准噶尔盆地中央坳陷西部下二叠统风城组天然气勘探潜力与重点领域

基于准噶尔盆地中央坳陷西部下二叠统风城组烃源岩有机地球化学、天然气组分和稳定碳同位素组成等分析数据,结合区域沉积环境与生烃演化模拟实验,评价风城组烃源岩的生气潜力,刻画规模有效源灶分布,厘定天然气成因来源,优选有利勘探领域。结果表明:(1)风城组为1套倾油型烃源岩,但滞留液态烃有利于晚期裂解成气,具有生气潜力大、晚期规模成藏的特点;(2)风城组烃源岩最大厚度可达900 m,盆1井西凹陷和沙湾凹陷已进入规模生气阶段,生气强度大于20×10^(8) m^(3)/km^(2)的面积约6 500 km^(2);(3)环中央坳陷西部发现的碳同位素组成较轻的天然气主要为来自风城组烃源岩的高熟油型气,其他则为来自于石炭系煤系烃源岩的煤成气;(4)中央坳陷西部天然气勘探需重点关注源边构造型、源边地层型、源内页岩气型和源内构造型4种类型的有利勘探领域,其勘探潜力值得期待。

松辽盆地中央坳陷及邻区三维地热地质建模与地热资源靶区优选

三维地热地质建模能够直观反映地质体温度场分布格局,有助于圈定地热资源有利靶区。本文利用地球物理及钻孔资料、岩石热物性数据对松辽盆地中央坳陷区进行三维地质建模及温度场模拟,通过钻孔测温和实测大地热流数据,验证了地热地质模型的可靠性。结果表明,中央坳陷在1.0~4.0 km深度的温度分别为30.3℃~62.8℃、68.2℃~120.2℃、110.5℃~166.7℃、158.4℃~214.2℃。4.0 km深度内地温梯度介于36.9℃/km~57.4℃/km之间,平均地温梯度为48.4℃/km。嫩江组、姚家组二段—三段、青山口组二段—三段和泉三段—四段4套主力热储底板温度分别介于15.8℃~71.4℃、23.6℃~88.6℃、31.8℃~107.4℃和48.9℃~133.4℃,其中华字井阶地、大庆长垣、宾县王府凹陷为热储温度高值区。研究区现今地温场主要受基底起伏的控制,基底和沉积层热导率的差异引起的热流“折射”效应促进了浅部热量的再分配,形成了凹凸相间的地温场分布格局;此外,断裂构造对地温场高异常区的分布也有显著影响。结合热源、通道和储盖组合特征,圈定大庆长垣中部地区泉头组三段—四段为松辽盆地中央坳陷地热资源开发有利靶区。

松辽盆地中央坳陷区三肇凹陷上白垩统青山口组一段页岩含油性特征

松辽盆地中央坳陷区上白垩统青山口组湖相暗色页岩沉积蕴含了数量可观的页岩油资源,其中齐家—古龙凹陷青山口组页岩油勘探已取得重大突破。采用井场密闭热释方法,结合室内溶剂抽提和比较热解方法,综合评价松辽盆地中央坳陷区三肇凹陷青山口组一段页岩含油性特征。结果表明,研究层段青山口组页岩总有机碳含量介于1.48%~6.97%,平均3.40%,Tmax值(抽提后)介于440~453℃,平均448℃,产率指数(PI)介于0.28~0.67,表明青山口组一段页岩处于大量生油阶段。井场和室内相结合的评价方法获得的页岩油含量介于4.00~19.49 mg/g,平均13.74 mg/g;其中游离油含量介于3.41~13.63 mg/g,平均8.70 mg/g;束缚油含量介于0.60~9.43 mg/g,平均5.04 mg/g。游离油由受限油和可动油组成,受限油含量介于1.81~8.49 mg/g,平均4.15 mg/g;可动油含量介于1.36~11.05 mg/g,平均4.55 mg/g,两者比例约为1∶1。以可动油含量平均值推算,可动油资源量为12 kg/m3,揭示三肇凹陷青山口组一段具有良好的可动页岩油资源潜力。

莺歌海盆地中央坳陷带成藏体系的盖层评价及控藏作用

莺歌海盆地是我国南海重要的天然气探区。通过对莺歌海盆地中央坳陷带不同成藏体系典型气藏和含气构造的精细解剖,评价了盖层的有效性及控制因素,并分析了盖层对天然气成藏的控制作用。研究结果表明:(1)莺歌海盆地中央坳陷带浅层和超浅层成藏体系中,盖层的封盖有效性受到盖层、底辟构造及底辟构造活动伴生断裂的共同控制;中深层成藏体系中普遍存在异常高流体压力,且断裂不太发育,盖层水力封闭是控制油气差异富集的关键因素。(2)浅层和超浅层成藏体系内,脆性盖层保持封盖有效性的临界断接厚度为86~98 m;中深层成藏体系内,盖层的封盖有效性可以通过水力破裂压力系数进行评价,当系数大于1时,意味着盖层已发生破裂或具有极强的水力破裂的风险。(3)整体上中央坳陷带超压诱发的水力破裂是中深层盖层封闭失效的根本原因,深层天然气通过水力破裂通道运移至浅层,最终经断裂调整至超浅层成藏,气源充足的条件下,超浅层及浅层气藏主要集中分布在底辟的顶部,而中深层气藏主要集中分布于底辟翼部及斜坡区。

松辽盆地中央坳陷南部下白垩统泉头组四段沉积相

松辽盆地中央坳陷南部下白垩统泉头组四段沉积时期,松辽盆地地形平缓,基底沉降缓慢,在湖平面整体扩张及浅水背景下河流入湖形成三角洲沉积。通过岩心观察、相标志与测井相研究,该区储层主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,识别出三角洲平原、三角洲前缘、前三角洲3种亚相,以及分支河道、天然堤、决口扇、分支河道间湾、水下分支河道、水下决口扇、河口坝、远沙坝、水下分支河道间湾9种微相。三角洲平原、三角洲前缘广泛发育,前三角洲不发育。三角洲平原分支河道通过填积和频繁的分叉改道,向湖盆中心方向长距离推进,在三角洲前缘的浅水区域发育了大量水下分支河道,分支河道与水下分支河道砂体相互切割、叠加,形成了平均宽度200～600m、平均厚度3～8m的河道单砂体,(水下)分支河道砂体构成了油气富集的主要储集体。该区沉积相的精细研究,为进一步调整开发井网奠定了基础。

准噶尔盆地中央坳陷西部下组合油气成藏模式及勘探前景

准噶尔盆地中央坳陷西部下组合具备形成大油气田的有利条件,勘探程度较低,是重要的战略勘探领域。通过系统梳理中央坳陷西部下组合构造、源岩、储层及成藏要素配置关系,建立成藏模式,优选有利区带。研究认为:中央坳陷西部发育石炭系、下二叠统佳木河组和风城组、中二叠统下乌尔禾组3套规模烃源岩,其中风城组是优质碱湖烃源岩,生烃潜力大,与伸入玛湖凹陷内的下组合构造圈闭直接接触,源-储配置关系好。下组合发育火山岩、泥质白云岩和碎屑岩3类储层,在风城组区域性云质泥岩盖层的遮挡下形成有利储-盖组合。下组合普遍发育超压,埋深6200 m以深油气相态以凝析油和天然气为主,易于形成高产。根据源-储对接关系,建立了源边披覆型、源边侧接型和源内叠覆型3种成藏模式,其中源边侧接型和源内叠覆型圈闭目的层与烃源岩之间发育大型供烃窗,成藏条件优越。评价优选盆1井西凹陷东北环带、莫索湾凸起、玛中构造带、沙湾凹陷西环带和达巴松鼻凸带等5个有利勘探区带,是下组合油气勘探获得战略突破的重要区带。

琼东南盆地深水区中央坳陷带异常压力分布特征

异常地层压力是现今琼东南盆地深水区油气勘探面临的一个重要地质问题。运用最新构建的基于孔隙性岩石静力平衡方程的地层压力预测模型,确定了中央坳陷带异常地层压力分布特征,并分析了不同凹陷超压发育特征存在差异的原因。研究表明:(1)中央坳陷带单井压力剖面存在常压型、单段超压型、超压囊型和旋回超压型4种类型;(2)超压顶界面埋深从陆架向深海、从西向东逐渐增大;(3)纵向上,从浅水区到深水区、由西向东超压跨越层位逐渐增多,从浅层到深层超压强度逐渐增大,但乐东、宝岛和北礁凹陷具有"双层式"超压结构;平面上,以乐东、陵水、松南和宝岛4个凹陷为强超压中心,超压强度向南北两侧(低)凸起逐渐降低。总体上中央坳陷带超压分布具有一定规律性,但是不同凹陷间超压分布特征又具有差异性。这种差异主要受到晚期快速沉降速率、泥岩发育特征、烃源岩成熟度和断裂发育特征等因素的影响。

松辽盆地北部中央坳陷带异常压力条件下地层水化学特征及其成岩响应

在对松辽盆地中央坳陷带压力系统进行系统分析的基础上,结合研究区大量地层水资料,通过对比,研究地层水离子组合特征及其对异常压力条件下成岩作用的响应。研究表明,异常压力环境对地质流体及成岩作用有明显影响。超压和低压均能使地层水矿化度升高,但是影响机制不同。不同压力体系水型不一样,主要发生的成岩作用也不同。超压和常压体系主要为NaHCO3型和NaCl型水,成岩作用以矿物的溶解作用为主。而低压体系主要为CaCl2型水,成岩作用以钙长石的钠长石化为主。

基于孔喉结构建立致密砂岩储层评价方案——以松南中央坳陷泉四段为例

致密砂岩储层评价方案是识别储层"甜点"的基础,也是致密油勘探的重点和难点,但目前国内对此尚无统一认识。为此,以松南中央坳陷区泉四段致密砂岩为例,综合常规压汞、恒速压汞、高压压汞等多种资料对致密储层微观孔喉结构进行了精细表征,并以此为基础建立了致密砂岩储层评价方案。结果表明:研究区致密砂岩孔喉小、物性差,储集空间以次生溶孔为主;储层渗透性主要由占小部分体积的最大孔喉半径所控制,喉道半径越大、大喉道所占比例越高,致密储层的渗透率(K)就越高、品质就越好。在此基础上,由孔喉结构的差异性出发,将松南中央坳陷区泉四段致密砂岩储层分类4类,其中,石油能够充注至Ⅰ—Ⅲ类致密储层,且Ⅰ类致密储层(K为(0.1~1.0)×10^(-3)μm^2)品质最高,可视为储层"甜点"。

准噶尔盆地中央坳陷带包裹体特征及成藏期次分析

本文研究了准噶尔盆地中央坳陷带主力油层流体包裹体的特征,统计分析了各区块已揭示的主力油层的流体包裹体均一化温度,明确了主力油藏主成藏期流体包裹体均一化温度范围;在此基础上,通过单井埋藏史和热史的恢复,结合主力烃源生排烃热演化,确定了各区块主力油藏主成藏期发生的时间：中部1区块为新近纪渐新世（40 Ma）,中部2区块为晚白垩世早期（95-88 Ma）,中部3区块为白垩世末-古近纪早期（75-60 Ma）,中部4区块第一期成藏时间为早白垩世末（105-95Ma）,第二期成藏时间为晚白垩世晚期（85-72 Ma）。

松辽盆地南部中央坳陷区正反转构造特征及演化机制

松辽盆地南部中央坳陷区已发现了１０多个油田及上百个油气藏，该区伴有大量的“下正上逆”的反转断层，且上盘发育有反转背斜。在分析大量地震资料的基础之上，结合区域构造演化特点，对中央坳陷区的正反转构造进行了研究。结果表明，松辽盆地南部中央坳陷区的正反转构造平面分布及延伸具有方向性及成带的特点。构造类型发育有穿透断展型、简单断展型、上盘褶皱型、下盘褶皱型和滑脱褶皱型，变型程度依次变弱。反转构造变形程度与油气藏有密切关系，反转构造变形越弱及构造类型越简单，油气保存条件越好。

松南中央坳陷泉四段上生下储式致密砂岩油成藏主控因素

基于“优质源岩控藏”理论和“储层甜点找油”思想，应用测、录井、试油、薄片等资料，系统总结松南中央坳陷区泉四段致密油的分布规律，剖析不同类型致密砂岩油成藏的主控因素。研究表明：致密砂岩油藏集中分布在长岭凹陷内及其周边斜坡区，具有“满坳含油、宏观连片”的特征和“东富西贫、南富北贫”的差异性；青一段下段烃源岩残余有机碳含量（ TOC）大于2.0%的优质源岩展布范围控制致密油藏分布格局；异常高压与源储断层的空间配置关系控制下部砂组含油性，剖面上油气下排深度最大为140 m；平面上超压大于10 MPa、与断层距离小于2500 m的区域是Ⅱ-Ⅳ砂组的致密油藏富集区；优质储层物性“甜点”控制致密油富集程度及产量；坳陷型湖盆上生下储式致密砂岩油藏的形成主要存在凹陷区“源内直排倒灌”和斜坡区“源边反转断层遮挡”两种成藏模式。

松辽盆地中央坳陷区北部咸水层CO_2储存场地适宜性评价与储量计算

深部含水层CO2地质储存可以有效缓解CO2排放压力,而合理的场地评价和选址工作是有效、安全和经济储存CO2的先决条件。在详细分析松辽盆地中央坳陷区地质背景条件的基础上,针对目标区级深部咸含水层CO2储存场地评价级别,建立了6个一级指标和22个二级评价指标的目标区级场地优选方法。优选方法重点考虑了地质因素的影响,运用层次分析法和加权评判法对松辽盆地中央拗陷区北部5个二级构造单元开展了场地适宜性评价,并计算了各二级构造单元的CO2封存储量。结果表明:各二级构造单元的适宜度指标相差不大,埋存适宜性皆较好,其中齐家—古龙凹陷CO2埋存适宜性最优;储量上,齐家—古龙凹陷最高,朝阳沟阶地最低。

松辽盆地南部中央坳陷区扶余油层古地貌恢复及构造演化

针对松辽盆地南部中央坳陷区扶余油层开展古地貌恢复及构造演化的研究存在3个难点:较多区域存在强烈剥蚀,地层破坏严重;岩性变化大,造成压实恢复困难;数据计算庞大、繁琐。本文通过优选有效的地层剥蚀方法,建立合理的连续脱压实恢复方程,编制便捷的软件,完成了该项研究。研究揭示扶余油层沉积时期,研究区地势相对平坦,使得河道砂体广泛分布,南、西南、西部3个低势区控制了4个水系的发育;青山口期末研究区初具坳陷形态,之后形态变化较小,至嫩江期末研究区中部青一段烃源岩埋深超过1 400 m,达到生烃门限深度,进入生排烃期。至明水期末最大埋深达2 400 m,绝大部分地区达到生烃门限深度,之后抬升剥蚀,构造形态定型。

准噶尔盆地中央坳陷异常压力研究

异常压力与油气的关系极为密切 ,研究一个盆地异常压力的特征、成因及主控因素 ,总结其与油气的内在关系 ,对于指导油气勘探具有重要的实际意义。本文在综合运用盆地中央坳陷的测井、地质资料 ,以及各工区的地震剖面 ,迭加速度谱等资料的基础上 ,预测该区的异常压力分布 ,弄清地层压力分布规律 ,分析油气成藏过程和动力机制 。

准噶尔盆地中央坳陷带油气成藏过程分析

车-莫古隆起的形成、演化控制了中央坳陷带中生界油气的成藏与演化。中、晚侏罗世,油气较大规模充注,形成了早期"车-莫古油气聚集带";侏罗纪末期地层抬升剥蚀,部分油藏遭受破坏;早白垩世末—古近纪,油气大规模充注,形成了中期"车-莫古油气聚集带",是中央坳陷带侏罗系和白垩系原生油气藏的主要成藏期;新近纪以来,"车-莫古油气聚集带"最终破坏,中央坳陷带现今油气分布面貌最终形成。总体而言,早期(中侏罗世晚期—古近纪)隆起背景控制中央坳陷带中生界的油气富集,晚期(新近纪以来)构造调整决定该区现今的油气分布。车-莫古隆起及两翼油气资源丰富,尤其是其南翼的中、上侏罗统剥蚀区,保存条件好,受后期构造运动影响小,是下一步油气勘探的重点地区。

准噶尔盆地中央坳陷西部风城组岩相古地理及油气勘探

为评估准噶尔盆地中央坳陷西部风城组油气勘探前景,利用微量元素、岩心、岩石薄片、古地貌、测井相、地震相等的综合分析,开展了研究区风城组岩性组合和沉积相研究。结果表明,研究区风城组是在前陆构造背景、干旱—半干旱气候、水体盐度与水深呈周期性变化的环境下的扇三角洲—碱湖沉积。从坳陷边缘至中心,依次形成盆缘扇三角洲碎屑岩类、斜坡外前缘白云质岩类、斜坡高地火山岩类、低隆带白云质灰质滩坝混积岩类和中心湖盆碱层岩类。根据沉积特征,建立了风城组扇三角洲—碱湖沉积及演化模式。结合沉积相、岩相和油气勘探现状,研究区风城组可划分为盆缘超削带常规油气区、斜坡外前缘致密油气区、湖盆页岩油气区、低凸起周缘常规油气区和高地火山岩常规油气区,7000 m以浅的勘探有利面积达1.2×10^(4)km^(2),油气储量达十亿吨级,展现了研究区风城组全油气系统内巨大的勘探潜力。

莺歌海盆地中央坳陷中新世海底扇识别及其形成控制因素

根据岩石矿物学特征、粒度分析、沉积构造及三维地震等资料,分析中新世莺歌海盆地中央坳陷海底扇的沉积特征及控制因素。结果表明:中新世中央坳陷海底扇主要发育水道砂、水道间、天然堤和浅海滩坝等微相,具有非典型鲍玛序列AB段;海底扇由内部分支水道频繁迁移摆动形成的多个朵叶体组成;与东方区海底扇相比,乐东区海底扇具有物源供应更充足、规模更大的优势。中新世中央坳陷海底扇沉积体系的发育主要受海平面升降、物源及古地貌的控制,可以作为该区下一步勘探的重点。

准噶尔盆地中央坳陷盆1井西凹陷沙15井钻井提速及潜力分析

对比同地层使用情况,泥岩段慢钻时有的比盛辉还慢,并没有解决泥岩夹层提速问题;对钻头磨损严重的百口泉组含砂砾岩,使用阿特拉钻头钻进,进尺比盛辉少,钻头磨损更严重,抗研磨性不高。在井下正常的情况下,建议使用PDC钻头+大扭矩螺杆钻进。推广使用51/2″非标钻具,减小钻具内压耗,提高施工排量,既有利于提高机械钻速,充分发挥提速工具的提速效果,又有利于清洁钻头、携带岩屑,保证井下安全,同时降低设备负荷。一开地层松软,提高钻头水力破岩能力是提速增效的主要方法,如果一开井深大于800m,建议直接使用螺杆+小水眼PDC钻头钻进,提高钻井时效。

浅水三角洲相控储层预测研究——以松辽盆地中央坳陷大安地区泉四段为例

三角洲前缘相变迅速,沉积演化复杂,储层分布多变,利用常规地震切片及钻井分析等传统方法无法有效分析其沉积演化规律和储层分布.为提升浅水湖盆三角洲储层预测精度与沉积模式刻画准确度,本文以三维地震反演为基础,综合钻井信息,通过密井网解剖和地层切片,重建大安地区白垩系泉四段沉积演化过程,定量表征储层分布范围.研究表明:构造稳定、地形平缓及湖平面不断波动的沉积背景下形成浅水三角洲,该三角洲经历由早期粗粒厚砂的平原至晚期细粒薄砂的前缘沉积演化过程,内部还有多期次级水体进退;沉积物主要为河道、河口坝及溢岸沉积的复合型砂坝,其宽厚比为35~225,彼此间可构成垂向孤立、叠加式、侧向叠加和替代式.随湖平面升高与水体能量减弱,砂坝推进距离减少,弯曲度增加,两侧溢岸沉积逐渐消失,倾向于在末端逐渐分叉形成指状形态;强水动力下则更易形成低曲度的枝状形态,倾向于在末端形成交织网状形态.沉积相控与属性约束可完成无井区或稀井区储层定量预测,砂厚预测准确率可达89.93%,为储层预测提供新思路与新方法.