致密大油气田成藏模式

<正>根据对国内外致密油气聚集成藏特征的分析,提出致密大气田存在3种成藏模式,即连续型(深盆气型)、准连续型和不连续型(常规圈闭型)。与连续型油气藏相似,准连续型油气聚集也表现为:油气分布面积较大,无明确边界,也无边底水;源、储邻近,广覆式分布;油气运移主要为非浮力驱动,运移动力主要为异常压力、扩散作用力和毛细管压力,浮力作用受限;运移的方式主要为非达西流,以涌流和扩散为     

对油气运聚若干问题的再认识

在一次沉降的生烃盆地中, 油气的运聚作用是一个具有幕式特征的、连续的分异过程, 该过程可以在(20~40)×106 a 中完成。达西流和扩散流在泥岩中的速率分别为3~15 m/106 a 和4~18 m/106 a, 它们可以同时存在且相互转换。油气运移的优势通道和优势通道方向, 在概念上有所不同, 前者受岩石组构控制, 后者受沉积相和构造形态控制。初步研究显示约有70%以上的油气田位于优势运移通道方向上。圈闭的封盖强度与闭合度是决定地下油气分布的主控因素, 可将它们的组合划分为3 种类型。砂岩透镜体成藏是多种动力相互作用、多种相态转换的结果, 并与泥质源岩的质量和厚度以及砂体物性和产状密切相关。成藏期主要是指油气向圈闭中充注和在圈闭中不断富集直到充满为止的这一时间段, 可用流体包裹体均一温度直方图是否呈连续分布来划分成藏期。全球石油储量与大油田的中值年龄分别为29×106 a 和35×106 a, 平均生存年龄分别约为41×106 a 和55×106 a. 大中型油田和气田的平均自然年龄分别约为120×106 a 和70×106 a.     

论致密大油气田成藏模式

根据对国内外致密油气聚集成藏特征的分析,提出致密大油气田存在3种成藏模式,即连续型(深盆气型)、准连续型和不连续型(常规圈闭型)。与连续型油气藏相似,准连续型油气聚集也表现为:油气分布面积较大,无明确边界,也无边底水;源、储邻近,广覆式分布;油气运移主要为非浮力驱动,运移动力主要为异常压力、扩散作用力和毛细管压力,浮力作用受限;运移的方式主要为非达西流,以涌流和扩散流为主。所不同的是:准连续型油气聚集由多个彼此相邻的中小型油气藏组成,油气呈准连续分布;油、气、水分布比较复杂,无显著油、气、水倒置;油气充注以大面积弥漫式垂向排驱为主,初次运移直接成藏或短距离二次运移成藏;储层先致密后成藏或边致密边成藏,且非均质性较强;圈闭对油气聚集成藏具有一定控制作用。研究认为,以深盆气或盆地中心气为代表的连续型油气藏与典型的不连续型常规圈闭油气藏,分别代表了复杂地质环境中致密油气藏形成序列中的两种端元类型,二者之间应存在不同的过渡类型。准连续型油气藏就是这样一种过渡类型的致密油气聚集,并且可能是致密储层中大油气田形成的主要方式。事实上,典型的连续型油气聚集应是那些形成于烃源岩内的油气聚集(如页岩气和煤层气),典型的不连续型油气聚集则是那些形成于烃源岩外近源-远源的常规储层中、受常规圈闭严格控制并且具有边底水的油气聚集;而形成于烃源岩外并且近源的致密油气藏则主要为准连续型油气聚集,其次为非典型的不连续型(常规圈闭型)油气聚集,而像盆地中心气或深盆气那样的连续型聚集则较为少见。     

断层幕式活动期和间歇期流体运移与油气成藏特征

断层的周期性幕式活动导致沿断层带流体运移具有周期性幕式运动的特点。断层的一次周期性幕式活动分为活动期和间歇期两个阶段。断层幕式活动期,深部流体在超压作用或地震泵作用下以在断层带内的垂向运移和进入储层后的侧向运移为主,流体运移的相态为油、气、水的混合相态。断层幕式活动间歇期,当断层带尚未完全封闭、输导系统内压力尚未平衡时,流体在断层带及其两侧储层之间流动,直至达到压力平衡。断层完全封闭后,流体运移则不再发生。断层幕式活动期对油气的输导能力强,而断层幕式活动间歇期对油气的输导能力相对较弱。断层幕式活动期导致断层带附近形成同层混源或异层同源的多层系(或多构造层)含油气复式油气聚集带;而断层幕式活动间歇期使已经形成的油气藏发生再分配,导致断层带垂向上形成欠饱和油藏—高饱和油气藏—油气藏及纯气藏的完整序列。      

惠民凹陷江家店地区油气运聚过程物理模拟

在惠民凹陷江家店地区沙三下亚段、沙四上亚段输导体系特征研究基础上,设计试验模型再现连续和幕式充注条件下油气运聚过程。二维物理模拟试验结果表明,供烃量及充注方式共同控制油气的分布;油源充足的条件下,晚期充注砂体含油饱和度高于早期充注砂体的含油饱和度;幕式充注流体势差高于连续充注流体势差,幕式充注条件下砂体具有较高的平均含油饱和度;同一砂体内,离油源越近,含油饱和度越高;随着储集层内含油量增加,砂体内流体压力大于围岩排替压力时,油气向围岩扩散,砂体内含油饱和度下降。     

油气充注方式对油藏内油水分布特征的影响 ———以东营凹陷永8 断块油藏为例

针对东营凹陷永8断块油藏储层特征和圈闭情况,建立了油藏物理实验模型,设计了连续充注和幕式充注2种类型的油气充注实验方案。结果表明:连续充注受储层层间非均质性和浮力的影响较为明显,油气首先充注构造高部位和渗透率最高的砂层,低渗透砂层受高渗透层的屏蔽作用为水层;幕式充注实验中,在油气供应量充足和充注压力超过一定值的状态下,油气进入圈闭不受构造位置高低和渗透率大小的影响。该结果与永8断块油藏现存油气分布状态及动力来源的分析结果吻合较好,可以认为永8断块油气藏的形成以幕式油气充注方式为主。     

莺歌海盆地乐东气田天然气地化特征和成藏史

莺歌海盆地乐东气田储层流体存在明显的非均质性,天然气主要成分为甲烷、二氧化碳和氮气。热成因烃气来源于中新统梅山组-三亚组泥岩,氮气是烃源岩中的有机质在成熟-高成熟阶段的生成物,无机二氧化碳气可能来自深埋沉积地层中碳酸盐矿物热分解及其与粘土矿物反应生成的二氧化碳,或许有部分前第三系碳酸盐岩热解成因二氧化碳和少量幔源二氧化碳加入。依据化学组成和碳同位素资料初步确定乐东气田至少存在3期天然气的注入,依次是生物气、热成因富烃气和无机二氧化碳,天然气的成藏时间大约距今1.2～0.1 Ma。沟通烃源岩的底辟断裂为天然气向上运移提供了良好的通道,由于高压流体的幕式排放诱发底辟断裂周期性开启和封闭,从而造就了莺歌海盆地底辟带气田的多源混合-幕式成藏特点。     

沉积盆地中的流体

沉积盆地中的流体是整个地流体的一部分,是指通过和占据盆地岩石孔隙空间的所有流体。盆地流体起着传输能量和搬运物质的作用,也是盆地中最活跃的一种地质营力,直接影响和控制着沉积盆地的构造、沉积、成岩和成矿等作用。油气运移主要是沉积盆地内的含烃流体活动,它是盆地流体与盆地岩石在温度、压力场下的相互作用的必然结果。幕式流动是油气运移的最大特征,与盆地的幕式构造活动相辅相成互为因果。研究盆地流体可以为研究地壳深部地流体提供一个窗口。地壳深部的变质流体可能也是呈幕式活动并产生幕式的构造运动。在盆地外深部流体的作用下有必要对油气的无机成因、热降解机理、深盆热水运移、深部成岩作用以及综合勘探等问题重新进行评估。     

塔里木盆地沙雅隆起下白垩统双源三幕油气充注成藏的流体包裹体证据

对90块砂岩流体包裹体样品系统分析表明,塔里木盆地沙雅隆起下白垩统存在大量沥青和烃类包裹体,这些证据可以追踪盆地内油气的运移聚集和成藏过程。利用荧光观察确定包裹体类型主要有4种：气液两相油包裹体;纯气相包裹体;油-沥青两相包裹体;盐水包裹体。依据油包裹体荧光性质（荧光颜色、主峰波长和QF535）,结合盐水包裹体均一温度-埋藏史投影方法,确定雅沙隆起下白垩统有1期3幕油充注：第1幕12～5Ma、第2幕5～2Ma、第3幕2～0Ma;通过油包裹体与油源层原油的荧光光谱对比,判定第1幕和第2幕为陆相油源充注,第3幕为海相油源充注。海相充注的油成熟度较陆相低,充注时间晚。成藏期为喜马拉雅中-晚期,且表现出连续、快速充注的特点。     

鄂尔多斯盆地中生界石油二次运移动力条件

鄂尔多斯盆地中生界石油运移的动力以浮力、异常压力为主.侏罗系延安组各类储集层油柱连续高度与计算的克服毛细管压力所需油柱的高度较为接近,而三叠系延长组计算的克服毛细管压力所需油相连续长度远大于目前延长组下部已发现油藏含油带宽度.根据对100多口井泥岩压实曲线的分析研究,鄂尔多斯盆地南部地区延长组泥岩存在异常压力,在北西向高压异常带两侧的东北和西南地区形成了大油田,说明石油在致密的延长组中下部储集层中运移的主要动力是异常压力.因此,侏罗系和延长组上部储集层石油运移动力以浮力为主;延长组中下部储集层在石油大量生成时已非常致密,地层基本丧失水交替能力,曾普遍发育的异常压力是石油运移的主要动力.图5表3参20     

注入法研究渗流特征

流体在孔隙介质中以不同速度渗流时,分别遵循达西定律和福希海默定律。通过对注入法的研究,在等温、不同压力条件下测量渗流速度,引进了惯性系数,它的有效性也通过研究流体在烧结金属孔隙介质中的渗流特征被证实。注入法这种新方法比常规的测量方法更优越,因为这个实验只需两分钟就可以完成。并且消耗更少的气体。根据速度的不同,将渗流过程分为两个阶段,其渗流规律分别满足达西定律和福希海默定律。先用实验数据计算达西定律范围内渗流的渗透率,然后测定福希海默定律范围内渗流的惯性系数,此方法测定的渗透率与真实值只有3%的误差。并且它能确切的计算出渗流速度,而且很接近真实值。最后这个实验需要挑选出一个特定的容器来保证实验数据准确性。     

具有启动压力梯度的油水两相渗流理论与开发指标计算方法

现有的油水两相渗流理论和注水开发指标计算方法是基于达西定律的，而低渗油层和某些稠油油层的渗流不符合达西定律，存在启动压力梯度。鉴于此，建立了具有启动压力梯度的油水两相渗流数学模型，推导出了其分流量方程、等饱和度面推进速度方程、水驱油前缘饱和度和位置计算公式，进而研究了具有启动压力梯度的注水开发指标计算方法，导出了井排见水前后开发指标计算公式（中高渗油层达西流情形下的注水开发指标的计算是其特例），并进行了实例分析。结果表明：启动压力梯度对低渗油田注水开发指标有较大的影响，见水前产油量按达西流计算，随时间增大而递增，按非达西流计算则随时间增大而递减；按达西流计算的初始产油量、见水后产油量及产液量均比按非达西流计算的高。建立的计算方法为低渗油田注水开发指标计算提供了理论依据，对于宾厄姆型稠油油田注水开发的理论及计算的研究也很有意义。图４参９（陈志宏摘）     

多种渗流模式的统一性研究

针对不同类型油气藏中采用各种不同的油气渗流模式相对孤立、缺乏统一物理解释的现状,以毛细管模型为基础,通过对N-S方程的简化和一系列推导,得出了常规油藏、低渗-稠油油藏和存在滑动效应的低渗透气藏的渗流速度表达式.研究表明,3种典型的渗流模式具有相同的物理模型和基本数学方程,边界条件的不同决定了其具体表达形式的差异,雷诺数是决定渗流模式的根本因素,从而揭示了3种典型渗流模式的一致性.推导出了连续函数形式的低渗一稠油油藏渗流方程,从而改变了广义达西定律的分段形式,且弥补了广义达西定律难以描述过渡段、夸大启动压力梯度的不足,具有较高的理论价值.     

幕式成藏理论的提出及其勘探意义

幕式成藏是一种快速、高效的成藏方式,并常常具有周期性,因而对于高富集度大中型油气田的形成具有十分重要的意义。同渐进式成藏一样,幕式成藏也是含油气盆地一种普遍存在的成藏方式,特别是对于多构造运动、断裂发育的盆地以及异常压力比较发育的盆地(如前陆盆地和裂谷盆地等),幕式成藏往往占有重要地位;而在构造运动相对较稳定的克拉通盆地,一般以渐进式成藏为主。与渐进式成藏不同,幕式成藏在时间上并不完全受生烃窗控制,而主要受控于区域构造运动、断裂活动和异常压力的演化,因此盆地的构造演化史、断裂活动史和异常压力发育史往往决定了幕式成藏史。幕式成藏理论的提出,不仅是对传统油气成藏理论的一个重要补充,更重要的是拓宽了油气勘探领域,进一步明确了大中型油气田的勘探方向。      

低渗透砂岩石油运移及成藏特征模拟实验

采用计算机控制和改变低渗透岩心中流体注入压力的方法,研究低渗透砂岩中石油运移及成藏的特征.模拟实验初步研究结果表明:1)低渗透岩层石油运移表现为非达西流,渗流曲线主要为上凹型曲线,其次为变性达西流曲线;2)岩心渗透率大小对渗流曲线的位置、非线性段的曲率和变化范围及直线段在压力梯度轴的截距具有很大的影响;3)低渗透岩心中含油饱和度的增大过程可划分为快速增长、缓慢增长和稳定3个阶段,其最终含油饱和度大部分在35%～60%;4)低渗透岩心的含油饱和度与孔隙度、渗透率的关系并不是简单的线性关系,但是充注动力与含油饱和度具有相对较好的正相关关系.     

石油幕式运移实验研究

在饱含水的填装玻璃微珠的玻璃板模型中注入染色煤油进行油运移模拟实验,观察孔隙介质中油形成优势运移路径的过程及在幕式油充注过程中路径的变化,取得了如下认识:第一,油运移优势路径一旦形成后,油再次运移基本是沿着原先形成的运移路径进行运移,而油运移路径的模式及其形态基本保持不变;第二,相同注入速率下油再次运移的前缘平均速率远大于第一次油运移的前缘平均速率,运移速率与注入速率基本呈正相关关系;第三,运移结束后路径收缩、油饱和度降低,但残余油仍能清晰地勾画出原运移路径时的形态。     

凝析气井流入动态预测方法

根据天然气和反凝析液在地层中的渗流特征, 结合凝析油气体系相态理论及闪蒸计算方法, 考虑流体相态和组分变化, 引入稳态理论计算的两相拟压力函数, 建立了凝析气井油、气两相均服从达西渗流的产能方程和气相服从非达西渗流、油相服从达西渗流的产能方程以及油、气两相均服从非达西渗流的产能方程。通过实例得到: ①考虑相态变化的产能方程所得的流入动态曲线在井底压力为露点压力处均有一拐点, 符合凝析气井的特点; ②凝析气井流入动态预测应采用气服从非达西渗流、油服从达西渗流的产能方程。     

一种确定油水相对渗透率曲线的新方法

提出了一种利用一口井的生产测井时间推移测井资料确定油水相对渗透率曲线的方法，该方法依据达西定律导出油水相对渗透率公式，根据物质平衡原理得出相应的含水饱和度公式，从而获得油水相对渗透率曲线，现场应用结果表明，该方法简便，实用，在非取心井获得的油水相对渗透率曲线能较好地反映油藏动态变化规律。