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。     

莺歌海盆地天然气成藏动力学机制及勘探前景展望

系统地分析了莺歌海盆地天然气成藏动力学机制及主控因素 ,阐释了盆地内异常超压的发育背景及成因 ,指出异常压力是天然气运移的主驱动力 ,而流体压裂则产生了天然气垂向运移输导网络。强调底辟活动是莺歌海盆地天然气成藏与演化的主控因素———底辟活动控制圈闭的形成并为浅部圈闭成藏提供深部烃源 ;底辟的幕式活动控制天然气藏的多次成藏和演化。通过对影响莺歌海盆地天然气勘探各主要因素的分析 ,认为具有构造背景或特殊遮挡条件、成因类型多样的非构造圈闭隐蔽油气藏是莺歌海盆地今后重要的勘探方向。     

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。     

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.     

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圈内，以期形成中小气田成群连片联合开发。分析研究中探层含气组合后，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。     

莺歌海盆地东方1-1气田成藏条件及其启示

由于莺歌海盆地众多底辟构造具有相似的成因联系,为研究其底辟构造特殊的天然气成藏条件,通过储层成岩作用、地层水化学分析等,对东方1-1气田进行了剖析,揭示出该气田的成藏地质条件与底辟运动及深部热流体活动息息相关,即：底辟运动为产生背斜构造创造了条件,深部热流体促进了有机质热演化,与底辟运动相伴生的断层与垂向裂隙为深部气源向浅部运移提供了快速通道,多期且具继承性的底辟活动使得天然气成藏期晚,近断层处热流体活动较强烈,临滨亚相粉细砂岩是良好储层,同时具有明显的含气地震信息异常。该盆地内其他底辟构造与东方1 -1气田具有类似的成藏地质条件,在东方1-1气田成功开发的启示下,促进了一批与底辟运动有关的天然气田的发现。     

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。     

莺歌海盆地汇聚型超压流体流动及天然气晚期快速成藏

对莺歌海盆地地层压力结构、底辟分布与发育机理及超压流体流动效应的综合研究揭示并证明了一种新的超压流体流动样式,即晚期汇聚型超压流体流动。该模式与超压流体从浅埋藏(<1000～1500m)开始、在盆地范围内普遍排放的Cartwright模式明显不同,莺歌海盆地超压流体早期被封闭,晚期通过底辟集中排放,超压流体的汇聚导致天然气的晚期幕式快速成藏。对东方1-1气田的圈闭构造分析表明,该气田形成于第四纪,其最低平均充注速率达140m³/d。成藏流体的层间组分非均质性、流体流动的瞬态热效应及强烈的运移分异性反映了流体流动的不连续性、流体运移过程中温度、压力条件的快速变化及多期流体的相互作用,可成为幕式流体活动和油气幕式快速成藏的有效识别标志。     

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。     

乐东气田非烃类气层的测井识别

莺歌海盆地的乐东气田储层埋深较浅,主要目的层是第四系乐东组,埋深在950～1 300 ｍ。该气藏的气体组分除了以甲烷为主的烃类气外,还存在大量的二氧化碳等非烃类气体。如何区分烃类气体和二氧化碳气体并对它们的含量作出评估,这对天然气的测井评价工作提出了新的挑战。为此,从测井资料入手,首先识别烃类气和非烃类气储层,再根据研究区内烃类气储层与非烃类气储层在测井响应特征上的差异,利用交会图技术将这些差异体现出来,可以定性判断烃类气层与二氧化碳气层;同时,运用地层组分分析模型和最优化理论,使用多条件约束来计算烃类气体和非烃类气体的相对含量,从而达到定量识别气层类型的目的,以指导油气田的勘探开发作业。实际应用结果表明,参加检验的天然气储层中,79%的层计算烃类气相对含量与实测结果绝对误差在20%以内,证明所确定的非烃类气层常规测井定量解释方法在该区应用效果良好。     

莺歌海盆地高温高压气田完井技术

南海莺歌海盆地F气田为高温高压气田,其高温、高压、高含CO₂的特点造成井筒的完整性难以保障。为此,根据储层特点,选择了合理的完井方式;依据安全性与经济性兼顾的原则,选择了改良13Cr材质的油套管;根据气田的特点及开发要求,设计了不同井型的生产管柱及射孔管柱,选择了合适的井口采油树及井下工具,并研制了新型环空保护液,最终形成了适用于海上高温高压高含酸性气体气田开发的完井技术。F气田10余口井应用了该技术,生产过程中未出现环空带压现象。实践表明,该完井技术能有效降低井筒带压风险,为规模开发莺歌海盆地高温高压气田提供技术支持。      

乐东气田断层分布特征及其对产能的影响

乐东气田乐东15 1构造是莺歌海盆地诸多泥底辟构造之一,该构造的第四系乐东组、新近系莺歌海组被泥底辟拱起后形成典型的穹隆背斜构造。在底辟上拱张应力的作用下,上覆地层中形成一系列放射状断裂,这些断裂对乐东15 1气田天然气的运移及封堵起到了关键控制作用,同时也严重影响着气田的开发效果。针对乐东气田地质、地震特征,利用小波变换相干分析技术进行断层识别及解释,实现了对可视断层空间展布的刻画及微断层断裂关系的描述;利用单频相位体对地层不连续敏感性所造成的规律性相位扭动和错断,来确定断层的延展长度;最后利用蚂蚁追踪技术的高分辨率特性,多体融合完成了对乐东15 1构造断层的精细、定量刻画。断层解释成果对该气田生产动态分析、储量计算、开发井位部署等起到了极为重要的指导作用,并以此建立起了一套适合底辟断层带有效识别及分析的地球物理技术系列。结论指出,采用高密度三维地震提高资料横向分辨率的方法应是未来油气勘探发展的方向。     

松辽盆地三肇凹陷葡萄花油层成藏条件及模式的差异性

典型油藏解剖和油藏与成藏条件空间分布配置关系研究表明,三肇凹陷油源区内外葡萄花油层油成藏与分布主要存在4个差异。①油来源不同:油源区内葡萄花油层油直接来自下伏青山口组一段源岩;而油源区外油直接来自下伏扶杨油层。②油运移条件不同:油源区内葡萄花油层油运移动力有浮力和超压,运移距离短,途中损耗量小;而油源区外油运移动力仅有浮力,运移距离长,途中损耗量大。③油运聚成藏过程和模式不同:油源区内葡萄花油层油成藏模式为青一段源岩生成的油在超压和浮力的作用下,通过油源断裂向上覆葡萄花油层中运移,在油源断裂附近的断块或断层-岩性圈闭中聚集成藏;而油源区外油成藏过程及模式为下伏扶杨油层中已聚集的油在浮力的作用下,通过油源断裂向上部葡萄花油层调整运移,在油源断裂附近的断块或断层-岩性圈闭中聚集成藏。④油成藏分布的控制因素不同:油源区内葡萄花油层油成藏过程及分布主要受油源断裂分布控制;而油源区外油成藏分布主要受扶杨油层油区和油源断裂分布的共同控制。正是上述4个差异,造成油源区葡萄花油层油明显较油源区外富集。     

莺歌海盆地乐东区乐东S-1气田莺歌海组一段储集体沉积特征

莺歌海盆地乐东区莺歌海组一段是重要的天然气勘探目的层,其储集体特征及成因分析对于盆地浅层勘探具有重要意义。通过对乐东S-1气田主力产层莺歌海组一段储集体沉积背景、岩心资料、测井及地震资料的综合研究,认为莺歌海组一段储集体为"强制海退形成沉积坡折背景下的滨岸-浅海沉积体系"。储层骨架砂岩主要发育在沉积坡折之上,为滨岸相临滨滩坝复合砂岩,沉积坡折以下多以浅海相泥岩、泥质粉砂岩为主,储层不发育。储集体具有"纵向多期旋回叠置、平面NW-SE向条带展布"的特征。     

莺歌海盆地乐东地区中深层储层发育特征及成因机理

为研究莺歌海盆地乐东地区中深层储层发育特征及成因机理,开展了岩石铸体薄片分析、扫描电镜观察、常规物性测试、压汞实验,并结合测井和测试资料、区域埋藏史、油气充注期次、超压成因资料,对其储层低渗成因及“甜点”储层发育机理进行了系统研究。结果表明：①乐东地区中深层储层砂岩以长石岩屑砂岩为主,砂岩成熟度较低。次生溶蚀孔隙发育,孔隙结构以大—中孔细喉型为主,储层物性以低孔低渗、特低孔特低渗型为主。②中深层储层经历了强压实作用,岩石中塑性矿物含量较高,抗压实能力弱,胶结物含量高,晚期形成的超压对储层保护作用有限,共同导致了储层渗透性较低。③“甜点”储层发育主要得益于溶蚀作用产生大量次生溶孔,且溶蚀流体主要为烃类充注携带的有机酸,构造作用以及温压环境对于储层物性的改善也均起到一定的建设性作用。该研究成果为莺歌海盆地中深层寻找次生孔隙发育带具有借鉴意义。     

莺歌海盆地乐东区强制海退体系域及其特征

莺歌海盆地乐东区中—浅层广泛发育强制海退体系域,通过地震、测井、岩心等资料的综合分析,认为研究区强制海退体系域发育于浅水沉积环境,剖面上表现为沉积楔沿陆坡下倾方向向盆地进积,平面上则表现为滨线近于平行的方式依次向盆地中心迁移。优质储层类型主要包括滨岸砂坝、水道砂和浊积砂。乐东凹陷内强制海退体系域具备形成大型油气藏的良好储层条件,对于该地区的滚动勘探、开发有一定的战略意义。     

乐东气田表层井段的套管钻井技术

莺歌海盆地乐东22-1气田表层为未固结的灰色黏土层,经常出现表层井段钻完后,又被未固结的黏土层垮塌下来埋掉的现象,现场往往需要多次通井才能将套管下至设计位置,严重影响作业效率。为了解决这一难题,乐东22-1气田开发井采用威德福公司的套管钻井技术,进行了应用实践。为此,对套管钻井工艺与常规钻井工艺进行了比较,总结了该气田采用套管钻井的工艺技术措施及钻进注意事项。同时还介绍了LD22-1-A2井Φ339.7 mm表层套管钻井使用的工具、主要设备、固井技术、工艺流程及使用套管钻井的应用效果,所形成的海洋表层套管钻井技术解决了海底地层疏松而导致表层套管不易下到位的问题,提高了井口的稳定性。乐东22 1气田表层采用套管钻井技术提高了现场作业安全,缩短了钻井周期,降低了钻井成本,对同类油气田具有一定的借鉴作用。     

乐东22-1气田“少井高效”勘探关键技术

海上油气勘探开发由于海上作业条件的特殊性,具有“高投入、高风险、高经济门槛”的特点,所以“少井高效”是海上经济有效评价油气田的主要策略,既要少钻井,又要达到满足探明储量计算的地质认识程度。为此,基于高分辨率地震资料制定了乐东22-1气田整体勘探部署计划,并根据钻探情况进行适时优化调整;同时采用叠前深度偏移剖面、f-K滤波、阵列感应及核磁共振测井等技术和方法,有效地解决了地震资料“模糊区”的地质认识和构造成图、含气面积落实以及薄层和低阻气层的识别与解释等制约评价和储量研究的关键问题。乐东22-1整个气田钻探井仅6口,落实气田探明含气面积约160 km²,从发现到钻探评价结束用了不到1年的时间,再到储量评价工作完成,累计仅用了15个月,是海上油气田“少井高效”评价的典型代表之一,可为海上类似油气田的勘探部署和技术合理应用提供借鉴。     

莺歌海盆地中深层天然气运聚成藏特征及勘探前景

莺歌海盆地泥底辟带异常高温高压的中深层目的层是该盆地新的油气勘探领域。根据新钻探的两口深探井(X井、Q井)地质地球物理综合解释及测井、录井资料，探讨该盆地中深层目的层天然气的运聚成藏条件，分析了中深层目的层在高温高压环境下的封盖体系，指出该区存在质量相对较好具高突破压力的泥岩封盖层；结合烃源岩有机地球化学分析的结果，认为莺歌海盆地中深层具有良好的烃源条件。盆地中深层具有广阔的油气勘探前景，预测了盆地中深层的有利勘探区带。图4表3参9