深部热流体活动对储层成岩作用及孔隙演化的影响:以莺歌海盆地LDX区中新统黄流组为例

为了解莺歌海盆地深部热流体主要类型,研究热流体特征,判断热流体活动范围,分析热流体对储层成岩-孔隙演化的影响,通过铸体薄片、扫描电镜、黏土矿物X射线衍射、物性、电子探针、包裹体均一温度、稳定同位素等分析测试手段,结合前人研究成果,对盆内LDX区中新统黄流组储层进行分析。结果表明,受构造热事件影响及深大断裂控制,在超压驱动下,热流体活动范围主要为3900 m以下的黄流组中下部,以CO_(2)热流体为主,H_(2)S热流体次之。热流体影响下储层具有自生黏土矿物转化速率加快、镜质体反射率突变、地层水矿化度降低、包裹体均一温度大于正常地层最高温度、热液成因矿物发育等特点。将黄流组储层分为超压储层(黄流组中上部)及热超压储层(黄流组中下部)两类。其中,超压储层成岩作用阶段达中成岩A_(2)亚期,压实及溶蚀作用较弱,胶结作用较强,孔隙演化经历了压实减孔、压实与胶结减孔、胶结减孔与有机酸溶蚀增孔3个过程,孔隙度从38.8%减少到现今的7.6%;热超压储层成岩作用阶段达中成岩B期,压实及溶蚀作用较强,胶结作用较弱,孔隙演化经历了压实减孔、压实与胶结减孔、胶结减孔与有机酸溶蚀增孔、胶结减孔与有机酸及无机酸溶蚀增孔4个过程,孔隙度从38.1%减少到现今的9.2%。有利储层主要发育在黄流组中下部黄二段的热超压储层中。

异常高压下海相重力流致密砂岩非均质性特征及其影响因素——以莺歌海盆地LD10区中新统黄流组储集层为例

通过模块式地层动态检测、铸体薄片、黏土矿物X射线衍射、扫描电镜、高压压汞、埋藏热史等分析,对莺歌海盆地LD10异常高压区中新统黄流组海相重力流致密砂岩储集层非均质性特征及其演化过程进行研究,探讨储集层非均质性的影响因素,预测有利储集层分布。结果表明,(1)储集层非均质性主要由胶结物非均质性、孔喉非均质性及物性非均质性决定,并受异常高压影响下的成岩作用控制;(2)成岩演化过程导致的孔喉结构差异影响了胶结物及孔喉非均质性,进而控制了储集层的物性非均质性;(3)与常压储集层相比,异常高压抑制了压实作用与胶结作用的强度、增强了溶蚀作用,在一定程度上使储集层的非均质性变弱。有利储集层主要分布在黄流组中下部强超压带的重力流水道砂体中。图8表3参38.

琼东南盆地上中新统黄流组轴向水道源汇体系与天然气成藏特征

利用区域露头资料、三维高精度地震资料和井筒岩电信息,开展了宏观水系分布、地震沉积充填结构、岩石成分、重矿物组合和锆石年龄等分析,研究琼东南盆地上中新统黄流组轴向水道成因及天然气成藏特征。黄流组轴向水道沉积具有两期沉积、多物源汇聚、重力流成因底流改造的特征。早期水道砂岩主要来自海南隆起西南部水系的陆源碎屑物,砂体规模小,地层超压。晚期水道砂岩主要来源于昆嵩隆起中部秋盆河等水系,沉积规模大、砂体连续性好、地层常压。轴向水道砂岩发育岩性-地层、岩性、构造-地层3种类型圈闭。早期水道内天然气以深部强超压驱动、沿裂隙垂向运移成藏为主,晚期水道内天然气以自西向东侧向运移成藏为主。

莺歌海盆地乐东01超高温高压气藏形成条件及成藏模式

莺歌海盆地乐东01气田是我国海域已发现的罕见的超高温高压气田,单井测试气量最高可达240×10^(4)m^(3)/d,该气田的发现证实了超高温高压条件下可以形成高产工业气流。为了深化对该气田的地质认识、加快该区天然气勘探进程,通过对烃源岩、储盖组合、成藏动力、运移通道等开展系统研究,明确了乐东01超高温高压气田的形成条件及其天然气成藏模式。研究结果表明:①乐东01气田深层新近系中新统黄流组发育重力流水道砂岩与浅海相泥岩的储盖组合,砂岩粒间孔、溶蚀孔是低孔—低渗储层的主要储集空间,泥岩可形成直接盖层和区域盖层,具有“砂体独立成藏”的特征;②在生烃与欠压实等增压机制的共同作用下,中新统烃源岩内部孔隙流体压力增加,形成“源高储低”的源储剩余压力梯度,为天然气成藏提供了充足的动力;③中新统高成熟烃源岩生成的天然气在距今1.2~0.4 Ma期间,通过增压开启的微裂缝运移至黄流组二段储层中并聚集成藏,具有“中新统烃源岩供烃、优质储盖组合保存、微裂隙垂向输导、源储剩余压差驱动、天然气晚期充注”的成藏模式。结论认为,莺歌海盆地乐东01超高温高压气田具有良好的天然气勘探潜力,是拓展我国海上油气储量规模的重要领域,该研究成果对于类似盆地天然气勘探具有参考意义。

莺歌海盆地东方区高温高压气藏气水分布特征及成因

为了解决莺歌海盆地东方区中新统黄流组高温高压气藏气水关系复杂导致的井位部署难题,以东方区黄流组气藏为研究对象,综合钻录井、地震、测井、测压、测试等各项资料,在沉积微相、砂体精细刻画及砂体连通性评价研究成果的基础上,分析了研究区气水分布的3种类型及其成因;进而根据各类水体成因、所处空间位置及与之接触的气藏规模等指出了研究区的两种气水分布模式,并提出了有针对性的开发建议。研究结果表明:①研究区黄流组重力流海底扇沉积机制和沉积过程的复杂性导致砂体叠置连通关系复杂,从而影响了气水分布;②研究区存在构造+岩性控制的大型整装边水气藏和小型岩性圈闭气藏两种气水分布模式。结论认为:①构造+岩性控制的大型整装边水气藏是研究区主要的气藏类型,主要分布在研究区大型侵蚀水道连片发育区,形成该类气藏的主要原因是砂体厚度大、砂体连通性以及物性较好、气水分异明显,开发井应避开边水,部署在构造中高部位;②小型岩性圈闭气藏是研究区的次要气藏类型,主要分布在研究区的沉积前端和边部,此类气藏砂体连通性复杂,多为孤立砂体,应尽可能通过在砂体构造高部位部署水平井来开发。