渤海海域渤中凹陷西南环硫化氢特征及成因机制研究

渤海海域渤中凹陷西南环B25-A油田、B22-A构造钻井过程中发现微量硫化氢,B21-B、B22-A构造天然气藏中也检测出微量硫化氢。硫化氢存在四类主要成因机制,包括含硫有机化合物的热裂解、硫酸盐热化学还原(TSR)、生物作用成因(BSR)及次生成因,B22-A、B21-B奥陶系天然气藏地层温度超过170°,硫化氢由含硫有机化合物的热裂解形成,B22-A东营组钻井过程中的硫化氢是从下伏碳酸盐潜山运移并富集于储层中。通过B25-A油田地层中硫含量、沉积环境、硫酸盐含量、原油色谱特征等分析认为,硫化氢是由细菌降解原油而成。渤海海域富含硫酸盐地层较少,不存在高含量硫化氢产生的条件。通过硫化氢的成因机制研究和地质条件分析,可以预测硫化氢出现的地层和含量范围;硫化氢的存在在一定意义上对油气成藏具有指示作用。     

渤中凹陷北部中生界火山岩储层发育特征及主控因素

渤中凹陷北部中生界火山岩广泛发育,岩性变化快,储层非均质性强,优质储层主控因素认识不清.本次研究充分利用岩心、薄片、分析化验等数据,系统分析了研究区火山岩储层岩性特征、储集空间特征及优质储层控制因素.研究区火山岩岩性主要为火山角砾岩、流纹岩、安山岩、玄武岩和凝灰岩,储集空间类型以次生孔隙和裂缝为主,其中,中酸性岩性是优...     

渤海海域基底“改造型火山机构”特征及油气成藏意义

定义渤海海域中生代义县组沉积期侵位定型的完整火山机构遭受改造后的残留体为基底"改造型火山机构"。以研究区大量的钻井、地震、测井以及薄片资料为基础,探讨了基底"改造型火山机构"特征及其控油气作用。结果表明,基底"改造型火山机构"主要受岩浆性质、古地貌以及后期改造共同控制,后期断裂切割与差异剥蚀是火山机构改造的主要形式;研究区火山岩发育强与弱两种喷发模式,均属于"反序式"喷发,其中爆发相与中、酸性溢流相为优质储集相带;风化、旋回、期次界面控制优质岩相的垂向展布,各级次界面与残存优质岩相耦合是油气富集的关键。在风化壳或喷发界面150 m以内,同时优质岩相残存的火山机构中寻找期次界面是此类火山岩勘探的重点。     

渤中凹陷北部中生界火山岩储层发育特征及主控因素北大核心CSCD

渤中凹陷北部中生界火山岩广泛发育,岩性变化快,储层非均质性强,优质储层主控因素认识不清。本次研究充分利用岩心、薄片、分析化验等数据,系统分析了研究区火山岩储层岩性特征、储集空间特征及优质储层控制因素。研究区火山岩岩性主要为火山角砾岩、流纹岩、安山岩、玄武岩和凝灰岩,储集空间类型以次生孔隙和裂缝为主,其中,中酸性岩性是优质储层发育的基础,火山通道相隐爆角砾岩亚相、侵出相外带亚相和中酸性溢流相上部亚相的近源相带是优质储层分布的有利位置。综合分析认为岩性岩相和火山机构是控制优质储层分布的主要因素,而构造运动和风化淋滤对火山岩储层再改造,增加火山岩储层的孔隙度和渗透性。最终明确了旅大25-A构造的北部及南部分别发育一个有利目标区,具有较大勘探潜力。     

渤海海域渤中19-6潜山气藏成藏要素匹配及成藏模式

为了明确渤海海域渤中19-6潜山千亿立方米气藏的形成过程,基于大量岩心、薄片、测井及地球化学数据,在地质分析的基础上,利用地球化学分析方法和盆地模拟的手段,对其成藏要素及成藏规律进行了系统分析。研究表明：（1）渤中凹陷沙三段烃源岩生气强度普遍超过50×10⁸ m³/km²,晚期持续供烃为渤中19-6潜山气藏的形成提供了充足的物质基础;（2）印支期和燕山期构造运动是渤中19-6潜山构造裂缝型储层和潜山圈闭形成的关键时期,并形成了近源断裂输导体系和远源不整合面输导体系;（3）东营组厚层超压泥岩盖层和潜山较弱的晚期构造活动有利于渤中19-6潜山气藏的保存;（4）“生、储、盖、圈、运、保”六大成藏要素的时空匹配,最终导致了渤中19-6潜山千亿立方米大气田的形成。建立了渤中19-6潜山多洼供烃、多向充注、断裂和不整合联合输导的晚期成藏模式。     

渤海海域渤中凹陷渤中19-6大型凝析气田天然气来源探讨

渤海海域渤中19-6大型凝析气田的发现为渤中凹陷寻找大气田带来了希望和信心,深入研究其天然气的来源和成因对今后渤海天然气勘探具有重要指导意义。通过对开放和密闭体系热模拟实验结果分析,综合地球化学和数值模拟研究表明,渤海优质腐泥型湖相烃源岩[ω(TOC)=3.93%,I_H=727 mg/g(每克有机碳中干酪根热解烃量,下同)]干酪根热解累积生气的比例仅为10%,以排油为主;偏腐殖型湖相烃源岩热解生气比例也不大,I_H=100 mg/g时干酪根热解累积生气比例仅为30%,但由于干酪根的吸附作用,其中的残留烃在烃源岩中裂解成气,最后以排气为主。渤中19-6天然气为沙三段Ⅱ₁、Ⅱ₂和Ⅲ型混合烃源岩成熟到高成熟阶段的产物,是干酪根热解气与残留烃裂解气的混合物,且其供烃区为渤中凹陷西南的局部区域,供烃区古近系沙河街组沙三段烃源岩早期以排油为主,晚期(15 Ma以后)以排气为主,晚期排气量占总排气量的82%。下一步在渤中凹陷寻找大气田要选择供烃区烃源岩排烃气油比大、以排气为主的目标进行钻探。     

辽河东部凹陷中生界火山岩岩相特征分析

辽河盆地东部凹陷中生界火山岩地层分布广泛,主要由火山岩及其过渡岩类组成。据钻井、录井和测井等资料以及沉积特征综合分析,研究区中生界火山岩发育火山喷溢相和火山沉积岩相两种类型,火山沉积岩相主要是夹在喷溢相之间。沉积特征及沉积分布研究表明,区内物源主要来自三界泡潜山带附近NE,整体上表现为南北两段薄中部厚度较大的变化特征。其厚度在三界泡地区达到最大。火山岩岩相与火山岩储集层特征和储集空间类型具有明显的相关关系。     

渤海海域渤中凹陷源控油气作用及有利勘探区域预测

根据"源控论"的地质思想,通过对中国东部盆地烃源岩与油气藏分布特征的地质统计,提出了油气分布门限的概念,并在此基础上提出了油气成藏概率、储量分布概率和最大油藏规模的相关概念,采用地质统计、回归判别的方法,建立了多元非线性数学模型.结合排烃门限、成藏门限和分布门限对渤海海域渤中凹陷的油气分布进行了综合预测,结果表明,石臼坨成藏体系和渤东成藏体系是最有利的勘探区带,在排烃边界范围附近、成藏概率大于80%的圈闭将是最有利的勘探目标.     

渤中凹陷西斜坡原油地球化学特征及来源

利用原油物性分析、饱和烃气相色谱、色谱-质谱及稳定碳同位素等分析资料,对渤中凹陷西斜坡的原油地球化学特征及其来源进行了系统分析。认为研究区内原油可分为A类和B类2大类,其中,A类为因生物降解而成的稠油,埋深小于1600m。B类为正常原油,且可细分为B1类和B2类两类,B1类原油一定程度上受到生物降解作用的影响,埋藏深度介于1600m和1700m之间;B2类原油未受生物降解作用的影响,埋深大于1700m。B1类和B2类原油可能均主要为沙三段(E3s3)和沙一、二段(E3s1+2)烃源岩所生成原油混合的产物,东营组烃源岩的贡献不明显。基于现有认识,那些发育在断至沙河街组烃源岩的断层附近的圈闭应该是渤中凹陷西斜坡现阶段较为现实的勘探目标。     

油气运聚模拟在目标钻前研究中的成功应用——以渤海海域渤中21-22区为例

在对构造演化、成藏要素综合分析的基础上,运用盆地模拟技术对渤海海域渤中凹陷渤中21-22区的埋藏史、热史、生烃史以及油气运聚进行了模拟,指出了有利的油气聚集区。研究结果表明:渤中凹陷沙三段及东三段烃源岩在馆陶组沉积时期进入了大量生油期,现今均已进入大量生气阶段。渤中凹陷生成的天然气沿潜山表层风化壳以及大型不整合面运移至渤中21-22区潜山成藏。因而,渤中21-22区潜山是极为有利的油气勘探目标区。对该区的成功钻探验证了油气运聚模拟结果。因此,该油气运聚模拟技术是优选、评价有利勘探目标区、降低勘探风险并提升勘探成功率的有效方法。     

渤海海域渤中凹陷渤中19-6深层潜山凝析气藏的充注成藏过程

综合凝析油的地球化学特征、周缘洼槽烃源岩生烃史、流体包裹体岩相学观察、均一化温度及含油包裹体的石英颗粒的频数(GOI),分析了渤中19-6地区深层凝析气的来源及充注成藏过程。研究表明:潜山凝析油气的热成熟度高,对应的烃源岩R_o约1.3%。轻烃、碳同位素组成与生物标志物参数分析表明凝析油气来源于油型母质,即沙河街组烃源岩。烃类包裹体主要分布于石英微裂隙,少量分布于加大边。液态烃类包裹体呈黄绿色及蓝白色荧光,GOI值高达80%,揭示高的原油充满度。渤中19-6深层潜山凝析气藏表现为近源、早油晚气连续充注,其中原油充注在明化镇组下段时期(12～5.1 Ma),天然气大量充注时间为明化镇组下段沉积末期甚至更晚的时期(5.1～0 Ma)。尽管新构造运动期油气垂向调整显著,但烃源岩快速熟化与近源强充注是构造活化区深层潜山动态富集的重要物质基础。     

渤海海域秦南凹陷油气地质特征及勘探潜力

秦南凹陷是渤海海域勘探程度最低的凹陷之一,前期勘探成果不理想,凹陷的生烃能力一直受到质疑。通过对秦南凹陷油气地质特征研究表明:秦南凹陷内小型次洼已具备较大的生排烃能力,凹陷中心的东洼和中洼烃源岩分布范围更广、体积更大、埋藏更深,应具有更大的生排烃能力;凹陷的结构类型控制油气优势运移方向;稳定分布的东二下段泥岩沉积控制了油气富集层位;长期活动断层的发育位置及程度控制了新近系油气成藏的区域与富集程度;主要发育了自生自储、早生晚储、下生上储近源成藏3种成藏模式。研究认为,石臼坨凸起北侧斜坡区、秦南凸起东侧斜坡区以及秦南Ⅰ、Ⅱ号断裂附近为有利勘探区域,具有较大勘探潜力。     

渤海海域火山热流体及其对碳酸盐岩优质储层的控制作用

渤海海域火山活动频繁,为了落实火山热液活动对碳酸盐岩储层的影响,利用岩心、铸体薄片、扫描电镜、碳氧同位素、锶同位素、稀土元素和流体包裹体等分析手段,对渤海海域火山热流体活动特征及其对古生界碳酸盐岩储层的改造作用进行了研究。渤海海域火山热液流体主要受断裂控制,主要成分包括幔源成因的岩浆并携带大量的CO₂、H₂S等气体;建立了碳酸盐岩储层中火山热液活动的标志,包括热液诱导缝、热褪色,鞍形白云石（渤海海域首次发现）、硅质结核、柱状自生石英和脉状黄铁矿等典型热液矿物。受热液作用影响的方解石具有δ¹⁸O值异常低、⁸⁷Sr/⁸⁶Sr值异常高、轻稀土元素富集及Eu正异常等特征,盐水包裹体均一温度远高于地层温度。火山成因热液流体在沿断裂进入碳酸盐岩围岩过程中,促使围岩产生了大量诱导缝,发生热液白云岩化作用,产生大量的晶间孔,磷灰石包壳、硅质结核等热液矿物对先存的孔缝具有一定的支撑和保护作用,火山热液流体沿孔缝进入,进一步对碳酸盐岩进行溶蚀改造,形成大量的溶蚀孔隙,储层物性大大改善,提升了碳酸盐岩储层的储集性能。     

渤海海域中生界覆盖型潜山成藏认识与渤中13-2大油田发现

历经50余年勘探,渤海海域暴露型潜山已获得渤中19-6等多个大中型油气田发现,中生界覆盖型潜山一直未取得规模型勘探突破.近年来,针对制约覆盖型潜山勘探的成储和成藏问题展开了系统研究,取得了相关的地质新认识.认识到"垂向顶部差异、横向内幕连续"是大型变质岩潜山优质储集层分布模式,内幕网状裂缝型储层是覆盖型潜山主要储层类型...     

渤海湾盆地渤中21-2 构造碳酸盐岩储层发育特征及其控制因素

近年来渤海油田新生界的油气勘探取得了较多成果,但其古生界碳酸盐岩潜山的勘探程度却较低。通过分析渤海湾盆地渤中21-2构造钻探古生界碳酸盐岩潜山获得较好发现的渤中21-2-A井的岩心、岩屑、钻井、测井及测试等资料,结合岩石学、矿物学、地球化学等实验数据,确定研究区古生界碳酸盐岩的岩性主要为白云岩、灰岩、云灰岩、灰云岩和泥岩等,其中白云岩的储集物性普遍好于灰岩;储集空间类型主要为孔隙、溶洞和裂缝3种;储层类型整体以溶洞型储层为主,纵向上大致分为3段;其中,古生界上段和下段主要发育溶洞型储层,中段以溶洞—裂缝型储层为主,且储层发育程度主要受沉积相类型、岩溶作用和构造破裂作用控制。研究结果表明,渤中21-2构造发育台内滩、滩等有利沉积相带;其主体区整体处于岩溶高地及岩溶斜坡的有利古地貌背景,且未被中生界覆盖,有利于岩溶作用,应为古岩溶储层的有利发育区。     

沉积成因过程分析方法在沉积体系研究中的应用——以渤海海域渤中A区沙二段为例

沉积成因过程分析方法是少井区沉积体系研究的有效方法之一。综合利用钻井、测井、岩矿以及三维地震等静态资料,在不同时期湖平面变化框架下,通过古物源以及古沟谷体系研究,明确研究区物源面貌、母岩类型以及供源能力,认识物源区与沉积区之间主要发育的多种沟谷类型高效输砂通道,最终通过对有效物源区、母岩类型以及高效输砂通道三者之间的耦合关系研究,达到预测优质砂体展布的目的。沉积成因过程分析方法在渤中A区沙二段沉积体系研究中的成功应用,很好地指导了该区的中深层储层预测,为该区中深层油气勘探提供了有力支持。     

渤海海域莱州湾凹陷沙河街组硅化碎屑岩地质特征及其储层意义

渤海海域莱州湾凹陷硅化碎屑岩以粒间石英晶体孔隙式充填、强烈石英次生加大为特征,局部地区甚至发生低变质作用,表现为变余砂状结构,这在国内外含油气盆地中是极为少见的。运用地震、测井、岩石学和单颗粒锆石U-Pb测年等技术手段,揭示了硅质碎屑岩的地质特征,首次通过锆石测年证实了莱州湾凹陷沙河街组沉积时期存在火山活动。硅质热流体活动证据主要体现在硅质脉体发育,呈多期充注特征,石英颗粒次生加大强烈,岩石甚至出现变余砂状结构;粒间粘土几乎全部热蚀变为黑云母和白云母,并可见"帚状"正在生长的云母类矿物;岩石中发育大量集块状和集簇无序状黄铁矿,不同产状的黄铁矿为多期次热液成因;热场发射扫描电镜下识别出黄铁矿-重晶石-独居石-方铅矿-金红石-硬石膏热液矿物组合。深部硅质热流体进入储层,碎屑石英颗粒产生强烈次生加大,加大石英和硅质沉淀完全充填粒间孔隙,对储层起破坏性作用,但硅化作用大大增强了地层的脆性,在后期构造运动作用下产生大量断裂和微裂缝网络。另外,热液流体溶蚀了储层中的长石类矿物,产生大量长石粒内溶蚀孔和铸模孔,在裂缝沟通下形成了孔隙-裂缝型优质储层。     

中国东部海域中生界地质特征及含油气前景

中生界分布于中国东部海域的7个盆地,面积约18.3万km_2,最大沉积厚度约5000m。研究区南部的沉积环境以海相为主,北部以陆相为主;盆地构造演化在南部晚中生代以坳陷为主,北部晚中生代以断陷为主;构造活动南强北弱,南多北少。地质差异的原因与大地构造位置和三大板块作用有关。中生界具有多种油气藏类型,含油气前景良好。     

渤海海域黄河口凹陷近源晚期优势成藏模式

黄河口凹陷是渤海南部海域一个富生烃凹陷,已经发现的油气藏具有中-浅埋深(1200～1800m)、原油密度中等、产能高(新近系最高455.3m³/d)等特点.油气成藏以近源垂向运移为主,主要成藏时间为5.1Ma以来,主力油层明显受层序控制,油层主要分布于最大湖泛面以下,成藏模式可以归纳为"近源晚期优势".5年来(2004-2008年),该凹陷勘探地质成功率为85%,平均单井发现三级石油地质储量713×10⁴m³,至2008年已经钻探近100口探井.在20世纪80-90年代初发现渤中25-1/S、渤中34-2/4、渤中28-1和渤中26-2等油田的基础上,近几年相继发现了渤中34-1、渤中28-2S、渤中29-4、渤中26-3等中、浅层中型油气田,形成了渤海南部海域油气发现的新高潮.     

渤中凹陷大型湖泊三角洲的发育特征及油气勘探前景

渤中凹陷东营组内发育内陆湖盆中罕见的大型湖泊三角洲,其规模与海相盆地三角洲相当,通过渤中凹陷下第三系层序地层格架及其充填样式与构造特征的分析,探讨了东营组底部大规模超覆不整合,局部侵蚀削截不整合的表现形式,沙河街组与东营组之间的沉积－构造转换,东营组大型湖泊三角洲发育的地质背景和东二段大规模三角洲沉积体系的沉积特征与油气勘探前景。