北部湾盆地海域油气勘探历程与启示

分析钻井、地震、储量、产量等历史数据,总结勘探成果、勘探领域、石油地质理论,将北部湾盆地海域勘探历程划分为3个阶段。早期探索阶段（1960—1995年）,钻井证实北部湾盆地具备良好的烃源岩和生储盖组合,明确了北部湾盆地的基本构造特征,划分了二级构造单元;20世纪80年代的对外合作高潮,为下一步油气勘探奠定了良好基础。涠西南凹陷突破及滚动勘探阶段（1995—2010年）,以涠洲12-1油田为代表一批油田的发现和成功评价,北部湾盆地海域累计探明石油储量突破1×10⁸ t;面对涠西南凹陷满凹含油但油田规模较小的难题,提出滚动勘探战略,实现了储量升级和增加。乌石凹陷突破及新领域探索阶段（2010年至今）,以乌石17-2油田为代表一批油田的发现和成功评价,证明乌石凹陷是北部湾盆地继涠西南凹陷之后又一被证实的富烃凹陷,开启了北部湾盆地勘探的新局面;同时对潜山油气藏等新领域积极探索,为后续的可持续发展积蓄力量。     

海洋能源勘探开发技术现状与展望

本文简要梳理了世界深水油气勘探开发技术与深水工程重大装备的发展历程,以及世界各大海域亿吨级大型深水油气田的开发概况。回顾了我国海洋石油特别是1982年中国海洋石油总公司成立后至今约34年的飞速发展进程,明确了现阶段我国已具备300 m水深以浅的海洋石油勘探开发技术体系和装备能力,达到5×107 t年产能,初步建成以海洋石油981半潜式钻井平台为核心的深水重大工程装备,同时我国南海第一个深水气田荔湾3–1气田(水深1 480 m)成功投产。在此基础上,阐述了我国海洋能源开发面临着"南台北冰"恶劣的自然条件、高粘、易凝、高含CO2复杂油气藏特性、深水陆坡、远距离控制等巨大挑战,指出我国海洋能源工程的战略目标和战略重点。     

南沙万安盆地新生界层序特征和主控因素

南沙海域是重要的含油气盆地发育区,其西部的万安盆地新生代沉积了陆相-海陆过渡相碎屑岩和海相灰岩。目前,万安盆地的油气勘探进展甚微,建立完善的层序地层格架并分析层序发育主控因素对研究盆地构造-沉积演化史、预测砂体分布以及落实油气勘探目标均具有重要意义。综合利用钻井、测井和二维地震资料,运用层序地层学原理与方法,结合南海海域新生代构造-沉积演化背景,将万安盆地新生界划分为 3 个亚一级层序、6 个二级层序和 10 个三级层序。 SQ1-SQ2（古新统-始新统）发育范围有限;SQ3-SQ10（渐新统-第四系）地层发育完整,主要为海陆过渡相砂泥岩和海相灰岩。分析认为,构造运动、海平面升降和物源供给共同影响盆地层序地层发育,其中构造运动是最主要的影响因素。     

琼东南盆地煤地球化学特征

琼东南盆地煤层主要分布于下渐新统崖城组,煤样的灰分含量在13.59%~58.33%之间,炭质泥岩灰分含量在56.08%~81.33%之间,煤中灰分来源于煤中的矿物质。煤样中的矿物质主要为粘土、硫化物(黄铁矿)和石英等。煤样全硫含量在1.07%~6.39%之间,大多数煤为高硫煤。煤样均为烟煤,煤样挥发份含量在17.97%~33.53%之间。煤的有机组分总量在61.7%~96.1%之间,炭质泥岩样品有机组分总量在38.5%~59.8%之间。样品的显微有机组分以镜质组为主,其含量在58.4%~98%之间;惰质组次之,含量在1.4%~3.5%之间;煤样几乎不含壳质组。煤样中微镜煤含量在46.7%~93.2%之间,炭质泥岩样品中微镜煤含量在18.2%~31.6%之间。由于煤中矿物组分、挥发份及硫分含量相对较高,该地区煤的碳含量较低,最低为25.09%,最高为65.60%,其碳含量明显低于烟煤碳含量。焦渣以粘着、弱粘性和不熔融粘结为主。煤样最大镜质组反射率在1.04%~1.23%之间,平均值为1.14%,反映了煤岩的变质程度较高,在肥煤—焦煤之间,为中等变质程度的烟煤,正处于煤化作用的第二次跃变阶段,有利于气体的大量排出,在合适的保存条件下,有利于形成煤成气田。     

南沙海域主要盆地地质特征与油气分布

在广泛调研国内外相关研究成果的基础上,利用地震、重力、磁法、电法资料最新处理与研究成果,结合新近收集的国外地质分析化验资料,系统总结了南沙海域主要盆地构造演化、沉积充填、油气地质条件、油气分布特征等。研究认为南沙海域新生代经历了三大构造演化阶段、两大成盆期,发育4组断裂系统,控盆断裂分带性明显,发育3类盆地群;三大古水系控制了南沙海域新生代沉积体系展布,新生界主要发育海相、湖泊相、三角洲相、沼泽相和碳酸盐台地相及生物礁相,伴随古南海消亡和新南海扩张,不同盆地经历了陆相—海陆过渡相—海相的沉积演化;主要发育3套烃源岩,以湖相泥岩、海陆过渡相泥岩、碳质泥岩和煤层为主;主要发育3套储层,主力储层是中新统砂岩和礁灰岩;主要发育滨浅海相碳酸盐岩、海陆过渡相碎屑岩、海相碎屑岩3套生储盖组合。大中型油气田分布具有外带砂岩富油气、内带碳酸盐岩富气的特点;油气分布不仅在纵向上具有分层性,而且在横向上具有分段性。南沙海域资源潜力巨大,主要盆地累计石油地质资源量201×10~8t,天然气地质资源量32.4×10~(12)m~3。     

海上油气成藏区带勘探经济评价新方法

油气成藏区带勘探经济评价是上市石油公司资源评价与勘探规划决策工作的重要环节,对于制定勘探部署和编制中长期勘探规划具有重要意义。根据海上油气勘探开发的特点,针对海上油气成藏区带的主要风险因素及资源分布特征,结合海上油气田开发模式和工程方式,提出了海上成藏区带经济评价的新方法,即勘探开发全过程动态模拟法,并建立了新模型和评价系统。重点介绍了其评价思路、主要步骤和技术特点,实例表明该模型应用效果良好。     

珠江口盆地油气勘探历程与启示

珠江口盆地油气勘探经历40余年,综合考虑勘探策略及地质认识转变、勘探工作量、领域性突破、储量增长等因素,其勘探历程可划分为3个阶段：围绕隆起带大构造的早期探索阶段（1974—1984年）、围绕富烃凹陷中—浅层的背斜勘探阶段（1985—1999年）和围绕深水深层的油气并举复式勘探阶段（2000年至今）。勘探实践中探索出了多项创新性地质认识、理论和技术,如油气差异富集及复式聚集理论、多源成烃和复合输导的晚期成藏模式、低位体系域深水扇认识、“源-汇-聚”综合评价体系、近源供烃、联合输导成藏模式等,丰富和发展了油气勘探理论,引领了珠江口盆地油气勘探的持续突破。     

渤海海域油气勘探历程与启示

渤海海域历经50余年油气勘探,综合其油气勘探领域突破、储量增长、作业经营模式等因素,将其勘探历程划分为5个阶段：以凸起潜山为主的早期探索阶段（1965—1979年）、以古近系为主的对外合作阶段（1980—1994年）、以新近系为主的自营带动合作阶段（1995—2005年）、多层系立体勘探阶段（2006—2015年）和精细勘探阶段（2016年至今）。以各个阶段重大勘探成果和里程碑式的勘探事件为依据,系统总结了浅层油气运聚理论、源-汇时空耦合控砂原理、叠合走滑断裂带油气成藏机理、“两高一优”深层天然气富集机理等理论认识。这些新理论认识的提出,进一步丰富和发展了油气勘探理论,有效指导了渤海油田油气勘探持续发现,具有很好的推广借鉴意义。     

中海油勘探投资组合系统开发与应用

优化投资组合技术是近年来国际石油界研究的热点之一,勘探投资组合系统是落实公司勘探战略和制定勘探部署的重要决策支持工具。在深入系统地研究投资组合优化方法的基础上,合作开发了一套技术领先、功能完善的中海油勘探投资组合系统。该系统具有勘探目标经济评价、单目标多方案优选、多目标综合排队、区带经济评价、勘探投资组合优化等多项强大功能,实现了勘探目标—区带经济评价与投资组合研究的一体化,丰富了勘探目标和勘探投资组合评价的内容,评价过程更符合海上勘探开发实际。该系统可广泛应用于勘探目标评价、年度钻探目标组合、季度钻探部署调整和滚动规划编制等实际工作中。     

“源热共控”中国近海盆地石油富集规律

烃源岩和热作用共同控制了中国近海含油盆地石油富集与贫化程度。近海含油盆地的主要烃源岩为半深湖—深湖相泥岩,分布层位包括古新统、始新统和渐新统,以始新统为主;有机质类型为腐泥型,有机质丰度从极高到低;半深湖—深湖相泥岩规模从数千平方千米到不甚发育。这些含油盆地的地温场从高到低都有存在,主要受地壳结构控制。凹陷烃源岩和热作用之间存在"源足热足"、"源足热欠"、"源欠热足"、"源欠热欠"4种基本类型。由于各含油盆地不同凹陷的烃源岩类型、有机质丰度、规模差异巨大以及凹陷的热场差别大,烃源岩与热作用耦合类型不同,形成了生油潜力极不相同的含油盆地。渤海盆地绝大多数凹陷源足热足,且发育一批极富的生油凹陷,盆地资源潜力堪称巨大。南海北部珠江口盆地北部坳陷带和北部湾盆地诸凹陷之间及同一凹陷内部差异性大,洼陷是基本单元,诸凹陷4种耦合类型都存在,"源足热足型"凹陷数量较多,部分凹陷富生油,勘探潜力大。南黄海盆地凹陷很多,但多数凹陷源较足、热不足,深洼槽才具有较大生油潜力,盆地勘探潜力一般。北黄海盆地各古近系凹陷源不足、热不足,凹陷生油少,属于贫油凹陷,盆地古近系凹陷资源潜力较小。中国近海石油的主要勘探领域在渤海盆地,其剩余石油资源占近海的多数;南海北部大陆边缘北部近岸盆地带居次;南黄海盆地占很小部分。渤海盆地的绝大多数凹陷和南海北部近岸内带的部分凹陷是近海的石油富集区,特别是渤海盆地郯庐西凹陷带是超级富生油区。