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。     

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崖１３－１气田是近年来在我国南海琼东南盆地发现的大气田，剖析其成藏地质条件对今后找气具借鉴意义。研究表明，该气田的形成主要具以下地质条件：①具优越的盆地背景，气田所处的琼东南盆地和紧邻的莺歌海盆地第三系沉巨厚，有多套烃源岩，为大气田提供了雄厚的物质基础；②莺－琼盆地新生界具有高温、高压和快速没降特征，地史中经历了断陷－拗陷三个发展阶段，这类“三段式”、晚期高温、快速沉降的热盆，极有利于天然气的生成     

断陷盆地烃类流体运动的非均一性

为研究断陷盆地中烃类流体的运动特征,对断陷盆地中烃源岩的分布、排烃过程及油气二次运移通道及过程进行了分析.结果表明,断陷盆地中烃源岩的分布存在强烈的非均一性,宏观上烃源岩的分布呈现旋回式,微观上烃源岩分布具有一定的波动性.非均一性是烃类运移的本质特征,烃类运移存在优先的运移方向、通道及目标.流体压裂是驱动超压封存箱幕式演化的重要方式,随着超压封存箱的幕式演化,烃类进行幕式排放、幕式运移及幕式成藏.在烃源岩体系中讨论不同规模盆地内油气的运移规律时,应该充分考虑到油气运移通道的不连通性,重视突变性的油气运移规律.     

准噶尔盆地南缘油气资源潜力和富集规律

准噶尔盆地南缘缘蕴藏着丰富的油气资源,南缘山前凹陷中、下侏罗统煤系地层为主要烃源岩,下第三系安集海河组和下白垩统是又一套重要烃夺,与侏罗系岩构成复合烃源区。根据烃源岩性质和热演化特点,预测南比东侧呼图壁０玛纳斯－带来气态烃富集区;南缘西侧安集海－独山子一带为液态烃富集区。总结南缘油气具有生烃的多源性、运移的多期性和成藏的复杂性;天然气具有显著的垂向运移效应;断地油气藏的形成具有重要的控制作用;安集     

莺歌海盆地烃类水相运移的例证

莺歌海盆地具有烃类水相运移特征：它生成并聚集的油气（崖13－1气田）有高含量的联苯系列，具水相运移的化学组成特征：经物质平衡计算有足够的烃类水相运移效率。烃类水相运移机制必须具备特定的地质条件：以充裕的水源和气源；存在一个温度、压力和渗透率骤降的物理界面；有一垂直断层或裂缝带，起“垂向高速”运移的作用。崖13－1气田诸多的地质和地化异常，如油气的化学组成、温度、压力和有机质成熟度等资料都是水相运移的佐证.饱含天然气的地质水从盆地高温高压的深部通过断层向上运移，抵崖13－1气田储层时有大规模的气水分离，烃类在储层聚集，而地层水继续沿上倾方向运移。     

莺歌海盆地流体压裂与热流体活动及天然气的幕式运移

深入分析和探讨莺歌海盆地底辟高压流体压裂的成因演化３个阶段（超压流体囊形成、龟背拱张和压裂刺穿）及其特点,并对流体压裂刺穿过程中伴生的热流体活动特征进行追踪研究,提出以黏土矿物演化、镜质体反射率、储集层流体包裹体均一温度等地化指标的异常响应以及“模糊带”或“气烟囱”等地震信息作为热流体活动的识别标志。在此基础上,通过对底辟浅层气田天然气组成及碳同位素组成的非均质性、储集层包裹体的均一温度等的综合分析,发现至少存在３期来自深部中新统烃源岩的天然气充注,进而结合高压流体压裂的成因机理,初步建立了研究区底辟构造带的流体压裂一天然气幕式运移模式。     

莺歌海盆地地层压力特征及其石油地质意义

利用地震速度、声波测井和中途测试等资料,研究了莺歌海盆地地层压力的特征及分布,分析了早期自源超压及其伴生的滞烃作用和它们对油气初次运移的影响,莺歌海盆地强烈超压主要是压实不均衡的结果,超压的分布受沉降－沉积速率和盆地充填岩性的控制,超压界面明显起伏,超压层段异常低的热解峰温和高生成指数反映了超压的滞烃作用,超压及其滞烃作用是有机质热演化异常的主要原因,也是决定盆地天然气成藏过程的重要因素。     

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。     

南海莺-琼盆地煤型气的鉴别标志及气源判识

通过对南海莺歌海盆地底辟构造带浅层气田、琼东南盆地崖１３１ 气田天然气地化特征的详细剖析及对比研究,总结出该区煤型气的重要特征及识别标志：①气／ 油比高;②天然气干燥系数大,Ｃ１／ Ｃ１～５ 介于０ ．９１ ～０．９９ 之间;③甲烷碳、氢同位素偏重（ δ１３Ｃ１ 主要介于－ ２７‰～－ ４０ ‰,δＤＣ１ 为－ １１９ ‰～－ １８０‰） 且δ１３Ｃ２ 均大于－ ２８ ‰;④天然气单环芳烃含量丰富,苯＋ 甲苯占Ｃ６ ～Ｃ７ 族组成的１５ ％ ～５０ ％ ;⑤与天然气伴生的凝析油具姥鲛烷优势,Ｐｒ／Ｐｈ 高达４ ～８;⑥源于煤系地层的天然气汞蒸气含量较高,达４３ ０００ ～４５ ０００ ｎｇ／ｍ３ 。气源直接对比表明,莺歌海煤型气来自中新统腐殖型干酪根泥岩;崖１３１ 煤型气主要源于渐新统崖城组煤系地层,同时也可能有部分来源于莺歌海盆地。二者在甲苯、乙烷的碳同位素组成,氮气和汞蒸气含量等方面存在着一定的差异。     

琼东南盆地崖南凹陷崖13-1构造与崖21-1构造成藏条件比较

琼东南盆地崖南凹陷西缘发育有我国最大的海上气田―― YA1 3 -1气田。而位于同一凹陷东南缘的 YA2 1 -1构造的天然气成藏条件欠佳 ,近年在该构造所钻探的几口井均未获得突破。从烃源条件、储层条件和能量场配置等 3个方面探讨了无突破的原因。 YA1 3 -1气田天然气主要来自于琼东南盆地的崖南凹陷 ,且可能有莺歌海盆地埋深分别大于 445 0 m和 470 0 m的崖城和陵水组烃源岩的贡献。YA2 1 -1构造的主要源岩可能为乐东凹陷 ,其浅海 A型源岩和浅海 B型源岩的发育条件均很差。据沉积相的研究 ,YA2 1 -1构造的陵水组为滨海相沉积 ,相对于 YA1 3 -1气田储层来说 ,粒度变细 ,且以细砂岩为主。YA1 3 -1构造和 YA2 1 -1构造的能量场配置和流体活动也有明显的不同。YA1 3 -1构造盖层发育超压 ,储层为常压并为侧向流体充注体系 ,属于所谓的“黄金配置”能量场。而 YA2 1 -1构造储层和盖层均发育超压 ,且盖层被压裂 ,属垂向流体泄放体系。总之 ,YA2 1 -1构造具有烃源条件差、储层条件差、区域能量配置条件差“三差”特点 ,故难以形成大气田     

加强新疆三大盆地区域勘探早日实现油区战略接替

新疆三大盆地（塔里木、准噶尔、吐哈）的油气资源十分丰富，其石油总资源量占全国的２１．４％，天然气总资源量占全国的２４．０％。但是油气资源探明率却很低，分别为８．８％和１．１％，因此，发现油气田的机遇率是很高的。近几年的勘探实践证实，新疆三大油田的新增储量丰度高，单井产量高，只要加强综合研究，坚持勘探程序、坚持地震先行、坚持以盆地为全局的综合区域勘探，就一定能发现与盆地相称的大油气田。     

塔里木盆地大气田形成的地质条件

塔里木盆地具有形成大气田的地质条件:(1)多时代、多类型盆地叠加;(2)具多时代气源岩,气资源十分丰富;(3)多个大型古隆起、断裂、区域不整合为气运移聚集提供了良好场所;(4)有多时代、多类型的储盖组合;(5)既有油型气又有煤型气,以凝析气居多;(6)气藏(田)以构造和地层不整合类型为主.天然气主要分布在克拉通隆起,断裂带以及前陆盆地断褶带内.     

ACCELERATING REGIONAL EXPLORATION IN THE THREE MAJOR BASINS OF XINJIANG TO EARLY REALIZE OIL PRODUCING AREAS TO BE STRATEGICALLY SUCCEEDED

ＡＣＣＥＬＥＲＡＴＩＮＧＲＥＧＩＯＮＡＬＥＸＰＬＯＲＡＴＩＯＮＩＮＴＨＥＴＨＲＥＥＭＡＪＯＲＢＡＳＩＮＳＯＦＸＩＮＪＩＡＮＧＴＯＥＡＲＬＹＲＥＡＬＩＺＥＯＩＬＰＲＯＤＵＣＩＮＧＡＲＥＡＳＴＯＢＥＳＴＲＡＴＥＧＩＣＡＬＬＹＳＵＣＣＥＥＤＥＤＺｈａｎｇＷ...     

盆地理学和盆地工学

如何开展含油气盆地的系统研究,存在着一系列不同认识。通过对含油气盆地系统研究的分析、对盆地评价技术规范的理解、对含油气盆地在自然科学中的分类对比,认为含油气盆地系统研究应包括两大部分,一是盆地理学,二是盆地工学。所谓盆地理学,就是运用现代地质学、地球物理学和地球化学理论,对盆地进行本体论(研究油气盆地的本原问题)、认识论(认识油气盆地的来源和认识油气盆地的研究方法)和性情论(人对油气盆地的心、情、性的理解等)的系统研究,获得有关油气盆地形成演化和烃类形成过程的内在规律。所谓盆地工学,就是运用现代地质、地球物理、地球化学和应用数学的技术方法,模拟盆地和油气的形成演化及其相互关系,为油气资源评价提供技术支持。      

吐哈盆地天然气特征及分布

吐哈盆地中下侏罗统煤系烃源岩发育,侏罗系以分布轻质油为特色,绝大多数气藏为凝析气藏,且轻质油藏溶解气油比大,油溶气丰度很高;在台北凹陷,油气并存为油气分布的重要特点,气藏的分布与油气分异有一定的关系;目前发现的气藏层位均为侏罗系,其上的地层中没有气藏分布可能与盖层封闭性差有关。另外,埋深较大的侏罗系及三叠系中与烃源岩互层或很近的砂岩中存在规模很大的致密砂岩气藏;分布广泛的煤层吸附气也是重要的潜在天然气资源。     

鄂尔多斯盆地上古生界非常规含气系统

指出:鄂尔多斯盆地中东部上古生界煤层厚度大,煤岩中镜质组含量普遍较高(处于中―高变质程度),构造演化与应力场作用使煤层割理发育、渗透率较高、煤层吸附强度大,具有相对稳定的水动力场分布和顶底板盖层,形成了有利的煤层气系统;盆地中部在丰富的气源、砂岩成岩致密化早于主供气期、成藏后构造及水动力稳定等成藏条件配合下形成了大型深盆气系统。认为上古生界煤层气富集区亦是深盆气的重要气源补充区。     

中国西部主要沉积盆地成烃地质特征

讨论了我国西部盆地（塔里木、准噶尔、吐哈、柴达木）成烃地质特征。认为中国西部盆地振荡运动频繁，均为复合型盆地，有海相和陆相沉积体系，生储层时代老，形成多套含油气组合。不同地质时期沉积中心和生烃凹陷的转移控制着油气田分布。盆地背斜成排成带，局部构造发育，油气藏以背斜型居多。地温梯度低，成气期晚，有利于天然气的保存。油气分布受含油气系统控制     

从新的勘探理念寻求楚雄盆地油气勘探的突破--试论楚雄盆地的深盆气勘探前景

由于楚雄盆地构造圈闭形成期与源岩主要生排烃期不匹配,导致了长期以来按构造圈闭部署的油气勘探工作屡遭失败。深盆气理论与勘探实践表明,在盆地坳陷中心或上倾斜坡地带可以形成非构造型的深盆气藏。认为楚雄盆地具备深盆气形成的基本地质条件:上三叠统煤系厚度大,热演化程度高,生气强度可达(40～60)×108m3/km2;广泛发育致密砂岩储集层,坳陷主体部位上三叠统连片分布,天然气保存条件较好;盆地西部坳陷和北部坳陷及其斜坡区是深盆气勘探的有利地区。还认为:该盆地上三叠统煤系生、储、盖层相互叠置,可构成下生上储、上生下储和自生自储等多种成藏组合;在有断层沟通条件下,也可以于煤系之上的侏罗系地层中形成次生的常规成藏组合;若运用深盆气勘探理论,并从动态演化的观点重新评价,可望在该盆地天然气勘探上获得重大突破。     

试论含气盆地综合分类及大气田分布

按照天然气系统、天然气多源成因和多世代大地构造三重概念,对全球59个已发现大气田的盆地进行了综合分类,并在此基础上统计了不同盆地类型的大气田数量和储量分布。对比分析表明:(1)充分的源岩和有效的圈闭-保存条件是形成大气田的两个关键因素;(2)煤型气的大气田意义接近或超过了油型气;(3)中生代是寻找大气田的最佳盆地世代;(4)晚古生代的大气田以高储量比例为特征;(5)新生代发育了类型众多的含气盆地,所找到的大气田为数也不少,但规模偏小;(6)早古生代盆地因保存状态不佳,寻找大气田较困难;(7)我国含气盆地有不少世代属于大气田分布类型,虽然源岩条件较差,但找到一般规模的大气田似不成问题。     

共和盆地——一个值得研究的新盆地

位于青海省 西部的共和盆地,在诸多的石油地质条件方面与柴达木盆地东部地区相似,应是寻找生物气的一个新领域。在共和盆地钻探的共参1井,古-新近系厚达5km以上。对共和盆地的地层、沉积、构造、生烃、油气显示等进行分析,并与柴达木盆地东部三湖地区进行了比较后指出,两盆地在沉积环境、气源岩特征、储集层特征诸方面颇为相似。共和盆地也是一个寻找生物气的理想地区,应加强对盆地的勘探和研究。