珠江口盆地陆丰13-1油田古近系恩平组突破及其重要意义

基于立体开发理念,在剖析陆丰凹陷构造演化和成藏组合特征、深化陆丰13-1油田新近系挖潜研究的基础上,提出了从古近系到新近系惠陆低凸起构造高点"漂移"的新认识;采用从定性到定量的储层描述技术组合,揭示了古近系恩平组地层沉积特征和储盖组合配置关系;通过陆丰地区钻井资料分析,总结了陆丰凹陷古近系油气成藏模式.在上述研究的基础上,成功地推动了古近系评价并LF13-1-9PH井的钻探,发现了珠江口盆地第一个具商业价值的古近系恩平组油藏.构造高点"漂移"规律认识上的突破,推动了陆丰13-1油田古近系恩平组的突破,对南海珠江口盆地古近系勘探开发具有重要意义.     

珠江口盆地陆丰凹陷古近系与新近系油气富集规律的差异及其主控因素

珠江口盆地陆丰凹陷同时发育古近系文昌组油藏、恩平组油藏和新近系珠江组油藏,不同层系表现出不同的油气富集规律。在古近纪强烈裂陷阶段形成的文昌组深湖相泥岩具有厚度大、有机质丰度高的特点,是陆丰凹陷油气的主要来源。古近系油藏埋深较大,主要分布在洼陷斜坡和洼中隆起位置;新近系油藏埋深较浅,主要分布在远离洼陷的凸起带。古近系储层主要为湖相三角洲成因,埋深较大,物性相对较差;新近系储层主要为海相沉积,埋深较浅,物性相对较好。新近系圈闭的形成主要受构造控制,发育背斜和断背斜圈闭;古近系圈闭的形成往往受构造和岩性共同控制。包裹体分析表明,不同含油层系具有不同的成藏时间,文昌组、恩平组和珠江组分别在12 Ma、11 Ma和9 Ma成藏。古近系油藏和新近系油藏具有不同的运移输导特征,砂体和断裂的组合构成了多种输导模式。古近系油藏具有近源运聚成藏的特征,以短距离的砂体侧向输导和断裂垂向输导为主;而新近系油藏表现为远源运聚成藏的特征,砂体和控洼断裂构成复合运移通道。不同的油气富集规律导致古近系和新近系油藏具有不同的成藏主控因素。其中,文昌组油藏主要受控于储层发育特征,恩平组油藏主要受控于储-盖组合,而珠江组油藏主要受控于圈闭发育条件。     

古近系陡坡扇构造-岩性复合圈闭识别与储层刻画技术及应用

生油凹陷发育的陡坡扇,由于缺乏亮点型地震反射特征,目标评价过程中的圈闭识别和储层刻画难度较大。以珠江口盆地陆丰凹陷古近系陡坡扇陆丰1-X目标为例,运用古地貌分析、三维可视化、叠前弹性反演储层预测等多种地球物理解释技术,形成了生油凹陷古近系陡坡扇构造-岩性圈闭识别与储层刻画技术,有效识别和刻画了该沉积类型的圈闭和储层展布。研究成果表明,陆丰1-X文昌组文五段发育扇三角洲储层,文五段储层西侧朵叶扇体富集程度高于东侧朵叶扇体,且扇三角洲前缘是优质储层的有利发育部位。研究成果对生油凹陷陡坡扇型构造-岩性目标的综合评价具有借鉴意义。     

古近系陡坡扇构造-岩性圈闭识别与储层刻画技术及应用

生油凹陷发育的陡坡扇,由于缺乏亮点型地震反射特征,目标评价过程中的圈闭识别和储层刻画难度较大。以珠江口盆地陆丰凹陷古近系陡坡扇陆丰1-X目标为例,运用古地貌分析技术、三维可视化技术、叠前弹性反演储层预测技术等多种地球物理解释技术,形成了生油凹陷古近系陡坡扇构造-岩性目标圈闭识别与储层刻画技术,有效识别和刻画了该沉积类型的圈闭和储层展布。研究成果表明,陆丰1-X文昌组文五段发育扇三角洲储层,文五段储层西侧朵叶富集程度高于东侧朵叶,且扇三角洲前缘是优质储层的有利发育部位。研究成果对生油凹陷陡坡扇型构造-岩性目标的综合评价具有借鉴意义。     

断陷盆地剥蚀厚度恢复的构造沉积综合法

珠江口盆地惠州凹陷古近系为断陷盆地,珠琼二幕和南海运动使古近系的文昌组和恩平组遭受区域性剥蚀,之后进入持续海相沉积阶段,剥蚀前的地层古地温场、声波时差等特征被再次沉积改变,利用常规剥蚀恢复方法无法准确恢复文昌组和恩平组的剥蚀厚度。针对此,提出了构造沉积综合法。在分析盆地构造沉积特征的基础上,从剥蚀动力学角度出发,采用地震最小剥蚀厚度、构造沉积综合法剥蚀厚度、单井剥蚀厚度和井震关系的研究思路,进行剥蚀厚度恢复。对惠州凹陷古近系文昌组和恩平组剥蚀厚度恢复结果进行了分析,认为文昌组受剥蚀作用较强,在区域上存在较大差异,总体上剥蚀厚度较大;恩平组受剥蚀作用较弱,剥蚀厚度较薄。该方法对恢复断陷盆地剥蚀厚度具有较好的效果。     

珠江口盆地惠州凹陷古近系水溶气资源潜力

基于水溶气形成基本原理,结合惠州凹陷古近系烃源岩层系地质条件,采用网格化运算方法定量分析了惠州凹陷古近系烃源岩层水溶气资源量及其利用前景。惠州凹陷古近系主力烃源岩文昌组和恩平组生气量充足,其内砂岩储集层整体上处于弱超压—超压状态。根据文昌组与恩平组厚度、砂岩含量、孔隙度、含水饱和度、地层压力、温度、矿化度等参数计算,其水溶气资源量分别为1 791.49×108m3、2 688.5×108m3,相当于常规气资源量的1.19倍、3.46倍;假设地层压力由弱超压—超压降至常压状态,文昌组、恩平组可分别脱溶天然气80.84×108m3、97.04×108m3。可见在富气盆地的高压储集层中,水溶气不仅是潜力巨大的非常规资源,而且通过降压脱溶还可为常压的常规气藏提供可观的气源补充。     

南海北部超深水区鹤山凹陷古近系沉积充填特征分析

鹤山凹陷位于南海北部大陆边缘下陆坡,其东南侧紧邻西北次海盆,具有地壳减薄、岩石圈韧性变形、高热流异常等不同于陆架区凹陷的特殊地质条件,因而具有特殊的沉积充填特征。层序地层学及地震相研究表明,鹤山凹陷古近系沉积文昌组、恩平组和珠海组地层,各组顶底界面均为大型不整合界面;文昌组、恩平组沉积时期鹤山凹陷为陆相湖盆沉积,其中深湖相泥岩地震反射特征与白云凹陷湖相烃源岩相似,是鹤山凹陷的主要烃源岩;珠海组沉积时期为浅海三角洲沉积,其地震反射特征为典型的"S"型前积反射,三角洲砂岩为鹤山凹陷的主要储层。此外,三角洲下方的重力流深水扇砂岩也有可能成为良好的储层。     

珠江口盆地惠州凹陷古近系烃源岩层序地层学和地球化学研究

为了更加准确地预测和评价珠江口盆地惠州凹陷古近系油气资源潜力，精细划分了该凹陷油气汇聚单元和成藏体系，并利用层序地层学和地球化学相结合的方法，分析了该凹陷古近系始新统一下渐新统恩平组和始新统文昌组6个三级层序烃源岩有机质丰度、有机质类型、生烃潜力大小和生物标志物组合特征，指出文昌组SQ2层序地层中一深湖相泥岩是主力烃源岩，恩平组SQ5和SQ6层序地层沼泽相、河流三角洲相和浅湖相煤系烃源岩是重要烃慊岩。     

珠江口盆地陆丰凹陷文昌组FLAIR录井解释新方法

陆丰凹陷古近系文昌组为低孔隙度、低渗透率储层,测录井响应异常幅度降低,而文昌组泥岩多为成熟烃源岩,气测异常幅度较大,常接近甚至高于相邻储层,干扰了油气水层识别,导致常规录井解释方法准确率降低,难以准确区分储层流体性质。在气体比率法、流体指数法基础上提取了FLAIR新参数比率差值η_(1c)和流体性质系数η_2,结合计算全烃峰基比,建立了文昌组流体解释图板,并采用Fisher判别分析法确立了文昌组区域性定量解释模型,其在现场实际应用效果较好,录井综合解释符合率达到97.5%。     

珠江口盆地陆丰凹陷深层砂岩储层特征及主控因素

珠江口盆地陆丰凹陷深层碎屑岩储层埋深普遍大于3 000 m,储层质量较差且非均质性强,制约油气高效勘探。综合运用岩心、薄片鉴定、物性测试、压汞测试以及测录井等分析手段,对陆丰凹陷古近系文昌组和恩平组深埋碎屑岩开展了储层岩石学特征、成岩作用及优质储层主控因素研究。研究表明,古近系文昌组岩石类型为岩屑质石英砂岩,储层孔隙主要由原生孔和次生孔构成,表现为一套特低-低孔隙度（平均孔隙度为9.42%）、超低-低渗透率（平均渗透率为8.38 mD）储层特征;恩平组储层主要由长石岩屑质石英砂岩构成,储层总体属于低-中孔隙度（平均孔隙度14.66%）、低-中渗透率储层（平均渗透率为198.43 mD）,以原生孔为主。在3 600~4 400 m深度段,发育一套高孔隙度的优质储层带,主体为原生孔,可见大量次生溶蚀孔隙,孔隙度可达20%,渗透率可达263.74 mD。这套优质储层形成条件包括：①先天条件好,长距离搬运的辫状河三角洲前缘中厚层砂体,具备岩性较粗、石英含量高、杂基含量低和结构成熟度高的特征,保留了较多的原生孔隙;②与生烃液态窗埋深对应良好,有机酸易对储层中长石和岩屑产生强烈溶蚀,明显改善了储层物性;③油气充注发生在长石和岩屑溶蚀之后、晚期碳酸盐胶结物大量形成之前,是优质储层得以保存的又一重要条件。总体而言,沉积条件、溶蚀作用和油气充注时间三者的良好匹配是深层优质储层形成的根本原因。这些认识对于珠江口盆地深层油气勘探以及相似地质背景的优质储层预测具有一定的启示作用。     

珠江口盆地惠州26⁃6油气田有效气源岩分析

位于珠江口盆地的惠州26?6构造在中生界古潜山及古近系获得油气勘探重大突破,是该盆地古潜山及恩平组—文昌组凝析气勘探的首个规模发现。为进一步指导浅水富油区天然气勘探,应用天然气生成及分子碳同位素动力学技术,对惠州26?6油气田三级层序格架下的有效气源岩层进行系统研究。结果表明：惠州26洼文昌组六段（文六段）+五段（文五段）半深湖—深湖亚相烃源岩为惠州26?6油气田古潜山储层提供大量天然气,文五段半深湖—深湖亚相烃源岩为文昌组—恩平组储层提供一定量天然气,文昌组四段（文四段）半深湖—深湖亚相烃源岩为文昌组—恩平组提供少量天然气,上文昌组（文三段）和恩平组烃源岩基本不提供天然气;该气田属于阶段性累积聚气,成藏时间较晚,有效充注成藏期在10~0 Ma之间,目前仍处于有效充注阶段。这一新认识对于珠江口盆地富油区天然气勘探具有重要的指导意义。     

珠江口盆地白云凹陷储层沥青成因及其对油藏调整改造的启示

在珠江口盆地白云凹陷多个层系都发现了储层沥青。储层沥青丰度自上部的珠海组、珠江组至深部的恩平组、文昌组逐渐增加。储层沥青在物性较好的粗粒砂岩中多为零星状出现，而在细粒的粉砂岩和泥岩中主要呈脉状分布而且含量明显增加。几乎所有的储层沥青均没有显示出明显的各向异性，而且沥青反射率均小于2.0%，表明高温热裂解不是储层沥青形成的主要原因。沥青抽提物的分子地球化学组成特征显示，白云凹陷储层沥青抽提物中缺乏25-降霍烷系列，色谱基线没有明显的“UCM”鼓包、单井地层埋藏史显示储层也未遭受大幅度的抬升剥蚀，因此储层沥青也非生物降解成因。结合地质背景和油气藏特征分析认为，白云凹陷储层沥青的成因为：恩平组-文昌组烃源岩早期生成的原油聚集成藏以后，深部主要遭受了后期天然气的气洗作用。不同层位烃源岩、储层热演化的时间差异是导致白云凹陷油气藏发生调整，并转变为轻质油、挥发油等特殊油藏类型的重要原因。     

西湖凹陷油气录井技术识别与评价

西湖凹陷目前已发现的油气层主要集中在平湖组和花港组储层之中。平湖组主力烃源岩的有机质类型以Ⅲ型为主,主要形成气藏(含凝析气藏)和轻质油藏,其具有流动性强、极易挥发等特点,烃类损失较大。通过目前应用的几种录井技术来看,泥浆综合气测录井能较好的识别油气层,通过对C1参数的矫正能够很好的识别出油气显示层,根据各气测参数的特征变化,并能对油气层的性质进行初步的较准确评价。地化录井、定量荧光录井由于受到烃类损失大的影响,在对油气层识别及评价中不及气测录井敏感。     

珠江口盆地陆丰凹陷A油田储层质量差异及低渗储层主控因素

南海珠江口盆地自投入油气勘探开发以来,关于该区新近系海相储层的研究已日趋成熟,但是由于深层的勘探开发起步较晚,加之海上井数的限制,深层储层质量的研究相对薄弱,尚不能有效的指导油气田勘探与开发。为此,以南海珠江口盆地陆丰凹陷A油田为例,从微观孔隙结构和宏观物性对比了新近系珠江组滨岸储层和古近系文昌组辫状河三角洲储层的质量差异性,并分析了文昌组低孔、低渗储层的主控因素,以期指导该类油田开发方案的设计。研究表明：A油田储层质量宏观上受控于构造沉积作用,沉积作用一定程度上控制了后期的成岩作用,是造成珠江组与文昌组储层质量差异的主要原因;文昌组低孔低渗储层的主要控制因素为成岩作用,成岩作用减弱了原始沉积组构对储层质量的控制作用,使储层物性变差,并对后期油田开发造成影响。     

惠州26-2油田油藏地球化学特征及其地质意义

采用油藏地球化学方法,初步建立了惠州26-2油田油水层的地球化学判识标准,分析了该油田油藏地球化学特征。惠州26-2油田珠江组和珠海组有来自文昌组和恩平组烃源岩生成的两期油气充注,先期充注的、来自文昌组烃源岩生成的原油在珠海组中下部遭受了中等强度的生物降解,后期又有来自恩平组烃源岩生成的油气充注。珠江组油藏中的烃类生物降解不明显。根据油藏烃类的组成差异和惠州26洼烃源岩热演化史,探讨了惠州26-2油田周边主断层的开启性及油气运移方向。     

珠江口盆地惠州凹陷SQ2～SQ4岩性油气藏成藏分析

从目前惠州凹陷岩性油气藏勘探结果来看,岩性油气藏大多分布在SQ2～SQ4等3个层序中,分析总结这3个层序中的典型岩性油气藏形成的控制因素,油气运移通道等,建立该地区的岩性油气藏成藏模式,指导惠州凹陷岩性油气藏勘探.惠州凹陷的烃源岩主要有文昌组和恩平组烃源岩,其中文昌组烃源岩对岩性油气藏成藏贡献较大;岩性砂体的发育受到沉...     

三维定量荧光录井在西湖凹陷油气性质判别中的应用

西湖凹陷主力勘探目的层多为凝析气层,常规荧光录井难以识别发现,且钻井过程中为保障作业安全,钻井液中常添加部分荧光材料,对油气录井的判断带来很大的干扰。三维定量荧光技术以其高检测灵敏度在西湖凹陷凝析气层的发现与解释评价上发挥了独特的技术优势,经过多年实际应用逐步建立了凝析气层、油气同层、含水气层的三维定量荧光解释图版,为西湖凹陷油气勘探提供了有效的技术支持。