莺歌海盆地泥底辟热流体上侵活动与天然气及CO2运聚规律剖析

莺歌海盆地属南海北部被动大陆边缘新生代高热盆地,其高地温场及高大地热流主要集中于盆地中部莺歌海坳陷泥底辟构造带,因此泥底辟热流体上侵活动,尤其是晚期泥底辟热流体活动控制了天然气及CO₂的运聚富集规律。同时,由于热流体分区、分块与分层的局部性侵入,导致了壳源型CO₂及烃类气运聚富集的差异性和分区、分块与分层的局部富集特点。总之,泥底辟热流体上侵活动是控制天然气及CO₂运聚成藏的主控因素。根据CO₂与烃类气的地化特征及其控制因素,可以分析和预测其运聚规律,为天然气勘探提供决策依据。      

莺歌海盆地泥底辟构造与天然气运移成藏模式

莺歌海盆地泥底辟构造为天然气运移提供了良好通道，3000－6000m深处的天然气通过泥底辟构造运移到浅部，并在有利构造部位成藏。     

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     

莺歌海盆地泥底辟构造与天然气运移成藏模式

莺歌海盆地泥底辟构造为天然气运移提供了良好通道,3000~6000m深处的天然气通过泥底辟构造运移到浅部,并在有利构造部位成藏。     

莺歌海盆地流体压裂与热流体活动及天然气的幕式运移

深入分析和探讨莺歌海盆地底辟高压流体压裂的成因演化３个阶段（超压流体囊形成、龟背拱张和压裂刺穿）及其特点,并对流体压裂刺穿过程中伴生的热流体活动特征进行追踪研究,提出以黏土矿物演化、镜质体反射率、储集层流体包裹体均一温度等地化指标的异常响应以及“模糊带”或“气烟囱”等地震信息作为热流体活动的识别标志。在此基础上,通过对底辟浅层气田天然气组成及碳同位素组成的非均质性、储集层包裹体的均一温度等的综合分析,发现至少存在３期来自深部中新统烃源岩的天然气充注,进而结合高压流体压裂的成因机理,初步建立了研究区底辟构造带的流体压裂一天然气幕式运移模式。     

徐深气田深层气藏温-压场特征与天然气运聚

油气是在压力和热力的作用下,自烃源岩中生成,又以某种方式从其中运移(初次运移)出来,再经过输导层运移至圈闭(二次运移)中聚集成藏.因此,对于地温场、压力场的特征研究至关重要.为此对松辽盆地北部徐家围子断陷深层气藏地温场-压力场特征及天然气运聚特点进行了详细研究,通过分析包裹体资料,确定了天然气充注时期和主成藏期,从而揭示了营城组火山岩气藏地温场-压力场特征与天然气的运聚规律,对今后的勘探方向与开发部署具有一定的指导意义.     

莺歌海盆地泥底辟带昌南区热流体活动的地球物理特征及成因

莺歌海盆地中央坳陷泥底辟带是一个热流体非常活跃的地区。根据泥底辟热流体上侵活动控制天然气运聚成藏的地质规律,目前已在泥底辟带浅层天然气勘探中取得了很大的成功,迄今为止在盆地所获的天然气地质储量主要源于浅层勘探领域。昌南区是泥底辟带中南部热流体上侵活动最为强烈的地区之一,其在地震剖面上的反映颇具代表性。应用地球物理方法,对该区\"泥底辟热流体地震模糊带\"的剖面和平面特征进行了深入研究,揭示和总结出昌南区泥底辟热流体活动的地球物理特征及独特成因。     

断陷盆地天然气运聚成藏史研究——以东濮凹陷文23气田为例

天然气运聚成藏史包括天然气的来源、运移通道、充注过程、充注期次及成藏各要素的配置关系.以渤海湾盆地东濮凹陷文23气田为例,在油气地质综合研究基础上,借助天然气分析测试资料,对该气田沙四段气藏天然气生成、运移、聚集、保存等动态成藏过程进行了研究.结果表明,文23地区天然气主要来源于前梨园洼陷石炭-二叠系煤系源岩.在沙一段沉积期至东营组沉积末期,洼陷带生成的煤成气沿文东断层向上运移进入沙四段砂体,并沿着砂体高孔隙高渗透带向西北方向运聚,在沙四段储集层的有利部位聚集成藏,为一期连续充注成藏.其古气水界面比现今气藏的气水界面约低10 m,表明文23沙四段气藏中的天然气在东营运动晚期存在一定程度的散失.     

鄂尔多斯盆地上古生界天然气富集的主要控制因素

鄂尔多斯盆地从三叠纪至现今上古生界气源岩具有持续的供气能力,早日垩世后上古生界气源岩仍然具有可观的排气量。上古生界气源岩持续的供气能力、巨大的排气量是上古生界天然气富集成藏的有利条件,表明鄂尔多斯盆地具有形成深盆气的物质基础。鄂尔多斯盆地上古生界天然气三叠纪-早白垩世向北大规模运移,早白垩世后天然气主要是就近运移聚集,为盆地大面积含气创造了有利的气源条件。下石盒子组-山西组分流河道和河口砂坝砂体物性最好,分布于4个大型河流-三角洲沉积体系中。这些沉积体系中的河道砂体是天然气富集的有利场所。稳定的构造背景和区域盖层、直接盖层良好的封盖能力构成了上古生界天然气保存的有利条件。鄂尔多斯盆地上古生界天然气成藏的最关键条件是有利砂体的分布。加强石盒子组-山西组砂岩储层的分布预测对上古生界天然气的勘探有着重要意义。     

断陷盆地天然气运聚成藏史研究——以东濮凹陷文23气田为例

天然气运聚成藏史包括天然气的来源、运移通道、充注过程、充注期次及成藏各要素的配置关系。以渤海湾盆地东濮凹陷文23气田为例,在油气地质综合研究基础上,借助天然气分析测试资料,对该气田沙四段气藏天然气生成、运移、聚集、保存等动态成藏过程进行了研究。结果表明,文23地区天然气主要来源于前梨园洼陷石炭-二叠系煤系源岩。在沙一段沉积期至东营组沉积末期,洼陷带生成的煤成气沿文东断层向上运移进入沙四段砂体,并沿着砂体高孔隙高渗透带向西北方向运聚,在沙四段储集层的有利部位聚集成藏,为一期连续充注成藏。其古气水界面比现今气藏的气水界面约低10m,表明文23沙四段气藏中的天然气在东营运动晚期存在一定程度的散失。     

莺歌海盆地输导系统及天然气主运移方向

迄今为止，在莺歌海盆地已发现4个气田和一些含气构造，但在莺东斜坡上的钻探效果却不理想，因而引起了勘探家们对该区天然气主运移途径及成藏规律的极大关注。鉴于此，以源运共控理论为指导，利用断裂和精细的层序地层学分析与沉积相的研究成果，对盆内输导体系特点进行了综合分析；在此基础上，引入流体流动模拟分析技术，研究了油气运移方向。结果认为：底辟断裂系统为深成天然气向上运移提供了良好的通道，而异常高压则是流体压裂运移的关键动力并驱使梅山-三亚组烃源岩生成的天然气向上运移，形成了现今的底辟构造气藏；另一方面，一部分天然气在高压的驱动下，沿着T40不整合面和黄流组的骨架砂体向莺东斜坡运移。进而预测指出，处于垂向运移路径上的底辟中深层和侧向主运移方向上的莺东斜坡带中、南段是天然气运聚的有利区带。     

陕甘宁盆地中部气田奥陶系天然气的成因及运移

根据实验和实际资料提出了“以乙烷碳同位素为主区分生气母质,以甲烷碳同位素为主研究侧向─扩散性运移”的指标使用原则.总结出陕甘宁盆地中部气田奥陶系腐泥碳酸盐来源气具乙烷碳同位素相对偏负─乙烷等重烃含量低─硫化氢高的组合特征,石炭-二叠系煤系来源气呈相反组合.在定性判别和定量计算基础上,指出该气出奥陶系储集气是以奥陶系来源为主、兼有石炭系供给的二无混合气.奥陶系储层的石炭系源气主要分布在气田东部,与奥陶系顶古侵蚀沟关系密切.利用甲烷碳同位素资料将盆地中东部奥陶系天然气划分出四个运移场.同时讨论了古地貌、占岩溶、今构造面貌等对气源展布和天然气运移的控制作用.     

川东地区志留系-石炭系含气系统天然气运移聚集机理

根据川东地区石炭系、志留系天然气藏的形成与分布特点,结合地层压力分布特征,探讨了该区志留系-石炭系含气系统的天然气运移聚集机理,提出该系统具有箱外成藏和箱内成藏两种模式。下伏志留系高压封存箱生成的油气随箱体顶部破裂呈混相涌流进入石炭系,油气在石炭系中向继承性发育的古隆起运移聚集,形成大型古油气藏,后逐渐演化成古气藏。志留系封存箱内部的天然气可在有利储集层中聚集成藏。喜山构造运动使研究区天然气重新大规模运移聚集,形成充满度很高的残余气藏。石炭系储层气驱水实验表明,岩石渗透率与驱替后残余水饱和度呈负相关指数关系。在一般地层压力条件下,天然气很难通过岩层的细小孔隙运移并排替地层水富集,细小孔隙中的天然气是早期聚集其中的。水溶对流可能是石炭系天然气运聚成藏的重要机制。     

莺歌海盆地CO2成因及运聚特征的初步研究

在已获天然气地地化资料的基础上，重点论述了ＣＯ２天然气地化特征及成因类型，追踪和判识ＣＯ２气烃类气的气源，初步了ＯＣ２气的分布特征及控制因素，指出本区ＣＯ２气属壳源型岩石化学的成因，气源主要来自莺黄组中、下部含钙海相泥岩，与深部火山慢源的ＣＯ２气无关，谱不具深源的特征。     

曲靖盆地浅层生物气成藏要素及运聚特征初步分析

曲靖盆地是区域性走滑构造应力作用下形成的第三纪箕状断陷湖盆残留盆地。研究了构成曲靖盆地生物气系统的气源岩、储集层、盖层等成藏基本要素（尤其是气源岩埋藏史）和该生物气的运聚特点、含气系统在剖面上的特征以及构造演化对成藏的控制作用等，认为由于受构造抬升影响，造成储层、盖层破坏和含气圈闭规模较小，该盆地生物气藏的资源潜力有限，生物气勘探前景并不十分乐观。     

琼东南盆地温压场特征及其与油气运聚的关系

琼东南盆地具有高温、高压特征。盆地平均地温梯度在4℃／100m以上,不同地带地温梯度存在明显差异,下第三系地温梯度明显低于上第三系,影响地温场的因素主要有火山活动,莫霍面埋深,断层活动和岩石性质,上、下第三系在构造背景,沉积环境等方面存在很大的差异,相应地划分为上、下两个超压系统,下超压系统主要由烃类的大量生成和裂解引起,强超压区分布在2号断裂带以南、上超压系统主要由欠压实作用引起,超超压区分布较局限,上、下超压系统的形成时间一致,均在中新世以后,琼东南盆地独特的温压场在很大程度上决定了区内油气的演化与分布。超压环境中存在3种成藏模式,下第三系勘探有3个最利区带和两个有利区带,上第三系勘探应重视盆地西北部的正常压力带,压力过渡带及东部浅层流体破裂较为发育地带。     

琼东南盆地温压场特征及其与油气运聚的关系

琼东南盆地具有高温、高压特征。盆地平均地温梯度在 4℃ /10 0 m以上 ,不同地带地温梯度存在明显差异 ,下第三系地温梯度明显低于上第三系。影响地温场的因素主要有火山活动、莫霍面埋深、断层活动和岩石性质。上、下第三系在构造背景、沉积环境等方面存在很大的差异 ,相应地划分为上、下两个超压系统。下超压系统主要由烃类的大量生成和裂解引起 ,强超压区分布在 2号断裂带以南 ;上超压系统主要由欠压实作用引起 ,强超压区分布较局限。上、下超压系统的形成时间一致 ,均在中新世以后。琼东南盆地独特的温压场在很大程度上决定了区内油气的演化与分布。超压环境中存在 3种成藏模式。下第三系勘探有 3个最有利区带和两个有利区带 ,上第三系勘探应重视盆地西北部的正常压力带、压力过渡带及东部浅层流体破裂较发育地带     

混源天然气定量计算方法――以川西地区白马庙气田为例

在天然气的生成、运移和聚集过程中,不同来源或同一来源不同阶段天然气的混合是十分普遍的现象。利用天然气中甲烷和乙烷的组成及碳同位素值,建立了不同来源天然气混合的定量计算方法。以川西地区白马庙气田侏罗系气藏为例,评价了须一段、须三段和须五段烃源岩生成的天然气对侏罗系气藏贡献的大小。     

鄂尔多斯盆地靖边气田陕155井区下奥陶统马家沟组马五储层水体分布规律研究

通过对新老资料的消化吸收并结合地质、测井、测试及开发动态情况,着重分析了控制地层水聚集的地质因素和地层水的聚集规律,划定出了水体分布范围,并把水体分布分为3种类型,即相对富水区、潜在含水区和无水区,进而指出区域构造特征、现今埋藏条件下的小幅度构造、储层的非均质性和构造反转前后的气排水形式等是影响气水分布的主要因素。