸盐岩优质储层发育主控因素与分布预测
摘要：渤海湾盆地南堡凹陷碳酸盐岩潜山油气成藏条件优越,油气富集受地层、构造、储层等多重因素控制,优质储层发育和分布是研究的重点。通过对钻井、测井、岩心等各项资料深入分析,明确了南堡凹陷碳酸盐岩储集空间以溶蚀孔洞为主,主要储层类型为裂缝-孔洞型,裂缝是沟通孔洞的重要通道;碳酸盐岩沉积相带、成岩作用（包括岩溶）、构造作用是碳酸盐岩潜山优质储层发育的主控因素。其中有利沉积相带是储层发育的基础,有利的成岩后生作用是储层发育的保障,有利的构造作用是储层发育的关键。通过细分地层组段开展地震地质储层综合预测,显著提高了储层预测结果的准确性。砂质辫状河岩相与构型特征——以山西大同盆地中侏罗统云冈组露头为例
摘要：砂质辫状河沉积具有极好的储集性能,是重要的油气储层。为了阐明砂质辫状河储层的岩相与构型特征,定量表征构型单元的几何属性和物性特征,采用露头实测、精细构型解释以及实验分析等方法对山西大同盆地中侏罗统云冈组砂质辫状河露头进行了系统研究,共识别出7种岩相类型和5种岩相组合。砂质辫状河中发育河道（CH）、心滩（CB）、边滩（PB）、废弃河道（ACH）及漫溢沉积（OF）5种典型构型单元,以河道和心滩构型单元为主,两者的累积分布频率高达78%。河道构型单元的厚度介于2.5-6.5 m,宽厚比约为25-30,平均孔隙度为7.1%。心滩构型单元的厚度介于2.5-7.0 m,宽厚比约为30-35,平均孔隙度为7.8%。同一沉积时期,砂质辫状河中存在4种基本构型单元组合,分别为CH-OF,CH/ACH-PB,CH-CB-CH和CH/ACH-PB-OF。不同沉积时期的构型单元空间分布可表示为4种基本组合类型及河道构型单元在垂向和横向的重复或叠加。河道和心滩构型单元为砂质辫状河的主要储层类型,但心滩构型单元的规模和储层物性优于河道构型单元。浅水三角洲分流河道砂体沉积特征——以松辽盆地三肇凹陷扶Ⅱ-Ⅰ组为例
摘要：松辽盆地三肇凹陷扶Ⅱ-Ⅰ组隐蔽性岩性油气藏埋藏相对较浅,油气资源极其丰富,已成为下一步致密油勘探、增储上产的重点目标区。三肇凹陷扶Ⅱ-Ⅰ组以浅水三角洲沉积体系为主,相带变化复杂,分流河道砂体构成扶Ⅱ-Ⅰ组的主体储层格架。通过53口井岩心精细观察,利用1000多口测、录井等资料,分析三肇凹陷扶Ⅱ-Ⅰ组浅水三角洲平原分流河道砂体沉积特征,识别出11种岩相类型,根据不同基准面旋回,总结3种岩石相组合类型。研究表明,单一分流河道内部存在泥质、钙质以及含砾粉砂岩3种夹层类型,进而精细解剖单一分流河道内部建筑构型。利用分流河道砂体顶端拉平,建立同期河道砂体及夹层对比模型,从岩性、夹层类型以及测井曲线形态等方面进行对比,探讨了等时地层格架内近井距井间砂体同期分流河道的识别方法及分布规律。在上述砂体对比方法基础上,采用栅状图进行井间砂体对比,结合地震属性分析,刻画单一分流河道砂体平面展布特征,以期能够进一步为致密油藏水平井布置、勘探开发提供地质依据。三角洲前缘水下分流河道单砂体叠置机理及对剩余油的控制——以扶余油田J19区块泉头组四段为例
摘要：以松辽盆地扶余油田J19区块泉头组四段为例,在沉积微相研究的基础上,综合应用岩心、测井、生产动态等资料,对三角洲前缘复合水下分流河道内部的单砂体进行定量识别。研究结果表明,研究区单砂体叠置类型主要包括分离式、叠加式、切叠式、替代式4种垂向叠置样式和间湾接触、堤岸接触、对接式、侧切式、替代式5种平面接触样式,并总结了相应的识别标志。研究区单砂体宽度介于200-800m,单砂体厚度介于4-8m。分离式的叠置砂体顶部剩余油富集;叠加式、切叠式、替代式（垂向）叠置类型的砂体厚度不同、注水方向不同,对剩余油分布范围有较大影响。间湾接触、堤岸接触、对接式的砂体横向不连通,在两个单砂体之间易形成侧翼剩余油富集;侧切式和替代式的砂体,横向连通性好,剩余油不易富集。缅甸若开盆地上中新统-上新统深水沉积层序地层划分及控制因素
摘要：利用三维地震资料对若开盆地上中新统-上新统深水重力流沉积进行了层序地层划分。以海侵-高位域泥岩连续弱反射顶界以及大套水道侵蚀及朵叶体的底界作为三级层序界面,将上中新统—海底地层划分为3个三级层序,分别对应于上中新统、上新统及更新统-海底。以上中新统-上新统为重点研究对象,根据沉积单元的垂向组合特征,将上中新统划分为3个四级层序,上新统划分为2个四级层序,每个四级层序均表现为向上粒度变细、侵蚀减弱、砂岩减少的正韵律特征。三级层序界面基本上与该地区大规模海退相对应,四级层序界面基本上对应于小规模海退面。层序地层发育主要受海平面变化、构造抬升及气候的影响。海平面的周期性变化影响了沉积作用的变化,构造和气候控制沉积物供给量,供给量的不同造成不同四级层序叠加样式不同。此外,构造抬升对该地区气候产生一定的影响,尤其7-8 Ma,青藏高原的快速隆起增强了南亚季风,并使得剥蚀量增加,沉积物供给量增加,朵叶体及水道发育程度增加。水驱油田合理注采压力系统
摘要：合理注采压力系统优化研究是开发水驱油田关键环节之一。以往采用的算法均存在缺陷：①＂吸水、产液指数法＂未考虑注采不平衡问题、油水密度差异及体积系数;②＂吸水、产液指数及注采比法＂未考虑油水密度差异及体积系数;③＂吸水、产液指数比及注采压差法＂不具有理论和实际意义;④＂考虑单井及地层压力变化法＂未考虑注水井启动压力、采油井启动压力对油田开发效果的影响。为解决上述问题,基于水驱油田注采压力剖面,提出了优化研究水驱油田注采压力系统的新方法。与以往的算法相比,新方法综合考虑了注采不平衡、油水密度差异、体积系数、注水井启动压力、采油井启动压力梯度等方面的影响因素。结果显示,新方法可适用于水驱油田任何油藏类型、任何油层压力分布状况条件下的合理注采压力系统参数计算。运用新方法对胜坨油田胜一区沙河街组二段1—3砂组油藏进行了合理注采压力系统参数计算,得出了该油藏合理油、水井数比为1.42,合理地层压力保持水平为17.29 MPa,此时合理采液量为14572.41 m^3/d,比调整前增加12 452.41 m^3/d,合理注水量为15 906.88 m^3/d,比调整前增注13 566.88 m^3/d,提液增注效果显著。研究结果表明,新方法具有较强的适用性和应用前景。
