莺-琼气区天然气主气源及注入史分析

通过对莺歌海盆地和琼东南盆地天然气、凝析油的地球化学特征分析 ,认为莺歌海盆地底辟带天然气主气源为上第三系梅山组、三亚组海相泥岩 ,YC1 3-1气田天然气主气源为下第三系陵水组、崖城组滨海沼泽及浅海相源岩。有机包裹体、成岩作用和天然气分布等研究结果表明 ,莺歌海盆地底辟带天然气为多期幕式充注 ,最晚一期为富含 CO2 天然气的充注 ;YC1 3-1气田天然气总体上为连续充注。     

莺歌海盆地天然气乙烷碳同位素异常成因分析

莺歌海盆地L15-1气田天然气具有独特性,其天然气乙烷碳同位素值高于盆地内其他气田。在系统分析天然气组分及同位素组成特征的基础上,结合烃源岩特征及底辟活动特征,综合分析了乙烷碳同位素异常的天然气成因与成藏过程。研究表明：L15-1气田天然气来自梅山组成熟度较高的煤型气,富含CO₂,未遭受明显的生物降解。造成L15-1气田天然气乙烷碳同位素值偏高的根本原因是海侵背景下梅山组烃源岩的干酪根碳同位素值偏高,同时,烃源岩较高的成熟度起到一定的促进作用。L15-1气田天然气主要在烃源岩高成熟阶段生成,经底辟活动形成的断裂运移至浅层莺歌海组和乐东组充注成藏;而源岩早期生成的富烃气保存于中深层黄流组和梅山组。该研究有利于弄清该区天然气的分布规律,进一步指导该区天然气的勘探。     

ProBases二维盆地模拟评价系统在崖13—1气田区的应用

ProBases二维盆地模拟评价系统为多功能综合盆地模拟评价系统，其模拟过程藕合了断层生长作用、沉积作用、压实作用、流体流动、烃类生成和运移以及地壳均衡作用、岩石圈减薄和热流作用等。对比评价区实际井的实测资料（如温度、Ro、压力等），可以检验模拟结果。通过在崖13－1气田区实际应用，探讨了盆地构造和地壳结构演化特点以及温度场和压力场的分布特征，认为崖13－1气田天然气是双源的：莺歌海盆地上第三系烃源层生成的天然气为其主要来源，琼东南盆地崖南凹陷下第三系烃源层生成的天然气为次要来源。     

崖13-1气田成因浅析

ＴＥ１１２．１　　　　　　　　２００００４０９崖 １３－１气田成因浅析［刊］／崔护社,仝志刚… ／／石油勘探与开发．－２０００,２７（４）．－４５～４８ 崖１３－１气田是迄今中国海域发现的最大气田,有关其天然气来源问题目前仍有争论。结合地质和地球化学研究成果,运用ＰｒｏＢａｓｅｓ盆地数值模拟系统定量模拟气田西侧的莺歌海盆地和东侧的琼东南盆地的构造、地温及孔隙流体压力的演化过程。模拟结果表明：崖１３－１气田区东西两侧盆地（或凹陷）构造演化和温度场、压力场演化的特征都有明显差异;气田区附近的异常超压是莺歌海盆地异常超压流体系统的一部分,因欠压实、水热增压以及黏土矿物脱水的综合作用而产生;１号断层（气田区段）是热流和高压释放带,亦是流体和烃类运移的通道,莺歌海盆地异常高温高压可以驱使烃类及流体由深向浅、自西向东进行大规模的长距离运移。据此得出结论：崖１３－１气田的天然气既来自西侧的莺歌海盆地下第三系烃源岩（早期）与上第三系烃源岩（晚期）,也来自东侧的崖南凹陷下第三系陵水组、崖城组烃源岩（晚期）,是双向供气形成的混源气田。图７参２（崔护社摘）     

莺歌海盆地乐东气田天然气地化特征和成藏史

莺歌海盆地乐东气田储层流体存在明显的非均质性,天然气主要成分为甲烷、二氧化碳和氮气。热成因烃气来源于中新统梅山组-三亚组泥岩,氮气是烃源岩中的有机质在成熟-高成熟阶段的生成物,无机二氧化碳气可能来自深埋沉积地层中碳酸盐矿物热分解及其与粘土矿物反应生成的二氧化碳,或许有部分前第三系碳酸盐岩热解成因二氧化碳和少量幔源二氧化碳加入。依据化学组成和碳同位素资料初步确定乐东气田至少存在3期天然气的注入,依次是生物气、热成因富烃气和无机二氧化碳,天然气的成藏时间大约距今1.2～0.1 Ma。沟通烃源岩的底辟断裂为天然气向上运移提供了良好的通道,由于高压流体的幕式排放诱发底辟断裂周期性开启和封闭,从而造就了莺歌海盆地底辟带气田的多源混合-幕式成藏特点。     

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。     

莺歌海盆地上第三系莺—黄组中二氧化碳的来源

莺歌海盆地是一个新生代形成的富含天然气的沉积盆地，其上第三系及第四系下部沉积岩系中发育有大面积连片成带的泥拱背斜构造，上第三系莺－黄组是浅埋的最主要天然气储集层，所产气体普遍含有CO2，有一部分气井产高浓度的CO2，高浓度CO2天然气主要分布在中央泥失构造带。分析了莺－黄组所产天然气的地球化学特征，并考虑到南中国海地区在新生代分别经历了4期明显的火山作用，热作用和裂谷作用，莺歌海周边地区广泛发育有中酸性火山岩系，盆地中央上第三系和第四系下部发育有大面积的高温高压泥拱，盆地第三系海相沉积岩系中普遍含有碳酸盐矿物，莺－黄组中下部及梅山组中钙质含量＞10％，中央泥拱带具有高地温（＞4℃／100）的地质地球物理特征，认为莺歌海盆地的莺－黄组中CO2是中中新世和第四纪初期由盆地基底花岗岩系热脱气作用和2000－5000m及其以下第三系沉积岩系中的碳酸盐矿物热分解作用或低温水解作用联合贡献的，CO2的贡献量分别为15％－100％和0－85％。     

莺歌海盆地高温高压天然气地球化学特征及底辟翼部高效成藏模式

莺歌海盆地是新生代高温高压盆地,底辟与热流体活动强烈,深部的天然气在在底辟构造的浅层圈闭中聚集成藏。2010年前钻探8个底辟构造共11口井,没有发现商业气藏,故底辟构造带中、深层能否寻找到大中型优质天然气田一直是争论的焦点。为此,对该区天然气生烃动力学、储层分布及封盖条件进行了分析研究。结果认为:①该区存在浮力作用下游离相缓慢充注成藏、水溶相缓慢充注析出成藏和混相幕式聚集成藏3种天然气充注机理;②底辟核部高温高压带早期成藏经后期多次改造,形成以烃类为主的大型天然气藏的可能性小,底辟翼部则有早期成藏晚期保存完好的原生型天然气藏,非底辟区推测为水溶气析出成藏区;③存在底辟核部区及其周缘半封闭超压系统"混相改造型"成藏、底辟翼部"气相渗滤型"成藏、非底辟带封闭型超压系统"水溶相脱溶型"成藏等3种模式。结论认为,之前失利的主要原因是钻在了底辟构造的核心部位,并用地球化学特征进一步佐证了底辟构造翼部才是高温高压天然气成藏的良好场所。经过勘探实践,最终发现了东方13-1/13-2大气田。     

莺歌海盆地底辟带DF区天然气地球化学特征差异及其成因

以现代天然气地质学理论为指导,综合运用天然气地球化学分析技术、流体包裹体技术及油气成藏储层示踪技术,对莺歌海盆地中央底辟区中深层高温高压带天然气地球化学特征、成因类型、充注期次、碳同位素序列局部倒转的成因及纵横向天然气地球化学特征差异形成原因进行了研究。结果表明:高温超压带内天然气皆为热成因煤型气,其烷烃气碳同位素系列局部倒转是多期次不同成熟度天然气混合所致;高温超压带内存在4期流体充注,前2期为成熟—高成熟烷烃气,后2期为高—过成熟烷烃气和无机成因CO₂,且高—过成熟天然气充注期早于无机成因CO₂;底辟活动影响强度差异及天然气运移通道类型和发育方式不同,是形成不同地区高温高压带天然气地球化学特征差异的主要原因,底辟多期活动和超压带周期性愈合导致D1-1底辟核部区及其周缘D13-1区高温高压带内、外天然气地球化学特征差异。     

东方1—1气田天然气组成的不均一性与幕式充注

莺歌海盆地东方１１气田天然气的主要组成（烃气、ＣＯ２和Ｎ２）在侧向上和垂向上的变化很大。烃类气（生物气除外）主要来自成熟—高成熟的中新统烃源岩;无机成因ＣＯ２可能主要是气源岩进入高成熟晚期以后,其中的钙质成分热分解或与粘土矿物反应的产物;Ｎ２则为有机成因且较无机ＣＯ２生成早。天然气组成的不均一性和同位素变化表明,该气田储集层之间存在泥岩隔层,各断块之间互不连通,甚至同一断块的个别单元储集层在横向上亦局部存在非渗透带。据此,结合流体包裹体信息及烃源岩的生气演化史,认为该区地质历史时期中至少发生过４期天然气充注：第一期充注为生物气,第二期、第三期充注以ＣＨ４、Ｎ２热成因气为主,第四期充注以无机ＣＯ２为主并伴生高熟烃气。这一幕式充注过程与由于盆地深部超压释放引起的底辟活动密切相关。     

崖13-1气田混合气混合体积比例计算

自然界不同来源和不同成因天然气的混合是一种普遍现象。混合作用是一种物理过程 ,混合气体积为各组分在混合气中的含量 ,以其体积比例加权的和。因此 ,根据混合气和被混合气的碳同位素丰度可确定出各种被混合气的比例。根据这一原理对崖 1 3-1气田天然气的混合比例进行了计算 ,结果表明 ,崖 1 3-1气田北块区 ( YC1 3-1 -1、 2、 4井 )混合气有 50 %～ 75%可能是来自气田下伏崖城组、陵水组煤系源岩所生的煤成气 ,而南块区 ( YC1 3-1 -3、 6井 )混合气则有 75%是来源于崖南凹陷沉积中心的崖城组、陵水组浅海相源岩所生的海相油型气。     

ݺ-�������ѹ������Ȼ���˾۹�ϵ

莺－琼盆地位于海南岛以南,是一个年轻的高温超压新生代沉积盆地,它由彼此相邻的莺歌海、琼东南盆地组成。存在异常高温有水层、气层、泥拱常及一号断裂带东南部,寺温多数大于４．０℃／１００ｍ。该盆地异常高压的产生主要是由于晚期快速沉降、压实与排液不均衡、新生流体作用、水热增压作用、压力没破裂带或渗透性地层传递等因素所造成。通过分析盆地温压场特征,认为异常温压对生储盖层和天然气运聚有明显的影响;高地温梯度使     

莺歌海盆地泥底辟带天然气成藏条件及勘探方向

莺歌海盆地泥底辟带存在浅层和中深层2套含气组合.剖析了浅层天然气的成藏条件后,认为应在已知气田周缘勘探类似地质条件的浅层构造(?)闭,以期形成中小气田成群连片联合开发.分析研究中深层含气组合后,认为其天然气成藏条件更为优越,勘探前景更诱人,提出了可望获得新的突破的几个构造为近期勘探目标.     

莺歌海盆地盆地结构及天然气成藏模式研究

莺歌海盆地是在地幔隆起拉伸作用和沿红河断裂的走滑作用双重机制控制下,在红河断裂带向海延伸部分的基础上发展起来的,具有断陷坳陷双重结构.莺歌海盆地的演化经历了断陷形成期和坳陷形成期两个阶段,在不同的演化阶段热沉降和红河断裂活动所起的作用是不同的.莺歌海盆地天然气成藏可划分为中央底辟带成藏模式和莺东斜坡带成藏模式.底辟热流体的活动为盆地中央天然气成藏提供了聚集场所和动力条件,高压封存箱内的天然气以涌流方式多次向上释放并聚集成藏.而莺东斜坡带上的天然气藏是盆地深部生成的天然气在水溶对流机制的驱动下运移到斜坡带上并在储盖配置良好的部位聚集的结果.     

崖13-1气田混合气混合体积比例计算

自然界不同来源和不同成因天然气的混合是一种普遍现象,混合作用是一种物理过程,混合气体积为各组分在混合气中的含量,以其体积比例加权的和。因此,根据混合气和被混合气的碳同位素丰度可确定在各种被混合气的比例,根据这一原理对崖13－1气田天然气的混合比例进行了计算,结果表明,崖13－1气田北块区（YC13－1－1,2,4井）混合气有50％－75％可能是来自气田下伏崖城组,陵水组煤系源岩所生的煤成气,而南块区（YC13－1－3,6井）混合气则有75％是来源于崖南凹陷沉积中心的崖城组,陵水且浅海相源岩所生的海相油型气。     

莺歌海盆地高温超压气藏控藏要素与成藏模式

南中国海莺歌海盆地上中新统黄流组一段高温超压、高产岩性气藏天然气成藏主控因素有3点：①重力流沉积优质储层;②气藏处于盆地东、西部物源交汇区西侧,上覆优质浅海相泥岩盖层;③气藏位于底辟构造外围,其下部存在沟通深部中中新统梅山组、下中新统三亚组超高压、高成熟烃源岩的断裂/裂隙系统。莺歌海盆地高温超压气藏成藏模式有2种：①岩性型,气藏分布于底辟背斜翼部、外围甚至向斜底部,圈闭形成早,气藏不受底辟构造控制;②背斜型,气藏分布于底辟背斜上,构造定形、天然气聚集受控于晚期的底辟活动,气藏受底辟构造控制。其中,岩性气藏储层孔渗好,规模大。     

莺歌海盆地泥底辟带中深层天然气勘探中的CO_2风险分析

在以往研究工作的基础上 ,结合近期所获地质资料的分析和天然气运聚成藏规律的研究 ,对莺歌海盆地泥底辟带中深层 (T30 以下 )天然气勘探中的 CO2 风险进行了分析 ,认为中深层 CO2 风险相对较小 ,中深层 CO2 分布与浅层 CO2 分布类似 ;CO2 等非烃气的局部富集主要与泥底辟及热流体上侵活动密切相关 ;在中深层寻找高产富烃天然气 ,必须选择构造规模大、储集条件好、相对低压低势且距泥底辟活动中心区较远的构造布井 ,以避免可能出现的 CO2 风险     

����dz������DF1-1����

ＤＦ１－１气男位于莺歌海盆地海底辟构造带北部,是一个由泥底辟而形成的继承性背斜构造,即整装的浅层大气田。气田的储层物性好,产能高,虽在半深海背影在波浪和海流作用下而形成的滨外滩坝沉积。气田主体部位西区Ⅱ气组气层天然气低含ＣＯ２,高含Ｎ２和ＣＨ４气体,属干气藏,驱动类型以弹性弱边水驱动为主。气田在勘探评价过程中,使用了高分辨率地震等一系列新技术和新方法,即高分辨地震技术、相对波阻抗技术、低阻气层识别     

莺歌海盆地XF区黄流组砂岩储集性能差异的控制因素及其地质意义

XF区位于莺歌海盆地中北部底辟带上,近期在其中深层(上中新统黄流组)勘探中相继发现了XF13-1、XF13-2大型岩性+构造复合型气田。为弄清中深层天然气主力产层的物源方向,以指导气田下一步的勘探部署,根据碎屑组分特征、重矿物组合特征,结合沉积相分析,综合判断该区黄流组一段的主要物源方向为:XF13-1气田西部、XF 13-2气田、XF 29-1构造西部的海底扇水道砂源于西部昆嵩隆起物源区;而XF 13-1气田东部、XF 29-1构造东部以及XF 1-1气田的浅海滩坝砂主要源于东部海南岛隆起物源区。结论认为:物源体系影响了该区沉积体系的空间布局和储层品质,受此影响,相对高渗储层主要分布在源于西部昆嵩隆起物源区的海底扇水道砂岩体中,水道砂岩体储层规模大(单层厚度大多超过10m,最大单层厚度可达91.2m,分布广,延伸至XF1-1底辟构造西侧,并具有多期次发育的特征),储集性能良好,构成了XF13-1、XF13-2气田主力储层;水道砂岩体也是该区下一步天然气勘探的主攻方向和目标。