松辽盆地北部三肇凹陷卫星油田扶余油层油气富集规律

在油气藏类型及分布规律研究基础上,采用油气分布与成藏条件叠合分析方法,对松辽盆地三肇凹陷源外斜坡区卫星油田扶余油层油气成藏主控因素进行了研究。结果表明,扶余油层发育断层-岩性、岩性和断背斜3种类型油气藏,其中受储层连通性差和多方位断层分割影响,断层-岩性油藏为最主要类型。扶余油层油气成藏主控因素为:三肇凹陷向斜区青一段优质烃源岩提供了油气富集先决条件;北西向断层密集带边界断层组成油气运移优势通道;断层密集带两侧反向断阶圈闭为油气主要富集部位,其中背形圈闭反转系数越大含油性越好。最终建立卫星油田扶余油层"源-路-圈"控藏的源外斜坡区油气成藏模式:源内向斜区优质烃源岩供烃-近源斜坡区分流河道"桥连"油源断层输导-源外斜坡区断层密集带正向构造圈闭聚油。     

松辽盆地北部G地区葡萄花油层储层特征及主控因素分析

以层序地层学、储层地质学、沉积岩石学理论为指导,结合岩心观察、薄片鉴定、物性分析、X-衍射等测试方法,对松辽盆地北部G地区葡萄花油层储层特征及其主控因素进行了深入的剖析。研究表明,区内葡萄花油层岩性主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩,结构以细砂岩、粉砂岩为主;孔隙类型主要为残余原生孔隙;依据岩石结构、孔隙类型及埋藏深度将储层划分为4类;碎屑粒度、填隙物、压实作用及沉积相带为区内储层的主要控制因素。     

扶余油田扶余油层与杨大城子油层分层开采试验研究

扶奈油田杨大城子油层2004年根据三维地震解释成果新增了探明石油地质储量,但其一直与扶余油层合采,由于沉积环境和物性的差异,合采层间干扰大,杨大城子油层产能不能有效发挥。通过对杨大蛾子油层的动用状况、生产动态情况、资源潜力等进行分析评价,明确了扶杨分采的可行性,并成功开辟了扶杨分采试验区,在此基础上,明确了扶余油田扶杨分采的潜力,并逐步扩大实施,为扶余油田二次开发奠定了基础。     

吴起地区长8油层组油藏主控因素分析及开发目标优选

吴起地区长8油层组油藏资源潜力大,是下步增储上产的主力层系。对吴起地区长8油层组沉积微相、砂体展布及物性特征等进行详细的评价分析,在该基础上,开展油藏主控因素研究。结果表明,区内长8油层组油藏源储配置良好,水下分流河道为油气富集的有利相带,油气富集程度主要受砂厚、渗透率、孔隙度等参数的控制。同时参考已有的试油数据,建立了以砂厚、孔隙度、渗透率等为参数的有利区分类评价标准,将长8油层组油藏有利区块分为3类,其中Ⅰ类3个、Ⅱ类6个、Ⅲ类3个。     

松辽盆地南部金山气田成藏模式及气藏主控因素分析

为分析气藏的主控因素并明确有利储层的展布,结合区域地质背景及测录井、地震等资料,分析了金山气田的烃源岩、储集层、盖层的特征和展布以及油气运移通道的方式。金山气田的烃源岩有机碳含量较高,有机质类型以腐殖型Ⅲ型为主;储层物性呈低孔低渗致密特征,油气运移通道主要以断裂和连通砂体为主。总结了该气田的成藏规律并初步建立了成藏模式:金山气田为下生上储、断砂输导、盖层封堵的成藏模式,沙河子组为最有利的储集层发育层位。据此综合分析了研究区的构造特征、沉积砂体特征,结合完钻井的试气试采动态资料开展了储层发育影响因素研究,并对该气藏的主控因素进行了分析。研究表明,金山气田储层具有河道控砂、微相控储和层状分布的特征,气藏具有岩性控藏、差异聚集和丰度控产的特征,以此指导有利储层展布规律认识和井位部署。     

陆丰凹陷西南部文昌组资源潜力及油气成藏主控因素分析

近年来,陆丰凹陷西南部油气发现仍呈现局部化特点,勘探成效不及预期,因此有必要对各新生代洼陷勘探潜力进行再认识.综合利用区域地质背景、已钻井、地震等资料,对构造演化、地层结构及古近系文昌组沉积相等进行了分析,在洼陷结构、构造、沉积充填特征基础上,采用该区已钻遇文昌组半深湖深湖亚相烃源岩地化指标,利用Trinity软件采用盆地模拟法对凹陷西南部各洼陷文昌组资源量进行了预测,并分析了其成藏主控因素和有利勘探方向.研究表明,该区域各洼陷均发育一定规模的文昌组半深湖深湖亚相优质烃源岩,地震剖面上表现为典型的低频、连续、强振幅平行亚平行席状地震反射特征;从资源潜力看,综合洼陷的地震相解释结果、已钻遇的文昌组地球化学指标等,盆地模拟结果显示凹陷西南部6个洼陷的资源量合计近20×108 m3油当量,其中4个洼陷资源量大于3×108 m3油当量,具有较大的油气资源潜力;从成藏主控因素看,已钻井分析结果显示油气运移是该区油气成藏的主控因素,断层圈闭的封堵性也是重要因素;从有利勘探方向看,在生、储、盖、圈、保类似的条件下,目标区带油气汇聚结果与主力烃源岩翘倾方向关系密切.     

乌尔逊凹陷乌东油田成藏模式及主控因素研究

乌东油田是大庆油田海拉尔盆重点探区,研究其成藏模式及其主控因素对于勘探开发具有重要意义.研究表明,乌东油田油气成藏模式可分为油源断层与油气封闭断层配置的侧向运移油气成藏模式和油源断层下降盘封堵侧向运移后期油气调整成藏模式;油气藏的形成受油源、断层、构造等配置关系的控制,油气主要来自乌南次凹,生油时间为白垩系下统伊敏组至白垩系上统青元岗组沉积期,切割新老地层长期活动的油源断层为大量油气运移提供通道.     

扶余油层致密油水平井优化设计及随钻调整技术

大庆长垣扶余油层致密油资源潜力大,以常规方式难以开发动用,近3年在扶余油层采用长井段水平井钻探以提高单井产能,而扶余油层储层主要以河流相沉积为主,砂体薄,连续性差,河道摆动快,水平井砂岩钻遇率低,为此开展了长井段水平井部署设计和精细地质导向研究。形成了扶余油层三优两精水平井部署设计及随钻跟踪调整技术,即优选靶区、优选靶层、优选靶向的三优水平井设计方法,精细分析准确入靶、精细跟踪防止脱靶的两精随钻地质导向调整技术。实践证明该方法大幅提高了水平井砂岩钻遇率,确保水平井在扶余油层致密油储层勘探中取得产能突破,致密油储层单井日产量大幅度提高,约为邻近直井20倍,为致密油储量有效动用提供了借鉴。     

鄂尔多斯盆地J县西南部地区延9、延10油层组成藏控制因素研究

通过对J县西南部地区延安组延9、延10油层组油气成藏条件分析认为,区内具长7油层组为优质的供烃源岩;延9、延10油层组砂体整体上呈南北向展布,为中孔低-中渗储层;延8、延7油层组泥岩为盖层的生储盖组合。J县西南部地区延安组油气富集的主控因素为前侏罗纪古地貌,其控制了油藏顶面构造、储层沉积相及砂体展布、油气运移方向和富集区。     

大庆长垣扶余油层曲流河沉积等时对比研究

以大庆长垣地区扶余油层曲流河为例,以高分辨率层序地层学为指导,应用录井、岩心、测井等资料,通过分析曲流河沉积过程中各结构单元在可容纳空间与沉积物供给速率比(A/S)变化中的地层学和沉积学响应特征,确定曲流河沉积旋回基准面下降到上升的转换面为区域发育的大型河道下切面或成熟古土壤暴露面;基准面上升到下降的转换面为河流相地层内部洪泛面或潮湿型暗色泥岩及决口扇厚度最大位置。研究区目的层段曲流河沉积等时对比外部标志层为泉头组上覆青山口组厚层油页岩内部的自然伽马-声波时差高尖界面,内部标志层为局部稳定发育且可追踪的钙质结核层段、古土壤淋滤面、河道下切面及煤层或炭质泥岩段。等高程对比法适用于地形梯度极小的曲流河沉积,其对比过程中需先以外部标志层结合地层倾角进行地层真实厚度校正。根据河道距标志层高程差和河道厚度划分单期河道期次和等时对比,综合上述方法和等时界面依据,建立了扶余油层曲流河相等时地层格架,明确了河流相储层发育期次、储层砂体连通性和砂泥岩空间配置关系,为扶余油层储层评价和预测提供有力依据。     

古龙地区葡萄花油层沉积微相及油藏特征

古龙地区在构造上由葡西鼻状构造、新肇鼻状构造、新站鼻状构造、他拉哈向斜、古龙向斜和茂兴向斜共6个三级构造单元组成,呈现"凸凹相间、西低东高"的格局.通过测井曲线响应、岩性组合特征等资料对古龙地区葡萄花油层从单井上进行沉积微相划分,发现古龙地区葡萄花油层沉积相主要由浅水三角洲相和浅水湖泊相组成,三角洲相以三角洲前缘亚相为主,湖泊相主要为滨浅湖亚相.三角洲前缘亚相大面积分布,分流河道微相、席状砂微相和河口坝微相分布较广,并且油气显示良好.受构造位置的影响,古龙地区葡萄花油层内既存在滞留型非常规油气藏、半滞留型非常规油气藏,也存在常规油气藏,常规油气藏以复合型油气藏为主.油气藏主控因素主要有古流体压力、砂体类型及空间叠置关系、储层类型、构造类型及分布和断层排列及时间演化等.     

基岩气藏孔缝储层预测及主控因素分析

东坪地区位于柴达木盆地西北部阿尔金山前带,东坪气藏是国内近年来新发现的首个大型基岩气藏。岩心、薄片资料分析表明,东坪地区基岩岩性复杂,主要发育花岗岩和片麻岩,局部发育片岩。储集空间类型丰富,构造缝、溶蚀缝和溶蚀孔并存。研究表明,溶蚀作用形成大量基质孔,改善了储层物性,成为有效储层,而裂缝是关键因素,具有储集空间和渗流通道的双重作用,对于改善基岩储层的储渗条件起着重要的作用。针对研究区岩性和储层复杂的地质特征,充分利用高品质的宽方位地震资料,首先应用先进的流体活动性属性刻画溶蚀孔储层分布,精细描述储层空间形态分布特征;再利用曲率属性识别微小断裂的优势,准确描述基岩内幕裂缝发育的强度和方向;最后应用属性比例融合技术成果综合评价孔缝储层,明确储层的主控因素。     

C区块葡萄花油层储层特征研究

C区块位于松辽盆地三肇凹陷南部,该区块葡萄花油层油水分布复杂,且断裂控制原油聚集。分析了该区块葡萄花油层构造演化和油源断层特征,详细探讨了其原油运聚成藏特征。研究表明,C区块葡萄花油层所在的松辽盆地构造演化经历了断陷期（火石岭组~营城组时期）、拗陷期（登娄库组~嫩江组时期）和构造反转期（四方台组~全新统时期）;主要油源断层为连接青山口组烃源岩与葡萄花油层且成藏关键时期活动的断层;原油从青山口组一段源岩沿油源断层垂向运移至葡萄花油层,原油在葡萄花油层内部短距离侧向运移聚集成藏。C区块葡萄花油层成藏模式为源内垂向运移成藏模式,其油藏类型为断块或断层岩性油藏。     

碎屑岩地层油气藏类型及其形成主控因素

近年来,我国含油气盆地发现了多个大中型碎屑岩地层油气藏,已成为油气增储上产的重要领域.新的油气藏类型的发现,需要不断总结其形成地质理论.通过对典型勘探实例解剖,将碎屑岩地层油气藏类型划分为超覆型、削截型和潜山型3种,其中潜山型地层油气藏可进一步划分为风化壳型和内幕型2种亚类.这些油气藏形成主要受控于不同类型的源储配置,具有不同的油气输导特征:超覆型地层油气藏属于源储分离型,油气主要通过不整合/砂体侧向输导和断裂垂向调整发生长距离运移,分布于斜坡外带及凸起带;削截型地层油气藏和潜山风化壳型地层油气藏属于源储侧接型,油气主要通过不整合/砂体或断裂侧向输导发生短距离运移,分布于斜坡内带及洼陷隆起带;潜山型地层油气藏属于源储叠置型,油气主要通过储层孔隙及裂缝发生近距离运移,分布于洼陷隆起带.该研究成果对于扩大油气勘探领域、明确油气勘探方向等具有一定的指导意义.     

锦16块于楼油层油藏特征控制因素分析

以西部凹陷欢喜岭油田J16块于楼油层油藏特征为例,在对钻井、录井、分析测试和试油等资料综合分析的基础上,讨论了J16块于楼油层的控制因素.研究发现,J16块油藏的形成受构造、沉积相带和储层的控制,但高孔、高渗和砂体厚度不是形成油藏的充分条件,只有三者达到合理配置,才能形成油藏.该区油气富集程度受构造及距离油源的远近的影响,因而在构造高部位及近物源区最具勘探潜力.     

鹿角场-李子坝地区茅口组储层特征及主控因素研究

蜀南鹿角场-李子坝地区茅口组(P1m)为区内的有效储集层,结合岩心观测、薄片鉴定、分析化验等资料,详细研究了该层位的储集空间类型及物性特征,深入剖析了储层发育主控因素。结果表明:区内P1m沉积时期为台内滩沉积环境,岩性以颗粒灰岩为主,亮晶红藻灰岩、虫屑灰岩等次之;主要储集空间类型包括溶孔、溶洞、构造裂缝等;储层物性较差,为超低孔、超低渗储层;储层发育主控因素包括岩石类型、古地貌以及构造作用。     

四川库存烟叶化学成分的差异及其主控因素

为探寻四川库存烟叶化学成分含量差异的主要影响因素,对2009至2011年四川库存441份烟叶的化学成分进行测定,利用哑变量对区域、部位定性变量赋值,并利用一般线性模型(GLM)进行主控因素分析。结果表明:四川库存烟叶总糖、还原糖、烟碱、氯、钾、总氮平均含量分别为23.91%、21.50%、2.44%、0.35%、2.01%、2.14%;部位是影响总糖、烟碱、钾、总氮含量差异的主控因素,其独立解释能力分别为24.52%、56.13%、20.93%、37.84%;区域是影响还原糖、氯含量差异的主控因素,其独立解释能力分别为24.10%、25.88%;年份也是影响钾和总氮差异的因素之一,其独立解释能力分别为20.22%、19.83%。     

准噶尔盆地沙湾凹陷百口泉组致密砂砾岩储层特征及主控因素分析

利用岩心、测井、铸体薄片和扫描电镜等资料,对沙湾凹陷三叠系百口泉组(Tb)的储层特征及其主控因素进行研究。认为研究区储集岩类主要为砂砾岩、砂质砾岩,其次为细砂岩;岩石的成分成熟度、结构成熟度均较低;储层总体属于中低孔-低渗储层;Tb成岩作用较强,处于早成岩阶段B期-晚成岩阶段A期,储集空间以残余粒间孔隙与次生溶蚀孔隙为主;影响Tb储层的关键因素为沉积作用,而成岩作用则是控制储层的主要因素。通过对该储层物性特征和主控因素的分析,可为致密砂砾岩优质储层的评价与开发提供借鉴。     

大庆油田西部斜坡区稠油成因及成藏条件分析

根据大庆油田西部斜坡区稠油物性和区域构造特征,对大庆油田西部斜坡区稠油成因及成藏条件进行了综合分析。西部斜坡区形成稠油的主要原因是水洗作用、氧化作用和细菌降解作用;西部斜坡区稠油成藏条件包括区域性不整合面、断层构成油气运移的主要通道以及平缓构造带为稠油富集提供构造条件;西部斜坡区油藏类型包括地层圈闭油藏和油藏类型。     

郑庄地区煤层气成藏主控因素分析

煤层气作为一种非常规气藏,其成藏过程受煤层本身、上下围岩及多种地质作用的影响,具有其特殊的成藏条件和控制系统。与常规气藏相比,无论在地质成因、储集、开采特征等均有很大不同之处。对郑庄区块地震、井、速度等资料展开研究,从煤层厚度、埋深、储层物性、围岩条件、构造、陷落柱等多方面分析其对煤层气成藏影响,并对煤层气富集成藏区进行合理的预测,为下一步勘探开发提供指导。