莺-琼盆地的独特埋藏史

通过沉积速率线性外推剥蚀厚度恢复、脱压实和异常高压以及古水深校正的单井埋藏史和连井埋藏剖面及构造沉降分析,发现莺-琼盆地是个多旋回沉积盆地,其沉积物埋藏过程可分为早期缓慢浅埋和晚期快速深埋两大阶段.这种独特的埋藏历史不仅是储层孔隙增生与保存的主要控制因素之一,而且极大地影响了烃源岩于酪根热解反应路径、烃类的运移和聚集,异常高压的发育以及所发生的复杂的水(气)—岩相互作用.涸11-4油田位于南海北部湾盆地涸西南凹陷,距广西北海市103km,离涸10-3油田17km.油田于1993年9月19日投产,目前开发形势较好,产量、压力稳定.在开发实践中我们体会到,要提高油田开发水平,搞好油藏监测是非常重要的.1钻井和完井过程中的油藏监测     

东营凹陷胜坨地区深层油气成藏期及其主控因素分析

中国东部断陷盆地埋藏深度3500m以下深层是成熟勘探区重要的油气勘探潜在领域,其油气成藏控制因素与中浅层有诸多不同之处。对东营北带胜坨地区沙四段9口井50块样品的有机和无机包裹体进行了分析,探讨了成熟勘探区深层油气成藏主控因素。分析结果表明,该区沙四段发生过2期油气成藏：第一期发生在距今39～31.9Ma（对应沙三中段到东营组沉积时期）,主要为发浅黄色荧光的成熟油充注;第二期发生在距今13～0Ma（对应馆陶中后期至今）,主要为发蓝白色荧光的高成熟度油充注。油包裹体内的原油密度随埋深的增加呈降低趋势,这可能与地质历史时期多套源岩生成的不同成熟度原油由深部向浅层多期次运移充注和深部高温油藏内的原油再度裂解或气侵有关。储层物性分析结果显示：深部储层物性变差,油气的临界充注条件也变差;通过恢复该区古流体势,探讨了两期油气充注过程中的有利油气聚集区,建立了深层油气沿断层垂向运聚及沿连通砂体侧向运聚的成藏模式。     

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.     

南襄盆地泌阳凹陷古近系核桃园组油气充注幕次及成藏年龄确定

前人研究认为南襄盆地的构造对油气成藏具有控制作用,但针对油藏确切的形成时间及其与构造运动的耦合关系一直不明确。通过对流体包裹体的系统分析,利用埋藏史投影法,明确泌阳凹陷古近系核桃园组油气充注幕次和成藏期次,确定其成藏年代。泌阳凹陷共有“四幕两期油、一幕天然气”充注,第一期为泌阳凹陷的主要成藏期,主要发生在断陷-抬升阶段,包括第一幕（36.1~23.5 Ma）、第二幕（34.1~21.2 Ma）和第三幕（30.9~16.2 Ma）成藏,具有多阶连续性充注特点;第二期发生在拗陷沉降阶段,即第四幕（7.9~0.2 Ma）油和一幕（3.0~0.8 Ma）天然气成藏。泌阳凹陷内部的不同构造区带的油气充注时间存在差异,中部深凹区和南部陡坡带距离生烃中心较近,优先充注早期成藏;而北部斜坡带成藏时期相对较晚。泌阳凹陷南部应加强纵向多层位、多期次立体勘探,中部加强隐蔽岩性勘探的攻关力度,北部重点加强次生或调整的构造油藏勘探。      

临南地区煤型气成藏主控条件分析

济阳坳陷临南地区石炭－二叠系煤层分布广泛，其煤质优良，演化程度适中，具有形成中型煤型气藏的物质基础。该文从煤系地层烃源岩体描述、沉积埋藏及热演化史分析入手，通过有效生气中心确定、优势运聚方向分析、储盖组合研究及藏后生演化的探讨，指出了研究区煤型气藏分布的主要控制因素，从而解释了近期钻探多种依据，并指明了下一步钻探的重点方向。     

应用δ13C瑞利分馏模型判断气藏运聚过程

根据干酪根生气过程中碳同位素的动力学瑞利分馏模型，烃类气体稳定碳同位素比值与气源岩和天然气成熟度正相关。因此，可运用甲烷碳同位素比值垂向剖面技术判断气藏的聚集过程。本文运用该技术，不仅发现莺歌海－琼东南盆地ＹＡ１３－１气田和ＤＦ１－１气藏中烃类气体的充填方式，而且还判断出ＹＡ１３－１气田具有双侧向运聚和ＤＦ１－１气田具有单垂向运聚的成藏动力学特征。     

湘东南拗陷上古生界碳酸盐岩储层成岩作用

湘东南拗陷是中国南方古生代～新生代叠合盆地之一,古生代～中生代地层普遍裸露,该拗陷油气勘探程度较低.在野外剖面观测、室内薄片鉴定等工作的基础上,分析了湘东南拗陷上古生界碳酸盐岩储层成岩作用类型,包括:泥晶化作用、胶结作用、压溶作用、白云石化作用、重结晶作用、裂缝化作用、溶蚀作用等,以及经历的海底-大陆(淡水和混合水)-浅埋藏-深埋藏-表生等成岩环境.对储层孔隙发育起建设性的成岩作用主要有裂缝化作用、压溶作用、溶蚀作用和白云石化作用.裂缝化作用及压溶作用在一定程度上可改善储层的储集性能.白云石化作用形成的白云石晶间孔为重要的孔隙类型,并成为工区最为有利的勘探目的层.     

鄂尔多斯盆地伊-陕斜坡山西组2段包裹体古流体压力分布及演化

对鄂尔多斯盆地伊陕斜坡上古生界太原组—山西组砂岩储层中流体包裹体样品进行了分析，将该储层中油气成藏划分为6个期次。结合埋藏史分析，确定了6期油气成藏发生的时间。运用流体包裹体PVT热动力学模拟的方法，获得了6期油气成藏时的古压力数据。对山2段6期次古压力时空分布及演化规律分析表明，区域构造和热史演化是古压力的主要控制因素，可将古压力演化划分为气藏形成初期的常压—成藏高峰期超压—成藏期后萎缩形成低压3个阶段。     

盐水包裹体在成岩作用研究中的应用--以塔河油田下奥陶统碳酸盐岩为例

该文根据塔河油田下奥陶统碳酸盐岩盐水包裹体观察测试资料,对其类型和特征进行了描述,并结合地质分析,重点讨论了盐水包裹体在塔河油田下奥陶统碳酸盐岩成岩作用中的应用.研究表明,除了利用传统的显微镜观察、阴极发光、扫描电镜等分析手段外,利用盐水包裹体所记录的成矿流体信息可以进一步探讨成岩作用,从而为储层预测与研究提供依据.     

莺-琼盆地YA13-1气田成藏过程分析

根据埋藏史、热史恢复,运用有机地球化学指标和稳定碳同位素比值,判断出莺-琼盆地 YA13-1气田天然气的母质来自于以Ⅲ型干酪根为主的崖城-陵水组.有两个来源:一个是琼东南盆地崖南凹陷埋深在4450m以下的烃源岩,另一个是莺歌海盆地埋深在4700m以下的烃源岩.通过流体包裹体分析,确定出天然气以水溶相在5.8～2.0Ma和2.0Ma至现在期间发生两次高峰运聚.梅山组碳酸盐岩和钙质泥岩具7～10MPa的排替压力并发育有49～66MPa的异常超压,从而成为其有效盖层.陵水组储层因浅埋时间长,受大气淡水淋滤作用和有机酸对铝硅盐骨架颗粒和碳酸盐胶结物的溶解/沉淀,在后来的深埋过程中仍然保持平均14.9%的孔隙率和213×10^-3μm²的渗透率,披覆背斜的YA13-1圈闭形成于10.5Ma,远远早于天然气的运聚时间.从而在生、运、聚、保和圈闭、储-盖层演化诸方面奠定了在YA13-1地区形成我国迄今最大气田的必要条件.