伊朗SA油田Sarvak油藏大幅度倾斜油水界面成因探讨

针对伊朗SA油田上白垩统Sarvak油藏所具有的大幅倾斜油水界面异常油藏特征,对其成因进行探讨。对可能造成油水界面倾斜的水动力和储层非均质性进行的分析表明,两者均不是造成该现象的原因。在调研区域构造背景基础上,运用地震层拉平技术对油田不同时期古构造圈闭进行恢复,综合各成藏要素特征分析,认为扎格罗斯构造运动导致的圈闭超晚期调整为本区油水界面倾斜主要原因。古新世晚期SA油田Sarvak层即形成北高南低、与现今构造形态相反的古背斜圈闭油藏;新近纪扎格罗斯造山运动导致圈闭形态发生二次改变,南部原古构造低点以"翘翘板"方式大幅度向上抬起,形成新的次生圈闭,演变为现今两构造高点,南高北低构造形态。圈闭条件的改变打破了原古油藏动力平衡,导致烃类流体向南部次生高点圈闭的二次运移调整,直到目前仍处于调整过程中。现今大幅倾斜油水界面为古油藏尚未调整完毕所显示的特征,油藏为非稳态油藏。     

奥连特盆地17区块南部差异性构造演化与非稳态油藏

奥连特盆地前陆期是油气成藏的关键期,在东西向持续挤压背景下,经历了多期次的南北向差异性构造演化变形,是该盆地形成非稳态油气藏的主控因素。在对奥连特盆地的前渊轴部区域二维地震资料精细层序边界解释的基础上,通过系统的构造演化和成藏模式演化分析,发现现今简单鼻状构造背景上的、无明显构造圈闭控制的倾斜油水界面非稳态油气藏,其含油气范围受控于较早一期的古背斜圈闭。另外,依据油藏动力学,该区现今的低倾角地层、稠油物性及南北走向的鼻状构造与东西展布的储集砂体的配置关系等因素,均不利于油气的再次运移,从而形成了平面含油气范围与现今圈闭不匹配的非稳态油气藏。     

塔里木盆地哈得逊油田非稳态油藏

非稳态油藏是指在油气充注或调整过程之中、尚未形成统一的油水界面、油气水处于动态非平衡状态下的油气富集体,其主要特征是在相互连通的储集体内出现油水界面大幅度倾斜或油气水关系倒置等异常现象.以塔里木盆地哈得逊油田东河砂岩油藏为例,通过倾斜油水界面成因分析,认为现今东河砂岩油藏正处于油藏的调整充注期,油气富集具有明显的非稳态性,新构造运动是油水界面大幅度倾斜的主要原因.在物理模拟的基础上提出了非稳态油藏的概念.并将其应用于哈得逊油田的勘探开发实践,经过近3 a的滚动勘探开发,油田储量不断增长,目前已成为塔里木盆地乃至中国第1个探明储量超亿吨的大型海相砂岩油田.图5参11     

塔里木盆地非稳态油藏特征与形成机制

塔里木叠合盆地地质演化历史漫长,经历了多期次的构造沉降、隆升和多期次油气成藏与调整过程,形成了多种类型的油气藏。通过系统研究海相油藏的地质特征,发现一些油藏的油水界面呈现不平衡性、油气物理化学性质和含油饱和度等平面分布具有渐变性、油藏主体与圈闭中心具有非协调性,反映出这类油藏可能正处于动态聚集或调整过程中,进而提出非稳态油藏的概念。非稳态油藏的形成是由于地质构造的变动、储层非均质性或其他因素,导致油藏的稳定滞后于圈闭的调整,致使油藏尚未形成统一的油水界面。按照其形成机制、形成过程以及油水界面类型、成藏模式等,对非稳态油藏进行了分类。提出非稳态油藏的研究以动静态相结合的地质解剖为主,综合运用地质与地球化学手段,结合物理模拟和数值模拟,定量评价古今油水界面的迁移和变化,精细恢复圈闭的演化过程,再现非稳态油藏的形成过程,可实现对非稳态油藏分布的有效预测。     

春风油田沙湾组稠油油藏倾斜油水界面成因

春风油田新近系沙湾组一段稠油油藏油水关系复杂,运用传统油水界面观点难以解释,影响该油田勘探开发进程。以油水关系矛盾突出的P601-20区块为例,开展地震-地质综合研究及成藏动力学研究,结合油藏开发动态资料,分析春风油田沙湾组一段稠油油藏油水关系及其成因。研究认为：该油田油水关系复杂是由于油藏存在倾斜油水界面,其油藏类型仍然为构造-岩性油藏,并且存在边底水;储集层物性、断层、地层压力、构造运动等方面,形成倾斜油水界面的主要原因是构造运动导致油藏调整,原油稠化和地层构造平缓加剧了油水界面调整滞后,该油藏属于非稳态油气藏。     

储层非均质性所形成的非常规油藏

介绍了三种非常规的特殊油藏类型和现象:“水包油”的特殊岩性油藏、高部位低产高含水、低部位高产低含水的低渗透油藏、油水界面不一致的高渗透油藏。这几个油藏的形成与储层非均质性有着密切的关系。通过对储层沉积环境、油气向圈闭运移、排替水的过程等多方面的综合分析,重点阐述了这几个非常规油藏的形成过程中储层非均质性对成藏形式、油水分布、生产状况等方面的影响。     

东营凹陷下第三系低位域沉积及非构造圈闭

低位域是一个层序地层学概念,即发育在I型层序界面之上、初次水泛面之下的,常由盆底扇、斜坡扇和低位楔状体组成的体系域。由于控制低位域发育的坡折带类型不同,低位域的沉积体构成也就有所不同。北部陡坡断裂坡折带发育以冲积扇、小型低位三角洲、近岸水下扇和浊积扇为特征的低位域;东部东营三角洲沉积坡折带,发育以斜坡扇、低位三角洲和水下扇为特征的低位域;南部缓坡带,低位域以低位三角洲和低位滨浅湖相沉积为主。在这些低位域中,发育了不同类型的非构造圈闭,北部和南部坡折带为超覆型地层圈闭,东部沉积坡折带发育岩性圈闭。经过对这些圈闭的精细描述和初步评价,认为含油气前景比较乐观,有望为东营凹陷非构造圈闭勘探作出重要贡献     

陆东凹陷前后河地区油藏特征及分布规律研究

陆东凹陷前后河地区是辽河外围盆地油气勘探的重点地区,该地区油藏类型丰富,油品多样,成藏条件良好,是一个颇具勘探潜力的地区。目前在该区共有工业油流井9口,发现油藏6种,上报探明储量区块5块,累计上报探明石油地质储量占陆东凹陷上报探明石油地质储量的62%。虽然在该地区已取得较大的勘探成果,但由于所发现的油藏面积均较小,不能形成连片的规模油田,制约了前后河地区的深入发展。通过对该地区各类油藏的特征和分布规律进行认真、细致的研究,总结影响油藏形成的主控因素,以便为下一步在前后河地区寻找规模储量或实现油藏连片起到积极的指导作用。     

东营凹陷深陷期层序特征及沉积充填模式

形成于湖盆深断陷期的东营凹陷沙三段-沙二段下亚段可划分出三个深断陷型层序,三个层序结构相似,由低位体系域、湖扩展体系域和高位体系域组成。层序的主要特征是发育数量众多的低位扇砂体、区域分布的油页岩和深湖相泥岩及大型的进积三角洲砂体。层序纵向上叠加使盆地边缘形成明显的砂泥岩旋回性沉积,盆地中心主要为泥岩夹浊积砂岩。层序中发育的各类低位扇砂体、深水浊积砂体及三角洲前缘滑塌浊积砂体具有优越的成藏条件,是形成岩性油藏最有利的砂体类型。构造坡折带是控制各类砂体发育和分布的主要因素,构造坡折带附近是寻找岩性油藏的有利位置。     

哈得4CⅢ油藏隔夹层控制倾斜油水界面成因数值模拟

哈得4CⅢ油藏为边底水海相砂岩油藏,存在高差近100 m的大幅度倾斜油水界面,其成藏机理和倾斜油水界面成因尚存争议。根据该油藏储集层、流体和隔夹层特征,建立相应的地质模型,通过调整隔夹层的数量、分布范围、毛细管压力、天窗数量等,模拟该油藏油气二次运移成藏过程。隔夹层数量及分布对倾斜油水界面的形成和油水分布有明显影响;隔夹层毛细管压力越大,油水界面倾斜幅度越大;隔夹层延伸长度越大,油水界面倾斜幅度越大;隔夹层天窗数量和位置不同,油藏成藏期末油水分布和油水界面也明显不同。该油藏油水界面大幅度倾斜成因主要是隔夹层遮挡作用和成藏过程中油水重力分异作用,其次为构造运动和非稳态成藏作用。     

克拉美丽气田滴西地区石炭系火山岩储层成岩作用及孔隙演化

克拉美丽气田滴西地区石炭系火山岩储层由于受到多期成岩作用的影响,孔隙演化特征复杂。 在岩 心观察描述的基础上,结合铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、电子探针、X 射线衍射以及包裹体等分析,对 火山岩成岩作用及孔隙演化过程进行了研究。 结果表明,研究区火山岩成岩作用阶段可划分为冷凝成岩 作用、岩浆期后热液作用、风化淋滤作用以及埋藏成岩作用等阶段。 冷凝成岩作用阶段是原生孔隙和裂缝 的主要形成期。 岩浆期后热液作用阶段的蚀变作用和充填作用使原生孔隙急剧减少,孔隙度值降至最低。 风化淋滤作用阶段的风化剥蚀碎裂作用和溶蚀淋滤作用产生大量次生裂缝和次生溶孔,对岩石的储集性 具有较强的改造作用。 埋藏成岩作用阶段是各种原生孔隙的主要破坏期和次生孔隙的主要形成期：机械 压实作用影响了部分岩石原生孔隙的保存;充填作用导致原有孔隙和裂缝全部或部分消失,对火山岩原 有的储集性具有较大的破坏作用;溶蚀作用及构造碎裂作用可形成各种次生孔隙和裂缝,对火山岩储层 的最终形成具有重要作用。     

湖相白云岩成因模式及研究方法探讨

随着油气勘探程度的深入,发育于临近湖盆沉积中心的致密碳酸盐岩领域越来越受到关注。 通过 调研前人研究成果可以看出,近年来湖相碳酸盐岩的成岩作用（特别是形成优质储层的白云石化作用） 研究取得了丰硕成果。 主要包括以下几个方面：①我国湖相碳酸盐沉积具有“时间跨度大和分布范围广” 的特征,时间上包括二叠纪、侏罗纪、白垩纪和古近纪等,平面上包括准噶尔、三塘湖、四川和柴达木等盆 地的凹陷和斜坡区;②从我国湖相碳酸盐岩的岩性和物性来看,咸化湖盆的白云岩或云质岩类均较为有 利,常与泥页岩共生,多为“中孔-特低渗”型储层,孔隙类型以白云石晶间孔为主;③湖相碳酸盐岩的白 云石化模式主要包括原生生物成因模式、准同生交代成因模式、热液交代成因模式以及热液喷流型原生 成因模式等;④在湖相白云岩研究中,主、微量元素分析,碳、氧同位素分析以及锶同位素分析等地球化 学分析技术均得到了广泛应用并取得了丰硕成果。     

黄骅坳陷沧东凹陷孔二段富有机质泥页岩地球化学特征

黄骅坳陷沧东凹陷孔二段（Ek₂）富有机质泥页岩十分发育,研究其地球化学特征对评价该地区页岩油资源潜力具有重要意义。 在整理大量基础资料和前人研究成果的基础上,补充采集岩心样品,并进行了有机碳含量、岩石热解、氯仿沥青“A”、干酪根显微组分及镜质体反射率等分析测试,同时开展了单井埋藏史与热演化史数值模拟及地球化学演化剖面研究。 Ek₂1,Ek₂2 和 Ek₂3 等 3 个油组富有机质泥页岩总体上均达到最好烃源岩级别,有机质类型均以Ⅰ型和Ⅱ₁ 型为主,含少量Ⅱ₂ 型和Ⅲ型。 有机质热演化程度总体上偏低,中央隆起带泥页岩处于未成熟-低成熟生烃阶段,斜坡带主要处于低成熟-成熟生烃阶段。自始新世初即开始进入未成熟-低成熟生排烃阶段,馆陶组（Ng）沉积末期达到未成熟-低成熟生排烃高峰,之后随着地层持续深埋,进入低成熟-成熟生排烃演化阶段,生烃转化率达 60%。     

泌阳凹陷东南部核桃园组近岸水下扇与扇三角洲沉积特征比较及控制因素分析

南襄盆地泌阳凹陷南部陡坡带核桃园组发育大量的砂砾岩体。这些砂砾岩体与鼻状构造配置形成该凹陷重要的油气藏。但是,前人对砂砾岩体成因的研究一直存在较大的争议,主要争论集中于砂体成因是扇三角洲成因还是近岸水下扇成因。为了明确砂砾岩体的成因及平面展布,在高精度层序地层格架建立的基础上,主要利用对比的方法,从沉积相发育背景、沉积亚相及微相划分、钻测井特征、岩心特征、粒度分布特征及地震反射特征6个方面,对这两种相类型进行了总结对比,并对控制因素进行了初步的探讨。研究结果表明,边界大断裂的活动造成的断层陡缓程度的差别对工区砂体成因类型起着重要的控制作用。在平面上,断层较缓（55°～75°）的西部地区发育扇三角洲;而在断层较陡（75°～90°）的东部地区,则发育近岸水下扇。在地震剖面上,早期断层比较陡,易沉积近岸水下扇;晚期断层比较缓,易沉积扇三角洲。     

渤海海域 L 油田新近系明化镇组下段与馆陶组储层沉积微相研究

根据渤海海域 L 油田 3 口取心井的岩心观察,结合室内实验测试数据和地球物理资料的综合分析,对 L 油田新近系明化镇组下段及馆陶组储层的岩石学和沉积学特征进行了综合研究。 L 油田新近系明化镇组下段与馆陶组储层以长石砂岩为主,明化镇组下段储层砂岩分选中等,磨圆度以次棱角-次圆状为主,而馆陶组储层砂岩的分选较差,磨圆度以次棱角状为主。储层砂岩发育低角度交错层理、槽状交错层理、冲刷面以及植物根茎等河流相沉积构造特征,同时,泥岩以杂色为主,也反映了一种浅水弱氧化-弱还原环境和氧化环境。 综合粒度概率累积曲线、C-M 图与测井曲线图,认为明化镇组下段主要为曲流河沉积,发育边滩、曲流河道、废弃河道、决口扇和泛滥平原沉积微相;馆陶组主要为辫状河沉积,发育心滩、辫状河道、河道边和河道间沉积微相。     

东营凹陷沙四段湖相白云岩沉积特征及成因

以岩石学特征为基础,结合沉积特征和沉积地球化学资料,对东营凹陷沙四段湖相白云岩成因进行了研究。结果表明：不同成因的白云岩,其岩石结构、发育环境和地球化学特征有所不同;该地区白云岩类型多样,普遍具有泥-微晶结构;白云岩主要位于滨浅湖、深湖一半深湖及盐湖环境中,岩性组合上与泥页岩、粉砂岩、膏岩及玄武岩伴生：受层序发育的控制,该时期白云岩多发育在晚期高位体系域之中,白云石化作用不彻底,白云岩含灰质成分较高。地球化学数据表明：白云石有序度普遍较低,Sr质量分数普遍较高．平均值接近海水中的Sr质量分数．说明沙四时期受到了海侵作用和构造热液-深部流体的影响：高Mn、低Fe、高Na的特征反映了该时期主要的沉积环境为干旱一半干旱的蒸发环境。综合构造条件、沉积环境及地球化学分析等因素．建立了沙四段准同生白云岩化和构造热液白云岩化模式。     

利用声波速度计算南阳凹陷古近纪末地层抬升量

南阳凹陷廖庄组和核一段异常压力均不发育,声波速度主要受最大历史埋深影响。 选取凹陷中心和 凹陷边缘的典型井,利用廖庄组和核一段泥岩声波速度资料建立正常泥岩声波速度与深度的相关关系, 并计算南阳凹陷古近纪末地层抬升量。 结果表明：古近纪末地层抬升量为 400～1 000 m ;凹陷西部和南 部地层抬升量较小,向凹陷北东方向地层抬升量逐渐增大,最大可达 1 000 m 。 通过对抬升量平面分布的 分析,认为魏岗—北马庄构造带地层的大规模抬升导致了异常低压的形成,地层抬升引起的减压增容效 应和油气泵吸作用均可增大储层内油气的储存空间,形成低势区,从而促进油气在该区成藏。     

南堡凹陷高柳地区沙三段构造-层序地层特征

构造 - 层序地层特征是储层精细研究及岩性油气藏勘探的基础。 通过对南堡凹陷高柳地区三维地震与钻（测）井资料的解释,研究沙三段沉积期的区域构造、断裂演化及沉积层序发育特征,进一步明确构造对沉积层序发育的控制作用。 结果表明：沙三段沉积期,裂陷沉降与沉积充填过程中存在构造抬升和断裂掀斜等作用,形成了该裂陷期内的 3 个“裂陷拉张 - 快速沉积 - 抬升剥蚀”旋回,其控制了 3 个亚构造层的沉积层序旋回特征。 西南庄断层与柏各庄断层构造活动的横向差异造成了沙三段“跷跷板”式交错增厚的地层充填模式。 区内构造地貌演化控制了沉积体系的类型、纵向叠置样式与横向展布特征。     

惠民凹陷临 7 断块区沙三段沉积相分析

针对研究区沉积相认识不清等问题,在岩心观察的基础上,利用区域地质、分析化验和测井等资料 系统研究了惠民凹陷临 7 断块区沙三段沉积相,认为研究区发育三角洲相、浊积扇相、湖泊相,其中三角 洲相包括水下分支河道、支流间湾、分支河口砂坝、远砂坝及前三角洲泥等 5 种微相,浊积扇相包括沟道、沟 道间、沟道前缘、沟道侧缘及外扇泥等 5 种微相,湖泊相主要发育半深湖—深湖泥微相。 平面上,三角洲、 沟道沉积均沿北西—南东向展布;垂向上,沙三下亚段发育三角洲沉积,沙三中、上亚段发育浊积扇、半深 湖—深湖沉积。 从沙三下到沙三上沉积期,砂体反复进积、退积,并逐渐由西向东移动,研究区水体虽也有 短暂下降,但总体呈上升趋势。 开展临 7 断块区沙三段沉积微相分析,为储层综合研究提供了地质依据     

玛湖凹陷二叠系夏子街组限制性湖盆扇三角洲沉积特征

根据岩心观察、测井和地震资料解释成果等,利用古地貌、岩相特征、单井相及连井沉积相对比,对玛湖凹陷二叠系夏子街组的沉积背景和沉积体系进行了系统分析和研究。研究结果表明：①受可容空间控制,玛湖凹陷二叠系夏子街组岩性多为砂砾岩,发育扇三角洲沉积,构造运动形成的古地貌使得玛湖凹陷夏子街组的沉积空间受到限制,最终表现为“北断、西剥、东南超”的构造格局;②玛湖凹陷夏子街组发育四大物源沉积体系：北部地区为长轴远物源,砂地比低,储层较薄;西部、南部、东部等地区主要为短轴近物源,快速沉积,垂向厚度大,相带平面展布较窄,但在南部地区存在1套近南北向的长轴远物源;③玛湖凹陷夏子街组主要为粗砾岩和中砾岩,分选性较差,磨圆度中等,杂基含量较高,主要分布于坡折带附近,并发育于辫状河道和水下分流河道内;④夏子街组沉积时期,玛湖凹陷靠山一侧可容空间大,发育巨厚的扇三角洲砂砾体且延伸较局限,玛南地区的狭长沟谷地貌为沉积物搬运至玛湖凹陷中部提供了通道,这种长轴远物源沉积体系可形成规模较大的有效储层,砂地比可超过50%,沉积物分选性、磨圆度均相对较好,是有利储层发育带。