南海北部海域高温超压天然气勘探新进展与关键技术——以莺歌海盆地乐东斜坡带为例

莺歌海盆地是我国南海北部海域重要的高温超压含油气盆地,近年来在该地区已取得诸多高温超压勘探成果和气田发现,但是乐东斜坡带高温超压天然气的储集体预测和运移通道与盖层评价仍存在较大困难。"十三五"以来,综合地震、测井、录井、测试等资料,系统地开展了莺歌海盆地成盆构造与深水砂岩沉积过程的研究,建立了盆央海底扇和轴向水道等深水砂岩沉积模式和分布预测方法;通过运移通道和盖层评价等成藏条件的研究,建立了"早期走滑破裂+晚期超压活化"天然气富集新模式和基于水力破裂压力系数计算的不同成藏体系盖层定量评价方法;同时创新形成了两项勘探关键技术,即非欠压实地层孔隙压力预测技术和中深层非亮点储层综合预测技术,解决了高温超压条件下的非欠压实地层孔隙压力预测和非亮点储层预测难题,促进了乐东斜坡带大中型气田的发现。     

莺歌海盆地高温超压天然气成藏地质条件及成藏过程

莺歌海盆地高温超压天然气勘探的突破,使得该区域已成为勘探的热点,但关于其天然气成藏规律还存在许多不确定的因素。为此,对天然气成藏地质条件及成藏过程进行了分析,以期确定该盆地高温超压环境下游离天然气成藏的主控因素。结果发现：①莺歌海盆地烃源岩质量高、烃源灶范围大、生烃期时窗长、排烃期延迟;②高温超压环境有利于储层保持较高的孔隙度和渗透率;③盆地长期处于封闭、半封闭流体系统,发育多套盖层,有利于天然气富集和保存;④中深层底辟带半封闭式高温超压流体系统中,水溶气在不同级差压力下运移、释放、聚集并成藏,同时还找到了盆地中多个水溶相天然气出溶成藏的证据。该研究成果为莺歌海盆地下一步的天然气勘探提供了指向。     

莺歌海-琼东南盆地天然气勘探新认识与新进展

南海莺歌海-琼东南盆地(莺-琼盆地)历经几十年勘探取得了良好的天然气发现,但气田主要集中在莺歌海盆地东方区和琼东南盆地深水区中央峡谷西区。从莺-琼盆地基础石油地质条件出发,通过分析莺歌海盆地乐东区构造事件与沉积、成藏之间的耦合关系及琼东南盆地深水区中央峡谷水道储层发育、油气运移成藏模式,提出了乐东区斜坡近洼带具有探明千亿立方米天然气的资源基础和中央峡谷水道东区是拓展勘探重要领域的新认识。在此新的地质认识指导下,新钻井获得重大发现,新增天然气地质储量约600×108 m3,深水东区测试获得日产约百万立方米的高产,从而揭开了莺-琼盆地高温高压和深水天然气勘探的新篇章。     

莺歌海-琼东南盆地天然气勘探新认识与新进展

南海莺歌海-琼东南盆地(莺-琼盆地)历经几十年勘探取得了良好的天然气发现,但气田主要集中在莺歌海盆地东方区和琼东南盆地深水区中央峡谷西区。从莺-琼盆地基础石油地质条件出发,通过分析莺歌海盆地乐东区构造事件与沉积、成藏之间的耦合关系及琼东南盆地深水区中央峡谷水道储层发育、油气运移成藏模式,提出了乐东区斜坡近洼带具有探明千亿立方米天然气的资源基础和中央峡谷水道东区是拓展勘探重要领域的新认识。在此新的地质认识指导下,新钻井获得重大发现,新增天然气地质储量约600×108m3,深水东区测试获得日产约百万立方米的高产,从而揭开了莺-琼盆地高温高压和深水天然气勘探的新篇章。     

莺歌海盆地天然气成藏动力学机制及勘探前景展望

系统地分析了莺歌海盆地天然气成藏动力学机制及主控因素 ,阐释了盆地内异常超压的发育背景及成因 ,指出异常压力是天然气运移的主驱动力 ,而流体压裂则产生了天然气垂向运移输导网络。强调底辟活动是莺歌海盆地天然气成藏与演化的主控因素———底辟活动控制圈闭的形成并为浅部圈闭成藏提供深部烃源 ;底辟的幕式活动控制天然气藏的多次成藏和演化。通过对影响莺歌海盆地天然气勘探各主要因素的分析 ,认为具有构造背景或特殊遮挡条件、成因类型多样的非构造圈闭隐蔽油气藏是莺歌海盆地今后重要的勘探方向。     

川西新场地区须家河组泥岩欠压实与油气层关系

新场地区须家河组气藏属于致密碎屑岩气藏,具有超深、超压、超致密、低孔渗等特点。通过研究新场地区深层油气藏泥岩欠压实特征及其与储层、盖层、油气运移聚集和分布的关系,认为:新场地区须家河组地层存在明显的泥岩欠压实段,油气层多分布于欠压实段内;由于欠压实砂岩中的颗粒表面被烃类润湿后,抑制了降低孔隙度的成岩作用,其异常地层压力在一定程度上阻碍了砂岩的进一步压实,储层的物性相对变好,新场地区须家河组地层在整体致密-超致密背景上发育了部分储集性能较好的储层;由于欠压实高压泥岩的压力封闭作用,须三段、须五段成为有效盖层;欠压实泥岩内由烃类产生的剩余孔隙流体压力及构造作用形成的裂缝有利于油气向欠压实段内的砂岩运移和聚集。     

莺歌海盆地斜坡带全井段孔隙压力预测方法

为探索多源多机制孔隙压力预测方法,精准预测莺歌海盆地斜坡带全井段的孔隙压力,综合考虑区域沉积构造演化过程、测井数据的响应特征,明确了各层段异常高压成因;针对常规高压机制地层,优选了不同层段的孔隙压力预测模型;对复杂成因地层开展了孔隙压力精确预测新方法的研究。研究表明,莺一段—莺二段上部层段异常高压成因为 “欠压实作用”,可使用Eaton法预测孔隙压力;莺二段下部层段异常高压成因为 “欠压实作用为主、流体膨胀为辅”,可利用Bowers加载法预测孔隙压力;黄一段异常高压成因为 “流体膨胀为主、欠压实作用为辅”,可使用Bowers卸载法预测孔隙压力;黄二段异常高压成因复杂,为“超压传递+流体膨胀为主、欠压实作用为辅”的组合模式,针对此特殊成因,提出了多变量孔隙压力预测新模型。将预测结果与实测孔隙压力数据进行了对比,全井段预测精度达97%,能满足工程需求。研究结果可为莺歌海盆地斜坡带钻井设计和施工提供依据和指导。     

南海北部超压低渗气藏成藏过程与成藏模式——以莺歌海盆地XF区XF13-1超压气田为例

随着南海深部层系高温超压天然气勘探的深入,储层及天然气分布的复杂性日益凸显,亟待从成藏过程的角度深入剖析天然气成藏模式,以指导下一步天然气勘探。基于样品分析测试、三维地震等资料,运用天然气地球化学、成藏过程研究方法,研究了莺歌海盆地北部XF区XF13-1上中新统黄流组一段(以下简称"黄一段")超压低渗气藏成藏过程与成藏模式。研究认为,XF13-1气田具有2种低渗气藏成藏模式:1以XF1-1-14井区黄一段Ⅰ气组低渗气藏为代表的"天然气先充注、储层后致密、后超压"型成藏模式,是莺歌海盆地深部层系最有利的天然气成藏模式;2以XF13-1-4井区、XF13-1-6井区黄一段Ⅱ气组低渗气藏为代表的"天然气充注、储层致密、超压"同期型成藏模式,该模式具有"超压、低渗、天然气组分复杂"的天然气成藏特点。在成藏过程分析和成藏模式指导下,结合沉积体系研究成果,提出了2个具备"天然气先充注、储层后致密、后超压"型成藏模式的有利区,是下一步有利的天然气勘探方向。     

莺歌海大型走滑盆地构造变形特征及其地质意义

在系统整理大地构造资料的基础上,研究莺歌海盆地隐蔽式走滑构造变形及其与沉积、超压、油气运移之间的关系。研究发现:(1)左行走滑伸展派生的局部张性破裂主要发育在距今10.5 Ma之前,这些破裂在东斜坡大型鼻状凸起大量分布,并在晚期流体超压作用下幕式活化,成为盆地斜坡地区油气垂向运移的主导通道;(2)右行走滑伸展有利于沉积速率增大和区域欠压实盖层形成,其派生局部张性破裂作用是底辟发育的诱发动力,而底辟发育又进一步放大局部张性破裂发育规模;(3)左行走滑作用在距今10.5 Ma开始减弱,产生北部挤压、南部旋转伸展(北挤南伸)的构造运动,造成盆地北部河内凹陷地层抬升剥蚀、南部莺歌海凹陷碎屑岩供应量激增,最终导致莺歌海凹陷在东、西非对称斜坡地貌上分别形成迁移式斜坡水道化海底扇和叠置式海底扇。图11表1参32     

莺歌海盆地汇聚型超压流体流动及天然气晚期快速成藏

对莺歌海盆地地层压力结构、底辟分布与发育机理及超压流体流动效应的综合研究揭示并证明了一种新的超压流体流动样式,即晚期汇聚型超压流体流动。该模式与超压流体从浅埋藏(<1000～1500m)开始、在盆地范围内普遍排放的Cartwright模式明显不同,莺歌海盆地超压流体早期被封闭,晚期通过底辟集中排放,超压流体的汇聚导致天然气的晚期幕式快速成藏。对东方1-1气田的圈闭构造分析表明,该气田形成于第四纪,其最低平均充注速率达140m³/d。成藏流体的层间组分非均质性、流体流动的瞬态热效应及强烈的运移分异性反映了流体流动的不连续性、流体运移过程中温度、压力条件的快速变化及多期流体的相互作用,可成为幕式流体活动和油气幕式快速成藏的有效识别标志。     

莺歌海盆地坳陷斜坡带低孔特低渗气藏形成条件及勘探潜力

综合地化、储层、地震、测井、测试等相关资料,详细调查了莺歌海盆地坳陷斜坡带乐东峡谷水道已发现气藏特征及成藏关键地质因素,结果表明:该区中新统气藏具有"三低一高"(低孔、低渗、低含气饱和度及异常高压)和流度低的特点,类似于高温高压的致密砂岩气藏。坳陷斜坡具有形成低孔低渗砂岩气藏的有利条件:(1)发育高成熟富陆源有机质的中新统烃源岩及渐新统崖城组含煤烃源岩,烃源条件好;(2)中新统三角洲及水道-海底扇砂岩受强烈压实作用以及钙质胶结的影响,具低孔特低渗特征,分布较广且厚度大,构成了天然气的重要聚集场所;(3)天然气通过隐伏断裂沟源+接触式充注,"甜点"储层富集成藏。初步预测坳陷斜坡带南段具备千亿立方米以上天然气储量规模,勘探潜力大。     

超压的成因及其与油气成藏的关系

指出超压的成因有多种,如欠压实、水热增压、粘土矿物转化脱水、构造挤压、烃类生成等均可产生超压,其中盆地快速沉积过程中的欠压实和烃类的生成是产生超压的主要原因;超压与油气成藏关系密切,超压可以抑制烃类的生成,增强盖层的封闭能力,改善储层物性,超压的释放有利于油气的运移。认为研究沉积盆地中的超压现象可为油气勘探提供新的思路。     

崖13-1气田成因浅析

ＴＥ１１２．１　　　　　　　　２００００４０９崖 １３－１气田成因浅析［刊］／崔护社,仝志刚… ／／石油勘探与开发．－２０００,２７（４）．－４５～４８ 崖１３－１气田是迄今中国海域发现的最大气田,有关其天然气来源问题目前仍有争论。结合地质和地球化学研究成果,运用ＰｒｏＢａｓｅｓ盆地数值模拟系统定量模拟气田西侧的莺歌海盆地和东侧的琼东南盆地的构造、地温及孔隙流体压力的演化过程。模拟结果表明：崖１３－１气田区东西两侧盆地（或凹陷）构造演化和温度场、压力场演化的特征都有明显差异;气田区附近的异常超压是莺歌海盆地异常超压流体系统的一部分,因欠压实、水热增压以及黏土矿物脱水的综合作用而产生;１号断层（气田区段）是热流和高压释放带,亦是流体和烃类运移的通道,莺歌海盆地异常高温高压可以驱使烃类及流体由深向浅、自西向东进行大规模的长距离运移。据此得出结论：崖１３－１气田的天然气既来自西侧的莺歌海盆地下第三系烃源岩（早期）与上第三系烃源岩（晚期）,也来自东侧的崖南凹陷下第三系陵水组、崖城组烃源岩（晚期）,是双向供气形成的混源气田。图７参２（崔护社摘）     

琼东南盆地崖南凹陷崖13-1构造与崖21-1构造成藏条件比较

琼东南盆地崖南凹陷西缘发育有我国最大的海上气田―― YA1 3 -1气田。而位于同一凹陷东南缘的 YA2 1 -1构造的天然气成藏条件欠佳 ,近年在该构造所钻探的几口井均未获得突破。从烃源条件、储层条件和能量场配置等 3个方面探讨了无突破的原因。 YA1 3 -1气田天然气主要来自于琼东南盆地的崖南凹陷 ,且可能有莺歌海盆地埋深分别大于 445 0 m和 470 0 m的崖城和陵水组烃源岩的贡献。YA2 1 -1构造的主要源岩可能为乐东凹陷 ,其浅海 A型源岩和浅海 B型源岩的发育条件均很差。据沉积相的研究 ,YA2 1 -1构造的陵水组为滨海相沉积 ,相对于 YA1 3 -1气田储层来说 ,粒度变细 ,且以细砂岩为主。YA1 3 -1构造和 YA2 1 -1构造的能量场配置和流体活动也有明显的不同。YA1 3 -1构造盖层发育超压 ,储层为常压并为侧向流体充注体系 ,属于所谓的“黄金配置”能量场。而 YA2 1 -1构造储层和盖层均发育超压 ,且盖层被压裂 ,属垂向流体泄放体系。总之 ,YA2 1 -1构造具有烃源条件差、储层条件差、区域能量配置条件差“三差”特点 ,故难以形成大气田     

莺歌海盆地乐东10区新近系黄流组储层天然气充注与超压演化史

莺歌海盆地乐东10区新近系黄流组储层异常高压极其发育,压力系数最高可达2.3,超压的发育和演化与天然气成藏关系密切。基于流体包裹体岩相学观察,通过流体包裹体显微测温和激光拉曼光谱分析恢复黄流组储层气包裹体捕获压力,研究储层天然气充注和压力演化的关系。莺歌海盆地乐东10区黄流组储层发育纯CO₂气包裹体、富CH₄气包裹体、CO₂-CH₄混合气包裹体,对应两期CO₂和两期烃类气体充注。两期CO₂充注时间分别在2.0 Ma和1.0 Ma,包裹体中碳同位素显示两期CO₂为无机成因。两期烃类气体充注时间均晚于两期CO₂充注时间,分别是在1.8 Ma和0.4 Ma。黄流组储层超压经历了先增后降的过程。在2.0～1.0 Ma,两期CO₂和一期天然气的充注使黄流组储层压力逐渐升高,第二期CO₂充注到黄流组储层中之后,最大压力系数达到2.43。第二期烃类气体充注对应的黄流组储层剩余压力和压力系数都低于第二期CO₂充注时期,可能指示了在第二期CO₂充注之后,存在天然气泄漏的现象,使储层压力在1.0～0.4 Ma降低。莺歌海盆地乐东10区黄流组储层天然气充注与压力演化的关系对认识天然气成藏规律具有重要意义。     

莺歌海盆地中央坳陷带成藏体系的盖层评价及控藏作用

莺歌海盆地是我国南海重要的天然气探区。通过对莺歌海盆地中央坳陷带不同成藏体系典型气藏和含气构造的精细解剖,评价了盖层的有效性及控制因素,并分析了盖层对天然气成藏的控制作用。研究结果表明: ①莺歌海盆地中央坳陷带浅层和超浅层成藏体系中,盖层的封盖有效性受到盖层、底辟构造及底辟构造活动伴生断裂的共同控制;中深层成藏体系中普遍存在异常高流体压力,且断裂不太发育,盖层水力封闭是控制油气差异富集的关键因素。②浅层和超浅层成藏体系内,脆性盖层保持封盖有效性的临界断接厚度为86～98 m;中深层成藏体系内,盖层的封盖有效性可以通过水力破裂压力系数进行评价,当系数大于 1 时,意味着盖层已发生破裂或具有极强的水力破裂的风险。③整体上中央坳陷带超压诱发的水力破裂是中深层盖层封闭失效的根本原因,深层天然气通过水力破裂通道运移至浅层,最终经断裂调整至超浅层成藏,气源充足的条件下,超浅层及浅层气藏主要集中分布在底辟的顶部,而中深层气藏主要集中分布于底辟翼部及斜坡区。     

行业要闻

中海油南海莺歌海钻获首个高温超压探明大气田 莺歌海首个高温超压探明大气田——东方13—2气田近日被中海油湛江分公司成功钻获。该气田位于莺歌海盆地中央凹陷北部地区，储层属典型的高温超压地带。     

准噶尔盆地中部超压形成机理及其成藏意义

准噶尔盆地中部普遍发育超压。泥岩中超压的形成主要是有机质生烃作用引起的。超压泥岩的孔隙度和渗透率极低,超压界面与R0演化密切相关,超压系统气测显示活跃．表明为晚期超压。砂岩中的超压形成机理主要是泥岩中生烃作用形成的超压由于砂岩孔隙度和渗透率的降低,不能在浮力作用下运移,而以活塞武运移的方式运移,其克服毛细管力、自身重力和静水压力所产生的压力系统。随着超压的增强,达到上覆盖层的破裂压力．盖层发生水力破裂,流体产生穿层的幕式运移,在浅部圈闭中聚集成藏。     

莺歌海盆地地层压力特征及其石油地质意义

利用地震速度、声波测井和中途测试等资料 ,研究了莺歌海盆地地层压力的特征及分布 ,分析了早期自源超压及其伴生的滞烃作用和它们对油气初次运移的影响。莺歌海盆地强烈超压主要是压实不均衡的结果 ,超压的分布受沉降 -沉积速率和盆地充填岩性的控制 ,超压界面明显起伏 ;超压层段异常低的热解峰温和高生成指数反映了超压的滞烃作用 ,超压及其滞烃作用是有机质热演化异常的主要原因 ,也是决定盆地天然气成藏过程的重要因素。     

莺歌海盆地乐东区乐东S-1气田莺歌海组一段储集体沉积特征

莺歌海盆地乐东区莺歌海组一段是重要的天然气勘探目的层,其储集体特征及成因分析对于盆地浅层勘探具有重要意义。通过对乐东S-1气田主力产层莺歌海组一段储集体沉积背景、岩心资料、测井及地震资料的综合研究,认为莺歌海组一段储集体为"强制海退形成沉积坡折背景下的滨岸-浅海沉积体系"。储层骨架砂岩主要发育在沉积坡折之上,为滨岸相临滨滩坝复合砂岩,沉积坡折以下多以浅海相泥岩、泥质粉砂岩为主,储层不发育。储集体具有"纵向多期旋回叠置、平面NW-SE向条带展布"的特征。