地质学

中国陆相湖盆致密油成藏主控因素综述

马洪，李建忠，杨涛，等

摘要：目的：近年来，致密油已成为全球油气勘探的热点领域。目前我国致密油刚处于起步阶段，主要在陆相湖盆致密砂岩和碳酸盐岩2 类储层中获发现。为了进一步明确我国致密油的资源潜力，通过分析我国陆相湖盆致密油成藏主控因素，优选有利勘探领域，力争为致密油的有效勘探与快速突破提供地质依据。方法：通过对烃源岩有机质丰度、有机质成熟度、有机质生烃潜量等地化指标对比分析，综合研究储层岩性、物性、沉积环境、水动力条件及沉积微相，系统分析了陆相湖盆致密油的成藏条件及模式。在成藏主控因素分析的基础上，采用容积法系统评价了我国陆相湖盆致密油资源潜力，并优选了有利勘探领域。结果：发育优质烃源岩、存在“甜点区”、具备成藏原动力、源储一体是我国陆相致密油成藏的主要条件。我国陆相致密油成藏具有以下特征，（1）主要发育2 类优质烃源岩。一类烃源岩有机质类型好、丰度高，有机质成熟度高，生烃潜力大；TOC含量一般大于2%，Ro 多为0.5%～1.2%，生烃潜量一般大于10 mg/g，平均为63.87 mg/g，生烃强度一般为500×104t/km2。二类烃源岩各项评价指标相对较差，TOC含量最高为2%，平均为1%左右；有机质成熟度差别不大，都处于成熟生油阶段，但生烃潜量均小于10 mg/g，但Ⅱ类优质烃源岩的生烃转化率相对较高，也可以进行有效持续充注。（2）发育致密砂岩和碳酸盐岩2 类储层。储层整体物性差，孔隙度多小于12%，覆压渗透率小于0.1×10-3μm2，具有较强的非均质性，横向不连续，垂向叠置分布。致密油多储集在孔渗性相对较高的储层“甜点区”，储集空间以次生孔隙为主，发育粒间孔、粒内孔、晶间孔、微孔隙和微裂缝等孔隙类型。（3）生烃源岩模拟实验表明：生烃增压是我国陆相致密油成藏的主要原动力。强大的源储压差驱替生成的石油向紧邻优质烃源岩的致密储层中持续充注；其中，微裂缝沟通、微—纳米孔发育是致密油运移聚集的关键。微、纳米孔发育增大了致密储层的有效储集空间，微裂缝沟通为致密油的运移聚集提供了有效通道。（4）近源聚集是其主要的成藏模式。受储层储集特征影响，致密油成藏过程中不具备油气长距离运移的输导体系，多为短距离、近源聚集成藏，且一般呈低丰度、广分布特征。石油多在烃源岩内部及周边有效储集体内聚集成藏，具有源储紧邻、近源成藏的特征，垂向上源储呈互层关系。结论：发育优质烃源岩、存在储层“甜点区”、具备成藏原动力、源储一体是我国陆相湖盆致密油成藏的主要控制因素。其他：我国陆相湖盆致密油资源丰富，初步预测其有利勘探面积约16×104km2，地质资源量约（160～200）×108t，有利勘探领域主要分布在鄂尔多斯盆地盐池—靖边以南的延长组长7 段，准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组，松辽盆地大庆长垣、齐家—古龙凹陷、三肇凹陷、长岭凹陷、红岗—大安阶地等地区的泉头组三四段，渤海湾盆地歧口凹陷和束鹿凹陷等地区沙河街组三四段，柴达木盆地红柳泉—跃进地区E32 碳酸盐岩、阿尔金—扎哈泉地区N1 碎屑岩、柴西北区N2 混积岩和四川盆地中部侏罗系。

来源出版物：石油实验地质,2014,36(6):668-677

入选年份：2017

塔河油田奥陶系油藏喀斯特古河道发育特征描述

鲁新便，何成江，邓光校，等

摘要：目的：塔河油田受多期构造运动的影响，导致岩溶叠加改造作用发育，沿断裂、裂缝和风化壳形成了以大型溶洞为主要储集空间的古喀斯特储层。岩溶水系发育区的喀斯特古河道系统是整个岩溶体系的核心，不同尺度和岩溶形态的溶洞体与古河道关系密切。勘探开发实践表明，溶洞型储集体是塔河油田最主要的储层类型，因此，系统的开展岩溶古河道描述与刻画，对促进喀斯特古河道的深化研究、以及该类油气藏的开发评价具有积极的作用。方法：本文基于高精度地震资料，应用古河道正演模拟、三维可视化雕刻、精细相干识别、混相分频刻画等地震技术手段，形成塔河油田缝洞型油藏喀斯特古河道识别的方法，并对缝洞型油藏古岩溶河道发育特征与有利缝洞体分布进行了识别与描述。结果：利用多属性叠合并结合岩溶地质分析，可对碳酸盐岩缝洞型油藏岩溶古河道系统进行有效识别，并初步刻画与识别出主要河道6 条，其中主干明河2 条，主干暗河2 条。明河古河道主要为北东、南西向展布，主干延伸长度较长，主要发育在上奥陶统良里塔格组等地层，局部通过断裂及不整合面对下部地层进行溶蚀，地表径流、垂向渗滤和水平径流等岩溶作用均较强；溶洞、溶蚀裂缝均比较发育，局部发育小型岩溶管道；流域范围较大，平面延伸长达18.8～22.km；沿河道走向地震剖面主要反射特征为风化面层位下强波谷和强波峰特征。暗河古河道主要位于上奥陶统剥蚀区，平面分布范围大且支流极为发育，呈网状河道分布特征，整体为北西向走向，延伸长度为12.6～22.1 km，支流发育29 条；沿暗河走向地震剖面上以风化面层位下强波峰和强波谷反射特征为主，以垂向渗滤或潜流溶蚀为主，岩溶管道、溶洞规模一般相对较大。但受局部崩塌堆积及化学充填作用影响，暗河形态破坏较严重，受不同期次断裂分割，横向连续性相对较差，局部河段有一定的连续性。明河与暗河在形成并继承性发育的过程中，互相补充转化，相互影响，最终形成现今地下巨大的古卡斯特岩溶水系网络。明河发育区主要的特征组合为两侧“高幅”残丘+串珠状反射、分支河道+小幅残丘或无残丘、明河干流低部位或构造单斜。沿地表河道从补给区—补给径流区—径流汇流区一排泄区，地表水的水动力条件逐渐减弱，对应缝洞型储层受泥质充填破坏程度提高；未充填与半充填溶洞型储集体主要发育在岩溶台地和岩溶缓坡的溶峰边坡、溶丘边坡及沟槽谷洼地边坡等微地貌 单元。古暗河主要的特征组合为古暗河＋断裂、次级断裂＋暗河易充填段、暗河管道低部位、中深部孤立岩溶管道，古暗河匹配深大断裂或次级断裂时，未充填或半充填储集体内具备开放的油气运移通道，能有效储集并在后期调整中良好成藏。暗河段充填作用较为普遍，在暗河入口处、支流与主干河道交汇处、暗河与明河交汇处、暗河变窄及转弯处等部位，水动力条件明显变差，缝洞体充填较为严重，受暗河内部垮塌、充填作用影响，沿古暗河通道形成多个独立的段塞式油气藏。结论：古河道岩溶剖面纵向上可划分为明河表层岩溶带及暗河内幕岩溶带（垂向渗滤溶蚀带、径流溶蚀带、潜流溶蚀带），古河道缝洞发育段主要对应T74 强波峰下的波谷反射及波峰。塔河油田共识别出主要河道6 条，由于岩溶发育成因的差异，古明河及古暗河系统内缝洞储集体形成模式不同，储集体规模、延展性均存在一定的差异性。地表河、古暗河内部有利储集体的发育模式为：明河两侧“高幅”残丘＋串珠状反射区；暗河断裂与古河道匹配区及地震反射呈“串珠、杂乱强反射”的区域。

来源出版物：石油实验地质,2014,36(3):268-274

入选年份：2017

塔里木盆地玉北地区奥陶系鹰山组储层特征及岩溶模式

乔桂林，钱一雄，曹自成，等

摘要：目的：自塔里木盆地麦盖提斜坡玉北1 井奥陶系鹰山组风化壳获得高产工业油气流，实现该地区导向性油气突破以来，玉北地区的油气勘探步伐明显加快。但在玉东NE 向断裂带、玉东断洼区、玉北中—西部平台区所钻的探井均未获得油气突破，其鹰山组风化壳缝洞性储层的储集性能也相差较大。因此，弄清该区鹰山组风化壳储层形成的主控因素，是下步油气勘探能否成功的关键。方法：通过对玉北1 等井鹰山组岩心观察、孔洞缝统计，分析其孔洞缝大小、产状及其充填物在纵向变化特点；结合研究区钻录测、储层镜下微观及区域构造演化等资料，分析缝洞型储层发育特点及其主控因素，提出鹰山组岩溶风化壳型储层的发育模式。结果：玉北地区位于塔里木盆地麦盖提斜坡东段，北部与巴楚隆起玛扎塔格断裂相邻，东部延伸到塘古孜巴斯凹陷，南部与塔西南坳陷的叶城—和田凹陷过渡接壤。研究区受加里东中晚期—海西早期构造活动的影响，玉北地区鹰山组顶面古地貌在海西早期呈西高东低向塘古孜巴斯坳陷倾没，在东部低洼区发育多条呈NE 向“Y”型逆冲—盖层滑脱断裂带组成的岩溶高地，导致岩溶高地奥陶系地层的剥蚀及上覆地层沉积缺失，形成现今奥陶系地层复杂的接触关系。研究表明，目前玉北地区奥陶系至少可分4个地层小单元：西部平台区、中部平台区、玉东NE 向构造带和玉东断洼区。不同地层单元内的鹰山组风化壳储层及其含油气性差异较大。玉东NE 向构造带，上鹰山组风化壳叠加三期岩溶，断裂带上钻井多见井漏、放空和大量孔洞，测井解释有Ⅰ—Ⅱ类孔洞缝型储层，裂缝走向与断裂带NE 走向一致；统计玉北1 井取心段裂缝特点发现，其裂缝倾角由中低角度缝向鹰山组顶部高角度缝变化，缝洞多充填油，具备优质储层控油控富的特点。而玉北中—西部平台区、玉东断洼区，鹰山组仅发育加里东中期Ⅰ幕岩溶，取心、测井均表明鹰山组风化壳层理、缝合线发育，很少见构造裂缝和溶蚀孔洞，偶见孔洞多充填方解石，鹰山组风化壳多以高阻致密性储层为主，发育少量微裂缝+弱溶蚀孔等有效储集空间。全区鹰山组岩溶内幕均发育大量顺层状溶蚀孔洞、裂缝及白云岩晶间溶蚀孔，但孔洞多呈孤立状，连通性较差，未充填—半充填（油或方解石）。提出加里东中晚期—海西早期构造运动控制鹰山组岩溶古地貌高低、控制储层发育，具备断裂控储、优质储层控富的特点。结论：① 玉东NE 向构造带鹰山组风化壳叠加三期岩溶，发育洞穴、孔洞、裂缝等多种储集空间，储集性能较好，具有断裂带控储、优质储层控富特点；玉北中—西部平台区、玉东断洼区鹰山组仅发育加里东中期Ⅰ幕岩溶，储层性能较差，多以微裂缝＋弱溶蚀孔为主，且多充填方解石。全区鹰山组岩溶内幕发育大量顺层状溶蚀孔洞和裂缝，孔洞多呈孤立状，未充填—半充填（油或方解石），但连通性较差。② YB1 井鹰山组风化壳裂缝具有上部以高角度缝、下部则以低角度缝（＜20o）、平缝为主且多充填油的特点，裂缝呈NE 走向，与加里东中晚期—海西早期断裂走向一致，说明鹰山组风化壳储层主要受加里东中晚期—海西早期构造活动控制。③ NE 向断裂带具有“加里东中晚期抬升暴露古隆起—缓坡—海西早期褶曲裂隙叠加—垂向渗潜流残留（分）带”的模式；平台区、玉东断洼区为“加里东中晚期的抬升暴露古隆起—淹没不整合—埋藏溶蚀—海西早期小幅隆升剥蚀形成裂隙叠加—垂向渗潜流残留（分）带”的模式。

来源出版物：石油实验地质,2014,36(4):416-421

入选年份：2017

美国典型页岩气藏类型及勘探开发启示

朱彤，曹艳，张快

摘要：目的：美国是世界上页岩气商业性开发最成功的国家。特别是1999年以来，水平井和分段压裂技术的采用，使美国页岩气产量呈现出快速增长趋势。美国页岩气产量如此巨大的增长，得益于Barnett、Haynesville、Eagle Ford、Marcellus 等不同类型页岩气藏产量的大幅增长。与美国海相页岩气形成条件相比，中国发育了海相、陆相及海陆过渡相3 类富含有机质的泥页岩层系，具有多领域、多层系、多类型的特点。页岩气形成条件虽然复杂，但资源潜力较大，具有较好的页岩气资源前景及开发潜力。本文从影响美国页岩气藏勘探开发特征的关键因素分析入手，在对美国页岩气藏类型划分的基础上，通过与美国典型页岩气藏地质特征参数对比，划分四川盆地及周缘页岩气类型，探讨不同类型页岩气经济有效开发对策。方法：本文采用从已知到未知的类比研究方法，应用沉积相、矿物组分、产量变化等分析技术，分析了影响页岩气藏勘探开发特征的沉积环境、气藏压力和矿物组成等关键因素。结果：研究结果表明，直接影响美国页岩气藏产量变化趋势和压裂改造工程工艺技术的关键参数主要为页岩岩性组合（层状、互层状）、气藏压力（常压、超压、超高压）和页岩矿物组成（硅质、钙质、黏土）。据此将美国页岩气藏划分为层状常压—低超压硅质页岩型、层状超高压硅质—钙质页岩型和互层状超高压钙质页岩型3 大类型。通过与美国海相页岩气形成条件相比，美国产气页岩经历的生烃史较简单，成熟度适中，Ro多为1.0%～3.5%，处在成熟阶段，页岩总体上经历的破坏运动较少和较弱，对页岩气的保存极为有利；中国南方海相页岩具有“一老（时代老）三高（有机碳高、成熟度高、脆性矿物含量高）三复杂（构造复杂、热史复杂、地面复杂）”的特点，其中四川盆地及周缘海相页岩热演化程度偏高（Ro多为2.5%～4%），埋深大（＞3500 m），经历多期构造改造，保存条件差异性较大；而四川盆地陆相层系页岩层系具互层状、二低（有机质丰度偏低为1%～3%、演化程度偏低Ro为1.2%～2%），一高（黏土含量偏高，大于40%），一强（非均质性强）的特点。依据页岩岩性组合、页岩矿物组成和地层压力3个关键参数，结合页岩气所处的区域位置，将四川盆地及周缘页岩气划分为盆缘层状常压—低超压硅质页岩型、盆内层状超高压硅质页岩型、盆内互层状超高压钙质—黏土质页岩型3大类型。其中盆缘层状常压—低超压硅质页岩型以彭水、昭通海相五峰—龙马溪组页岩为代表，与福特沃斯盆地Barnrtt 页岩气藏特征相似；盆内层状超高压硅质页岩型以涪陵、长宁、富顺海相五峰—龙马溪组页岩为代表，与Haynesville 页岩气藏特征相似；盆内互层状超高压钙质—黏土质泥页岩型以涪陵、元坝陆相下侏罗统大安寨段页岩为代表，与Eagle Ford 页岩气藏特征相似。结论：四川盆地及周缘页岩气具有多领域、多层系、多类型的特点。可划分为盆缘层状常压—低超压硅质页岩型、盆内层状超高压硅质页岩型、盆内互层状超高压钙质—黏土质页岩型3 大类，与美国不同类型页岩气藏具有较好的可比性。借鉴美国相似页岩气藏勘探开发的成功经验，开展与之相适应的页岩气开发工程技术对策和经济评价，是实现中国多类型页岩气藏有效开发的关键。

来源出版物：石油实验地质,2014,36(6):718-724

入选年份：2017