琼东南盆地深水区东区中生界潜山天然气来源及成藏模式

琼东南盆地深水区东区花岗岩潜山已获得重大勘探突破,显示了较好的勘探前景.基于地球化学分析,利用最新的钻井岩心、测井、地震等资料,分析了松南低凸起Y8区块天然气的来源、潜山的关键成藏条件及成藏模式.结果表明,Y8区块天然气的碳同位素、凝析油的碳同位素和生物标志化合物特征与深水区东区松南凹陷中天然气及伴生凝析油的特征类似,...     

琼东南盆地深水区中生界潜山裂缝发育特征及形成机理——以松南低凸起Y8区为例北大核心CSCD

琼东南盆地深水区松南低凸起中生界花岗岩潜山领域勘探获得重大突破,揭示该盆地深水区基岩潜山领域具有较大的勘探前景,裂缝是影响该领域潜山储层发育主控因素之一。利用成像测井、井壁取心和薄片分析等资料,对松南低凸起Y8区中生界花岗岩潜山天然裂缝发育特征及形成机理进行了分析,结果表明:该地区中生界花岗岩潜山储层发育构造裂缝、溶蚀裂缝和成岩缝等3种类型,以发育中—高角度构造缝为主,多为NNW—SSE走向,其中90%为未充填缝及有效缝,主要为3期发育,垂向上可根据裂缝参数分为风化裂缝带和内幕裂缝带。岩性、构造及溶蚀改造是控制该地区潜山裂缝发育的关键因素,花岗岩储层长石与石英含量超过80%,有利于裂缝发育;印支期以来的多期构造运动有利于形成网状裂缝系统,大气淡水及深部热液溶蚀改造进一步增大了裂缝发育深度,进而改善了花岗岩储层物性,扩大了花岗岩储层规模,并提高了油气产能。     

琼东南盆地深水潜山YL2井裂缝发育特征

深水潜山目前是琼东南盆地重要的勘探目标之一,裂缝是潜山储层重要的成藏成储因素。利用成像测井资料以及调研前人研究成果,对琼东南盆地YL2裂缝发育特征以及形成机理进行了分析。结果表明,YL2井主要发育构造成因裂缝与溶蚀裂缝,其中构造缝多为中-高角度裂缝;裂缝期次主要分为三期,其走向与盆地印支期以来经历构造运动形成的断裂体系走向一致,表现出较强一致性。构造缝网有助于风化淋滤作用的进行,导致基岩潜山深部溶蚀裂缝同样较为发育。     

渤海海域渤南低凸起碳酸盐岩潜山储层特征及形成机制

碳酸盐岩潜山是渤南低凸起潜山中重要的油气勘探和开发目标,运用钻井、地震、岩心、薄片、测井等资料,以BZ28-1碳酸盐岩潜山油气田为例,对碳酸盐岩储层特征及形成机制进行了综合分析。渤南低凸起碳酸盐岩潜山包括风化壳岩溶型储层和内幕溶蚀型储层2套储集系统,岩性主要为白云岩,其次为灰岩,储集空间主要为晶间孔、裂缝和溶蚀孔隙。物性分析表明,白云岩中的不等粒白云岩、粉—细晶白云岩和粉晶白云岩物性最好,且普遍好于灰岩。渤南低凸起碳酸盐岩潜山储层的形成主要受沉积相、岩溶作用和构造破裂作用的控制:(1)沉积相是储层形成的基础,有利的储层主要分布在局限海、潮间坪和潮坪中的白云岩和部分灰岩中;(2)岩溶作用是储层形成的关键,风化壳岩溶型储层和内幕溶蚀型储层主要分布在不整合面顶部以下0~250 m和0~150 m的范围内,岩溶古地貌中的岩溶高地和宽缓的岩溶斜坡相带是岩溶储层发育最有利的部位;(3)构造破裂作用是储层形成的纽带,在不整合面附近的半充填或未充填的构造缝和溶蚀缝,既可作为油气的储集空间和渗流通道,也可与溶蚀孔隙复合,形成裂缝—孔隙型和孔隙—裂缝型储层,大大改善了储集性能。     

琼东南盆地中生代潜山成储主控因素及分布规律

中国海域盆地潜山已成为重要的勘探新领域。琼东南盆地中生代潜山勘探钻揭多个含气构造,但未获得规模性气藏发现。究其原因,储层成因机制和分布规律是制约潜山勘探大发现的瓶颈。基于琼东南盆地已有钻井、岩心、薄片和地球物理资料,研究了琼东南不同构造带潜山储层的发育特征,并探究了潜山储层的成因机制。结果表明：(1)储集空间主要是构造裂缝,前新生代的印支期和燕山期逆冲挤压构造是成缝关键,相关的先存主断层为潜山分带结构形成奠定了基础,新生代拉张构造活动使先存网状断裂体系活化;(2)以长英质矿物为主的基岩是最有利的储集岩,多期流体作用有效改造了潜山储层质量,并促成了潜山储层的垂向分带性;(3)琼东南盆地中生代潜山构造带可划分为南部双层强构造改造型潜山、中部三层风化-构造改造型潜山及北部准单层弱风化改造型潜山;(4)经历印支期构造活动的老基岩更有利于优质潜山储层发育,邻近凹陷周缘的潜山更有利于形成大型气藏。     

琼东南盆地崖南低凸起古近系深层优质储层发育机制

针对崖南低凸起中深层规模砂体与优质储层发育机制与展布的关键问题,利用钻井、地震、分析化验资料,采用构造-古地貌恢复、沉积相分析、储层微观特征分析等多种手段建立了该区崖城组源-汇体系与优质储层形成机制,并预测“甜点”储层发育区。研究结果表明：（1）崖南低凸起西侧古近系发育来自崖城凸起及西侧崖13-1低凸起西北物源大型三角洲（2）受构造活动影响,低凸起之上的三角洲砂体具有早期大范围剥蚀淋滤,晚期快速深埋的特点,溶蚀作用和砂岩粒度是储层物性的主控因素（3）崖南低凸起西侧的崖城组三角洲规模大、砂岩粒度粗、溶蚀作用强,崖26区为“甜点”储层发育区.     

辽西低凸起太古宇变质岩潜山储层控制因素研究

在岩心、铸体薄片、成像测井及地震等资料分析基础上,研究了渤海辽西低凸起JZ25-1S太古宇变质岩潜山储层的岩石学特征、储集空间类型及裂缝发育主控影响因素。研究表明:区内潜山岩性为片麻岩类及其碎裂岩类,矿物结晶较粗、暗色矿物含量低、碎裂作用较强,为储集层发育形成提供了良好的物质基础。储集空间类型包括裂缝、溶蚀孔洞和微孔隙,其中以构造裂缝为主。变质岩储集层裂缝的形成是沙三沉积期拉张应力场和东营期右旋走滑应力场叠加作用的结果。此外,储层裂缝发育的其它控制因素包括储集层岩性、古风化作用及后生成岩作用等。     

琼东南盆地深水区储层分布规律

琼东南盆地深水区经历了断陷、断拗和拗陷3大构造演化和沉积充填阶段,主要发育4种沉积体系,相应地形成了4类主要储层:1)陵三段扇三角洲或滨海相砂岩储层;2)三亚、梅山组滨浅海相砂岩储层;3)三亚—莺黄组低位体储层;4)梅山组台地边缘礁滩灰岩储层。平面上,储层发育具有明显的分带性,可划分为:北部浅水陆架滨岸砂岩、三角洲砂岩储层发育带;中央坳陷低位体储层发育带;南部永乐隆起区碳酸盐岩储层发育带。深水区主要位于后2个带,每个带储层发育的控制因素不同,可以进一步划分为多个储层发育区。每个储层发育区存在多套储盖组合,每套储盖组合在多个储层区中发育。其中台地灰岩储层可能成为南部隆起区具有重要意义的勘探层系。     

琼东南盆地陵水凹陷梅山组深水扇特征及控制因素

根据琼东南盆地陵水凹陷三维地震、钻井及岩心资料,对中新统梅山组发育的深水扇特征、沉积模式及控制因素进行了研究,结果表明,梅山组中发育着多种典型重力流构造,沉积物为半深海环境下的重力流沉积;通过对高分辨率三维地震资料的综合分析,结合岩矿特征、粒度分析、沉积构造、测井相等分析,可识别出水道、水道间、席状砂等沉积微相;陵水凹陷梅山组深水扇为陆架边缘三角洲—峡谷（下切谷）—深水扇的沉积模式,其形成受三亚组沉积晚期古构造地貌、相对海平面变化、坡折带及三角洲物源供给能力等多种因素的控制。     

琼东南盆地宝岛区深埋藏储层物性主控因素

琼东南盆地宝岛区陵水组储层埋深为３ ０００～５ ３００ ｍ,储集砂岩以岩屑石英砂岩为主,其次为长石岩屑砂岩和长石岩屑石英砂岩。储层物性为中孔、低孔、特低孔纵向演化,在３ ７００～４ ０００、４ ２００～４ ５００、５ ０００～５ ２００ ｍ 出现３ 个相对高孔隙带,孔隙类型为原生孔与次生孔组合型。原生孔隙保存和次生孔隙形成是相对高孔隙带发育的原因,强压实作用及差异胶结作用是导致该区物性变差的主要原因。滨海沉积的临滨砂坝与扇三角洲（三角洲） 沉积的水下分流河道利于孔隙保存与次生孔隙形成,是深埋藏砂岩有利储层发育的先决条件,局部粒度较粗砂岩段发育相对高孔隙带,溶解作用的后期改善是宝岛区深部储层相对高孔隙带形成的重要影响因素。     

琼东南盆地松南低凸起天然气水合物储层特征及勘探潜力

琼东南盆地深水区油气资源丰富,可为水合物成藏提供充足的气源条件,并且油气运移条件良好,可提供流体的疏导通道,此外,深水区海底沉积层的温度和压力满足水合物的形成要求,具备了水合物聚集成藏的条件,成为近年来水合物勘查的重要靶区.为了表征琼东南盆地深水区松南低凸起水合物成藏特征及明确水合物的勘探方向,首次将随钻测井技术尤其是随钻电阻率成像测井技术引入对天然气水合物的识别、赋存状态、成藏序列及勘探潜力的研究中,并首次采用了密度核磁共振相结合的方法计算天然气水合物饱和度.结果 表明,琼东南盆地深水区松南低凸起水合物层段具有电阻率高及声波速度快的特征,在纵向上识别出了浅层分散状和深层薄层状2个天然气水合物发育层段.分散状天然气水合物饱和度较高、分选较差、具有一定的非均质性,薄层状天然气水合物饱和度较低、分选差、非均质性强;由于不同赋存状态的天然气水合物均具有一定的非均质性,因此,利用密度核磁共振相结合的方法计算的天然气水合物饱和度不确定性较低,更加贴近地下的真实状态.研究区天然气水合物显示较好的井位,均位于研究区的东南方向,且研究区东南方向存在气烟囱,因此,松南低凸起东南方向为天然气水合物的主要勘探目的 区域.随钻测井数据的综合应用,达到了琼东南盆地深水区松南低凸起天然气水合物储层精细表征的目的 ,为琼东南深水区天然气水合物的整体评价、目标优选和井位方案的设计提供了强有力的参考依据.     

琼东南盆地深水区生物礁发育模式研究

通过对琼东南盆地深水区古构造、古地理及海平面变化条件分析,认为琼东南盆地深水区中新统具备良好的生物礁形成条件。从层序地层结构特征分析认为,琼东南盆地深水区南部发育断控台缘和缓坡台缘2种台缘结构生物礁发育模式,且2种发育模式的生物礁在成礁演化上差异明显。其中,断控型台缘结构发育模式梅山组二段沉积期为主要的成滩期,梅山组一段沉积期为主要的成礁期;而缓坡型台缘结构发育模式梅山组二段沉积期存在成滩期和成礁期,但生物礁发育规模较小,梅山组一段沉积期则主要为成礁期。     

辽西低凸起变质岩潜山裂缝储层及成藏条件

在岩心、薄片及FMI全井眼微电阻率成像测井和地震相干体切片分析基础上,研究了辽西低凸起太古界变质岩潜山储层的岩石学特征、储集空间类型、垂向成像测井响应特征、含油层段物性特征及裂缝发育带平面分布情况。研究发现,该区的变质岩储层岩性包括混合岩类、区域变质岩类和碎裂岩类等三种类型;储集空间类型包括裂缝、溶蚀孔洞和微孔隙,其中以构造裂缝为主。利用成像测井和双侧向等常规测井解释总结出五种测井响应类型并描述其识别特征,结合孔隙度测井对含油层段孔隙度范围和测井响应特征对比研究,并依据相干体切片分析了反映构造裂缝发育程度的断裂信息维数与油气藏数目之间的定量关系,进而从垂向和横向上揭示有利储层分布,为成藏综合分析提供依据。     

琼东南盆地南部深水区生物礁演化规律及主控因素

为了指导琼东南盆地南部深水区的油气勘探,利用高精度三维地震资料对该区中新世地层开展生物礁识别、演化和主控因素研究,结果表明：生物礁在地震上呈丘状,顶底均为强振幅反射,内部杂乱,局部呈对称状,上覆地层可见上超反射,与LH11-1油田生物礁的地震反射特征极为相似;同时,在平面上研究区生物礁集中于东北部碳酸盐岩台地边缘及台地内部的构造高部位上;垂向上生物礁发育经历了多期的暴露—生长—淹没过程。相对海平面变化控制了生物礁的发育,其中相对海平面下降导致生物礁向海迁移并使早期生物礁遭受淋滤作用;而相对海平面上升引起生物礁向构造高部位迁移。除此之外,构造作用、陆源碎屑供给、古地理及古气候等因素也对生物礁的发育产生影响。     

琼东南盆地深水区油气勘探前景

深水区油气资源丰富，近年来深水区油气勘探不断升温。目前在深水区所发现的大油气田多分布在大西洋被动大陆边缘盆地中。中国南海北部陆缘深水区琼东南盆地中央坳陷带，与国外己获油气发现的陆缘盆地深水区相比，具有相似的构造、沉积演化特征，从烃源岩、储集层、圈闭到运聚条件等都具备了形成大型油气田的基本地质条件，具有丰富的油气资源前景。     

琼东南盆地深水区结构构造特征及油气勘探潜力

在对新采集和处理的高精度地震资料进行详细的构造-地层解释的基础上,将琼东南盆地划分为北部隆起区、中央坳陷区和南部隆起区3个一级构造单元,并识别了重要的北西向“堑垒”构造带,表明盆地整体呈现“南北分带,东西分块”的基本构造格架特征。对北部隆起区和中央坳陷区重要分界地质标志——2号断裂系统开展了详细的地质构造解释和断裂活动性定量分析,证实2号断层具有区段式活动特征。研究了各构造单元凹陷的结构特征,识别出半地堑、地堑和复式地堑3种基本类型和与之对应的10种次级类型。以盆地构造单元划分为基础,结合已有地质资料和勘探成果,综合分析认为盆地各区带具有良好的油气勘探潜力。图8参22     

琼东南盆地深水区地震资料品质影响因素探析

针对南海北部琼东南盆地深水区地震资料品质较差的问题,从深水区地质条件入手,结合海上地震资料采集试验及实践,综合分析了深水区现有地震资料品质与研究区带地质特征、采集参数及处理流程的关系,并提出了提高深水区地震资料品质的技术对策。     

琼东南盆地深水区天然气水合物成藏主控因素及模式

通过综合解释琼东南盆地深水区的最新钻井、测井和地震资料,结合盆地数值模拟分析,对研究区天然气水合物成藏的主控因素开展了研究,建立了琼东南盆地深水区天然气水合物的成藏模式。结果表明,气源岩、输导体系、稳定域、块体搬运沉积体系（MTDs）以及储集层的岩性差异是控制天然气水合物形成和富集的重要因素。琼东南盆地古近系烃源岩和浅层有机质可提供充足的气源,由底辟构造、气烟囱以及断层共同组合形成的网络输导体系控制了烃类气体的运移、聚集和天然气水合物的形成,粗粒沉积物和稳定域内的MTDs可为天然气水合物的富集和成藏创造有利储层条件和盖层条件。综合分析认为,气源通道和MTDs是控制高含气饱和度天然气水合物矿藏形成的最为关键的因素;深部构造和MTDs较为发育且靠近生烃凹陷的区域是高含气饱和度天然气水合物聚集的有利地区。     

渤海湾盆地北大港潜山中生界碎屑岩储层特征及发育主控因素

渤海湾盆地北大港潜山中浅层碎屑岩储层已成了重要的油气资源潜力层段,需进一步探究碎屑岩储层的特征及其发育主控因素。利用研究区中生界的岩心、岩屑、薄片、X-射线衍射、压汞及扫描电镜等实验分析测试资料,结合目的层段碎屑岩储层的岩石学特征、主要的成岩作用及储集空间特征,对研究区中生界碎屑岩储层特征及发育控制因素进行了分析。结果表明:研究区中生界碎屑岩储层以岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩为主,发育少量的岩屑砂岩和长石砂岩。储层成因过程中主要发生了压实、胶结、溶蚀和交代作用;储层压实率为21.49%~56.63%,平均为34.35%,属于中等压实-强压实阶段;储层以次生的溶蚀孔隙为主,原生孔隙及裂缝发育占比较少;储层总体表现为低孔、低渗的特点,但部分井区存在高孔、高渗层段。储层发育主要受控于沉积作用、成岩作用和构造作用。研究区中生界碎屑岩储层富砂段优势相(带)不明显,分选系数对储层孔隙大小的影响大于岩石粒度的影响;差异压实形成的异常高压是优质储层形成重要因素,溶蚀作用形成的次生孔隙是研究层段碎屑岩储层发育的关键;构造作用造成研究区中生界地层的快速埋深和形成的斜坡为各类优质储层的发育提供了条件和场所。     

二连盆地乌兰花凹陷花岗岩潜山储层特征及发育模式

乌兰花凹陷为二连盆地潜山油气重点勘探区域,凹陷内花岗岩潜山岩性复杂,储层非均质性强,整体勘探程度较低.综合镜下鉴定、岩性分析、测井解释等多种技术手段研究乌兰花凹陷花岗岩潜山储层特征及其发育模式.乌兰花凹陷花岗岩潜山主要储集空间类型为溶蚀孔、溶蚀扩大缝和构造裂缝,发育风化型和构造型2种储层,具有风化型-构造型储层复合发育的潜山储层发育模式,潜山优质储层分布在断裂带与风化壳复合的区域.该认识对深化乌兰花凹陷潜山勘探具有重要意义,同时也为其他勘探程度较低的花岗岩潜山储层区块提供借鉴.