沙特B区块SHEEH构造带古生界成藏条件分析

沙特B区块中央凹陷SHEEH构造带古生界烃源岩主要为志留系Qusaiba段底部的一套静海相富含有机质页岩(Hot Shale),气源条件较好;储层主要为奥陶系Sarah组砂岩,属冰川沉积,具有特低孔特低渗非均质性强的特征;其区域性盖层为Sarah组之上的志留系Qusaiba组浅一半深海环境沉积的巨厚泥岩夹薄层粉砂岩,封闭性好;烃源岩大量排烃期为三叠-白垩纪,而Sarah组圈闭成型于志留系初,定型于白垩纪,二者在时空上匹配较好,烃类向下通过岩石孔隙注入Sarah组储层,因其盖层条件好,后期又未受到构造活动破坏,因而成藏于三叠纪-白垩纪的Sarah组圈闭致密气藏得以保存.针对Sarah组储层特征,建议应用最新的地球物理技术方法对地震资料进行特殊处理,弄清储层展布规律,寻找“甜点”进行钻探.     

鄂尔多斯盆地延长探区油气勘探理论与实践进展

陕西延长石油（集团）有限责任公司在鄂尔多斯盆地坚持深化精细勘探常规油气藏,积极探索非常规油气,揭示了低渗混合润湿孔隙介质通道中石油推进式运移的动力学条件与机理,创建了特低渗交替式石油成藏理论,厘清了油藏控制因素及富集规律,指明了老油区勘探方向。在天然气勘探方面,揭示了上古生界砂体及裂缝输导、多期充注、原地或垂向运聚的成藏机理,其具有“广覆式”生烃、“大面积”成藏、储集砂体垂向叠置横向连片、近距离运移多层段聚集的特点;下古生界古地貌环境、储层岩溶及成岩作用、运移动力、铝土岩不整合输导体等因素控制了奥陶系马家沟组天然气聚集成藏。形成了对页岩气成因类型、赋存空间、赋存顺序的多项认识,并通过配套使用针对低渗-特低渗油藏及页岩气、致密油等非常规油气领域的多项勘探工程技术,有力指导了油气勘探实践。     

鄂尔多斯盆地中部奥陶系马四段天然气成藏主控因素

鄂尔多斯盆地中部奥陶系马四段碳酸盐岩天然气具有一定的勘探潜力,但其天然气成藏主控因素尚不清楚,限制了该区勘探的深入,针对这一问题,利用钻井、测井、地球化学、试气等资料,分析奥陶系马四段天然气藏特征,从气源岩条件、储层特征、运移条件和遮挡条件等方面开展成藏主控因素研究.研究结果表明:马四段气藏类型主要为岩性气藏;气源岩条...     

鄂尔多斯盆地下古生界构造-沉积演化、古地理重建及有利成藏区带划分

鄂尔多斯盆地下古生界是重要的天然气勘探层位,相继发现了奥陶系顶部风化壳、古隆起周缘中组合和马家沟组盐下等多套含气层系,证明了盆地下古生界具有良好的勘探开发潜力,也揭示出深化古地理重建工作的急迫性。在分析鄂尔多斯盆地构造-沉积演化过程的基础上,对早古生代重点时期的古地理进行了重建,进而提出了成藏区带划分的新思路。研究表明,鄂尔多斯盆地经历了太古宙—元古宙裂陷沉积、寒武纪—奥陶纪沉积-剥蚀、石炭纪—三叠纪拗陷稳定沉积、侏罗纪—白垩纪挤压成藏和晚白垩纪—现今调整定型等5大阶段。盆地下古生界古地理格局经历了早-中寒武世的古陆消减、沉积增长、边缘裂陷阶段和早奥陶世的隆-坳相间阶段,并控制了优质成藏区带的分布。结合近期勘探研究进展,依据源-储组合和空间分布,划分出了基于主控因素的4类成藏区带：潮缘滩白云岩成藏区、奥陶系盐下台内丘滩成藏区、西部双滩带白云岩和页岩成藏区以及岩溶-滩相白云岩成藏区。不同区带显示出了不同的成藏条件和主控因素,需要选择针对性的勘探策略。     

鄂尔多斯盆地乌审旗古隆起对岩溶气藏的控制机理

随着鄂尔多斯盆地北部中国石化大牛地区块一系列深井的钻探成功,发现乌审旗古隆起对奥陶系马家沟组的成藏起着重要的控制作用。在充分利用盆地北部钻井、地震和分析化验资料的基础上,研究乌审旗古隆起的形成与演化对下古生界成储和成藏的控制作用。结果表明：(1)乌审旗古隆起形成于新元古代,一直持续活动到奥陶纪末,具有“水上、水下交替发育”的特点,可分为5个演化阶段;(2)乌审旗古隆起在早古生代的持续活动造成了其东侧断裂系统发育,这些断裂为加里东期—海西期马家沟组岩溶作用提供了通道,形成深层岩溶储层;(3)乌审旗古隆起上沉积水体较浅,利于微生物岩的形成和准同生白云石化,可以形成白云岩孔隙型储层;(4)乌审旗古隆起东侧的断裂是成藏期天然气运移的主要通道,断裂沟通了多套储层,具有“三向供烃、断裂控储、立体成藏”的特征。该研究为鄂尔多斯盆地下古生界奥陶系的立体勘探提供了一种新模式。     

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鄂尔多斯盆地北部为气源运移的指向区，具有较好的生储盖条件。下古生界气源岩为下奥陶统马家沟组碳酸盐岩，上古生界气源岩为石炭系太原组和二叠系山西组碎屑岩；下古生界储集层为马家沟组风化壳，上古生界储集层为石炭系本溪组、太原组和二叠系山西组、下石盒子组，前者以碳酸盐岩为主，后者以碎屑岩为主；下古生界风化壳气藏的区域盖层为石炭系底部的泥岩、铝土岩及铝土质泥岩，上古生界气藏的区域盖层为二叠系上石盒子组泥质岩。由于天然气聚集于两个不同的领域，其成藏各具特点，因而天然气富集控制因素就有所不同：下古生界天然气富集主要受气源、区域性岩相变化、盖层及古地貌影响，而控制上古生界天然气富集的决定因素有气源、砂岩体、局部构造的发育程度及源岩生烃期与圈闭形成期的匹配。     

阿尔及利亚三叠盆地GUERARA地区石油地质条件分析

GUERARA区块位于阿尔及利亚三叠盆地北部,该盆地油气资源十分丰富,阿尔及利亚油气原始地质储量的70%位于该盆地。盆地内目前发现的油气藏类型主要为岩性、地层尖灭及背斜复合型油气藏。区内主要烃源岩为志留系海相泥岩,次为奥陶系泥岩;主要储层为三叠系砂岩,次为奥陶系及寒武系石英砂岩。构造圈闭以低幅度背斜为主。在对该区基本成藏地质条件研究的基础上,指出志留系烃源岩的发育程度及储层物性控制油气藏分布;海西不整合面及其上下砂岩为油气侧向运移提供了路径,北东向断层及伴生的微裂缝为油气的纵向运移提供了通道,并优选出该区阿古圈闭发育带和布艾沙圈闭发育带是油气勘探突破的有利区带。      

安岳气田震旦系、寒武系气藏成藏条件及勘探开发关键技术

四川盆地震旦系-下古生界的勘探可追溯至20世纪50年代中期,其勘探过程曲折,对勘探经验进行总结可以为四川盆地深层碳酸盐岩油气勘探提供借鉴。安岳特大型气田成藏主要受德阳-安岳台内裂陷和川中古隆起共同控制;台内裂陷控制规模生烃中心和高效成藏组合,安岳特大型气田具有近源成藏的特征;台内裂陷边缘带、古隆起高部位控制储层发育,有利相带大面积分布,叠加古岩溶作用改造,储层规模分布;台内裂陷、古隆起联合控制规模圈闭的形成和油气富集。气田主力层系龙王庙组、灯影组四段、灯影组二段气藏特征和成藏主控因素有显著差异。龙王庙组气藏属构造背景下的岩性气藏,继承性发育的古隆起是储层形成、油气聚集成藏的关键。灯影组四段气藏主要受大型构造-地层复合圈闭控制,灯影组二段气藏为构造圈闭气藏。灯影组大气田分布受台内裂陷和古侵蚀面控制下的烃储近源匹配和上倾方向的地层封堵控制。针对安岳气田勘探开发形成了储层地震精细描述技术、气层测井精细评价技术、复杂地层快速钻井技术、高温高压气层改造技术等配套技术系列。技术的进步为特大型气田高效勘探、开发提供了有力的技术保障。     

塔里木盆地玉北地区奥陶系鹰山组油藏成藏特征及主控因素

油气成藏主控因素不明是目前制约玉北地区油气勘探的主要原因。玉北1断裂带成藏特征研究表明,玉北1井区奥陶系鹰山组油藏为受不整合控制的、与碳酸盐岩古岩溶有关的岩溶-缝洞型油气藏。鹰山组碳酸盐岩发育孔隙、孔洞、裂缝3类储集空间,从而形成裂缝-溶蚀孔洞型、裂缝型、孔洞型3类储层,其中裂缝-溶蚀孔洞型储层是该区最重要的储层类型。油藏范围主要受分布不均一的岩溶缝洞储集体控制,储层非均质性极强,具有大面积叠置连片和不均匀含油特点。鹰山组油藏经历多期成藏,海西晚期为主成藏期。油气成藏主控因素研究表明,玉北地区油气聚集成藏主要受油源、储层、输导体系和盖层的综合控制。油源是该区油气成藏的基础;断裂、不整合面构成的立体输导网络,为油气运移提供了优质的运移通道;储层发育程度控制了油气藏的形成及规模;巴楚组下泥岩段、中泥岩段等区域性盖层为油气保存提供了保障。在成藏特征和成藏主控因素分析的基础上建立了"断裂通源,网状输导,储层控富,海西晚期成藏,后期调整"的玉北地区奥陶系鹰山组油气成藏模式。     

渤海湾盆地黄骅坳陷古生界煤成凝析气藏特征、主控因素与发育模式

近年来,黄骅坳陷乌马营潜山二叠系碎屑岩和歧北潜山奥陶系碳酸盐岩取得高产煤成凝析气流,证实古生界潜山具有良好的凝析油气勘探潜力。系统分析了黄骅坳陷古生界凝析气藏的地质特征、流体性质、成藏主控因素等,剖析了典型古生界凝析气藏储-盖组合、煤系烃源岩生烃期次、油气充注期次及凝析气藏成因,明确了古生界煤成凝析气藏的发育模式。研究认为黄骅坳陷古生界发育多套优质储-盖组合,为凝析气藏的形成提供了优越的储集与保存条件。石炭系—二叠系煤系烃源岩于早白垩世、晚新生代两期生烃,具有"早油晚气、晚期为主"的生烃特点,是形成凝析气藏的关键因素。油气两期充注成藏,早期以原油充注为主,晚期以天然气充注为主,以晚期充注为主,晚期天然气对早期古油藏进行气侵改造,形成凝析气藏。建立了"两期生烃、早油晚气、气侵成藏"的成藏演化模式,构造稳定期与生烃高峰期相匹配,利于凝析气藏的大规模保存。黄骅坳陷古生界煤成凝析气藏的勘探发现与理论认识,对于渤海湾盆地石炭系—二叠系发育区开展凝析油气勘探具有重要指导与借鉴意义。     

鄂尔多斯盆地奥陶系储层展布及勘探潜力

鄂尔多斯盆地奥陶系沉积时期,处于“三隆两鞍两坳陷”的古构造格局。3个隆起在平面上呈“L”型展布,共同控制着奥陶系的沉积相带,并控制着不同类型储层的区域展布。奥陶系主要的储集类型包括东部坳陷的盐下储集体、古隆起斜坡带的风化壳岩溶储集体、古隆起鞍部的马家沟组四段白云岩储集体、古隆起西部的中奥陶统重力流储集体和古隆起南部斜坡带的生物礁储集体。风化壳岩溶是最有利的储集体,在该储集体中目前已发现靖边大气田。其他4种类型储集体的勘探虽然还未取得实质性进展,但结合储层特征及油气运聚分析,仍存在较大的勘探潜力,是开拓鄂尔多斯盆地下古生界油气勘探新领域的关键所在。     

塔里木盆地奥陶系油气成藏规律与勘探方向

塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩油气显示普遍,但发现的油气田(藏)少.针对目前在塔里木已经发现的一批以奥陶系为主要产层的油气田(藏),总结油气成藏规律和富集主控因素,有利于分析有利勘探方向和领域.从塔里木盆地奥陶系地层结构、储层类型、盖层条件和含油气系统(烃源岩、主要生排烃期、含油气系统划分)分析入手,解剖了目前已发现奥陶系油气藏油气平面分布和纵向分布特征,认为塔里木盆地奥陶系以碳酸盐岩缝洞型油气藏为主,具有大面积连片或成带分布的特征.进一步结合前人认识总结了塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩成藏规律为:与烃源岩生排烃期相匹配的、发育在古隆起、古斜坡背景上的岩溶缝洞储集体,或受深大断裂带控制的多成因类型的缝洞型储集体,具有大范围富集成藏的特征,储集体发育程度是控制油气成藏差异的关键因素.同时提出,需要用动态的视角认识奥陶系的成藏过程和用辩证的思维优选碳酸盐岩勘探领域与目标.在此认识下综合分析认为,塔河油田奥陶系深层和顺南-古隆地区奥陶系是当前发现大、中型油气田(藏)的最现实目标.     

塔里木盆地麦盖提斜坡构造演化及油气地质意义

为分析塔里木盆地麦盖提斜坡的有利成藏条件,并提出下一步有利区带和部署建议,从地震和钻井资料入手,运用叠合盆地构造解析方法,在动态分析麦盖提斜坡形成过程的基础上,分别研究了东、西两段的构造带特征与成因,并阐述其油气勘探意义.研究认为,多期构造演化与东西差异演化是东、西两段油气成藏条件、运聚背景和重点勘探层系明显不同的关键.西段处于斜坡背景上的海西晚期构造带,保存条件好,与断裂紧邻的上倾方向的上古生界岩性体是控制油气成藏与富集的关键因素.斜坡东段位于和田古隆起,玉北1井区构造处于加里东中、晚期与海西晚期的构造应力叠加区,更有利于奥陶系岩溶缝洞型储层的发育.玉北1井东部潜山带下奥陶统暴露区上覆一定厚度的地层,对溶蚀孔、洞、缝的有效保留更有利,也值得选择性探索.     

波斯湾盆地Khuff组成藏组合地质特征

Khuff组成藏组合是波斯湾盆地最重要的天然气成藏组合,二叠系Khuff组储层和层间硬石膏盖层构成了成藏组合的基本要素。下志留统Qusaiba段热页岩是Khuff组成藏组合的烃源岩,其分布广、有机质含量高,在晚白垩世大面积成熟生烃,而大部分圈闭形成早于主生烃期,且基底断裂发育,充当了烃类由Qusaiba段热页岩向Unayzah组砂层运移的垂向通道,Unayzah储层充当了主要的油气平面运移通道;面积广阔、沉积相稳定的Khuff组内碳酸盐岩和硬石膏旋回层序既提供了储层,也提供了成藏组合内绝大部分气田的优质盖层。同时,储层的原始物性好,鲕粒、球粒、生物泥粒灰岩及粒屑灰岩都具有很好的印模孔隙和粒间孔隙,此外,后期的淋滤作用加上白云岩化产生的晶间孔隙极大地改善了储层的质量。在大部分区域内,后期断层活动并没有破坏盖层的封闭性,天然气资源的散失量小。Khuff组成藏组合的未来勘探地区主要分布在Qusaiba段烃源岩的成熟区内,最有潜力的地区为层间硬石膏与Qusaiba段烃源岩成熟区重合的部分,包括波斯湾水域、波斯湾西北部及加瓦尔油田以南地区。大型低幅度构造的识别是将来的重点工作之一,同时,由于中东地区油气勘探生产的经济门限较高,相对较小规模的油气藏的开发要依赖高气价的推动作用。     

中东鲁卜哈利盆地古生界致密砂岩储层特征及评价

中东鲁卜哈利盆地古生界Unayzah组和Sarah组发育致密砂岩储层。薄片鉴定结果表明,其岩石类型以石英砂岩为主,少量的岩屑砂岩、岩屑长石砂岩、岩屑石英砂岩和长石石英砂岩,孔隙类型主要为残余粒间孔。胶结类型及发育程度与沉积环境密切相关。利用压汞法及电镜扫描结果测定了储层的孔隙结构。结果表明,岩石孔喉分布范围较大,小孔隙、细喉道的样品比例较高。根据毛细管压力曲线特征,大多数样品属于储集岩的范围。分别对每一组致密砂岩储层的岩石样品进行了孔隙度和渗透率的测试,结果表明Unayzah组和Sarah组储集性能较好。确定储层参数下限,提出了储层分类评价的标准,对储层进行综合评价。结果显示,Unayzah组纵向上Ⅰ类储层及Ⅱ类储层较为普遍发育,储集性能较好,属于中-好储层;Sarah组总体储集性能较Unayzah组差,以Ⅱ类和Ⅲ类储层居多,属于中-差储层。     

黄骅坳陷下古生界深潜山油气聚集条件及成藏因素分析

黄骅坳陷各洼槽区断裂发育,深潜山带构造类型多,分布面积广,且沙二—三段和石炭系—二叠系两套烃源岩热演化程度高,成藏条件有利;下古生界储集岩受潜山上覆地层分布范围及受剥蚀程度差异、断裂发育程度和潜流带发育程度这3种因素影响,其部分深潜山构造带上碳酸盐岩岩溶带也比较发育,故下古生界深潜山带具备了油气聚集有利条件。尤其是深潜山还具备5个有利成藏因素:即油气充注期较早,油气运移距离近,多期捕获油气,深层气多、储集条件要求较低,油气后期保存条件优越;但该区深潜山形成油气富集的关键因素取决于"供油窗"的存在或发育程度。南大港和港东两个深潜山带是重点目标区,但要解决的关键问题为:前者是南大港断裂和歧北断裂一侧下古生界碳酸盐岩地层是否存在"供油窗";后者是奥陶系潜山圈闭是否落实。     

塔里木盆地下古生界碳酸盐岩油气成藏特征

沙参2井实现了塔里木盆地下古生界碳酸盐岩的首次重大突破,推动了塔中油田、塔河油田及和田河气田的相继发现和大油气田勘探理论的持续创新,逐步建立起盆地下古生界海相碳酸盐岩油气成藏理论.对盆地下古生界成藏地质条件与典型油气藏综合研究表明,稳定的古隆起古斜坡、多套非均质碳酸盐岩储集体、充足的油源供给与多期成藏等要素的配置控制了大型碳酸盐岩油气田的形成与分布;塔北沙雅隆起南坡受加里东-海西期岩溶叠加改造形成了复式的缝洞成藏系统,受满加尔、阿瓦提两大生烃坳陷多期的油气充注改造形成了复杂的油气藏类型,单个缝洞型油气藏具有相对独立的油-气-水系统,平面上叠合连片含油气、不均匀富集;塔中卡塔克隆起下古生界具有典型的复式成藏特征,从寒武系往上部层系气/油比逐渐降低,油气富集规律相比塔北更复杂,总体表现出"平面分块、纵向分层、多点充注、相对高点富集"的特点;和田古隆起是具有优越成藏条件的早古生代三大古隆起之一,已发现了受不均一岩溶缝洞体控制、不均匀含油的玉北奥陶系油藏,但近期的勘探进程表明该区成藏条件及油气富集规律尚不明朗.塔北沙雅隆起南坡及围斜区、卡塔克隆起及北坡顺南-古城地区是奥陶系油气勘探的现实领域,而顺托果勒低隆、麦盖提斜坡、塘古巴斯坳陷玛东冲断带和塔北、塔中-巴楚寒武系-奥陶系深层是重要的接替领域.     

北非三叠盆地 H 区块储层特征及主控因素分析

三叠盆地是非洲北部阿尔及利亚的大型复合含油气盆地,油气成藏条件优越。 三叠系 Tagi 组和奥陶系 Hamra 组砂岩为该区的主要储层,研究其特征及控制因素对该地区的油气勘探具有重要的指导意义。结合区域地质资料,通过岩心和薄片的观察对三叠盆地 H 区块 Tagi 组和 Hamra 组砂岩储层的岩石学特征、沉积相特征、物性特征、微观孔隙类型进行了研究。 结果表明：研究区 Tagi 组主要发育河流相石英砂岩和岩屑石英砂岩,结构成熟度和成分成熟度均为中等,储集空间以粒间孔和粒间溶蚀孔为主; Hamra 组发育滨岸相石英砂岩和长石石英砂岩,结构成熟度和成分成熟度均较高,储集空间主要为溶蚀作用产生的裂缝和少量的溶蚀孔。 物性数据显示这 2 套储层均为特低孔、特低渗和低孔、低渗储层。 Tagi 组储层发育的主控因素是沉积作用,成岩作用对其具有一定的改造作用;Hamra 组储层主控因素为溶蚀作用。 预测该区三叠系 Tagi-2 段是优质储层发育的层段,勘探潜力极大。     

准噶尔盆地南缘前陆冲断带油气成藏组合及控制因素

探讨了准噶尔盆地南缘前陆冲断带的油气成藏组合后认为,该带烃源岩和储层发育,盖层封盖性能较好,并且具备形成异常压力封存箱的条件。根据成藏组合要素和发育匹配关系,将该带的成藏组合分为以侏罗系和二叠系烃源岩生、三叠系和侏罗系储的下部自生自储型,以及以侏罗系和第三系烃源岩生、白垩系和第三系储的上部下生上储型两大类,进而细分为二叠系—侏罗系深部组合、侏罗系中部组合和第三系上部组合3个亚类。通过对生储盖层演化历史分析,认为成藏组合发育的主要控制因素是烃源岩的发育程度、断裂构造、盖层和异常压力封闭,明确了准噶尔盆地南缘前陆冲断带上部下生上储成藏组合是最为有利的勘探组合。      

DEPOSITIONAL AND DIAGENETIC BARRIERS,BAFFLES AND CONDUITS: PERMIAN – CARBONIFEROUS UNAYZAH RESERVOIR,NUAYYIM FIELD,CENTRAL SAUDI ARABIA

The Unayzah Formation is one of the most important Palaeozoic reservoir systems in Saudi Arabia. In the Nuayyim field, Central Saudi Arabia, it produces light, sweet crude oil and consists of three main reservoir units, in descending stratigraphic order: Unayzah A, B and C. These reservoir units include a wide range of depositional facies deposited under a variety of climatic conditions, from high‐latitude glacio‐fluvial to more temperate playa/lacustrine, floodplain and braided‐fluvial to hot‐arid aeolian environments. Together with the diagenetic changes superimposed on the various depositional facies, this has produced complex reservoir heterogeneity. The effects of this diagenetic and sedimentologic complexity on reservoir quality and compartmentalization are the subject of this paper. Approximately 816 ft of core and 611 core plug samples were examined from three wells which penetrate, completely or in part, the Unayzah reservoir. We combine petrographic and scanning electron microscope analysis with porosity and permeability data and calculated pore throat dimensions to identify fluid conduits, barriers and baffles to fluid flow. A rock classification scheme is proposed which takes into account whether the pore‐level control on fluid flow is due to depositional or diagenetic processes and the composition of depositional or diagenetic phases within the pores. Distinguishing depositional versus diagenetic controls on fluid flow is important for predicting the three‐dimensional geometry of conduits, barriers and baffles, and a priori knowledge of potential reactions between injected fluids and reservoir rocks is important for designing enhanced oil recovery fluids. In the three wells studied, it appears that the Unayzah reservoir is compartmentalized vertically due to the occurrence of diagenetic and depositional barriers and baffles. There is insufficient data to assess the lateral or areal extent of the barriers, baffles and fluid conduits, but the understanding of pore‐level controls on reservoir quality and the rock classification schemes introduced here will provide a starting point for future studies. These studies should combine well logs, seismic and engineering data with data presented here to assist mapping conduits, barriers and baffles across the field. The proposed classification schemes may also prove to be useful for assessing reservoirs in other fields both within Saudi Arabia and elsewhere.