重庆涪陵北部二叠系富有机质沉凝灰岩层系地质特征及甜点区优选

重庆涪陵北部二叠系吴家坪组二段(吴二段)沉凝灰岩是一种新型富有机质烃源岩,是非常规气藏勘探的新领域。明确吴二段沉凝灰岩层系关键甜点参数的分布是勘探评价的首要问题。通过钻测录井、实验分析及地震等资料,从沉凝灰岩层系的有机地球化学特征、岩性特征、厚度分布、地层压力及裂缝发育等成藏富集地质条件入手,聚焦岩性品质及可压缝网两个关键因素,优中选优,评价目标甜点区。研究结果表明:涪陵北部吴二段沉凝灰岩层系处于深水陆棚相,有机质丰度高,TOC含量主要为5%~6%,Ro为1.90%~2.44%,有机质类型以Ⅰ和Ⅱ型为主,TOC含量大于4%的优质沉凝灰岩段厚度在15~20 m之间,分布面积广;优质沉凝灰岩段储集空间多样,孔隙度较高,脆性矿物含量较高,地层压力系数为高—超高压级别,同时转折端发育小型—微型裂缝带,体现了良好的“自生自储”含气勘探潜力;涪陵北部吴二段沉凝灰岩层系气藏具有优质控富、超压控藏及缝网控甜的规律。结合主控因素初步建立吴二段沉凝灰岩层系甜点评价标准,优选出3个目标甜点区,面积达186.4 km2,其中研究区西北部L2-L1井区油气显示良好,可以作为近期勘探的有利目标。

中国盆地形成的三大活动构造历史阶段

中国大陆的组成复杂而不均一,是历史上多个小型陆块会聚形成的复合大陆,基底结构各异,形成时代先后不一。中国各盆地的形成和分布取决于中国大地构造环境及其成盆体制的变化。中国盆地的形成经历了古中国陆、古亚洲陆和新亚洲大陆形成3个阶段。在陆缘和陆内两大优势的成盆构造-热体制作用下,分别形成了古中国/古亚洲构造环境的古生代盆地,新亚洲构造环境下的中新生代盆地。其中,中新生代盆地发育在会聚缩合的大陆内部,历经了3次构造变格:第一变格期为晚三叠世—早白垩世、第二变格期为晚白垩世—始新世和渐新世、第三变格期为渐新世和新近纪—现今。中新生代的盆地叠加、改造了古生代盆地。

中国中西部山前构造变形结构分带模式与油气

复合大陆内部的山前冲断特征及其结构分带研究是探索山前带油气富集分布规律的有效方法。通过对中国中西部地区主要山前带深部地质结构与沉积盖层构造变形特征的分析,认为陆内山前冲断变形受控于不同层次的滑脱层、复合陆块空间几何形态与位置。复合陆内山前冲断是在板块边缘构造挤压应力作用下,由造山楔向盆地方向沿不同深度的滑脱层发生阶梯式拆离冲断引起的构造形变。基于此认识,建立了以“主滑脱层深度为主、兼顾变形样式”为原则的复合陆内山前冲断变形4分带模式,即复合陆内山前冲断变形由古造山带向盆地依次划分出厚皮带、过渡带、薄皮带,其中过渡带又可划分为过渡Ⅰ带和Ⅱ带。变形带在变形构造层、构造样式、断层破裂机制、褶皱方式、断层相关褶皱原理与几何学模式等方面均具有各自独特的特征。陆内冲断变形带结构类型与油气聚集成藏有明显的关联响应:规模油气发现主要分布在过渡带;过渡Ⅰ带多为残留或调整型油气藏,成藏过程具有边聚集、边调整的特点,带内前缘油气相对富集;过渡Ⅱ带以晚期成藏为主,断裂形态及其与盖层的匹配样式是油气成藏富集的关键,带内中部是油气富集相对有利部位。中西部山前厚皮构造向薄皮构造转换的过渡部位是山前地震勘探技术攻关与勘探部署的重点。

从扬子地区海相盆地演化改造与成藏浅析南黄海勘探方向

南黄海盆地位处下扬子地块东延部位,发育巨厚的海相中、古生界地层。通过研究扬子地区海相中、古生界的盆地原型演化及其主要烃源岩区域发育特征,指出南黄海地区海相中、古生界应发育有类似扬子地区的-C1、O3-S1、P1、P2等4套主要烃源岩,尤其要重视在扬子台内广泛发育的后3套区域烃源岩。同时,通过对扬子地区中新生代历次构造变格对海相中、古生界的改造特征及其主要油气成藏类型,以及南黄海盆地的构造特点等分析,认为南黄海盆地中部隆起—南部坳陷区是勘探海相中、古生界原生油气藏的有利区。该区海相中、古生界烃源基础好、实体保存完整、埋藏相对浅,更重要的是构造相对稳定、后期变形弱,可能发育有类似苏北黄桥地区的海相原生残留型油气藏。盆地北部坳陷因紧靠苏鲁造山带,海相中、古生界遭受了强烈变形甚至变位改造,在晚期断陷叠加区有可能形成类似苏南句容地区的重建型油气藏。而勿南沙隆起因长期处于中新生代强烈褶皱隆起带,海相中、古生界应以发育原生破坏型古油藏为主。

原型控源、迭加控藏——油气盆地资源分级评价与有利勘探方向优选思维及技术

中国含油气盆地的形成演化具有多旋回、多成因、多阶段、多迭加的特点。针对这具有自身风格特点的盆地研究评价,在朱夏先生提出的3T(环境)-4S(作用)-4M(响应)盆地分析程式基础上,通过对我国东、西部大量盆地研究实践,总结形成了"原型控源、迭加控藏"的盆地分析评价思路,并进一步提出了"3342"(3个控制、3个演化、4个有效、2个中心)分析方法,同时发展形成了"TSM盆地模拟资源评价系统"的评价方法。这些方法和系统对我国油气不同勘探阶段、不同类型盆地的分析研究和勘探评价部署具有重要的指导作用。

油气勘探目标评价与优选系统

如何在有限资金下针对不同勘探目标进行评价优选是油气勘探者持之以恒的研究主题。不同勘探阶段油气勘探的目的不同,勘探对象也有所不同,其评价方法及参数也会有所差异。对比国内外相关评价方法,提出利用勘探程度指数作为划分勘探程度的定量指标,并结合不同勘探阶段我国油气勘探中主要面对的勘探对象,分别针对区块、区带、圈闭等不同类型的勘探目标开展了系统分析和方法参数研究,相应建立了不同勘探阶段下区块的"油气条件概率-资源战略价值"、区带的"油气发现概率-资源战略价值"和圈闭的"含油气概率-资源战略价值"等双因素评价优选模型,并开发具有自主知识产权及适应我国油气勘探的目标评价与优选系统,以满足勘探评价人员和管理人员客观、快速评价决策的需要。

TSM盆地模拟原理方法与应用

盆地模拟是建立在油气地质的物理、化学原理上,用计算机软件来实现时空框架下的盆地结构、沉积充填和油气生排运聚的演化,从而给出油气资源潜力评价。TSM盆地模拟是在"3T-4S-4M"盆地研究工作程式指导下研发的在原型约束下的确定性数值模拟软件系统。系统强调以盆地原型并列与迭加分析为先导,采用确定性的油气响应模拟模块,合理计算埋藏史、热史、生烃史、运聚史等结果,通过结果分析得到合理的油气资源量和分布。通过四川盆地川西坳陷的模拟应用,揭示了晚三叠世以来陆缘拗陷盆地原型到前渊盆地原型的环境变化,以及上三叠统须家河组烃源岩发育、分布、演化特征和动态生排烃过程。模拟结果表明,侏罗纪拗陷原型沉降演化是导致不同段生排烃差异形成的重要原因;中—晚侏罗世最终定型的结构控制了天然气的运聚,形成了孝泉—丰谷、安县—鸭子河—大邑2个有利的资源聚集区。模拟结果表达了盆地原型迭加的控烃、控藏过程;表明TSM盆地模拟可动态揭示"原型控源、迭加控藏"的油气演化过程,通过与已知的拟合,最终实现预测未知油气的功能,是油气勘探领域重要的技术手段和工具。

中国海相盆地油气资源动态评价与有利勘探方向

中国海相盆地是油气大突破的重要领域。立足中国含油气盆地分析,通过全球超大陆旋回,认为元古代以来3个克拉通海相盆地总体经历了4个地史阶段,明确了海相层系原型盆地演化序列与并列迭加特点,总结梳理了3类原型4种控源模式,表明原型盆地决定了烃源岩发育的环境及分布模式,编制了三大盆地主要层系分类型烃源岩分布图,并明确了烃源岩特征;基于海相烃源岩生烃—排烃—滞留油气动态演化模式,建立了海相层系烃源岩有效性动态评价和“常规—非常规”一体化资源评价等方法技术体系。基于新方法计算了海相层系生排烃量和资源量,明晰了重点盆地油气资源潜力分布。提出了大于10亿t资源量区带15个、5~10亿t级区带13个,指出了下步海相层系勘探的重点领域和方向。

巴丹吉林盆地麻木乌苏凹陷盆地模拟与资源前景分析

盆地模拟是含油气盆地勘探评价的重要技术方法之一。该文在TSM盆地模拟系统的基础上,依据该区勘探程度,建立了适宜的盆地模拟方法系统和相应的软件系统,重点揭示了麻木乌苏凹陷的埋藏史、热史、生烃史和运聚史,在此基础上分析了该区的资源前景。

泥页岩中有机质的赋存形态与油气形成

根据不同类型泥页岩镜下微观特征观察，发现泥页岩中的沉积有机质和矿物质主要以“富有机质—矿物聚集体”和“贫有机质—矿物基质体”2种微观组构形态存在。通过泥页岩的生排烃模拟实验研究表明：泥页岩有机质赋存的差异性控制了油气的生成和初次运移过程，由于“富有机质—矿物聚集体”形态组构非均质分布，在不同演化阶段生成、排出及滞留的油气以不同的状态赋存和运移；镜质体反射率（Ro）介于0．6％～1．0％之间，泥页岩层系中滞留的油与富集有机质聚集体呈游离－吸附共轭相态，流动性较差，开采前景较差，Ro介于1．0％～1．3％之间是页岩油开采的有利范围；高演化阶段页岩气资源量的大小受控于泥页岩中富有机质聚集体的含量。基于烃源岩内沉积有机质和无机矿物质微观结构上的非均质性特征，把油气的形成、排出、滞留作为一个统一过程加以认识，将是深入认识页岩油气形成与富集机理的有利手段和重要方法。

中国海相残留盆地油气资源潜力评价技术探索

从活动论构造历史观出发,应用"原型控源、叠加控藏"的研究思路,分析了古中国陆、古亚洲陆和新亚洲陆3个地史阶段中陆缘与陆内盆地的形成演化,探索了中国古生界海相残留盆地TSM盆地模拟资源评价技术。研究认为中国古生代海相盆地在纵向上主要发育下寒武统、中上奥陶统—下志留统和二叠系3套烃源岩。下寒武统烃源岩分布于被动大陆边缘靠陆一侧,中上奥陶统—下志留统烃源岩分布于台内坳陷,二叠系烃源岩分布于陆内裂陷-坳陷盆地,被动边缘坳陷是烃源岩最有利发育区。烃源岩主要包括碳酸盐岩和泥质岩两类。通过原型盆地约束下的地质作用-油气响应确定性数学模拟方法进行网络整合,提供油气资源评估和位置预测,从而评价了古生代海相盆地原型的发育和后期叠加改造演化的过程及其油气意义。该方法在华北地区上古生界烃源岩潜力的评价应用中,取得了较好的效果。

区带资源定量评价方法及在苏北盆地溱潼凹陷的应用

在TSM盆地模拟计算生、排烃量的基础上,通过势场分析,利用油气运移路径模型,探索建立区带以及构造带资源量动态、定量的计算方法,确定运聚资源量和所处位置,从而达到资源动态定量评价的目的。在苏北盆地溱潼凹陷的应用中,依据排烃势能,结合构造特征,把凹陷划分为断阶带、内斜坡带、枢纽带和外斜坡带4个区带共11个构造带,定量计算了三垛组沉积(35.2 Ma)以来,作为主要目的层的泰州组、阜宁组一段、阜宁组三段、戴南组、三垛组等在各带上的油气运聚量。计算结果表明,凹陷演化至今,主要油气运聚发生在盐城组沉积(23.2 Ma)以来。从这时期看,在三垛组运聚至断阶带的油气约为9.98×106t,占该层的52.0%;在戴南组运聚至内斜坡带的油气约为21.59×106t,占该层的为51.0%;在阜宁组三段运聚至内斜坡带的油气约为145.19×106t,占该层的58.4%;在阜宁组一段运聚至内斜坡带的油气约为54.80×106t,占该层的51.6%;在泰州组运聚至内斜坡带的油气约为46.86×106t,占该层的48.5%。从运聚至断阶带上的绝对量看,阜宁组三段约为61.70×106t、泰州组约为25.39×106t、阜宁组一段约为19.70×106t。因此,从资源定量评价的角度分析,勘探重点在断阶带应以阜宁组三段、三垛组为主,在内斜坡带应以泰州组、阜宁组一段、阜宁组三段、戴南组等为主。

断陷—拗陷原型迭加系统的生烃史——以苏北盆地溱潼凹陷为例

断陷—拗陷型盆地中油气物质的生烃史,势必受断陷—拗陷原型迭加的埋藏史约束和控制,从油气源岩到圈闭建立油气成藏的观念,必须纳入到盆地系统中,明确盆地地质作用与油气响应之间的关系,确立原型控制油气P(压力)、V(体积)、T(温度)动态变化的边界条件,同时利用TSM盆地模拟系统动态地进行生烃量计算和生烃史的分析,从而为油气资源评价和勘查服务。

油气资源评价方法关键参数研究和资源分布特征——以中国石化探区“十三五”资源评价为例

在油气资源评价方法研究与优选的基础上,建立了针对中国石化探区“常规—非常规”以及“地质—经济—生态”2个一体化的“十三五”油气资源评价方法流程和技术体系。研究了油气资源评价关键参数,包括基于TSM盆地模拟技术构建了适用于我国不同类型盆地/地区烃源岩完整的生—排—滞留烃演化模式、产率模型;建立了基于典型刻度区解剖的资源评价关键参数获取方法和评价指标。通过对近50个盆地/地区全部含油气层系(震旦系—第四系)的系统评价,落实了中国石化矿权区常规油气、致密油气、页岩油气以及煤层气等7种不同类型油气的地质资源,明确了其油气资源的经济可采性和生态环境影响程度。通过资源分布特征研究,进一步明确了下一步勘探领域和方向,指出深层—超深层是常规油气的主攻方向,非常规尤其是页岩油气是未来我国油气增储上产的重要领域,海域探区也具备广阔的勘探前景。同时,资源评价结果为油公司“十四五”规划和勘探部署提供了重要依据。

中国大陆中新生代变格运动及第一变格期盆地

印支运动以来,中国大陆处于三面受挤的大地构造环境之中,发生了3期变格运动。第一变格期(晚三叠世到早白垩世)可分为2个阶段,其中晚三叠世到中侏罗世(阶段1:T3—J2),古特提斯洋关闭,发育与挤榨有关的前渊盆地;晚侏罗世—早白垩世(阶段2:J3—K1),怒江洋关闭,中国西部地区持续发育挤榨前渊盆地。由于伊佐奈岐板块(Izanagi Plate)俯冲碰撞,中国大陆东部北侧地区发育断陷盆地,南方地区前期前渊盆地被改造,或形成成排的小型拉分盆地。

塔里木古生代原型盆地分析的油气勘探意义

塔里木地区古生代依据构造热体制变化 ,可以划分为离散型和会聚型两大类 5种不同的原型盆地。早震旦世为裂陷槽 ;晚震旦世至早奥陶世发育边缘坳陷 ;中、晚奥陶世—泥盆纪 ,洋盆消减、闭合、碰撞 ,在此背景下分别孕育了塔中隆起和塔北隆起 ;石炭纪—二叠纪 ,整体处于拉张环境。原型盆地不同 ,其油气勘探意义不同 ,处于被动大陆边缘的满加尔坳陷具有较大的沉降、沉积速率 ,发育有良好的生油气母质。以塔中、塔北隆起为代表的古隆起 ,为海西期油气运聚的主要指向区 ,具有良好的储盖条件 ,是油气重要的聚集场所。

塔里木盆地古隆起的形成和油气控制

塔北、巴楚和塔中隆起是塔里木盆地不同世代盆地原型结构复合的产物,对油气的分布起着重要的控制作用.其中,塔中、塔北隆起,为海西期油气运聚的主要指向区,具有良好的储盖条件,是油气重要的聚集场所.中新生代昆仑山崛起,塔西南挤榨前渊形成,致使克拉通内拗陷转化并反转形成巴楚隆起,与塔西南前渊迭加的古生代源岩构成统一的成藏系统.

页岩气实验地质评价技术研究现状及展望

页岩气实验地质评价技术进步是美国页岩气勘探开发成功的关键要素之一。从页岩的含气性、赋存性和可压性三个方面,总结了页岩气实验地质评价技术方面所取得的进展,重点介绍针对中国南方海相页岩热演化程度高的特征,开发的超显微有机岩石学、地层孔隙热压生—排烃模拟及孔隙表征等技术,探讨了页岩气实验地质评价技术未来发展方向,指出多尺度孔隙结构有效性及连通性、成岩演化过程中有机—无机孔协同表征、可压性动态评价是页岩气地质评价技术的关键攻关方向。

富有机质页岩有机孔隙形成与演化的热模拟实验

针对页岩有机孔隙的形成与演化,开展了从未熟—低熟—成熟—高成熟—过成熟全系列的地质条件约束下的成岩成烃演化热模拟实验,利用氩离子抛光-场发射扫描电镜对原始样品和模拟不同演化阶段反应后的样品进行了微观特征分析,研究表明:1未熟、低熟阶段生物化学作用和低温热作用生烃过程中可以形成有机孔隙,其当时较浅的埋深可能有助于有机孔隙的保存;2有机孔隙的形成与演变具有非均质性,成熟度不是控制有机孔隙形成与发育的决定性因素,有机质物理化学结构的差异对有机孔隙的形成与演化具有重要作用;3有机孔隙的发育与滞留油具有明显的相关性,生油阶段生成的有机孔隙,易被热解沥青所占据;4有机质收缩缝/有机质边缘孔可能是页岩气赋存的重要空间,其发育主要受控于在从"化学吸附有机质"向"物理吸附有机质"和"游离有机质"转化时有机质的物理化学结构及演化程度。

天然气水合物开采研究现状

随着天然气水合物基础研究的不断深入,天然气水合物开采研究空前活跃。在技术方法方面,传统的热激发开采法、减压开采法与化学抑制剂注入开采法获得了不断的发展与改进;新型开采技术如CO2置换法与固体开采法引起了学者们的极大关注;最近我国还研制出适合于海洋天然气水合物开采的水力提升法。在开采研究实践方面,全世界已在3处冻土区进行了天然气水合物试采研究。介绍了天然气水合物开采技术的研究进展与冻土区天然气水合物试采研究结果,分析了天然气水合物开采研究中可能涉及的环境问题,展现了现阶段天然气水合物开采研究领域的最新成果,总结了这一领域取得的经验与认识,强调了国际天然气水合物开采研究对我国天然气水合物研究的启示。