2024年, 第29卷, 第4期　
刊出日期：2024-12-30

  

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综述·评论
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  深层地层压力预测技术研究进展

  海相油气地质. 2024, 29(4): 337-347.

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  通过调研国内外地层压力预测技术的相关文献以及专利著作,分析深层压力预测存在的挑战和难题,总结深层压力预测技术的研究新进展和存在的问题,并对未来研究方向进行了展望.适用于中浅层的经典压力预测理论和算法已经很完善,但对深层压力研究不适用,难以预测深层压力变化特征.基于多孔弹性理论、岩石物理模型、构造增压等方法和理论的研究推进了深层压力预测技术的进展,但受地质条件复杂、工程难度大、超压成因机制复杂和预测算法缺乏等多方面的限制,深层压力预测仍然面临很大的挑战和难题.深层超压与构造、断裂的压力传递、生烃膨胀和盖层封闭等非欠压实机制有关,并常以多种成因共存为特点,不同的超压机制会造成压力系统的变化.从超压成因机制出发,结合实际问题改进经典公式和模型,可以使预测模型更具适应性.适应复杂岩性、多种超压机制、横向压力分布特征的深层压力地震预测技术是未来研究的主攻方向.
沉积·储层
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  鄂尔多斯盆地寒武纪—奥陶纪构造-岩相古地理及其控源控储效应

  海相油气地质. 2024, 29(4): 348-360.

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  鄂尔多斯盆地的海相油气勘探对象从早期的奥陶系马家沟组风化壳储层逐渐转变为不整合面以下的内幕碳酸盐岩储层.然而,盆地深层的寒武系和奥陶系研究程度相对较低,源储盖整体特征及配置关系不清.基于最新的钻井和地震资料,开展野外剖面踏勘、化验分析、岩心和薄片观察等基础地质工作,编制寒武纪—奥陶纪构造-岩相古地理图、烃源岩和有利沉积相带分布图,明确了寒武系—奥陶系的源储盖发育特征和配置关系:鄂尔多斯盆地寒武纪具有台内发育继承性隆起、台缘发育继承性裂陷的构造格局.受盆地西南部、东北部裂陷控制,中下寒武统烃源岩主要发育在海槽和海湾内,受乌审旗古隆起和庆阳古隆起控制,颗粒滩和风化壳储层主要发育在古隆起周缘和台缘带.奥陶纪具有台内多隆多坳的沉积格局,沉积古地貌和海平面变化共同控制了沉积相的纵横向差异分布.2个台内洼地控制了海相烃源岩的展布,3个台内隆起带控制了颗粒滩和膏云坪等有利微相的展布.寒武纪台缘裂陷型和奥陶纪台内坳陷型构造-沉积模式控制了烃源岩和储层的发育,并形成了3套优良的源储盖组合.寒武系—奥陶系具有较大的天然气成藏潜力,是鄂尔多斯盆地未来风险勘探的重要领域.
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  鄂尔多斯盆地富县地区奥陶系马家沟组古水系识别及其意义

  海相油气地质. 2024, 29(4): 361-371.

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  古水系的研究对碳酸盐岩岩溶储集体的勘探开发有重要意义.在古地貌恢复的基础上,综合利用趋势面法、地震分频相干属性分析、叠加剖面的精细相干属性分析、沿风化壳层面提取的RGB混频分色等技术,对鄂尔多斯盆地富县地区奥陶系马家沟组的古水系进行精细刻画.研究结果表明:①研究区处于海西早期岩溶作用区,整体呈西南高、东北低的特征,古地貌可以划分为残丘、台地、阶坪和沟槽4个三级地貌单元.②研究区发育地表及地下2类古水系.地表水系发育于西南构造高部位(西南地区),呈近对称的树枝状,以深切曲流为主,地下水系发育于东北构造低部位(东北地区),以暗河、伏流为主,岩溶作用更强,多垮塌,见落水洞.地表与地下水系共同形成深切曲流—伏流型发育模式.③岩溶残丘、台地是优质储层发育的有利区域.本文采用多种方法刻画古水系,改善了单一技术的局限性,多形态特征结合提升了地表水系、地下水系识别的可信度,确定了优势储层的发育部位,对研究区下古生界的勘探开发有重要参考意义.
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  川中地区茅二段白云石化作用机制及分布模式

  海相油气地质. 2024, 29(4): 372-384.

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  白云石化作用和白云岩分布是制约川中地区茅二段储层发育分布的关键因素.在岩心及岩石薄片观察的基础上,通过阴极发光、包裹体测温、碳氧稳定同位素、锶同位素、稀土元素等地球化学分析,深入开展了川中地区茅二段白云石化作用机制及分布模式研究.研究表明:①研究区内茅二段主要发育3种类型白云石:粉—细晶他形白云石、粉—中晶自形白云石、鞍形白云石.粉—细晶他形白云石为同生期蒸发海水白云石化作用形成,此类白云石化作用本身不产生储集空间,但却是白云岩储层形成的基础,粉—中晶自形白云石为早成岩期埋藏白云石化作用形成,此类白云石化作用部位晶间孔及晶间溶孔发育,可形成白云岩溶蚀孔隙型储层,鞍形白云石为早成岩期(东吴期)热液白云石化作用形成,此类白云石化作用伴有热液破裂作用和热液溶蚀作用,可导致溶蚀缝孔洞发育,形成白云岩溶蚀缝孔洞型储层.②与台缘断裂耦合的台地边缘带,是发育同生期海水白云石化作用、早成岩期埋藏白云石化作用、早成岩期热液白云石化作用的最佳部位,也是白云岩储层优势发育区带,台内高地区域,主要发育同生期海水白云石化作用和早成岩期埋藏白云石化作用,可成为白云岩储层较为发育的区带,台内洼地缺乏白云石化作用发生的有利条件,白云岩欠发育.
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  川东北深层页岩储层成岩作用及对孔隙发育的影响

  海相油气地质. 2024, 29(4): 385-400.

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  四川盆地吴家坪组—大隆组海相页岩具备良好的页岩气成藏条件,是四川盆地未来天然气勘探的重要接替领域.但受混合沉积作用的影响,不同岩相之间成岩作用及孔隙演化差异显著,影响了对其储层分布及勘探潜力的评价.综合应用X衍射、扫描电镜、能谱、薄片观察等多种实验方法,对川东北地区DY1H井吴家坪组—大隆组页岩开展了岩相划分、成岩作用与微观孔隙结构研究,讨论了其成岩作用与孔隙发育的耦合关系.结果表明:DY1H井吴家坪组—大隆组页岩主要发育硅质、混合质、钙质、黏土质4类页岩岩相.其中硅质页岩相的TOC最高.硅质页岩中石英来源于陆源碎屑与硅质生物,抗压实能力强,保留下的微孔隙可为有机质迁移与富集提供空间,并且随着埋藏深度的增加,有机质热演化作用也可形成大量有机质孔.得益于优质的物质基础和良好的储集空间条件,硅质页岩成为川东北地区吴家坪组—大隆组页岩中的有利岩相.建立了有利岩相的成岩-孔隙演化模式,为海相页岩孔隙成因研究与储层分布预测提供了借鉴和参考.
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  古地貌控制下的退积型三角洲沉积特征及油气地质意义——以准噶尔盆地南缘中东段清水河组为例

  海相油气地质. 2024, 29(4): 401-412.

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  准噶尔盆地南缘多口探井在白垩系清水河组底部储层获得高产油气流,证明清水河组底部发育优质储层,但不同钻井揭示储层特征差异较大.在清水河组沉积前古地貌分析的基础上,结合砂体结构特征、岩矿特征、重矿物组合特征及古水流方向特征分析了清水河组底部砂体沉积相的差异,明确储层砂体的主控因素和分布规律.研究认为清水河组沉积前,准噶尔盆地南缘古地貌呈现南陡北缓的特征,南部为一陡坡区,北部为一个大型的缓坡区,且在缓坡区发育两级坡折.清水河组沉积时期南缘处于湖侵沉积,清水河组沉积初期形成了受古地貌控制的退积型辫状河(扇)三角洲沉积:南部陡坡带发育扇三角洲沉积体系,所形成的砂砾岩储层厚10～30 m,北部缓坡带发育受两级坡折控制的3期退积型辫状河三角洲沉积体系,所形成的砂岩储层厚20～50 m,砂岩储层在南缘中部和东北部大面积分布.北部和东北部物源形成的辫状河三角洲前缘砂体物性相对较优,是清水河组有利的储层发育区.
勘探评价
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  四川盆地华蓥山西侧低缓构造区石炭系黄龙组分布与圈闭条件

  海相油气地质. 2024, 29(4): 413-422.

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  四川盆地石炭系黄龙组孔隙型白云岩储层是重要的油气勘探对象,也是川东地区的重点产层.基于近年来采集的高品质地震资料,结合钻井、野外露头剖面等资料,在井震标定、地震正演模型建立的基础上,对华蓥山西侧的石炭系黄龙组区域分布、志留系烃源灶及成藏条件进行综合地质分析,取得3项主要认识:①华蓥山西侧石炭系大面积分布,碳酸盐岩有利区面积超8 000 km2,预测厚度最大可达40 m,具备形成规模储层的地层、沉积基础,②受古隆起斜坡带、地层剥蚀带和断裂带控制,发育平昌—巴中、广安—渠县2个大型圈闭发育区带,面积总计可达5460 km2,具备规模成藏有利条件,③平昌—巴中地区气源条件较好,构造圈闭发育,可形成下生上储的成藏组合,是寻找规模天然气储量的有利地区.
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  东海盆地椒江凹陷裂后期岩浆作用类型、活动期次及油气地质意义

  海相油气地质. 2024, 29(4): 423-436.

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  东海盆地椒江凹陷裂后期岩浆广泛分布,但关于岩浆作用的类型、空间分布和形成期次一直缺少系统研究,严重制约了盆地的油气勘探部署.基于新采集的高精度三维地震数据体和钻井资料,对椒江凹陷裂后期岩浆体及通道进行了识别和精细雕刻,厘定了椒江凹陷岩浆作用的发育规律以及对油气成藏的控制作用.研究表明:椒江凹陷火山岩主要分布于凹陷中东部,以溢流相为主,沿T20界面及其上下均有发育,但沿T20界面更为发育.岩浆侵入体发育岩盆、岩床和岩墙3种产状,以岩盆为主,在温州期及之前(早于43 Ma)、平湖期—花港期(43～23.3 Ma)与龙井期及之后(晚于23.3 Ma)均有发育,其中平湖期—花港期是岩浆侵入的最主要时期.研究区岩浆上涌通道的分布与北西向基底隐伏断裂有关,但与盆内新生代断层分离,无共生关系.研究认为,椒江凹陷裂后期岩浆活动对早期油气藏具有破坏或改造作用,因此,在优选潜力目标时应尽可能规避岩浆作用的影响.但另一方面,岩浆侵入形成了大量强制背斜,属于优越的圈闭类型,因此强岩浆活动区的油气勘探潜力仍值得探索.
勘探技术
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  深层致密砂砾岩储层构造裂缝分布规律与有效性评价

  海相油气地质. 2024, 29(4): 437-447.

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  构造裂缝是库车坳陷KT1气藏白垩系亚格列木组深层致密砂砾岩储层获得高产天然气的重要条件,开展构造裂缝分布规律与有效性研究,有助于亚格列木组的有利储层预测.综合岩心和成像测井资料,对KT1气藏亚格列木组的构造裂缝特征进行了描述,并采用有限元方法对构造裂缝的分布规律进行了半定量预测,从时间有效性和空间有效性两个方面对构造裂缝的有效性进行了评价,最后开展了水平应力不变、上覆岩层重力载荷依次增加条件下的构造裂缝数值模拟.结果表明:①KT1气藏亚格列木组砂砾岩储层发育张性裂缝和剪切裂缝,以中—高角度为主,优势走向为NW—SE向,与NNW向的区域最大古构造应力方位有较好的对应关系.②KT1气藏亚格列木组至少发育2期裂缝:第1期裂缝为无效裂缝,形成于新近系康村组沉积期之前,第2期裂缝为有效裂缝,形成于上新世库车组沉积期—第四纪(5Ma至今),该期裂缝与天然气充注具有良好的匹配关系,是天然气大规模充注成藏的重要条件.③裂缝空间有效性主要受控于裂缝的密度和开度.KT1气藏背斜高部位裂缝密度相对翼部较低,但裂缝开度大,裂缝渗透率显著高于翼部.这是位于翼部的KT204井裂缝密度最大、但产气量最低的重要原因.④数值模拟结果表明:在一定深度范围内,随储层埋深增大,构造裂缝密度降低,但开度与渗透率显著增大、有效性显著变好,更有利于天然气在储层中的高效渗流.