南海北部琼东南盆地深水区陵水凹陷南部油气成藏条件

勘探已证实陵水凹陷浅层新近系发育中央峡谷莺歌海组—黄流组有效天然气成藏组合。渐新统崖城组煤系是陵水凹陷的主力气源岩,也可为陵水凹陷南部提供烃源。渐新统上部陵水组一段—中新统下部三亚组二段发育扇三角洲、浊积水道、海底扇砂岩储层,砂体富集的主控因素是凹陷边界断裂转换带、断阶带及构造坡折。陵水凹陷南部具有晚期成藏的特点,陵水凹陷生成的烃类通过断裂、砂体向南侧发生垂向与侧向运聚。综合储层、运移及圈闭条件等因素,优选出陵南斜坡反向断阶构造带为有利勘探区带。     

虚拟井技术在琼东南深水区储层预测中的应用

琼东南盆地深水区钻井少,影响了储层预测的准确度。为了解决这个问题,采用虚拟井技术对琼东南盆地深水区陵水凹陷南部已证实的A?1含气构造进行储层预测,验证了该方法的合理性;并总结出了A研究区内储层发育区的波阻抗经验值,据此预测相邻待钻A?2构造的储层厚度。 A?2构造的预测结果与实钻结果相吻合,证实了虚拟井技术在琼东南盆地深水区勘探目标储层预测方面具有较高的可行性。     

琼东南盆地深水区古近系陵水组输导体系特征

以Vail经典的层序地层学理论为指导,采用深水区地震资料与浅水区钻井资料结合,相互印证对比的方法,将琼东南盆地深水区古近系陵水组自下而上划分出SⅠ、SⅡ、SⅢ和SⅣ4个三级层序,建立了研究区目的层三维等时层序地层格架。在此基础上采用单要素综合分析的方法,对陵水组输导体系进行研究,将该区目的层输导体划分为储集体、不整合面和断裂等3种。根据输导要素和空间形态,总结出9种输导模式类型。结合盆地温度场、压力场、流体势及烃源岩发育特征,指出盆地深水区陵水组主要发育地堑型和半地堑型两种成藏模式,并在优势输导体系评价的基础上对陵水组各层序有利勘探区域进行了预测。     

莺歌海盆地与琼东南盆地成藏条件的比较及天然气勘探方向

莺歌海盆地和琼东南盆地常被合称为莺琼盆地，但二者的天然气成藏条件明显不同，莺歌海盆地第三－第四系巨厚，老第三纪崖城组和陵水组强烈过成熟，有效源岩为新第三纪三亚组和梅山组，而琼东南盆地的主要源岩为崖城组和陵水组，上第三系的生烃强度较低；尽管莺歌海盆地和琼东南盆地均为超压盆地，但莺歌海盆地强超压和右旋张扭应力场的共同作用导致超压囊顶部破裂并发育底辟，实现了超压流体包括天然气的垂向集中排放，而琼东南盆地总体上仍为侧向分散流体系统。莺歌海盆地的重要勘探领域是与底辟有关的圈闭，而琼东南盆地的主要勘探领域应为与下第三系源岩具有良好输导通道的上第三系岩性－构造复合圈闭或下第三系构造圈闭。     

琼东南盆地深水区中央峡谷天然气成藏条件与成藏模式

利用钻井岩芯、岩屑地质化验资料及测井、二维、二维地震数据,综合分析了琼东南盆地深水区中央峡谷储层的发育特征、天然气成藏条件及成藏主控因素.结果表明,峡谷中、下部堆积的多期浊积砂岩,储集物性好,是该区带的优质储层;峡谷内发育的大量岩性、构造-岩性复合型圈闭为天然气聚集造就了重要场所;凹陷中的渐新统崖城组煤系烃源岩及广厚的半封闭浅海泥岩生气潜力大,提供了丰富的烃源基础;峡谷下方的底辟/微裂隙是深部崖城组烃源岩生成的天然气向上运移的重要通道.可见,中央峡谷成藏条件优越,圈闭有效性和运移是该区天然气成藏的关键要素;由于峡谷内圈闭大多数定型于上新世莺歌海组沉积时期,与下伏崖城组烃源岩主生气期形成合理配置,因此,天然气成藏较晚,L1、L2和L3气田的重大发现就是很好的例证.     

南海琼东南盆地深水区储层类型及研究意义

通过对琼东南盆地钻井及典型地震相分析,认为琼东南盆地深水区发育两种类型的储层:第一类为形成于浅水环境的储层,包括扇三角洲砂体、滨浅海相滩坝砂体和台地碳酸盐岩;第二类为形成于深水环境的储层,包括盆底扇和峡谷水道等低位砂体。其中,深水区广泛分布的海底扇、峡谷水道砂体和台地碳酸盐岩具有良好的深水油气勘探潜力。     

琼东南盆地深水区中央坳陷断裂体系及其对油气成藏的控制

基于地震地质解释,根据断裂带发育的位置、产状及构造样式,将琼东南盆地深水区中央坳陷自西向东划分为3个断裂体系:乐东—陵水伸展南倾调节断裂体系、北礁—松南—宝岛伸展北倾调节断裂体系以及宝岛—长昌张扭走滑断裂体系。断裂体系控制了生烃凹陷的分布和储集砂体的发育,形成了多种类型的圈闭,提供了油气垂向运移的通道,有利于油气聚集成藏。陵水凹陷—北礁凹陷结合部圈闭发育带、宝岛凹陷南部断阶带、长昌凹陷西部圈闭发育带是有利勘探区带。     

琼东南盆地深水区天然气运移规律与成藏组合

为解决琼东南盆地深水区新区天然气勘探中遇到的天然气运移认识不清的难题,在实验（数值）模拟和大量调研基础上,综合钻井、构造和地震等资料,利用盆地模拟软件,开展了深水区天然气运移规律系统研究。结果显示,深水区天然气运移主要受到“流体势场” —“通道场（输导体系格架）”—“约束场（区域盖层）”3场耦合的控制。高势生烃凹陷内的底辟带和晚期活化沟通气源断裂发育区的陵水组区域盖层完整性被破坏,天然气垂向运移为主,利于在区域盖层之上形成多个中小规模气藏组成的浅层大中型岩性型气田;部分凹陷边缘—低凸起及之上地区陵水组区域盖层保存完整,断裂—砂体—构造脊汇聚型复合输导体系发育,天然气运移侧向为主,利于在区域盖层之下形成深层整装构造型大中型气田,而新构造运动是深水区晚期大中型气田形成的重要诱因。深水区最终形成了浅层和深层两套成藏体系和3套有利成藏组合。成果指导勘探,在松南低凸起深层成藏组合勘探中首次获得突破性发现,继续拓展,有望在中央峡谷外找到新的大中型气田群。     

琼东南盆地深水区新生代海底扇沉积演化——以宝南断阶带为例

琼东南盆地深水区是油气勘探的重要领域,大型储集体的发育条件及预测研究对该领域下一步的勘探至关重要。以钻井、测井、高精度三维地震等资料为基础,应用井震精细标定、骨架砂体雕刻和高精度三维地貌叠合等技术手段,对琼东南盆地深水区宝南断阶带的物源方向和海底扇展布规律进行了精细研究。结果表明:①宝南断阶带的主物源来自南部隆起;②研究区内主要发育永乐C-1和永乐D-1两个大型海底扇,扇体纵向上多期叠置,扇体内部沟通下伏烃源岩的断裂发育,成藏条件优越,具有重要的勘探意义。     

琼东南盆地深水区油气成藏条件分析与勘探方向选择

深水区油气资源丰富,已成为油气储量增长的重要领域.琼东南盆地深水区具有与世界典型深水领域油气产出相似的构造和沉积背景,发育三套优质烃源岩、四类有利储层,同时圈闭类型多样,油气运聚条件良好,具备发育大型油气田的条件,油气潜力巨大.其中,陵水凹陷南斜坡是近期内最可行的勘探区域.     

非线性技术在琼东南盆地深水区陵水17-2气田物源分析和储层预测中的应用

为解决琼东南盆地深水区物源问题,将非线性技术应用于陵水17-2气田物源分析,即利用自然伽马测井曲线的分形维数进行沉积物源方向分析。该技术有效避免了由于风化、搬运、沉积等作用而导致的重矿物组分变化问题,在琼东南盆地深水区黄流组沉积物源分析的应用中取得了良好效果,开辟了深水区物源分析的新思路。同时针对深水区复杂储层特征,为有效预测油气层评价中储层参数如孔隙度、渗透率等,文中基于非线性理论,采用多重分形模型对琼东南盆地深水区黄流组储层参数进行预测,并与实钻结果进行对比,结果表明,采用物性参数-面积(PP-A)分形模型计算得到的范围包含了实钻结果,可以根据该参数预测未知区域储层参数,从而为油气藏评价提供依据;而采用分形滤波技术(S-A)得到的结果更接近实际情况,这说明S-A法能在PP-A法的基础上更深层次地预测储层参数,从而得到更准确的信息。多重分形法可以准确有效地获取无井点处的参数估计值,其精度和预测能力都能达到少打井、少投资和早见效的目的。     

琼东南盆地现今地层温度分布特征及油气地质意义

温度状态是决定油气形成与保存的关键因素，精准的深部地层温度预测对盆地油气资源战略评价和勘探开发具有重要意义。琼东南盆地是我国当前深水油气资源勘探的重点区块，揭示盆地深部地层温度分布格局及主控因素是深水油气勘探研究的一项基础工作。结合钻孔实测温度和系统的岩石热物性参数，文章揭示了琼东南盆地现今深部地层温度分布特征。研究表明，琼东南盆地的优势储层温度为90~150℃ （数据占比>70%），高于国外学者提出的储层“黄金温度带”（60~120℃），推测与南海北部大陆边缘盆地高地热背景有关。此外，盆地T30—T70 界面处的估算温度均表现为“西高东低”的特征，高温区域位于西部的崖南凹陷；深部温度分布格局与地层的埋深、热导率结构以及因区域拉张程度不同引起的基底热流差异等诸因素有关。成果为琼东南深水油气勘探开发及钻井工艺设计提供了坚实的地热学依据。     

琼东南盆地现今地层温度分布特征及油气地质意义

温度状态是决定油气形成与保存的关键因素,精准的深部地层温度预测对盆地油气资源战略评价和勘探开发具有重要意义。琼东南盆地是我国当前深水油气资源勘探的重点区块,揭示盆地深部地层温度分布格局及主控因素是深水油气勘探研究的一项基础工作。结合钻孔实测温度和系统的岩石热物性参数,文章揭示了琼东南盆地现今深部地层温度分布特征。研究表明,琼东南盆地的优势储层温度为90~150℃ （数据占比>70%）,高于国外学者提出的储层“黄金温度带”（60~120℃）,推测与南海北部大陆边缘盆地高地热背景有关。此外,盆地T30—T70 界面处的估算温度均表现为“西高东低”的特征,高温区域位于西部的崖南凹陷;深部温度分布格局与地层的埋深、热导率结构以及因区域拉张程度不同引起的基底热流差异等诸因素有关。成果为琼东南深水油气勘探开发及钻井工艺设计提供了坚实的地热学依据。     

不整合体结构特征研究: 以永1井区侏罗系-白垩系不整合为例

永1井区位于准噶尔盆地腹部昌吉凹陷,中晚侏罗世受燕山运动的影响在盆地腹部形成车莫隆起带,使得下伏西山窑组地层受到超覆、削蚀,形成了一系列岩性、地层及复合油气藏。在油气运聚成藏过程中不整合体的结构发挥了重要作用,故对不整合结构进行了三级层次划分:一级为盖层和不整合体层;二级将不整合体层分为上覆层、不整合层及下伏层;三级是成藏要素级,包括运聚层、隔挡层、风化黏土层和风化淋滤带。借助测井资料,运用岩性、物性、岩石学特征等分析不整合体纵向结构,研究区不整合体三级结构发育完整。地震资料结合测井资料,通过自然伽马反演明确不整合体结构层中运聚层和隔挡层的展布。风化淋滤带厚度自高部位向凹陷方向逐渐减薄,风化黏土层反之,二者具有较好的负相关性。不整合体的结构控制了本区最重要的两类储盖组合,分别是不整合体上覆层-不整合体盖层的储盖组合及不整合体下伏层-风化黏土层的储盖组合。     

济阳坳陷渤南—孤北地区深层天然气有效输导体系研究

根据天然气的成因分布、烃类组分、碳同位素特征、地层水矿化度变化特征、储层沥青的分布及生物标志化合物特征等,分析了济阳坳陷渤南—孤北地区深层天然气的有效输导体系及运移方向。研究表明,渤南洼陷深层源岩生成的油型天然气通过孤西断层、不整合等输导体系向孤北潜山带呈阶梯状运移聚集;而孤北潜山低部位源岩生成的煤型天然气沿潜山内部被南北向断层切割的断块内部的砂体由北向南运移聚集。来自渤南洼陷沙四段的油气在输导层运移过程中发生了不同程度的地质色层效应。     

海相断陷盆地输导体系分类及组合模式特征:以琼东南盆地古近系陵水组为例

以琼东南盆地古近系陵水组为例,针对海相断陷盆地钻井资料少、地震资料复杂、断裂体系发育、地层破碎、有利勘探目标预测难度大等问题.在Vail经典的层序地层学理论指导下,基于浅水区钻井资料和深水区地震资料,井震资料紧密结合建立研究区目的层三维等时地层格架,将目的层划分为层序I、层序Ⅱ、层序Ⅲ和层序Ⅳ4个三级层序.岩石类型、沉...     

徐家围子断陷不同储量丰度气藏形成条件的定量研究

为了定量研究徐家围子断陷不同储量丰度气藏形成条件,利用气藏解剖和成藏条件时空匹配关系对该断陷气藏形成的主控因素、形成条件和储量丰度进行了研究,得到源岩供气能力、断裂输导天然气能力和封盖保存能力是气藏形成的3个主控因素。沙河子组源岩供气能力以较好和差为主,断裂输导天然气能力以好为主,封盖保存能力也以好为主。气藏形成条件综合评价以中等气藏为最多,其次是形成条件为好的气藏,差形成条件的气藏最少。气藏以中等储量丰度为主,高和低储量丰度气藏较少;二者之间为正比关系。要形成高储量丰度的气藏,气藏形成条件综合评价应为好等级;要形成中等储量丰度的气藏,气藏形成条件综合评价应为中等等级。     

Geological Conditions and Prospect Forecast of Shale Gas Formation in Qiangtang Basin,Qinghai-Tibet Plateau

The presence of shale gas has been confirmed in almost every marine shale distribution area in North America.Formation conditions of shale gas in China are the most favorable for marine,organic-rich shale as well.But there has been little research focusing on shale gas in Qiangtang Basin,Qinghai-Tibet Plateau,where a lot of Mesozoic marine shale formations developed.Based on the survey results of petroleum geology and comprehensive test analysis data for Qinghai-Tibet Plateau,for the first time,this paper discusses characteristics of sedimentary development,thickness distribution,geochemistry,reservoir and burial depth of organic-rich shale,and geological conditions for shale gas formation in Qiangtang Basin.There are four sets of marine shale strata in Qiangtang Basin including Upper Triassic Xiaochaka Formation （T3x）,Middle Jurassic Buqu Formation （J2b）,Xiali Formation （J2x） and Upper Jurassic Suowa Formation （J3s）,the sedimentary types of which are mainly bathyal-basin facies,open platform-platform margin slope facies,lagoon and tidal-fiat facies,as well as delta facies.By comparing it with the indicators of gas shale in the main U.S.basins,it was found that the four marine shale formations in Qiangtang Basin constitute a multi-layer distribution of organic-rich shale,featuring a high degree of thickness and low abundance of organic matter,high thermal evolution maturity,many kinds of brittle minerals,an equivalent content of quartz and clay minerals,a high content of feldspar and low porosity,which provide basic conditions for an accumulation of shale gas resources.Xiaochaka Formation shale is widely distributed,with big thickness and the best gas generating indicators.It is the main gas source layer.Xiali Formation shale is of intermediate thickness and coverage area,with relatively good gas generating indicators and moderate gas formation potential.Buqu Formation shale and Suowa Formation shale are of relatively large thickness,and covering a small area,with poor gas generating indicators,and limited gas formation potential.The shale gas geological resources and technically recoverable resources were estimated by using geologic analogy method,and the prospective areas and potentially favorable areas for Mesozoic marine shale gas in Qiangtang Basin are forecast and analyzed.It is relatively favorable in a tectonic setting and indication of oil and gas,shale maturity,sedimentary thickness and gypsum-salt beds,and in terms of mineral association for shale gas accumulation.But the challenge lies in overcoming the harsh natural conditions which contributes to great difficulties in ground engineering and exploration,and high exploration costs.