南黄海周缘地区的地质构造联系

本文在前人研究基础上对南黄海周缘地区的地质构造作了综合.这个由块体及结合带组成的区域,经历了漫长复杂发展史。块体拼贴格架主要奠定于震旦纪前,三叠纪中期又经历一次重大构造变动,至于南黄海东、西两面间地质构造联系,看来并不如想像的那样简单。北西向的南黄海—东海断裂岩浆岩带可能是一条重要的构造界线。     

辽河东部凹陷浅层气成藏控制因素

通过对辽河盆地东部凹陷浅层气藏的研究,说明气藏类型与分布规律主要受断层,背斜构成的闭地质条件所控制。在火山岩体的发育区还受上倾方向火山岩遮挡而形成气藏。非构造型气藏的形成则与上倾尖灭或侧向尖灭砂岩储层有关,但也离不开断裂和构造背影的有机配合。对辽河东部凹陷下第三系东营组,沙河街组浅层气藏富集因素分析认为：生烃源岩是浅层气藏富集的基本条件;良好的盖层是气藏富集的先决条件;储层条件是控制浅气藏富集程度     

我国浅层生物气气藏的压力特征及成因探讨

生物气是有机物处于低温未成熟阶段，在厌氧细菌的生物化学作用下产生的天然气，它与成熟至过成熟阶段形成的热解气的化学成分有着明显差异。“八五”后期，继柴达木盆地、渤海湾盆地和杭州湾地区发现生物气气藏之后，我国又在云南第三系的杨林、陆良、保山等盆地钻获商业性生物气气流，并获得了一定的储量。对国内已发现的生物气气藏统计分析发现，此类气藏压力系数绝大多数为０．９～１．１，属于常压气藏。常压特征形成机理，在于此类气藏地层具有相对开启的水文地质条件（地层成岩作用弱，孔隙度、渗透率高，盖层的封盖能力相对较差，砂岩百分含量高）；经受的地层温度低（４０～６９℃）；构造作用弱（发育生物气气藏的新生代盆地被改造程度较低，基本保留了原始沉积盆地的状态）；气藏高度小（圈闭高度与圈闭层埋深的比值一般为５％～６％，最大不到７％）。鉴于我国浅层生物气气藏的压力特征，钻探中不宜使用密度过高的钻井液，否则会造成对气层的污染，甚至破坏储集层。结合钻井安全系数的规定，在此类气藏钻探中，钻井液密度不应超过１．２５。图１表１参１６（梁大新摘     

威远隆起西部浅层油气成藏条件及勘探方向

威远隆起西部为平缓的单斜，下侏罗统自流井组井组珍珠冲段埋深２５０－６００ｍ，多形成小型油气藏。浅层地震勘探分辨率不高，地表油气化探又具多解性。针对本区的实际情况，把油层物理概念应用在勘探中，即每一个圈闭都可以根据储集岩岩样孔隙大小分布的测定，以及该层的油水性质，计算出临界烃柱高度。     

南黄海盆地南五凹陷构造特征及有利勘探区带研究

南黄海盆地南五凹陷是南黄海中新生代盆地最有利的成藏区域之一,具有良好的勘探潜力。但由于其构造特征复杂,一直未能取得油气勘探的突破。该文结合最新三维地震及钻井资料,在精细构造解释的基础上,对南五凹陷的构造特征进行分析,认为南五凹陷经历了断陷和拗陷两个大的构造演化阶段,主要发育两期三组正断裂。在断裂的控制作用下,发育三个局部构造带,以断鼻、断块圈闭为主。南五凹陷油气成藏具有近源近断成藏的特点,其中深大断裂的发育是油气输导的关键因素。通过研究,总结了南五凹陷构造特征及成藏关键因素,并提出了北部斜坡带发育深大断裂,圈闭条件好,可作为有利勘探区带,研究成果对南五凹陷勘探工作具有借鉴意义。     

兴隆台油田兴北地区东营组浅层气研究

在兴隆台油田勘探开发早期,由于当时技术水平的制约和限制,使得兴北地区东营组浅层气被忽视。浅层气井资料录取少,缺乏综合研究。针对这种状况,重新对兴北地区东营组浅层气的地质特征、成藏条件、气藏分布规律等方面进行了分析,进而指导该区东营组浅层气下一步的开发与挖潜工作。     

AVO技术在建南构造浅层气研究中的应用

AVO是在叠前CDP道集上分析振幅随偏移距的变化特征来识别岩性及预测油气的,是一项利用振幅信息研究岩性、识别油气的重要技术。首次系统地分析了四川盆地建南构造建34井下侏罗统自流井组珍珠冲段和上三叠统香溪组2个储层的AVO属性参数,珍珠冲段有2层共6m厚的含气砂岩,香溪组层段也有两层共33.2m厚的含气砂岩。通过分析建34井的资料作出珍珠冲段和香溪组层段含气砂岩顶面反射振幅与偏移距之间的关系图和有关AVO属性参数的交会图,研究了2个储层的AVO异常地质属性特征,得出了该区浅层气具有Ⅰ类砂岩类型,即正的AVO截距P和负的AVO斜率G且油气储层顶部的地震反射振幅随偏移距的增大而减小。基于地震资料的AVO反演研究进一步证实了该地区珍珠冲段和香溪组2个砂岩储层顶部地震反射振幅随偏移距的改变而变化的规律。这种规律对于采用AVO方法进行储层预测具有明确的指导意义。     

孤东地区浅层气藏开发技术对策

从开发过程中面临的主要矛盾出发，通过气藏工程分析，结合开发实践，对孤东地区浅层气藏的开发技术对策进行了分析。研究表明，通过占高点布井和合理控制气层射开程度，可延长气井的无水采气期，避免气井过早见水；早期防砂和适当控制气井产量可控制气井出砂；通过井下截流，可提高气井自身的携液能力，延长带水采气期；气井出水之后，采取有效的排液措施是进一步延长气井寿命的关键。     

江汉盆地南部监利地区浅层生物气的发现及成因

江汉盆地南部监利地区由于农田灌溉打水井,偶然发现井水抽出时伴有气体流出,点燃后能长时间燃烧。为此,对该地区的浅层气进行了采样分析。结果表明,浅层天然气气样CH₄含量介于44.11%~51.57%之间,均值为47.03%,不含C₂H₆及其他重烃气体,干燥系数(C₁/C_1-5)为1,属典型干气。CH₄碳同位素值介于-70.8‰ ~-71.0‰之间,均值为-70.9‰,CH₄氢同位素值介于 -223‰~-226‰之间,均值为-224‰,CO₂碳同位素值介于-12.6‰~-14.7‰之间,均值为-13.9‰,同位素特征表明研究区浅层气为氢气还原二氧化碳途径生成的生物气。通过与江浙-沿海平原、长江三角洲和洞庭盆地的第四系浅层生物气赋存特征进行对比,进一步明确了研究区内第四系生物气成藏特征,认为研究区第四系浅层生物气具有进一步勘察和研究的潜力。     

松辽盆地红岗地区浅层气地球化学特征研究

根据红岗地区7件明水组浅层气和13件嫩江组浅层气样品的组分和同位素分析,表明明水组浅层气甲烷含量、重烃含量、干燥系数、δ¹³C₁均值分别为92.74%,1.77%,0.981,-56.7‰,而嫩江组浅层气甲烷含量、重烃含量、干燥系数、δ¹³C₁均值分别为90.38%,5.57%,0.942,-52.1‰。明水组浅层气主要为生物气,而嫩江组浅层气属于生物—热催化过渡带气,都属于低熟油型气。     

琼东南盆地宝岛北坡浅层天然气成因与成藏机制

根据琼东南盆地宝岛北坡天然气地球化学特征和来源,研究宝岛13区浅层气田运聚期次和成藏时间,建立天然气运移成藏模式。依据宝岛13区浅层天然气组成和δ13C1、δ13C2特征,并与同一构造带南部下倾方向宝岛19-2构造高成熟天然气特征比较,认为宝岛13区浅层天然气可能是以生物气/低熟气为主含有部分成熟气的混合气。结合共生的凝析油标志物特征和包裹体信息,推测生物气/低熟气源于附近未熟—低熟的中新统—渐新统烃源岩,低熟气充注时间约为距今3 Ma;来自宝岛凹陷成熟度较高烃类气晚期注入,2号断裂为天然气向上运移提供良好通道,而后经中新统梅山组—三亚组砂岩输导体向北侧向运移到宝岛13区圈闭与近源聚集的天然气混合成藏。由此预测松东—宝岛北部斜坡应是琼东南盆地东部浅水区下步拓展天然气勘探的现实领域。     

南海超深水浅层低温气井测试温度场干预

南海超深水油气资源丰富,在超深水气井测试过程中海底低温带来极高的水合物风险。通过对超深水浅层低温气井井筒温度场分布规律的研究,建立全井段温度场精确预测模型,进而形成测试液分段温度场干预方法。研究结果表明,在海水段上部存在升温层,同时低产量条件下井筒温度在海水段上部反超高产量条件下井筒温度;通过分节点温度干预,在节点上部和下部使用不同性能测试液体系,建立温度场干预层。将研究成果应用于我国第一口超深水气井测试,有效防止了水合物生成,具有参考借鉴价值。     

南海西部海域非烃类气层测井识别及解释评价方法

针对南海西部海域莺琼盆地复杂气田勘探实践所遇到的实际问题,开展了非烃类气层测井识别及解释评价方法研究。将三孔隙度气层识别方法发展和完善为四孔隙度气层识别方法,基于烃类气和非烃类气的密度与温压条件关系分析,建立了非烃类气层定量解释评价模型和方法,并在莺琼盆地取得了良好的实际应用效果。     

南海西部深水区天然气地质与大气田重大发现

为加快我国深海油气勘探的步伐,"十一五"以来,综合利用大面积三维地震、测井、钻井岩心(屑)和地球化学分析等资料,系统研究了南海西部琼东南盆地深水区的沉积过程、烃源岩形成和生排烃过程,取得了"烃源条件优越""储集条件良好""大型勘探目标成群成带分布"3个创新性认识。研究结果表明:①该深水区位于琼东南盆地的中南部,其形成受印支欧亚板块碰撞与喜马拉雅隆升、南海扩张等多重构造事件控制,经历了古近纪裂陷和新近纪坳陷期;②始新世断裂活动强烈并伴有湖泊沉积,早渐新世裂陷继续发育,沉积环境为海陆过渡相和滨浅海相;③以生油为主的始新统湖相泥岩和以生气为主的下渐新统海陆过渡相煤系地层为两套主力烃源岩;④根据对热演化程度、生烃量及生烃强度指标的分析结果认为,乐东、陵水、宝岛和长昌等4大凹陷属于潜在富生烃凹陷,其中乐东和陵水凹陷的良好生烃潜力已得到钻探证实;⑤深水沉积学和成藏动力学研究成果表明,该区纵向上发育古近系和新近系两大成藏组合,横向上发育中央峡谷岩性圈闭带(群)、长昌环凹圈闭带(群)和宝岛南部断阶带等有利成藏区带;⑥中央峡谷岩性圈闭带成藏条件优越,油气勘探潜力巨大,应作为首选目标实施钻探,南海北部最大天然气田——中央峡谷气田的发现验证了上述观点的正确性。     

琼东南盆地天然气成因类型及其烃源探讨

综合天然气组分、碳同位素组成、轻烃特征、生标化合物分布特征和相关地质资料,对琼东南盆地的天然气成因类型及其烃源进行了分析,其结论认为:盆地东部非烃气含量高,多为CO2和N2,烃气含量不等,多为湿气;盆地西部烃气含量高,多数为干气.盆地中的天然气为混合成因有机成因气,油气主要来源于渐新统的煤系烃源岩和滨海沼泽相烃源岩,始新统中深湖相源岩对盆地晚期生成高成熟—过成熟的原油裂解气有一定的贡献.     

南海西部地区异常高压气井套管防磨技术

南海西部地区高压区域分布广泛,高压井在各种工况下,内外压比常压井要高,对套管强度的要求更高。海上开发井主要采用定向井和水平井开发,套管磨损问题突出,加大了套管挤毁或破裂的风险。针对以上问题,通过不同磨损带磨损实验,得到不同工况下套管磨损系数,建立了考虑磨损的高压井套管强度校核方法。针对南海某D气田套管磨损问题,选取了井深最大的B井,根据其井身结构、井眼轨迹计算了钻井过程中钻具组合对套管的侧向力,评估了磨损对套管强度的影响。综合考虑钻井过程中磨损、抗内压和抗外挤安全系数,提出了基于磨损风险剖面和套管校核安全系数的配套防磨技术方案。该方案已经用于D气田的套管设计和招标采办中。     

南海西部北部湾区域地层原油黏度预测方法

目前海上油田受多方面因素制约,地层流体取样少或无取样,而南海西部北部湾区域油藏流体性质变化较大,导致地层原油黏度难以准确预测。针对上述问题,通过收集北部湾区域已开发油藏地面及地层流体性质资料,分析影响原油黏度的主控因素,从主到次依次为含硫量、胶质含量、沥青质含量、含蜡量,其中胶质含量、沥青质含量和含硫量组合因素对原油性质影响显著,原油黏度对温度敏感,原油脱气前,压力对其影响小;运用数理统计学原理,建立了地面原油参数团、原油密度、地面脱气原油黏度与地层原油黏度间的3种评价方法,经乌石油田群15个样本点检验,平均绝对误差在0.5 mPa·s左右。该预测方法可为流体评价和油藏开发提供较为科学可靠的地层原油黏度资料。     

南海西部近海大中型油气田勘探新进展与思考

近年来,随着勘探程度提高,南海西部近海盆地勘探难度增大,大中型油气田勘探未获大的突破.2020年,通过解放思想、转变思路、创新认识,转向领域勘探,在珠江口盆地西部增压型断裂转换带、涠西南凹陷流一段湖底扇、琼东南深水梅山组海底扇等多个领域获得勘探突破.通过对南海西部近海盆地主要凹陷油气资源潜力和勘探阶段及其分布不均衡性的...     

南黄海海相油气地震勘探关键技术突破及应用

南黄海盆地发育厚度大、分布广的中生代—古生代海相地层,是油气勘探开发的重要对象,然而受地质条件复杂、地震采集环境恶劣等因素的影响,地震成像品质不佳的问题突出,制约了该区油气勘探的进程。为了破解上述技术难题,通过开展科研攻关,形成了南黄海盆地中生界—古生界地震资料采集、处理与综合解释等3项关键技术系列。研究结果表明：①通过立体地震资料采集、 广角反射地震信号提取、广角反射波成像处理、地震综合解释等技术以及海上试验应用,获得了该盆地中部隆起和北部坳陷海相下构造层的有效反射和成像,满足了地质科学研究和地震成像的要求;②取得了对南黄海盆地海相下构造层分布、构造特征等的一系列重要新认识,为该盆地海相地层油气资源潜力评价及勘探指明了方向;③在此基础上,提出了CSDP-2科学钻探井位,在海相中生界—古生界中钻遇厚度较大的烃源岩和多套储层油气显示,证实了该项技术的可靠性。结论认为,该项地震勘探关键技术可以为南黄海盆地海相地层的油气勘探提供技术支撑,应用前景广阔,并由此坚定了在该盆地进行海相油气勘探的信心。     

南黄海盆地北部坳陷海底烃类渗漏与深部油气属性

采用侧扫声纳和高分辨率地震方法,对南黄海盆地北部坳陷海底烃类渗漏地球物理特征进行分析,发现了与海底烃类渗漏有关的声学特征（麻坑及海底圆丘增强反射及柱状扰动等）。通过对南黄海盆地北部坳陷烃类渗漏区酸解烃的分析,认为烃类气体主要属于热成因气类型。 海底地层中发育的接近或直达海底的断层为烃类渗漏提供了运移通道和路径,海底浅表层气体的聚集和渗漏是深部地层中孔隙流体向上运移的结果。