板桥凹陷同沉积断层主控的滩坝砂体沉积机制与分布样式

根据测井、地震、岩心等资料,以板桥凹陷沙二段为例,对不同区块滩坝砂体的沉积特征进行对比,在此基础上对滩坝的形成机制和分布规律进行研究。结果表明:板桥凹陷沙二段滩坝储层中单砂体平均厚度大于10 m,累积厚度可接近100 m,除了熟知的粉、细砂岩外,还有许多砾质组分;同沉积断层的活动造成凹陷内部不同断块的滩坝砂体在岩性、岩矿、粒度和沉积构造等方面都具有明显的差异性,从根本上控制了滩坝砂体的沉积机制和分布规律;以同沉积断层为主控因素的滩坝沉积存在两种分布模式,即断层下降盘原地式连续型滩坝沉积和断层上升盘错叠式间歇型滩坝沉积;前者单砂体厚度大,内部夹层发育,以正旋回沉积为主,平面上'依附'同沉积断层下降盘分布;后者更多反映出反旋回相序特征,纵向上相互错叠,平面上呈'条带状'平行湖盆边缘展布。

北部湾盆地涠西南凹陷始新统流沙港组一段低渗储层特征及控制因素

为明确北部湾盆地涠西南凹陷始新统流沙港组一段储层特征及物性主控因素,综合应用壁心、薄片、物性、荧光、扫描电镜等储层分析资料,通过对储集特征、物性特征以及沉积作用、成岩作用、构造作用与油气成藏耦合等分析,表明涠西南凹陷流一段储层以长石岩屑石英砂岩和岩屑石英砂岩为主,总体成分成熟度和结构成熟度较低,储集空间主要为原生粒间残余孔和次生溶孔。涠西南凹陷北西源汇区和西部源汇区流一段多为中孔、中—高渗储层,东部源汇区主要为低孔低渗储层。沉积作用造成粒度、分选、泥质杂基等的差异,压实、碳酸盐胶结、有机酸溶蚀等成岩作用是低渗储层物性主控因素;而构造作用和油气成藏耦合所控制的早期烃类充注、异常高压可保护原生孔隙,加上断裂派生的裂缝可对低渗储层物性进行改善。涠西南凹陷北西源汇区和西部源汇区流一段储层由于埋深较浅,其水动力较强、粒度较粗、分选较好,在泥质杂基较少的区域储层物性较好;而东部源汇区在靠近生烃主洼的二号断裂附近,存在早期烃类充注、有机酸的强溶蚀以及部分高压保护,在2500~3500 m形成次生孔隙和高压孔隙发育带,亦发育深埋藏有利储层。

文昌B凹陷北坡珠海组潮汐沉积特征及演化

文昌凹陷珠海组是重要的含油层系,但目前缺乏对文昌B凹陷北坡珠海组沉积特征的系统性研究,制约了该地区进一步勘探。以钻测井、岩芯、分析化验以及地震等资料为基础,对文昌B凹陷北坡珠海组进行层序地层划分、地震相识别、沉积特征及其演化分析。综合研究表明,珠海组发育三个三级层序;研究区广泛发育潮汐复合层理、双向水流的羽状交错层理以及强烈的生物扰动和虫孔等构造,为典型潮坪的潮间带和潮下带沉积;在三个地震层序中识别出7种典型地震相并建立地震相与沉积相响应关系,以对沉积相展布进行研究;早渐新世末,海水开始侵入盆地,由于神狐隆起的障蔽作用,其沉积主要受潮汐作用控制,伴随海侵的进行,沉积了珠海组厚层的潮坪沉积,此后海侵进一步加剧,障壁逐渐消失,波浪作用增强,逐渐过渡到新近系正常滨浅海沉积;各层序高位体系域的潮下带和潮间带砂坪沉积与其上泥坪沉积和海侵浅海泥沉积组成良好的储盖组合,其中潮汐水道和水下沙坝楔形沉积体为砂体较厚、分选好的优质储层,也是下一步勘探的有利目标。

非线性统计法在油气资源评价中的应用

剩余油气资源是盆地勘探部署的基础,对其进行预测是勘探研究的关键。针对南海北部湾盆地北部坳陷在勘探部署中剩余油气资源认识不清的问题,根据该坳陷油田及储量的现状,运用勘探效益法和分形模型2种非线性统计法,从历年石油探明储量和单井发现率以及油田探明的储量规模等方面对其油气资源进行评价。研究结果表明:北部坳陷原油总探明储量约为2.75×10~8m^3,待探明储量约为1.40×10~8m^3,仍具有较大的勘探潜力。研究成果对该坳陷中长期规划和勘探部署提供了地质依据。

孔隙度反演回剥法在储层物性定量预测中的应用:以珠Ⅲ坳陷文昌区为例

储层孔隙度演化定量研究可以揭示实际孔隙度演化过程,为油气勘探靶区优选提供指导。利用埋藏演化史、热史分析及流体包裹体等资料,结合储层成岩特征,建立了文昌凹陷流体-成岩演化序列,包括4个阶段:第一阶段(初始沉积至28Ma),地层流体为中-偏弱酸性,发生压实作用,形成少量黄铁矿;第二阶段(28～21 Ma),地层流体为酸性,发生长石溶解、石英加大及自生高岭石沉淀;第三阶段(21～5.3Ma),地层流体为碱性,发生石英颗粒及其加大边的溶解、碳酸盐胶结,该阶段在18.5～18.3Ma和15～8.3Ma期间发生了2期油气充注;第四阶段(5.3Ma至现今),地层流体为酸性,发生第二期酸性溶解。以该成岩演化序列为约束,结合面孔率-孔隙度之间的转化关系,确定了各期成岩作用对储层孔隙度的贡献量,进而恢复了各地质历史时期的真实孔隙度。在此基础上建立了不同岩性、不同胶结物含量以及现今不同埋深下的孔隙度演化预测图,将控制储层物性演化的微观参数转化为宏观模型,该预测图进一步明确了文昌A凹陷珠海组低渗"甜点"储层控制因素,提高了储层预测的准确率。本次研究证实在成岩演化序列约束下,孔隙度反演回剥法可以实现储层物性的定量预测,对油气勘探开发具有重要指导意义。

琼东南盆地松南-宝岛凹陷北部断阶带油气来源与成藏时间

琼东南盆地松南-宝岛凹陷北部断阶带发现多个含气构造,对该区带油气来源等认识存在很大争议,深水区烃源岩规模研究方面还比较薄弱,阻碍了下一步勘探方向的决策.采集了研究区共84个泥岩、7个天然气、3个原油样品进行岩石热解、干酪根同位素、生物标志化合物、天然气轻烃与碳同位素等分析,系统对比研究区不同层系烃源岩地化特征,认为松南-宝岛凹陷北部断阶带油气来源于崖城组海相泥岩,以陆源有机质的生烃贡献最大.结合古环境、古生物与显微组分分析推测崖城组整体为浅海沉积,有利于好烃源岩的形成,在此基础上通过地震相的精细刻画厘清研究区崖城组烃源岩分布特征,结果表明研究区崖城组发育大规模煤系三角洲-浅海相沉积体系,其中前三角洲亚相、浅海相是好烃源岩主要赋存单元,烃源岩沿近凹断阶带分布.流体包裹体证据表明,松南-宝岛凹陷北部断阶带深水区至少存在两期烃类充注,主要成藏的是晚期高熟煤型气(7.8 Ma之后),证实煤系三角洲-浅海相沉积体系下发育的烃源岩能够为油气成藏提供充足的烃类,晚期更容易大量生成天然气,其东侧的深水区断阶带存在类似的烃源岩分布、热演化特征及输导体系,应是下一步天然气勘探首选.

琼东南盆地崖城13-1气田油气地球化学特征及来源新认识

近期,在琼东南盆地崖城13-1气田首次钻探了潜山领域自营井,并获得了商业性发现,使得该气田焕发出新的生机。为进一步挖潜崖城13-1构造区的勘探价值,需要明确其油气的来源,以供落实该区的资源潜力。利用新老钻井样品的分析化验资料,从油气的地球化学特征入手,精细分析了崖城13-1气田油气的成因类型和分布规律,明确了油气的来源。结果表明:崖城13-1气田天然气均为煤型气,南、北2块的天然气和凝析油特征存在明显差异。天然气干燥系数“北干南湿”,烃类气碳同位素组成“北重南轻”,成熟度“北高南低”;北块凝析油密度、黏度、凝点及含蜡量均比南块高,北块凝析油中芳烃含量及姥植比也明显比南块高。这种差异主要与油气的母质构成及成熟度有关,北块生烃母质中陆源输入更多,南块低等水生生物贡献增多。进一步油源对比发现,崖城13-1气田北块油气具有“双源”特征,既有来自北块本地崖城组煤系烃源岩的贡献,又有来自临近莺歌海凹陷渐新统烃源岩的贡献;南块油气则主要来自崖南凹陷崖城组陆源海相偏腐泥型的源岩贡献。

莺歌海盆地乐东区碳酸盐胶结物成因及地质意义

为探讨乐东区碳酸盐胶结物的分布规律、成因机制及其对储层质量的影响,应用铸体薄片、碳氧同位素、包裹体对碳酸盐胶结物岩石学、地球化学等特征进行综合分析.研究结果表明,从斜坡带往凹陷中心,碳酸盐含量由18.0%降至5.0%;其δ13C值分布在-4.78‰^+1.03‰,δ18O值分布在-10.99‰^-6.34‰,Z值分布在111.27~123.59,古海水温度分布在11.36~32.02℃,古盐度分布在3.24%~6.91%;碳酸盐胶结物的形成主要与碳酸盐岩或高钙质砂岩母岩的溶解再沉淀有关,其受控于水介质温度、成岩温度与盐度,由斜坡带往凹陷中心,水介质温度降低、盐度增高,胶结变弱.低含量的早期(铁)方解石与高温热流体溶解高含量早期(铁)方解产生的低或高含量的晚期(铁)白云石区均可发育中渗'甜点'储层.

琼东南盆地宝岛-长昌凹陷陵水组储层差异演化特征

宝岛-长昌凹陷陵水组砂岩储集体目前是琼东南盆地油气勘探的重点目标.本文综合铸体薄片、激光粒度、元素地球化学、X衍射、扫描电镜、流体包裹体以及电子探针分析,探究宝岛凹陷北坡与长昌凹陷陵水组砂岩储层的成岩演化差异性.宝岛凹陷北坡的砂岩储层具有'粒度粗、稳定组分高'的强水动力特征,是海南岛物源体系下的三角洲沉积;而长昌凹陷砂岩储层具有'粒级偏细、泥质杂基重'的弱水动力特点,是神狐隆起、西沙隆起物源体系下的海底扇沉积.机械压实导致宝岛凹陷北坡的陵水组砂岩储层颗粒普遍呈现线状或凹凸接触.高热流背景导致长昌凹陷陵水组砂岩在海底以下浅埋条件(海底以下约1 400 m)下即可进入化学压实阶段,颗粒呈点-线接触,并伴生重晶石、片钠铝石等热液矿物.宝岛凹陷北坡存在早、晚两期烃类充注(14.5~10.0 Ma、2~0 Ma),期间被一期CO2充注分隔(7~3 Ma).长昌凹陷仅发育早期烃类充注(14.5~6.0 Ma),以及随后的一期CO2充注(5~0 Ma).陵水组砂岩储层演化在宝岛凹陷北坡总体以'海底以下缓慢深埋、缓慢升温',天然气充注促进溶蚀和抑制胶结为特点,而长昌凹陷则以'海底以下浅埋、快速升温',CO2持续充注促使碳酸盐或粘土或热液矿物胶结为特点.