渤海428构造围斜坡区构造—岩性油气藏成藏规律与勘探潜力分析

近两年来围绕渤海428构造的斜坡区钻探了一批探井,在古近系取得了良好的发现,但是下一步可供钻探的构造圈闭目标十分有限。为了进一步明确该区勘探潜力,从区域—立体勘探的角度,通过对区域构造—沉积演化特征进行综合研究,分析构造演化对沉积类型及其展布范围的控制对油气成藏中所起的作用,在建立区域沉积模式的基础上,明确了该区油气成藏规律。认为古近系东二段以下为一个大型构造—岩性油气藏,油气主要受控于区域泥岩盖层之下储层的发育情况及其展布范围,该模式的建立摆脱了单纯对构造油气藏勘探思维的约束,认为428构造斜坡区应树立构造—岩性油气藏的勘探思路。该成藏模式的建立,大大拓宽了该区域勘探潜力,为该区下一步油气藏整体勘探评价提供了技术支持。     

渤中凹陷石南斜坡区古近系中深层优质储层形成机理

运用普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、包裹体、X衍射和物性分析等手段,对渤中凹陷石南斜坡区古近系中深层储层特征及形成机理进行研究。结果表明,研究区古近系中深层存在优质储层,孔隙度为20%左右,渗透率为(100～1 000)×10-3μm2,为高孔高渗储层。储层孔隙类型以粒内溶孔、粒间溶孔和残余原生粒间孔为主,次生孔隙较原生孔隙发育。沉积作用为研究区中深层优质储层的形成提供了前提和基础,溶蚀作用是形成该优质储层的直接原因,成岩演化控制了区内古近系中深层储层中3个次生孔隙发育带。异常高压和烃类早期充注是形成中深层优质储层的辅助因素。     

渤海海域石臼坨凸起东段地层岩性油气藏类型及成藏主控因素

在构造、沉积储层和烃源岩分析的基础上,剖析了石臼坨凸起东段地层岩性油气藏形成条件、类型和成藏主控因素,认为石臼坨凸起东段南北两侧的渤中凹陷和秦南凹陷发育沙三段、沙一二段和东下段三套烃源岩,烃源条件优越,受构造运动的影响形成走向斜坡型坡折、单断式陡坡坡折和沉积缓坡坡折,在东三段和沙一二段沉积了辫状河三角洲、扇三角洲优质储层,为地层岩性油气藏的形成提供了良好的条件。地层岩性油气藏类型主要为走向斜坡型地层油气藏、深断近岸厚扇型岩性油气藏和三角洲上倾尖灭型岩性油气藏等三种,渤中、秦南两个富生烃凹陷是地层岩性油气藏形成的基础,东营组巨厚泥岩的稳定分布和沙一二段、东三段优质储层的广泛发育是地层岩性油气藏形成的保障和关键。     

渤海海域石臼坨凸起Q油田沙二段储层沉积模式

湖相碳酸盐岩与陆源碎屑岩的混合沉积是渤海湾盆地古近系重要的油气储层之一,具有相变快、非均质性强的特点。为了明确该类储层的展布规律,从而更好地服务于油气勘探开发,以渤中凹陷石臼坨凸起Q油田为例,以岩心分析化验、测井和地球物理资料为基础,结合区域构造背景、物源供给、古地貌和古气候等综合分析,对油田沙河街组二段储层的岩石学特征、沉积相及沉积模式展开研究。分析认为,油田沙河街组二段整体处于湖相碳酸盐岩和碎屑岩混合沉积发育的有利背景,可能发育混积及裙带状两种沉积模式。两种模式下的储层连通性均存在一定的风险,在开发过程中应采取相应措施规避风险。此外,混合沉积作用对改善中、深层碎屑岩储层起到积极作用。     

渤中凹陷石臼坨凸起东部南缘沙河街组沉积相及控制因素

利用地震、录井、测井、岩心等资料,对渤中凹陷石臼坨凸起东部南缘古近系沙河街组沉积相类型及展布进行了研究,并分析了沉积控制因素.占近系主要发育冲积扇、扇三角洲、辫状河三角洲、滩坝和湖泊等沉积相.孔店组+沙四段沉积时期,发育冲积扇、扇三角洲和湖泊沉积,湖泊水体深度较浅,范围小;沙三段沉积时期,发育扇三角洲、辫状河三角洲和湖泊等沉积,水体深度增至最大,范围增加;沙一+二段沉积时期,发育辫状河三角洲和湖泊沉积,水体深度再次变浅,范围最广.在渤中坳陷特定的古构造格局下,冲积扇沉积主要受古气候-物源-古地形变化组合因素的控制,扇三角洲和辫状河三角洲沉积主要受古气候—物源—古水系—古地形—湖平面变化组合因素的控制,滩坝沉积主要受古气候—物源—水下低隆起—湖平面变化组合因素的控制.     

从石臼坨凸起浅层油气的重大发现看渤东地区的勘探潜力

渤海海域两个石油地质储量超亿吨的大型油气田均发现于凸起或低凸起之上,说明正向二级构造单元具有明显的成藏优势,中回顾总结了位于石臼坨凸起上的QHD32－6大型油田的勘探历程与经验,对其成藏条件进行了分析,渤东地区在区域地质环境、主要成藏条件等方面与石臼坨凸起相似,具备形成大、中型油气田的基础,存在油气勘探获重大突破的可能性。     

饶阳凹陷大王庄地区古近系沙三段层序地层与成藏条件

运用以地层基准面原理为基础的层序地层学理论和分析方法，综合研究钻井、测井和三维地震资料，在饶阳凹陷大王庄地区古近系沙三段至沙二段下亚段中识别出4个层序界面，将其划分为1个三级层序LSCl和3个四级层序MSCl、MSC2和MSC3。在等时地层格架内，系统分析了沙三段烃源岩、储集层、盖层、圈闭条件、运移条件和保存条件及其时空配置关系，并指出在平面上位于Lgl井以西、L494井以南及L110井以北区域为有利勘探区域，有利储集砂体位于MSC2和MSC3旋回发育的辫状河三角洲前缘分流水道砂和席状砂以及MSC3旋回发育的滨浅湖碳酸盐岩滩坝砂。     

胜利油田渤南洼陷古近系油气源与成藏特征

对胜利油田渤南洼陷油气分布、油气特征及烃源岩特征进行了描述,通过生物标志化合物特征对比判断油气来源,并对油气成藏过程进行了分析。研究认为,渤南洼陷的深洼带与断阶带两地区由于烃源岩埋深不同造成油气演化阶段的差异。渤南洼陷沙三段与沙四段油气均为自生自储,其中断阶带地区油气为一期成藏,油气成熟度较低;深洼带地区存在两期油气生成过程,但主要捕获了后期湿气阶段的天然气,气体干燥系数较高,具有分段捕获的特征。     

饶阳凹陷大王庄地区古近系沙三段层序地层与成藏条件

运用以地层基准面原理为基础的层序地层学理论和分析方法,综合研究钻井、测井和三维地震资料,在饶阳凹陷大王庄地区古近系沙三段至沙二段下亚段中识别出4个层序界面,将其划分为1个三级层序LSC1和3个四级层序MSC1、MSC2和MSC3。在等时地层格架内,系统分析了沙三段烃源岩、储集层、盖层、圈闭条件、运移条件和保存条件及其时空配置关系,并指出在平面上位于Lg1井以西、L494井以南及L110井以北区域为有利勘探区域,有利储集砂体位于MSC2和MSC3旋回发育的辫状河三角洲前缘分流水道砂和席状砂以及MSC3旋回发育的滨浅湖碳酸盐岩滩坝砂。     

滨南、利津地区古近系沉积相演化

东营凹陷滨南、利津地区古近系沉积相类型为扇三角洲、近岸水下扇、滨浅湖、半深湖、深湖等，自下向上的垂向演化序列为扇三角洲-半深湖相、深湖-扇三角洲相、近岸水下扇-滨浅湖-半深湖-滨浅湖相。根据对80多口探井的岩性统计分析，认为主要的碎屑物供应时期为沙四段沉积期和沙三段沉积晚期，除沙四段沉积期外，古近纪其余阶段陈家庄凸起的物源供给能力远远大于滨县凸起。图5参5     

泌阳凹陷北部斜坡带三角洲沉积与油气成藏研究

泌阳凹陷北部斜坡带发育有两种类型的三角洲。辫状河三角洲位于东北部缓坡带。离物源区相对较近，其面积最大，为整个凹陷提供了广泛的储集层。沿盆地长轴方向，在坡降缓、斜坡长的古地形等条件下，源远流长地巨大的定向曲流河携带大量的泥沙进入湖盆，在河湖作用过渡带形成曲流河三角洲沉积体。辫状河三角洲的油层主要分布于河口坝微相中，其次为远砂坝微相，水下分流河道则以油水同层和水层居多。本区张厂、古城曲流河三角洲平原相大部分已被剥蚀，埋藏浅（〈500m），储层曾遭受过表层后生作用的改造，因此非常疏松，岩性主要为细砂岩和粉砂岩，只有少量舍砾砂岩。     

陆相断陷盆地缓坡带油气成藏组合模式—以济阳坳陷为例

以渤海湾盆地济阳坳陷为例,分析了缓坡带油气成藏的主控因素,提出了缓坡带的"成因-结构分类";以基底断层与盖层断层的发育程度、活动时期、组合方式作为划分标准,将陆相断陷盆地缓坡带划分为坡折式、断阶式、半地堑式和垒-堑式4种类型.不同类型缓坡带的石油地质特征具有较大筹异,分别形成不同的油气成藏组合,油气富集程度差别较大.断阶式和半地堑式缓坡带是油气富集程度较高的缓坡带类型;垒-堑式缓坡带下部油气比较富集,上部通常难以成藏;坡折式缓坡带油气富集程度较低.     

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川西地区南部系指四川盆地川西拗陷西南部，面积约１。３万ｋｍ＾２。该区侏罗系有机碳含量极低，属氧化环境，无生油气能力，但钻井中油气显示普遍，并获工业性气流，具一定的产能和储量。综合研究认为，该区侏罗系形成次生气藏。成藏机制主要是：下上三叠统具有丰富的油气资源；多期构造运动所形成的断层，裂缝为天然气的再次运移提供了通道；川西地区具有油气二次运移的动力；具有较好的储集和圈闭条件；上覆盖层良好。进而指出了     

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根据国内外同行经验，通过对气藏、气井的凝析油生产分析和地下烃体系的相态变化规律理论计算，将中坝须二气藏反凝析作用划分为五个阶段，对该气藏生产过程中凝析油含量的衰减趋势进行了预测，根据轻烃回收经济概算和理论提出保本凝析油含量值和对应的流动压力值，该指标对年度配产具有决策意义。     

玛东2斜坡区二叠系不整合面与油气成藏关系探讨

针对玛东2井区源边—不整合—斜坡的地质特点,综合地震、地质、测井资料对玛东2斜坡区二叠系不整合面进行了识别,以不整合面为框架,建立了研究区地层结构模式。在此模式下对已发现油藏进行了再认识,分析了生、储、盖的配置关系,探讨了不整合面与油气成藏的关系。认为研究区二叠系存在5期不整合面,两种不整合面类型;不整合面不仅控制了地层结构、接触关系、展布特征和圈闭类型,还控制了油气的运移,最终控制油气的富集;玛东2井区油藏为地层超覆油藏,为源边—不整合—斜坡成藏模式。     

青龙台地区火山岩成藏特征研究及储层预测

通过对东部凹陷青龙台地区火山岩岩性特征,电性特征,储层物性及含油气特征研究,认为东部凹陷沙三段火山岩具有一定储集条件,而沙三段火山岩又 近烃源岩,具有很好的油源条件,沙三段本身发育一套较纯的暗色泥岩,盖层条件极为优越,因此本区火山岩具有较好的成藏条件,通过进一步分析,有目的地加强了火山岩油气藏的勘探,并利用各种新技术,新方法对火山岩储层进行了追踪,搞清了火山岩储层的分布范围,并取得了较好的滚动勘探效果。     

深盆气成藏机理研究进展

深盆气是指在特殊地质条件下形成的具有气水倒置现象的非常规气藏,目前正以其巨大的资源勘探潜力成为国内外油气勘探的重点.通过调研分析深盆气藏概念的形成及演化、地质特点、分布模式和成藏封闭机理,归纳总结了凹陷中心对称、前陆侧缘斜坡和构造斜坡等3种深盆气藏分布模式,水动力封闭、相对渗透率屏障封闭、浮力缺乏封闭、侧向断层封闭、地层-岩性复合封闭和动平衡封闭等6种气藏成藏机理,认为气藏动平衡封闭是目前研究条件下对深盆气比较合适的一种成藏机理解释.深盆气概念的提出及其特殊成藏机理的解释为油气勘探提供了新领域,在中国具有良好的勘探前景.     

南海神狐海域天然气水合物成藏系统初探

天然气水合物成藏系统是一个非常复杂的系统，过去的有关研究不多。为此，根据天然气水合物成藏基本条件、浅表层沉积物孔隙水地球化学特征及其所反映的气源和天然气水合物分布特征，结合刚刚结束的南海北部天然气水合物首次实钻采样成果，初步探讨了我国南海北部陆坡神狐海域天然气水合物成藏系统。结果认为：研究区温度、压力和气体组分有利于天然气水合物形成；天然气水合物在空间尺度上不均匀分布，纵向上主要分布于天然气水合物稳定带底界以上一定深度范围内；形成天然气水合物的甲烷气体很可能来源于原地微生物成因甲烷；扩散型原地生物成因甲烷产生低甲烷通量，形成了具有明显不同的分布和饱和度特征的分散型天然气水合物系统。     

盐家地区砂砾岩油气成藏

盐家地区具有陆相断陷盆地陡坡带的典型构造特征,具有良好的成藏条件,广泛发育了各种类型的砂砾岩岩性油藏.由于砂砾岩沉积和成藏的复杂性、隐蔽性,导致砂砾岩油藏预测和描述存在着很大的困难.针对盐家地区砂砾岩体油气勘探现状及存在的主要问题,在地质、地震、测井、岩心、地球化学资料分析研究的基础上,分析了研究区的沉积类型,特别对沙四段的沉积类型进行了深入研究,沙三段和沙四段主要包括河流-三角洲沉积体系、近岸水下扇、远岸深水浊积扇、扇三角洲系列,各层段形成了多种沉积体系的纵横向展布序列.对该区沙三段、沙四段砂砾岩体储层分布及油气成藏特点分析,指出该区油气运移以顺层运移为主,作短距离垂向运移,以纵向上多层段阶梯状含油的多套含油系统为特点.对砂砾岩体的形态、储层和含油性开展描述和预测,建立砂砾岩体识别和描述技术,建立盐家地区砂砾岩体成藏模式,并进行砂砾岩体油藏分布预测,指出滑塌砂砾岩和深层砂砾岩是近期勘探的重点,建议下步勘探目标为东辛北带永安地区及青南洼陷北部陡坡带莱78地区.     

南海北部陆坡天然气水合物地震识别研究

天然气水合物的存在改变沉积地层的声学特征，使得多道地震勘探成为发现天然气水合物的主要手段。地震识别首先通过地震剖面上独特的地震反射特征初步判断，然后经过地震反演获得地层的速度场分布，从而确定天然气水合物的存在及分布。南海北部陆坡是天然气水合物形成并稳定存在的有利区域，其多道地震反射剖面上具有明显的天然气水合物存在标志，包括强振幅的似海底反射（BSR）、振幅空白带、BSR与地层斜交等典型地震反射特征。文章以南海北部陆坡区的多道高分辨率地震数据为基础，探讨了天然气水合物地震识别的地震成像和波阻抗反演这二个方面的关键技术；研究结果不但突出了含天然气水合物地层的地震反射特征，并得到与天然气水合物最相关的地层岩性参数--声波速度；地震反射特征与速度场异常分别为天然气水合物的识别提供了定性和定量的地球物理证据；根据声波速度场的分布，可以推断存在于研究区地层的天然气水合物主要分布在靠近BSR的上覆沉积地层中。