鄂尔多斯盆地马岭油田延10油层组油气运移特征与机理

对鄂尔多斯盆地马岭油田延10油层组原油充注点和运移方向、期次、通道及动力进行了研究.结果表明,马岭油田延10油层组不同原油样品中咔唑类化合物异构体分布特征,反映了延10原油具有3个充注点,原油运移方向主要是向南东方向和向北西方向运移;纵向上是由下向上,即从延10以下层位向上运移的方向;油藏储层包裹体均一化温度分布特征反映了油气经历了两次运移期和充注期;研究资料显示马岭油田延10油层组原油运移通道在纵向上主要是河道深切谷,横向上为连通的多分支河道;油气运移的纵向动力主要为毛细管力和剩余压力.并且对延10油气运移机理进行了探讨.     

东营凹陷南斜坡古近系油气沿输导层优势侧向运移的控因分析

运用钻井、测井、地层水测试和油气地球化学等资料,对东营凹陷南斜坡古近系油气输导体系及流体动力学特征进行研究,分析不同驱动机制下油气沿输导层优势侧向运移的控制因素.结果表明:浮力、水动力和异常流体压力是研究区油气运移的3种主要驱动机制类型;在浮力驱动下,中、浅部输导层正向构造"脊"控制着油气优势运移路径;在异常流体压力系统及其周缘,活动性断裂带诱发超压流体沿优势通道侧向运移、集中泄流泄压;在深部输导层正常压实环境下,油气受水动力和浮力联合驱动发生运移,优势运移路径主要受正向构造"脊"的控制,但输导层渗流能力非均质性也对其产生影响.     

浮力与毛管力协同作用下层状咸水层中CO2运移机制

CO₂注入咸水层且压力恢复平衡之后,其运移受浮力与毛管力控制。结合随机统计地质建模和两相渗流数值模拟,探究浮力与毛管力协同作用下层状咸水层中CO₂羽流时空演化模式,阐明渗透率分布相关长度、非均质程度及边界条件的影响。结果表明：毛管力的非均质性会改变CO₂迁移路径和羽流形态,降低其波及范围,提高其孔隙内的滞留富集;相关长度增大将强化CO₂运移,水平相关长度增大可降低渗漏风险,纵向相关长度增大将提高渗漏量;非均质程度增大,在初期会减小CO₂波及体积,长时条件下孔隙内滞留高饱和度CO₂,渗漏位置数量增加;封闭边界可促使CO₂进入高毛细管入口压力孔隙,增加其波及体积,提高封存量。     

鄂尔多斯盆地黄陵探区延长组油气成藏研究

为了明确鄂尔多斯盆地黄陵探区延长组油气成藏过程与主控因素,通过对研究区延长组烃源岩、储层、盖层的分析,研究了延长组油气成藏动力、方向和时间,探讨了延长组油气成藏主控因素和成藏模式。结果表明,延长组主要烃源岩为长7,富有机质泥页岩;长6—长4+5是良好的储盖组合;长6油层组与下部长7烃源岩直接接触,油气自长7向上直接进入长6储集层中;异常高压是油气运移的主要动力,成藏时间主要为晚白垩世;长6油层组油气运移距离短,运移效率高,为本区油气最富集的层位。     

论构造应力不是油气初次运移的主要动力

油气初次运移是一个尚未完全解决的学术难题。石油地质学界认为,构造应力是油气初次运移的主要动力之一,笔者对该观点进行了质疑。根据有效应力理论和弹性力学理论,分析了构造应力对孔隙压力的影响,建立了孔隙压力增量的计算模型以及孔隙压力释放驱动油气运移尺度的计算模型。结果表明,相同构造应力条件下,烃源岩的孔隙压力增量主要受杨氏模量影响,杨氏模量越大,孔隙压力增量越小;构造应力导致的孔隙压力增量一般不会超过60 MPa;孔隙压力释放只需要排出少量地层流体即可,驱动油气运移的距离很短,相对于烃源岩厚度几乎可以忽略不计;构造应力对油气初次运移的影响十分微弱,不可能是初次运移的主要动力。     

富县槐树庄地区长7油层组储层特征研究

为了充分认识槐树庄地区长7油层组储层特征,并提出合理的分类评价方法,综合运用砂岩普通薄片、铸体薄片、扫描电镜和压汞资料等,对研究区长7油层组储层岩石学特征、储集空间特征及物性特征进行了研究,并分析了成岩作用对储层物性的影响。结果表明,研究区长7油层组储层主要以长石砂岩为主,胶结类型主要为薄膜—孔隙式和孔隙式;储层孔隙度平均为8.29%,渗透率平均为0.23×10~(-3)μm~2,属于低孔—特低渗储层;并根据排驱压力和最大进汞饱和度,将研究区长7油层组储层物性特征简单划分为三类。压实作用和胶结作用对储层孔隙发育的影响最大,溶蚀作用对储层孔隙起到改善作用。     

鄂尔多斯盆地延长组油气初次运移特征

以泥岩压实、埋藏史及生烃特征为主要依据，分析了鄂尔多斯盆地三迭系延长组长７油层组烃源岩油气初次运移的动力、产生深度、运移时间、运移方向及途径。结果表明，本区油气初次运移的主要动力是长７油层组广大范围发育的泥岩欠压实现象所产生的高过剩压力，烃源岩门限深度及异常压实起始深度决定了本区烃源岩初次运移的深度，油气初次运移的时期主要发生于Ｋ１２时期和Ｋ１３时期，油气直接从烃源岩垂向进入邻近储集层将是本区最为重要的运移途径之一，烃源岩侧向发生相变的地带往往也可以形成比较良好的排烃条件     

曾岔油田延长组长6储层特征研究

通过岩心观察、粒度及测井分析并结合区域沉积背景等资料,表明曾岔油田长6储层属三角洲平原及三角洲前缘沉积,砂体主要分布在水下分流河道微相。重点对研究区长6油层岩石学特征、物性特征、孔隙结构特征、裂缝分布特征进行了详细分析,结果发现研究区长6油层物性好,孔隙连通性较好,是油气富集的有利区域。     

鄂尔多斯盆地红井子罗庞塬地区长9油层组油藏描述

红井子—罗庞塬地区是鄂尔多斯盆地长9油层组勘探开发的重要地区。通过对红井子—罗庞塬地区油藏分布特征、流体性质和油藏类型的分析,发现研究区具有长91油层出油点,含油面积远比长92油层富集,且在垂向上呈现出一定的串珠状叠置现象,侧向连通性较差,平面上各油藏主要呈现出孤立分散、小规模的分布形态,非均质性强,隐蔽性强,单井产量小,油气富集丰度不高的特点。油藏类型主要有构造型、岩性-构造复合型、构造-岩性复合型和岩性型4种。通过对油源贡献及油气充注特征的研究,发现油源发育区、储层发育区、输导叠置区、动力发育区、长8充注剩余区、构造汇聚区的叠合部位是红井子—罗庞塬地区油气富集成藏的有利区带。研究区油气成藏的主要模式为:长7段强超压优质烃源岩提供的轻质原油,在较大的源储压差动力条件下,在构造裂缝和叠置砂体的高效输导下,在储层未致密化之前,垂向串珠状近源运聚成藏。结合长8油层组的勘探成果得知,源于长7段的原油会先就近倒灌于长8油层组内(此时源储压差更大),之后较少剩余的原油再倒灌给长9油层组,且分布局限而隐蔽。研究后认为,油源、通道、压差是控制红井子—罗庞塬地区长9油层组油气成藏的主要因素;红井子地区长91油层组为勘探开发的主要有利区。     

鄂尔多斯盆地红河油田致密油藏过剩压力与油气富集

红河油田延长组是致密油气的重要储集层系,为了揭示延长组过剩压力对长6、长8油层组油气富集的影响,利用测井、钻井、录井资料,定量计算了延长组过剩压力,探讨了其平面与纵向分布特征,进行了各油层组油气显示、油层厚度、含油饱和度的叠合对比分析。研究表明:红河油田延长组长7油层组的过剩压力是油气充注的主要动力,油气在源储压差作用下分别向上下进入长6和长8油层组,平面上源储压差与油气富集程度呈正相关关系,且影响着油气的充注下限。     

Formation of abnormal high pressure and its application in the study of oil-bearing property of lithologic hydrocarbon reservoirs in the Dongying Sag

The mechanisms of abnormal high pressures are studied in this paper, and it is concluded that the undercompaction, hydrocarbon generation and stratum denudation are obviously effective to fluid pressure buildup. Because of the episodic difference, the hydrocarbon generation and stratum denudation are the main factors influencing oil-gas migration. On the basis of basin evolutionary analysis in the Dongying Sag, it is considered that the undercompaction mainly caused the abnormal pressure before the first denudation by the uplift in Late Paleogene, while hydrocarbon generation was the main factor of abnormal pressure after the denudation. The second denudation occurred in Late Neogene, which changed the pressure field and induced the fluid migration. The development of overpressures is the necessary condition to the formation of lithologic hydrocarbon reservoirs, which have positive correlations to overpressures. According to the fullness of the present reservoirs, the quantitative relations between oil-bearing property and driving forces of reservoir formation were determined, the latter were decided by dynamic source, reservoir capillary pressure, fluid pressure of surrounding rocks and the dynamic attenuation in different conducting systems.     

烃碱流体对三塘湖盆地马朗凹陷石炭系火山岩储集层的改造作用

三塘湖盆地马朗凹陷石炭系火山岩储集层以基性、中性熔岩为主,储集空间有3种类型,可分为原生孔隙、次生孔隙和裂隙。烃碱流体对火山岩储集层的改造作用主要反映在次生孔隙带的形成、发育程度上。这取决于烃碱流体碱交代作用引起物质的带入与带出的比例。目前研究区镜下鉴定结果表明火山岩次生孔隙大量发育,其中碱交代蚀变、溶蚀使孔渗增加,表明烃碱流体对马朗凹陷深部地层作用的广泛性。次生孔隙连通成次生孔隙带,原生孔隙通过裂缝和次生孔隙带连通构成了良好的油气运移通道和储集空间。     

鄂尔多斯盆地西缘古峰庄-红井子地区长9油藏特征及油气富集规律

鄂尔多斯盆地西缘古峰庄-红井子地区地跨西缘逆冲带和天环坳陷两大构造。通过地震资料解释、地层对比和构造对比等识别发现该区存在两种类型的断层,早期的逆断层位于研究区的西部,呈南北向和北西-南东向展布;晚期的正断层分布于区的中部,呈北西-南东向展布。天环坳陷的形成与长7烃源岩分布及生烃高峰期在时空上匹配,促进了油气侧向运移并成藏。古峰庄-红井子地区长9油藏发育3种类型油藏:早期鼻状隆起带成藏、西缘逆冲带逆断层成藏和晚期天环坳陷内正断层成藏。前两种类型同期形成于早白垩世末期,形成时间较早,为原始油藏;后者形成喜山期,时间较晚,属改造型油藏。晚期断层对油藏进行重新调整,造成断层下盘油藏被破坏。建立了古峰庄-红井子地区长9油藏的成藏模式,总结其成藏规律为断层是油气运移的通道、异常压力和底水浮力驱动是油气运移的动力、连通宽广的砂体是油气运移的载体、泥岩和断层阻挡以及构造高点是油气运移的最终落脚点。     

惠民凹陷临南洼陷异常低压与油气聚集的关系

目的 探讨惠民凹陷临南洼陷异常压力类型与油气聚集的关系,指导油气勘探。方法 通过大量基础数据,分析了临南洼陷的异常压力特征,以及异常低压对本区油气分布的影响。结果 临南洼陷具有明显的负压型异常压力特征;油气主要在中深部地层富集。结论 临南洼陷的负压异常对该地区油气运聚具有明显的控制作用,异常低压造成深部垂向运移动力较弱,使深部产生的油气不易快速有效地向浅部地层运移,通常只能从洼陷中心向湖盆边缘近距离的侧向和垂向运移,油气主要在中深部地层富集,并在深部形成自生自储式油气藏。     

注水停止对剩余油分布状态影响的实验研究

应用刻蚀模型的微观可视化物理模拟技术,设计模拟实验,获得了不同水驱时刻的剩余油分布情况。利用图像处理技术对剩余油变化定量表征,研究了在注水停止前后剩余油分布的变化规律、影响因素、运移方式及受力情况。实验研究表明:停止注水后剩余油的分布状态与水驱停止瞬间不同;在停止注水时剩余油分布发生变化的原因是注入水的惯性力与毛管力、黏滞力、浮力共同作用下使剩余油主要以沿多孔介质边界、液滴漂浮、油水分段三种方式在多孔介质中运移;并且随着注水体积倍数的增加剩余油变化量呈现先增加后减小的趋势,随着原油黏度减小、润湿性亲油性增加和注水速度增大剩余油分布变化量逐渐增大。     

应用分形理论研究鄂尔多斯ZJ油田长6段储层孔隙结构的非均质性

利用薄片资料分析了鄂尔多斯ZJ油田长6段储层的孔隙结构类型和组合特征.用岩样毛管压力数据讨论了岩石孔隙结构的分形特征.用小于某一孔隙半径r的孔隙体积百分比s与r的拟合关系,计算了ZJ油田延长组长6段储层的孔隙结构分形维数.计算结果表明,长6段储层的长62-1小层及长62-2小层的毛管压力曲线都存在一个标度区间,在该区间内孔隙结构才具有分形特征.同一岩样中,大孔隙与小孔隙呈多重分形特征,且对应于不同的标度区间.对于62-1小层,大孔隙段和小孔隙段的分形维数分别为2.58和2.85,表明长62-1小层小孔隙发育段的孔隙结构更复杂.对于长62-2小层,大孔隙段和小孔隙段的分形维数分别为2.71和2.83,同样,小孔隙段的孔隙结构复杂、非均质性强.对比长62-1和长62-2的大孔隙段分形维数知道,前者孔隙结构相对简单.对比测试结果知道,孔隙结构与含油性关系密切,孔隙结构简单的长62-1小层的含油性明显好于长62-2小层,而且孔喉相对分选系数与分形维数呈正相关关系.     

胜坨油田二区三角洲砂岩油藏剩余油形成的影响因素分析

胜坨油田二区三角洲砂岩油藏剩余油形成的影响因素是多方面的。研究表明,宏观影响因素主要有7种,其中有4种因素影响较大。侧缘微相带由于注水状况差,易于形成剩余油;小鼻状微型构造高部位剩余油相对富集,且向上驱油对油井生产有利;靠近断层的地带封闭性好,剩余油相对富集;注水井网不完善易于形成相对富集的平面剩余油潜力区。微观影响因素主要来自孔隙结构的非均质性、原油性质和注水压差,剩余油主要是在多孔隙网络体系条件下形成,其形态多以油珠、油丝、小油块和孤岛状分布。剩余油形成过程中,宏观因素对微观因素有4个方面的控制作用,它们决定油层孔喉结构及润湿性,提供水驱油动力,控制水驱油过程,影响水驱油的速度。此研究结果有助于研究区的剩余油挖潜。     

胜坨油田二区三角洲砂岩油藏剩余油形成的影响因素分析

胜坨油田二区三角洲砂岩油藏剩余油形成的影响因素是多方面的。研究表明，宏观影响因素主要有7种，其中有4种因素影响较大。侧缘微相带由于注水状况差，易于形成剩余油；小鼻状微型构造高部位剩余油相对富集，且向上驱油对油井生产有利；靠近断层的地带封闭性好，剩余油相对富集；注水井网不完善易于形成相对富集的平面剩余油潜力区。微观影响因素主要来自孔隙结构的非均质性、原油性质和注水压差，剩余油主要是在多孔隙网络体系条件下形成，其形态多以油珠、油丝、小油块和孤岛状分布。剩余油形成过程中，宏观因素对微观因素有4个方面的控制作用，它们决定油层孔喉结构及润湿性，提供水驱油动力，控制水驱油过程，影响水驱油的速度。此研究结果有助于研究区的剩余油挖潜。     

川口油田西南区成藏条件及主控因素分析

川口油田西南区三叠系延长组长6-长4+5储盖组合邻近主要烃源岩层(长7),且在烃源岩大量生排烃期位于油气运移的指向区,具有较好的成藏条件.储油砂体两侧及上部为漫滩沼泽及分流间湾沉积的泥岩、致密粉砂岩,构成上倾岩性遮挡,形成良好的岩性圈闭.油层主要分布在北北东走向的三角洲平原分流河道砂体和北东向的三角洲前缘水下分流河道砂体内,主要受沉积相带、优质储盖组合和运移输导条件3大因素控制.