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第六届油气成藏机理与油气资源评价国际学术研讨会

第六届油气成藏机理与油气资源评价国际学术研讨会

  • 召开年：2013
  • 召开地：北京
  • 出版时间： 2013-09

主办单位：中国石油学会

会议文集：第六届油气成藏机理与油气资源评价国际学术研讨会 论文集

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  • 摘要：北票—建昌盆地油页岩分布于下白垩统九佛堂组一段、二段和三段,主要分布于三段,油页岩平均含油率5.15％,低品位油页岩占49％,油页岩品位由南向北变好,盆地北部油页岩累计厚度最大.综合分析表明,影响油页岩成矿的主要因素是古气候、古沉积环境和古构造条件.陆相层序地层研究显示,油页岩主要赋存于水进体系域和高水位体系域,水进体系域每次较大湖侵都形成一套油页岩,油页岩厚度较薄,高水位体系域形成的油页岩层厚度大,分布稳定.
  • 摘要：页岩气作为重要的非常规能源之一,具有巨大的勘探和开发前景.泥页岩的吸附能力决定了能否形成页岩气藏和成藏规模的大小.塔里木盆地侏罗系泥页岩是典型的陆相泥页岩,其对甲烷的吸附符合Langmuir等温吸附关系,最大吸附量主要介于0.5～2 m3/t之间,少量样品在2～4m3/t之间,甚至大于4 m3/t.塔里木盆地侏罗系泥页岩的吸附能力与其有机质丰度、粘土矿物含量以及压力成正比,与岩石样品湿度、温度等成反比.综合对比我国塔里木盆地侏罗系泥页岩与美国五大含气页岩和我国四川盆地下古生界页岩之后,发现它们的吸附能力相近,分布特征、储层特征及地球化学特征相似.塔里木盆地侏罗系泥页岩具有较大的页岩气勘探潜力和开发前景.
  • 摘要：渝东南地区位于重庆地区的东南部,下志留统龙马溪组黑色页岩是重要的生油岩,具有很好的页岩气勘探潜力.对8个泥页岩露头样品的孔隙度、渗透率、X射线衍射粘土矿物和全岩、氩离子剖光、扫描电镜以及等温吸附实验等进行观察和分析,结果表明渝东南地区下志留统龙马溪组泥页岩具有以下储层特征:低孔低渗(孔隙度介于0.3％～18.1％,平均7.26％;泥页岩渗透率介于0.002～0.06 mD,平均0.019 mD),孔隙连通性较好;矿物中石英含量高,为42％～61％,其次为粘土矿物(25％～41％),其中伊利石和伊蒙混层含量相对较高;微孔微裂缝发育,主要包括溶蚀孔、有机质内部孔隙、晶间孔、解理缝和泥岩收缩缝;对天然气的吸附能力较强,两个样品的最大吸附量分别为2.15 m3/t和6.74 ma/t.总之,渝东南地区下志留统龙马溪组泥页岩具有良好的储层特征,利于页岩气的储存和后期开发.
  • 摘要：通过钻、测井和地震资料,剖析鄂尔多斯盆地北部杭锦旗地区断裂、砂体和不整合面三类输导要素的特征.杭锦旗地区三大主断裂——泊尔江海子断裂、乌兰吉林庙断裂和三眼井断裂均具有良好的侧向开启性;受构造沉积作用控制发育的沉积不整合面,山西组、盒一段砂体及断裂构成了杭锦旗复合输导体系,共同控制油气运移及成藏.基于杭锦旗地区是鄂北地区长期继承性古隆起,研究表明油气自南向北运移,输导体系由横向式砂体-不整合面型演变为阶梯式砂体-断裂-不整合面型或砂体-断裂型,成藏类型由岩性油气藏演化为构造油气藏和不整合面油气藏.
  • 摘要：海相碳酸盐岩层系是油气勘探的重要领域,油气储量集中分布于冈瓦纳大陆的北缘和欧美大陆的西缘和东缘,主要分布在北半球的中东和前苏联地区,其次是北美地区.层系上主要储于白垩系、侏罗系、古近系、二叠系、新近系和石炭系.国内外相似盆地的类比表明我国的海相碳酸盐岩盆地特别是塔里木盆地和四川盆地,具备形成海相碳酸盐岩大油气田的油气成藏条件,具有良好的勘探前景,是近中期我国东部油气资源战略接替的重要地区.海相碳酸盐岩层系的油气分布主要受生烃灶和区域盖层(特别是蒸发岩盖层)的控制,有利区内的大型古隆起、古斜坡和大型有利储集相带是油气富集的最有利区带.
  • 摘要：本文基于多渠道获取的资料信息,统计分析了全球常规油气资源及其分布特征.截至2011年底,在现有技术条件下,全球常规石油技术可采资源量5578.4×108t,天然气技术可采资源量552.8×1012 m3.全球待发现石油和天然气技术可采资源量分别为1109.7×108t和174×1012 m3,分别占全球石油和天然气技术可采资源量的19.9％和31.5％.全球石油和天然气储量增长分别为1218.6×108t和58.8×1012 m3,分别占全球石油和天然气总技术可采资源量的21.8％和10.6％.全球已累计产出石油1626.8×108t,天然气95.2×1012 m3,采出程度占全球石油、天然气可采资源量的29.2％和17.2％.统计分析结果表明全球油气资源丰富,常规油气技术可采资源量大于非常规油气技术可采资源量,在油气供给方面,常规油气的供给可靠度要远高于非常规油气.
  • 摘要：全球常规油气资源评价以成藏组合为评价单元,对不同勘探程度的评价单元(盆地),确定不同的资源评价方法和计算参数,采用蒙特卡罗法进行资源量汇总,评价出了全球主要含油气盆地(195个)的石油待发现资源量为8620亿桶,待发现天然气资源量为4573×1012ft3(1ft3≈0.0283 m3);研制了全球不同储量管理体系下的四种储量增长模型,计算了全球已发现油气田到2030年的储量值及增长量,预计到2030年,全球石油剩余可采储量为2.82万亿桶,天然气剩余可采储量为10460×1012 ft3;评价结果表明,目前全球常规石油可采资源量为3.66万亿桶,天然气可采资源量为16110×1012ft3;全球常规待发现油气资源在地域、国家、盆地类型、层系分布上极为不均衡.随着地质理论的不断丰富和勘探技术的进步,深海、超深海、北极海域和陆上难进入的沙漠、高寒等地区将成为未来的油气接替领域.
  • 摘要：全球每年约有70％的新增油气储量来源于已发现大油气田储量增长.为研究中东地区已发现大油气田储量增长的变化规律,基于单个大油气田储量增长因素的概率分析和大油气田产储量统计分析,作者提出了储量增长评价新方法,建立了中东地区大油气田储量增长模型,并进行了潜力预测.研究表明,未来30年哈法亚油气田储量增长的因素为提高采收率、储量升级、扩边、发现新层系,所引起的石油储量增长分别为27.4亿桶、11.1亿桶、3.1亿桶和2.2亿桶,所引起的天然气储量增长分别为0.5亿桶、0.6亿桶、0.6亿桶和5.4亿桶;中东地区大油田和大气田储量增长变化趋势较为相似,储量增长高峰期主要位于开发早期和中期;未来30年中东地区162个大油田储量增长潜力2013亿桶,64个大气田储量增长潜力1018亿桶油当量;用同一个样本点对概率法和统计法的研究结果进行了验证,两种方法吻合程度较高,该方法可以进一步用于全球大油气田储量增长研究.
  • 摘要：柴北缘地区中侏罗统大煤沟组七段(J2d7)富有机质泥页岩,其厚度大,横向展布稳定,有机质丰度高,有机质类型较好,具有良好的生油能力.J2d7泥页岩段岩性组合类型多样,泥页岩脆性矿物含量较高,发育多种类型孔隙,具有较高的滞留油含量.综合分析认为,柴北缘地区J2d7具备形成页岩油的基础地质条件,这对该地区下一步油气勘探具有重要意义.鱼卡断陷、红山断陷、欧南凹陷和德令哈断陷等是可能的页岩油有利勘探区.
  • 摘要：页岩气含气量是有利区优选和资源潜力评价的关键参数.本文在综合调研国内外已有研究认识的基础上,对页岩气含气量的计算方法进行了对比分析.从目前研究来看,页岩气含气量的研究方法包括采用现场解吸和等温吸附实验测试的直接法,还有根据主控因素的拟合方法,即残留烃计算法、数值模拟法等,亦可以依据测井解释进行求取.各种方法都有其适用条件和特点.本文对塔里木盆地中生界侏罗系页岩气解吸量进行了拟合分析,并估算了含气量.综合而言,在含气量的计算过程中,可以几种方法同时并用,以便达到对结论分析和校正目的,使结果更为准确.从目前的趋势来看,未来现场解吸法仍是确定页岩气含气量的最直接有效的方法,但成本较高,而主控因素拟合法将是页岩气含气量研究的行之有效的方法.
  • 摘要：为了探讨有机酸盐生油气机理,对一碳有机酸盐(甲酸钠)进行了生烃模拟实验.模拟实验产物中的饱和烃用美国Agilent6809GC/5957iMS色谱-质谱仪按国家标准GB/T 18606-2001《气相色谱质谱法测定沉积物和原油中生物标志物》进行了分析,结果显示:只含一个碳原子的有机酸盐生成了高达三十八碳原子的正构烷烃体系列,而且谱图峰形基本呈正态分布.这表明只含一个碳原子的有机酸盐可以生成高碳数油气.
  • 摘要：输导条件是渤中凹陷北区油气成藏的主控因素,从油气输导格架的角度更好地认识油气藏形成过程及分布规律对指导该区进一步的勘探开发有着重要意义.本文在总结渤中凹陷北区基本石油地质特征的基础上,通过对断层及主要输导层段的砂体平面展布及输导性能的分析,结合区内不整合的发育情况,明确了断裂、砂体和不整合等输导主控因素的配置关系,结果表明,各输导要素在三维空间上相互交叉、叠置构成了断层、阶梯型断层-砂体、不整合-断层-砂体这三种类型的输导体系,在此基础上建立了该区不同层系的油气输导格架.高效的输导格架是渤中凹陷北区油气大规模成藏的关键因素.
  • 摘要：随着准噶尔前陆盆地西北缘勘探的不断深入,勘探难度也逐渐增大.为了尽可能地规避勘探风险,及早实现重大突破,本文综合利用钻、测、录井和分析测试等基础资料,深入研究了准噶尔前陆盆地西北缘车排子东部和南部的成藏演化过程,探讨了前陆盆地斜坡带油气输导体系的控藏机理与控藏作用,并建立了典型的油气成藏模式.研究认为:多源多期成藏与凸起构造背景的关系、输导体系的有效性与油源沟通的匹配关系以及构造掀斜作用对油藏的改造和聚集关系决定了车排子前陆斜坡区油气藏的时空分布.车排子周缘的成藏模式分为南部四棵树凹陷的"远源供油—席状输导—复式控藏"模式和东部沙湾凹陷的"近源供油-Z状输导—复合控藏"模式.
  • 摘要：富林洼陷中生代经历多期次构造运动及构造反转过程,地层遭受多期强烈剥蚀,火山活动频繁,发育多个区域不整合,油气成藏规律复杂.通过对富林洼陷中生界油气成藏的烃源岩、储层、构造、异常高压等主控因素的分析,根据油气与烃源岩的空间展布关系,提出了源上成藏模式、源侧成藏模式、源下成藏模式.对富林洼陷中生界油气成藏规律提供了新的思路,丰富了油气成藏模式的研究.
  • 摘要：塔中地区奥陶系碳酸盐岩油气资源丰富,勘探前景广阔.但油气分布特征和圈闭合油气性变化复杂,预测难度大.本文通过对该地区奥陶系碳酸盐岩地层"相"和"势"控油气的特征分析,建立了"相-势"耦合控油气指数(FPI),并应用预测了塔里木盆地塔中地区奥陶系的潜在有利勘探目标,该创新成果为碳酸盐岩地层的进一步勘探提供了地质依据.研究结果表明:塔中奥陶系碳酸盐岩地层相控作用基本模式为优相控藏,势控作用基本模式为低势控藏,"相-势"耦合作用控制了碳酸盐岩油气藏的形成与分布.当"相-势"耦合控油气指数FPI≥0.6时,油气可能成藏,成藏概率超过80％;当FPI＜0.6时,油气不能成藏.在此基础上,预测了塔里木盆地塔中地区奥陶系碳酸盐岩地层3个潜在的有利勘探目标.该预测结果为塔里木盆地碳酸盐岩地层进一步勘探指明了方向.
  • 摘要：塔里木盆地的油气勘探经历了50多年,取得了巨大的成效,但同时也有一系列的失利.截至2009年,共有174口失利井,其中涉及奥陶系的有63口井.本文依据叠合盆地油气富集成藏的新理论和油气分布预测的新方法对塔里木盆地奥陶系失利的63口探井进行了原因剖析.研究结果表明,24％的失利井由于功能要素不匹配,落在有利成藏领域之外而失利;22％的失利井由于构造过程叠合改造破坏了早期形成的油气藏,落在有利勘探区带之外而失利;54％的失利井由于晚期相-势-源不复合落在有利勘探目标外而失利.研究成果表明了塔里木盆地油气分布预测的复杂性以及新的成藏理论和预测方法在指导油气勘探中的可行性和高效性,对以后的油气勘探具有重大的现实意义.
  • 摘要：塔中地区油气成藏具有复杂的多期充注和调整改造的特征,因此无法精确恢复成藏演化过程.利用微束荧光光谱分析技术,确定石油包裹体中捕获的石油的密度和族组分(饱和烃-芳烃-脂类和沥青质),给油气藏组分调整改造作用研究提供了新的证据.结果表明,TZ-421井近黄色和黄-白色荧光的包裹体中石油API°为16.9～35.4,蓝-白色和近蓝色荧光的包裹体中石油API°为41.4～54.TZ-421井石炭系存在厚度50 m的现今油层和下伏厚度100m的古油层,其中石油包裹体荧光和组分存在差异,随深度增加,暗黄色荧光的包裹体比例增大,表明低分子量的芳烃损失,多环芳烃的相对丰度增加.现今油层近黄色石油包裹体饱和烃含量为62.4％～73.1％、芳烃含量为11.3％～17.6％、极性化合物含量为17.9％～23.3％,而古油层暗黄色石油包裹体饱和烃含量为58.4％～70.2％,芳烃含量为7.7％～12.1％,极性化合物含量为17.3％～31.2％,油层泄漏导致油藏中饱和烃含量降低,芳烃、脂类和沥青质的含量升高.
  • 摘要：含油气盆地的古水深恢复是重建古沉积环境的重要环节,对于盆地分析、层序地层学研究、古地貌恢复等都具有重要的意义.本文在总结前人关于沉积盆地古水深恢复方法的基础上,讨论了各方法的理论基础、应用效果及其局限性.古水深的恢复有多种途径,如地层厚度、伽马能谱、生物标志、滨岸轨迹、地震反射轴、同位素等,但实际研究单元的地域特征不同,研究手段的精度也不尽相同.本文介绍了3种常用的方法,总结了各自的利弊,并对古水深计算的方法进行了优化.
  • 摘要：喇嘛甸油田已进入特高含水期开发阶段,无效注采循环严重,储层非均质性是制约剩余油挖潜的重要因素.北东块一区萨Ⅲ油层组为河流-三角洲相沉积,不同的沉积环境导致层间、层内储层非均质性严重.各小层分层系数平均值为3.29,层间非均质性较强;平面上砂体发育程度差别不大,沉积相带对平面物性特征和砂体展布均有较大影响;层内沉积构造与粒度序列不同的组合方式加深了层内非均质性,层内夹层发育,反映了沉积过程中不稳定的沉积环境.
  • 摘要：塔里木盆地致密砂岩气分布广、勘探潜力大,是今后勘探的重要前瞻性领域.库车坳陷东部下侏罗统砂岩储层普遍致密,加强其储层特征及主控因素的研究,对指导下一步的天然气勘探开发具有重要意义.为了揭示塔里木盆地库车坳陷东部下侏罗统致密砂岩储层的发育规律及主控因素,通过铸体薄片、阴极发光、扫描电镜、激光共聚焦等测试手段并结合测井资料,研究了储层的岩石学特征、孔隙结构特征和物性特征.结果表明,该区储层岩石类型以岩屑砂岩为主,岩石成分成熟度低,结构成熟度中等;孔隙结构主要为中孔细喉和小孔微喉,孔隙连通性较差;储层总体致密,孔隙度大部分为4％～12％,平均为8.12％,有效空气渗透率主要为(0.1～3)×10-3μm2;属于典型的致密砂岩储层.在此基础上,综合分析了致密储层与沉积作用、成岩作用、构造作用的关系.研究认为,储层的物性受沉积作用、成岩作用、构造作用等的共同影响,其中沉积作用是基本控制因素,后期的成岩作用和构造作用是决定性的控制因素.
  • 摘要：稠油油藏是我国各大油田焕发生机、实现增储上产的重要阵地.其技术研究与实际开发效果相互推动促进,实现了近十几年突飞猛进的发展,诞生了一系列技术理论,以满足稠油油藏开发的需要,如薄互层稠油油藏精细地层对比划分技术、夹层精细描述及预测技术、敏感性稠油油藏储层评价技术、稠油水淹规律评价技术、稠油储量计算与评价技术、稠油油藏建模技术、稠油热采水平井技术等.随着现代稠油油藏研究技术的不断深入和实际应用的推广,必将为油田重新焕发第二次生机、第三次生机作出非凡的贡献.
  • 摘要：与传统的电学传感器相比,光纤传感器具有体积小、抗干扰能力强、灵敏度高等优点,因而其在油气田勘探开发中获得了广泛应用,但是此项技术刚刚处于起步阶段,还有许多需要改进的地方.本文主要介绍光纤传感器的优势,在油田生产过程中,如何利用光纤传感器来测量井下温度、压力、流场等参数,最后结合目前光纤传感器在油田的应用情况,提出目前存在的不足及以后的发展方向.
  • 摘要：在重力流沉积区,基准面升降旋回的识别方法应异于牵引流沉积区的识别,而通过重力流流变特征对地形地貌的响应,可以判断可容纳空间增长速率与沉积物供给速率之间的关系,从而可以判断基准面的升降.乌里雅斯太南洼腾一下亚段沉积时期研究区内二级断层的活动性具有很好的差异性,并且重力流发育,这为研究基准面升降在重力流沉积区的识别提供了优越的地质条件.通过断层活动性分析与地层厚度图研究,确定了凹陷的地势经历了由缓至陡再变缓的过程,相应可容纳空间经历了低可容纳空间、高可容纳空间、低可容纳空间;结合岩心、反演等资料发现在这样的地势变化过程中,重力流类型会发生变化,沉积物沉积位置也发生了变化,这就是重力流流态对地势地貌的响应,也就是对可容纳空间变化的响应:断层活动性强,可容纳空间增长速率大,地势陡,以浊流沉积为主,沉积物主要沉积在断坡下方;断层活动性弱,可容纳空间增长速率低,地势缓,以碎屑流沉积为主,沉积物沉积范围广.这样就可以利用重力流类型的变化来识别基准面的升降情况.
  • 摘要：构造物理模拟是依据相似原理研究构造变形过程及其形成机制的实验方法,由最先的形态相似逐渐发展到量化研究,随着研究的深入,新技术和新材料不断应用到构造物理模拟实验中.PIV技术的引入使得构造应变场的研究进入新的阶段,通过对实验过程数码照片的互相关处理,可以获得速度场、挤压(拉张)应变场、剪切应变场等信息,并通过矢量箭头或云图的形式定量直观地表达出来.三维扫描技术的应用可以精确地获得实验过程各阶段模型表面的高程数据,从而为模型垂向变形的研究提供可靠信息,进一步结合面积数据可以获得实验过程模型局部体积变化数据.对实验材料的研究不仅使得实验材料的性质有了进一步的了解,新材料的应用也满足了新的模拟领域或模型设计的要求,为真实再现构造变形过程、研究构造变形机制提供了条件.
  • 摘要：准噶尔盆地南缘发育有多套烃源岩,其热演化程度高,烃源岩是否达到生烃底限关系到该地区烃源岩资源潜力的计算、有利勘探领域的确定以及深部油气钻井的设计,因此,值得深入探讨.依据烃源岩生烃、残留烃和排烃机理,综合利用生烃潜力法、生烃热模拟实验法和残留烃量法三种方法,对准噶尔盆地南缘烃源岩的生烃底限进行了研究.结果表明,准噶尔盆地南缘烃源岩的生烃底限所对应的深度为7000～8900m,对应的镜质体反射率Ro为2.9％～4.0％.其中,烃源岩生油底限对应的深度为4 480～5 890m,镜质体反射率Ro为1.7％～2.3％;烃源岩生气底限对应的深度为7000～8900m,镜质体反射率Ro为2.9％～4.0％.不同类型烃源岩的生烃底限是不同的.综合研究认为,目前研究区多套烃源岩尚未达到生烃底限,仍在持续生、排烃,具有很大的勘探潜力.
  • 摘要：泥页岩的孔隙大小可以控制页岩气的储气量,孔隙结构可以控制页岩气的赋存状态,因此对孔隙特征进行研究对指导页岩气勘探开发具有重要的意义.为研究泥页岩的孔隙特征及影响因素,对塔里木盆地部分钻井及野外露头剖面进行泥页岩样品采集,并进行氮气吸附、有机碳含量、全岩X-衍射等分析测试.结果显示,泥页岩样品的平均孔径多介于3.9～ 38.7 nm之间,中孔较为发育,是气体赋存的主要场所.塔里木盆地侏罗系泥页岩孔隙发育的影响因素分析表明,石英、长石对孔隙体积影响较大,尤其是宏孔;粘土矿物对孔隙体积有一定的抑制作用,伊/蒙混层与孔隙体积成负相关关系,但高岭石有利于溶蚀孔的发育.伴随着成岩演化,泥页岩孔隙结构发生较大改变,随着埋深加大,压实作用越强烈,热演化程度越高,对孔隙改造明显.
  • 摘要：经过前期勘探证实伊通盆地西北缘为一大型油气富集带,具备形成大中型油气田地质条件.由于西北缘处于走滑背景条件下,复杂的构造叠加样式及构造演化过程导致储层质量和分布特征复杂化.本文通过试油和岩心录井数据分析,利用含油产状法和试油资料法综合确定伊通盆地岔路河断陷西北缘双阳组现今含油物性下限为:孔隙度4.37％,渗透率0.16mD(1 mD=1×10-3μm2);奢岭组现今含油物性下限为:孔隙度5.48％,渗透率1.73mD.采用基于数值模拟的研究方法,以岔路河西北缘深层储层为例,综合考虑建设性和破坏性成岩作用的影响,以地史时间为变量,以现今孔隙度作为约束条件,建立砂岩孔隙度演化的数学模型,以此恢复砂岩孔隙度演化的整个过程.认为岔路河西北缘深层储层在成藏期仍为常规储层,利于油气聚集成藏;后期由于走滑挤压作用导致储层逐渐致密化.储层现今物性下限的确定和砂岩古孔隙度恢复过程,有利于了解地质历史过程中油气成藏条件变化和油气成藏过程,对于研究油气成藏模式及勘探部署具有重要意义.
  • 摘要：大庆长垣南部扶余油层是目前致密油勘探的重点目标之一,差中择优,地质甜点优选尤为重要.本文从成藏地质条件入手,分析油气分布规律,明确该区构造、断裂、油源及河道砂体四位一体共同控制油气成藏,确定主要油藏类型为构造背景下的岩性、断层-岩性和构造-岩性油藏.针对这种岩性复合油藏存在和分布的复杂性,利用圈闭条件、油源条件、储层性能、保存能力及配套史等要素的定量评价方法,完成圈闭地质含油气性及圈闭资源量综合评价,进而对圈闭进行排队优选,优选出Ⅰ类圈闭7个,Ⅱ类圈闭18个,为该区勘探目标优选提供依据.
  • 摘要：在含油气区中,新增可采储量主要由已发现油气田的储量增长和新发现储量组成.本文以中东地区为研究对象,对大油田储量增长特征和增长潜力进行了分析.研究发现,中东地区新增可采储量总体有较大幅度增加,新发现储量有所减少,储量增长有大幅度增加.储量增长占新增可采储量的比例从71％增加到了96％,是新增可采储量的主要贡献者.根据储量增长函数估算的中东地区储量增长潜力为目前可采储量的2.6倍,储量增长潜力巨大.
  • 摘要：南美东缘被动大陆边缘盆地受南大西洋的拉张作用和裂后漂移作用的控制,具有相似的区域构造演化,经历了裂前、同裂谷、过渡和裂后演化阶段,因此发育的多套烃源岩具有明显一致性.本文结合构造演化阶段首先确定成熟烃源岩,然后确定由烃源岩生成的油气形成的所有油气藏,进而确定含油气系统,将南美东缘被动陆缘盆地划分为4个含油气系统:裂谷期湖相、过渡期局限海相、裂后期浅海相和裂后期深海相含油气系统,并总结了各个含油气系统的油气地质特征.湖相裂谷期含油气系统发育优质烃源岩,纵向上储集层分布广泛,有良好的盖层及有效的圈闭,油气储量丰富,约占南美东缘被动陆缘盆地油气总可采储量的92.7％,且在各个盆地均有发育,过渡期局限海相含油气系统仅在塞尔西培—阿拉戈斯和埃斯皮里图桑托盆地内发育,烃源岩具有较好潜力,油气储量较小.裂后期深海相含油气系统的烃源岩由于烃源岩成熟度低,油气分布范围有限.裂后浅海相含油气系统在不同盆地生烃潜力不同且基本上都未达到成熟,不足以形成有商业价值的油气藏.
  • 摘要：页岩气是一种重要的非常规天然气,其独特的赋存状态、自生自储的成藏模式,区别于常规天然气储层的特征以及评价内容等决定了页岩气储层研究的特殊性.目前,国内针对页岩气储层特征及评价的工作开展得相对较少,需要建立相应的评价标准.以实验分析数据为基础,综合利用最新的浅井钻探和野外露头资料,从黑色页岩岩性与矿物学特征、有机质特征、物性特征、储集空间特征和岩石力学特征等方面,对川西坳陷新场28井上三叠统须五段黑色泥页岩的储层特征进行了综合研究.同时,借鉴北美页岩气储层评价方案和前人评价成果,从实际资料出发,筛选出有机质丰度、热成熟度、含气性等8大关键地质因素,初步提出了一套页岩气储层评价标准.根据该标准评价后认为,川西坳陷新场28井上三叠统陆相须五段泥页岩具有良好的页岩气勘探开发前景.
  • 摘要：塔里木盆地侏罗系陆相泥页岩作为最重要的烃源岩层位之一,具有巨大的泥页岩油气勘探潜力.本次以吸附-解吸测试为主要手段,通过对侏罗系泥页岩吸附回线特征的分析,研究泥页岩中孔隙发育的形态及孔隙结构特征.研究表明,塔里木盆地侏罗系陆相泥页岩吸附-解吸曲线多样,反映了泥页岩中的孔隙以一端封闭的微孔隙为主,主要包括喉道相对孔隙半径较小的细孔喉孔隙,锥形孔隙,或两端孔径相对较小、中间孔径相对较大的管状微孔隙,部分为孔径相对较大的平板状狭长微孔隙,这些孔隙的存在为泥页岩中油气的赋存提供了空间.
  • 摘要：基于大量钻井、测井、录井及试油资料,结合岩心观察和薄片鉴定,通过综合研究下寺湾地区长7段致密油储集层与烃源岩的展布、岩石学、地球化学等资料,对下寺湾地区长7致密油地质特征、富集规律及主控因素进行了研究.结果表明:下寺湾地区长7致密油资源丰富,主要赋存于与湖相泥页岩共生或紧邻的大面积分布的重力流成因致密砂岩储层中,石油未经过长距离运移.长7段致密油具有砂体大、面积叠合规模大、储集层致密、孔喉结构复杂、裂缝发育、含油性和原油物性较好、低压低产等特征.长7优质烃源岩与大面积分布的厚层储集砂体互层共生、连续型分布,以及地史期生烃增压强排烃作用控制了延长组大面积叠合致密油的形成.下寺湾地区致密油资源潜力大,具有良好的勘探前景.
  • 摘要：油气垂向输导机制认识不清是准噶尔盆地腹部目前勘探受阻的主要原因之一,本文通过分析超压发育与油气分布特征的关系,初步揭示了侏罗系油气的垂向输导机制.准噶尔盆地腹部不同井区地层剩余压力表现出不同的特征:沙窝地地区超压带内流体压力梯度(0.024 MPa/m)远大于静水压力梯度,以莫西庄为代表的马桥凸起边缘地区超压带内流体压力梯度(0.011 MPa/m)接近静水压力梯度.QGF和QGF-E测试结果显示,沙窝地地区侏罗系内剩余压力大小严格控制了油气含量,而莫西庄地区油气分布与超压发育无明显相关性.综合分析表明,沙窝地地区深部油源断裂不直接沟通侏罗系三工河组储层,油气在侏罗系内靠超压驱动流体逐层突破岩层破裂压力形成水力破裂缝并沿裂缝实现运移;莫西庄地区油气在侏罗系内主要沿断层发生垂向运移.
  • 摘要：断裂带内部结构对油气沿断裂运移的影响是当前断裂输导体系研究的热点和难点.本文在文献调研的基础上进行断裂野外露头观测,将断裂带划分为破碎带和诱导裂缝带,并构建实验模型.通过物理模拟实验,研究断裂带内各单元油气幕式运移的微观过程,探索断裂带内油气运移规律.结果表明,断裂带内部结构控制油气运移的路径和方式;油气沿断裂幕式运移的运移量与时间呈现对数关系;在油气幕式运移过程中,破碎带是油气运移的优势通道,且油气聚集成藏的潜在圈闭为位于油源断裂主动盘一侧的圈闭.
  • 摘要：南堡凹陷断裂发育、凹隆相间的构造格局和良好的生储盖组合为岩性油气藏的形成提供了有利的地质条件.南堡凹陷以往发现的油气藏多以构造型为主,随着勘探的不断深入,岩性圈闭已逐渐成为未来的勘探重点.研究表明,毛细管力作用下的界面势能控制着岩性油气藏的形成与分布,表现为相对高孔渗和低界面势能控藏的基本特征.界面势能对岩性油气藏形成的控制作用可以用相对界面势能指数(PI)进行表征.根据相对界面势能指数与油气储量的关系,建立了低界面势能控岩性油气藏分布的概率模式.运用该模式对南堡凹陷东营组岩性油气藏的分布进行预测,并结合烃源岩、储集层和区域盖层的发育特征进行综合评价.评价结果显示南堡凹陷东营组发育有4个有利区带,优选出2个有利勘探目标.
  • 摘要：通过地层残余厚度法对车排子凸起春光区块的古构造背景进行了恢复,结果显示从石炭系到现今由西高东低逐渐演变为北高南低;不同时期的构造背景控制了油气运移方向及稠油的稠化过程,认为侏罗系来源的油主要来自于四棵树凹陷;白垩系稠油与沙湾组稠油的稠化过程不同,白垩系稠油是由于成藏时位于高部位,遭受了生物降解、水洗等次生作用,沙湾组稠油是白垩系稠油与侏罗系来源的轻质油混合后在沙湾组的二次聚集成藏,喜山运动形成的断层是其稠化的主要控制因素.
  • 摘要：以库车前陆冲断带克拉苏构造带为例,论述了含盐前陆冲断带深层断裂封闭类型和控藏规模.由于深部膏盐岩具有挤压塑性流动性,含盐前陆冲断带深层断裂被弥合或焊接,因此,断裂垂向封闭分为浅埋破裂不封闭、早破裂晚封闭、深埋塑性封闭3类,断裂侧向封闭分为砂岩与塑性膏盐岩对接封闭和碎屑岩对接断层岩封闭2类.根据断裂垂向封闭类型可定性判断盐下深层圈闭能否成藏,利用SGR方法可定量预测盐下圈闭的气水界面,为该区井位部署和储量申报提供了科学依据,也降低了油气勘探风险.对于油气成藏主要受逆断层控制的中西部前陆冲断带,该方法具有广泛的应用前景.
  • 摘要：南堡凹陷常规油气勘探成果显著,但是对致密砂岩气的研究尚处于起步阶段,其成藏条件和资源潜力认识不清.在对南堡凹陷沙三段烃源岩特征和储集层特征认识的基础上,应用生烃潜力法恢复了烃源岩排油气历史,同时应用数值模拟的方法对储层的致密化历史开展了研究.研究结果表明,南堡凹陷沙三段烃源岩分布面积广,厚度大,有机质丰度较高,有机质类型以Ⅲ型和Ⅱ型为主,有机质演化程度达到高—过成熟阶段;沙三段砂岩结构成熟度和成分成熟度均不高,孔隙类型以粒间溶蚀孔隙为主,平面上,高柳断层下降盘的滩海地区普遍致密,致密储层分布面积广;烃源岩排气高峰是在馆陶期到明化镇早期(距今23～6 Ma),储层致密化的时间为馆陶末期到明化镇早期(距今9～6 Ma),储层致密化后,烃源岩排气量为1.49×1012～2.85×1012 m3,为致密砂岩气藏的形成提供了雄厚的物质基础.综合研究认为,南堡凹陷沙三段致密砂岩气藏形成的条件较好,具有一定的勘探前景.
  • 摘要：断层在石油运聚成藏的过程中起重要作用,是垂向运移的主要通道.本文通过物理模拟实验分析不同输导能力的断层对油运移、聚集和分布的影响,结果表明:①断层输导能力影响储层中的石油的横向运移.当断层输导能力较强时,石油以垂向运移为主,横向运移能力较弱,甚至不发生横向运移;只有垂向运移受阻时才进行横向运移.当断层输导能力较弱时,石油仍以垂向运移为主,但横向运移能力增强;即使垂向运移不受阻,石油也能发生横向运移.②断层与储层的渗透率级差影响石油的横向运移距离,级差越大,横向运移的距离越长;同时,储层物性的好坏直接影响石油富集的程度.③断层输导能力的强弱影响石油的输导效率,断层输导能力越强,石油运移速度越快,优势运移路径呈优势式,断层输导石油效率越高;反之,断层输导能力较弱时,石油运移速度越慢,优势运移路径呈指进式,断层输导石油效率越低.④一般情况下,石油主要聚集在断层上盘;但在断层垂向输导能力较弱时,断层下盘物性较好的储层也能聚集石油,具有勘探潜力.
  • 摘要：利用光纤传感技术得到韩城地区其他地质构造条件相近的10余口煤层气井的井下参数,着重分析其井下温度和压力数据与产气量的关系.分析结果表明,煤层气井的井下温度的突变与产气量成负相关关系,而且温度越高,这种负相关关系越明显;其井下压力与产气量大体趋势上成负相关,在控制相对低井下压力的条件下,煤层气井容易出现高产气量;井下压力过低的情况下,流压因素对产气量的影响变小.由此归纳总结出能提高煤层气产气量的最适环境为井下温度条件稳定的较低井下压力环境.以此为依据可为煤层气井保持高产气量提出合理排采方案,为我国的煤层气事业的发展作出贡献.
  • 摘要：松辽盆地华字井阶地让字井斜坡带扶余油层蕴藏着可观的油气资源,但研究区单井产量变化大,油水分布规律复杂,油气不均一分布特征和主控因素认识不清,因此弄清研究区油气不均一分布的特征及其控制因素,对油气勘探与开发具有重要意义.以让字井斜坡带乾215-让53区块和乾227区块两个典型区块为例,对已发现油气藏油气分布特征和油气成藏控制因素等进行了解剖分析,结果表明:区域上,研究区油气不均一分布主要受构造背景和沉积相控制,油气趋向富集于地垒或断阶构造中,分流河道微相及水下分流河道微相是油气聚集的主要场所,分流河道中部比分流河道边部有利;典型井区内,油气的差异分布主要受储层物性和断层封闭性的影响,储层物性是控制油气富集的最根本因素,主要含油区域都分布在孔隙度和渗透率均较高的范围内,断层侧向上的封闭性对能否形成遮挡性油气藏具有决定性控制作用.
  • 摘要：本文应用扫描电子显微镜(简称扫描电镜)、压汞法和气体吸附法,对川南地区下古生界龙马溪组和筇竹寺组海相页岩储层孔隙微观特征和孔隙结构进行了研究,探讨了页岩储层孔隙发育的影响因素.结果表明,川南地区下古生界海相页岩微观孔隙主要包括粘土矿物粒间孔隙、黄铁矿晶间孔隙和有机质孔隙,微孔隙位于0.4～1 nm,3～20nm两个孔径段;龙马溪组和筇竹寺组页岩中,介孔提供了其主要孔隙体积空间,微孔和介孔提供了其主要的孔比表面积;有机碳含量、成熟度和矿物成分含量均会影响该区海相页岩储层孔隙的发育.
  • 摘要：页岩油是继页岩气之后全球非常规油气勘探开发的又一热点.苏北盆地是我国东部典型的中新生代陆相断陷盆地,不同成熟度油页岩较为发育,目前已在多口井的泥页岩层系中试获原油,页岩油有望成为该盆地今后重要的勘探新领域.本文对苏北盆地页岩油的形成条件与控制因素进行地质地球化学综合研究,提出苏北盆地具有以下页岩油形成的有利条件:①油页岩/泥页岩极为发育、分布范围广、规模大;②咸水-半咸水湖相富藻类油页岩/泥页岩有机质丰度高、类型好;③油页岩/泥页岩成熟度跨度大,多数位于"生油窗"内;④基质物性条件好,薄夹层(泥灰岩、粉砂岩)和裂缝发育.综合分析认为,高邮凹陷E1f4泥灰岩、盐城凹陷E1f2暗色泥岩及海安凹陷K2t2底部灰质泥岩具有页岩油勘探前景,"甜点"仍是页岩油勘探开发的重要目标.然而,苏北盆地页岩油勘探尚处于起步阶段,页岩内残留烃滞留与富集机理、成藏主控因素及有利勘探区预测将是重要的攻关方向.
  • 摘要：为了满足日益增长的能源需求,世界各国不断寻找开发新类型的能源作为补给.随着勘探开发技术的不断革新,致密油作为一支不断强大的力量,受到越来越多石油公司的关注.由于致密油的大量投产,美国2012年原油产量达到640万桶/d,比上年增加13.8％,创下15年来的最高值,并有望在2020年左右取代沙特成为世界最大的石油生产国.本文在调研大量的国内外致密油相关文献的基础上,通过巴肯盆地和鹰滩盆地两个典型案例分析,深入解剖了美国致密油层的地质概况、勘探开发历史、技术使用情况、技术经济成本、效益情况等,力求掌握国外最新致密油勘探开发技术、经济成本指标等相关情况,为我国致密油勘探开发提供借鉴指导.
  • 摘要：本文根据实测压力数据及钻井液密度等资料,分析了川中古隆起现今压力特征,将其划分为五个压力系统:顶部和底部两个正常静水压力系统以及中间三个超压系统.封隔层是形成超压的必要条件,因此文中对川中古隆起主要封隔层进行了详细介绍.寒武系现今表现为超压,压力系数可达1.6.分析认为干酪根生气及原油裂解生气是寒武系超压的主要机制,利用盆地模拟,恢复了川中古隆起寒武系的压力演化,其经历了常压—增压—卸压的演化过程.最后,探讨了地层压力对于寒武系—震旦系天然气成藏的重要意义.
  • 摘要：基于IES PetroMod软件先进的"Block"功能,形成了针对复杂挤压构造剖面的盆地模拟新技术.该技术能够处理非常复杂的挤压构造剖面,能考虑冲断叠覆作用、特殊岩性(如膏盐岩)、快速沉积或剥蚀作用等对热史演化的影响,可以有效解决前陆冲断带复杂构造体系下的盆地模拟难题.将该技术成功应用到库车前陆冲断带的热史模拟中并得到新认识,指出最大成熟生烃中心并不在现今埋深最大的拜城凹陷中心,而是位于克拉苏构造带深层一线,揭示了库车前陆从山前带—克拉苏构造带—拜城凹陷—西秋构造带—南部斜坡带的构造和热史演化的差异性,分析了库车前陆中生界烃源岩成熟演化的时空差异性及其对油气成藏过程和分布规律的控制作用.
  • 摘要：裂谷盆地丰富的构造及沉积现象为研究构造分异同沉积充填之间的关系提供了优越的条件.德惠断陷为松辽盆地东南部一个次级构造单元,广泛分布的上侏罗统及下白垩统保存了丰富的裂谷期盆地作用的痕迹,对其盆地结构、断裂几何学、运动学特征及盆地沉积充填特征研究揭示,德惠断陷期盆地具有明显的构造分异特征,构造上的分异控制了盆地的差异充填.德惠断陷深层总体上呈现"南北分带、东西双断、内部凹凸相间"的格局,可以划分为一坡一鼻两堑三洼等构造单元;断裂发育呈现垂向上分期次、空间上分段的特征;盆地结构和断裂活动的时空分异特征控制了层序内部叠加样式、沉积体系组合及源储组合.受控于断层活动性,沿断层走向,存在断崖式和斜坡式两种层序发育模式,与此对应的断崖式层序内部准层序组的叠加样式为退积或加积,层序以垂向厚度较大而平面展布范围较小为特征;相应的斜坡式层序则以进积叠加样式为主,层序垂向厚度小而平面延伸距离远;断裂活动和差异沉降控制了层序展布及其内部源、储组合,断裂控制的半地堑或地堑控制了层序厚度中心的分布,最大的厚度中心位于鲍家半地堑,而断裂活动较弱或盆地内部凸起处则层序厚度较薄;断崖式层序内部以发育近岸水下扇-湖泊相组合或冲积扇-扇三角洲-湖泊相组合为主,沉积物供给速率小于可容空间增加速率,以烃源岩发育为主;斜坡式层序内部主要发育冲积扇-扇三角洲-湖泊相组合或辫状河三角洲-湖泊组合,沉积物供给速率大于可容空间增加速率,主要发育储层.

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