鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气成藏特征

鄂尔多斯盆地上古生界气藏为致密砂岩气藏。通过对盆地上古生界烃源岩、储集层、储层致密和成藏时间以及天然气运聚的分析,详细研究盆地上古生界致密砂岩气藏的成藏特征。本溪组-山西组煤层是主要的烃源岩,烃源岩有机质丰度高,干烙根为Ⅲ型干烙根,有机质成熟度高,以高-过成熟为主,为盆地天然气成藏提供充足的物质基础。储层岩性以岩屑石英砂岩、石英砂岩和岩屑砂岩为主,孔隙度主要分布在4%~8%,渗透率在0.1×10~(-3)~0.5×10~(-3)μm~2,为低孔低渗致密砂岩储层。储层具有"小孔隙、细喉道、微裂缝不发育、孔喉连通性差"的特点。致密气藏是先致密后成藏,储层在早-中侏罗世储层演化为致密砂岩储层;而后在晚侏罗世-早白垩世天然气大量充注形成气藏。天然气在气体膨胀力的作用下沿着微裂缝近距离运移聚集形成大面积连片分布的致密砂岩气藏。     

徐家围子断陷沙河子组致密砂砾岩气藏特征与资源潜力

依据油气钻探实践,综合地质、地球物理、地球化学资料综合研究,剖析徐家围子断陷沙河子组致密砂砾岩气的成藏特征和资源潜力。研究结果表明:研究区烃源岩分布面积广,生烃持续时期长,生气强度高,天然气内甲烷含量高;砂砾岩储层成熟度低,致密程度高,储集空间类型主要为次生溶孔,储层普遍含气,产能与物性密切相关;砂砾岩储层致密化发生在烃源岩大量生气以前,成藏模式为储层先致密、天然气后充注;天然气在漫长的地质时期内持续充注,成藏期次为一期,成藏过程呈"准连续"方式。在气藏发育特征研究的基础上,通过3种方法预测了致密砂砾岩气的资源量,容积-蒙特卡洛法估算致密砂砾岩气资源量为0.16×1012 m~3(期望值),资源丰度类比法估算致密砂砾岩气资源量为0.21×1012 m~3,成因法估算致密砂砾岩气资源量为0.18×1012 m~3,3种方法加权平均计算沙河子组砂砾岩气资源潜量为0.18×1012 m~3。     

东海盆地西湖凹陷平湖构造带致密砂岩储层成岩成藏的耦合关系

以平湖构造带平湖组中下段为例,基于烃源岩及油气的地球化学特征,尝试利用流体包裹体系统分析技术厘定的油气充注史结合储层岩石学恢复的孔隙度演化史,得到研究区致密砂岩储层成岩演化与成藏之间具有"独特"的耦合关系,从而识别出该区存在2种不同成因类型的致密砂岩油气藏。即第1期(16.2~13.8 Ma)油充注于储层致密化之前,在浮力作用下进入储层,形成"后成型"致密油藏;第2期(5~0 Ma)油气充注于储层逐渐致密化时期,在浮力和毛细管压力共同作用下进入储层,形成"边成藏边致密型"油气藏。同时分别对应2种不同的成藏模式,即"早期侧向充注古构造、晚期改造"的复合成藏模式和"原油从源岩垂向充注于圈闭,同时受后来天然气气侵改造"的成藏模式。     

川东北须家河组储层特征及主控因素

勘探和研究证明,川东北地区须家河组具备良好的勘探潜力,特别是元坝地区中浅层已经成为该区天然气勘探的重要接替领域.川东北地区上三叠统须家河组成藏条件优越、气源充足,而储层发育是控制气藏分布的关键因素.通过对须家河组储层岩性特征、岩石结构特征、物性特征、孔隙类型和成岩作用特征及其相互关系的研究,指出沉积相是控制优质储层发育...     

黄陵地区储层成藏条件及主控因素

黄陵地区延长组长6致密储层为重点勘探层系,物性差,非均质性强。为了研究储层特征与油水分布关系,寻找油气富集规律,有效预测有利区,通过测井、录井、化验资料等,利用扫描电镜、铸体薄片,高压压汞技术等方法,对长7烃源岩、长6储层条件及储源配置关系、成藏驱动力等方面要素分析,进一步预测油气富集"甜点"模式,对储层地质与成藏特征进行总结。研究结果:长7烃源岩热演化程度好,是优质生油岩,油源受构造影响分区分布,西北部成熟度高于东南部,为成藏提供基础条件;长6受成岩作用、压实作用和胶结作用影响,物性变差,与长7形成良好储源配置关系;成藏运移阻力主要为毛细管力,范围在0.014~0.078 MPa,驱动力大于运移阻力,流体才会聚集成藏。结果表明:长6储层成藏受控于优质烃源岩展布、储层质量等,受多种地质因素控制和影响,浊积水道区域,发育成熟的孔-缝疏导系统,构造局部隆起带,控制致密油分布。     

断陷湖盆致密砂砾岩储层成岩作用与物性演化——以松辽盆地徐家围子断陷为例

为了明确成岩作用对砂砾岩储层演化的影响,通过铸体薄片、扫描电镜、X衍射分析、阴极发光、流体包裹体分析等,在明确成岩作用的性质和成岩演化序列的基础上,定量恢复了不同成岩作用对储层孔隙的影响。结果表明:沙河子组砂砾岩中两期石英次生加大分别与火山物质伊利石化和长石溶蚀相关,两期碳酸盐胶结物的形成过程表现为矿物溶解与沉淀基本平衡,指示下白垩统沙河子组致密砂岩的成岩作用主要为封闭系统。砂砾岩储层演化主要受早期压实作用、中期溶蚀作用和晚期胶结作用控制,压实作用减孔24.7%,溶蚀作用增加孔隙4.7%,胶结作用减孔4.8%。晚期碳酸岩胶结物充填溶蚀孔隙和残余粒间孔是导致储层致密的直接因素。     

川西拗陷上三叠统须家河组的天然气成藏模式和盖层封闭机理

从沉积、成岩作用和岩层受挤压三个方面阐明了须家河组致密储层的成因。在对烃演化、孔隙演化、沉积埋藏史和构造变动进行分析的基础上,提出了川西拗陷须家河组天然气的成藏模式,即压实排水、油气生成和运移、油气富集及成藏三个阶段。通过测定岩石的捕集漏失,将盖层岩石分为三级,用以衡量盖层的封闭能力。经过对比,认为该区是以更致密的砂岩封闭致密砂岩为特征的局部封闭。还用计算机对储盖层的分布进行了描述。     

川西拗陷须家河组第四段致密砂岩孔隙演化定量研究

对川西拗陷须家河组第四段致密砂岩孔隙演化过程进行定量化研究,为油气成藏机理研究提供基础资料。运用岩石薄片、扫描电镜、全岩和黏土X射线衍射分析、包裹体均一温度等测试分析方法,建立孔隙度演化模型,探讨孔隙演化的控制因素。须四段储层孔隙演化过程可划分为:①同沉积阶段的压实作用,使储层孔隙度处于26.2%左右;②早成岩A阶段和早成岩B阶段的第一期溶蚀作用、压实作用与自生矿物填充作用,使孔隙度演化为18.7%左右;③中成岩A阶段和中成岩B阶段的第二期溶蚀作用与自生矿物填充作用等,使孔隙度演化为5.12%～5.71%。定量计算的储层孔隙度为5.71%,接近测试的储层平均孔隙度5.12%。压实作用与强烈的碳酸盐胶结作用是储层致密化的主要因素,多期次的溶蚀作用是砂岩增孔的根本原因。     

元坝气藏须家河组三段储层特征与主控因素

针对元坝气藏须家河组三段致密砂岩储层,开展了岩性、物性、储集空间类型及主控因素的研究,对物性实验 数据的分析及薄片观察结果表明,元坝地区须三段的储层岩性以粗中粒钙屑砂岩为主,含部分中细粒的岩屑石 英砂岩;钙屑砂岩的储集空间以次生溶孔为主,且以粒内溶孔为主,同时有部分微裂缝。该段储层物性表现为孔隙度 较高,渗透率较低,为裂缝孔隙型储层。元坝地区须三段钙屑砂岩储层发育程度受控于沉积作用,水下分流河道是 该套砂岩储层发育的主要微相,溶蚀作用及构造破裂作用是控制该套储层形成的主要地质因素。研究成果对元坝地 区须三段的勘探开发具有一定的指导意义。     

三塘湖盆地石炭系埋藏溶蚀型凝灰岩致密油成藏特征

凝灰岩致密油藏作为一种特殊的油藏类型,已受到高度关注,但前人对埋藏成岩阶段形成的凝灰岩致密油藏研究很少。本文通过对三塘湖盆地石炭系哈尔加乌组埋藏溶蚀型凝灰岩致密油成藏条件的研究,明确了成藏主控因素,并建立了成藏模式。研究表明：哈尔加乌组烃源岩有机质丰度较高,有机质类型较好,并处于成熟演化阶段,油源对比表明埋藏溶蚀型凝灰岩油藏中原油来自哈尔加乌组内部烃源岩;埋藏溶蚀型凝灰岩物性较好,溶蚀孔隙为上部烃源岩在演化过程中产生的大量有机酸对储层的溶蚀作用而形成;埋藏溶蚀型凝灰岩油藏的形成主要受哈尔加乌组成熟烃源岩分布、卡拉岗组大套烃源岩下部物性较好的凝灰岩储层及圈闭条件的控制,形成“下部成熟烃源岩供烃、上部有机酸溶蚀形成物性较好凝灰岩储层及有效圈闭存储”多项成藏条件有利配置下的成藏模式。本文研究将对其他地区埋藏溶蚀型凝灰岩油藏的分布与预测提供借鉴。     

多期次构造运动对不同物源成分砂岩控制作用

通过普通岩石薄片和孔隙铸体薄片观察、扫描电镜、阴极发光和X衍射分析及压汞实验等手段,对川东北地区须家河组致密砂岩储层的岩石学特征、成岩作用、物性特征及孔隙类型和孔隙演化等方面进行分析,进而研究多期次构造运动对不同物源成分砂岩的控制作用.结果 表明,印支晚期,研究区盆缘造山活动的强弱控制了须家河组物源供给和物源区母岩类型...     

辽河坳陷东部凹陷沙三段根缘气成藏条件与分布预测

对辽河东部凹陷储层和烃源岩等成藏条件进行系统研究,通过对东部凹陷多口钻井沙三段致密砂岩底部含气层段进行厚度统计,并结合成藏条件分析,对根缘气藏发育有利区进行了预测.研究结果表明:沙三段具有根缘气藏发育的基本地质条件:沙三段晚期沉积环境,以及后期成岩演化作用,使沙三段45.1％的砂岩储层孔隙度≤13％,25.5％的渗透率≤1.5×10-3um2,形成较大规模的致密砂岩发育带,成为根缘气储层发育的主体:沙三段烃源岩干酪根类型以利于生气的ⅡB型和Ⅲ型为主,有机质丰度高,且已进入大规模生气阶段,为根缘气藏的形成提供了有力气源保障.由于运聚机理与常规储层气不同,根缘气具有致密砂岩底部含气特点,在气测曲线形态上形成下部异常的特征.凹陷北部茨榆坨一牛居地区和南部黄金带一大平房地区为根缘气藏发育最有利地区.     

东濮凹陷文留地区沙三~(3-4)亚段成岩作用模式

描述了东濮凹陷文留地区沙三~(3-4)亚段的主要成岩事件,对成岩阶段进行了划分,讨论了埋藏深度、砂体类型、构造位置、断层活动、有机质演化与油气运移、埋藏历史等因素对成岩作用的影响,在分析成岩作用历史的基础上,总结出文留地区沙三~(3-4)亚段的成岩演化模式,讨论了构造位置、砂体微相和成岩相对储层储集性能的影响,指出了有利的勘探方向.     

垦利A油田辫状河三角洲前缘优质储层特征

明确渤海湾盆地莱州湾凹陷垦利A油田古近系沙三上段优质储层特征及成因，可为凹陷内油气勘探提供依据。结合钻井、测井等资料，利用扫描电镜、铸体薄片、孔渗物性、流体包裹体等多种分析测试手段，开展构造沉积背景、埋藏史、地层温压系统等相关研究。结果表明，沙三上段储层具“高孔高渗”特征，储集空间以粒间孔为主，微裂缝较发育，孔喉以大中孔-中细喉为主；储层成岩作用总体处于中成岩A期，表现为“中压实、强溶蚀、弱胶结”的特征，优质储层的形成主要受构造背景、沉积环境、成岩作用和地层超压等4方面的影响。莱州湾凹陷南部斜坡带的储层发育具有分带性，重力滑脱断层（F₁）内侧优质储层发育，是油气成藏的有利地区。     

因子分析法在致密砂岩储层成岩相划分中的应用

定量化评价是储层成岩相研究的重点和难点,为此通过铸体薄片、普通薄片镜下观察和对阴极发光、扫描电镜、岩芯照片等资料进行系统分析,详细研究了川北地区须家河组致密砂岩储层成岩相特征,并尝试根据因子分析法建立研究区致密砂岩储层不同类型成岩相的定量评价标准。结果表明:1川北地区须家河组成岩相可划分为建设性成岩相和破坏性成岩相两大类,其中建设性成岩相包括泥质包裹溶蚀相和易溶组分溶蚀相;破坏性成岩相包括强压实相(致密砂岩强压实相、泥岩强压实相)和钙质胶结相;2基于七条常规测井曲线数据,依托SPSS数据处理平台,根据因子分析法的原理提取压实因子F_1、孔隙因子F_2和泥质因子F_3,三因子与研究区不同类型的成岩相之间存在着良好的对应关系;3统计研究区不同成岩相类型的三因子值范围,建立本区致密砂岩储层成岩相三因子定量评价标准,为致密砂岩储层成岩相的划分提供新的思路和方法。     

元坝地区须三段天然气富集控制因素

 结合层序地层学理论、岩心观察、岩心分析实验结果及钻井测试资料等,分析了元坝地区须三段的层序地层特征、储层岩性特征、储层微观特征及天然气富集的控制因素。目的层储层岩性复杂,以西部发育钙屑砂岩,东部发育岩屑石英砂岩为主要特征。岩心分析实验表明:目的层储层物性差,属于特低孔-低渗次生致密砂岩储层;须三段上部3 个砂组天然气相对富集,在富气砂组内有利岩性带、砂体厚度是天然气聚集的基础条件,储层内部发育裂缝和溶蚀孔组合是天然气富集的关键因素。     

济阳坳陷深层天然气致密砂岩储集空间成因

寻找深层天然气致密砂岩储层中有利的次生孔隙带是深层天然气勘探中值得重视的问题，本文通过分析成岩作用及沉积环境对储集性的影响。对致密砂岩中次生孔隙的成因进行了探讨．认为致密砂岩储集孔间的成因与深层有一定规模的流体运动有关。用流体热对流循环机制较好地解释了深层次生孔隙带的形成，从而指出了济阳坳陷深层天然气的有利分布带。     

天然气水合物藏的界定及思考

 在回顾致密气、页岩气、煤层气等非常规天然气藏定义的基础上,基于天然气水合物藏的特征,认为天然气水合物藏是指具有一定量的甲烷等气体运移到温度-压力适宜的地层,并以固态形式赋存于地层/松散沉积物中的天然气水合物资源及其与之有直接关联的天然气聚集。因此,在开展天然气水合物资源勘查与评价时,应当查明天然气水合物层下部游离气状况,存在游离气层的"固-气两层楼式"天然气水合物藏是当前有利的天然气水合物开发靶体。分析认为神狐海域天然气水合物属于"固-气两层楼式"天然气水合物藏,在进行资源评价和试采时,应该对天然气水合物层和游离气层进行统一考虑,从而有望进一步提高单井日产量和经济效益,促进天然气水合物的勘探与开发。     

川东深层致密砂岩储层改造难点及技术现状

川东YL地区陆相致密砂岩气藏埋藏深、岩性致密,压裂改造是实现该区域有效勘探开发的必要手段,但YL地区深层致密砂岩压裂改造面临着破裂压力超高、施工压力超高、闭合压力超高、排量提升困难、缝高控制困难等技术难题,大部分气井压后产能低且产量递减快。储层改造工艺技术能否取得突破,直接影响到了该地区的勘探开发进程。通过分析YL地区深层致密砂岩气藏的储层特征,总结前期现场实践中面临的技术难题及实施经验,提出一套适用于川东深层致密砂岩气藏的压裂改造工艺技术,可有效促进地区勘探开发工作,对同类型的深层致密砂岩压裂改造具有借鉴意义。     

库车坳陷依南2气藏油气运移路径及充注特征

在流体包裹体观测、测井曲线及依南2气藏综合地质资料分析的基础上, 利用定量荧光技术分析库车坳陷依南2气藏26块砂岩样品的荧光光谱特征, 揭示该气藏油气运移路径及油气充注特征。 研究表明, 依南2气藏经历了早期原油充注、原油泄漏与晚期天然气充注过程。由储层砂岩样品的QGF定量荧光光谱响应与烃类包裹体分析, 推测依南2气藏早期油源来自深部三叠系泥岩层与侏罗系煤层, 通过垂直向上运移, 古油藏经历构造破坏, 发生泄漏, 未形成具有规模的古油藏。QGF-E荧光光谱响应表明, 天然气运移路径亦为垂直向上运移, 依南2气藏储层4750 m以下可能为大面积含气区。TSF荧光指纹图揭示, 依南2气藏具有混源特征, 气源由侏罗系煤层和三叠系湖相泥岩烃源岩共同贡献。