松辽盆地富拉尔基油田油气输导体系

通过对松辽盆地西斜坡北部300余口探井的沉积学和石油地质学分析,研究下切谷充填体对富拉尔基油田油气成藏的输导作用。富拉尔基油田的主力产层是姚家组二、三段砂岩,油气主要来源于80 km以东的齐家—古龙凹陷,油气远距离运移的输导层主要为充填下切谷的逐层超覆砂岩复合体。向盆地方向,下切谷充填体与齐家—古龙凹陷的三角洲砂体叠覆衔接;向盆地边缘方向,下切谷充填体与最大湖泛期形成的滨浅湖砂质滩坝叠覆衔接,形成三角洲—下切谷充填沉积体—滨岸砂质滩坝叠覆的富砂沉积体系。向盆地方向,三角洲砂体分叉尖灭在泥岩(成熟烃源岩)中,将有效烃源灶生成的油气输导至下切谷充填体中,沿下切谷底界面溯源逐层叠置超覆的下切谷充填沉积体远距离输导油气,上倾尖灭的滨浅湖砂质滩坝岩性圈闭捕集油气,形成富拉尔基油藏。与下切谷充填体相关的富砂沉积体系中,有效油气输导体系局限于杜412井—杜71井—杜65井—江39井—江41井及富拉尔基油田一线。单纯油气输导通道为油气浸染程度高、残余油饱和度低的产水层,北西向串珠状分布的白音诺勒、二站、阿拉新、江桥等油气田的形成与这一油气有效输导体系密切相关。图7参47     

松辽盆地北部西斜坡嫩江组一段S1砂组沉积体系分析

综合利用286口探井的岩心、录井及测井资料,通过详细的沉积学分析,查明了松辽盆地北部西斜坡嫩江组一段发育的砂体是湖底扇.嫩江组一段S1砂组沉积时期,湖岸线在盆缘坡折附近波动时,受盆缘陡坡的控制,在西部斜坡形成了分布较为广泛的湖底扇.这种湖底扇的沉积特征是砂岩层夹在厚层暗色泥岩中,上下均呈突变接触关系.单层厚度大于2m的...     

松辽盆地北部生物气和低熟气成藏主控因素

针对生物气和低熟气的地质特点,从生物气和低熟气的形成条件研究入手,深入分析源岩、构造、储层等对气藏的控制作用,认为松辽盆地北部具备较好的生物气和低熟气形成条件,生物气和低熟气资源丰富,初步计算资源量约1×1012m3,资源潜力巨大.气藏受气源岩、砂体和断裂3种因素控制;气源岩区控制气藏的宏观分布范围;薄层、砂地比10%～35%储集体控制了气藏的分布,沟通气源岩与砂体的断裂带是气藏聚集的有利地区.具有下生上储的成藏特点,主要为构造-岩性气藏类型.预测了生物气和低熟气气藏的有利分布地区,为下步勘探指明了方向.     

低渗透气藏压裂井不稳定产能分析

低渗透气藏中大多数气井自然产能较低,需要实施压裂改造措施后才可获得经济开发.同时,这类储层中往往具有较高的束缚水饱和度,气体渗流时一般不遵循达两定律,而是存在启动压力梯度影响的低速非达西渗流.为此,建立并求解了低渗透气藏考虑启动压力梯度影响的有限导流垂直裂缝井不稳定渗流的数学模型,绘制并分析了不稳定产能典型曲线.分析结果表明:随着生产时间增长,启动压力梯度对气井产量影响显著,启动压力梯度越大,气井的产量下降就越快.裂缝导流能力和表皮效应均对压裂气井初期产能影响显著.导流能力越大,压裂气井的产量就越高.随着裂缝导流能力的增加,气井的增产幅度不断降低.表皮效应越严重,裂缝气井的产量就越低.这对深入认识低渗透气藏有限导流垂直裂缝井的生产动态具有重要意义.     

“盆”“山”耦合在异常高压盆地流体研究中的应用

这是以"盆""山"耦合理论指导盆地异常高压研究的首次尝试。异常高压的成因和分布特征主要取决于区域构造应力场,在挤压型盆地中形成异常高压的主控因素是挤压应力和天然气(油气)充注,异常高压呈平行造山带的(宽)带状或连续的面状分布;拉张型盆地和剪切—拉分盆地的主控因素是热作用。异常高压在拉张型盆地中为散点状或被分隔的面状分布,在剪切型盆地中呈点状或散点状分布。不同类型的盆地内断裂的产状不同,决定了异常高压有不同的传导方向,挤压—反转时异常高压的保存或释放(泄压)也各具特点。这为"盆""山"耦合从指导盆地动态演化的研究发展引伸为指导储层和流体动态演化的研究跨出了重要的一步。     

松辽盆地西部斜坡青山口组三段中上部岩性地层圈闭有利区带预测

松辽盆地北部西部斜坡青山口组三段中上部具有形成岩性地层型圈闭的地质条件。利用钻井、地震等资料,将青三段划分为3个四级层序和6个四级层序的体系域,在分析各体系域的沉积微相特征及分布规律、有利砂体分布和青山口组三段顶面构造特征的基础上,建立各四级层序不同沉积相带的组合及其与油气运聚、构造特征的匹配关系,进行岩性地层圈闭的有利区带预测。研究结果表明:松辽盆地北部西部斜坡岩性地层圈闭发育区划分为A、B、C、D、E区,A岩性地层圈闭区是下一步油气勘探和石油地质研究最重要的对象,B岩性地层圈闭区中北部、C岩性地层圈闭区南部、D岩性地层圈闭区北部、E岩性地层圈闭区东侧北部在下一步油气勘探和石油地质研究中也值得重视。研究思路和结果对松辽盆地西部斜坡及具有相似地质条件地区的油气勘探具有指导意义。     

长垣南部—古龙地区黑帝庙油层沉积特征及成藏响应

黑帝庙油层是目前松辽盆地北部勘探程度最低的油层,近来长垣及古龙地区多口探井在黑帝庙油层获得了工业油气流,展示了良好的勘探前景。为了进一步明确其成藏特征及有利勘探目标区,应用录井、测井、试油、地球物理等相关资料,对长垣南部—古龙地区黑帝庙油层开展了层序地层、沉积相、砂体及含油气性研究。研究结果表明,该区黑帝庙油层嫩江组二、三段为湖泊—三角洲沉积环境,嫩二段底界(T07反射界面)为最大湖泛面,随后基准面开始下降,湖盆范围逐渐缩小,在东北部物源的持续供给下形成嫩二段—嫩三段的进积型三角洲前缘相沉积体系。在嫩二段上部—嫩三段识别出5个准层序组:H23、H13、H32、H22、H12,分别对应了三角洲前缘相的五次进积,使得砂体在纵向上呈现出从下往上逐层叠覆分布的特征。各层砂体的规模不同,控制了油气的分布范围:纵向上,油气优先富集于下部砂层组,为纯油层,向上过渡为油水同层;平面上,纯油层从东向西迁移并赋存于单井最下部砂层组;同时,由于三角洲前缘相砂体的推进,古龙地区H13→H32→H22含油范围逐渐增大,H12由于离源岩较远,含油范围减小,至H1油层组油气分布寥寥。对黑帝庙油层沉积和成藏特征的研究,为下一步勘探目标区的优选提供理论依据。     

松辽盆地北部扶余油层致密油特征及勘探对策

扶余油层是松辽盆地北部油气勘探主力层系,是一套以青山口组一段为源岩和以泉头组三段、四段河流一三角洲相致密砂体为储层的上生下储型成藏组合。扶余油层的致密油具有源岩条件好、储集体类型多样、源储匹配关系好的特点,但单一砂体规模小、连续性差、储层物性差、孔喉结构复杂。油气沿广泛分布的通源断裂下排,匹配的断砂疏导体系决定了油气平面及纵向分布。松辽盆地北部中央坳陷区内砂岩厚度大,砂地比适中,易于形成致密油气藏,整体呈现大面积连片含油特征。采用孔隙度与渗透率交会法、含油产状统计法综合确定了扶余油层致密油储层的物性下限及分类标准,进一步明确了致密油的分布规律及勘探对策。