琼东南盆地深水区北礁凹陷勘探潜力评价

北礁凹陷位于琼东南盆地深水区,是一个北东向延伸南断北超的半地堑,面积约9600km2,古近系最大厚度6000m。钻井证实北礁凹陷崖城组发育具障壁海岸的泻湖—潮坪沉积环境,崖一段的海岸平原沼泽和崖三段的扇三角洲平原是煤系地层发育的有利相带,具有沉积厚度大和分布范围广的特点,有机碳含量高,生烃潜力大。松南低凸起处于北礁凹陷和松南-宝岛凹陷的缓坡方向,是崖城组烃源岩生成油气汇聚的主要方向,凸起大型构造圈闭发育,储盖组合优越,是有利的勘探区带,其中,XS圈闭是大中型有利勘探目标。     

珠江口盆地深水区白云凹陷始新统-下渐新统沉积特征

以珠江口盆地白云凹陷钻井和地震资料为基础,根据地震相、地震速度岩性指数、沉积古地形特征和区域地质背景等资料综合分析了白云凹陷古近系主要层序各体系域的沉积相发育特征.研究结果表明,白云凹陷古近系文昌层序与恩平层序是属于两个不同演化阶段的层序.文昌层序是断陷期沉积,低位体系域发育滨浅湖相沉积,湖扩体系域发育中深湖相沉积,高位体系域沉积期有北部、西南部和东南部3个物源体系,发育(扇)三角洲-滨浅湖-中深湖沉积体系.恩平层序属于断陷向坳陷转换期的沉积,低位体系域在构造高部位发育河道充填沉积,在凹陷内发育滨浅湖相沉积;湖扩体系域发育中深湖相沉积;高位体系域沉积期有北部和南部2个物源体系,发育(扇)三角洲-滨浅湖-中深湖沉积体系.     

珠江口盆地荔湾3-1深水气田成藏模拟实验

为了厘清深水区天然气成藏过程及其成藏控制因素,在对珠江口盆地白云凹陷荔湾3-1气田基本地质特征、天然气来源与成藏过程进行分析的基础上,开展了深水天然气成藏物理模拟实验,最终建立了白云凹陷的天然气成藏模式,明确了其成藏特征。实验研究的结果表明:1荔湾3-1断背斜型气田的形成与大断层的长期活动有着密切的关系,其天然气组成以烃类为主,非烃类含量很低,高成熟阶段的湿气垂向运移效应显著;2天然气伴生液态烃来自晚始新统—早渐新统恩平组和晚渐新统珠海组烃源岩,而天然气则以恩平组烃源岩来源为主,但早始新统文昌组烃源岩也有贡献;3白云凹陷天然气在早期由于断裂活动性较强,虽有运移,但以散失为主,晚期断裂活动逐渐减弱,天然气开始聚集成藏;4油气的垂向运移作用明显大于侧向运移作用,断裂沟通有效烃源岩与储集层的部位最有利于气藏的形成;5源—断—储时空晚期有效耦合是该区天然气成藏的关键;6圈闭距大断裂和烃源灶越近,越有利于天然气的晚期聚集,反之则天然气成藏效率明显降低。     

琼东南盆地长昌凹陷渐新统崖城组沉积特征研究

按照由整体到局部的思路,利用已钻井的有孔虫、钙质超微等古生物资料,结合岩性及古地貌,对琼东南盆地渐新统崖城组沉积环境进行综合研究。研究结果表明:琼东南盆地崖城组沉积时期,北部坳陷早期为陆相环境,中晚期古生物开始间歇性出现,丰度与分异度普遍不高,为泻湖—潮坪环境;而中央坳陷从崖城组早期古生物便呈间歇—较连续性出现,丰度与分异度较高,为局限滨海—浅海环境,据此推断位于中央坳陷的长昌凹陷崖城组时期为局限滨海—浅海环境。其中,扇三角洲、三角洲、海岸平原及滨海沼泽围绕凹陷周缘分布,斜坡部位发育大面积滨海沉积,凹陷中央为浅海。根据平面沉积充填特征、典型地震剖面,以及前人的研究成果,综合分析认为长昌凹陷崖城组属典型的地堑式沉积发育模式。     

基于岩石物理与地震正演的天然气饱和度分析

AVO正演模型与AVO交会分析在AVO技术中占有十分重要的位置。以岩石物理理论为基础,根据MXG地区测井资料和其他相关信息,通过流体替代分析了不同深度条件下天然气饱和度对岩石属性的影响;并利用地震正演模拟及AVO交会分析技术研究了不同条件下天然气饱和度对地震反射特征的影响。其结论和认识可为利用地震AVO分析储层天然气饱和度提供理论基础。     

南海北部深水区白云凹陷钻前地层压力地震预测方法

针对南海北部深水区钻井数量少、钻遇层位浅和高质量地层速度难以获取三大突出问题,从地层压力计算模型改进和地层速度提取两个关键环节入手,首先改进趋势地层压力计算模型,提出压缩因子概念,提高地层压力计算精度;然后利用速度谱资料获取低频速度,并通过有色反演提取地震相对速度,将低频速度与相对速度合成为高质量的地震绝对速度,最终形成一套适用于南海北部深水区白云凹陷的高精度地层压力钻前地震预测方法。应用新计算模型和地震绝对速度对白云凹陷进行地层压力钻前地震预测,经实测资料验证,新方法预测精度较高,预测结果表明白云凹陷珠海组和珠江组以静水压力为主,古近系发育超压,超压体系可为深层油气向上运移提供强劲动力。     

凸起及其倾没端——琼东南盆地深水区大中型油气田有利勘探方向

琼东南盆地深水区存在陵南低凸起、松南低凸起和北礁凸起,其上及其倾没端圈闭非常发育,这些(低)凸起被长昌凹陷、松南-宝岛凹陷、乐东-陵水凹陷、华光凹陷和北礁凹陷包围,呈典型的凹间凸构造格局。深水区烃源岩主要是下渐新统崖城组,其次是上渐新统陵水组和始新统,沉积相-岩性类型主要是潮坪和泻湖相暗色泥岩、煤层、碳质泥岩,中深湖相和浅海相泥岩,具"早期生油、晚期生气"特征。深水区北部的长昌凹陷、松南-宝岛凹陷和乐东-陵水凹陷南侧缓坡带古近系输导体发育好,其上覆新近系岩性以半深海相泥岩为主,断裂不发育且地层超压,凹陷内生成的油气主要沿古近系输导层侧向向松南低凸起、陵南低凸起聚集;深水区南部的华光凹陷和北礁凹陷结构均呈南断北超,凹陷内生成的油气也主要向松南低凸起、陵南低凸起运移。因此,松南低凸起、陵南低凸起及其倾没端为周缘凹陷所生成油气汇聚的主要方向,是深水区寻找大中型油气田最有利的成藏单元和勘探领域。     

琼东南盆地深水区下切水道油气成藏主控因素研究

琼东南盆地深水区发育一条规模巨大横贯东西的下切水道,总长约500km,最大宽度约13km。通过对地震、钻井和油气成藏条件的分析发现深水区下切水道具有良好的储、盖、圈闭、保存和油气运移条件,同时其成藏的主控因素在不同位置各不相同,水道西段油气成藏的主控因素是圈闭的发育程度及其闭合高度;水道中段油气成藏的主控因素是沟通水道砂岩与下部烃源岩的断裂体系;而在水道东段烃源岩的发育情况则是控制油气成藏的主要因素。整个下切水道呈现西高东低的构造格局,油气从东向西聚集,因此下切水道中、西段是有利的勘探地区。     

南海北部深水区白云凹陷油气成藏主控因素分析

下渐新统恩平组白云凹陷北坡发育大规模河流—三角洲体系,煤系地层广泛发育,该体系将陆源高等植物直接搬运至前三角洲形成陆源海相泥岩,目前发现的油气藏都与该沉积体系形成的海陆过渡相烃源岩有关。上渐新统珠海组陆架坡折带在白云凹陷南部隆起附近,白云凹陷珠海组沉积了一套浅海三角洲砂泥岩储盖组合,下中新统珠江组和中中新统韩江组陆架坡折带维持在白云北坡一带,此时,白云凹陷以深水重力流砂岩沉积为主。断裂和流体底辟组合形成了油气垂向输导系统,为恩平组烃源岩生成的油气输送到上部浅海三角洲储层和深水扇储层聚集成藏提供了有利条件。勘探实践表明,白云凹陷已发现气田都分布在2个陆架坡折带及其附近地区。     

“源热共控”琼东南盆地的天然气勘探潜力

古近系渐新统崖城组烃源岩是目前琼东南盆地被钻井证实的最主要的1套烃源岩,其有效烃源岩是油气勘探能否获得突破的关键因素。为此,从"源""热"共控的角度对该区各凹陷的生烃潜力进行了详细分析,结果表明:①崖城组存在海陆过渡相与浅海相泥岩2种类型烃源岩,两者的生烃母质均为腐殖型干酪根,少量为偏腐殖混合型,有机质丰度的高低均受到陆源输入物多少的控制,前者的有机质丰度普遍较高,而后者丰度则偏低;②海陆过渡相煤系烃源岩的主要形成环境为三角洲平原、海岸平原、障壁海岸的潮坪沼泽等;③受新生代岩石圈伸展拉张程度控制和新构造运动的影响,深水区地温梯度、大地热流值、烃源岩热演化程度普遍较高,高热背景不仅决定了深水区凹陷以生气为主,也使浅水区埋深较浅的烃源岩处于生油窗而生成石油,同时,高地温与高热流除了促进烃源岩的生烃作用外,还能加速烃源岩中残留烃的裂解,提高生烃效率和生烃能力。最后,根据"源""热"共同作用控制油气生成的原理,对琼东南盆地主要凹陷进行了油气勘探潜力综合评价与初步排队。结论认为可将11个凹陷分为3种类型,其中崖南、陵水、宝岛、乐东、华光为Ⅰ类凹陷,勘探潜力最大。