塔河油田盐下地区原油地球化学特征及不同期次油气成藏贡献

对于多旋回叠合盆地,油气藏形成的过程往往伴随着多期次的原油充注,但并非每一期原油充注都对现今油藏形成起到关键作用。流体包裹体方法只能对原油充注期次和时间进行限定,而无法确定各期充注原油对油藏的贡献。针对上述问题,以塔河油田盐下地区奥陶系碳酸盐岩油藏为例,采用原油地球化学、流体包裹体法、荧光光谱和单井模拟分析方法,系统揭示了研究区原油的荧光特征、油气成藏期次和成藏时间。原油生物标志化合物参数分析结果表明,其母质相同且沉积于海相弱还原环境,再通过与研究区烃源岩进行油源对比,确定了原油均来自下寒武统玉尔吐斯组烃源岩。原油芳烃中甲基菲指数和二苯并噻吩参数是定量评价原油成熟度的有效指标,计算得到塔河油田盐下地区原油成熟度(R_(o))在0.90%~1.47%之间,可能对应了多期油气充注。此外,在对盐下地区奥陶系储层油包裹体荧光光谱分析、共生盐水包裹体测温和测盐的基础上,结合单井埋藏史和热史模拟,确定盐下地区存在加里东中期(420 Ma)、海西中期(318 Ma)和喜马拉雅晚期(10 Ma)3期原油充注。对比原油和3期油包裹体荧光光谱参数,认为喜马拉雅晚期是盐下地区的主成藏期,为盐下地区的奥陶系油藏贡献了最多的原油。

准噶尔盆地盆1井西凹陷及周缘石炭系—二叠系天然气成藏条件及勘探方向

近期,准噶尔盆地盆1井西凹陷周缘SX16、SX18等井在近源下组合石炭系—二叠系取得了天然气重大发现,认为其具有成为大型天然气区的前景。然而,针对研究区石炭系—二叠系天然气分布规律以及勘探有利区缺少系统的研究,制约了天然气成藏规律的认识和下一步勘探部署。为此,综合地震、测井、岩心、薄片和地球化学分析等多种资料,系统研究了烃源岩、储层、输导体系等天然气成藏条件,建立石炭系—二叠系三大含油层组的成藏模式,并对下一步的勘探方向进行分析。研究表明:(1)风城组和下乌尔禾组是最重要的两套优质烃源岩,厚度为80~200m,埋藏深度大于7000m,演化程度高,Ro大于1.72%,已经达到了规模生气阶段,具备形成大中型气田的气源条件。(2)3套规模储层为天然气高产提供了基础,石炭系以火山岩为主,发育高孔气孔状溢流相火山岩和爆发相火山角砾岩,经风化作用和裂缝改造物性好,最高孔隙度可达20%以上;风城组常规砂砾岩—非常规云质致密砂岩—非常规云质页岩有序分布,孔隙度平均小于8%,但分布面积超2600km^(2);凹陷区上乌尔禾组一段砂体叠置连片,可形成岩性圈闭群;(3)海西期深大断裂体系与不整合面相匹配形成了立体输导体系,有利于下组合天然气大面积成藏;(4)三大含油层系具有不同的成藏模式,石炭系为新生古储、源储大跨度对接成藏模式,风城组为源内非常规与常规并存成藏模式,上乌尔禾组为大型地层—岩性圈闭大面积成藏模式。分析认为,盆1井西凹陷及周缘石炭系—二叠系天然气成藏条件良好,天然气勘探潜力大,鼻隆带靠近烃源岩区一侧的石炭系构造气藏,风城组常规砂砾岩气藏和非常规致密气、页岩气,以及凹陷区上乌尔禾组一段是今后勘探的有利方向。

地温梯度在塔里木盆地古生界热演化研究中的应用

塔里木盆地古生界烃源岩热史研究,特别是对超深古老烃源岩热演化认识存在较大争议,热演化阶段评价方法一直是困扰烃源岩热史研究的关键问题。调研结果表明,塔里木盆地寒武系古地温梯度变化在2.95~3.6℃/hm之间,按照生烃温度门槛值65℃计算,分别需要上覆地层厚度2203~1806 m,相差397 m,即2.58℃,温度差值较小。因此认为,塔里木盆地寒武系古地温梯度变化较小,可以忽略每期地温梯度取值上的差别,厚度可能是决定温度的主要因素;地层沉积与残留厚度可比较准确地获得,误差主要取决于剥蚀厚度的恢复。通过可靠获取的地层厚度、古地温梯度和剥蚀厚度等参数,以及烃源岩生烃图版,对塔里木盆地寒武系玉尔吐斯组烃源岩热演化阶段进行了评价;界定了关键期环满加尔坳陷的有效烃源岩及其分布,对玉尔吐斯组有效烃源岩及其规模生烃能力进行了预测和划分,并预测和划分了晚期成藏的有利区域。不同阶段有效烃源岩及其规模生烃量是每期成藏富集的关键,利用该方法避免了成熟度判识缺少可靠温标的问题,为塔里木盆地深层—特深层石油勘探和开发以及晚期成藏有利区的选择提供了重要的科学依据。

三塘湖盆地油气勘探历程与启示

三塘湖盆地油气勘探始于20世纪50年代,50—80年代基本以地面地质调查和局部勘探为主,大规模油气勘探始于90年代并取得了丰硕成果。回顾六十多年的油气勘探实践,系统梳理了三塘湖盆地石油地质研究与认识、勘探领域及勘探成果,基于钻井、地震、储量及产量等数据分析,将三塘湖盆地油气勘探历程划分为地质普查、砂岩油藏勘探、火山岩油藏勘探、致密油勘探4个阶段。以油气勘探各阶段勘探思路、科技创新、勘探技术、重大勘探成果为主线,系统总结了各个阶段的勘探启示以及对勘探产生重要影响的成果及认识,形成了侏罗系低渗低压砂岩油藏、火山岩油藏和凝灰岩致密油藏的成藏地质理论和勘探开发技术,有效推动了三塘湖盆地油气勘探的持续突破,同时期望指导三塘湖盆地下一步油气勘探工作。

库车坳陷侏罗系腐殖煤三环萜烷异常分布原因探究

三环萜烷类化合物普遍存在于各类原油与烃源岩中,具有较强的抗生物降解能力及环境指相意义。通过地球化学分析手段对库车坳陷10个腐殖煤样品进行分子化合物研究,发现库车河剖面与卡普沙良河剖面腐殖煤三环萜烷的分布模式差异迥然,库车河剖面主要分布模式为“C_(19)下降型”(C_(19)>C_(20)>C_(21)<C_(23)),卡普沙良河剖面主要分布模式为“C_(21)主峰型”(C_(19)<C_(20)<C_(21)>C_(23))与“C_(23)主峰型”(C_(19)<C_(20)<C_(21)<C_(23))。研究还发现库车河剖面与卡普沙良河剖面腐殖煤成熟度存在明显差异,成熟度的增长会引起三环萜烷的总量上升以及单个三环萜烷化合物绝对量的变化,但在一定成熟度范围内(镜质体反射率(R o)<1.5%),三环萜烷分布模式不发生改变。卡普沙良河剖面腐殖煤三环萜烷分布模式的变化主要受还原环境以及海侵作用引起的细菌等微生物对高等植物的生物改造及低等水生生物输入的影响。

鄂尔多斯盆地延长组多油源贡献比例与分布规律:基于机器学习与可解释性研究

鄂尔多斯盆地延长组发育多套潜在的烃源岩,但不同烃源岩之间生物标志物特征相似,常规油源对比方法效果不佳,相关认识长期存在争议。基于这样的问题,本文提出了一种基于深度学习的油源对比方案,将人工智能方法应用于油源对比研究,所开展的工作和认识有:(1)以延长组不同层位大量泥岩、页岩样品的42种生物标志物参数作为学习数据,构建了一种识别未知样品油源类别的深度神经网络模型,对长7泥页岩、长8—长10泥页岩的判别正确率分别达到了79.6%和83.0%,实现了延长组主要烃源岩生烃产物的有效区分;(2)通过模型分析了大量砂岩、原油样品的油源分类,统计了不同烃源岩对于延长组各个油层组原油的贡献比例,总结了它们的分布规律;(3)基于目前较为先进的置换特征重要性(PFI)算法,对所得模型进行了敏感性分析,初步揭示了延长组两类主要烃源岩的生物标志物差异。本文对于人工智能方法、技术在石油分子地球化学领域的发展具有积极的参考价值。

塔里木盆地塔北隆起英买力地区陆相原油分子地球化学特征及来源

尽管塔北隆起英买力地区陆相油气获得了重要突破,但油气成因类型及油源尚存在争议,根据分子地球化学及同位素参数,通过油源对比研究,明确了原油成因类型及来源。研究结果表明:研究区原油主要分为两种类型,其中第Ⅰ类原油广泛分布在除YM21井和YM46井外的其他地区,三环萜烷多以C_(21)为主峰,C_(24)四环萜烷含量相对较高,C_(24)Tet/C_(26)TT介于1.0~2.0,重排藿烷含量相对较低,该类原油与库车坳陷黄山街组烃源岩生物标志物特征类似;第Ⅱ类原油分布在YM21井和YM46井,原油中三环萜烷通常以C_(19)为主峰,C_(24)四环萜烷含量较高,明显高于第Ⅰ类原油,C_(24)Tet/C_(26)TT约为3,C_(30)重排藿烷/C_(30)藿烷约为0.5,该类原油与恰克马克组烃源岩生物标志物特征较为接近。此外,第Ⅰ类原油具有相对较轻碳同位素值,主要分布在-29.6‰~-28.2‰,第Ⅱ类原油具有相对偏重的碳同位素值,其同位素值约为-27‰,同位素特征也揭示第Ⅰ类原油和第Ⅱ类原油分别来源于黄山街组和恰克马克组烃源岩。

松辽盆地富氢天然气地质调查与研究

氢能是全球能源转型发展的重要载体,与人工制氢相比,天然氢气的开采不仅具有成本上的优势,也是实现能源完全脱碳的关键。松辽盆地作为大型陆内裂谷盆地,具备勘探天然氢气的潜力。首次系统梳理松辽盆地北部中下部含油气组合和深部含气组合中天然氢的含量,分析天然氢气的空间分布特征,初步探讨了天然氢气的来源、形成机制及控制因素。结果表明:松辽盆地含氢天然气(φ(H_(2))>1.0%)在中央坳陷区普遍发育,氢体积分数为1.00%~85.54%,其中富氢天然气(φ(H_(2))>10.0%)主要在深部含气组合,试气产量在微量和1444 m^(3)/d之间,沿控陷断裂附近分布;松辽盆地天然氢气主要来源于深部富铁岩层的水-岩作用,氢气的形成和供给具有可持续性,具备形成天然氢气聚集的物质基础;基底以上富氢气藏的形成受沟通至地幔的控陷断裂、深大断裂控制,油藏和天然气藏对富氢气体有稀释和破坏作用,未来天然氢气藏的勘探应该避开油气充注的有利区;深化对盆地深部壳-幔结构及无机地球化学作用过程的认识,是未来松辽盆地天然氢气勘探的重要科学议题。研究成果可为松辽盆地天然氢气的勘探提供理论指导。

吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油生烃母质及其生烃机理

为明确吉木萨尔凹陷芦草沟组上、下甜点段页岩油生烃母质差异和生烃机理,采用场发射扫描电镜、电子探针和傅里叶红外光谱实验,对芦草沟组烃源岩超微生物特征进行研究。上甜点段页岩油主要生烃生物为层状藻(微囊藻),母质以直链脂肪族为主;下甜点段以结构藻(塔斯马尼亚藻)为主,生烃母质富集富支链脂肪族、芳香族和亚砜官能团。由于长直链饱和烃断裂所需的活化能远高于分支链及碳硫和碳氮低键能,因此,下甜点段页岩油的生烃母质活化能低于上甜点段,发生早期生烃,在低成熟度下形成高非烃沥青质的高密度原油,是下甜点段原油性质偏重偏稠的主要原因。

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区天然气地球化学特征及气源探讨

为明确鄂尔多斯盆地杭锦旗地区不同区带天然气特征及来源上的差异,通过天然气气体组分分析和碳同位素分析等手段,对杭锦旗地区3个主要勘探区带天然气地球化学组成特征进行了详细的对比剖析,并结合各区带天然气在成藏过程中的差异,对其来源进行了分析探讨。研究区天然气烃类气体含量较高(以甲烷为主),干燥系数多低于0.95,整体呈现出湿气特征,非烃类气体主要为二氧化碳和氮气,含量较低;天然气碳同位素δ^(13)C_(1)、δ^(13)C_(2)和δ^(13)C_(3)组成表现为正碳序列分布,但不同区带天然气碳同位素组成之间存在着差异,其中什股壕区带天然气δ^(13)C_(1)值最重,而新召区带天然气δ^(13)C_(2)和δ^(13)C_(3)值要明显重于其他2个区带。成因分析结果表明,研究区3个区带天然气均为有机成因气,呈现出煤型气(腐殖型气)的特征,主体为干酪根初次裂解气,且其气源岩处于高成熟—过成熟热演化阶段。结合气源对比结果与地质背景,推测新召区带天然气主要由下伏山西组烃源岩供烃,独贵加汗和什股壕区带天然气则来源于断裂南部太原组和山西组烃源岩的共同贡献,但前者太原组烃源岩贡献比例相对更高。

海相页岩芳烃演化规律及成熟度指示意义——来自西加拿大盆地二白斑组自然演化与热模拟样品的对比研究

选取西加拿大盆地白垩系科罗拉多群二白斑组低成熟海相页岩进行地层孔隙热解生烃模拟实验,利用GC-MS对自然演化系列样品和热模拟系列样品内的芳烃进行了定量分析,系统对比自然演化与热模拟样品芳烃地球化学特征。结果表明:(1)自然系列页岩三甲基萘和四甲基萘、菲和甲基菲绝对含量相对较高,且随着演化程度的增加而增加;热模拟系列页岩内菲和甲基菲绝对含量和变化趋势在较高的热演化程度下依然保持与自然系列相同,而三甲基萘和四甲基萘绝对含量相对较低且变化趋势不同,随成熟度增加表现为先增加后减少。(2)自然系列页岩三甲基萘指数(TMNR)值随埋深增加逐渐增大,而热模拟系列页岩TMNR值表现为先减小后增大;自然系列和热模拟系列页岩四甲基萘指数(TeMNR)值、甲基菲指数(MPI)值变化具有协同性,TeMNR值随成熟度的增加呈先减小后增大,MPI值随成熟度的增加而增加,表明菲系列化合物可有效指示热模拟和自然演化条件下页岩的成熟度。(3)热模拟实验在一定温度内能够较好地反演芳烃热演化历程,即:350℃之前热模拟页岩TMNR值与自然演化页岩的规律不同,350℃之后相同;425℃之前烷基菲相关参数与自然演化页岩的规律相同,超过425℃后与自然演化不同,这主要受温度达到临界值而导致芳烃演化机理改变以及升温速率和有机质赋存状态等因素的影响。

准噶尔盆地玛湖凹陷风城组泥页岩生物标志化合物特征与赋存状态研究

准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系风城组泥页岩不同层段生物标志化合物特征与赋存状态特征认识较为薄弱,通过采用岩石热解、气相色谱—质谱、荧光薄片和氩离子抛光电镜等实验技术,厘清不同层段烃源岩物质基础、生物标志化合物分布特征及意义、不同赋存状态页岩油,对玛湖凹陷下一步勘探部署具有重要意义。玛湖凹陷风城组泥页岩主要为中等—好烃源岩,有机质类型为Ⅱ型,处于成熟演化阶段;生物标志化合物组成特征表明具有高丰度的Pr和Ph、β-胡萝卜烷及C_(29)重排甾烷,C_(27)-C_(28)-C_(29)规则甾烷呈反“L”型分布,指示有机质以藻类等低等水生生物贡献为主;较低的Pr/Ph比值以及较高的伽马蜡烷指数,反映出沉积环境主要为咸化的还原环境;C_(31)αβ22S/(22S+22R)、C_(29)M/C_(29)H和C_(29)ββ/(ββ+αα)等藿烷类和甾烷类成熟度参数表明烃源岩处于成熟阶段。另外,风城组二段泥页岩相对于风一段、风三段具有更大的生烃潜力,具备更好的烃源岩物质基础,同时C_(20)/C_(23) TT、C_(21)/C_(23)TT、Ga/C_(30)H等生物标志化合物相关参数指示风二段藻类等贡献较多,更偏还原和咸化的环境;结合风二段以游离赋存状态为主,认为烃类赋存于粒间孔和粒内孔中。风二段有利于页岩油富集与保存,展现出更好的页岩油勘探开发前景。

鄂尔多斯盆地长7 页岩油勘探开发新进展及前景展望

页岩油是国内外普遍关注的重大勘探领域,是重要的石油接替资源。经过长期的矿场实践,鄂尔多斯盆地长7页岩油勘探开发和研究认识取得了重大突破和长足进展:(1)夹层型页岩油在前期勘探突破、探明我国首个整装10亿吨级的庆城大油田基础上,进一步实现了规模效益开发,建成了百万吨国家级页岩油开发示范区。(2)纹层型页岩油勘探首次将细粒沉积复合体分为砂质纹层、凝灰质纹层、高TOC泥质纹层、中低TOC泥质纹层4种纹层类型,通过评价其发育规模、储集性能、含油性、可动性和原油性质等,明确砂质纹层与中低TOC泥质纹层组合是纹层型页岩油最优甜点段;针对甜点段,应用M—N交会法等测井评价新方法实现了复杂岩性的精细解释,通过定向射孔和穿层立体压裂技术实现了水平段井筒周围三维甜点立体沟通,形成了纹层型页岩油甜点的有效识别、预测和改造技术,风险勘探获重大突破,首次提交预测储量2.05×10^(8)t。(3)页理型页岩油可分为两类,中高成熟度页岩可采用水平井攻关,较高的TOC(4%~14%)和高S1含量是控制甜点目标的关键参数;中低成熟度有机质页岩是开展原位转化攻关的最有利对象。鄂尔多斯盆地长7陆相页岩油领域的战略性突破,在中国石油勘探开发历史上具有里程碑意义,但仍面临不小挑战。夹层型页岩油已实现规模效益开发,整体形势较好,但在甜点预测、储层提产提效和提高采收率等方面需要进一步攻关;与夹层型页岩油相比,纹层型页岩油具有完全不同的沉积背景、岩性组合、储集空间和工程品质,面临的难题更多,效益动用的难度更大,要以储量品质和可动用性为重点,持续深化成藏富集规律研究,强化配套技术体系攻关;页理型页岩油目前勘探和认识程度均比较低,需要稳步推进基础理论研究和先导性攻关试验。

鄂尔多斯盆地风险勘探领域油气成藏认识新进展与勘探潜力

近年来,通过创新地质认识,突出风险勘探、强化规模勘探、精细效益勘探,鄂尔多斯盆地油气勘探取得丰硕成果;2020—2022年,年产量均超过6000×10^(4)t油当量,其中风险勘探在“四新”领域的探索过程中发挥了重要作用。在前期研究工作的基础上,通过深化奥陶系盐下、二叠系太原组石灰岩、三叠系延长组长7段页岩油等领域油气成藏条件分析,创新形成“盐下源内白云岩丘滩体含气新系统”“太原组石灰岩‘三明治’成藏模式”“长73纹层型页岩油甜点标准和特有工艺改造技术”等成藏认识和技术成果,成为“十五五”及中长期油气勘探的接替领域。同时,突出“向源、向新、向深”的勘探理念,按重点攻关和区带准备两个层次,重新认识盆地低勘探程度区带油气成藏特征与勘探潜力,指出了今后一个时期风险勘探领域的前景与方向。其中重点攻关方向为已经发现勘探苗头且资源潜力较大的领域,优选出奥陶系海相页岩气、延长组下组合、煤系致密气及元古宇长城系等主要方向;区带准备则针对具备基本油气成藏条件,但研究程度较低且勘探难度较大的领域,提出中央古隆起周缘寒武系、西缘复杂构造区及盆地东部盐下马家沟组马三段—马二段新层系等具有较大勘探潜力目标。通过风险勘探领域的地质认识、成果总结和潜力分析,将实现盆地后备油气勘探区带的有序接替,以及起到对长庆油田二次加快发展战略需求重要的指导作用。

川中地区震旦系灯影组-寒武系龙王庙组储层焦沥青赋存特征与成因机制

川中地区震旦系灯影组—下寒武统龙王庙组储层内存在明显的热液活动痕迹,焦沥青也表现出热液蚀变的特征,然而很少有研究去探讨热液活动与天然气成藏演化的关系,导致现今对灯影组油气成藏演化史的认识还存在明显不足。然而,热液对灯影组油气成藏的影响不可忽略,要正确认识灯影组天然气的成藏演化过程并识别勘探有利区,还需要对热液裂解气聚集成藏方面进行更深入的研究。基于对焦沥青的充填特征、光学纹理及结构特征的详细研究,结合热液矿物捕获的流体包裹体地球化学的研究方法,探讨了灯影组—龙王庙组储层内焦沥青的成因,分析了热液活动与原油裂解之间的关系。川中地区灯影组—龙王庙组焦沥青形成于热液活动期间,具有与中间相相同的光学各向异性特征。焦沥青可以划分为4种类型:细粒镶嵌型、中粒镶嵌型、粗粒镶嵌型及流线型,其形成温度过300℃,远超地层最大埋深温度,显示出热液成因的特征。热液活动发生于晚二叠世,与峨眉山地幔柱活动相关,热液流体温度超过300℃,导致了灯影组—龙王庙组储层内的原油裂解。研究发现热液活动将灯影组—龙王庙组古油藏内原油裂解的时间提前到了晚二叠世,打破了灯影组—龙王庙组现有的成藏模式,有助于对天然气成藏演化过程的重新认识和聚集有利区的识别。

鄂尔多斯盆地双河地区延长组长6油层组地层水化学特征分布规律

致密油藏油水关系复杂,地层水化学组分及其分布规律对指导致密油勘探具有重要意义。基于此,对双河地区长6油层组地层水化学组成、矿化度、水化学特征参数与沉积微相、有效厚度及产能之间的关系进行了深入研究。研究表明,双河地区地层水类型主要为CaCl_(2)型,地层水的矿化度主要分布在2201.2~153670.9 mg/L,平均为53947.2 mg/L。矿化度在50000 mg/L之前,含油饱和度随着矿化度的增加而降低的,而在50000 mg/L之后,含油饱和度随着地层水矿化度的增加而增加。这是由于,较高的矿化度代表好的保存条件,利于油气长期大规模聚集,因而含油饱和度较高;而当目的层矿化度处于10000~20000 mg/L相对低的范围时,主要对应3~5 m薄层单砂体组成的复合砂体,因而含油饱和度也相对较高。分析认为,目的层矿化度、钠氯系数、镁钙系数特征均表明目的层处于相对封闭的沉积环境,有利于油气的保存,这些水化学参数均与致密油藏聚集及产能有较为显著的相关性。

中国石化东部断陷盆地成熟探区勘探转型发展探讨

近年来,通过持续深化勘探,在我国东部陆上断陷盆地成熟探区实现了效益增储,并在新区带、新类型、新层系上不断有新的发现与拓展,页岩油正成为战略接替资源,但也面临着具有引领意义的发现少、发现后规模展开难度大、对关键勘探技术支撑的依赖显著增加、资源品质下降、勘探成效下降的高质量勘探压力。通过系统剖析中国石油化工股份有限公司(简称中国石化)所辖东部断陷盆地成熟探区勘探发展形势与勘探潜力,明确了勘探转型发展的主要方向及举措。中国石化东部断陷盆地成熟探区具有石油勘探发展的资源优势、理论技术优势,是持续增储的“压舱石”。勘探工作必须正视勘探的阶段性、长期性、多资源并存的客观特点,树立富油气盆地勘探无禁区的理念,解放思想、创新思路,以实现高质量发展。统筹协调常规与非常规、精细勘探与规模拓展勘探、地震部署与提效勘探、工程技术与突破转化等关系是勘探转型发展的主要方向;持续优化常规与非常规差异化部署、提升高精度高密度地震勘探、突出剩余油气资源潜力评价、优化“三新”领域突破部署和一体化评价是勘探转型发展的主要举措;加强勘探基础工作、勘探技术迭代升级和勘探开发一体化组织运行是实现高质量勘探的主要手段。

渤海湾盆地歧口凹陷歧北斜坡古近系沙二段滨浅湖滩坝沉积模式与勘探实践

近年来,滩坝砂体作为陆相滨浅湖重要的岩性油气藏勘探评价目标,增储作用愈发突出。针对渤海湾盆地歧口凹陷歧北斜坡古近系沙河街组二段(沙二段)分析滩坝砂体的形成机制和空间分布规律,指导油田滩坝砂体勘探。基于沉积古背景分析,认为沙二段滩坝砂体主要发育在基准面上升半旋回早期阶段,滨Ⅳ上、滨Ⅲ下油组沉积时期规模最大;在邻近物源供给充足、往复动荡的水动力及湖盆底形的影响下,水下古隆起控制厚层坝砂的沉积分布。利用地震模型正演技术,明确了厚层坝砂地震响应特征;根据频谱分析法,确定了厚层坝砂低频率—强振幅门槛值,采用低频率—强振幅属性融合技术,预测了厚层坝砂的有利发育区。通过滩坝砂体勘探实践研究,建立了构造宽缓浅水区圈定滩坝范围、水下古隆起锁定厚层坝砂、低频率—强振幅属性融合确定厚层坝砂有利发育区的勘探评价方法。优选出歧北斜坡沙二段3个坝砂有利发育区,钻探4口井获工业油气流,钻井成功率达到100%。勘探实践表明,歧北斜坡滩坝砂体发育,尤其是厚层坝砂产量高、油藏富集,是老油区增储建产的重要接替领域和方向。

国际大油公司深水油气勘探实践及启示——以圭亚那斯塔布鲁克区块为例

近年来,国际大油公司持续在深水领域取得勘探突破。其中埃克森美孚公司领导的勘探联合体在圭亚那的斯塔布鲁克区块获得31个深水油气田发现,使圭亚那成为南美地区石油行业的重要国家之一,同时也带动了周边海域的勘探热潮。圭亚那盆地横跨圭亚那和苏里南海域,埃克森美孚公司在圭亚那盆地的油气勘探主要经历了3个阶段,分别是1957—1982年超前布局圭亚那盆地苏里南海域;1999—2015年再进圭亚那盆地并长期坚守圭亚那海域;2015年至今地质认识和地震技术助推获得一系列勘探发现。国际大油公司,尤其是埃克森美孚公司领导的勘探联合体在圭亚那的勘探实践表明,开展区域地质综合研究并结合新资料坚定勘探信心,通过引进合作伙伴共担风险、共享收益,是风险勘探的典型做法,可为中国油公司实现从“走出去”迈向“走上去”开展海外油气勘探业务提供借鉴和参考。

渝西永川地区DB1井茅一段灰质源岩气地球化学特征及意义

渝西永川地区DB1井在二叠系茅口组一段(P1m1)灰质源岩中获得了工业气流。为了明确DB1井P1m1天然气类型,进行了一系列地质-地球化学分析。在对DB1井P1m1灰质源岩和天然气进行系统采样的基础上,首先对样品进行了有机碳分析、热解、镜质体反射率分析和含气量测定;然后,进一步进行了有机显微组分鉴定、天然气组分以及碳同位素分析。地球化学分析结果表明,DB1井P1m1灰质源岩有机质丰度高、有机质类型好且处于过成熟阶段;与此同时,P1m1灰质源岩生烃强度大,具有形成规模气藏的物质基础。含气量分析结果表明,DB1井P1m1灰质源岩解析气中损失气占比较高,灰质源岩气以游离气赋存状态为主。天然气地球化学分析结果表明,一方面,DB1井P1m1试气采集气与岩心解析气组分均呈现油型气特征;另一方面,碳同位素组成一致,表现出正常序列特征。此外,P1m1天然气与P1m1灰质源岩成熟度一致。综合分析认为,渝西地区DB1井P1m1灰质源岩气为自生自储非常规气。