莺琼盆地高温超压成烃作用及成藏贡献

莺琼盆地是一个年轻的新生代盆地,高温超压是该盆地的特点,盆地平均地温梯度高达4～5℃/100 m(明显高于世界各时代沉积盆地的3.0℃/100 m,Waples,1980;Wood),盆地下第三系源岩普遍发育强烈超压。高温高压的地质背景,使得其海相源岩赋存的有机质演化及成烃作用有着独特特点。     

南海西部海域高温高压天然气成藏机理与资源前景——以莺- 琼盆地为例

南海莺- 琼盆地已发现X1-1、Y13-1 等多个常压大气田,但受中深部地震资料品质差、高温高压地质条件复杂及钻完井工程难度大等限制,高温高压领域天然气成藏机理认识不清,严重制约了莺- 琼盆地高温高压领域天然气勘探发现。以破解莺- 琼盆地高温高压条件下成藏机理关键理论问题为核心,利用钻井地质、地震勘探资料,开展了高温高压条件下烃源岩生烃、天然气溶解实验、高温高压领域大型储集体沉积模式和盖层封盖机制研究。研究认为:莺- 琼盆地高温场促进有机质生气, 高压早期抑制、晚期促进有机质生气;高温高压条件下天然气能够出溶形成游离气;莺- 琼盆地发育大型非限制型重力流海底扇、限制型重力流水道砂储集体;超压封盖控制了莺- 琼盆地高压气田的成藏富集。构建了“陆源海相烃源岩生烃、重力流储集体聚气、断裂/ 超压裂隙输导、超压盖层封气”的高温高压天然气成藏模式。研究成果为莺- 琼盆地高温高压领域勘探突破提供了理论依据,指导了近年X13-1/X13-2、L25-1 等大中型高压气田的发现。莺- 琼盆地发育的一系列的深、大高压凹陷且中深层整体勘探程度较低,尚有规模巨大的天然气资源量待发现。     

莺-琼盆地天然气成藏条件及地球化学特征

研究莺一琼盆地天然气成藏条件以及地球化学特征，认为该盆地天然气成藏条件良好：高温环境促进了有机质的热演化作用，缩短了烃源岩的成熟时间；储盖组合好，孔隙型的储集层利于天然气富集，具有超压的盖层提供了优异的封闭性能；圈闭多，类型丰富；构造活动提供了天然气运移的通道；烃源岩晚期排烃的特征保证了气田不会因为长时间的扩散而损失。天然气地球化学特征揭示：莺一琼盆地天然气中烷烃碳同位素普遍较重，以煤成气为主；莺歌海盆地由于具有流体幕式充注的特点，混有生物成因气。CO2成因比较复杂，莺歌海盆地既有壳源有机成因CO2，又有壳源无机成因和壳幔混合成因CO2；琼东南盆地CO2为无机成因，包括壳源无机成因CO2和幔源无机成因CO2。图7表1参31     

琼东南盆地浅水区与深水区烃源岩热演化差异性影响因素研究

为找出琼东南盆地浅水区与深水区烃源岩有机质热演化差异原因,在综合开展琼东南盆地构造演化、沉积充填与地球化学特征研究基础上,对影响烃源岩有机质成熟度的各要素进行逐一分析。结果表明,深水区高地温梯度、低沉积速率背景对有机质热演化有明显的促进作用,而深水区低海底温度对有机质热演化有一定的抑制作用,超压对有机质热演化作用不明显。综合盆地模拟各要素表明,深水区有机质热演化程度明显高于浅水区,深水区生烃门限浅的特点扩大了深水区烃源岩成熟面积,增加了烃源岩的生排烃量,从而提高了盆地的资源潜力。研究成果对其他深水盆地的烃源岩热演化相关研究有很好的借鉴意义。     

莺-琼盆地高温超压对有机质热演化的影响

剖析影响莺-琼盆地10口高温高压井的实测镜质体反射率数据的因素,结合热模拟实验结果,探讨高温、超压对第三系腐植型有机质热演化与生烃的影响。认为：高地热场为腐植型有机质向天然气转化提供了有利的条件,特别是莺歌海盆地泥底辟带存在短暂的深源热流体上侵,可能使浅层沉积中的有机质转化成低成熟原油;超高压对有机质热演化的抑制作用是次要的,即便有少许抑制作用,也往往被高温效应掩盖。图4表1参17     

莺-琼盆地热流体及油气地质意义

热流体是沉积盆地物质和能量传输的重要载体，其活动可使盆地内的物质和能量发生调整或再分配。莺-琼盆地普遍发育高温高压，具有强烈而频繁的热流体活动。根据热流体活动的主要输导通道的差异，将莺-琼盆地热流体划分为侧向对流型、垂向对流型和侧向-垂向对流复合型；并论述了热流体的油气地质意义，认为：热流体对莺-琼盆地的温、压场、成岩-孔隙演化、有机质热演化和油气生成、运移和聚集成藏产生了巨大影响。     

南海莺琼盆地地层压力预测技术现状及展望

莺琼盆地是世界海上三大含油气超压盆地之一。盆地内超压分布十分广泛,超压成因复杂多样,目前钻遇最高压力系数达2.36。钻井实践表明,地层压力异常严重影响了作业安全和时效,是长期制约盆地内高温高压及深水领域天然气勘探开发进程的关键因素。该文通过详细回顾地层压力预测技术发展脉络,系统梳理了中海油莺琼盆地地层压力预测技术面临的挑战,总结了制约地层压力预测技术精度的关键因素。在此基础上,面向未来勘探及钻井作业安全需求,指明了后续盆地内地层压力预测技术发展趋势及重点攻关方向,为海上低勘探地区的压力预测研究提供了重要参考。     

浅谈沉积盆地超压形成机理及对有机质演化的影响

通过文献调研对沉积盆地内超压的成因、超压对有机质演化的影响有了系统的认识和理解。不均衡压实、生烃作用、水热增压、黏土矿物脱水以及构造应力等都可以形成超压,其中构造挤压、不均衡压实和生烃作用是超压产生的主要机制。研究表明,超压对有机质演化总是具有抑制作用,但是在不同的盆地、同一盆地的不同构造单元甚至是同一构造单元的不同层位之间的抑制作用往往存在明显的差异性。造成这些差异性的原因是多方面的,剩余压力的大小、源岩类型、超压发育时的有机质成熟度、超压持续时间、以及超压系统内地层水的物理化学性质都会对超压的作用结果产生重要的影响。     

莺—琼盆地高温高压领域天然气成藏与勘探大突破

经过多年勘探研究与实践,莺—琼盆地已经取得天然气勘探重要进展,但是深层地震资料品质差、地质条件错综复杂、高温高压条件下天然气成藏机理不清晰等不利因素制约了该盆地高温高压中深层领域天然气勘探的进一步突破。以莺—琼盆地高温高压环境下成盆、成藏机理等理论体系及其相关勘探技术方法体系为核心,结合实例精细解剖,综合研究了高温高压条件下天然气成藏机理、成藏主控因素及成藏模式。研究认为:莺—琼盆地高温高压领域天然气资源潜力巨大,为天然气勘探大突破提供了雄厚的物质基础;创新提出"走滑伸展盆地内构造转换带优势物源+不均衡沉降控制重力流展布"新认识;进一步完善了高温高压天然气成藏理论,构建了"走滑伸展控源控砂、超压裂隙输导、多期叠合"的高温高压成藏模式。研究成果为莺—琼盆地高温高压领域大中型油气田勘探突破方向选择以及其他高温高压盆地油气勘探提供了理论依据。近年来相继发现并成功评价X13-1、X13-2、L13-2及L25-1等大中型气田,开创了莺—琼盆地高温高压领域天然气勘探新局面。     

莺琼盆地高温超压成烃作用及成藏贡献

沉积盆地实际上是一个低温热化学反应器,因此地层中所发生的各种化学过程遵循化学动力学。温度是沉积盆地中所发生的大部分演化过程的主要动力,而压力亦是控制盆地充填物质的化学动力学行为的重要因素。成烃机理研究认为,在一定地质条件下,干酪根热降解生烃主要受温度、时间、压力和介质环境等因素共同控制。其中,温度是油气生成的主导因素并与时间可相互补偿,高温能促使有机质的热演化;压力的影响比较复杂,在一定的条件下,超压能抑制有机质的演化。莺琼盆地处于高温高压的地质背景,温压条件对其油气藏的形成有着独特的贡献。     

歧口凹陷异常压力对古近系烃源岩热演化的抑制作用及其意义

沉积盆地流体动力学特征是盆地分析的主要内容,对烃源岩热演化及油气成藏具有重要的影响。以歧口凹陷为例,通过大量实测数据和分析化验资料综合分析,探讨了古近系中深层流体压力特征及对成烃演化的抑制作用,建立了超压背景下的烃源岩成烃演化模式,指出了超压存在的石油地质意义。研究表明,歧口凹陷中深层普遍发育异常高压,压力系数为1.2~1.6,属于“正常地温梯度、异常高压”环境,这种环境对古近系中深层烃源岩热演化具有明显的控制作用。超压的普遍发育对歧口凹陷中深层的液态烃下限、有效储层下限、油气保存及有效勘探深度都有十分重要的影响。     

羌塘盆地有机质热演化与成烃史研究

对青藏高原羌塘盆地中生界7 000多块样品的分析数据进行筛选和综合研究可知,侏罗系烃源岩在羌塘盆地中部尚处于成熟生油阶段,向四周成熟度逐渐增高;上三叠统肖茶卡组烃源岩几乎全部处于高成熟—过成熟,成熟生油范围已经很小.羌塘盆地有机质成熟度主要受古地温、构造变形程度和火成岩及深成热流的控制.盆地中部及东部主要受最高古地温或最大古埋藏深度的影响;盆地断裂或褶皱带附近及其盆地边缘主要受强烈不均衡压力的影响;而在盆地西部,基底断裂带的深成地下热流可能是主要影响因素.盆地中部具有2次(或3次)主要生烃过程(侏罗纪晚期—白垩纪早期与第三系沉积时期),特别是新近纪中新世早期至中新世后期,侏罗系烃源层的生烃过程对油气藏勘探更为有利.      

柴达木盆地石油勘探潜力及勘探方向

通过50多年勘探研究表明,柴达木盆地主要存在第三系、侏罗系两套烃源岩,第三系烃源岩有机质丰度总体偏低,烃转化率较高,有机质热演化程度较低,主要分布在柴西地区。侏罗系烃源岩有机质丰度高,有机质类型为Ⅱ—Ⅲ2型,主要分布在柴北缘地区。盆地内具有碎屑岩和碳酸盐岩两类储层,碎屑岩储层是主要储油层,在纵向上分布于侏罗系、古新统、始新统、下干柴沟组下段、油砂山组,在区域上分布广泛,以河流三角洲、滩坝以及水下扇等不同沉积成因的砂岩类储层为主。盆地石油总资源量为21.5×108t,石油的探明率为15.3%,具有较大的资源发现潜力,综合分析提出了下步勘探的重点预探区带有3个,即柴西南构造岩性区、狮子沟—油砂山深层构造带、柴北缘的潜伏构造带。     

鸡西盆地下白垩统煤系烃源岩生油潜力

应用有机地球化学的多种分析方法,对鸡西盆地下白垩统烃源岩的有机岩石学特征、有机质丰度、成熟度及有机质的类型进行了讨论。有机显微组分以壳质组为主,煤岩和碳质泥岩的镜质组含量较高;有机碳、热解氢指数I_H及产烃潜量(S₁+S₂)反映烃源岩达到中等—好的级别。有机质为Ⅲ型干酪根,部分Ⅱ_B型,镜质体反射率R_o主要集中于0.5%~1.1%.依据Ⅲ型干酪根的成烃模式,正处于产生液态烃的高峰期,具备生成油气的潜力。与典型的煤成油盆地如Gippsland盆地和吐哈盆地有很好的可比性,具有很好的油气勘探前景。     

渤海湾盆地含油气凹陷压力场特征及与油气富集关系

含油气盆地不同类型凹陷地层压力场具有明显差异,压力场与油气富集关系密切。以渤海湾盆地含油气凹陷实测地层压力资料为基础,探讨了含油气凹陷压力场类型及分布特征,以及超压与生烃作用、压力场与油气富集等关系。研究表明,渤海湾盆地含油气凹陷新生界纵向压力场大致可归为3类,即常压型、单超压型、双超压型;不同类型压力场凹陷的分布具有分区性：常压型多分布于盆地外围凹陷,单超压型在盆地广泛分布,双超压型主要分布于环渤海地区。生烃作用对凹陷超压的形成具有重要影响,超压层系与主力生烃层系相对应,凹陷充填演化历史及主力生烃层系的差异可能是形成3类凹陷压力场的主要原因。凹陷生烃层系超压与油气富集关系密切：平面上油气围绕超压中心分布,超压程度影响油气二次运移距离;纵向上油气富集层系受凹陷压力场类型控制,常压型凹陷油气主要富集于生烃层系及紧邻层系,单超压型凹陷油气富集于生烃层系及上下多套层系,而在双超压型凹陷,新近系油气富集程度较高;生烃层系超压程度影响凹陷油气富集程度,富油凹陷均为超压幅度较大的凹陷。     

生烃模拟结果的校正

根据Ⅱ₂型湖相泥岩的加水热模拟实验结果与油气生成一般规律的研究,提出了热模拟结果应用于含油气盆地的生油气量计算的校正方法。认为各种怪源岩样品的热模拟实验结果与实际的油气生成模式均有一定偏差咱不能直接应用于盆地炬源岩的生油气量计算。在校正时选1%作为生油高峰对应的镜质体反射率（R。）,在不同盆地或对于不同类型炬源岩可能有所不同,应根据某一盆地的怪源岩实测演化剖面来选定生油高峰对应的R。,由干生炬机理上氢气与甲炕没有明显的联系,指出总气态产物中的氢气不应作为炬气的一部分计算噜必须根据校正后的R。建立油气产率的数学模型和编制相应的困版。     

夭折大洋盆地构造演化及充填特征探讨——以南海双峰盆地为例

夭折大洋盆地是陆缘裂谷盆地向大洋盆地演化过程中形成的一种特殊的盆地类型,其特点是洋壳基底已经形成,但很快就停止扩张而转入坳陷。以南海双峰盆地为例,探讨了夭折大洋盆地的构造演化及沉积充填特征。研究表明,这种盆地的构造演化过程包括陆缘断陷、洋壳扩张和坳陷3个阶段。断陷期为陆相或海陆过渡相沉积,目前这套地层分布于靠近盆地边缘的部位;洋壳扩张期为半深海 深海沉积,这套地层表现为由靠近盆地边缘部位向洋壳扩张中心被动超覆的特点;坳陷期为深海平原环境,远离物源区,以深海静水泥岩沉积为主。夭折大洋盆地一般都具有较高的大地热流值和地温梯度,有利于有机质的热演化生烃作用,生烃门限深度浅。尽管夭折大洋盆地属深水或超深水范畴,但由于具有良好的生、储、盖匹配关系,因而将是未来南海深水油气勘探的重要领域。     

莺―琼盆地天然气勘探回顾与存在的主要问题及进一步勘探的建议

莺―琼盆地(莺歌海盆地和琼东南盆地简称)天然气勘探历程坎坷,迄今虽然建成了一定的天然气储量规模,但目前的勘探与研究难度越来越大;天然气勘探领域及方向不明,尚处在探索徘徊阶段。通过对该区天然气成藏地质条件的分析,认为首先应从形成气田的主要烃源岩研究入手,坚持“寻找煤成气”的战略勘探方向,以期获得天然气勘探的重大突破,发现新气田,扩大天然气储量规模。     

珠江口盆地惠州凹陷古近系烃源岩层序地层学和地球化学研究

为了更加准确地预测和评价珠江口盆地惠州凹陷古近系油气资源潜力，精细划分了该凹陷油气汇聚单元和成藏体系，并利用层序地层学和地球化学相结合的方法，分析了该凹陷古近系始新统一下渐新统恩平组和始新统文昌组6个三级层序烃源岩有机质丰度、有机质类型、生烃潜力大小和生物标志物组合特征，指出文昌组SQ2层序地层中一深湖相泥岩是主力烃源岩，恩平组SQ5和SQ6层序地层沼泽相、河流三角洲相和浅湖相煤系烃源岩是重要烃慊岩。     

下扬子区海相油气勘探选区评价研究

下扬子区中古生代发育了多类型的盆地,构建了海相下组合、上组合2套成油气组合,但受印支期—中燕山期、晚燕山期—喜马拉雅期构造改造和盆地叠加,海相层系油气生成演化、运聚成藏十分复杂,难以用传统的方法进行有利区带优选。从“源—盖控烃”出发,通过对加里东末期、印支末期、中燕山末期及现今等关键时期烃源灶与盖层的匹配组合关系研究和有利油气聚集与保存区的预测,利用多层多期多元复合成藏预测模型预测了有利油气勘探区。