2019年, 第24卷, 第3期　
刊出日期：2019-09-30

  

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讨论·探索
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  海相膏盐岩层系烃源岩形成演化特征初探

  海相油气地质. 2019, 24(3): 1-7.

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  勘探实践和地质地球化学分析显示,膏盐岩作为一种化学沉积岩虽然本身不具备生烃能力,但其岩系组合中不同程度富含的生烃物质,使得膏盐岩层系可作为海相盆地非常重要的烃源岩,因此,我国的高演化、低有机质丰度的海相膏盐岩层系也可以作为良好的烃源岩.分析表明:海相膏盐岩层系烃源岩具有多元化的生烃物质、异常活跃的有机-无机相互作用和膏盐岩层系特殊的物理化学条件,这些因素共同影响着其生烃物质来源、有机质热演化进程、产物的组分及产率、稳定同位素组成等特征,因此研究膏盐岩层系烃源岩的形成演化特征,对于我国海相膏盐岩层系源-藏匹配、生烃机理、烃源岩评价等问题具有重要的勘探实践和理论研究意义.此外,由于海相膏盐岩层系在成源和矿物组成方面的特殊性,传统的烃源岩评价指标如TOC、氯仿沥青"A"、S1+S2等难以适用于海相膏盐岩层系烃源岩,而采用总生烃碳的概念评价烃源岩演化及生烃潜力应该更为客观可靠.
勘探·评价
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  渤海湾盆地冀中坳陷石油地质条件、资源潜力及勘探方向

  海相油气地质. 2019, 24(3): 8-20.

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  渤海湾盆地冀中坳陷最主要的烃源层是古近系的沙三段、沙一段,新生古储和自生自储是发现储量最多、石油资源最丰富的2种成藏组合.近年来,冀中坳陷在富油洼槽区地层-岩性油藏、隐蔽型潜山油藏以及致密油领域勘探不断取得重要突破与发现,展现了良好的勘探前景.通过冀中坳陷常规与非常规油藏形成条件解剖,分析成藏主控因素,构建多类型油藏成藏模式并总结富集规律,完善建立不同类型油藏资源评价参数,优选评价方法,开展了新一轮资源潜力评价.结果表明:冀中坳陷常规石油地质资源量为24.4×108t,资源探明率为46,,致密油地质资源量为5.19×108 t.由于剩余石油资源依然丰富,未来要持续深化富油洼槽区及斜坡带的构造-岩性及隐蔽型常规油藏勘探,稳步推进束鹿凹陷泥灰岩致密油勘探,加强致密油甜点区综合评价.
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  南堡凹陷石油地质条件、资源潜力及勘探方向

  海相油气地质. 2019, 24(3): 21-28.

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  南堡凹陷是一个典型的富油气凹陷,近年来在多个勘探领域获得新发现,展现出良好的勘探前景.目前的勘探实践与盆地第三次资评结果之间的矛盾日益突出,难以有效指导勘探部署.通过南堡凹陷基本石油地质特征解剖和油气成藏条件分析,建立了不同勘探领域油气成藏模式,明确了油气富集规律.基于地质风险评价,优选评价方法,重新开展南堡凹陷资源量计算,明确了剩余资源分布及未来有利勘探领域.资源评价结果显示:南堡凹陷常规石油地质资源量为12.20×108 t,非常规石油地质资源量为2.19×108 t,剩余常规石油地质资源量为7.10×108 t.依据"深浅兼顾、油气并举"的原则评价,指出了高柳、南堡1号、南堡2号和老爷庙等4个构造带是未来重点石油勘探区带.
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  南海油气藏类型及分布规律

  海相油气地质. 2019, 24(3): 29-38.

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  通过对南海周边新生代板块活动的分析,认为南海构造演化由太平洋板块、欧亚板块和印度板块等3大板块间的相互作用所控制,并可分为断陷阶段(E)、断拗转换阶段(N11—N12)和区域性沉降阶段(N13—现今).将南海已发现油气藏归纳为构造圈闭型、岩性圈闭型和复合型3大类,进一步将构造圈闭型分为背斜型、断背斜型、断块(鼻)型3个亚类,将岩性圈闭型分为生物礁滩型和深水水道型2个亚类,将复合型分为构造-岩性型和基岩潜山型2个亚类,并对典型油气藏特征进行了分析.总结了南海油气藏在平面和纵向上的分布特征,认为南海演化的不同阶段形成了不同的圈闭类型和不同的储层,从而控制了3大类油气藏的分布.平面上,构造型油气藏主要分布在南海的南北两侧靠近大陆边缘地区,以油为主;生物礁滩型油气藏分布在远陆缘区,以气为主;而西部的走滑断陷盆地除了发育构造型油气藏,还发育复合型油气藏,西北部以构造-岩性型为主,西南部基岩潜山型占优势.纵向上,构造型、生物礁滩型油气藏发育均有北早南晚的特点;西部走滑盆地复合型油气藏发育层位北部比南部更新;深水水道型油气藏集中在上中新统—上新统,发育层位最新.
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  西非海岸盆地油气成藏组合及资源潜力

  海相油气地质. 2019, 24(3): 39-47.

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  在研究西非海岸盆地形成演化的基础上,总结各盆地石油地质特征,划分各盆地成藏组合并评价资源潜力,最终提出了油气勘探方向.西非海岸17个盆地从北往南可分为5段:北段盐盆、中段盆地、尼日尔三角洲、中南段盐盆和南段盆地,其形成演化可分为前裂谷、同裂谷和后裂谷3个阶段,总体发育6套储盖组合.以储盖组合为核心,在西非海岸17个盆地中共划分出27个成藏组合.以成藏组合为资源评价基本单元,采用类比法、发现过程法和主观概率法,计算和预测西非17个盆地待发现常规油气可采资源量为146 175 MMBOE.待发现常规油气资源在平面上主要分布于中南段盐盆和尼日尔三角洲,纵向上主要位于白垩系、古近系和新近系.西非海岸17个盆地按勘探潜力从大到小分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类,应重点选择Ⅰ、Ⅱ类盆地开展勘探活动.西非重点勘探目标为深水浊积岩和盐下碳酸盐岩,每个盆地主力成藏组合叠合最多的区域就是该盆地最有利的勘探区带.
沉积·储层
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  琼东南盆地深水区新生代海底扇沉积演化——以宝南断阶带为例

  海相油气地质. 2019, 24(3): 48-54.

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  琼东南盆地深水区是油气勘探的重要领域, 大型储集体的发育条件及预测研究对该领域下一步的勘探至关重要.以钻井、测井、高精度三维地震等资料为基础,应用井震精细标定、骨架砂体雕刻和高精度三维地貌叠合等技术手段,对琼东南盆地深水区宝南断阶带的物源方向和海底扇展布规律进行了精细研究.结果表明:①宝南断阶带的主物源来自南部隆起;②研究区内主要发育永乐C-1和永乐D-1两个大型海底扇,扇体纵向上多期叠置,扇体内部沟通下伏烃源岩的断裂发育,成藏条件优越,具有重要的勘探意义.
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  渤海及周边地区早古生代岩相古地理

  海相油气地质. 2019, 24(3): 55-64.

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  根据古郯庐断裂两侧地块分布特征,渤海及周边地区早古生代具有南北高、中间低的古地理格局,以清水碳酸盐沉积为主.基于钻井岩心、薄片及露头观察,总结了典型沉积相标志,认为区内发育近岸潮坪相、局限台地相和开阔台地相等3类沉积相,台内洼地、灰泥丘、台内滩、潟湖、台坪等5类沉积亚相,以及9类沉积微相.在寒武系和奥陶系沉积相划分与精细对比的基础上,刻画了渤海及周边地区早古生代4个典型沉积时期的岩相古地理:受二级海平面升降、构造沉降和古地形的影响,早寒武世靠近(水下)古隆起区发育近岸潮坪相,中部局限台地—开阔台地发育;中寒武世厚层鲕粒滩广泛发育;晚寒武世—早奥陶世广泛发育局限台地白云岩坪、石灰岩坪;中奥陶世广泛发育开阔台地相台内洼地泥晶灰岩沉积.
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  塔里木盆地罗斯—玛东地区碳酸盐岩潜山储层特征及油气藏模式

  海相油气地质. 2019, 24(3): 65-72.

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  随着塔里木盆地罗斯—玛东地区中—下奥陶统碳酸盐岩潜山勘探的相继突破,碳酸盐岩储层的复杂性日渐凸显.综合钻井、地震、测井、岩心、薄片等手段对比研究表明,研究区中—下奥陶统碳酸盐岩潜山储层特征具有显著的差异性:①垂向上储层受岩性影响较大.蓬莱坝组以细—中晶白云岩为主,鹰山组下段为石灰岩-白云岩过渡岩性,鹰山组上段主要为泥晶灰岩,自下而上储层变差.②平面上潜山暴露区和覆盖区的储层差异较大.鹰山组上段仅在潜山垒带内形成裂缝型储层,覆盖区储层欠发育;鹰山组下段"串珠"储层发育,暴露区辅以裂缝型储层;蓬莱坝组潜山暴露区与覆盖区孔洞型储层均发育.通过对储层分布和发育特征的研究,提出了碳酸盐岩潜山油气藏分布的3种模式:蓬莱坝组构造型块状油气藏,鹰山组上段裂缝型准层状油气藏,鹰山组下段裂缝-洞穴型油气藏.
油气藏
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  琼东南盆地深水西区L25气田天然气成因、来源与成藏过程

  海相油气地质. 2019, 24(3): 73-82.

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  L25气田位于琼东南盆地深水西区,由上中新统黄流组早、晚2期限制型重力流水道岩性圈闭相关气藏纵向叠置而成,早期的Ⅲ、Ⅳ气组为强超压气藏(压力系数1.806~1.840),晚期的Ⅰ、Ⅱ气组为常压气藏(压力系数1.170~1.188).天然气组分、天然气碳同位素分析表明,L25气田天然气为有机成因煤型气.通过对天然气甲烷碳同位素与烃源岩镜质组反射率之间的关系、凝析油生物标志化合物特征、烃源岩埋藏史、热史等的综合分析,认为L25气田天然气来源于乐东凹陷下渐新统崖城组海相烃源岩生成的成熟—高成熟天然气.天然气成藏过程分析揭示,L25气田经历了早、晚2期天然气充注成藏:2.0Ma,成熟—高成熟天然气充注于晚期沉积的限制型重力流水道岩性圈闭,形成Ⅰ、Ⅱ气组常压气藏;近于现今,高成熟天然气充注于早期沉积的限制型重力流水道岩性圈闭,形成Ⅲ、Ⅳ气组强超压气藏.沉积与储层、压力演化及成藏特征的研究表明,早期天然气充注的规模化的储集体是琼东南盆地深水区新近系更有利的天然气勘探方向.
机理·模式
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  黔西北寒武系牛蹄塘组与志留系龙马溪组页岩生烃和储集能力差异分析

  海相油气地质. 2019, 24(3): 83-90.

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  以黔西北牛蹄塘组和龙马溪组页岩为研究对象,在对钻井岩心样品进行有机地球化学和储层分析实验的基础上,对牛蹄塘组和龙马溪组页岩气成藏条件进行了对比.牛蹄塘组和龙马溪组原始TOC分别为8.68,~10.50,和0.60,~9.45,,原始生烃潜量分别为62.77~75.20 mg/g和4.44~69.70 mg/g,演化至成熟时平均产气量分别为93.35 cm3/g和58.58 cm3/g,证明了牛蹄塘组页岩原始生烃能力远好于龙马溪组页岩.牛蹄塘组和龙马溪组页岩最大吸附气含量分别为1.81~9.07m3/t和2.24~2.49 m3/t,孔隙大小主要分布在3.48~3.65 nm范围内,牛蹄塘组页岩总孔体积和比表面积总体上小于龙马溪组页岩.综合研究认为:牛蹄塘组页岩与龙马溪组页岩相比,更有利于富集吸附态天然气,但牛蹄塘组页岩天然气生成时期早、演化时间长,导致大部分天然气散失,加之页岩孔隙度降低也导致游离气富集能力下降,最终使得牛蹄塘组页岩气成藏能力弱于龙马溪组.
技术·应用
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  碳酸盐岩风化壳岩溶地震弱振幅储层识别技术的应用——以塔里木盆地TZ62井区为例

  海相油气地质. 2019, 24(3): 91-96.

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  塔里木盆地TZ62井区奥陶系碳酸盐岩风化壳岩溶地层与上覆桑塔木组泥岩地层存在较大的波阻抗差,致使风化壳下部呈现弱反射特征的裂缝孔洞型储层被地层界面的强反射所遮挡,造成常规振幅对该类储层的预测能力差.通过构建地层框架模型、地层框架镶嵌储层模型、去除岩性顶界面后的镶嵌储层模型等3种情况的地质模型,对不同地层结构类型、不同发育位置的储层进行正演模拟,采用基于波形分解的岩溶储层预测技术,将正演地震数据分解成若干个分量,每一分量反映具有相似物性的地层,进而通过对目标分量的提取,达到预测弱振幅储层的效果.将基于波形分解的岩溶储层弱振幅提取技术应用于TZ62工区实际资料,依据油田实际生产数据的分析,验证了该技术应用的有效性,解决了弱振幅孔洞型储层难以预测的问题.