油气特征（精选9篇）
油气特征 篇1
一、我国油气会计发展阶段及会计方法演变
我国油气生产企业会计与我国整体会计核算制度发展的轨迹大体吻合, 大体可以分为以下四个阶段:
(一) 石油工业发展初期的油气会计 (1949-1959年)
从新中国成立初至1959年9月26日发现大庆油田的整整十年, 我国形成了较为完善的计划经济体制。
(二) 石油工业大规模发展与油气会计发展 (1960-1979年)
这一时期的油气会计, 也称为石油大会战时期的油气会计, 特色有:1.增加油田维护费项目, 在油气开采成本中单独列支。2.在资产折旧会计政策采用加速折旧, 提高了石油企业内部资金的筹措能力。3.会计管理体制采用集中管理办法。
(三) 石油工业体制改革与油气会计的完善 (1980-1993年)
进入20世纪80年代后, 我国原油产量处于徘徊状态, 该时期, 国家进行了承包制改革。
(四) 油气会计的国际趋同 (1993年至今)
2000年中国石油与中国石化在美国和香港国际资本市场上市, 中国海洋石油公司于2001年在美国与香港资本市场上市, 标志着我国三大石油公司已按照国际要求的资本运作模式及财务模式进行整改。
二、油气行业特点与会计方法选择
(一) 油气行业特点
油气资源属于不可再生自然资源, 在开采生产过程中会遵循自然规律—高产、稳产、产量递减和资源枯竭。1.油气会计政策的制定及选择范围较一般企业具有宽泛性;油气井及矿区的废弃后的处置, 使油气会计政策内容更为丰富。2.油气生产经营具有高风险性。而油气跨国经营中所在国的政治局势的不确定性和油气产品价格的波动性也加剧了该行业的风险。3.石油天然气是技术、资金密集型行业, 油气会计政策的选择对财务报表的影响不可小觑。4.油气生产经营的上、下游活动都涉及会计问题。但油气生产经营阶段经常重叠, 使会计政策的选择和运用更具复杂性。
(二) 成果法与完全成本法
油气会计资产计量方法分为两种—成果法 (Successful Efforts Method) 和完全成本法 (Full Cost Method) 。
成果法也叫成功努力法, 强调收入与费用的配比。与探明储量相关的成本费用才可以资本化, 再予以折旧、摊销, 计入采出的油气成本中;完全成本法也叫全部成本法, 油气生产过程中所有成本费用发生时都予以资本化, 再予以折旧、摊销计入已采出的油气生产成本中。
成果法与完全成本法存在着明显的差异:
1. 处理结果的差异。采用完全成本法的公司, 油气资产账面价值较高;采用成果法, 资产账面价值较低。
2. 成果法与完全成本法的优缺点, 见表1。
两种会计政策各有利弊, 在很多国家都同时实行而没有被相互取代。
三、我国油气会计政策问题改进与建议
会计政策本质上是一项技术性经济政策而不是实体性经济政策。因此, 会计准则的制定过程是一个政治过程, 必须服从和服务于国家经济发展政策。我国油气企业会计政策的国内外可比性还存在着一定的差距。
(一) 对油气会计资产计价方法选择缺少必要的弹性
完全成本法与成果法并不是非此即彼的关系。完全成本法更能体现企业的拓展精神, 减少企业境外上市的财务报表转换成本。
(二) 对油气资产的废弃及环境恢复未按国际惯例进行
按照国际惯例, 需要计提准备金, 否则在发生时会造成利润的巨大波动。而我国三大石油公司中, 只有中海石油有这方面的会计政策, 其他两大公司尚未提取清理准备金, 并且在会计处理上比照固定资产进行。
由于油气企业雄厚的资本实力和巨大的组织规模, 使其借助政治势力干预会计准则的制定、影响国家政策导向的能力非常大。因此, 在我国会计准则的进一步国际趋同和等效上, 三大石油公司应该走在其他公司的前面, 做我国会计准则国际等效的先锋, 为我国全面实现会计的趋同和等效提供经验。
参考文献
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[2]石油大学经济管理系泽.采掘业会计问题文本, 国际会计准则委员会采掘业筹划委员会2000年11月发布.
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油气特征 篇2
综合应用测井曲线、岩心、野外露头剖面等资料,分析鄂尔多斯盆地陇东地区延长组的层序地层特征及沉积相,在延长组识别出4个三级层序界面,将延长组分为4个三级层序10个体系域,识别出4种主要的.沉积体系:扇三角洲、辫状河三角洲、曲流河三角洲及湖泊沉积体系.分析了各体系域沉积体系的平面展布特征,探讨了体系域沉积模式及层序与油气的关系.指出低位体系域中发育的三角洲平原河道及前缘水下分流河道砂体是最主要的储层,水进及高位体系域中发育的浊积岩砂体分布面积大,是潜在的储层、水进和高位体系域中发育的湖相泥、页岩是良好的生油层和盖层,使得陇东地区存在有利的生储盖组合,处于有利的含油气系统之中,具较好的油气勘探前景.
作 者：郭艳琴 李文厚 陈全红 梁积伟 余芳 何卫军 GUO Yan-qin LI Wen-hou CHEN Quan-hong LIANG Ji-wei YU Fang HE Wei-jun 作者单位：郭艳琴,GUO Yan-qin(西安石油大学,油气资源学院,陕西,西安,710065)
李文厚,陈全红,梁积伟,余芳,何卫军,LI Wen-hou,CHEN Quan-hong,LIANG Ji-wei,YU Fang,HE Wei-jun(西北大学地质学系,陕西,西安,710069)
东濮凹陷地质特征与油气勘探 篇3
东濮凹陷是渤海湾盆地形成的具有北东走向的一处狭长地带, 交界处在豫东北与鲁西地区, 是渤海湾含油气盆地的一个复向构造单元。东濮凹陷为下第三系断裂地, 是众所周知的油气富集带。东濮凹陷主要地质特点有以下三方面:
(1) 凹陷的基本构造格局有三条主要断裂的差异活动控制着。
(2) 下第三系沉积具有东西分带, 南北分区的特点, 在凹陷北部发育四套盐膏层, 是东濮凹陷下第三系的最大特色。
(3) 构造发育, 断层多, 断块复杂, 以构造背景控制的断块油气藏为主。油气田主要是复式油气田。
2 东濮凹陷油气藏资源丰富
东濮凹陷的一部分在其结构上属于渤海, 它是一个盐湖盆地类型, 油气资源非常丰盛, 东濮凹陷内的油气藏总体上呈环带分布, 并发现了十分富集的下第三系油气藏。
2.1 丰富的烃类物质为富集的油气奠定了物质基础
下第三系沙河街组烃源岩分布广、厚度大, 其有机质丰度高, 母质类型好, 而且埋藏较深, 有机质演化程度高。利于烃类垂向运移, 再加上本区两洼一隆的构造格局和各类圈闭, 十分有利于油气聚集。
2.2 下第三系多种砂体的重叠分布为富集的油气提供了储存基础
东濮凹陷古生界和下第三系组成两大储集组合。下第三系的储集层主要为多沉积。体系多类型砂体组成。由于流入本凹陷内众多水系构成了多物源的特点, 其砂体具有在纵向上继承叠加, 在平面上叠置连片的结构。
2.3 多套成油组合是形成了东濮凹陷各类油气藏的层控条件
主要发育了四套组合:石碳—二叠系及沙四段组合, 沙三4—沙三2组合, 沙三1—沙二上组合和沙一段自生自储组合, 其中以下生中储上盖为主, 这四套组合形成了东濮凹陷各类油气藏的层控条件。
2.4 多期发育的油气最有利的富集带集中在中央构造带
位于东濮凹陷中部的中央构造带, 面积宽广, 东西为有利的生烃凹陷, 因而形成多含油层系, 不同层系的油层, 在平面上呈叠合连片, 在纵向上呈相互叠置。东濮凹陷已探明储量的90%分布于本带, 是凹陷最富集的地带。
3 东濮凹陷勘探的价值、方向以及策略
3.1 东濮凹陷勘探的价值
经大约40年对东濮凹陷地质条件和特征的勘探及开发, 实践证明它具有形成隐蔽油气藏的的条件
(1) 东濮凹陷烃源条件绝佳, 其古近系统很多地方的烃源岩具有非常强的生烃性, 而且热演化也非同寻常。
(2) 东濮凹陷这里形成的多级盐层对于油气的封堵作用非常好, 因为这里形成的盐层和砂石都特别多, 不论是任何厚度的盐层, 对于油气来说都是一层封盖, 可以将油气封堵保护起来。
(3) 异常高压形成深部多个次生孔隙发育带并延长了生烃窗。钻井存在的大量液态烃对于找寻埋藏在深处的油气藏具有非常大意义。
(4) 在这个面积不大的东濮凹陷湖盆里也存在着计多的物种, 因为这个湖盆里有数个沉降中心点, 同时形成了许多的砂体叠加片, 对于岩性圈闭的形成也是非常有利的。
3.2 勘探方向
东濮凹陷油气藏资源丰富, 非常有必要去开发, 据专家表明, 油气藏的分布各不相同, 构造油气藏分布的地带, 岩性油气藏则不会分布, 所以我们勘探重点要放在隐蔽性油气藏上面, 就要在低洼凹陷的构造圈内进行, 因为这里最有可能存在岩性油气藏, 而在一些斜坡上面则更容易发现一些发育不太完整的地层油气藏。还有河流经过的地下会形成构造性岩性油气藏, 古近系一带的岩缝里也特别容易形成岩性油气藏。
3.3 勘探策略
在东濮凹陷勘探多年, 却并没有好的成效, 因为这里地形的原因勘探有一定的困难程度, 而且有时候我们勘探的思路、方向和策略也不太正确。
(1) 改变原有观念, 加强对于东濮凹陷整体的研究, 重新认识一下这里的油气藏老区有什么的规律。在东濮凹陷勘探多年后我们积累了太多的技术和经验, 但实际上东濮凹陷的分层是最乱的。天差地别的南北勘探方案, 五花八门的开发方案, 不统一的地质分层。我们进行系统基础研究后, 会对地质分层和一些小层数据统计汇总, 想要改变时下比较混乱的状况, 就需要重新来分析东濮凹陷的演化规律, 重新计划和设计演化模型, 重新来评判油气和生烃的运输及移动问题, 这样在东濮凹陷进行钻探的时候风险才会变小, 给这些老区的开采提供了更多的时机, 也给我们日后找寻油气等提供了更准确的方位和更充分的依据。这里的老油区已经在长期的研究下被了解彻底, 地质情况也变得越来越明朗, 当我们将这些常规的油气藏大规模的开发之后, 以后的开发就要转变思路了, 要求我们的地质人员转变观念, 有创新有思想的重新认识这里, 以寻求新的勘探领域。胜利油田以“强化风险勘探是不断取得发现的关键、立足理论技术创新是持续增储的保障”为理念在东部老油区多个领域实现了隐蔽油气藏勘探的进展, 对于新疆一些盆地的隐蔽油气藏深入勘探后才有了重大发现, 就说明了转变勘探性地层圈闭中的油气层, 并合理正确地求取产能和有效开发这类油气藏, 从而提高岩性地层油气藏勘探开发效益。
(2) 创新和技术是第一生产力, 依靠高精度三维地震技术和信息才能再创勘探佳绩。
我们将高精度三维地震方面的资料和对地震解释的技术有效的运用到对岩性地层油汽藏的识别上面去, 因为岩性地层油气藏是具有隐蔽性的对其进行识别, 从而发现油气藏。要学会借鉴国内外经验, 如在东濮凹陷寻找岩性地层油气藏充分利用最新的高精度三维地震技术。
(3) 配套工作要做好, 多学习配套方面的技术, 来提高我们岩性地层油气藏的探索效率。
岩性地层油气藏的特别就是埋藏的过于深, 造就了油气勘探的不易。在勘探过程中需要加强对油气层保护的钻井技术等等工程技术的研究攻关, 以利于更快更及时更准备的发现岩性地层油气藏。
参考文献
[1]程秀申等.东部隐蔽油气藏勘探交流会报告[R].2006
[2]闫惠珍, 王峭梅, 孙寰宇, 等.文404井单井评价报告[R].2002
[3]张长路, 马会利.文浅2井完井地质总结报告[R].2006
油气特征 篇4
亚洲特提斯域油气在地理上主要分布于西亚段南带,其次为西亚段北带、东南亚段中带,再次为中亚段.对古、中、新特提斯域的岩相古地理特征作了分析研究,并编制了相关的.岩相古地理图.认为油气分布在盆地类型上主要与前陆盆地、克拉通边缘盆地相关,盆地形态主要与台地、环形坳陷、线形坳陷等沉积-构造环境相关,其成烃物质的沉积-构造环境多位于古赤道与45°古纬度之间.提出盆地保存是盆地油气评价的先决条件.指出了亚洲特提斯域南带、中带和北带的油气勘探新领域.
作 者：丘东洲 谢渊 李晓清 黄福喜 Qiu Dongzhou Xie Yuan Li Xiaoqing Huang Fuxi 作者单位：丘东洲,谢渊,Qiu Dongzhou,Xie Yuan(国土资源部成都地质矿产研究所)
李晓清,Li Xiaoqing(中国地质大学(北京))
黄福喜,Huang Fuxi(成都理工大学沉积地质研究院)
青化砭地区油气储层裂缝特征研究 篇5
青化砭区属特低渗油气田 (藏) , 一般对其开发必须通过压裂才能获得工业油气流。既然对于特低渗透油气田 (藏) 而言, 天然裂缝的存在对油田开发起着至关重要的作用, 而从某种意义上讲, 这种存在是无法改变的, 人们只有通过各种方法和技术认识其存在的状态和分布规律, 并在实际的开发过程中, 扬长避短, 使其为油田开发服务。
一、研究区裂缝成因分析
青化砭区储层天然裂缝从成因上分为两类:一是构造裂缝, 一是成岩裂缝。依据裂缝形态又可分为水平裂缝、斜交裂缝和垂直裂缝。垂直裂缝和斜交裂缝主要的构造作用形成的相对角度较高的裂缝, 而水平裂缝大部分是流体顺层流动而形成的, 一般属成岩裂缝。
构造裂缝成因主要取决于岩体的天然应力场与岩体的强度。形成应力场的地质作用贯穿于岩石的埋深、成岩、上升、剥蚀等过程, 其规模受地温、挤压及其它可定量的物理及化学作用控制。而岩石的强度主要依赖于岩矿、胶结结构、胶结形式及层序组合。当应力场作用超过岩体强度时, 裂缝就会产生。
成岩裂缝是地层沉积后经溶蚀、成岩、风化、淋滤等原因形成的各类裂缝。从岩芯薄片上观察到, 该区与层面近平行分布的成岩缝相对较为发育, 占薄片中微观裂缝总数的62%。尤其是在泥质粉砂岩和粉砂岩中裂缝更为发育。由于层理主要由云母形成, 云母容易溶解, 而且层理处没有次生加大作用, 因而强酸性流体较容易进入并发生溶蚀作用。
地应力场的大小特别是地应力的纵向分布是控制缝高延伸的最敏感因素。对于青化砭区而言, 前已述及整个储层断层不发育, 区域构造稳定, 因此可以认为水平主应力方向在整个区域上变化不大。在对其构造应力场研究中, 认为最大主应力方向为北东方向。
一般认为, 作为华北克拉通一部分的陕甘宁盆地, 是一个坚硬的稳定地块, 它的活动同样受全球板块构造运动的控制, 同时还受其边界条件的影响。从应力场演化角度分析。
二、研究区裂缝特征分析
青化砭区分布北东、北西及近东西向三组裂隙, 发育少量微裂隙, 主裂隙发育方向为北东—南西向, 主要是燕山期与喜山期先左旋剪切, 后右旋剪切的区域应力场下形成的, 也正是由于这种演化造成其它方向只发育压性的隐裂缝, 而只有NE-SW向一组可能存在一些张裂缝。目前油田主要沿NE-SW向水淹, 也可能与此有关。部分存在垂直裂缝倾角80°左右, 分析预测裂隙在井下为闭合状态。
研究区砂体是三角洲道沉积, 主要发育着一系列NE-SW向的分流河道 (水下
分流河道) 砂体, 它必然影响到注水时, 水体首先沿NE-SW向阻力小的砂体运移。由于沉积作用和裂缝对开发影响作用巨大, 因此, 在注水开发过程中应尽量沿砂体沉积方向和裂缝发育方向注水, 这样向两侧方向驱油效果最好, 无水采收率和最终采收率都可明显提高。同时应注意, 在注水开发过程中, 如果压力过大时, 势必首先将同一走向的隐裂缝撑开, 因此造成水淹方向必然主要是NE-SW向。所以在注水开发时注水压力不能过大, 以免串通裂缝, 从而导致水淹。
天然微裂缝 (宽度小于100μm) 的存在具有双重作用, 一方面增加了油层的渗流能力, 提高油井产量, 并为注水开发奠定了基础, 同时某些微裂缝是油气运移的良好通道。另一方面, 由于注水后地下微裂缝隙的开启或压裂缝与天然裂缝沟通, 造成了油井含水上升快, 水驱油效果变差。
根据邻近安塞、川口油田长6油层天然微裂缝和人工压裂缝测试资料分析, 姚店油田长6油层与川口油田具有较强的可比性 (地理位置、油层物性、埋深相近) , 天然微裂缝以EW向为主, 人工压裂缝为水平裂缝和垂直裂缝, 以水平裂缝为主, 这一结论对油田注水开发方案的编制具有重要的指导作用。理论上认为, 水平缝无明显的方向性, 但该区E—W向天然微细裂缝相对发育, 水平压裂缝易与E—W向天然微细裂缝沟通, 导致位于注水井E—W向油井见水较其它方向上早, 水淹速度相对较快。根据陕北地区特低渗油田注水开发经验, 沿见水方向部署注、采井, 增加该方向上井距, 减小侧向排距, 具有延长主向油井见水期和稳产期、提高侧向油井见效程度的作用, 同时这种部署方式有利于主向油井水淹后进行沿裂缝注水, 注水强度可提高到4—5m3/d*m, 促使侧向油井尽快见效;也有利于后期进行井网调整 (将反九点法井网转换为五点法或排状注水井网) , 会使采收率和开发效果得到进一步提高。丰富川地区长2储层也有相似特征。
摘要：本文在应力场演化角度分析的基础上, 研究了青化砭地区油气储层裂缝分布。其主要特征为, 该区分布北东、北西及近东西向三组裂隙, 发育少量微裂隙, 主裂隙发育方向为北东—南西向。
参考文献
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油气特征 篇6
石南地层水资料主要分布在白垩系、侏罗系八道湾组、三工河组、西山窑组及头屯河组地层。地层水矿化度无论从纵向上还是横向上变化较大, 其中矿化度最小值为7.51g/L, 最大值为38.19g/L。石南地区侏罗系地层地层水矿化度随着埋藏深度的增加及层位的改变没有明显的变化, 水型在纵向上具有多相性的特征:从白垩系到侏罗系头屯河组为Ca Cl2型, 西三窑组地层水为Na HCO3型和Ca Cl2型, 两种水型交替出现, 在不同的井区地层水矿化度和水型不一样。而八道湾组和三工河组地层水矿化度略低于上覆地层且水型也转变为Na HCO3型水。从总体上看从白垩系到侏罗系头屯河组地层为正向的水化学剖面, 而从侏罗系头屯河组到八道湾组地层地层水局部区域出现矿化度“上大下小”的反向水化学剖面, 且水型也由头屯河组→西山窑组→三工河组→八道湾组的Ca Cl2型→Na HCO3型和Ca Cl2→Na HCO3型→Na HCO3型, 由此可看出Na HCO3型处于地层的深部, 而通常油田水的深部区域应为高矿化度Ca Cl2型, 产生这种水型变化的原因是该区地层在侏罗系受构造运动的影响较大。
2 地层水平面分布特征
2.1 侏罗系八道湾组
石南地区侏罗系八道湾组水型为Na HCO3型, 地层水矿化度为7~8g/L, 平面上矿化度没有明显的变化, 阴离子含量顺序主要为Cl->HCO3->S O42->C O32-, 具有较高含量的HCO3-、SO42-根离子。
2.2 侏罗系三工河组
石南地区侏罗系三工河组地层水为Na HCO3型, 矿化度在石南4井区南面及石
2 0 1井为8 g/L左右, 为矿化度的低值区, 而矿化度在石南15井为20g/L左右, 为高值区, 夏盐3、盐001井矿化度也为20g/L左右, 由矿化度分布情况可看出该层系地层水矿化度具有北高南低的特点, 说明该区侏罗系三工河组沉积期石南4井区为一古隆起, 而石南4井区以北为一古沉积凹陷。且该层系主要阴离子含量顺序在石南7井区为Cl->SO42->HC O3->C O32-, 具有较高含量的HCO3-、SO42-根离子。且硫酸根含量多数大于1000mg/L, 脱硫系数较高, 说明地层中脱硫作用较弱, 地层处于氧化环境, 硫酸根未被还原。
2.3 侏罗系西山窑组
石南地区西山窑组地层水在石南7井区为Ca Cl2型, 在石南4井、石南10井区出现Ca Cl2、Na HCO3型, 两种水型交替出现;且该层系矿化度值普遍较高, 其值均在20g/L左右, 地层水矿化度明显高于下覆地层, 整体上为一反向水化学剖面, 矿化度在平面上没有明显的变化。该层系硫酸根含量明显低于下覆地层, 由原来的1000mg/L~2 00 0 mg/L减少为几十mg/L, 由矿化度、水型、硫酸根离子的含量可以看出:侏罗系西山窑组与三工河组地层相比, 具有较好的封闭性, 地层水的离子交换作用较强, 地层处于还原环境, 有利于油气的保存。
2.4 侏罗系头屯河组
石南地区头屯河组地层水水型为Ca Cl2型, 石105井矿化度高达38g/L, 为该区矿化度最高层段, 石南8井和石102井矿化度也高达30g/L, 而石南4井区矿化度多数为2 0 g/L左右, 该区地层水在石南4井区基001~基005井矿化度明显低于下覆地层, 为一正向水化学剖面。而在石南7井区石102井、石南8井矿化度高于下覆地层, 为一反向水化学剖面。且该层系硫酸根为几十mg/L, 石南4井区地层与下覆地层矿化度连续性较好, 同时在石南7井区由于构造运动的影响使地层具有反向水化学特征。说明该层系构造活动强烈, 地层水的离子交换作用较强, 地层处于还原环境, 其中在石南4井区有利于油气的保存。
2.5 白垩系
石南地区白垩系地层水水型为Ca Cl2型地层水矿化度在石南24井矿化度达30g/L而石南21井、石南22井矿化度为22g/L, 石南6井矿化度为18g/L, 总体上为北高南低的特点。石南24井SO42-根离子极低, 且石南21、石南22、石南24井钠氯系数、碳酸岩平衡系数均较低, 其各项离子含量与三个泉凸起地层水有相似的特征, 但矿化度明显高于三个泉凸起白垩系地层水矿化度, 说明这几口井白垩系地层离子交换作用强, 地层水变质程度加深, 地层的封闭性变好。
3 地层水变化的原因
由石南地区侏罗系地层水的变化特征表明该区在侏罗系为内陆湖泊相沉积特征, 在石南4井区、石南7井区矿化度“自上而下”成波浪状变化, 反映了早侏罗世沉积过程中地层有若干次小范围升降运动, 沉积层出露地表, 且经历了数次水文地质旋回, 地层水遭受古地面水的冲刷淡化, 有淡水水源补充到地层, 与地层水发生混合作用, 造成水型的多变性, 在剖面上形成水化学异常。三工河组曾经遭受古地表水的淋滤, 导致了水化学剖面上有波浪状起伏。这也是陆相沉积地层水普遍存在的现象。这种“水化学不整合面”往往和地层的“地质不整合面”一致, 也和各不同陆相沉积成因的砂层组之间的分界面一致, 说明陆相沉积水化学剖面比海相沉积要复杂得多。
4 高矿化度Na HCO3型水成因与油气关系
西山窑组出现高矿化度Na HCO3型水, 王仲侯和张淑君 (1998) 认为高矿化度Na HCO3型水与深层潜伏的深断裂有关, 是由于深层高浓度CO2进入地层水中, 造成地层水中HCO3-+C O32-浓度大于C l-+SO42-浓度, 使地层水“活化”, 并把它作为寻找隐伏连通大断裂的一种依据。侏罗系西山窑组出现高矿化度的Na2SO4型水或混合成因的Na2SO4型水和Mg Cl2型水。一方面, 可能与岩层中存在长石矿物有关, 或与溶有大量CO2的地表水的淋滤有关;另一方面与油气的运移有关。
5 结语
(1) 侏罗系地层水化学特征表明该区为陆相湖泊沉积体系特征。
(2) 侏罗系八道湾组和三工河组地层水矿化度低是构造运动频繁所致, 地层封闭性差, 不利于油气的保存;西山窑组封闭性较好, 有利于油气的保存。
(3) 侏罗系三工河组、头屯河组、白垩系呼图壁河组地层水具有北高南低的特点, 北部地层的封闭性较好, 为油气有利聚集区。
参考文献
油气特征 篇7
1 油气田地质特征及对油田开发的影响
油气田的地质特征主要包括四个方面, 地质构造特征、沉积特征、储层物性特征、油层分布及砂体分布特征。我们要从这四个特征着手, 展开分析。其中, 地质构造特征是最为基础的, 只有了解了这个项目, 才能更好的开展其他的研究。我们要了解油田的单油层、砂层组油层组以及含油层系, 通过这些来分析如何能够更好的进行开发。
1.1 油田的地质特征对驱油效果的影响
油气田的开发过程中, 有一个很重要的步骤就是驱油, 经过开采和研究, 我们发现, 亲水油层比亲油油层的驱油效果更好, 主要原因主要包括以下几点, 第一, 当注水之后, 亲水岩石的表面会形成水流, 而当水流在岩石颗粒中运动的时候, 岩石孔隙的石油会被很快的驱出, 神域的有地也只是在较大的孔道中。第二, 亲水油层有毛细作用, 能够提供油水交换的动力, 这对于驱油来说也是非常重要的一点。
1.2 油田的地质特征对后期开采过程中的影响
油气田在不断的开采之后, 大量的油气被开采, 油层的压力就小了很多, 随着油层压力的减小, 对后期的开发是有一定的影响的。所以, 我们为了后期能够更好的开采石油, 要先将水注入到储层当中, 保证其油层的压力。此外, 当油层分布不断发生地质特征时, 油层中的水、气以及油的性质也会相对应的发生变化, 从而对油气田的开采产生重要的影响。我们在开采过程当中, 一定要严格执行注水的程序, 提高油层的孔隙, 提高油气的质量和产量。
1.3 油气田开采的启示
在油气田的地质构造当中, 我们会发现, 一些小断块中的油气储存量非常丰富, 所以, 对于这一部分的开采是十分重要的。其次, 这些小断块的面积比较小, 不利于正常的开采, 所以, 我们要仔细的研究地质特征寻找开采办法。同时, 油层的连通性和沉积性的分布情况影响广泛, 在刚开始的油气田开采时要注意不能进行多层的开采, 防止出现问题。
2 提高油田开采效率的措施
针对上文所述的内容, 我们要采取一些有效的手段, 通过我们勘察和分析得到的油田地质特征合理的对油田进行开发, 从而提高开采效率, 有助于油田的发展。
2.1 深入研究油层体系
长庆油田是我国规模比较大的油田, 其地质条件还是比较复杂的, 我们要不断研究油层体系, 知道油田的结构, 争取找出新层新块以及含油砂体等等, 从而能够从这些数据中, 找到油田的储量以及产能, 这样, 对于我们的开发就起到了一定的指导性作用。同时, 在研究的时候, 要注意资料的保存, 方便以后分析工作的进行。对于老油田来说, 我们要进行油层的重新对比, 因为经过一定时间的开采之后, 油层发生了一定的变化。我们要对油层进行重新的分析和优化组合, 从而重新规划对老油田的开采方式。此外, 对于像长庆油田这种比较老的油田来说, 可以进行新旧油田的对比, 通过对比, 可以找到更好的开采方式, 对油田的存储量也能也能有进一步的了解, 对油田的可持续发展是很有好处的。
2.2 采用大段合采的方式进行油田的开发
有些油田的开发需要采取大段合采的方式进行, 这种情况下, 一方面, 我们要不断的利用地质资料建立起油田的储存情况, 并通过高科技手段, 对油田进行分析, 预测石油的储量, 找到剩余的油田。另一方面, 采取大段合采的方式有助于提高石油的产量, 对于油气田的建设也是十分有效的。我们在开采和分析的过程中, 要根据具体的情况, 不断改善方案, 做到最优化的开采。
2.3 对油气田进行认真的评估工作
随着科学技术的不断进步, 我们的开采方式也进行了革新和升级, 利用计算机软件进行分析, 可以准确的确定油气层的位置和储量, 从而制定出比较翔实的方案。同时, 利用先进的手段, 可以不断的勘探地质结构, 有助于我们进行油气田的评估工作, 提高油气田的开采率。
3 结语
长庆油田一直以来致力于地质的勘测, 对地质特征进行的深入的分析, 有效的指导了油田的开采。在接下来的工作中, 我们将继续利用高科技手段, 不断勘测地质特征, 制定合理的开采策略, 促进油田的发展。
摘要：长庆油田是我国重点建设的油田项目, 对我国的经济发展做出了重要的贡献。而在石油的开采过程中, 油气田的地质特点是十分重要的因素, 将对油田的开发造成重要的影响。本文对相关问题进行了阐释, 希望对油气田的发展有所帮助。
关键词：油气田开发,地质特征,影响
参考文献
[1]蔡勇.浅析油田地质特征与开发对策[J].中国石油和化工标准与质量, 2014, 04:197.
[2]周福.油气田地质特征对油田开发的影响研究[J].中国石油和化工标准与质量, 2014, 10:190.
[3]李海菲.关于油田地质特征与开发对策的分析[J].化学工程与装备, 2014, 08:111-112.
南美麦哲伦盆地油气成藏特征分析 篇8
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.
油气特征 篇9
高邮凹陷是在晚白垩世仪征运动和新生代喜马拉雅期吴堡运动作用下,由于断块差异升降而形成的一个箕状凹陷。在新生代发育了北东东向、北东向、北西向三组断裂,自南向北发育了真(1)号、真(2)号断裂,构成了凹陷的边界,并将凹陷切割成次一级构造单元。由南向北为南部断阶带、中部深凹带和北部斜坡带。西部地区受真1及汉留断裂的控制作用,发育了多种伸展构造样式。特定的断裂及其组合样式控制了各类砂体及圈闭的发育。
1构造样式
根据地震解释资料并结合区域应力场特征认为这一地区主要发育伸展型断裂构造样式,主要类型有:“Y”字型、断阶和堑垒构造等。
1.1 “Y”字型
在工区拉张应力背景下,主断层两盘地层发生垂向位移,上盘地层下陷来弥合产生的空间从而形成了反向或正向的补偿断层,剖面上呈“Y”字型,平面上多为分支状排列,分为同向“Y”字型、反向“Y”字型[1,2]。多条补偿断层相互平行,底部交于主断层之上就产生了多级“Y”字型构造样式。高邮凹陷南部“Y”字型断裂发育最为广泛,主要分布于深凹带边缘及北部斜坡带。
“Y”字型断裂主断层一般为二级断层,断距相对较大,不同层位封闭性不同。“Y”字型断裂分支断层一般为三四级派生断层,断距较小,从吴堡运动后开始发育终止于三垛运动不整合面。“Y”字型断裂主断层上盘一般发育滚动背斜,可以形成由断层和背斜共同作为遮挡物的圈闭。主断层的发育期一般较长,如果与生油期和油气大规模运移期相匹配的话,往往能形成有利的油藏。
1.2断阶构造
1.2.1 阶梯状断阶构造
高邮凹陷西部南断阶带发育了一系列北倾的次级断层,断块未发生旋转,但破碎严重,次级断层向下均交与真1断层之上(图2)。目前,这一构造单元内虽然探明部分石油地质储量,但总体勘探效益较低,主要由于构造复杂,圈闭条件需反复落实,断裂活动强烈导致保存条件破坏,对油气聚集产生不利影响。
1.2.2 多米诺式断阶构造
受到郯庐断裂右旋扭动的影响,汉留断裂带也同时具有右扭动的应力场环境,导致断块旋转,地层倾向与断层相反,断块的排列方式像歪斜的多米诺骨牌,故称为多米诺式断阶构造(图3)。断块上倾方向断层侧向封闭性是控制断块油藏产生的重要因素,在构造单元内已发现多个断块油藏(韦2、韦5)。
1.3地堑与地垒
在伸展断陷盆地中,常常可见一些倾向相反的正断层相互组合,将沉积盆地分割成地堑和地垒。当两条倾向相反的断层为同一个上升盘时就构成一个垒块,而两倾向相反的断层为同一个下降盘时就构成了一个地堑。这种以堑和垒为特征的构造样式大小不一,可以出现在盆地中央和凹陷之间。
在研究区内也可以见到垒堑组合,但是工区内的地垒发育不多,多数由“Y”字型断裂的分支断层与相邻的断层组成。在个别地堑中发育堑中背斜,这种构造对油气藏的富集更为有利[3]。
2构造样式与油气关系
2.1构造样式控制圈闭的类型及分布
研究区内主要发育构造和复合两大类圈闭,构造圈闭以与断层相关的断鼻、断背、断块、垒块为主,这类圈闭相对较多,分布遍布全区。复合圈闭以岩性—构造圈闭为主,也有地层超伏或岩性圈闭,它们主要发育在E2d1下部或底部,平面上主要分布于E2d1地层能形成超覆的凹陷东、西部地区。由于构造运动的不均衡性和多期性,圈闭在平面上有分区、分带的特征,剖面上的不同时期圈闭常互相叠置。
2.1.1 南部断阶带圈闭分布区
南部发育阶梯状伸展断阶构造,地层倾向与断层倾向相同。断块向深凹带方向节节下掉,形成台阶状构造。在台阶部位往往形成有利于油气聚集的断鼻和断块圈闭。
2.1.2 中部深凹带圈闭分布区
深凹带主要发育“Y”字型断裂组合和一些堑垒构造样式。深凹带砂体厚度薄,往往形成断层遮挡的构造—岩性圈闭和岩性圈闭。
2.1.3 北部斜坡带圈闭分布区
工区内的斜坡带由汉留断裂的几条断层组成,发育多米诺式断阶构造样式,地层发生旋转,和断层的倾向相反。圈闭的主要类型有构造—岩性和构造圈闭。
2.2构造样式控制油气的运聚成藏
2.2.1 韦庄地区油气成藏模式
该区断层由汉留断裂的几条东西向断层组成,发育多米诺式断阶构造样式,地层被断块切割呈条带状(图4),形成的主要圈闭类型有构造—岩性和构造圈闭。断层活动期为阜宁组沉积期,封闭性好。因此油气以沿条带状骨架砂体自东向西的侧向运移为主,形成有效圈闭的侧向封挡条件以砂、泥岩对接封挡为主。
2.2.2 马家嘴地区油气成藏模式
马家嘴地区油藏主要位于中央深凹带,发育“Y”字型及堑垒等构造样式类型。戴南组砂体呈块状分布,且孔隙度极差较小,输导体系分异性和优势油气运移路径不明显,油气容易发生逸散,不利于油气的侧向运移。而断层输导体系断层活动时间较长且处于成藏期、封闭性差,可以作为油气运移的通道。因此该地区断层是主要的油源断层,沟通不同层系的储集砂体,控制油气从南东方向的阜四段烃源岩呈阶梯状向马家嘴地区戴南组和垛一段储集层运移(图5)。
2.2.3 黄珏地区成藏模式
黄珏地区油藏位于深凹带和断阶带之间。该区发育北倾阶梯状断层,次级断层与主断层组成“Y”字型构造样式,断层活动期处于成藏期且在戴南期活动最为强烈,封闭性差,沟通骨架砂体和不整合面。因此油气通过不整合进入戴南组砂体后,以垂向运移为主(图6)。
3结论
(1) 高邮凹陷西部主要发育“Y”字型断裂、断阶构造、堑垒组合等伸展类型的构造样式。平面上呈明显带状分布。
(2) 构造样式类型控制了韦庄、马家嘴和黄珏地区不同的油气运聚模式。韦庄地区油气沿断阶内部断块侧向运移;马家嘴地区油气沿断层和储层呈“之”字型运移;黄珏地区油气沿断层垂向运移为主。
参考文献
[1]任德生,刘立.断陷盆地构造样式与油气.海洋石油,2003;9:17—19
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[3]戴俊生,李理.油区构造分析.东营:石油大学出版社,2002:37—51