莺歌海盆地天然气差异输导特征及成藏意义

莺歌海盆地为典型的伸展-转换型盆地,其独特的地质条件决定了天然气具有差异输导特征,这种差异输导体现在盆地尺度、区带尺度和输导体尺度上,中央底辟构造带为泥一流体底辟树型输导系统,深部天然气沿底辟断裂垂向远距离运移到底辟顶部及其周缘的浅层及中深层砂体中成藏。输导体主要以垂向断裂和裂隙为主,莺东斜坡带则为复合输导系统,输导体为砂体、不整合和断裂组成;莺东斜坡输导特征分段性明显,从北段、中段到南段输导性能逐渐增强,具有明显差异输导特征。伸展-转换型盆地的这种差异输导特征对天然气运聚成藏及天然气富集具有明显的控制作用,泥一流体底辟树型输导系统决定了中央凹陷、带天然气具有环底辟优势聚集分布的特征,复合输导系统影响莺东斜坡带天然气运聚则具有多样性,天然气各段差异聚集特征明显。     

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.     

莺歌海盆地流体底辟构造及其对天然气成藏的贡献

莺歌海盆地是一个独特的沉积盆地,其以强烈的底辟构造,巨厚的沉积盖层,快速的沉降沉积活动和异常高温高压等地质现象而称,在调研大量献的基础上,对莺歌海盆地底辟构造及其对天然气成藏的影响进行了分析,认为盆地内的底辟构造属于流体底辟构造,阐述了底辟构造的发育特征,从底辟产生的物质基础（流体源）和外界条件（热能、退覆层系,外力）等方面探讨了流体底辟的成因机制,总结出流体底辟构造形成的理论模式,并从圈闭,运移,保存等方面阐述了底辟构造对天然气成藏的贡献。     

莺歌海盆地流体底辟构造及其对天然气成藏的贡献

莺歌海盆地是一个独特的沉积盆地 ,其以强烈的底辟构造、巨厚的沉积盖层、快速的沉降沉积活动和异常高温高压等地质现象而著称。在调研大量文献的基础上 ,对莺歌海盆地底辟构造及其对天然气成藏的影响进行了分析。认为盆地内的底辟构造属于流体底辟构造 ;阐述了底辟构造的发育特征 ;从底辟产生的物质基础 (流体源 )和外界条件 (热能、退覆层系、外力 )等方面探讨了流体底辟的成因机制 ,总结出流体底辟构造形成的理论模式 ;并从圈闭、运移、保存等方面阐述了底辟构造对天然气成藏的贡献。     

含油气盆地地温-地压系统浅析

地温和地层压力是含油气盆地内控制油气生成和演化的两个最基本的物理参数。本文认为,地温与地层压力构成地下地温-地层压力系统。在该系统中,地温与地层压力保持直线关系。含油气盆地一般包含若干个直线状的地温-地层压力系统,这些直线状的系统又在垂向构成复式温-压系统。复式温-压系统可分为高压型和低压型两类。     

莺—琼盆地高温高压领域天然气成藏与勘探大突破

经过多年勘探研究与实践,莺—琼盆地已经取得天然气勘探重要进展,但是深层地震资料品质差、地质条件错综复杂、高温高压条件下天然气成藏机理不清晰等不利因素制约了该盆地高温高压中深层领域天然气勘探的进一步突破。以莺—琼盆地高温高压环境下成盆、成藏机理等理论体系及其相关勘探技术方法体系为核心,结合实例精细解剖,综合研究了高温高压条件下天然气成藏机理、成藏主控因素及成藏模式。研究认为:莺—琼盆地高温高压领域天然气资源潜力巨大,为天然气勘探大突破提供了雄厚的物质基础;创新提出"走滑伸展盆地内构造转换带优势物源+不均衡沉降控制重力流展布"新认识;进一步完善了高温高压天然气成藏理论,构建了"走滑伸展控源控砂、超压裂隙输导、多期叠合"的高温高压成藏模式。研究成果为莺—琼盆地高温高压领域大中型油气田勘探突破方向选择以及其他高温高压盆地油气勘探提供了理论依据。近年来相继发现并成功评价X13-1、X13-2、L13-2及L25-1等大中型气田,开创了莺—琼盆地高温高压领域天然气勘探新局面。     

莺歌海盆地中深层天然气成藏特征

莺歌海盆地浅层天然气勘探及研究程度相对较高，目前绝大部分探井及所发现的天然气储量主要集中于浅层，但剩余好的勘探目标不多；该盆地中深层探井较少，研究程度非常低，发现并落实的天然气地质储量少。为了解决这一问题，文章通过对该地区浅层与中深层天然气成藏地质条件的综合分析类比与评价，明确提出中深层优于浅层，中深层是寻找大中型气田的主要场所，莺歌海盆地中深层天然气将成为日后勘探新目标。     

北部湾盆地天然气成藏系统构想

北部湾盆地发育流沙港组和涠洲组 2套气源岩 ,有断层面、不整合面以及与构造脊配合的砂岩输导层作为天然气的运移通道 ,发育多套储盖组合和多种类型圈闭 ,因此具备天然气规模成藏的条件。依据气源岩的类型和分布 ,对该盆地的天然气成藏系统进行了类型划分 ,并通过对各子系统的分析 ,指出了盆地内天然气聚集的有利区带。     

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。     

柴达木盆地与莺歌海盆地超压体系、油气成藏特征对比分析

柴达木盆地和莺歌海盆地都在一定深度和区域上普遍存在异常高压现象。通过对这2个盆地沉积和构造演化、超压特征及成因和油气成藏史3个方面的对比分析,阐述了盆地演化过程中油气运聚与压力系统演化之间的相互关系。研究表明,2个盆地的沉积演化都经历了沉积物快速堆积,形成了巨厚的烃源层,并且对应于盆地超压发育的主要层位;超压体系的分布受各沉积时期沉积中心和构造作用控制明显,超压顶界面基本呈现出中间高、向盆地边缘降低以至消失的特点。油气主要富集在超压顶界面附近及其上的常压系统内,在封闭和保存条件较好的深部也具有较大潜力。超压体系为油气运移提供动力条件,并在一定地质背景下控制着油气分布,同时油气成藏过程对盆地超压系统的产生和演化也具有重要影响。     

莺歌海盆地流体势场演化对天然气运聚的控制

首先建立莺歌海盆地受埋藏深度和时间双重因素控制的孔隙度演化函数．然后利用该孔隙度函数求出地层古厚度和古埋深；选取“改进的Phillipone公式”压力计算模型预测出古地层压力，并通过实测地层压力对其进行误差校正；最后根据古埋深和古地层压力计算古流体势。通过综合分析成藏期至今的流体势场演化过程，发现流体势场演化及分布特征对天然气运移聚集的控制在不同地区、不同层位有明显差异。总体上讲，坳陷区生成的天然气有向低势区聚集的趋势．东方1-1构造带和莺东斜坡带为天然气运聚的有利区带．     

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     

气水过渡带和天然气成藏圈闭闭合度下限问题讨论——以莺歌海盆地高温高压带气藏为例

储层的物性和孔隙结构不仅控制气藏的含气饱和度,也控制气水过渡带的厚度。但它们之间有无定量关系呢？是否可以进行有效的预测？这对于评价圈闭的有效性和天然气勘探部署具有重要的现实意义。本文通过储层样品半渗透隔板实验、储层物性和隔层等方面的研究,结合莺歌海盆地实际地质资料的分析,提出了气水过渡带厚度的预测方法和成藏圈闭闭合度下限的概念。研究表明,气藏气水过渡带与孔隙度,特别是渗透率具有良好关系,说明储层孔隙结构是控制气藏气水过渡带厚度的主要因素,储层的隔层也会影响气水过渡带的分布。莺歌海盆地中深层天然气成藏的圈闭闭合度下限为7m,经济成藏闭合度下限为12m。     

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莺歌海盆地泥底辟带中深层异常高温高压勘探领域，是中国海洋石油界非常关注和颇具影响的新探区，近年首口探井的钻探，不仅揭开了多年来蒙在中深层勘探领域的神秘面纱，而且揭露了中深层这块极具诱惑力和吸引力的处女地，尤为重要的是，通过钻探基本消除了多年来一直笼罩在人们心目中有关中深层异常高温高压条件下油气能否运聚成藏的疑虑，进一步证实和肯定了本区中深层异常高温高压环境下具备天然气运聚成藏的基本地质条件，尤其是确证了中深层异常高压体系中仍然存在质量相对好具高突破压力的泥岩封盖层和良好的储盖组合。     

DF1-1构造中深层天然气藏地质特征及成藏模式

莺歌海盆地具有明显的走滑拉张特征,是一个高温高压盆地.盆地中央凹陷带泥拱和热流体底辟非常发育,为天然气运移提供了良好的通道.DF1-1-11井的钻探结果说明:莺歌海盆地中深层高温高压条件下可以成藏,储层的好坏与沉积环境和成岩作用强度有关,沉积相带以低位三角洲和低水位扇为主.中深层气层CO2含量较低,天然气组成具有明显的多源多阶混源复合特征.从DF1-1-11井看,中深层气层在高保真地震剖面上表现为弱亮点反射,气层预测的难度比浅层大.     

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。     

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莺歌海盆地存在中新统和渐新统两套重要烃源岩。其中，中新统海相烃源岩有机质丰度中等、成烃母质以陆源高等植物为主又有浮游植物的贡献，被认为是区内底辟浅层气田的主要烃源岩。盆地内高的地温条件和中新统源岩富含偏腐殖混合型－腐殖型有机质决定了其以生气为主的特点，通过热模拟实验并结合已知气田天然气主要成分的共生关系、分布特征和地质条件，深入探讨了该区烃气、氮气和二氧化碳等生成的先后顺序及其相互关系，建立了中新统烃源岩天然气生成演化模式，以期为本区的天然气勘探提供有价值的地球化学信息。     

高性能水基钻井液在莺歌海盆地高温高压井的应用

莺歌海盆地中深层高温高压领域温度高、压力大、作业安全密度窗口窄。在复杂地质环境下,常规的聚磺钻井液易变稠、流动困难、泥饼虚厚,引起遇阻、黏卡、井漏等井下复杂问题。通过室内评价,引入新型抗高温聚合物（Calovis HT、POROSEAL）替代常规聚磺钻井液体系中的聚合物（PAC-LV、EMI1045）,构建出高性能水基钻井液体系。室内评价证实,该钻井液在高密度2.30~2.40 g/cm3、高温200~220℃环境下,能长时间保持良好的高温热稳定性,并且有较强的抗污染能力,抗50 g/L钻屑、50 mL/L地层水及5 g/L CO₂,储层保护效果良好,渗透率恢复值为84.6%。该体系在莺歌海盆地高温高压井（压力系数2.20~2.40、温度190~200℃）中进行现场应用,解决了常规聚磺钻井液体系中高温稳定性不足的难题,证实高性能水基钻井液具有良好的高温热稳定性,并且流变性能优越,为后续高温高压复杂地层钻井液体系优选提供参考。