莺歌海盆地东方区中深层黄流组超压储集层特征

综合分析砂岩储集层沉积微相、碎屑组分、粒级及高温强超压特殊成岩环境等与储集层物性的关系,研究莺歌海盆地中央底辟带东方区DF13-1构造上中新统黄流组一段储集层特征及其影响因素。来自西部昆嵩隆起物源区的海底扇水道岩屑石英极细—细粒砂岩沉积厚度大、分布面积广,储集性能好,是东方区黄流组一段的主力储集层。高温热流体活动和强超压的存在是黄流组一段保留较好储集层物性的主要成岩因素:高温热流体活动促进了有机质生烃和黏土矿物的转化,在转化过程中析出的酸性水以及富含CO2的热流体对储集层产生溶蚀,形成次生孔隙发育带;强超压拓宽了生油窗范围,增加溶蚀作用的时间和强度,使次生孔隙带发育在更深的地层中。此外,强超压还有利于孔隙的保存。东方区粉砂岩、极细砂岩、细砂岩储集层经济基底大约为3 100 m、3 900 m和5 000 m,黄流组一段极细—细砂岩在目前埋深(2 600～3 500 m)条件下,可以形成天然气优质储集层。     

莺歌海盆地乐东区中层薄气层AVO特征分析

为了进一步弄清莺歌海盆地乐东底辟区中层超压气层的AVO类型及主控因素,探索适合本地区中层相应地质条件下的储层预测及烃类检测方法,进而提高中层勘探成效,从岩石物理统计特征出发,针对底辟区浅、中层2种典型气层在储层成因、物性与温压等方面的差异,以横波速度预测技术为基础,采用流体替代、变孔隙度模拟等手段对该区中层薄气层AVO特征进行了分析。与浅层常压气层的Ⅲ类AVO异常不同,该区中层超压气层主要为Ⅱ类AVO异常,储层孔隙度的变化是影响中层气层波阻抗变化及AVO特征的主控因素。由于该区中层储层物性差,超压薄气层顶界所产生的强振幅异常主要是由于该气层AVO效应和薄气层调谐效应所产生,此类振幅陷阱应在中深层勘探中予以足够重视。     

莺歌海盆地中深层黄流组高压气藏形成新模式——DF14井钻获强超压优质高产天然气层的意义

DF14井在莺歌海盆地中深层黄流组一段(压力系数大于1.9)获得优质高产天然气流,具有重要的领域突破意义.分析了黄流组高压气藏成藏机制,指出气藏具有纵向聚集、高压封盖、大型海底扇砂岩储集、向底辟构造远端超覆尖灭形成侧封的岩性气藏新模式.     

莺歌海盆地乐东气田天然气成藏条件及富集模式

乐东气田是莺歌海盆地乐东区中-浅层大型气田,其气藏类型为底辟穹隆背斜控制的构造-岩性气藏。为研究其底辟构造特殊的天然气富集模式,分析了该区天然气的成藏条件：乐东22 1/15 1气田所属构造位于中央坳陷带生烃凹陷内,烃源条件优越,底辟上拱为天然气聚集提供了富集场所,同时深部高压型复式地温-地压系统又为天然气向浅部正常温压系统运移提供了动力,天然气沿着与底辟活动有关的断裂-微裂隙垂向运移至浅部滨海砂岩和风暴砂岩储层中。在此基础上,根据该区底辟构造与天然气的空间配置关系,结合生烃动力学、碳同位素动力学等研究方法,探讨了该区底辟构造与天然气富集的关系。结果表明：①底辟构造决定了天然气的空间配置关系,天然气聚集在底辟成藏条件配置好的顶部及两侧的构造、岩性圈闭中;②底辟构造的发育演化过程与油气生成及运聚成藏等均具有成因联系和耦合关系。结论认为：该区的天然气藏为晚期富集,具有多源混合-幕式成藏的特点;其油气充注过程可分为3期,与底辟构造的期次幕式活动相匹配。     

莺歌海盆地中深层天然气勘探的关键问题及对策

现阶段莺歌海盆地中深层天然气勘探面临3个关键问题：①强超压层系内天然气是否可以成藏;②中深层沉积体系复杂,优质储层分布规律不清;③储层评价和烃类检测技术遇到瓶颈,储层含气性不易识别。经深入分析近年中深层高温高压钻井和勘探实践,认为烃类气已在中深层聚集成藏,但储层物性较差,因此,寻找优质储层是当前天然气勘探取得突破的关键。策略上,一是要利用地震沉积学的方法和思路寻找有利相带,预测优质储层;二是要进行储层类比研究,充分认识储层内非均质性引起的物性变化,探索优质储层的分布规律;三是要以岩石物理研究为基础和桥梁,利用高精度三维地震资料尝试叠前地球物理反演研究,增强烃类检测的可靠性,提高气层预测的精度。     

莺歌海盆地东方13-2重力流储层超压气田气藏性质及勘探启示

东方13-2气田是近期在莺歌海盆地发现的超压大气田,已探明天然气地质储量近700×10⁸m³。产层黄流组一段是邻近莺西斜坡的盆内坡折带所控制的重力流海底扇沉积,发育向东方1-1底辟构造翼部上超尖灭的构造-岩性圈闭,水道砂分布广、厚度大、物性优,岩心平均孔隙度17.30%,平均渗透率42.3 mD,为高温超压弹性边水大气藏,天然气组分优良。东方13-2“整装、优质、高产”大气藏的形成具有以下优越条件：①东方13-2气藏处于西物源重力流源-汇轴向区,为“甜点”储层集中发育部位;②海底扇水道多期切割,水道砂横向均质,形成阁楼式超大储集空间;③底辟侧翼较低部位盖层破坏程度低,有利于天然气动平衡保存;④大型砂体低幅超覆,有利于大面积捕获油气,实现高效疏导。基于以上诸因素高效匹配导致该区大型天然气田形成,也为中国海域高温超压盆地油气勘探提供一个典型范例。     

莺歌海盆地东方区黄流组一段超压储层孔隙结构特征

利用铸体薄片、扫描电镜观察及压汞曲线分析等多种技术手段,对莺歌海盆地东方区上中新统黄流组一段超压砂岩储层的空间分布、物性、孔隙类型、孔隙结构以及含气性等进行了深入研究,结果表明,该层段超压储层非均质性强,中孔、高渗至低孔、特低渗储层均有出现;孔隙类型、孔喉大小是控制储层渗透率的主要因素,孔喉半径、分选系数、变异系数、歪度对渗透率影响较大;根据物性和孔隙结构特征将东方区黄流组一段储层分为Ⅰb、Ⅱa、Ⅱb、Ⅲ、It等5类,其中Ⅰb、Ⅱa、Ⅱb类储层位于有利的峰点结构区,有利于天然气聚集,为中高产能储层。     

莺歌海盆地底辟带DF区天然气地球化学特征差异及其成因

以现代天然气地质学理论为指导,综合运用天然气地球化学分析技术、流体包裹体技术及油气成藏储层示踪技术,对莺歌海盆地中央底辟区中深层高温高压带天然气地球化学特征、成因类型、充注期次、碳同位素序列局部倒转的成因及纵横向天然气地球化学特征差异形成原因进行了研究。结果表明:高温超压带内天然气皆为热成因煤型气,其烷烃气碳同位素系列局部倒转是多期次不同成熟度天然气混合所致;高温超压带内存在4期流体充注,前2期为成熟—高成熟烷烃气,后2期为高—过成熟烷烃气和无机成因CO2,且高—过成熟天然气充注期早于无机成因CO2;底辟活动影响强度差异及天然气运移通道类型和发育方式不同,是形成不同地区高温高压带天然气地球化学特征差异的主要原因,底辟多期活动和超压带周期性愈合导致D1-1底辟核部区及其周缘D13-1区高温高压带内、外天然气地球化学特征差异。     

琼东南盆地宝岛凹陷南部渐新统陵水组三段三角洲的发现及石油地质意义

基于琼东南盆地三维地震资料及钻井获取的岩性、电性、薄片及测年等分析测试数据,开展宝岛凹陷南部断阶带渐新统陵水组三段（简称陵三段）源-汇体系特征及源-汇耦合定量分析等研究。研究表明：(1)陵三段沉积期YL10剥蚀区发育东、西2大物源水系,在宝岛凹陷南部形成了2大优势输砂通道及2个三角洲朵叶体,整体具有西大东小的特征,可划分为初始期、昌盛期、间歇期和回春期4个演变阶段;(2)综合三角洲砂体发育期次、展布面积、碾平厚度及不同类型母岩区面积、成砂系数等参数进行源-汇耦合定量计算,结果显示研究区具备形成规模储集体的物质基础;(3)钻井揭示陵三段三角洲沉积以细砂岩为主,砂岩总厚度为109～138 m,最大单层厚度为15.5～30.0 m,砂地比为43.7%～73.0%,不同断阶间储层物性差异明显;(4)断阶带多期隆升背景下小物源区规模三角洲发育模式揭示幕式隆升提供充足的物源供给,物源水系及流域面积控制砂体的规模,多级活动断阶控制砂体的输送通道,局部断槽控制砂体的侧向推进方向。陵三段三角洲砂体与断块耦合形成多类型圈闭,成为凹陷南部重要的勘探突破口和新领域,有望为盆地内其他构造背景相似区域油气勘探及储...