Hydrocarbon potential of Permian coals of South Karanpura Coalfield,Jharkhand, India

The present study investigates the hydrocarbon generative potential of the coal seams of Barka Sayal Area of South Karanpura Coalfield, India, using petrological and geochemical characteristics. These coals are vitrinite rich followed by liptinite and inertinite. Rank wise these are sub-bituminous ‘A’ to high volatile bituminous ‘C’ and fall in the early catagenesis stage of evolution. The presence of Type III kerogen and high hydrogen index value indicates excellent gaseous hydrocarbon generative potential, but low T_max suggests a characteristic of immature source rock. The calculated high conversion (%) and sufficient oil yield (%) justifies the suitability of these coals for liquefaction processes.     

南海北部陆坡天然气水合物成藏特征研究进展分析

南海北部陆坡区域构造地质控制着气源、流体疏导体系、富集空间及储层物性特征,因此,东沙海域、神狐海域、西沙海槽和琼东南盆地的水合物成藏条件及控制因素具有明显差异性。东沙海域深部气体可沿断层、裂缝、不整合面、砂岩疏导层和气烟囱等通道向上运移,并形成天然气水合物,具有渗漏型水合物产出特征;神狐海域水合物成藏与规模巨大的泥底辟活动相关,并与布莱克海台天然气水合物产出特征具有相似性;琼东南盆地中央坳陷带内为天然气水合物发育的重点区,底辟、泥火山或麻坑构造与天然气水合物发育密切相关。     

南海北部神狐海域GMGS1和GMGS3钻探区天然气水合物运聚成藏的差异性

为了探究南海北部陆坡神狐海域GMGS1与GMGS3天然气水合物(以下简称水合物)钻探区的钻探结果存在差异的原因,在分析区域地质背景的基础上,基于高分辨率准3D地震资料,结合实际钻探结果,从"水合物运聚体系"的角度,对上述两个钻探区含气流体运移疏导通道类型、发育演化特点及其对水合物成藏的控制和影响等方面进行了对比研究。结果表明:(1)两个钻探区相距甚近且地质背景相同,但含气流体运移通道类型、组合样式、发育演化特点和运移效能却存在着差异,使得二者气体来源不同;(2)GMGS1钻探区以气烟囱模糊带和中小尺度断层作为主要运聚通道系统,缺乏沟通古近系烃源岩与浅层水合物稳定域的沟源断裂,深部热成因气运移效能低,水合物气源以浅层生物气占绝对优势;(3)GMGS3钻探区靠近白云凹陷东部泥底辟及断层发育区,通道运移效能较高,源自深部古近系烃源岩的热成因气能够通过疑似泥底辟、气烟囱模糊带及断层垂向运移至水合物稳定域,热成因气对其水合物成藏的贡献要大于前者。结论认为,含气流体运聚通道的差异可能是使得上述两个钻探区水合物气体来源及运聚富集程度等出现较大差异的重要原因。     

地质工程一体化理念在南海高温高压井的实践

中国南海西部高温高压区域油气资源丰富,该区块主要目的层埋深超过4000m,地层压力系数大于2.2,温度在200℃左右,勘探开发作业难度巨大,常规作业模式无法满足高温高压井作业要求。基于此,针对高温高压井地质及工程特征,从管理创新、技术优化和大数据等方面提出南海高温高压井地质工程一体化理念及技术体系。研究及实践表明:通过地质工程一体化管理与设计优化钻井流程和取资料方案,建立地质工程一体化大数据库实现多源信息共享,研究地质工程一体化预测、监测及有效控制技术,可有效解决南海高温高压井地质及工程问题。探索形成的"随钻声波、中途VSP和随钻前视组合技术""地震、钻井、随钻测井、录井、中途VSP、随钻前视组合技术六位一体预监测技术""地质工程智能监测、安全预警体系"等一体化特色作业体系在层位深度、异常高压、钻井情况等的精细预测、监测和控制方面取得了较好的应用效果。未来可通过进一步建设大数据平台和智能化勘探—开发—钻完井方案,深化地质工程一体化的应用,助力类似复杂油气资源的勘探与开发。     

论三角洲对南海海相油气田分布的控制作用

南海是全球重要的油气富集区之一，在新生界已发现约340个油气田，原油可采储量达17.6×10⁸t，天然气可采储量为5.0×10¹²m³，油气主要富集于渐新世以来三角洲—海相沉积体系中，三角洲对南海含油气盆地成烃、成储和成藏具有重要的控制作用。海陆过渡相烃源岩是南海含油气盆地的重要烃源岩，三角洲体系是煤系烃源岩发育的重要场所，河流—三角洲体系所携带的陆生高等植物有机质有利于陆源海相泥质烃源岩的发育。三角洲体系发育的碎屑岩储层厚度大、分布广、物性好，与海相泥岩构成良好的储盖组合。三角洲是南海油气富集的重要场所，三角洲对南海海相油气田的形成和分布具有重要的控制作用。     

海上气田压力衰竭储层长水平段安全钻井控制技术

南海西部海域东方某气田Y平台采取浅层大位移水平井模式开发莺歌海组二段浅部气藏，储层埋深在井深1300m左右，最大水平位移为3783 m，最高水垂比为2.73。该气田经过十几年的开采，储层存在一定程度压力衰竭。同时，Y平台水平段穿过断层，钻进期间漏失风险高。在前期的一些开发井作业中，储层段钻进时曾多次发生井漏等复杂情况。因此，针对以往开发难题和结合Y平台的地层特点，进一步改良屏蔽暂堵无固相钻井液体系，配套环空ECD实时监测与精细控制工艺，成功解决了该区域储层漏失难题。Y平台实施的5口井提效显著，φ215.9 mm水平井段平均机械钻速为77.27 m/h，创造了东方区域类似浅部气藏大位移水平井的作业纪录。储层保护效果好，测试产量超油藏配产25%。      

中国南方下寒武统牛蹄塘组页岩气高效勘探开发储层地质参数

近年来对中国南方下寒武统牛蹄塘组页岩气进行了大规模勘探开发，但效果并不理想，只有四川盆地井研-犍为及湖北宜昌地区钻井见商业气流。为了明确四川盆地周缘牛蹄塘组页岩气勘探开发失利原因并为后续高效勘探开发提供储层地质参数指标，在此次研究中，采用有机碳热解分析、等效镜质体反射率测定及聚焦离子束扫描电子显微镜（FIB-SEM）等实验方法并以四川盆地周缘渝东北地区下寒武统牛蹄塘组页岩储层为例进行分析。结果表明：渝东北地区牛蹄塘组页岩样品的TOC平均含量达3.1%；等效镜质体反射率分布范围在3.0%~4.0%，热演化程度已达到过成熟-变质期阶段。由于热演化程度过高导致研究区下寒武统牛蹄塘组页岩样品有机质孔隙不发育，发育以粒间孔隙和粒内孔隙为主要类型的微纳米孔隙。热演化程度控制了页岩中的干酪根及滞留液态烃的持续生气，同时又控制着页岩有机质孔隙的发育。四川盆地周缘渝东北地区牛蹄塘组页岩的有机质孔隙演化和生烃演化未达到最佳匹配，在页岩有机质孔隙大量发育时期，由于地层未及时抬升，导致储层热演化程度进一步加强，有机质孔隙数量急剧减少，页岩气在生成后失去有机质孔隙这一有效赋存空间而散失。针对中国南方下寒武统牛蹄塘组页岩气的高效勘探开发应寻找热演化程度适中（2.0% < R_o < 3.0%），地层古埋藏较浅的页岩发育区，即寻找发育有古隆起或古潜山的页岩分布区。     

Organic geochemistry characterisation of crude oils from Mishrif reservoir rocks in the southern Mesopotamian Basin,South Iraq: Implication for source input and paleoenvironmental conditions

Seven crude oils from Cretaceous Mishrif reservoir rocks in the southern Mesopotamian Basin, South Iraq were studied to describe oil characteristics, providing information on the source of organic matter input and the genetic link between oils and their potential source rock in the basin. This study is based on biomarker and non-biomarker analyses performed on oil samples. The analysed oils are aromatic intermediate oils as indicated by high aromatic hydrocarbon fractions with more that 50%. These oils are also characterized by high sulfur and trace metal (Ni, V) contents and relatively low API gravity values (19.0–27.2° API). The results of this study indicate that these oils were derived from a marine carbonate source rocks bearing Type II-S kerogen that were deposited under sulphate-reducing conditions. This is primary achieved from their biomarkers and bulk carbon isotope and inorganic element contents (i.e., S, Ni and V). The absence of 18a (H)-oleanane biomarker also suggests a source age older than Late Cretaceous. The biomarker characteristics of these oils are consistent with those of the Late Jurassic to Early Cretaceous source rocks in the basin. However, biomarker maturity data also indicate that the oils were generated from early maturity source rocks. This appears to result from the type of kerogen of the source rock, characterized by a high-S kerogen (Type II-S).