成藏过程（共7篇）
成藏过程 篇1
探明气体成藏过程中气水的微观运动机理及其分布规律将有助于验证成藏过程中需要的压力及不同压力对应的原始含水饱和度[1],从而为宏观气驱水实验结果提供最根本而又直接的支持,同时对于低渗透气藏原始含水饱和度预测有一个指导作用[2]。石油天然气开发中,油气成藏过程中微观运动机理的研究较多[3,4]。学者们通过气藏成藏机理的研究及相关物理模拟试验,解释了气藏中气水倒置、气藏内部异常压力等特殊地质现象的成因[3,5]。许多学者从构造等条件入手,剖析过气藏的形成与分布、成藏机理等[6]。此外,Zawisza L K等学者从成藏条件详细研究过油气的运移和成藏机理[7]。物理模拟实验是研究油气运移和油藏成藏的一种重要手段[8,9],然而,当前对气体成藏过程中气水运动机理及分布规律的物理模拟研究还较为欠缺[10]。
应用微观可视化模拟实验技术可以深入地揭示储层内部流体微观渗流特征及剩余流体微观分布特征,研究储层流体运动的微观机理,并通过对气藏成藏过程相似条件下的微观分析,直观地观察到气水在孔隙介质中的运动机理和分布规律[10,11]。因为模型的可视化特点,可以让研究人员非常直观清晰地观察模拟地层孔喉介质中流体的流动规律,这一点是其它实验手段无法做到的。鉴于此,本文设计了一组不同气驱水压力下气水渗流及分布的微观模型的模拟实验,开展气体成藏过程中气水运动机理和分布规律研究,以期为气体成藏机理研究提供理论基础。
1 微观模型实验方法
实验用的微观模型是一种透明的二维玻璃模型,对岩心铸体薄片的真实孔隙系统进行抽提,并采用光化学刻蚀工艺光刻到平面玻璃上,最后经高温烧结制成[12]。由于是根据实际岩心抽提出的孔隙网络系统进行微观模型研制,微观模型的流动网格具有与实际储层岩石孔隙系统的真实匹配性。
高温高压夹持器中放置制作好的微观模型,按照预设的温度和压力来开展微观模拟实验。开展高压微观模拟实验时,先在显微镜下放置施加一定围压的微观模型,然后将显微镜的观察孔与摄像头连接,并接入数码摄像机和监视器,以便随时观察气、水运动的实验过程,整个实验过程均可以在计算机上进行动态监控和保存[13]。
2 微观模型模拟气体成藏过程中气水运动机理及分布规律
2.1 0.1 MPa孔隙压力下微观模型注气模拟成藏实验
实验过程是首先将微观模型抽真空饱和水,相当于气藏的原始含水饱和度100%,然后运用三个不同的气驱速度对模型中的饱和水进行驱替,驱替过程中观察气水的运动规律,并计算不同驱替阶段模型中的含水饱和度。
以0.05 m L/min的速度气驱微观模型的实验过程如图1所示,可以看到在这一驱替速度下模型中的含水饱和度变化比较显著。图1(a)所示为提高气驱速度到0.05 m L/min后气体继续进入模型的状态,此时模型中的含水饱和度是68.55%,同样气体主要沿着模型的大孔喉流动,并将其中的水由模型出口驱出,在模型进出口的流线上由于驱替压力梯度最大,渗流速度表现的要更快一些。图1(b)所示为模型中的气体已经突破到出口的状态,此时模型中的含水饱和度已经降到41.47%,这一阶段气驱水效率明显。图1(c)所示为气体突破后继续驱替过程中的一个状态,此时模型的含水饱和度是36.42%。可以看到气体突破后继续驱替的过程中,多孔介质中的含水饱和度还在继续下降,气体占据的面积范围越来越大。图1(d)所示为该速度下气驱结束后模型中气水的分布状态,此时模型中的气水饱和度已经基本不再发生变化,含水饱和度为34.35%,与图1(c)的驱替效果相差不大。这一实验结果表明,在0.05 m L/min的驱替速度下模型中最终的含水饱和度为34.35%,如果不提高驱替速度,其饱和度将不会再发生大的变化。
可见对于一定的储层,其原始含气、水饱和度的大小完全决定于成藏过程中成藏动力的大小,成藏动力越大,原始含水饱和度越低,含气饱和度越高;相反原始含水饱和度越高,含气饱和度越低。但是气藏成藏过程中的动力是有限的,因此决定了气藏中一定量的含水饱和度,渗透率越低的气藏,原始含水饱和度越高。
图2是继续将气驱速度提高到0.15 m L/min后,气驱水过程中气水渗流规律及分布状态以及含水饱和度的变化。图2(a)是提高气驱速度后模型边部含水饱和度进一步减小的状态,此时模型的含水饱和度为32.52%。由于中间部分含水饱和度已经很低,剩余的含水饱和度基本上不再可动,因此进一步提高气驱替速度主要增加模型边部的水驱效率,特别是和进出口相对的距离主流线最远的另外两个角部,依靠提高驱替压力可以有效降低其含水饱和度。图2(b)是提高驱替速度气驱一定时间后模型中气水的分布状态,此时模型的含水饱和度降为28.39%,较上一状态含水饱和度变化不大。观察图中气水的分布规律变化可以发现,含水饱和度减小的部分主要来自于和主流线相对的两个对角部分的存留水的减少,模型中间带的含水饱和度几乎没有发生变化。图2(c)是气驱结束后模型中的气水分布状态,此时模型中的含水饱和度为21.12%,而且在对应的驱替速度下已经基本不再发生变化,也就是说模型在0.15 m L/min的成藏动力下,最终形成气藏的原始含气饱和度可以达到78.88%。而且最终的残余水主要分布在远离主流线的边角部及其盲端中,此外细喉与孔壁上也存在一定量的残余水。
观察图2中气水饱和度的变化可以发现,模型多孔介质中含水饱和度越低,提高速度后气驱水效果越不明显,即含水饱和度变化越小,也就是说不论气藏孔渗和成藏动力大小,原始气藏中一般都含有一定量的地层水。一般来讲气藏储层物性越差,原始含水饱和度越高,水可动性越强;气藏储层物性越好,原始含水饱和度越低,而且水可动性越弱。
由此可见,对于同样条件的气藏在较高的成藏动力作用下可以得到较大的原始含气饱和度,而且剩余的水是束缚水,一般情况下在开发的过程中是不可动的,即气藏开发是单相气体渗流,开发难度小,采出程度高。
2.2 1 MPa孔隙压力下微观模型注气模拟成藏实验
上述实验模拟的是常压下不同气驱速度对应的成藏过程,由于在常压下进行,所以实验结果缺乏代表性。于是本研究中,模拟一定孔隙地层压力的条件下,进行气驱成藏过程模拟实验。
图3是气驱过程中气水渗流及分布的微观机理。图3(a)是模型孔隙100%饱和水后孔隙压力1 MPa的状态,图3(b)是保持孔隙压力不变的条件下,开始实施气驱的状态,可以看到气驱过程中气体沿出入口对角线快速突破到模型出口,模型中含水饱和度开始降低,含气饱和度(Sg)逐渐增加到8.3%;图3(c)、图3(d)是保持模型孔隙压力1 MP不变的条件下继续气驱的过程,可以看到在整个气驱过程中,孔隙中的含水饱和度一直在减小,含气饱和度一直在增加,由8.3%增加到44.5%,直到驱替结束含气饱和度达到了78.2%。最终的剩余水主要分布在远离主流线的边角及盲端。
采气过程中气体开始主要在大孔喉中流动,水一部分被气体圈闭,一部分存在于小喉道和孔喉壁面,但是随着驱替的进行,由于气体的高压缩和易流动特性,孔隙中的气水接触面积逐渐增加,大量的水被气体携带出来,最终导致孔隙中含水饱和度显著降低,而含气饱和度显著增加。
模型最终的含水饱和度很低,只有21.8%,而且主要集中分布在细喉中及孔喉壁面,此外还有一些水分布在模型边、角部的盲端孔隙和喉道中。但是总的来看,高压下微观模型的模拟结果表明在一定孔隙压力下,气驱成藏动力足够大时,低渗透气藏也完全可以建立起含气饱和度比较高的气藏。
2.3 10 MPa孔隙压力下微观模型注气模拟成藏实验
图4是10 MPa孔隙压力下气驱过程中气水渗流及分布的微观机理。图4(a)是模型孔隙100%饱和水后孔隙压力10 MPa的状态,图4(b)是保持孔隙压力不变的条件下,开始实施气驱的状态,可以看到气驱过程中气体主要沿主流线上的大孔喉快速流动到模型出口,模型中含水饱和度开始降低,含气饱和度逐渐增加到19.8%;图4(c)是在保持模型孔隙压力10 MPa不变的条件下继续气驱的过程,气驱波及面积不断增大,远离主流线的大孔喉中的水也开始流动,孔隙中的含水饱和度在不断减小,含气饱和度在增加,由19.8%增加到60.2%;图4(d)是在10MPa孔隙压力下继续气驱的过程,可以发现模型中大部分水被驱替出来,少量的剩余水主要分布在远离主流线的边角及盲端以及模型中部的细喉和孔壁上,此外还有一些被气体圈闭的水,模型最终的含气饱和度达到了80.5%。
高压下微观模型模拟结果表明在一定孔隙压力下,气驱成藏动力足够大时,低渗透气藏也完全可以建立起含气饱和度比较高的气藏,而且这样的气藏束缚水饱和度低,在开发过程中一般不易流动,有利于气藏的开发。
3 结论
对于同样条件的气藏,在较高的成藏动力作用下可以得到较大的原始含气饱和度,而且剩余水主要是束缚水,一般情况下在开发的过程中是不可动的,这样的气藏开发过程是单相气体渗流,渗流阻力较气、水两相流要小很多,产量高,开发难度小,采出程度高。
气体成藏过程中,随着气量的增加气体逐渐占据了大孔喉的中间。气体在小喉道中由于渗流阻力大,在较高的驱替压力梯度下主要仍以不连续的气泡与水交替流动,形成气、水互锁的状态,因此气体主要存在于大孔喉中,水主要存在于小孔喉中和大孔喉的壁面上。
海外河潜山内幕油气成藏研究 篇2
1 海外河潜山油气藏形成条件
1.1 具有形成油气藏的构造环境
海外河潜山位于中央凸起南部倾没带, 中央凸起处于西部凹陷和东部凹陷的夹持地带。由于辽河坳陷基底构造的早期挤压、晚期断裂和走滑扭动构造应力作用, 奠定了中央凸起基本构造格局特点为西翘东倾、北高南低、隆洼相间的古地貌构造格局。在郯庐断裂带的控制作用下[2], 本区发育的大洼断层和二界沟断层分别是分隔中央凸起与西部凹陷和东部凹陷的边界断层, 见表1。大洼断层呈北东向展布, 延伸长约150km, 西掉, 最大落差6000m[3]。它控制了整个西部凹陷古近系地层的沉积, 特别是沙四、沙三、沙一二及东营组地层的沉积, 决定了凹陷的基本形态和构造分布。它断开的层位高, 为一条长期继承性发育的深大断裂, 早在古近系沉积前开始活动, 一直到新近系馆陶组均有活动。二界沟断层为东部凹陷的主干断裂, 控制了东部凹陷的发生和发展, 决定了凹陷的基本形态和构造分布规律, 具有断距大 (500～2000m) 、发育期长 (Ng～Ar) 、延伸较远 (本区达38km) 等特点。两大断层的形成演化对中央凸起构造格局的形成起到明显控制作用。
处于大洼断层和二界沟断层之间的中央凸起, 在太古界和元古界时期抬升, 经历了长期的剥蚀作用。到了新生代沉积时期, 长期发育的中央凸起仍一直处在上升阶段。由于不同时期的沉积物, 从东西两侧向顶部逐层超覆, 凸起范围不断缩小, 直到古近系整体被覆盖在新近系地层之下。而其南部倾没带的海外河潜山从中生代开始就成为一个孤立的山头, 且长期裸露于水面, 周围地层向其超覆尖灭, 直至披覆其上, 成为潜山披覆型构造, 上覆沉积了薄层的中生界、沙三段、沙一段和厚层的东营组地层, 加上大洼、二界沟断层的纵横切割平错, 构造活动剧烈, 易形成裂缝集中发育区, 为形成潜山油气藏创造了条件。
1.2 油源条件
海外河地区西接清水洼陷, 东临二界沟洼陷, 两大生油洼陷的古近系沙河街组发育沙三段、沙一段及东营组三套不同厚度的暗色泥岩, 尤其是沙三段时期, 由于湖盆急剧下降, 使盆地处于深湖相沉积环境, 形成了巨厚的沉积物, 发育了巨厚的有机质烃源岩, 为本区油气藏形成提供雄厚的物质基础, 见表2。由于本区周边并未沉积沙四段地层, 因此沙三段为较好生油岩, 沙一段次之, 东营组为差生油岩。从有机质类型看, 干酪根以腐泥—腐殖型为主, 沙三段有少数腐泥型, 东营组多数为腐殖型, 从而证实了沙三段较好的生油岩是本区主要油源岩, 沙一段次之, 东营组则不是油源岩。
1.3 输导条件
一般情况下, 油气从生油气中心 (通常也是沉降、沉积中心) 沿着阻力最小的路线作横向和纵向运移, 即由油气高势区向低势区运移聚集。这些低势区往往是生油凹陷中的隆起区或边缘隆起区, 尤其是长期继承性的隆起区是油气勘探的最有利地带。
大洼、二界沟两大断层长期活动, 成为油源断层, 生油洼陷的油气沿着断层向隆起的海外河潜山内幕运移。其中, 长期继承性发育的大洼断层断至清水生油洼陷中, 成为连接生油区和储油区的桥梁和纽带, 是海外河潜山主要的油气运移通道。其次为二界沟断层, 将二界沟洼陷的油气向海外河潜山运移, 其他一些规模较大的次级断层以及潜山顶面的不整合面也是油气运移的重要通道。油气沿着深大断层向潜山运移, 从侧面与潜山接触, 为“侧向供油”方式, 容易形成大面积的“供油窗口”。其中, 清水洼陷与海外河潜山接触处的“供油窗口”面积30km2, 纵深幅度为1500～2000m, 底界深度可达7000m, 为油气运移提供了广阔的空间范围。
1.4 储集条件
中央凸起潜山由太古界变质岩系和中生代岩浆岩岩脉组成, 太古界变质岩系在漫长的地质历史过程中, 储集空间经历了形成、发展、堵塞、再形成等一系列不同阶段的反复演变。对储集空间的形成及其演变, 起着主导因素的有混合岩化作用, 构造作用、古表生风化作用、交代溶蚀作用、充填作用以及岩石类型和主要造岩矿物类型等[4]。
受上述作用影响, 海外河潜山储集空间类型以裂缝为主, 溶蚀孔隙和粒间孔隙次之。裂缝主要是构造作用引起的宏观裂缝和微观裂缝[5]。海外河潜山裂缝十分发育, 以北东、北西向为主, 具有明显的方向性, 与该区断裂走向一致。本区裂缝又具有一定的岩性差异性, 表现为不同岩性段裂缝发育程度不同, 一般在含脆性成分高的岩石中裂缝较发育, 同一岩性段内又表现为早期裂缝被充填, 晚期裂缝切割早期裂缝的现象, 从而证实了本区潜山多期裂缝的存在, 如图1、2所示。这些裂缝的存在不仅本身可以作为储集体, 而且有利于风化剥蚀作用向潜山较深层进行, 更有利于扩大储集空间。
至于孔隙, 由于变质岩是一种超低孔隙储层, 一般不存在或很少存在原生的粒间孔或晶间孔, 根据常规岩心分析得到的孔隙是由细小的裂缝构成, 主要包括:长石矿物的解理缝, 长石、石英的裂纹缝, 层理、片麻理缝, 晶间缝, 粒内、粒间溶孔等几种形式, 这些“孔隙”具有类似基质孔隙的特征[6]。
海外河潜山发育的岩石类型包括混合花岗岩、斜长片麻岩、变粒岩、斜长角闪岩等, 以及中生代时期侵入的辉绿岩脉、闪长岩脉等, 见表3。利用密度与补偿中子两条曲线相互位置关系可以将其划分为三种岩石类型[7]。第一种类型是以长英质矿物成分为主 (K、Na、Si系列) , 密度与补偿中子曲线呈“正双轨”关系, 即补偿中子位于密度曲线右侧。这是由于长英质矿物密度小, 而岩石骨架中含氢指数也很小的缘故, 致使两条曲线向“正”方向分离。如混合花岗岩、混合岩、变粒岩等, 因其以浅色矿物为主, 暗色矿物含量少, 脆性强, 容易形成裂缝, 在变质岩潜山中已发现储量, 一般认为是储集岩[8,9]。第二种类型是以角闪石组成的岩石类型 (Fe、Mg、Ca系列) , 密度与补偿中子两条曲线呈“负双轨”关系, 即密度曲线为高值位于右侧, 补偿中子增大而位于左侧。如斜长角闪岩、辉绿岩、闪长岩等, 暗色矿物含量多, 塑性强, 不容易形成裂缝, 往往为非储集岩。第三种属于过渡类型, 当黑云母含量在岩石中大量增加时, 会使岩石骨架中的含氢指数增加, 密度也会随着暗色矿物含量的增加而增加, 使两条曲线向中间靠拢, 呈现“绞和状”, 如斜长片麻岩类, 如果其中的黑云母含量少则为储集岩, 否则为非储集岩。通过研究, 针对密度、补偿中子、自然伽马这些测井参数建立了一套判别岩性的测井参数交会图版, 由于不同岩性在交会图版上具有一定的分异, 从而确定出了不同岩性的测井参数范围, 见表4, 可增强潜山岩性识别的可靠性。
2 海外河潜山油气藏特点
在生储盖配置的控制下, 良好的烃源岩与物性好的潜山储层在横向和纵向上就近配置, 并且在盖层封堵条件也较好的情况下, 潜山易于成藏。海外河潜山主要有两种油藏类型, 基岩风化壳型油气藏和潜山内幕油气藏。
2.1 基岩风化壳型油气藏
基岩风化壳型油气藏是在潜山顶部以风化壳为储集层, 孔洞及裂缝为主要储集空间, 被后期沉积非渗透层所覆盖而形成的油气藏类型。海外河潜山经多期构造运动和风化侵蚀作用, 被新生代和部分中生代地层覆盖形成了此种类型油藏, 一般为不整合面, 是物理风化、化学淋滤和构造破裂复合作用而形成的一个连续的岩石破碎带, 岩石发育程度和厚度大小不一, 从几米到几百米不等, 一般为30～80m。来自清水和二界沟生油洼陷油源通过大洼、二界沟断层运移至潜山顶端风化壳处, 由于岩石破碎严重, 整体封堵条件较差, 油气容易散失, 一般只能小规模聚集, 很难形成大的油气藏。海外河钻遇潜山探井大都只钻遇到潜山顶端风化壳处, 有油气显示, 但未获得突破。
2.2 潜山内幕油气藏
此种类型油藏形成的圈闭位于潜山风化壳下部地层较深处, 一般靠近断层破碎带, 其发育程度除与构造作用密切相关外, 还和岩石类型有关。混合花岗岩、混合岩、变粒岩、部分斜长片麻岩等脆性较强的岩石在构造作用下较容易形成裂缝, 能够聚集油气, 而斜长角闪岩、辉绿岩脉、闪长岩脉等不易形成裂缝, 起到封堵油气作用, 这样便构成了一套特殊类型的“生储盖”配置。来自清水和二界沟生油洼陷的油源沿着大洼、二界沟断层通过“供油窗口”侧向运移至潜山内幕中, 在裂缝较发育的混合花岗岩等岩石类型中聚集成藏, 而斜长角闪岩等非储集岩阻隔油气散失, 容易在潜山内幕形成油气藏。正是基于这种考虑, 2009年将中石油股份公司级风险探井海古2井部署在了距离清水洼陷油源近的海外河潜山西侧, 如图3所示。海古2井完钻后, 油气显示良好, 测井解释低产油层166.5m/17层, 油层20.7m/3层, 说明在“储隔”组合的共同作用下可形成潜山内幕地层圈闭, 并呈现多层段含油的特点, 证实了在距潜山顶面一定深度下的潜山内幕同样具备形成油气藏的条件, 从而扩大了海外河潜山勘探空间。下一步, 我们将继续探索4000m以下的更深层和距离二界沟洼陷油源近的优质储层, 全面打开海外河潜山内幕勘探局面。
3 海外河潜山油气藏形成模式
邢志贵[9]认为, 在大面积的区域变质岩中, 各种不同类型的区域变质岩具有层状结构的特点。海外河潜山主要由变质岩和中生代侵入的岩浆岩脉构成, 潜山岩性受抬升、褶皱、断裂等多期多种构造运动作用, 内幕具有一定层状褶皱岩层样式, 由混合花岗岩、混合岩、变粒岩、斜长片麻岩、斜长角闪岩以及辉绿岩脉、闪长岩脉等呈互层状产出。结合已钻探井油水分布特征, 海外河潜山内幕油藏为“层状油藏”模式。大洼断层和二界沟断层附近裂缝发育, 容易形成裂缝集中发育区, 且存在区域性的“供油
窗口”, 油气自洼陷沿着断层侧向运移并在裂缝发育区成藏的条件优越。潜山内幕的混合花岗岩、混合岩、变粒岩以及部分斜长片麻岩等岩石类型为储层, 易聚集油气;斜长角闪岩和岩浆岩脉为致密隔层, 隔层的发育程度和产状变化控制了油藏的分布, 是潜山内幕多套油层之间的主要封隔层。这样, 在“储隔”组合的共同配置下, 形成了海外河潜山内幕多套新生古储型的“层状油藏”, 为海外河潜山深层勘探打下了基础。
4 结论
1) 海外河潜山两侧紧邻清水和二界沟两大生油洼陷, 中间的大洼断层和二界沟断层为油源断层, 古近系油气沿着两大断层向潜山内幕运移, 以“侧向供油”方式为主, “供油窗口”面积大。
2) 为潜山披覆型构造, 上覆薄层的中生界、沙三段、沙一二段和厚层的东营组地层。
3) 发育了多种类型多期构造活动, 在断层附近出现裂缝集中发育区, 发生油气多期充注, 为形成潜山内幕油气藏形成提供了便利条件。
4) 海外河潜山发育的混合花岗岩、混合岩、变粒岩、部分斜长片麻岩等岩石类型暗色矿物含量低, 容易成为储层, 而斜长角闪岩、辉绿岩脉、闪长岩脉等暗色矿物含量高, 为隔层, 起到封堵油气作用。
5) 受多期构造运动影响, 潜山内幕形成层状褶皱岩层, 结合油水分布特征, 认为海外河潜山内幕油藏为“层状油藏”模式。
参考文献
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南美麦哲伦盆地油气成藏特征分析 篇3
麦哲伦盆地位于南美洲南部大西洋和安第斯山之间, 大部分在阿根廷南部和智利境内, 南部边界位于智利境内, 西部的安第斯山脉由冰川覆盖, 盆地以Deseado—Rio Mayo高地为东部陆上边界, 东南部海上边界为Dungeness高地基底脊部, 盆地北部末端与San Jorge盆地的南部相邻[1]。麦哲伦盆地为智利最主要的含油气盆地, USGS在2012年曾对麦哲伦盆地进行了待发现油气资源评价, 预测麦哲伦盆地平均待发现石油地质资源量超过2亿桶, 待发现天然气地质资源量超过1 800亿方, 揭示盆地仍然具有较大的勘探潜力。
国内外目前关于该盆地的勘探潜力研究较少, 本文从盆地构造演化和沉积充填等基本条件入手, 综合烃源岩、储层、圈闭等多方面成藏要素进行分析, 探讨了盆地油气成藏特征及含油气系统, 预测了盆地油气富集规律, 以期能够对盆地未来的油气勘探提供依据与帮助。
1 盆地构造演化与沉积充填
麦哲伦盆地的构造演化及沉积充填, 可以划分为同裂谷阶段、裂后阶段与前陆阶段 (安第斯挤压阶段) 共3个期次 (图1) 。
1.1 同裂谷阶段
同裂谷阶段主要沉积下侏罗统普林斯巴阶—卡洛夫阶地层, 地质年代为距今194.5~157.1 Ma, 构造环境为裂谷环境的拉张背景条件, 主要构造样式为倾斜断块、区域抬升、正断层等。
盆地同裂谷时期, 早期地层充填沉积物主要为非海相砂岩石, 而到了后期则以Tobifera组火山碎屑岩为主[2]。
1.2 裂后阶段
裂后阶段从上侏罗统牛津阶至古近系古新统, 从晚侏罗世开始, 物源主要来自于东部陆地区域 (Dungeness High) , 在西部边缘深水环境中沉积, 主要发育Springhill组 (牛津阶—欧特里夫阶) 沉积, 包括河流相—滨岸相砂岩和浅水海相砂岩以及一些泥岩沉积, 组成了一整套海退层序。
Springhill组上覆地层为暗灰色至暗褐色含海绿石泥岩前积楔, 相继是Pampa Rincon, Estratos con Favrella和Lutitas con Ftanitas组。这个序列包括盆地内油气的重要层组。之后沉积地层为一整套海退类型层序。从下到上至少已经确认沉积了3期层序:阿普特阶—森诺曼阶Margas (深水) —Nueva Argentina (浅水) 层序, 森诺曼阶—科尼亚克阶Lutitas Gris Verdosas (深水) —Arroyo Alfa (主要为浅水) 层序, 马斯特里赫特阶Lutitas Arenosas (深水) —Cabeza de Leon (浅水) 层序。
马斯特里赫特期—古新世沉积之后盆地裂后阶段结束, 该时期沉积受到侵蚀和Dungeness高地物源的限制。除了一些侵蚀残余外, 这些层序仅在盆地的西北方向出现。此层序遍布着海绿石砂岩透镜体, 且主要是不整合接触关系。
1.3 前陆阶段 (安第斯挤压阶段)
从始新世—第四纪, 发育安第斯山挤压地层[3], 该套地层下部包括部分海相磨拉石层序, 向西和安第斯山西南向逐渐变厚。海退后, 沉积了磨拉石组, 物源主要是安第斯山, 西部以砂岩为主, 东部受海相影响泥岩变多, 整个区域由多变的厚度较大的冰水沉积覆盖。
2 基本石油地质条件
2.1 烃源岩特征
下白垩统Pampa Rincon组海相黑色页岩及同期泥岩沉积 (Lower Palermo Aike, Lower Rio Mayer和Estratos con Favrella组) 为该盆地主力烃源岩, 潜在的次要烃源岩为Nueva Argentina组的海相页岩, Upper Rio Mayer组, Springhill组陆相和海相泥岩夹层, 下—中侏罗世Tobifera和Lemaire组湖相和陆相页岩。
主力烃源岩Pampa Rincon组与Springhill组砂岩储层互层或紧密接触, 总有机碳含量最大可达上至6%, 该套烃源岩在盆地东部陆上部分源岩已经成熟, 主要处于生油窗, 在早白垩世时油开始生成和运移, 盆地西部区域白垩系底部埋深达8 000 m, 烃源岩已达成熟-过成熟, 以生气为主。
总体来看, 盆地烃源岩多达到高成熟-过成熟, 以生气为主, 盆地内已发现天然气规模是已发现石油规模的四倍。
2.2 储层特征
盆地从古生代侏罗系到新近系发育有多套储层, 自下向上来看, 下—中侏罗统Tobifera和Lemaire组的火山碎屑岩是盆地的一套次要储层, 主要成因为断裂活动造成的裂缝。
上侏罗统—下白垩统Springhill组 (牛津阶—欧特里夫阶) 海陆过渡相砂岩储层是目前盆地已证实的最重要储层, 其中砂岩物源来自于Dungeness高地, 砂岩储层发育区带有200 km宽, 与Dungeness高地方向平行。
沉积相带从三角洲相变化到滨海相沉积, 厚度变化从几厘米到100米, 但是一般小于4米, 东部向Dungeness高地方向净厚度增加, 孔隙度一般在20%, 最大可达38%, 渗透率一般在2 m D和300m D之间。
下白垩统Middle Palermo Aike组砂岩储层为钻井所证实, 为已发现Bajada Fortaleza、Dos Hermanos和Estancia Librun等油田的次要储层。上白垩统海相砂岩储层只在盆地的北部阿根廷部分分布, 获得了一些小的油气发现;古近系Lower Magallanes组发育海相砂岩储层, 砂岩层薄, 但物性较好。
2.3 盖层特征
盆地没有区域盖层, 但是上侏罗统—下白垩统地层局部发育页岩-泥岩盖层, 多套储层由互层的泥岩和/或Pampa Rincon组泥岩所局部封盖, 而古近系储层的盖层则主要是由部分的粘土质泥岩。
2.4 圈闭特征
对应于盆地的构造演化, 盆地主要发生了3次构造活动:同裂谷期构造活动、裂谷后构造活动和安第斯山挤压构造活动, 形成的典型圈闭类型包括背斜圈闭、断块背斜圈闭、披覆背斜圈闭、地层尖灭圈闭、地层/复合圈闭, 其中复合圈闭是由晚白垩纪—古近系时期的沉积特点所决定的, 主要与浊流沉积体边缘的岩性变化或者三角洲前缘沉积岩性变化相关。
3 油气成藏特征
3.1 油气运移模式
盆地中心区域的Pampa Rincon组主力烃源岩已经达到生油气窗内, 自白垩纪时期开始大量生排烃并从西向东的运聚, 前期生油后期生气, 埋藏厚度是烃源岩成熟与否的决定因素。
需要注意的是, 由于Springhill组砂岩储层主要是在盆地东部沉积, 因此初次运移的路线主要自西向东运移, 油气输导则以多条沟通油源的深大断裂垂向运移为主, 总体上盆地以天然气发现为主, 主要来源于下白垩统地层的成熟烃源岩。
3.2 含油气系统
盆地当前主要包括3个含油气系统:自下而上分别是Tobifera—Tobifera/Springhill含油气系统, Pampa Rincon/Lower Rio Mayer—Springhill含油气系统与Nueva Argentina/Upper Rio Mayer—Lower Magallanes含油气系统。
(1) Tobifera—Tobifera/Springhill含油气系统。
该套含油气系统, 以晚侏罗世与火山碎屑岩互层的Tobifera、Lamaire组和terigenous湖相泥页岩为烃源岩, 以Springhill组海陆过渡相砂岩为主要储层, 主要为直接接触或者侧向运移, 以长距离运聚成藏为主。
(2) Pampa Rincon/Lower Rio Mayer–Springhill含油气系统。
盆地中目前该套含油气系统油气发现最为丰富, 下白垩统Pampa Rincon组缺氧泥岩是盆地重要的烃源岩且烃源品质良好;上覆上侏罗统—下白垩统Springhill组河流相、滨岸相和浅海相砂岩, 次要储层包括下白垩统Middle Palermo Aike组砂岩;储层段主要被Middle Palermo Aike页岩所封盖。下伏烃源岩在早白垩纪时期开始生烃, 在早中新世时达到生油高峰, 盆地东部有一个大约30 km宽的与安第斯山平行的生烃源区。
(3) Nueva Argentina/Upper Rio Mayer—Lower Magallanes含油气系统。
Nueva Argentina组泥页岩是盆地的一套次要烃源岩, Lower Magallanes组砂岩储层发育, 被Lower Magallanes和Upper Magallanes组页岩封盖;在晚白垩纪时期间油气生成并运移, 在中中新世时达到生油高峰, Lower Magallanes砂岩储层需要通过断层和断裂系统以垂向运移方式为主。
4 结束语
总体来看, 麦哲伦盆地是一个有较好勘探远景的盆地, 盆地烃源岩条件较好, 已为钻井证实并获得了多个油气发现, 其中盆地东部烃源岩已经成熟并生油, 西部区域烃源岩成熟度较高, 以生气为主。盆地白垩系海陆过渡相Springhill组砂岩勘探层系潜力较大, 在陆上已经获得了多个油气发现, 尤其是在盆地东部以油藏为主, 预测该领域在水深小于100米的区带具有较好的勘探潜力。
同时, 在盆地西部古近系-新近系远景区也具有一定的勘探潜力, 已经获得了一些小型发现, 还需要开展进一步的地质研究, 但该领域可能以气藏为主, 天然气的资源潜力与中新统—上新统的煤层沉积有关, 使得古近系-新近系成为盆地另一个值得关注的潜力层系。
参考文献
[1]周晓东, 李晓.智利南部麦哲伦盆地油气勘探前景及投资环境分析[J].中外能源, 2007, 12 (6) :25~30.
[2]J.Alvarez-Maron, 黄忠范.智利南部麦哲伦前陆冲断褶皱带前缘区的形态及其演化[J].国外油气勘探, 1995 (1) :25~38.
成藏过程 篇4
1.1 原油物性特征
石西凸起原油密度为0.8024~0.8594g/cm3, 50℃时的粘度为1.46~5.0mPa·s, 含蜡量为3.01%~12.37%, 为中质油, 陆南1井原油物性特征与石西凸起原油相似。而滴南凸起北部原油的密度要比石西凸起原油要低, 其值为0.7583~0.7973g/cm3, 50℃时的粘度为0.68~1.81mPa·s, 含蜡量小于4.7%。
1.2 原油族组分特征
石西凸起原油饱和烃含量为67.28%~81.53%, 芳烃在10%左右, 陆南1井原油的饱和烃组成与石西凸起东部地区原油相似。滴南凸起北部地区原油的饱和烃含量为44.04%~64.49%, 芳烃小于4%。
1.3 原油饱和烃特征
石西凸起原油饱和烃图中碳数分布完整, 姥植比为1.24~1.71, 与腹部地区二叠系原油相近, 反映成熟度的轻重比参数∑C21-/∑C22+为1.07~1.74。陆南1井原油的饱和烃特征与石西凸起区原油相似。滴南凸起北部原油饱和烃中以正构烷烃为主, 饱和烃碳数分布完整, 不含γ、β胡萝卜烷, 姥植比大于1.8, 高于石西凸起原油姥植, 显示腐植型烃源特征。该类原油成熟度的轻重比参数∑C21-/∑C22+比值大于3.0, 反映出原油的成熟度较高。
1.4 原油碳同位素特征
石西凸起原油的碳同位素值为-28.24%~-29.10%, 与腹部地区来源于二叠系原油的碳同位素值相似, 陆南1井原油碳同位素值为-28.54%~-29.38%, 与石西凸起原油碳同位素值相似, 表明石西凸起和陆南1井原油具有相似的母质来源。而滴南凸起北部原油碳同位素值较重, 其值为-25.44%~-27.95%, 反映出腐植型的母质类型特征, 该类原油的碳同位素不同于二叠系原油, 与侏罗系、石炭系原油的碳同位素值相似。
1.5 原油甾烷、萜烷特征
石西凸起原油以规则甾烷为主, 成熟度参数C29αααS/ (S+R) 为0.45~0.50。从m/z191质量色谱图中可以看出萜烷分布中, 三环萜烷C20、C21、C23呈“山峰”型和“上升”型分布, γ-蜡烷/C30藿烷大于0.2, 在m/z177质量色谱图上有降藿烷系列化合物存在, 表明原油遭受强烈生物降解。陆南1井白垩系原油以规则甾烷为主, 三环萜烷C20、C21、C23呈“山峰”型分布, 在m/z177质量色谱图上有降藿烷系列化合物存在, 表明该原油遭受强烈生物降解。陆南1井侏罗系三工河组原油也以规则甾烷为主, 三环萜烷C20、C21、C23呈“山峰”型分布, 在m/z177质量色谱图上无降藿烷系列化合物存在, 表明该原油没有遭受生物降解。滴南凸起北部原油成熟度较高, 无降解特征, 生标含量低。
2 天然气地球化学特征
2.1 天然气组分特征
石西凸起天然气组分中以烃类为主, 石南1井甲烷含量为81.45%, 氮气含量为14.67%, 重烃含量为3.88%, 干燥系数为0.956, 气体偏干。而石东2井天然气的甲烷含量为7.43%, 重烃含量达87.37%。滴南凸起北部天然气气组分中以烃类为主, 甲烷含量为84.04%~93.66%, 重烃为3.85%~10.67%, 干燥系数为0.904~0.963, 气体偏干。
2.2 天然气碳同位素特征
石西凸起天然气碳同位素较重, 甲烷为-30.38%~-35.71%, 乙烷为-26.32%~-27.82%, 属于腐植型气。该区的天然气乙烷碳同位素值与腹部的莫北、莫索湾、石南地区乙烷碳同位素相近, 而甲烷碳同位素明显偏重7%~9%, 为高成熟-高成熟气。滴南凸起北部天然气碳同位素也较重, 甲烷为-29.71%~-39.04%, 为高成熟-过成熟气, 乙烷为-25.09%~-27.73%, 也属于腐植型天然气。其中滴西5井3568m~3590m天然气乙烷碳同位素值为-29.55%, 属于混合型气。
3 油气源分析
研究表明石西凸起原油成熟度较高, 其地化特征与石西油田侏罗系与白垩系原油总体特征接近, 主要为石西原油向北东方向的运移推进, 油源为二叠系乌尔禾组及风城组。陆南1井原油的地化特征与莫北地区原油较为接近, 它是盆1井西凹陷油气向东运移的结果。滴南凸起北部地区的原油的地化特征表明该类原油来源于腐植型母质, 其供烃区为滴水泉凹陷。三次资源评价结果表明, 该区有效烃源岩为二叠系和石炭系, 二叠系为成熟的烃源岩, 而石炭系为高成熟烃源岩, 因此, 该区原油应来源于石炭系烃源岩。天然气的地化特征表明滴南凸起北部天然气为高成熟-过成熟腐植型气, 其主要烃源岩为石炭系, 滴西5井天然气为石炭系和二叠系的混源。石西凸起天然气为腐植型气, 成熟度高, 与滴南凸起北部的天然气具有相近性, 推测该区天然气来源于石炭系烃源岩, 其供烃区为滴水泉凹陷。
4 油气成藏分析
石西凸起原油和陆南1井白垩系原油饱和烃色谱分布完整, 而在m/z177质量色谱图上有降藿烷系列化合物存在, 表明该原油遭受强烈生物降解。结合该区地质情况认为该区原油至少存在两期油气成藏前期低成熟或成熟的油气先成藏, 成藏后遭受生物降解, 之后后期高成熟的油气注入, 从而表现出饱和烃色谱分布完整而在m/z177质量色谱图上有降藿烷系列化合物的特征。滴南凸起的天然气有高成熟天然气, 也有过成熟天然气, 有石炭系来源于的气, 也有石炭系和二叠系混源的气, 表明该区油气存在多期油气成藏。
5 认识及结论
(1) 石西凸起原油来源于二叠系乌尔禾组及风城组烃源岩, 天然气来源于石炭系烃源岩。
(2) 滴西凸起原油主要来源于石炭系烃源岩, 天然气也来源于石炭系和二叠系烃源岩。
(3) 石西凸起原油和陆南1井白垩系原油至少存在两期油气成藏;滴南凸起油气存在多期油气成藏。
参考文献
[1]王绪龙, 康素芳.准噶尔盆地腹部及西北缘斜坡区原油成因分析[J].新疆石油地质, 1999, 20 (2) :108～112.
[2]廖健德, 康素芳, 李明河, 等.陆梁油田油藏地球化学研究[J].油气地质与采收率, 2003, 10 (4) :29～31.
成藏过程 篇5
延长油田股份有限公司直罗油区, 位于鄂尔多斯盆地东南部, 构造位置处于伊陕斜坡中南部。构造上, 为一区域西倾的单斜。地层倾角0.7~1°。走向近南北向。区域内局部发育有低幅度、西倾的、走向近东西向的鼻状构造。该区主力含油层位为中生界上三叠统延长组。分析研究直罗油区延长组主力含油层段长82及长21、长22砂层组砂岩体的平面分布, 阐述其长82砂层组及长21、长22砂层组不同的成藏控制因素。并指出下一步勘探的方向。
区内发育有多套优质烃源岩, 累计厚度大
本区油气勘探、钻探证实, 自下而上, 发育有长9 (顶部) 、长8 (中部) 、长7、长6 (底部) 及长4+5 (中部) 、长1共六套烃源岩, 为本区油气成藏, 提供了有力的物质基础。长9晚期至长6早期沉积时期, 该区域位于深湖、半深湖区。发育有黑色、深灰色油页岩、油泥岩。
长7油层组时期, 是盆地发育的全盛期, 发育有分布范围广、厚度大的区域性的张家滩油泥页岩, 是鄂尔多斯盆地延长组的主要烃源岩。本区厚度在90~30m, 研究区域内, 西南部达90m, 向东北方向减薄至30m左右。纵向上, 西南部区域呈二至三层发育, 中间夹浊积砂岩。向北东方向 (下寺湾、南泥湾) 减薄合并为一层。
长8油层组内, 也发育有油泥页岩。纵向上, 位于油层组的中部, 划至长82砂层组的顶。是该区长8油层组细分对比的良好标志层。油泥页岩厚度在20~10m, 最厚处达到40m。平面上, 研究区西南部较厚, 向东北方向减薄至尖灭。并于尖灭处, 定为深湖至浅湖的分界线。
本区长1油层组保存较好, K9标志层明显。是油区内良好的地层划分与对比标志。地层厚度在30~40m。录井显示, 其岩性为黑色、深灰色油泥岩、粉砂质泥岩、粉砂岩互层。前人研究认为, 其具有较好的生油潜力。是盆地内局部区域延长组上部的一套烃源岩。也是本区的烃源岩之一。
总之, 直罗油区延长组, 自下而上, 共发育有6套烃源岩, 累计厚度大, 为本区油气的聚集, 提供了充足的油源。
区内发育有多种类型的储集砂岩体, 纵向叠加、横向连片, 形成巨大的复合砂岩体, 为油气聚集提供了良好的场所
在对区内完钻井详细的油层组、砂层组 (小层) 划分、对比基础上, 在对不同期完钻井测井曲线标准化、储层解释电性标准统一后, 分油层组、砂层组 (小层) 为单元, 编绘各沉积地层单元砂岩厚度平面分布图。以砂岩厚度20~25m (储层有效厚度零线) 划界, 对应砂/地比值在0.30~0.35, 圈定砂岩厚度大于25m区域, 可见该区域呈透镜状分布。长轴呈北东向, 面积有805km2。
该区域长8取心岩矿分析资料表明, 其属高长石、中等石英及较低岩屑含量, 在砂岩分类三角图中, 点子分布集中 (图1) 。表明是经长距离搬运, 岩屑含量低。高长石、较高石英是由盆地北部物源区母岩性质决定的是东北部物源延安三角洲前缘向深湖区滑塌, 形成的巨大的滑塌浊积扇复合体。
从测井曲线及地层划分对比图分析, 纵向上, 长21砂层组由2~3期单砂体组成, 横向上, 由多个河道砂体复合叠加连片构成的复合砂岩体。
直罗和尚塬油区长2油层组取心岩矿分析统计表明, 属高石英、中高长石、较高岩屑含量特征。在砂岩分类三角图中, 点分布散, 也表明各组份含量变化大。岩屑组份含量较高, 说明未经长距离的搬运。高石英、较高长石含量, 是盆地南部物源母岩的特征。
适宜的生储盖组合, 为油气保存, 提供了保障
长8油层组生、储、盖组合:研究区长8油层组主力含油层段为长82砂层组。储集体为来自北东方向物源之前三角洲滑塌浊积岩。其下为长9李家畔油泥页岩, 该套油页岩, 是盆地延长组第一套烃源岩, 生成的油气向上运移至长8储层中, 形成下生上储型 (或古生新储型) 组合。长8油层组中部的油泥页岩, 研究区内发育, 生成的油气可直接进入长82储层中, 形成自生自储型组合。
长2油藏盖层, 主要是长1油层组砂、泥岩段或不纯质的泥岩段。长1油层组在本区剥蚀量小或未遭受剥蚀, 保存较好, 是本区长2储层的直接盖层, 形成良好的储盖组合。
储集砂岩体平面发育展布, 与后期形成的伊陕斜坡构造背景合理匹配, 是形成岩性油气圈闭的基础, 是形成油气藏的关键
需进一步说明的是, 长82砂层组, 为何以20~25m砂岩厚度线划界, 定储层有效厚度零线, 圈定砂岩体的范围。长82砂层组20~25m砂岩厚度线, 对应砂/地比值在0.3~0.35。再者, 长8储层砂岩体, 为前三角洲滑塌浊积扇沉积砂岩复合体, 储层物性极差, 砂岩中有效储层占比重小。
长21、长22砂层组以砂岩厚度10~15m划界, 定储层有效厚度零线, 对应砂/地比值在0.25~0.30。一是因长2油层组是三分, 每一砂层组地层厚度在30~40m。地层厚度较小, 砂岩总厚度相对小。二是长2油层组砂岩体, 为三角洲前缘水下分流河道沉积, 物性较长8好有关。
结语
直罗油区勘探实践表明, 以油层组细分之砂层组或小层为研究单元, 研究砂岩发育及平面展布, 砂岩厚度平面变化规律性强。可较好地发现其分布的规律性。
直罗油区长82砂层组, 储层为来自盆地北东方向物源之前三角洲滑塌浊积扇砂岩体, 纵向上由多期、平面上由多个浊积扇砂岩体叠加、复合形成的、向四周砂体减薄变干, 呈透镜状的砂岩体。并形成砂岩透镜体岩性圈闭及砂岩透镜体油气藏。
研究区直罗油区长21、长22砂层组, 储层为来自盆地南部、西南部方向物源之三角洲前缘水下分流河道等砂岩体, 是由多期多个三角洲朵叶体叠加构成。
成藏过程 篇6
关键词：齐古潜山,成藏研究,南山头,裂缝,油气藏预测
1 储层分析
1.1 储层与非储层判别
目前, 在变质岩潜山的混合花岗岩、混合岩、片麻岩及浅粒岩、变粒岩中已经发现储量, 被认为是变质岩潜山中的储集岩;南山头主要发育混合花岗岩。而在煌斑岩、辉绿岩、角闪岩岩性段内还未发现工业油流, 因此这3种岩性被认为是潜山中较难成为储集岩的岩性, 南山头主要发育成岩脉。
分析表明, 在不易形成储集岩的岩石中暗色矿物的含量较大, 在储集岩中暗色矿物含量较小;浅色矿物在储集岩中的含量较高。
1.2 储层测井响应
以浅色矿物为主要成分混合花岗岩的岩石其测井响应一般表现为“三低一高”特征 (相对低密度、低补偿中子、低光电吸收截面指数、高自然伽马) 。低密度主要是组成该种岩性的矿物密度较小, 低中子只要是这种岩石中的含氢指数比较低, 高伽马主要是因为该类岩石中钾长石的含量较高。另外, 对于这种岩石在裂缝不发育的井段, 其电阻值较高。
南山头岩脉岩石特征:齐古南山头为一套浅红色混合花岗岩夹不等厚浅灰色、灰绿色岩脉组成, 岩脉的发育规律性不强。该类岩石在测井曲线上反映的是“三高一低” (相对高密度、高中子、高光电吸收截面指数、低自然伽马) 的特征, 密度曲线与补偿中子曲线呈“负双轨”的曲线轨迹, 反映的是暗色矿物含量比较高的特征。同时, 该类岩石在电阻率上也有明显的显示, 由于含F e、M g、C a矿物较多, 因此, 该种岩性的导电性较好, 一般该岩性发育段电阻率值较低。
1.3 储集空间
经研究, 潜山储层的储集空间以裂缝为主, 有少量孔隙。裂缝是该区的主要储集空间, 占整个储集空间的80%以上, 本次研究重点描述裂缝的发育情况。裂缝包括构造裂缝、构造—溶解裂缝、溶解缝;孔隙包括粒间孔、晶间孔、气孔、基质晶间孔、溶蚀孔。
根据齐家潜山齐2-20-7井岩心分析资料, 平均孔隙度为3.7%, 渗透率小于1×10-3μm2。据薄片、铸体和扫描电镜观测, 该区储层微观孔隙直径在1~15μm之间, 主要集中在1~5μm范围, 但连通性较差。
1.3.1 裂缝分布特征
(1) 裂缝的倾角:裂缝的倾角主要分布在64~85°之间, 另有一部分低角度缝倾角分布在40~55°之间, 只有少量的近水平缝。这说明中高角度缝在该区比较发育。
(2) 裂缝的充填性:玄武岩、凝灰岩的裂缝发育程度低于花岗岩, 并且花岗岩裂缝填充程度较差, 玄武岩、凝灰岩很多裂缝都被钙质、硅质和泥质充填, 使储集性能变差, 甚至失去了油气储集性能。
(3) 裂缝的含油性:岩心观察表明, 花岗岩和凝灰岩的含油性较好, 均为裂缝含油。
(4) 裂缝的走向:南山头只发育2组裂缝, 方向与断层的走向方向接近。一组裂缝角度为11.5°, 另一组为108°。
结合三维地震技术对齐古南山头断层的落实, 通过岩心的观察和古地磁资料, 得出如下结论:
(1) 南山头裂缝以高角度裂缝为主。
(2) 南山头裂缝走向与断层走向一致:断层是裂缝形成的原因。
(3) 南山头主要的储积空间是裂缝。
1.3.2 裂缝的识别及测井、地震响应
结合完钻井测井资料、取心数据进行分析, 可以看出在裂缝发育井段其测井曲线有以下特征:
(1) 有倾入现象, 电阻出现幅度差。
(2) 密度降低。
(3) 声波时差增大。
1.3.3 裂缝分布预测
裂缝分布预测的主要依据为:
(1) 油井产能的平面分布特征;
(2) 高产井集中的部位或条带;
(3) 地震上出现弱反射的区域;
(4) 单井测井响应。
通过对三维地震资料、测井资料的研究, 结合南山头生产井资料及取心数据, 发现纵向上裂缝主要集中在潜山顶部0~300m范围内;平面上裂缝总体呈条带状沿断层分布, 裂缝主要为构造裂缝, 与断层关系密切, 具短小、密集 (每米上百条) 、呈网状分布的特点。
2 油藏类型的确定
齐古南山头1985年上报储量时定义为凝析气藏, 其中凝析油储量为24×104t, 但目前该块已累产油7.70×104t, 按上报储量计算, 采出程度高达32%。对于依靠天然能量采用衰竭方式开采的凝析气藏来说, 采出程度明显偏高, 为此认为齐古潜山南山头是具油环的凝析气藏, 采出原油除了凝析油外, 还包括低部位油环的黑油。
利用储层流体的天然气或凝析气或溶解气的组成分析资料, 计算4个参数, 据不同指标的分布区间, 可以确定气藏类型。在油藏类型的确定过程中, 采用了方框图别法和参数判别法。利用齐2-21-7井2003年测得数据进行计算, 孔隙度为24.33%, 进一步验证了该块为带油环的凝析气藏。
3 齐古南山头开采特点
齐古南山头4 0口井有2 3口井试油或试采过潜山, 截至目前, 共有油井7口, 均关井, 累产油7.70×104t, 累产气5.98×108m3, 累产水0.33×104m3, 按复算储量计算, 采出程度为5.5%。通过认为有如下特点:
(1) 单井产能差异较大, 高产井均以产气为主。
(2) 油井产能与潜山揭开厚度关系不大。
(3) 油井产能与构造关系密切, 构造高部位, 临近断层的井产量高, 南部远离断层的井产量低。
(4) 天然气采收率78%, 高于标定采收率70%, 气藏接近枯竭。
(5) 西部断层潜山顶部裂缝存在不同程度的充填, 内部断层无明显充填。
(6) 埋深-2900m以下均为低产油层。
4 结论及建议
(1) 在目前的油田勘探开发形势下, 动用程度较低的混合花岗岩潜山油藏相比沉积岩储层类型油藏具有更大的潜力。
(2) 三老资料的复查是油田开发、产能建设的突破口, 生产、化验数据的再次分析对区块油藏类型的确定起着重要作用。
(3) 在新井部署过程中, 由于录、测井信息尚未采集, 三维地震技术对潜山裂缝的识别、定性分析有着很好的帮助。
参考文献
[1]杨宝善.凝析气藏开发工程[M].北京:石油工业出版社, 1995:1[1]杨宝善.凝析气藏开发工程[M].北京:石油工业出版社, 1995:1
南八仙油气田油气成因及成藏分析 篇7
南八仙气田构造上属北缘块断带大红沟隆起亚区马海-南八仙构造带的一个三级背斜构造, 东邻马海构造, 北以马仙断裂与马海平滩为界, 西面以陵间断裂与伊克雅乌汝凹陷相邻, 西北面紧邻冷湖七号构造。
2 油气地化特征及成因
原油的姥植比Pr/Ph较高, 平均在2.7~4.2之间, 全油碳同位素值在-2 4.3‰~-27.6‰之间。在甾烷分布中, 以规则甾烷为主, 甾烷C29>C27>C28, 为不对称的“V”字型分布;重排甾烷含量较低, 孕甾烷含量相对也较低。在萜烷分布中, 具有三环萜烷含量较高, 伽玛蜡烷含量相对较高、Tm含量较高等特征, 反映出母质类型相对较差的特征。原油轻烃组成中, 正构烷烃含量平均为38.3%, 环烷烃平均含量31.8%, 芳烃含平均为14.3%, 同样表明成油母质类型较差的特点。
南八仙油气田天然气δ13C1为-29‰~-37‰, 一般大于-33‰, δ13C2大于-26‰, 由甲、乙烷碳同位素值可以判断该天然气为典型的高成熟的煤型气。
南八仙油气田原油地球化学特征表明, 原油的地化特征与下侏罗系统烃源岩的地化特征相似, 但大部分原油成熟度高于本构造侏罗系烃源岩, 因此原油来源于伊北次凹成熟-高成熟的下侏罗统烃源岩, 伊北次凹生成的油气沿地层不整合面和砂岩上倾方向, 由西向东运移到南八仙。
3 油气成藏分析
3.1 油气运移
根据伊北次凹沉积埋藏史与热演化史, 早第三纪晚期 (E3) 和晚第三纪早期 (N1Ro达到0.69%~1.21%, 处于生油高峰期侏罗系烃源岩中所生成的油沿着地层不整合面和砂岩上倾方向, 由西向东向南八仙地区运移, 并在E1+2地层和不整合面上开始了聚集, 在N22时进入大量生气阶段。
南八仙油气田的储层样品分析结果表明, 储层中存在三期流体包裹体。在石英加大边、硅质胶结物 (早期) 及石英细脉中包裹体多数为盐水溶液包裹体, 无色、浅黄及浅褐黄色, 油气包裹体不发育, 仅偶见少量液态烃包裹体, 盐水溶液包裹体均一温度较低, 平均温度为73wt%~82℃, 盐度为9.5 w t%~1 0.3 w t%, 处于同一演化阶段的产物, 为第Ⅰ期包裹体。在次生裂隙、石英加大边及硅质胶结物中的包裹体, 颜色均较暗, 主要为灰、黑灰色、深褐色, 以气液两相烃类包裹体为主, 含有一定的沥青和气态烃包裹体, 占10%~15%, 对应同期盐水溶液包裹体的均一温度和盐度分别为87℃~96℃、10.7wt%~11.6wt%, 为第Ⅱ期包裹体, 从油气包裹体的特征看, 应处于正常原油的生成时期。本期包裹体的均一温度相对较低, 可能是富油气流体经历了长距离的垂向运移受浅部低温地层影响所至。赋存于硅质胶结物、石英裂隙 (晚期) 及颗粒间胶结物裂隙中的包裹体, 其盐水溶液包裹体的均一温度为103℃~114℃, 盐度为13wt%~13.6wt%, 为同一期的产物, 即第Ⅲ期包裹体。与盐水包裹体共生的油气包裹体主要是气态烃包裹体和沥青包裹体, 包体大小悬殊较大, 形态不规则, 包裹体呈黑色、深褐、褐黑色, 从油气包裹体的特征看, 应处于大量湿气和凝析油的形成阶段。根据油气包裹体的特征及本区的沉积埋藏史和热演化史, 南八仙构造两期油气充注的时间分别为E3-N1和N2时期。
3.2 油气成藏
南八仙地区的构造发育经历了中生代隆、第三纪相对沉降和末期抬升剥蚀三个阶段。构造顶部侏罗系厚度为100 m, 而北、西、南翼厚度均达1000 m, 东翼近400 m, 表明南八仙是中生代时存在的古隆起。第三系地层翼部与高点基本是等厚的, 其构造运动主要为中生代末与第三系末。仙北、仙南断层均在中生代末形成, 并有一定的断距, E1+2晚期—E3早期也有继承性运动, 形成E1+2—E31的微幅度构造圈闭, 在N22末进一步加剧形成现今构造圈闭。南八仙油气田的油源来自于伊北次凹, 研究结果表明伊北次凹烃源岩属Ⅲ型有机质, 从开始成烃 (生物气阶段) 到大量生烃均以生气为主, 其间只生成少量的正常原油和凝析油。从早第三纪晚期进入生油高峰期, 形成正常原油, N时达到高成熟阶段生成大量的湿气和少量的凝析油。
南八仙构造分为中浅层 (N) 油气藏和深层 (E31) 油气藏。南八仙油气运聚时期主要是E3-N1和N2, 且深层油气藏成熟度及压力高于浅层油气藏。深层压力大, 中浅层压力小。油气成熟度基本与埋深成正比, 油藏越深成熟度越高, 研究表明这些油气都是同源的。南八仙油气藏在中生代末期燕山运动在南八仙形成了侏罗系圈闭, 后接受剥蚀, 在高点出现侏罗系缺失, 但周围侏罗系地层已出现圈闭的构造形式, 此时尚无油气生成。第三系基本等厚沉积, 在E1+2—E3构造圈闭进一步加强, 并形成E1+2—E3微幅度构造。至N1油气开始大量生成, 此时第三系在E31以下地层圈闭, 侏罗系油气此时沿侏罗系疏导层向南八仙运移, 至南八仙形成不整合油气藏或不整合面封堵的侏罗系为储层的油气藏, 或直接向上运移至E31形成油气藏, 在南八仙及其周围富集。至第三系末 (N22末) , 新老断层强烈开启, 使油气得以疏导, 沿深层断层——浅表性断层运移至N21、在N22储层形成浅油气藏之后, E31进一步充注故其成熟度较高, 因此南八仙深层油气藏是原生油气藏, 而浅层是次生油气藏。
研究表明南八仙中浅层和深层成藏期不一样, 南八仙中浅层油气藏形成于上新世, 深层油气藏形成于渐新世。上新世断层活动破坏了深层油气藏, 使其油气通过断层运至中上新统等, 形成新的次生油气藏。由于后期高成熟油气对E31的不断充注和演化, 使得深层油气成熟度高于中浅层。在南八仙油气田形成过程中有两个关键时期, 即渐新世和上新世, 南八仙油气田属于同源油气, 两期成藏。
4 结论
南八仙油气田的油质较轻, 天然气为典型的煤型气, 油气同源, 均来源于伊北次凹高成熟的下侏罗统烃源岩。南八仙深层和中浅层油气田油气成藏时期分别为E3-N1和N2时期。
摘要：对南八仙油气田的油气地球化学特征及成藏进行分析, 该区侏罗系油藏的原油具有姥植比高, 碳同位素重, 伽马蜡烷含量低的特点, 油气源对比结果表明油气同源, 均来源于下侏罗统烃源岩, 油气成藏时间为E3-N1和N2。
关键词：原油,成因,油气运移
参考文献
[1]沈显杰, 李国桦, 汪辑安, 等.柴达木盆地的大地热流和统计热流值[J].地球物理学报, 1994, 37 (1) :56～65.