东海陆架盆地丽水凹陷古新统源-汇系统耦合及时-空演化

受构造幕式多期活动和盆内外多物源水系影响,断陷湖盆源-汇系统形成过程复杂,但不同构造阶段的源-汇系统耦合及时-空演化仍处于初步研究阶段。以东海陆架盆地丽水凹陷古新统为例,基于地震、测井、岩心、薄片及重矿物等资料,综合盆地物源体系分析、搬运体系识别与定量追踪、沉积体系刻画及半定量表征,重建了源-汇系统。研究结果表明：断陷早期,盆地多孤立、小型沉积中心,构造活动速率较低,物源供给较少,陡坡带发育较多小规模扇三角洲,缓坡带受先存水系影响,发育小规模辫状河三角洲;断陷强烈期,受灵峰主断裂强烈活动影响,物源供给充足,陡坡带扇三角洲规模增大但数量减少,缓坡带辫状河三角洲规模增大并相互合并;断陷晚期,陡坡带源-汇系统逐渐消亡,缓坡带受全球海平面快速下降影响,河流下切作用增强,在坡折带下发育大规模盆底扇沉积体系。受构造-沉积格局、母岩类型及边界条件联合控制,丽水凹陷不同构造阶段共发育5种源-汇系统,分别为：(1)缓坡带北部变质岩为主-SE向U型古沟谷-远源辫状河三角洲;(2)缓坡带中-南部火山岩为主-NE向断槽/SE向V/U型古沟谷-远源辫状河三角洲/盆底扇;(3)灵峰凸起北段侵入岩为主-SW向古沟谷...     

构造演化对莺歌海盆地天然气成藏差异性的控制作用

尽管两个重要的天然气勘探区"东方区"和"乐东区"均位于莺歌海盆地莺歌海凹陷中央底辟带,但二者天然气的成藏机制却存在一定差异。为此,分析了构造演化对烃源岩发育和底辟活动的控制作用以及对两区天然气成藏差异性的影响:①中新世以来的构造演化导致沉降、沉积中心由东方区向乐东区迁移,这是控制该区中新统烃源岩发育和底辟活动的主要因素,对天然气的生成、成藏和分布产生重要影响;②东方区烃源岩生气时间较早、持续时间较长,而乐东区烃源岩的生气时间则相对较晚、生气更集中,更有利于天然气聚集成藏;③晚中新世以来的底辟活动对天然气的运移、成藏和分布起决定性作用;④东方区底辟构造较少、活动能量较弱,而乐东区底辟构造更发育且活动更为复杂;⑤二者天然气的成藏机制也有共同之处,即均处于高温高压带,天然气成藏均受控于底辟活动。结论指出,该盆地底辟波及区能量相对较低,中深层天然气的成藏时间较早,保存条件较好,CO_2风险较低,是有利的优质天然气分布区域。     

利用时频分析识别有效储层

由于岩性、物性和孔隙流体性质的差异,其固有的弹性特征导致了地震频率发生变化。时频分析技术可以同时在时域和频域内观察地震信号的变化,揭示信号的局部时频特征,分析由岩性、物性和孔隙流体性质所导致的的时频特征差异。在文昌H凹陷,在利用阻抗反演预测储层的基础上,探讨了结合时频分析技术定性解释目的层瞬时频率变化特征预测物性较好储层的方法。     

模糊综合评判方法在碳酸盐岩油气勘探中的应用

详细地阐述了模糊综合评判方法的数学原理及其在油气勘探开发中的应用。根据某油田的生产层参数资料，运用MICROSOFT EXCEL软件，在对各参数进行统计研究并了解它们分布规律的基础上，合理地构造出一系列隶属函数，通过编制相应的计算机程序，完成综合评判。评判结果与勘探实际吻合较好。该方法有效地适用于碳酸盐岩油气藏的勘探开发。     

低渗储集层成岩孔隙演化与“甜点”分布——以南海北部珠江口盆地文昌A凹陷渐新统珠海组为例

综合运用岩心观察和薄片分析,研究南海北部珠江口盆地文昌A凹陷渐新统珠海组低渗储集层特征及"甜点"分布。研究认为,珠海组发育潮坪—扇三角洲相细、中、粗砂岩储集层,储集层以低渗为主,局部中渗;存在2种孔隙演化模式,"先油充注、后演化致密"模式主要分布在南断裂带—六号断裂带珠三段,"先演化致密、后天然气充注"模式在研究区广泛分布。压实作用和局部强钙质胶结是造成珠海组储集层低渗的主要原因,厚层、粗粒沉积体是"甜点"形成的前提,弱压实胶结、溶蚀、早期烃类充注及自生绿泥石包壳保护是"甜点"形成的主控因素。预测南断裂带—六号断裂带中等压实区发育Ⅰ类"甜点"、近强压实区发育Ⅱ类"甜点"、近强—强压实且早期油充注区发育Ⅲ类"甜点",六号断裂带强压实、自生绿泥石包壳保护区发育Ⅳ类"甜点"。图10表4参27     

琼东南盆地海相烃源岩的发现与勘探意义

琼东南盆地深水区L25、L17和L18气田凝析油饱和烃萜烷W、T树脂化合物含量低,C_(27)、C_(28)和C_(29)规则甾烷呈"V"形;姥植比Pr/Ph中等,2.2～3.4;凝析油全油碳同位素偏重,-24.86‰～-24.37‰。这些地球化学特征与Y8-2-1井下渐新统崖城组浅海相泥岩相似,而与来自崖城组海陆过渡相煤系烃源岩的Y13-1-1井凝析油存在显著差异。     

琼东南盆地乐东——陵水凹陷黄流组峡谷水道储层成岩作用与孔隙演化

峡谷水道是琼东南盆地增储上产的重要目标,目前乐东—陵水凹陷峡谷水道探明天然气储量占全盆探明储量的70%。为揭示峡谷水道储层形成机理,利用岩石薄片、物性、扫描电镜、黏土X-射线衍射、包裹体等分析资料,研究了乐东—陵水凹陷黄流组峡谷水道储层成岩作用与孔隙演化特征,明确不同区带成岩演化差异,确定峡谷水道成岩共生序列,建立峡谷水道孔隙演化模式。结果表明:峡谷水道储层经历了压实、胶结、溶解等多种成岩作用,现主体处于中成岩A期,成岩共生序列为早期黏土矿物析出→长石微溶蚀→石英次生加大并且长石强烈溶蚀→铁方解石、白云石胶结→石英及其次生加大边溶蚀→碳酸盐胶结物微溶,在崖城A/B区表现为"压实明显减孔,硅质—碳酸盐胶结减孔,长石、铁方解石溶蚀增孔"的演化特点,在陵水Z/X区呈"压实减孔,铁方解石胶结减孔,长英质溶蚀少量增孔"的特征。     

南海北部琼东南盆地深水区烃源条件及天然气成藏机制

近年来,南海北部琼东南盆地深水西区天然气勘探取得了重大突破,证实深水区具备良好的烃源和油气成藏条件。但由于地质条件的复杂性,琼东南盆地深水区烃源岩规模及生烃潜力、油气成藏机制及分布规律、下一步勘探突破领域依然不是很清楚。针对上述关键问题,本研究综合运用地球化学与地质分析方法,开展琼东南盆地深水区烃源条件与油气成藏机制研究,进而指出琼东南盆地深水区下一步有利的油气勘探突破领域。研究认为：琼东南盆地中央坳陷深水区发育始新统湖相、渐新统崖城组海陆过渡相及半封闭浅海相2套3种类型的烃源岩,其规模大、热演化程度高,生烃潜力巨大,为琼东南盆地深水区天然气勘探提供了坚实的物质基础。琼东南盆地深水区油气成藏条件优越,但深水西区与深水东区油气成藏机制存在一定差异。深水西区乐东_陵水凹陷中央峡谷周缘上中新统轴向水道、海底扇岩性圈闭带和陵水凹陷南部斜坡古近系/潜山圈闭带以及深水东区的宝岛凹陷宝南断阶带、长昌凹陷西部环A洼圈闭带为下一步油气勘探的重要突破领域。上述成果对于解决琼东南盆地深水区天然气勘探瓶颈问题、指明下一步勘探突破方向具有重要的科学和勘探实践意义。     

莺歌海盆地高温超压大型优质气田天然气成因与成藏模式——以东方13-2优质整装大气田为例

针对莺歌海盆地东方13-2大型优质高温超压气田天然气成藏特征存在认识不清等问题,开展了天然气成因、来源及成藏过程与成藏模式的系统分析。研究认为,东方13-2气田天然气以烃类气为主,CO2含量低;甲烷、乙烷及CO2碳同位素特征表明天然气为高成熟煤型气,CO2为有机和无机混合成因;天然气轻烃C6、C7系列中环烷烃含量最高,且环己烷占优,生源母质以陆源高等植物为主。东方13-2优质大气田分布于DF底辟外围区,具有"上中新统黄流组一段大型海底扇储层、优质浅海相泥岩封盖和断裂(裂隙)输导"三元时空耦合控藏特征。DF底辟外围区主要聚集了早期充注的烃类气,CO2含量低,且烷烃气碳同位素组成表明天然气呈"高效运聚"成藏特点,是今后莺歌海盆地天然气勘探主要方向。     

成像测井技术在重力流沉积研究中的应用

深水浊积砂体规模较小、分布不稳定、非均质性强,在研究过程中,特别需要运用具有高分辨率、高覆盖率、高直观性特点的成像测井资料。成像资料的应用主要体现在3个方面:利用岩心或井壁心刻度后的成像图像,可以准确识别浊积岩的岩石组合和沉积序列,重建精度更高的岩性剖面;通过成像图像识别微观沉积构造特征,指出判别深水重力流沉积的直接依据是发育各种滑塌变形构造和鲍玛序列,而非冲刷现象、正粒序和交错层理等沉积构造;发挥成像测井具有定向性的优势,采用形变泥岩以及高角度下倾泥岩间接确定古水流向,巧妙地解决了浊积岩中不发育交错层理而无法准确判定古水流向的难题。