渤海海域深层太古界变质岩潜山大型凝析气田的发现及其地质意义

渤海湾盆地是我国东部典型的油型盆地,已发现天然气田储量规模较小。近几年渤海油田通过勘探研究思路转变和地质认识创新,在渤中凹陷西南部渤中19-6构造深层太古界变质岩潜山获得天然气勘探重大突破。通过重新认识凹陷生排烃能力,提出渤中凹陷巨大生气潜力是大型凝析气田形成的基础;完善深层优质盖层"被子"封闭模式,提出区域性稳定分布的高压异常泥岩控制大型天然气田的形成;明确变质岩储层成因机理,提出构造-风化作用主导下的裂缝型储层形成机制,运用地球物理多属性融合技术实现了优质裂缝型储层预测;提出渤中19-6构造区具有"优质烃源岩深埋生气、变质岩潜山多期构造运动控储、厚层超压泥岩‘被子’控制油气汇聚运移和保存"的天然气成藏模式。这些创新成果指导了渤中19-6构造大型凝析气田的发现,实现了渤海海域天然气勘探的领域性突破,所取得的理论认识突破和勘探实践经验对于推动渤海湾盆地深层天然气勘探具有重要指导意义。     

渤中凹陷深层渤中19-6构造大型凝析气田的发现及勘探意义

渤海海域渤中凹陷深层具有大型天然气田形成的良好地质条件,渤中19-6大型凝析气田是渤海湾盆地迄今发现的最大的天然气田,储量超千亿立方米。利用大量岩心、薄片、测井及地球化学资料,对渤中19-6构造深层天然气成藏条件进行了系统分析。研究表明,渤中凹陷深层具有巨大的生气潜力,是大型凝析气田形成的物质基础;区域性稳定分布的东营组和沙河街组巨厚超压泥岩为大型凝析气田的保存提供了良好的封盖条件;首次在渤海湾盆地古近系孔店组发现巨厚裂缝—孔隙型砂砾岩储层,突破了在凹陷区深部寻找厚层砂砾岩储层的禁区,大大拓展了古近系油气勘探领域;通过对太古宇深埋变质岩潜山优质储层形成机制进行分析,提出多期次动力破碎作用使潜山内幕发育大规模裂缝体系和动力破碎带,是变质岩优质储层形成的关键。这些认识指导了渤中19-6构造大型凝析气田的发现,实现了渤海海域天然气勘探的突破,对渤海湾盆地深层天然气勘探具有重要指导意义。     

渤海湾盆地渤中19-6凝析气田天然气成因及油气成因关系判识

综合运用油气地球化学分析方法,分析了渤海湾盆地渤中19-6凝析气田天然气成因,并对凝析油与天然气的成因关系进行了判识。研究结果表明,渤中19-6凝析气田天然气为以烃类气为主的湿气,C₁/（C₂+C₃）值偏低,介于6.4~7.3,甲烷碳同位素值集中分布于-38.0‰~-39.0‰,乙烷碳同位素偏重,介于-25.4‰~-27.0‰,为偏腐殖型干酪根裂解气,与沙河街组三段烃源岩具有可比性,源自沙河街组三段烃源岩。多项凝析油和天然气成熟度判别参数表明,渤中19-6凝析气田凝析油和天然气主要处于成熟阶段,但天然气成熟度略高于凝析油。多项地质证据表明,渤中19-6凝析气田经历了“早油晚气”的油气成藏过程,凝析油主成藏期（12 Ma以来）早于天然气（5 Ma以来）。     

渤海湾盆地渤中19-6大型凝析气田探明地质储量增至近3×10~8 t

正渤海湾盆地目前最大的天然气田——渤中19-6凝析气田探明油气地质储量增至近3×10~8t油当量,新增探明地质储量将增强华北地区的天然气供应能力,并将为京津冀协同发展和雄安新区建设提供能源保障。渤海湾盆地是典型的油型盆地,60年来的勘探开发从未发现大型天然气田。中国海油历经多年探索,先后攻克油型盆地如何大规模生气、深层变质岩潜山是否存在规模型优质储层等5大世界级难题,形成了渤海湾盆地深层大型整装凝析气田勘探理论技术。在该技术     

渤海湾盆地发现储量超过1000×10~8 m~3的凝析气田

<正>近期,我国渤海天然气勘探获得重大突破,中海油渤海油田渤中19-6凝析气田天然气探明地质储量超过1 000×10~8 m~3、凝析油探明地质储量超过1×10~8 m~3。凝析气田在世界气田组成中占有特殊重要的地位,世界上拥有较多凝析气田的国家为俄罗斯、美国和加拿大。近年来,中国海油通     

渤海海域深层天然气勘探的突破与启示

传统的观点认为：渤海湾盆地属于中国东部典型的油型盆地，难以形成大型天然气田，而近期渤中19-6深层天然气田的发现则展示了渤中凹陷深层巨大的天然气勘探潜力。为了给渤海湾盆地及其他地区的深层天然气勘探提供指导和借鉴，对该区深层天然气的成藏模式、主控因素及富集规律等进行了研究。研究结果表明：①渤中凹陷厚层腐殖-腐泥型烃源岩在深埋条件下具有高成熟阶段富气的特点，具备形成大气田的物质条件；②岩石类型-应力改造-流体溶蚀联合控制了深部古近系碎屑岩及太古界变质岩超大规模储层的形成，为大型天然气田的形成提供了储层条件；③渤中凹陷巨厚超压泥岩形成的区域性盖层，为大规模天然气的汇聚成藏创造了有利的封盖及保存条件；④确立了渤中凹陷深层先油后气大型天然气田气侵式成藏模式，以巨大供油窗、快速成藏、内幕运移为其特点。结论认为，渤中凹陷深层天然气勘探之所以能够取得突破，主要得益于长期坚持“在油型盆地找大气田”的战略部署，得益于打开思路、精细研究、模式创新和技术进步。     

京津冀“家门口”发现千亿方大型凝析气田

<正>据中国海油最新消息,渤海油田渤中19-6凝析气田天然气探明地质储量超过千亿方,凝析油探明地质储量超亿方,获自然资源部油气储量评审办公室审定。这意味着我国东部地区也存在大型气田,对满足中东部地区、尤其是近在咫尺的京津冀地区对清洁能源日益增长的需求具有特殊意义。此前业界普遍认为,渤海油田所处的渤海湾是典型的油型盆地,近50年勘探发现也都以原油为主,天然     

我国渤海探明千亿立方米大型凝析气田

<正>记者2月25日从中国海洋石油集团有限公司获悉,我国渤海天然气勘探获重大突破——渤海油田渤中19-6凝析气田天然气探明地质储量超过千亿立方米,凝析油探明地质储量超亿立方米。近年来,中国海油通过产学研一体化联合攻关方     

我国渤海湾大型凝析气田渤中19-6探明地质储量增至近3亿吨

正中国海洋石油集团有限公司近日对外宣布,我国渤海湾盆地最大天然气田—渤中19-6凝析气田探明油气地质储量增至近3亿吨油当量。新增探明地质储量将极大增强华北地区的天然气供应能力,也将为京津冀协同发展和雄安新区建设提供更加安全的能源保障。     

渤海湾盆地渤中凹陷太古界潜山气藏BZ19-6的气源条件与成藏模式

传统上认为渤海湾盆地是受湖相泥岩生油母质烃源岩控制的富油型盆地,新构造断裂发育等因素不利于天然气聚集和保存。在认识渤海海域渤中凹陷发育的构造成因、演化与沉积充填特征基础上,开展了烃源岩热演化及生气产率热模拟研究,重新认识了富油型盆地在快速生烃的背景下,初次裂解气发育阶段的油气藏在深埋过程中也具备形成大型天然气藏的生烃强度。区域性分布的巨厚古近系超压泥岩,不仅防止了天然气的散失,也为天然气运移充注提供了超压动力。流体包裹体研究显示渤中凹陷普遍经历了早期油藏、晚期气藏的成藏过程。BZ19-6潜山构造由于多源高强度生气、靠近烃源的快速强充注、厚层泥岩超压封盖,形成大型高丰度凝析气藏。BZ19-6凝析气田的成藏认识和成功发现,突破了富油型盆地难以寻找大气田的认识,拓展了天然气勘探领域,对深埋古老变质岩潜山和活动断裂带天然气勘探具有重要的理论价值。      

渤海海域深层潜山油气地球化学特征及油气来源

渤海湾盆地渤海海域渤中19-6深层潜山构造带周缘发育多个富烃深次洼,油气聚集条件复杂,对其油气的有机地球化学特征及主要来源认识尚不明确。为此,利用饱和烃及轻烃色谱、色谱—质谱、天然气组分及碳同位素组分检测等地球化学测试技术对该潜山构造带的原油、天然气与其周缘富烃深次洼烃源岩的地球化学特征进行对比分析,运用油—源生物标志化合物分析技术,系统研究了渤中19-6潜山构造带油气的来源与特征。结果表明:(1)渤中19-6深层潜山构造带周缘凹陷主要发育古近系东营组二段下亚段、东营组三段、沙河街组一段及沙河街组三段上亚段等4套烃源岩,其中东三段和沙三上亚段烃源岩为其主力烃源灶,有机质丰度较高,为偏腐泥混合型有机质类型,已进入生烃高峰期;(2)深层太古界潜山及上覆古近系孔店组天然气为典型的油型气,具有不同成熟度天然气混合特征,成藏过程具有多阶段性;(3)浅层与深层油气来源都具有3套烃源岩混源输入的特征,但仍存在着差异性,其中浅层油气来源以东三段烃源岩的输入为主,并且可能存在着东二下亚段烃源岩的输入,而深层油气来源则以沙三上亚段烃源岩的输入为主。结论认为,该区油气源条件复杂,油气源主要以周缘富烃深次洼内沙三上亚段烃源岩为主,其深层凝析气藏表现出多期次油型气输入的特征。     

渤海海域渤中凹陷渤中19-6大型凝析气田天然气来源探讨

渤海海域渤中19-6大型凝析气田的发现为渤中凹陷寻找大气田带来了希望和信心,深入研究其天然气的来源和成因对今后渤海天然气勘探具有重要指导意义。通过对开放和密闭体系热模拟实验结果分析,综合地球化学和数值模拟研究表明,渤海优质腐泥型湖相烃源岩[ω(TOC)=3.93%,I_H=727 mg/g(每克有机碳中干酪根热解烃量,下同)]干酪根热解累积生气的比例仅为10%,以排油为主;偏腐殖型湖相烃源岩热解生气比例也不大,I_H=100 mg/g时干酪根热解累积生气比例仅为30%,但由于干酪根的吸附作用,其中的残留烃在烃源岩中裂解成气,最后以排气为主。渤中19-6天然气为沙三段Ⅱ₁、Ⅱ₂和Ⅲ型混合烃源岩成熟到高成熟阶段的产物,是干酪根热解气与残留烃裂解气的混合物,且其供烃区为渤中凹陷西南的局部区域,供烃区古近系沙河街组沙三段烃源岩早期以排油为主,晚期(15 Ma以后)以排气为主,晚期排气量占总排气量的82%。下一步在渤中凹陷寻找大气田要选择供烃区烃源岩排烃气油比大、以排气为主的目标进行钻探。      

渤海海域渤中凹陷渤中19-6深层潜山凝析气藏的充注成藏过程

综合凝析油的地球化学特征、周缘洼槽烃源岩生烃史、流体包裹体岩相学观察、均一化温度及含油包裹体的石英颗粒的频数（GOI）,分析了渤中19-6地区深层凝析气的来源及充注成藏过程。研究表明：潜山凝析油气的热成熟度高,对应的烃源岩R_o约1.3%。轻烃、碳同位素组成与生物标志物参数分析表明凝析油气来源于油型母质,即沙河街组烃源岩。烃类包裹体主要分布于石英微裂隙,少量分布于加大边。液态烃类包裹体呈黄绿色及蓝白色荧光,GOI值高达80%,揭示高的原油充满度。渤中19-6深层潜山凝析气藏表现为近源、早油晚气连续充注,其中原油充注在明化镇组下段时期（12~5.1 Ma）,天然气大量充注时间为明化镇组下段沉积末期甚至更晚的时期（5.1~0 Ma）。尽管新构造运动期油气垂向调整显著,但烃源岩快速熟化与近源强充注是构造活化区深层潜山动态富集的重要物质基础。     

渤海湾盆地渤中凹陷渤中19-6构造凝析油气特征与形成机制

基于凝析油和天然气组分、生物标志化合物、稳定碳同位素和储层流体包裹体等分析结果，综合运用多种油气地球化学方法，明确了渤海湾盆地渤中凹陷西南部渤中19-6构造中凝析油和天然气的特征及成因，探讨了油气的形成机制。研究结果表明，渤中19-6构造的凝析油具有低密度、低黏度、低胶质+沥青质、高蜡和高凝固点的物性特征，其正构烷烃以中-高碳数为主，轻烃组分以正辛烷、正庚烷和甲基环己烷为主且含量相当，为沙河街组三段烃源岩成熟阶段的产物。天然气组分主要为烃类气，非烃气体含量低，为沙河街组三段偏腐殖型烃源岩裂解气。12 Ma以来，渤中19-6构造经历了重质油、轻质油气、凝析油气和天然气的多幕连续充注。相控混溶为渤中19-6构造中凝析气的主要形成机制，即在含原油的天然气流体中，当地下温度、压力升高时，早期原油溶于晚期充注的天然气中，形成现今的凝析气藏。     

油气差异聚集原理应用效果分析——以黄河口凹陷为例

黄河口凹陷是渤海湾盆地的富烃凹陷之一,近几年勘探发现原油超过2×108m3,天然气超过100×108m3,成果显著。但成功的背后,仍存在众多疑问:地质条件良好的构造上竟然钻了干井,同一个油源的相似构造,钻井结果有的以油层为主,而有的井含气层位多;同一深度段的油层,在不同井中原油密度却存在较大差异。为解决这些疑问,笔者运用差异聚集原理,首先对黄河口凹陷渤中28-2E空圈闭的形成原因进行了分析,建立了本区油气运移的模式。在此模式的指导下对渤中29-4构造开展了评价,准确预测了该构造含油气区域的分布范围,结果证明黄河口凹陷的油气运聚符合差异聚集原理。该原理能够很好的指导本区下一步的勘探,可以取得很好的经济效益。     

“源热共控”中国油气田有序分布

以油气区(盆地群)为单元,基于"源热共控论",分析了中国大陆及海域油气田纵向成烃规律。结果表明,我国油气田的油气成烃模式非常有序:①东南部海域油气区包括东海和南海的盆地,纵向上呈单相成烃模式,源热共控生油或者生气,其中近岸带以油为主,远岸带以气为主;②东部油气区包括渤海湾盆地—松辽盆地—江汉盆地带、北黄海—南黄海盆地,成烃呈"上油下气"双层模式;③中部油气区包括鄂尔多斯盆地—四川盆地—楚雄盆地带,成烃呈"上油下气"双层模式;④西部油气区包括准噶尔盆地、塔里木盆地、吐哈盆地和柴达木盆地等,成烃呈"三明治"式多层模式。结论认为:①"源热共控"中国油气勘探的重大领域;②找油领域为东南海域的近岸带,东部油气区的上部层系,中部油气区的上部层系,西部油气区的奥陶系、二叠系和古近系;③找气领域为东南海域的远岸带,东部油气区的中深层,中部油气区中深层,西部油气区的寒武系、石炭系、侏罗系和第四系等多个层系;④呈现出油田下面找气田、气田底下找油田、油田外面找气田、气田外面找油田的格局;⑤我国油气勘探领域依然广阔。     

浅层油气运聚理论与渤海大油田群的发现

渤海油区年产原油3 000×10~4t,约占中国海洋石油产量的70%。渤海油区位于渤海湾新生代陆内裂谷盆地的中东部,勘探面积约4.5×104km2。渤海油区具有鲜明的石油地质特征:著名的郯庐大断裂纵贯渤海,新近纪断裂活动强烈,促进石油的纵向运移,但不利于油藏的保存;中新世—上新世发育河湖相沉积,上部储-盖组合广泛分布,为浅层石油富集创造了条件;古近系生油岩埋藏深,新近系储-盖层较浅,石油垂向运移距离远,运移途径复杂。针对渤海复杂的石油地质条件,经过20年认识—实践—再认识的探索,提出1大断裂-砂体"中转站"模式运移能力强、2小断层及走滑断裂运移油气能力弱、3地层—断层组合关系控制油气富集部位、4临界盖层控制断裂活动带油田形成、5圈闭汇油面积大小决定油田规模、6主力油田展布可分为凸起与凹陷富集型、7小凸起上的披覆背斜利于形成大油田7项创新学术思想,构成了浅层油气运聚理论并指导勘探,渤海勘探团队在短期内高效发现了7个大油田、17个中型油田,共27×10~8 m~3地质储量,奠定了中国第二大油区的储量基础。     

渤海海域莱州湾凹陷高硫稠油成因及其成藏模式

现今渤海海域仅在莱州湾凹陷发现了规模型高硫油油田，其原油性质复杂，来源及成因认识不清。在大量实验数据分析的基础之上，利用地球化学分析方法和盆地模拟手段对莱州湾凹陷各油田油气来源及成因做了详细研究，结果表明：①莱州湾凹陷主要发育了沙三段和沙四段两套有效的烃源岩，陡坡带和中央构造带上各构造原油主要来源于主洼沙四段烃源岩，缓坡带上各构造原油表现为主洼沙四段和南次洼沙四段双洼供烃的特征；②沙四段地层沉积时期存在水体分隔，南次洼水体更加咸化易形成富硫干酪根，其烃源岩分布范围控制着高硫油的分布范围，是高硫油形成的主控因素。而生物降解作用，一方面导致原油稠化是形成稠油的主要原因，另一方面使原油硫含量相对富集，是形成高硫油的重要因素；③垦利16-1油田具有晚期成藏的特点，形成了咸化湖盆早生、早排双洼供烃成藏模式，深、浅地层成藏模式不同，深部地层为典型不整合面侧向输导远源成藏模式。认为南次洼南部古近系地层和潜山优质储层是油气聚集的有利区带，可作为下一步油气勘探的有利方向。