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。     

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。     

琼东南盆地深水区烃源岩地球化学特征和生烃潜力评价

琼东南盆地深水区勘探程度低,对该区海陆过渡相与海相烃源岩生烃潜力评价研究,关系到该区下一步油气勘探方向。通过有机碳含量(TOC)测定、岩石热解分析、显微组分镜鉴、镜质体反射率(Ro)测试等实验分析,系统剖析了琼东南盆地深水区不同类型烃源岩的地球化学特征、生烃潜力。结果表明:琼东南盆地深水区烃源岩有机质丰度以崖城组最高,TOC均值1.37 %;陵水组和三亚组次之,TOC均值分别为0.91 % 和0.99 %;梅山组相对较低,TOC均值0.78 %。有机质热演化程度渐新统主要为成熟阶段,中新统主要为低成熟—成熟阶段。有机质类型渐新统以Ⅲ型为主、部分Ⅱ₂型,中新统以Ⅱ₂型和Ⅲ型为主。综合评价表明,崖城组为中等—好烃源岩,生烃潜力较强;陵水组和三亚组为中等烃源岩,生烃潜力相对较好。     

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。     

文昌13-1油田部分混采油井产能分配计算

按照同层原油指纹最大相似性和异层原油指纹最大差异性原则，运用高精度再现全油色谱指纹分析技术和随机差异色谱指纹筛选法以及最小二乘法拟合软件，确定了文昌13—1油田4口混采油井产能分配方案。采用现场测试与实验室计算“背靠背”方法分别对4口井进行产能分配，然后通过对比各自的分配结果来评价两种方法的可行性和可信度。结果表明两层混采油井各单层出油量绝对误差约5％，三层混采油井各单层出油量绝对误差介于5％～10％之间。     

实时碳同位素录井技术在琼东南盆地松涛凸起天然气成因及成藏分析中的应用北大核心CSCD

琼东南盆地松涛凸起A3构造天然气成因及来源存在多解性,加之周边区域钻井稀少,给成藏研究带来了挑战。与传统的井场取样+实验室同位素分析方式相比,实时同位素录井技术具有分析周期短、数据点多且连续的特点,可以追踪天然气运移痕迹、重现天然气成藏过程。利用实时碳同位素录井技术对松涛凸起A3构造A3-1和A3-1Sa井进行了气源对比和天然气成因及来源分析,结果表明:两口井目的层三亚组及A3-1井陵水组气测异常段天然气甲烷碳同位素主要为-50‰^-35‰,为成熟—高成熟热成因气;北侧的松东凹陷烃源岩成熟度低且没有成熟—高成熟天然气运移迹象,南侧的松南凹陷烃源岩成熟度高且成熟—高成熟天然气运移迹象明显,表明A3构造天然气来源于松南凹陷。这一研究结果不仅证实了松南凹陷的生烃能力,而且提升了松南凹陷的勘探价值。     

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。     

莺歌海盆地乐东10区CO2包裹体特征及其流体充注史

莺歌海盆地新生界富含天然气,近年来在盆地中深层勘探取得了突破;而乐东10区气田的发现,引起了对非底辟构造的中深层岩性气藏天然气运移成藏问题的关注。乐东10区块中新统黄流组天然气藏富含CO₂,为了查明CO₂在天然气藏中的运移特征和期次,以包裹体岩相学为前提,结合激光拉曼光谱分析对其进行了研究。该区包裹体主要包括盐水包裹体、二氧化碳包裹体、气相甲烷包裹体、混合气包裹体、含混合气的盐水溶液包裹体五种类型。使用激光拉曼分析和显微测温技术,定量分析了CO₂包裹体的均一温度和密度等参数;结合CO₂流体包裹体捕获条件、沉积特征、埋藏史以及CO₂同位素值,认为该区CO₂为两期幕式充注:第一期为1.4~0.9 Ma充注的高密度无机成因CO₂;第二期为0.7~0.4 Ma充注的中密度无机成因CO₂。      

琼东南盆地滨岸天然气成藏有利条件及勘探方向

从特殊地质条件及其对天然气成藏的影响入手,提出琼东南盆地早渐新世断陷阶段开始海侵的地质条件有别于南海北部陆缘其他新生代含油气盆地,且控制了天然气运聚成藏条件.结合崖城13-1古近系气田、宝岛19-2新近系含气构造等成藏要素分析,提出了陵水组三段、三亚组一段古海盆滨岸带是天然气运聚成藏有利区带之一,总结出滨岸天然气成藏模...