苏里格南部地区上古生界天然气成藏条件及勘探潜力

苏里格地区具有丰富的天然气资源,在其北部和东部已发现大型气田,而苏里格南部地区天然气勘探却一直没有突破。通过化验分析样品数据,采用数理统计的方法对苏里格南部地区生烃条件、储层物性、储盖组合配置、成藏输导介质和运移运聚等地质条件进行较为深入的研究。结果表明,苏里格南部地区上古生界具有有利的天然气成藏条件,发育良好的广覆式煤系烃源岩、大面积近北西向至南东向展布的带状砂体、广厚的区域盖层和直接盖层,在空间上构成了理想的生、储、盖组合;良好的输导介质和有效的天然气近距离运聚为天然气气藏的形成提供了有利条件;靖边—高桥、安边—吴起、定边—铁边城和盐池—姬塬地区为研究区有利的天然气勘探目标区。     

浅谈塔里木盆地台盆区天然气勘探前景

塔里木盆地是一个由古生代克拉通盆地与中、新生代前陆盆地叠合而成的大型叠合盆地。克拉通盆地天然气成藏的主要控制因素为:巨厚的烃源岩、长期的低地温背景是长期生烃、多期成藏的重要条件;古隆起、古斜坡控制了古生界海相油气的运移、聚集与成藏;古岩溶储集体为古生界碳酸盐岩大型油气田的形成提供储集空间;古生界非构造圈闭是大型油气田的主要圈闭类型;油气成藏封闭系统的演化控制了盆地古生界油气资源及勘探方向。塔河油田9区凝析气藏和和田河气田是克拉通盆地天然气成藏的两个实例。主力烃源岩的生烃期特征决定着克拉通周缘的隆起带具有较好的天然气聚集成藏条件,下古生界烃源岩相邻的层位和地区是天然气勘探的重要目标。应加强对巴楚-麦盖提地区、满加尔坳陷周边地区高成熟-过成熟海相天然气的勘探研究工作。     

天然气与石油成藏条件差异及中国气田成藏模式

由于天然气与石油在成藏条件上的差异和中国主要含气盆地多旋回的发展演化历史、晚近时期构造运动比较活跃的地质环境 ,中国气田形成条件较世界上许多盆地复杂和成藏类型较多。总结中国大中型气田的成藏历程 ,可以新近纪、古近纪和中生代为界将气田的形成归为 4类 :1超晚期 (新近纪―第四纪 )生烃成藏型 ;2晚期 (古近纪 -新近纪 )生烃成藏型 ;3早期 (中生代为主 )生烃聚集和晚期 (古近纪 -第四纪 )定型成藏型 ;4早期 (中生代为主 )生烃成藏型。在这 4类中 ,以晚期和超晚期成藏和定型为主且分布最广、天然气前景最好、是中国天然气最主要富集领域。早期生烃成藏型在保存良好的盆地也有较好的前景。目前中国天然气勘探的主要领域是 :1中部、西部地区前陆盆地 ;2三大克拉通复合盆地 (四川盆地、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地 ) ;3近海的裂谷盆地和陆缘盆地。     

中国气田的成藏特征分析

由于天然气与石油在成藏条件上的差异,天然气成藏运聚动平衡原理是研究天然气成藏特征的基本思路,可以聚集量与时间两大要素,总结中国气田复杂的成藏历程为:超晚期(新近纪-第四纪)生烃成藏型;晚期(古近纪-新近纪)生烃成藏型;早期(中生代为主)生烃聚集、晚期(新近纪-第四纪)定型成藏型;早期(中生代为主)生烃成藏型。综观中国气田的成藏历程,虽然在不同类型盆地中有较大差异,但是喜马拉雅期的构造演化历史对于中国天然气的成藏及分布有重要的控制作用。其作用可归结为促成与破坏,并以促成作用为主。目前中国天然气勘探的3个主要领域:中西部前陆盆地、三大克拉通复合盆地(四川、鄂尔多斯、塔里木)以及近海的裂谷、陆缘盆地,表明了以晚期、超晚期成藏、定型为主的盆地和坳陷是中国天然气最主要富集地区。     

准噶尔盆地东部石炭系天然气勘探潜力

准噶尔盆地火山岩油气藏表现为西油东气的聚集特点,盆地东部吉木萨尔凹陷石炭系火山岩油气藏是勘探的潜在领域。前期该区石炭系烃源岩发育特征及火山岩储集体平面展布形态不清,依据盆地东部克拉美丽气田、五彩湾气田、北三台—吉木萨尔凹陷油气显示井的岩心、薄片鉴定,结合录井、测井、物性分析化验及试油成果资料,系统评价吉木萨尔凹陷石炭系烃源岩生烃潜力,指出火山岩储集体平面展布规律,综合分析成藏条件,总结成藏模式,为该区天然气勘探提供地质依据。结果表明,研究区石炭系存在多套烃源岩,其中松喀尔苏组b段（C₁s^b）烃源岩发育南、北两大烃源槽,南部烃源槽发育区以吉木萨尔凹陷最为有利：烃源岩厚度大、有机质丰度高,已达高成熟阶段,具备形成大中型气田的资源基础;储集体以爆发相火山角砾岩和溢流相安山岩为主,发育孔隙、裂缝双重介质的储集空间;此外研究区石炭系构造变形弱,盖层厚度大,保存条件好,烃源岩生气后沿断裂向上疏导就近运移至圈闭中聚集成藏,天然气勘探潜力大。     

渤海湾盆地及鄂尔多斯盆地上古生界-天然气成藏条件分析

对渤海湾盆地与鄂尔多斯盆地上古生界烃源岩、储层、盖层、圈闭等成藏要素的地质特征分析结果表明,鄂尔多斯盆地和渤海湾盆地均具有完整的生、储、盖组合和基本的自生自储成藏条件。对成藏条件时间配置关系的对比发现,鄂尔多斯盆地以1个沉降—抬升幕、持续生烃、早期成藏为特征,渤海湾盆地则以多个沉降—抬升幕、二次生烃、晚期成藏为特征。成藏条件的空间配置关系对比表明,鄂尔多斯盆地上古生界烃源岩、储层、盖层在时间上及纵横向上具有连续性,天然气保存条件良好,可形成大面积分布的岩性气藏,资源潜力大。渤海湾盆地上古生界烃源岩、储层、盖层时间连续性较差,天然气需要较大幅度的垂向运移才能成藏,二次生烃区与构造高部位成藏区之间的横向重叠区分布局限,以形成中、小规模但丰度较高的构造气藏为主。     

南海西部海域高温高压天然气成藏机理与资源前景——以莺- 琼盆地为例

南海莺- 琼盆地已发现X1-1、Y13-1 等多个常压大气田,但受中深部地震资料品质差、高温高压地质条件复杂及钻完井工程难度大等限制,高温高压领域天然气成藏机理认识不清,严重制约了莺- 琼盆地高温高压领域天然气勘探发现。以破解莺- 琼盆地高温高压条件下成藏机理关键理论问题为核心,利用钻井地质、地震勘探资料,开展了高温高压条件下烃源岩生烃、天然气溶解实验、高温高压领域大型储集体沉积模式和盖层封盖机制研究。研究认为:莺- 琼盆地高温场促进有机质生气, 高压早期抑制、晚期促进有机质生气;高温高压条件下天然气能够出溶形成游离气;莺- 琼盆地发育大型非限制型重力流海底扇、限制型重力流水道砂储集体;超压封盖控制了莺- 琼盆地高压气田的成藏富集。构建了“陆源海相烃源岩生烃、重力流储集体聚气、断裂/ 超压裂隙输导、超压盖层封气”的高温高压天然气成藏模式。研究成果为莺- 琼盆地高温高压领域勘探突破提供了理论依据,指导了近年X13-1/X13-2、L25-1 等大中型高压气田的发现。莺- 琼盆地发育的一系列的深、大高压凹陷且中深层整体勘探程度较低,尚有规模巨大的天然气资源量待发现。     

广安气田须家河组天然气大面积成藏的条件

广安气田是目前川中地区在上三叠统须家河组发现的最大气田,由于其地质条件特殊,对该气田天然气的成藏机理和富集条件一直认识不清。根据大面积成藏的定义,结合广安气田的地质特征,认为广安气田具有大面积成藏的特征。从气田烃源岩和储层的结构、气层分布特征、裂缝与气藏分布的关系以及包裹体的测试分析入手,认为大面积成藏的主要条件为平缓构造背景下,源储的大面积间互;有效储层的分布范围控制了气层的分布,构造起伏与裂缝发育有利于气层的分布与产能的提高;煤系地层的吸附解析机理和平缓构造造成晚期构造抬升是大面积成藏的重要条件。这一认识与前人关于构造抬升对油气成藏不利的观点不同,将增加抬升区油气成藏的资源潜力。     

天然气运聚成藏过程模拟研究现状

天然气运聚成藏过程模拟研究的发展与盆地模拟技术、含油气系统理论、油气成藏机理、成藏动力学、天然气聚散动平衡等研究的发展密切相关。结合中国大型气田的成藏特征，总结出前陆挤压多期充注、克拉通台地欠压缓慢聚气、克拉通挤压长期充注、裂陷张扭晚期充注、富盐盆地生物气高效充注等5种主要天然气运聚成藏模式。根据成藏规律、物理模拟实验、数学模拟等方面的研究现状和存在的问题，提出今后天然气运聚过程模拟研究应以时间要素研究为前提、以空间要素研究为基础、以动力要素研究为核心的研究方向     

鄂尔多斯盆地榆林—子洲地区山2气藏成藏特征

榆林气田和子洲气田是位于鄂尔多斯盆地东部的2个地质储量均超过1 000×108 m3的上古生界大气田,二叠系山西组2段是榆林—子洲气田的主力产层.鄂尔多斯盆地榆林—子洲地区山2气藏烃源岩在区域上呈广覆式分布,成熟度高;储层致密,源储近邻,生储盖组合关系良好;存在众多小型岩性圈闭群,圈闭界限不明显,很难判断气藏的边界;全区大面积含气,区域上没有明显的气水倒置现象,砂体连通性差、非均质性强,不存在明显的边底水;气水分布复杂、分异不明显,现今构造对于气水分布及产出基本不起控制作用;气藏的成藏富集主要受烃源岩的生烃强度,储层物性及有效砂体厚度联合控制.通过研究气藏的成藏特征、天然气成藏富集规律,表明鄂尔多斯盆地榆林—子洲地区山2气藏符合准连续型气藏“储层致密,主要为源外成藏、近源储集,天然气呈准连续分布,圈闭介于有形与无形之间”的特征.     

川中地区上三叠统天然气成藏机理

川中地区上三叠统是一套自生自储的成藏系统。在油气成藏条件分析基础上，结合区域构造演化特征探讨了该区油气的运聚成藏机理。研究认为，川中地区上三叠统在燕山期持续沉降埋藏过程中，烃源岩在压实作用和超压微裂缝作用下排烃到邻近储层，储层中油气主要在浮力作用下近距离运聚成藏。在喜山期地层大幅度抬升和剥蚀作用过程中，尽管烃源岩的生烃和排烃作用趋于停止，但是储层中残余天然气的卸压膨胀作用和水溶气的脱溶作用仍可继续向圈闭充注大量的游离相的天然气。     

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讨论了近年南盘江盆地勘探发现的两个含烃非烃类气藏的成因地质特征。根据天然气组分和同位素组成特征的分析认为，它们的形成条件非常相似，主要由来自壳源的无机成因非烃气与来自沉积地层的有机烃混源成藏。区域地质与成藏因素的分析认为，较强的区域构造变动、火成岩体的发育为非烃气藏的形成提供了区域地质背景条件和气源，大断裂的通源条件、大型穹状背斜的聚源和控气条件以及埋藏地腹一定深度的良好保存条件是形成这类含烃非烃气藏的主控因素。     

川西海相天然气勘探难点及对策

“十五”期间,川东北海相特大型气田的发现引发了新一轮南方海相地层油气勘探热潮,中石化在川西坳陷中段部署了针对海相层位的亚洲最深科学探井--川科1井。但四川盆地构造演化复杂、多源多期多系统成藏、油气高演化等特定地质条件,使得一系列基础地质和成藏难题尚待解决,主要有：高演化烃源岩和资源评价、复杂构造运动背景下的成藏机理、油气保存条件评价等问题。为此,对川西海相天然气勘探的难点进行了分析,并指出了包括：烃源-资源、储层、保存条件、聚集条件、川西海相油气成藏地质理论、川西海相油气地质分析评价方法技术系列等在内的6个科技攻关方向,总结出“强化盆地构造演化与恢复研究,重视油气成藏地质研究,加大基础地质研究投资力度,设立一批围绕海相油气成藏地质理论和地质分析评价方法技术系列的专项课题,不要大而全,强调专项攻关,各个击破”的技术对策,同时提出了开展13个专项研究的建议。     

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榆林气田目的层系位于上古生界二叠系山西组底部。通过大量的化验分析样品数据，采用数理统计的方法对生烃条件、储层物性、储盖组合配置、岩性圈闭类型等成藏地质条件进行了较为深入的研究，认为榆林气田处于鄂尔多斯盆地最大生烃强度区，其烃源岩为石炭—二叠系煤系地层，具备形成大型气田的物质条件。山西组山2段储集层为三角洲分流主河道沉积的中粗粒石英砂岩，具有低孔低渗特征，在低孔低渗背景上，受沉积环境、岩性和粒度等因素影响，发育高效储层，成为该区主要工业产层 。气藏类型为南北向条带状发育的大型岩性圈闭。根据形成机理，将其岩性圈闭进一步划分为原生和次生两种类型。其天然气成藏具有独特的浅水三角洲成藏模式。近期钻井勘探证实榆林气田储集砂体继续向西南方向延伸，呈现出广阔的勘探前景。     

再论海相沉积是中国石油工业未来的希望

中国海相沉积分布广泛,古老碳酸盐岩是勘探规模储量发现的主要领域,在四川盆地的震旦系与寒 武系、塔里木盆地的寒武系与奥陶系以及鄂尔多斯盆地的奥陶系均发现了规模储量。 古老碳酸盐岩油气 资源丰富,泥质烃源岩生烃潜力大,古隆起背景上油藏类型多,未来的油气勘探要集中在大型古隆起复式 油气聚集带、区域不整合面控制的地层溶蚀带、台缘带礁滩体及与蒸发岩共生的台内颗粒滩等重点领域。 四川盆地广泛分布的海相黑色页岩沉积是页岩气勘探的重要领域,非常规油气勘探前景广阔。     

四川盆地西部二叠系火山岩气藏成藏条件分析

为了明确四川盆地川西地区二叠系火山碎屑岩气藏的天然气成藏条件,对该区火山碎屑岩气藏储层、气源、成藏组合及圈闭等成藏特征进行了分析。研究结果表明,川西简阳地区火山碎屑岩气藏的成藏有利条件包括:①永探1井以喷溢相火山碎屑熔岩为主,叠合后期蚀变和溶蚀作用,发育以脱玻化溶蚀微孔为主要储集空间的孔隙型储层;②天然气地球化学指标分析对比结果表明,永探1井火山岩气藏天然气来源以下寒武统筇竹寺组为主,简阳地区德阳—安岳裂陷内发育巨厚的寒武系优质烃源岩,为气藏形成提供了充足的气源;③火山碎屑岩储层与寒武系烃源岩组成"下生上储"的近源高效源储组合,烃源断层有效沟通源岩和储层,上覆发育有上二叠统龙潭组泥岩直接盖层和三叠系膏岩区域盖层,生、储、盖组合良好;④成都—简阳地区发育构造—岩性(地层)复合圈闭,初步证实有利含气区面积达1 300 km2,展现出极大的天然气勘探潜力。结论认为,川西地区火山碎屑岩气藏与川西南地区周公山玄武岩气藏在成藏条件方面存在着较大的差异,预测中江—三台地区火山碎屑岩分布面积超过4 000 km~2,其与简阳地区具有相似的火山岩气藏形成条件,是下一步集中突破的有利勘探区带。     

苏里格大型致密砂岩气藏形成条件及勘探技术

苏里格地区位于鄂尔多斯盆地西北部,勘探面积约40000 km²,主要发育低渗、低压、低丰度的大型致密气藏。经过10余年的勘探,发现了目前我国最大的天然气田--苏里格气田,探明天然气地质储量2.85×10¹² m³。总结其成藏地质条件和勘探技术发现,平缓的构造与烃源岩广覆式分布、稳定的沉积与储集体大面积分布、建设性成岩作用与相对高渗储层分布、天然气近距离运聚成藏与高的聚集效率等因素是苏里格大型致密气藏形成的主要控制因素;全数字地震勘探、复杂气层测井精细评价、致密砂岩储层改造等技术是苏里格大型致密气藏勘探开发的关键技术。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田上古生界气藏充注动力计算方法

鄂尔多斯盆地苏里格气田上古生界气藏含气特征复杂,开发难度大。为此,从充注动力的角度分析了不同区带、不同层位成藏充注动力的差异性及其对该区气藏含气性的控制作用。首先根据该区上古生界气藏的地质特征,建立了气田的充注成藏模式,认为充注动力的主要类型为源储流体势差,其成因为烃源岩生烃增压产生的流体过剩压力;在此基础上采用泥岩压实的方法计算了成藏期烃源岩与储层的流体过剩压力和压差。计算结果表明:烃源岩的流体过剩压力介于13.0~22.0 MPa,源储之间的流体过剩压差介于3.5~9.5 MPa,流体过剩压力从烃源岩向储层或更外围地层整体呈逐渐减小的趋势。进一步将典型井烃源岩产生的流体过剩压力、源储压差与区域的生烃强度相比较,发现区域生烃强度越高,则流体过剩压力与压差就越大,表明成藏期的充注动力越强劲。结论认为:充注动力对该区气藏的含气性具有重要的控制作用,在储层物性、烃源岩与储层配置条件基本相当的条件下,充注动力越大,则储层含气饱和度越高。     

六盘山盆地与酒西盆地成藏条件对比

研究认为，六盘山盆地与酒西盆地具有相似的构造演化特征和油气成藏条件。中生代为走滑拉分盆地，发育张扭伸展断层系，新生代为陆内前陆盆地，发育扭压逆冲断裂系；中生代坳陷都发育生烃潜力较好的白垩系烃源岩，具有相似的烃源岩演化特征、生储盖组合条件和油气运聚特征。因此，分析酒西盆地油气藏分布特征和成藏控制因素，有利于认识和预测六盘山盆地的油气分布规律，以便指导下一步的油气勘探。     

陈国民，刘全稳，徐剑良，胡海涛，张学才

上三叠统须家河组是四川盆地的主要烃源岩层和勘探目的层之一,对四川盆地须家河组天然气储集特征和成藏规律的认识也取得了很大进展，但针对蜀南地区须家河组天然气赋存地质条件的研究不多。该地区上三叠统须家河组可供勘探面积大，以此作为目的层的探井少，研究程度低。文章分析了蜀南地区须家河组烃源岩母质类型与生成时期、储层主要发育层位与控制因素、圈闭、保存条件及它们之间的匹配关系，搞清了影响蜀南地区须家河组天然气赋存的各项地质因素。认为蜀南地区油气来源较为充足、有利储层广泛存在、裂缝发育程度较高、盖层条件良好；圈闭的生储盖组合良好，烃源区油气大量生成时间、运移时间与圈闭形成时间和构造改造配套，具有良好的成藏地质条件，有望获得较好的勘探效果，这为蜀南地区须家河组下一步勘探工作提供了依据。