中国大中型气田成藏的主控因素及勘探领域

研究大中型气田成藏的主控因素及勘探领域,对于中国天然气工业的发展有重要意义。中国目前只在西部、中部、东部及近海4个含气区11个盆地有储量大于100×108m3的大中型气田[统计不包括南海南部含气(油)区及台湾省]。结合中国的地质条件,总结了中国大中型气田形成的10条主控因素,其中充足的生气量、较高生气强度的富气凹陷以及大区域良好的封闭保存条件是形成大中型气田诸多地质因素中最为重要的地质因素。据天然气资源的探明程度,今后相当一段时间仍应以四川、鄂尔多斯、塔里木、莺琼、东海、柴达木、准噶尔以及松辽、渤海湾盆地深部为重点,并以中西部前陆盆地、中古生界碳酸盐岩气和煤成气、近海及东部含煤-含气(油)盆地及深部湖相泥岩气、具有二次生气及良好保存条件的中古生界煤系及碳酸盐岩系为重点勘探领域,并要重视广义生物气的勘探与研究工作。     

四川盆地大中型气田形成的主控因素及勘探对策

作为世界上最早开发利用天然气的地区,四川盆地油气资源丰富,已经发现了28个工业油气产层,建立起了我国第一个完整的天然气工业体系。在对四川盆地大中型气田形成的主控因素分析的基础上,进一步明确盆地大中型气田的勘探有利领域与方向。四川盆地具有裂陷槽控烃、古隆起控藏、侵蚀面控储、盖层控保、断裂控储的天然气富集特点。近源供烃、大型古隆起聚集、侵蚀不整合面溶蚀碳酸盐岩有效储集、区域稳定盖层保存、深大断裂输导等是天然气得以富集的主控因素,大中型气田的勘探重点应该围绕三大古隆起、两个裂陷槽以及基底断裂展开,通过优选,认为海相碳酸盐岩领域中震旦系—下古生界、二叠系—三叠系高能相带及三叠系雷口坡组,陆相致密碎屑岩,二叠系火成岩以及页岩气等领域是下步大中型油气田的有利勘探领域。     

哈萨克斯坦苏克气田富氦天然气藏地质特征及成藏主控因素

根据13口新井岩心、物性、测井、试气、气组分和氦气分布等资料,结合区域构造演化、沉积背景和典型气藏剖面,分析并总结富氦天然气藏地质特征及成藏主控因素。研究结果表明：自下而上发育基底花岗岩和变质岩裂缝型气藏、上泥盆统致密砂岩构造气藏和下石炭统大面积分布的连续型碳酸盐岩气藏;构造高点裂缝发育形成高产,构造低点普遍含气;干气天然气中富含氦气,氦气含量自下向上逐渐减少;广覆式分布的前泥盆系花岗岩和变质岩基底为氦气主要来源,上泥盆统和下石炭统百米厚度高伽马砂岩作为次要氦源;断层形成双向输导,一方面将下石炭统烃源岩生成的烃类气体向下运移至上泥盆统和基底圈闭;另一方面将下部生成的氦气向上运移至下石炭统气藏中;下石炭统顶部发育厚层、互层状硬石膏和致密灰岩作为区域盖层对富氦天然气藏起到保存作用。     

马井气田蓬莱镇组气藏特征及主控因素分析

为了深入了解马井气田蓬莱镇组气藏的特征及主控因素,对其构造特征、沉积相展布、储集层特征、运移条件等地质条件进行了深入分析,总结出控制马井气田蓬莱镇组气藏成藏的主控因素：①沉积微相的展布控制着有利储层的分布;②燕山中、晚期的古构造控制着油气的富集程度;③喜山期构造断裂的发育是油气成藏的必要条件。     

我国大中型气田形成主控因素研究

根据天然气运聚动平衡理论，对我国46个大中型气田形成的主控因素进行了研究。结果表明，断裂输导通道是我国46个大中型气田天然气运移的主要方式，是我国大中型气田形成的一个主控因素。盖层和储层压力配置类型是我国大中型气田形成的另一个主控因素，我国46个大中型气田盖层和储层压力配置类型有5种，以高压盖层和高压储层配置类型最多，其次是高压盖层和常压储层配置类型，再次是高压盖层和低压储层配置类型和常压盖层和高压储层配置类型，常压盖层和常压储层配置类型最少。高、中储量丰度的大中型气田盖储层压力配置类型主要为高压盖层和常压储层配置类型和高压盖层和高压储层配置类型。     

中国大中型气田天然气聚集效率及其主控因素

中国60余个大中型气田天然气地质储量、含气面积和成藏时期的统计结果表明,中国大中型气田的聚集效率差别很大。据此将中国大中型气田分为高、中、低效3种类型:高效大中型气田天然气聚集效率大于100×10⁶m³/(Ma·km²);中效大中型气田天然气聚集效率为10×10⁶～100×10⁶m³/(Ma·km²);低效大中型气田天然气聚集效率小于10×10⁶m³/(Ma·km²)。中国大中型气田天然气聚集效率主要受源岩生气强度、天然气输导速度、封盖能力和天然气成藏期相对早晚等因素的共同控制。即源岩生气强度越大,天然气输导速度越大,盖层封盖能力综合评价指标越大和天然气成藏时期越晚,天然气聚集效率越高;反之则越低。     

中国大中型气田天然气的运聚特征

中国重点盆地大中型气田天然气的运聚具有多种途径和方式,归纳起来具有如下特点:区域构造运动是造成天然气运移的决定性控制因素;流体势决定天然气运移的方向和聚集的场所。在断陷盆地中,天然气以垂向和阶梯状运移为主;在克拉通、前陆斜坡和大型坳陷盆地中,天然气以侧向运移为主,垂向运移也起重要作用。断裂和不整合面是天然气运移的主要通道;异常压力是高压盆地天然气运移的主要动力,地热对热盆天然气的运移具有一定的影响;盆地的上倾方向和古隆起是天然气运移的指向区。     

渤海海域天然气成藏主控因素与成藏模式

对比研究渤海海域及周边陆地油区主要气田特征,发现渤海海域天然气成藏的主控因素有两点：存在相对富气凹陷,气源岩为偏腐殖型或高成熟腐泥型;富气凹陷的古近系发育高压异常厚层泥岩封盖层。渤海海域主要有5种天然气成藏模式：①封盖层下A型,即新生、新储、新盖型;②封盖层下B型,即新生、古储、古盖型;③封盖层内型,指在高压异常泥岩内部形成的气藏;④封盖层上A型,指天然气沿输导层与断裂垂向运移进入浅层,聚集在局部盖层发育区,形成的小规模天然气藏;⑤封盖层上B型,即由浅层稠油油田原油生物降解形成的较“干”的天然气聚集于油田之上的地层而形成的气藏。其中,封盖层下型形成的气藏充满系数（程度）最高,储量规模最大。就地区而言辽中凹陷北洼和渤中凹陷为相对富气凹陷,天然气勘探潜力较大,可成为天然气藏再勘探的重点区域。图6表2参14     

西湖凹陷T气田油气分布特征与主控因素

利用地球化学测试资料,结合气田区构造演化和储盖发育特征,文中综合分析了油气充注历史,厘清了西湖凹陷T气田的油气分布特征及主控因素。研究表明:T气田的原油和天然气,是由气田区始新统平湖组烃源岩在低熟—成熟阶段生成的伴生油气;油气充注主要发生在上新世至今,平湖主断裂活动强度的差异性控制了气田区平面和纵向总体含油气面貌,直接盖层的埋深、厚度及封盖能力决定纵向上"上油下气"的分布格局;扩散为主的运移方式产生色层效应,导致原油和天然气的物理化学性质在纵向上有规律地变化。     

子洲气田气水分布主控因素分析

针对子洲气田生产井产水问题进行研究,结合水化学特征和生产井产水动态特征识别产出水类型;同时在构造、储层物性和沉积相、生烃史的认识基础上认识子洲气田山23段气水分布规律,指出研究区各个区块气水分布的主控因素,并提出预防出水建议,为子洲气田下一步高效滚动开发提供了指导建议。图7参13     

渤海湾盆地南堡凹陷天然气成藏条件及其主控因素

渤海湾盆地南堡凹陷油气勘探对象主要为古近系-新近系砂岩油气藏,近年在奥陶系碳酸盐岩、古近系火山碎屑岩地层中也获得高产天然气流,但由于对气藏成藏条件和分布规律认识不清,制约了其勘探整体部署和进程。通过综合分析该区几种可能气源岩的各类生烃地化指标和天然气组成指标,开展了典型气藏成藏条件研究。结论认为：①南堡凹陷天然气成藏地质条件相对有利,即发育偏腐殖型成熟气源岩,拥有多种成因优质储层,生储盖组合配置优越,发育与油气充注相匹配的多种圈闭和输导系统,多期火山活动对气源岩具有热催化作用等;②该区天然气成藏的关键因素是气源岩热演化程度,其次为有利盖层和油气藏后期保存条件;③下一步的天然气勘探工作应重点围绕有效气源岩分布范围、有效盖层区域或层段以及断裂后期不活动地区展开。     

四川盆地大中型天然气田分布特征与勘探方向

四川盆地是中国最早开展天然气勘探开发和综合利用的地区。经过50多年的工业性勘探开发,发现了27个大中型气田,建成了中国第一个超100×10⁸m³ 产能的天然气生产基地。勘探及研究表明,四川盆地大中型气田主要集中分布在二叠系和三叠系,以孔隙型、裂缝-孔隙型气藏为主,并已形成了几个大型气田群。认识创新、思路创新和技术进步是四川盆地勘探发展的关键。通过总结四川盆地大中型气田的分布特征,进一步探讨了盆地勘探发展的方向,指出川东及川西的深层超深层、川东及川中陆相中浅层、山前带、嘉陵江组鲕滩和大型区域不整合等是下步勘探的重点领域。     

控制复杂断块区油气富集的主要地质因素：以渤海湾盆地东辛地区为例

渤海湾盆地东营凹陷的东辛复杂断块区自７０ 年代初投入大规模开发以来,经过２０ 多年的精细地质研究和滚动勘探,探明的石油地质储量比详探结束时增加了２ 倍,近年来滚动勘探仍不断有新的发现,充分显示了在这类复杂断块区进行滚动勘探的巨大潜力。以东辛复式油气聚集带为例,分析了控制复杂断块区油气富集的主要地质因素,认为：①优越的区域构造背景控制着复杂断块区油气富集带的形成;②断层的封闭性和圈闭的完整程度是控制不同断块区油气富集程度差异的重要因素,流体沿油源断层由深部向浅层运移聚集,断裂多次活动导致油气多次聚散,断层的封闭作用与开启作用的转化,致使油气沿断层多层系富集,形成了呈梳状展布的油气藏群;③稳定分布的厚层泥岩控制油气的纵向富集层位,对油气侧向封堵也起着重要的作用。图４ 参８ （ 梁大新摘     

煤层气藏边界类型、成藏主控因素及富集区预测

如何定义煤层气藏、如何界定气藏边界是认识煤层气藏的关键,要评价煤层气富集区首先要找出控制其成藏的主要因素。为此,结合我国含煤盆地的典型煤层气藏特征,围绕煤层气藏边界类型、成藏主控因素进行了探讨,并预测了沁水、鄂尔多斯、准噶尔盆地的煤层气富集区。结论认为：①煤层气藏的边界是煤层气藏划分的前提,煤层气藏主要有5种地质边界类型：水动力边界、风氧化带边界、物性边界、断层边界和岩性边界;②煤层气藏的形成经历了煤层气的生成和吸附、煤层的吸附能力增加和煤层气的解吸-扩散和保存阶段;③保存阶段是成藏的关键,区域构造演化、水动力条件和封闭条件是主要的成藏控制因素。进而在沁水盆地、鄂尔多斯盆地和准噶尔盆地优选出9个煤层气有利富集区：晋城、阳城、安泽、阳泉、大宁-吉县、韩城、吴堡、准南、阜康。     

富氦天然气藏成藏特征及主控因素

在充分调研全球探明氦资源分布及开采现状的基础上,对国外典型富氦天然气藏的空间分布特征、氦气成因来源和气藏类型进行解剖,再结合地质背景分析了富氦天然气藏的成藏主控因素。研究结果表明,美国是目前世界上探明氦资源最多的国家;由于受技术手段等条件的制约,目前主要是从富氦、高氦天然气藏中获取氦气资源。通过对国外富氦天然气藏的解剖发现,富氦天然气藏平面上主要分布在古老克拉通地区,垂向上以埋藏较浅的元古界和古生界为主;绝大多数富氦天然气中的氦气主要是由地壳中的铀、钍等放射性元素衰变形成。根据天然气组成特征可将富氦天然气藏划分为富氦烃类气藏、富氦二氧化碳气藏和富氦氮气藏,其中大多数富氦烃类气藏主要位于克拉通内部隆起带之上,气藏规模和氦资源量较大;富氦二氧化碳/氮气藏多位于克拉通边缘活动带,气藏规模和氦资源量较小。在对气藏特征进行总结的基础上,综合实际地质背景提出两种富氦天然气藏成藏模式:古老克拉通内部隆起富氦天然气藏成藏模式和古老克拉通边缘活动带富氦天然气藏成藏模式,其中具备花岗岩基底隆起、深大断裂、晚期构造活动和区域性盖层等地质条件的地区是氦资源勘探的重点有利区。     

川东飞仙关组鲕滩气藏控制因素及其储集条件研究

根据川东地区飞仙关组已钻资料,对飞仙关组的鲕滩气藏控制因素及储集条件进行了研究。研究表明:飞仙关组的鲕滩气藏控制因素为沉积相、白云石化作用和埋藏溶解作用;从飞仙关组的鲕滩气藏储集条件看,鲕滩气藏多为构造圈闭气藏,保存条件良好。飞仙关组鲕滩气藏成藏条件的关键因素是储层与圈闭。在以上研究的基础上,综合沉积相、成岩相、烃类运聚优势相、局部构造、钻井显示和油气测试结果等因素,对川东的北部地区进行了有利区带预测和划分,即环开江—梁平海槽外缘分布的川东碳酸盐连陆台地边缘鲕粒滩发育区、环开江—梁平海槽内缘分布区是川东飞仙关组鲕滩气藏有利分布区。     

中国大中型气田断裂和砂体输导特征对比

中国63个大中型气田天然气的输导通道分为6类：断裂、不整合、砂体、断裂-不整合、断裂-砂体、不整合-砂体。断裂是天然气运移的主要输导通道，以断裂为主要输导通道的大中型气田约占大中型气田总数的55．56％。为更好地对比以断裂和以砂体为主要输导通道的大中型气田的不同输导特征，利用天然气沿输导层输导速度的大小来反映天然气输导能力的强弱。对中国53个以断裂（包括断裂不整合）和砂体为主要输导通道的大中型气田天然气输导能力及天然气聚集效率进行了研究，结果表明，断裂输导天然气能力远高于砂体输导天然气能力，二者相差约4个数量级；断裂输导对大中型气田天然气聚集效率的贡献也大于砂体输导对大中型气田天然气聚集效率的贡献。图4表1参19