二连盆地乌里雅斯太凹陷洼槽区油气成藏有利条件与成藏模式

洼槽区已成为二连盆地富油凹陷增储上产的重要领域,深入认识其成藏条件与成藏模式,是提高勘探成效的关键。通过对乌里雅斯太凹陷南洼槽生烃能力、油气相态、沉积砂体分布、储层特征以及成藏期等分析,探讨了富油凹陷洼槽区油气成藏的主要有利条件及成藏模式。乌里雅斯太凹陷南洼槽洼槽区优质烃源岩较斜坡带更为发育,有效生烃强度大,热演化程度较高,处在油气混相生成阶段。洼槽区砂体来源于西部陡坡带,砂体规模较大,延伸较远,储集空间主要为粒间溶孔、粒内溶孔等次生孔隙,在埋深2 300~2 500 m、2 800~3 000 m区间存在异常孔隙发育带,具备成为优质储层的条件。凹陷存在2期主要生烃及成藏过程：第一期主要在斜坡带发育,烃源岩早期生成的油气聚集成藏;第二期主要在洼槽区发育,成藏动力强,烃源岩中后期生成的油气准连续聚集成藏,形成近源致密油和源内页岩油气成藏模式。乌里雅斯太凹陷南洼槽洼槽区勘探与研究成果对其他富油凹陷洼槽区勘探具有现实的指导意义。     

长岭凹陷层序地层分析

根据较大的区域不整合,长岭凹陷可以划分为泉头组-青山口组和姚家组-嫩江组两个二级层序。以局部不整合、沉积转换面为标志,青山口组可划分出 4个三级层序。位于保康三角洲砂体前缘带的大情字井地区,在层序S1和S2低位体系域中砂岩分布广泛,为该区的主要含油层段。层序地层不仅控制油气藏的类型,而且还控制含油性。据统计,60%的工业油气井位于低位体系域。     

二连盆地东北部下白垩统烃源岩有机相与生烃特征

巴音都兰凹陷与乌里雅斯太凹陷位于二连盆地东北端,相距仅30 km,但两凹陷烃源岩有机相类型存在较大差异:巴音都兰凹陷烃源岩主体为C相,初始氢指数为400~800 mg/g,平均为600 mg/g,烃源岩有机显微组分主要为腐泥组,形成于水体分层的微咸水—淡水还原环境;乌里雅斯太凹陷烃源岩为D/E相,初始氢指数为200~400 mg/g,平均为333 mg/g,烃源岩形成于淡水偏氧化沉积环境,有机显微组分主体为腐泥组、壳质组和镜质组混合型。烃源岩有机相决定生油特征,两凹陷烃源岩在生烃特征方面具有显著差异:主要表现为巴音都兰凹陷原油具有较高含硫量与总胶质量,原油API为15°~30°;而乌里雅斯太凹陷南洼原油API为35°~45°,原油油质较轻。烃源岩有机相差别也造成生烃门限差异:乌里雅斯太凹陷南洼烃源岩主体成熟度比巴音都兰凹陷烃源岩成熟度高;巴音都兰凹陷生烃门限深度为1 500~1 600 m,而乌里雅斯太凹陷南洼生烃门限深度为1 900~2 000 m,比二连盆地其他富油凹陷的生烃门限更深。D/E相烃源岩与典型C相烃源岩(以层状藻和结构藻为主)具有不同的生烃特征,D/E相烃源岩生排烃温度更高,同时排出原油以轻质油为主。     

二连盆地乌里雅斯太凹陷南洼烃源岩有机相与生烃特征

乌里雅斯太凹陷与二连盆地中其他富油凹陷相比在构造特征、烃源岩类型和原油物性方面独具特色,主要体现在凹陷地层厚度大(大于4 500m)、烃源岩类型较差(主体为D/E相)、原油密度轻的特点。烃源岩体精细分析表明凹陷主体发育D/E相烃源岩,初始氢指数(I_(Ho))为200~400mg/g_(TOC),烃源岩有机显微组分主要为腐泥组、壳质组和镜质组混合型。D/E相烃源岩形成于高沉积速率和高陆源有机质输入的超补偿沉积环境,这种偏氧化环境也可解释凹陷中不发育二连盆地其他凹陷普遍可见的以云质泥岩为主的特殊岩性段现象。凹陷D/E相烃源岩主要发育在K_1bt_1和K_1ba,层序上主要位于最大湖泛面上下,烃源岩生烃门限深度为1 900~2 000m;镜质体反射率R_O值主体介于0.5%~1.0%之间,并且K_1ba烃源岩成熟度较K_1bt_1高。D/E相烃源岩与典型C相烃源岩(以层状藻类和结构藻类为主,I_(Ho)值在400~800mg/g_(TOC)之间)在生烃特征方面具有明显不同,D/E相烃源岩生烃门限温度较高,且排出的烃类主要以轻质油为主。目前乌里雅斯太凹陷已发现的原油API主体介于35°~45°之间,为轻质油,并且与二连盆地其他凹陷相比具有高蜡低硫的特点,乌里雅斯太凹陷已发现油气物理性质与D/E相烃源岩在现阶段生成油气特征相符。     

箕状断陷盆地坡折带与隐蔽油气藏勘探--以二连盆地乌里雅斯太断陷南洼为例

箕状断陷湖盆中发育陡坡坡折带和多级缓坡坡折带,它们对沉积、储层的展布和隐蔽油气藏的成藏具有控制作用。以经典层序地层学理论为基础,应用“坡折带”概念,识别出乌里雅斯太断陷南洼缓坡带由三级坡折带组成,深入分析了各级坡折带的成藏特点,认为二级坡折带为最有利的隐蔽油气藏发育带。     

小型箕状断陷盆地坡折带与岩性油气藏勘探——以二连盆地乌里雅斯太断陷南洼为例

小型箕状断陷湖盆中发育陡坡坡折带和多级缓坡坡折带，它们对沉积、储层的展布和岩性油气藏的成藏具有控制作用。本文以经典层序地层学理论为基础，应用“坡折带”概念，识别出乌里雅斯太断陷南洼缓坡带由三级坡折带组成，分析了各级坡折带的成藏特点，认为二级坡折带为最有利的岩性油气藏发育带。     

牛庄地区沙三段远岸浊积扇发育与分布规律

牛庄地区是东营凹陷岩性油藏最为发育的地区之一，其主要储集体是洼陷区的深水浊积扇体。在对牛庄洼陷沙三段层序地层划分与对比的基础上，分析了沙三段中、下亚段浊积扇的沉积特征，研究认为该层段除了发育与三角洲有关的滑塌浊积扇体外，还发育源于凹陷东南部物源体系的远岸深水浊积扇，该类扇体的分布主要受沉积时古地形所控制，是区内最主要的储油砂体类型。     

二连盆地下白垩统层序地层及砂体分布垂向序列

二连盆地是在海西期地槽褶皱基底上发育起来的早白垩世断陷湖泊群,具有潮盆潮侵规模较小、气候条件干燥、湖水咸化、沉积旋回单一、多物源、近物源和粗碎屑等沉积特征,以及发育岩性地层油气藏为主的油气分布特点。本文通过对巴音教兰、乌里雅斯太、吉尔嘎朗图和赛汉塔拉等凹陷层序地层分析,建立了二连盆地下白垩统层序地层综合剖面,并总结了三级层序框架内砂体分布的垂向序列。主要的结论为：其一,受三期幕式话动影响,断陷形成了3个大的沉积旋回和3个区域不整合面,构成了下白垩统3个二级层序；其二,受断陷内翘倾和块断等构造活动的控制,以及三级气候旋回和物源供给因素的影响,下白垩统划分出6个三缓层序；其三,在单断断陷湖盆中,湖泊阶段的早、晚期由于凹陷边界断层活动较弱,断面较缓,陡坡可以发育扇三角洲,在湖泊阶段的中期主要为水下扇砂砾岩体,并在洼槽区发育浊积扇。在整个湖泊阶段,缓坡的扇三角洲和辫状河三角洲砂体交替出现。     

钱家店凹陷胡力海洼陷下白垩统九佛堂组层序地层特征及其油气勘探意义

以层序地层学理论为指导,以钱家店凹陷胡力海洼陷钻井、测井、地震等资料为基础,结合构造演化、沉积环境、气候条件等层序背景分析,将该区白垩系划分1个Ⅰ级层序、2个Ⅱ级层序、6个Ⅲ级层序。其中,SⅢ1(下白垩统九佛堂组)构型完整、特征典型,分别由低位体系域、湖侵体系域和高位体系域组成。针对研究区层序发育特点,在层序地层单元划分和对比基础上,对层序格架内的沉积相类型和沉积体系分布规律进行研究,总结出胡力海洼陷SⅢ1具有近物源、多物源、快速沉降、快速沉积的特点。SⅢ1高位体系域在西部陡坡带发育近岸水下扇,在东部缓坡带发育扇三角洲,在中央洼陷带则以浅湖—半深湖为主,局部区域分布浊积砂体。由于该层段介于两个级别层序(Ⅱ级和Ⅲ级)的湖侵体系域之间,烃源岩和盖层条件良好,且发育多种有利储集体,是胡力海洼陷寻找岩性油气藏的最有利层段。     

二连盆地乌里雅斯太凹陷油气成藏模式及分布特征

乌里雅斯太凹陷独特的地质特征和成藏特点决定其斜坡带是主要的聚油单元,岩性地层油藏是其主要的油藏类型。对油气分布聚集富集规律的研究表明,油气主要赋存在2个湖泛面之间,且主要沿不整合面、湖泛面和断面分布。快速沉降的不整合面有利于形成地层油藏,控层控相的坡折带对油气的分布具有明显的控制作用;油气的分布严格受控于沉积体系,油气的聚集对砂体的成因类型具有选择性,而油气的富集则受控于有利的沉积相带和储集相带。     

二连盆地赛汉塔拉凹陷赛中洼槽岩性油藏勘探

赛汉塔拉凹陷是典型的单断断槽式凹陷,在构造油藏勘探步入低谷的情况下,提出转变勘探思路"下洼寻找岩性油藏"的大胆设想,通过重新处理资料、应用层序地层学方法进行层序划分和体系域研究、精细地震资料解释和精细储层地震反演等技术攻关,选准有利目标取得成功;其洼槽带的油气成藏条件仍然受控于构造背景、油气资源和沉积砂体分布;其岩性油藏主要分布于洼槽带具有构造背景的部位;油藏类型以岩性上倾尖灭油藏和透镜体岩性油藏为主。     

斜坡带岩性油藏的形成条件与勘探技术--以孤岛西部斜坡带沙三段为例

斜坡带是岩性油藏发育的有利区带，也是济阳坳陷油气勘探的重点。以孤岛西部斜坡带沙三段为例，研究了斜坡带构造演化、沉积体系特征及其与油气运移、成藏的关系，指出扇三角洲砂体是形成岩性油藏的基础，断层的同沉积活动控制岩性油藏的形成与分布。通过分析沙三段储层与围岩速度特征，选用测井约束反演技术，对沙三段岩性油藏储层的空间展布进行了预测和描述。预测与实钻结果吻合较好，实钻误差平均为11％。     

埕岛油田东部斜坡带东下段沉积特征及油藏类型研究

埕岛油田东部斜坡带下第三系油藏以三角洲、浊积扇砂体隐蔽油气藏为主，储层埋藏深、厚度变化大，油气成藏复杂。通过对该带的沉积特征、沉积体系和沉积物源的研究，指出其东下段砂体的分布主要受物源和沉积相带两方面控制，砂体只有在有效圈闭情况下才能成藏，并且从构造上总结了三种油藏类型。最后指出该带下一步勘探重点是沿主物源方向展布的、成藏条件良好的各种砂体。     

陆家堡凹陷油藏分布规律探讨

对陆家堡凹陷油藏形成的石油地质条件、已知油藏类型及分布的分析认为：生油区、生储配置关系、储集物性、沉积相带和二级构造带控制了油藏的形成和展布，其中围绕生油洼陷的油藏含油最丰富；夹持或嵌入主要生油层中，储层发育、储集物性又相对较好的九佛堂组上段是主要含油层段；近岸水下扇的扇中和扇三角洲前缘是最有利的相带；凹陷的陡坡带以构造油藏为主，斜坡带以构造-岩性及储层上倾尖灭油藏为主，深陷带主要为透镜状岩性油藏。该结果为陆家堡凹陷下一步的勘探提供了一定的依据．     

冷家油田沙三段储层非均质类型分析

辽河盆地冷家油田沙三段储层以盆底扇及扇三角洲沉积为主。盆底扇储集砂体主要发育于扇中及扇根水道．非均质程度高．非均质类型复杂．扇三角洲储集砂体主要为前缘亚相水下分流河道砂体及滩坝砂体,水下分流河道砂体非均质性类型为线性增加型、滩坝砂体为线性降低型。     

��������ͨ����䵼��ϵ�������˾�

油气运移的通道称为输导层或运载层。研究表明，伊兰－伊通盆地主要发育三种类型的输导管：储层砂体、基岩不整合及断裂。储层砂体、基岩不整合主要作为油气横向运移的通道，断裂既可作为油气的遮挡层又可充当油气运移的通道，这与断裂的性质和活动强度有关，作为运移通道时主要起着担当油气垂向运移的通道或导致油气直接散失的作用。伊兰－伊通盆地可分为岔路河断陷、鹿乡断陷和莫里青断陷3个二级构造单元，上述三个断陷的输导体系存在着差异，并控制了其油气的运聚和分布：①砂体分布特征决定了莫里青断陷油气以近距离运聚为主，而断裂和基岩不整合面也为较长距离运移创造了条件；②双二段砂层是鹿乡断陷大南凹陷生成的油气大规模向五星构造带运移的优质输导管；③断裂在岔路河断陷中起垂向油气运移通道作用，对浅层油气藏的形成和破坏有着双重作用。     

海拉尔盆地贝尔凹陷岩性油藏成藏控制因素

岩性油藏是贝尔凹陷油气勘探和增储上产的重要领域,但对其成藏规律的研究和认识程度仍然较低,极大地制约了岩性油藏的勘探进程。基于测井、地震及物性分析等资料,通过油藏解剖和成藏条件分析,系统研究了贝尔凹陷不同洼槽岩性油藏成藏控制因素及分布规律,认为岩性圈闭、储层物性以及输导通道是该区岩性油藏形成与分布的主控因素。断裂坡折带控制岩性圈闭的发育,即在垂向上,断裂坡折带类型控制砂体类型,主要发育断崖型坡折带形成的近岸水下扇,断阶型坡折带形成的浊积扇以及断坡型坡折带形成的扇三角洲砂体等岩性圈闭;在平面上,断裂坡折带的平面样式控制砂体的空间展布,主要形成断弯型、断接型、断沟型以及交叉型展布形态。砂岩储层临界物性控制岩性圈闭的成藏,只有当砂岩储层的物性高于临界物性时岩性圈闭才具备成藏条件。"断层-轴向砂体"控制岩性油藏的分布,特别是控砂断层下降盘扇三角洲砂体的轴向部位是油气的有利富集区。     

车西洼陷缓坡带下第三系低位扇勘探

对车西洼陷缓坡带下第三系进行了层序地层学研究，建立了缓坡带层序地层模式，并着重对沙四段上亚段低位扇进行了分析。该低位扇为扇三角洲沉积，其展布受控于车西缓坡发育的断裂坡折带。成藏控制因素的分析表明，低位扇的成藏主要受烃源岩、储集层、油气运移路径(同沉积断层和不整合面)及同沉积断层、储层展布控制，油藏类型为岩性-构造油藏。利用该分析成果指导该区低位扇油藏的勘探，取得了良好的效果。     

济阳坳陷陡坡带油气富集特征

依据构造样式和沉积特征将济阳坳陷陡坡带分为板式、铲式、断阶式、坡坪式4种类型。断阶式和坡坪式陡坡带砂砾岩扇体类型多,成藏条件优越,各类油气藏发育完全,在纵向上组成较完整的油气藏序列。板式和铲式陡坡带砂砾岩扇体主要为近岸水下扇,其次为扇三角洲,油气藏类型单一,在纵向上油气藏序列发育也不完整。此外,板式陡坡带由于断裂不发育,沉积相带窄,油气相对贫瘠。油气在断阶式中最为富集,其次为坡坪式和板式,铲式相对贫乏。     

����ľ�����Ҫ���ش�������

塔里木盆地的天然气主要富集在第三系、白垩系、侏罗系、三叠系、奥陶系五个层系中,其主要气藏的储层特征如下。奥陶系主要发育风化壳型储层和内幕型储层,前者主要位于奥陶系顶部碳酸盐岩中,储层类型以裂缝和裂缝—孔洞型为主;后者在塔中地区极为发育,地层中构造缝虽不发育,却可见到大型溶蚀孔洞。三叠系主要发育扇三角洲—湖相储层,它主要分布在塔北地区,储集空间以原生孔隙为主。侏罗系主要发育三角洲—河流相储层,主要集中在塔北地区东河１号构造及库车坳陷依南构造带上,影响该套储层好坏的因素有两个方面：其一是沉积环境,其二是裂缝,这是侏罗系储层形成工业油气藏的关键因素。白垩系主要发育了三角洲前缘相—扇三角洲平原相储层,主要分布在克拉苏构造带,储集空间类型以原生的粒间孔为主。第三系主要发育了冲积扇—洪泛平原相储层,主要分布在轮台断隆构造带,即目前塔里木盆地凝析气储量最大的构造带。