南海天然气研究列入国家项目

“中国南海北部天然气成藏条件及大中型气田勘探方向研究”的科研课题,最近被国家列入“九五”期间重点科技攻关项目的二级科研课题。这个课题主要研究南海莺歌海盆地、琼东南盆地、珠江口盆地、北部湾盆地的天然气成藏条件,勘探天然气的主攻方向和主要区域,以及研究区域地球物理及地球化学的各个领域。据悉,该二级课题下设5个三级课题和26个四级专     

东海陆坡天然气水合物成矿远景

从地质学方面探讨了东海陆坡天然气水合物的成矿条件 ,认为该区具有良好的成矿环境 ;通过穿越东海陆坡区的数十条多道地震及高分辨率地震剖面资料的判读 ,确定出天然气水合物的分布区 ,并估算了天然气的储量 ,预测了在该区域寻找天然气水合物矿藏的远景。     

基于有限体积法的天然气水合物温度场分布影响因素研究

天然气水合物是 21 世纪最具潜力的清洁能源,对其进行注热开采被认为是最行之有效的开采方 法。 以某冻土区天然气水合物拟开采矿区为例,在水合物分解动力学模型的基础上,建立了基于有限体 积法的天然气水合物分解热力学模型,并对天然气水合物温度场分布的影响因素进行了分析。 结果表 明：在其他条件不变的情况下,随着注水速度的增加,天然气水合物的高温区域逐渐增大,且分解速度加 快;随着孔隙度的逐渐增大,天然气水合物高温区域的变化趋势基本相同;随着注水温度的增加,天然气 水合物高温区域的变化趋势也基本相同,但作用在天然气水合物表面的温度随着注水温度的增加而增 加。 对该矿区进行注热开采时,当注水速度为 6 m/s、注水温度为 80 ℃ 时,天然气水合物的分解速度最 快,具有较好的经济效益,该结论可为注热开采实践提供理论依据。     

东营凹陷天然气成藏及分布主控因素分析

东营凹陷天然气主要分布于中浅层小于2 000 m的地层,其成藏及分布主要受气源条件、断层、温压条件和区域盖层等因素控制.气源条件是天然气成藏的基础;断裂活动控制了圈闭形成,还为油气流体运移提供通道;温度和压力条件控制了油气运移和分异作用,埋深小于2 000 m有利于天然气分异而形成气藏;区域盖层的时空展布特点决定了天然气的分布.     

南海北部琼东南盆地天然气水合物成藏数值模拟

为查明南海北部琼东南盆地生物成因和热成因天然气的资源潜力及其对天然气水合物成藏的贡献,根据琼东南海域天然气水合物调查区典型二维地震剖面,构建了该区的地质模型,并结合区域内岩性、地热和地球化学等参数对其进行了天然气水合物成藏的数值模拟。结果表明：琼东南盆地具备天然气水合物成藏的稳定域范围,稳定域厚度介于220～340m之间;生物气和热解气的资源潜力巨大,满足天然气水合物形成的气源条件;运移条件优越,有利于天然气水合物的聚集成藏。最后根据气体来源及其运移特征讨论了该区域天然气水合物成藏的地质模式。     

鄂尔多斯盆地陇东地区上古生界天然气富集规律

基于鄂尔多斯盆地陇东地区上古生界气源条件、储层特征、盖层特征等的分析,对研究区上古生界天然气富集主控因素进行了研究。研究表明,鄂尔多斯盆地陇东地区上古生界天然气气藏的形成与分布主要受气源、盖层和储层条件三元耦合关系控制。气源条件、山西组1段直接盖层条件共同控制区域上气藏的形成与分布。区域上生烃强度高,山西组1段泥岩盖层厚度大于35 m的区域为山西组1段气藏有利成藏区,山西组1段泥岩盖层厚度小于35 m的区域则主要为石盒子组8段气藏有利成藏区。储层条件控制天然气的局部富集,其中气源条件、山西组1段盖层条件相似时储层“甜点”控气,即储层质量越好天然气越富集;气源条件、山西组1段盖层条件均有利时,相对较差储层亦可成藏。值得注意的是,气源、盖层和储层条件三元耦合关系控制的天然气最佳成藏富集区并非三者均为最优的地区,而是三者最佳配置、相互补偿形成的有利区。     

构建东北亚天然气国际合作体系

东北亚地区的主要天然气消费国家（包括中国、韩国和日本）都面临共同的天然气供应安全问题、天然气溢价问题和低碳发展压力问题,建立东北亚天然气合作体系已成为区域内各国的共同愿望,并且具备合作条件。为了呼吁加快东北亚天然气国际合作体系构建,促进东北亚天然气利益共同体的形成,在分析东北亚地区天然气市场供需的基础上,重点分析了开展区域国际合作的基本理由及基础条件;借鉴前人研究成果,构建了国际合作战略框架体系,即构建天然气资源、管网、技术、定价、金融等合作机制,形成长期稳定的供应通道,以最大限度地降低东北亚天然气溢价水平,扩大东北亚地区国际天然气市场话语权和影响力。结论认为,应尽快建立区域天然气国际合作组织。     

盐城凹陷朱家墩泰州组气藏形成机理研究

分析了朱家墩泰州组天然气的成藏条件和成藏特征、成藏类型和成藏模式。通过分析认为 :泰州组气藏是古生界生成的天然气沿断层运移至泰州组聚集成藏的 ;泰州组气藏具有充足的气源和良好的盖层条件 ,但储集条件相对较差 ;泰州组气藏具有成藏晚、区域上存在良好的盖层和受控于断层等特点 ;泰州组气藏具有深盆气藏的显著特征 ,初步认为该气藏为深盆气藏。     

准噶尔盆地西北缘天然气特征及成藏规律

通过对准噶尔盆地西北缘天然气地球化学特征和气藏地质特征的分析,认为该区天然气可以分为3种类型:油型气、煤型气和混合气.不同类型的天然气,其组分、碳同位素和轻烃特征各异,并且分布区域和层系也表现出差异性.含油气系统控制了天然气藏的地理分布;圈闭条件控制了气藏的类型及规模;盖层条件控制着天然气藏的层系分布;疏导体系控制着天然气的运聚.认为玛湖背斜、玛北背斜等大型构造具备形成大型气田的条件,应作为天然气勘探的重点对象;中拐凸起北斜坡及五八区是目前最现实的天然气勘探区域.     

川中地区须家河组气藏勘探成果及潜力分析

上三叠统须家河组气藏是四川盆地川中地区天然气勘探最具潜力的重要目标层系之一,目前仅在1022km²范围内就已获得须家河组天然气探明储量3 049.78×10⁸ m3,初步形成了广安须六段、合川须二段、八角场须四段等规模效益气田。总结该区域勘探开发成果,优选有利勘探区块,将为该区域勘探的可持续发展提供支撑。研究认为：烃源条件、古今构造条件、储层和裂缝是须家河组气藏最终成藏的关键。须家河组气藏主要以构造-岩性复合油气藏为主,烃源岩是控制油气区域分布与天然气聚集规模的关键;有利的沉积微相与成岩相控制了储层的发育分布;古今构造的规模、隆起幅度对油气的聚集及气水分异程度有一定的控制作用;有利的储层或裂缝的发育程度控制气藏的分布范围。平缓构造背景、储层广泛发育分布、大面积含气以及典型岩性气藏等特征,证明该区域具备形成大中型气田的地质条件。根据有利勘探区带划分原则,评价优选出了该区须家河组气藏须二、四、六段具有较大勘探潜力的有利区块或有利区带目标。     

鄂尔多斯宁县-正宁地区上古生界盒8段天然气成藏特征及主控因素

鄂尔多斯宁县-正宁地区上古生界石盒子组盒₈段天然气展示了良好的勘探前景,但有效储层单层厚度薄、横向变化快,其天然气成藏特征和富集规律尚不清楚,严重制约了该区天然气勘探开发。为此,通过对研究区气藏生、储、盖、圈、运等成藏条件综合分析,总结其成藏特征和富集规律,筛选了气层敏感的测井曲线,结合储层岩性和物性特征,建立了研究区盒₈段气藏有效储层划分标准,在此基础上运用三维地震资料开展有效储层预测。结果表明:二叠系煤系烃源岩广覆式分布,处于高—过成熟阶段,为天然气成藏提供了良好的气源条件;盒₈段辫状河三角洲前缘分支河道砂岩近南北向条带状大规模展布,岩性主要为岩屑石英砂岩,次为石英砂岩,形成了天然气藏的有效储集砂体;盒₈段优势储层与下伏有效烃源岩形成“下生上储 ”型近源成藏组合,形成大面积展布的致密砂岩岩性气藏。近源有利砂体优先成藏,气藏分布及含气丰度受有效砂体展布、储层物性及通源断层控制。通过该研究落实了区内盒₈段有效储层分布,为该区域天然气下步勘探目标优选提供了依据。     

渤海湾盆地东濮凹陷杜桥白地区深层天然气成藏规律

东濮凹陷杜桥白地区主要包括桥口、白庙、杜寨3个含油气构造,是一个具有较大资源背景的深层天然气富集区.在构造精细解释、储层沉积相新认识的基础上,该文对杜桥白区深层油气藏进行解剖,分析了油气藏成藏条件与控制因素,逐步明确了油气成藏规律.杜寨地区为深洼陷背景,构造简单,是一个大型岩性含气区;桥口地区发育构造-岩性控制下的凝析气藏;白庙地区发育岩性-构造控制下的带油环气藏,成藏条件复杂.      

四川盆地西南部平探1井中二叠统栖霞组天然气勘探新突破及其意义

2020年,四川盆地西南部地区(以下简称川西南部)平探1井在中二叠统栖霞组钻遇台缘带孔隙型白云岩储层并获得高产工业气流,实现了该区中二叠统天然气勘探的新突破。为了深化对栖霞组的地质认识,指导该区带天然气勘探,在分析平探1井钻探成果的基础上,对该区的烃源条件、储层特征、保存条件等油气成藏要素开展了研究,探讨了该区栖霞组天然气的勘探潜力及下一步的勘探方向。研究结果表明:①川西南部栖霞组储层以中、细晶白云岩为主,储集空间主要为溶蚀孔洞、晶间孔、粒间孔和裂缝,为低孔、中—低渗透裂缝—孔隙型储层,局部发育高孔高渗储层;储层横向展布受台缘滩控制,主要沿邛西—平落坝—名山—汉王场一带大面积分布;②该区栖霞组天然气的来源与双鱼石构造类似,由下寒武统筇竹寺组泥页岩和中二叠统泥灰岩混源构成,主要来源于前者;③该区纵向上不仅具有"双层构造"特征,而且三叠系盐膏层具有区域封盖条件,二叠系的构造圈闭及构造—岩性复合圈闭形态完整、保存条件良好,为栖霞组天然气聚集成藏提供了有利的场所。结论认为,川西南部中二叠统具有较好的天然气成藏条件,平探1井的突破展示了该区栖霞组台缘带白云岩储层良好的天然气勘探潜力。     

柴达木盆地尖北斜坡基岩储层特征及天然气成藏条件

尖北斜坡为柴达木盆地阿尔金山前东段天然气勘探重点区域之一,目前针对该区域基岩储层发育特征和成藏条件的分析研究尚很薄弱。在岩心观察、薄片鉴定的基础上,结合常量元素分析、XRD、SEM、压汞测试和井震资料分析,对柴达木盆地尖北斜坡基岩储层的发育特征及天然气成藏的有利地质条件进行了研究。结果表明,尖北斜坡基岩储层岩石类型主要为花岗闪长岩、花岗岩和片岩;发育风化壳型储层,其中半风化层孔渗物性最好;储集空间为基质微孔、溶蚀孔和裂缝,储层孔隙度主要分布在2.23%～3.77%,渗透率均值为0.06×10^-3μm²,以Ⅱ类中等储层为主;基岩储层临近坪东以西侏罗系生烃凹陷,天然气自生烃凹陷沿基岩基底发育的深大断裂和不整合发生运移,经基岩顶部古近纪咸湖环境下形成的膏泥岩有效封堵,最终在更新世晚期形成的断背斜圈闭内富集成藏,发育基岩顶部风化壳型气藏。该研究成果对指导尖北斜坡基岩气藏下一步勘探具有重要的指导意义。     

东濮凹陷杜桥白地区天然气藏的成藏期次

储层自生伊利石同位素年龄、油气藏饱和压力及流体包裹体均一温度等的测试结果表明:东濮凹陷杜桥白地区天然气成藏主要分为两大阶段。第一阶段大约在30.4～18.4Ma间,相当于东营馆陶组沉积早期,是天然气藏最为主要的形成时期。此阶段大部分对应于27～17Ma的剥蚀期,因地层剥蚀压力减小,有利于天然气成藏。第二阶段为2Ma以来(相当于第四纪)。这一阶段一方面是已形成气藏的调整,另一方面是二次生成天然气的继续注入。杜桥白地区天然气藏形成期总体上具有层位越新、成藏时期越晚,层位越老、成藏时期越早的特点。相比而言,杜寨地区天然气成藏较早,桥口白庙地区成藏相对较晚。     

柴达木盆地东坪地区原油裂解气的发现及成藏模式

柴达木盆地东坪地区发现了中国陆上地质储量最大的基岩气田——东坪气田，其天然气来源于侏罗系高成熟-过成熟阶段的裂解气，但深层裂解气藏的成因较为复杂，特别是在东坪气田以西的坪西和尖顶山构造带，由于不发育侏罗系，新发现的基岩气藏来源不明，影响了深层天然气的勘探认识。利用天然气组分和同位素分析数据，结合东坪地区地质特征对深层裂解气开展分析，建立了天然气的成藏模式。研究表明，东坪地区深层基岩气藏具有原油裂解气，基岩储层中发育沥青包裹体，表明该地区发育古油藏裂解气。柴达木盆地北缘的侏罗系烃源岩以湖相泥岩为主，有机质丰度高、类型好，经历了长期的深埋过程，具备形成原油裂解气的物质基础和温度条件。东坪地区深层基岩气藏的成藏具有早期充油、后期高温裂解、晚期调整的特征。东坪地区原油裂解气的发现拓展了柴达木盆地北缘天然气的勘探领域，对深化柴达木盆地深层天然气勘探具有重要指导意义。     

柴达木盆地东坪地区原油裂解气的发现及成藏模式

柴达木盆地东坪地区发现了中国陆上地质储量最大的基岩气田--东坪气田,其天然气来源于侏罗系高成熟-过成熟阶段的裂解气,但深层裂解气藏的成因较为复杂,特别是在东坪气田以西的坪西和尖顶山构造带,由于不发育侏罗系,新发现的基岩气藏来源不明,影响了深层天然气的勘探认识。利用天然气组分和同位素分析数据,结合东坪地区地质特征对深层裂解气开展分析,建立了天然气的成藏模式。研究表明,东坪地区深层基岩气藏具有原油裂解气,基岩储层中发育沥青包裹体,表明该地区发育古油藏裂解气。柴达木盆地北缘的侏罗系烃源岩以湖相泥岩为主,有机质丰度高、类型好,经历了长期的深埋过程,具备形成原油裂解气的物质基础和温度条件。东坪地区深层基岩气藏的成藏具有早期充油、后期高温裂解、晚期调整的特征。东坪地区原油裂解气的发现拓展了柴达木盆地北缘天然气的勘探领域,对深化柴达木盆地深层天然气勘探具有重要指导意义。     

高产水平井的突破与四川盆地深层常规气藏巨大的勘探开发潜力

四川盆地西北部地区(以下简称川西北)深层海相碳酸盐岩气藏天然气资源丰富,该区双鱼石构造中二叠统栖霞组气藏属于超深、高温、高压的构造—岩性复合圈闭气藏,受滩体发育、成岩作用及构造作用等的影响,其储层非均质性强、单井测试产气量差异较大。为了提升天然气勘探开发效益,实现"稀井、高产",利用岩心分析、测井、地震等资料,基于油气勘探开发一体化、地质工程一体化的工作思路,综合分析并确定了该区栖霞组气藏天然气富集高产的关键因素;进而利用三维地震资料,明确了栖霞组气藏优质储层的平面分布规律;同时大力推广应用新工艺新技术,连续在该构造获得了SYX131、SYX133两口高产水平井,栖霞组气藏测试天然气日产量分别达123.97×10~4 m~3和142.51×10~4 m~3,创造了该区天然气高产的新纪录。研究结果表明:①该区栖霞组溶孔、溶洞型白云岩储层厚度、裂缝发育程度与天然气产能之间具有明显的正相关性;②地震剖面上表现为栖霞组顶部"复波"或中上部"弱波峰"反射特征,储层越发育,"复波"或"弱波峰"特征越明显;③水平井钻井及大规模裸眼分段酸化改造等新工艺、新技术是实现该区天然气高产的重要工程保障。结论认为,两口高产水平井的突破,揭示了川西北深层海相碳酸盐岩气藏具备常规气规模效益勘探开发的巨大潜力。     

苏里格地区上古生界有效储层的确定

苏里格地区上古生界蕴藏着丰富的天然气资源，但在纵向上各沉积地层中的天然气富集程度不同，其主要影响因素是储层特征的不同。文章对比研究了苏里格地区气藏和非气藏储层特征，发现二者之间存在明显差异。气藏储集砂岩形成于水动力条件较强的河流心滩沉积环境，沉积物较粗，经历了较弱的压实压溶作用和较强的溶蚀作用，储层平均孔隙度和渗透率较高；而非气藏沉积岩性较细，形成于水动力条件较弱的河流泛滥平原等沉积环境，经历了较强的压实压溶作用和较弱的溶蚀作用，储层平均孔隙度和渗透率较低。最后，确定了气藏有效储层的下限值，即孔隙度为5%，渗透率分别为0.15×10^-3μm²。     

四川盆地天然气藏的破坏与保存条件剖析

天然气藏勘探的成功或失利，取决于气藏圈闭的封堵系统和散失系统。介绍了四川盆地气藏圈闭封堵系统和散失系统的类型、分布范围和对气藏圈闭的保存和破坏作用。气藏圈闭封堵系统的优劣取决于圈闭的有效封堵面与区域盖层的有效整体封闭条件和区域水动力停滞带环境条件，封堵系统良好的圈闭，勘探成功率高。气藏圈闭散失系统由缺乏区域盖层有效整体封闭条件的剥蚀区、区域水动力自由交替带环境、通天断层或潜伏通天断层组成。散失系统导致圈闭失效，从而造成勘探失利。通过对四川盆地天然气藏的破坏与保存条件的多个实例剖析，提出在四川盆地及我国南方海相天然气勘探中应当重视对天然气藏破坏与保存条件的研究，以利于天然气藏勘探区块、目标的选择和勘探效率的提高。