琼东南盆地南部深水凹陷生物礁及碳酸盐岩台地发育模式

生物礁及碳酸盐岩储层是一种典型的油气储层,具有巨大的油气勘探潜力。我国南海是西太平洋最大的边缘海,其在形成演化过程中出现了有利于生物礁及碳酸盐岩发育的环境。琼东南盆地南部深水凹陷远离物源,在构造演化过程中产生了较多的构造高点,在这些构造高点的周缘适合生物礁及碳酸盐岩台地的发育。通过地震资料的解释及海平面变化曲线与层序的对比发现,琼东南盆地南部深水凹陷发育有规模大小不等的生物礁和碳酸盐岩台地,而且这些生物礁和碳酸盐岩台地的发育与海平面变化曲线和构造演化的阶段可以对应起来,应具有较好的油气勘探潜力。

琼东南盆地宝岛凹陷南部渐新统陵水组三段三角洲的发现及石油地质意义

基于琼东南盆地三维地震资料及钻井获取的岩性、电性、薄片及测年等分析测试数据,开展宝岛凹陷南部断阶带渐新统陵水组三段(简称陵三段)源-汇体系特征及源-汇耦合定量分析等研究。研究表明:①陵三段沉积期YL10剥蚀区发育东、西2大物源水系,在宝岛凹陷南部形成了2大优势输砂通道及2个三角洲朵叶体,整体具有西大东小的特征,可划分为初始期、昌盛期、间歇期和回春期4个演变阶段;②综合三角洲砂体发育期次、展布面积、碾平厚度及不同类型母岩区面积、成砂系数等参数进行源-汇耦合定量计算,结果显示研究区具备形成规模储集体的物质基础;③钻井揭示陵三段三角洲沉积以细砂岩为主,砂岩总厚度为109~138 m,最大单层厚度为15.5~30.0 m,砂地比为43.7%~73.0%,不同断阶间储层物性差异明显;④断阶带多期隆升背景下小物源区规模三角洲发育模式揭示幕式隆升提供充足的物源供给,物源水系及流域面积控制砂体的规模,多级活动断阶控制砂体的输送通道,局部断槽控制砂体的侧向推进方向。陵三段三角洲砂体与断块耦合形成多类型圈闭,成为凹陷南部重要的勘探突破口和新领域,有望为盆地内其他构造背景相似区域油气勘探及储层研究提供借鉴。

深水中大型气田滚动勘探技术体系与成效——以琼东南盆地中央峡谷A边际气田为例

为了促进琼东南盆地中央峡谷深水A边际气田开发,引入目标搜索研究、目标评价研究、目标钻探研究等完整气田滚动勘探技术体系。A边际气田目标搜索除利用传统的区带油气潜力目标搜索技术外,提出评价过程目标搜索技术,共搜索了5个油气潜力区块,并优选A4构造进行油气目标评价。从圈闭解释与落实、圈闭烃类检测两方面对A4构造油气成藏主控因素开展研究。A4构造中部预测优势含气区具有强振幅属性、低密度、低速度、低纵波阻抗、低纵横波速度比等有利含气信息特征,总体为Ⅲ类AVO异常,且能够升级HL_0气组控制天然气地质储量,部署滚动探井A4-1井实施钻探,在黄流组钻遇气层超20 m,莺歌海组二段钻遇可疑气层近10 m,获得天然气探明地质储量近30亿立方米,钻探效果好。滚动勘探研究在深水A边际气田的应用,不仅有效地促进了A边际气田后续滚动勘探活动,而且证实了滚动勘探同样适用于深水油气勘探。

鄂尔多斯盆地东南部三叠系长7油层组深水沉积特征及演化规律

以沉积学理论为指导,利用野外露头、钻井岩心、测井等资料,对鄂尔多斯盆地东南部三叠系长7油层组深水沉积特征包括相标志、沉积微相类型等进行了研究,并揭示了其沉积演化规律。研究结果表明:(1)鄂尔多斯盆地东南部三叠系长7油层组深水沉积的相标志包括:岩石中常见水平层理、鲍马序列、槽模沟模、滑动与滑塌构造、撕裂屑、泥包砾等沉积构造,含有深水双壳类和鱼类动物化石,粒度概率曲线中悬浮总体含量大且分选差,测井曲线上可见锯齿状、齿化箱形-钟形-指形、泥岩基线等特征。(2)研究区长7物源主要来自东北和南部2个方向,发育深湖—半深湖、湖底扇、浅湖沉积,湖底扇包括浊流和砂质碎屑流2种重力流类型,可进一步划分为重力流主水道、溢流沉积、重力流分支水道、分支水道间、朵叶体等微相。湖底扇主水道主要为砂质碎屑流沉积,分支水道和朵叶体主要为浊流沉积。(3)研究区长7沉积期,中南部主体发育深湖—半深湖、湖底扇沉积,东北部发育浅湖沉积;其中,东北方向发育4个湖底扇体,南部发育2个湖底扇体,半深湖/浅湖界线呈北西向延伸于延安—甘泉一带。长7^(3)亚段沉积期,深湖—半深湖范围最大,仅局部发育湖底扇;长7^(2)、长7^(1)亚段沉积期,湖底扇逐步增多,深湖—半深湖范围有所缩小,整体呈深湖—半深湖与湖底扇交互沉积态势。

琼东南盆地乐东——陵水凹陷梅山组海底扇高温超压储层成岩-孔隙演化

琼东南盆地西区乐东—陵水凹陷梅山组深水海底扇储层是天然气勘探的重点领域。综合应用岩石薄片X衍射、扫描电镜、阴极发光、稳定同位素、流体包裹体等分析方法,系统研究了高温-超压背景下的深水海底扇储层成岩作用及其对孔隙演化的影响。结果表明:(1)梅山组深水海底扇储层岩石类型以岩屑石英砂岩和长石岩屑砂岩为主,储层物性以低—中孔、特低—低渗为主,具有强非均质性。(2)储层经历早期压实作用、黏土矿物胶结→第1期低熟油充注→长石溶解,铁方解石及石英次生加大→第2期较高成熟油气充注→(铁)白云石胶结、石英及其次生加大溶解、超压形成→第3期高成熟天然气充注→晚期CO_(2)充注及热液矿物胶结。(3)储层孔隙演化受控于超压保护的压实-胶结作用和溶解作用,早期压实-胶结是主要的破坏性作用,超压保孔和溶解增孔是主要的建设性作用,并且对深水海底扇不同构造带储层孔隙演化的影响不同,形成现今差异孔隙特征。

琼东南盆地崖北凹陷构造沉积特征及油气勘探潜力

崖北凹陷是南海琼东南盆地西北缘的边缘凹陷,勘探历程久,但受地震资料等因素制约而勘探程度低,钻井无商业发现,烃源条件落实程度低。为落实崖北凹陷油气地质条件,推动该凹陷的勘探进程,用新采集的高品质三维地震资料,结合已钻井资料,类比分析相邻盆地烃源岩地震相,厘清了崖北凹陷的断裂、构造、沉积特征和烃源岩分布,并依据区域地质应力背景分析了其成因机制,讨论了崖北凹陷油气成藏条件及勘探部署方向。结果认为崖北凹陷受5号断裂控制凹陷整体呈北断南超的构造沉积特征,纵向上“下断上拗”,新近系地层区域南倾、少有盆内断层发育,古近系断裂控凹,始新统中深湖相烃源岩主要发育在崖城9洼,崖城组煤系烃源岩发育在凹陷东南部位。最终认为,崖北凹陷烃源具有“西油东气”的特征,凹陷西部及西南斜坡和近崖城9洼的陡坡古近系圈闭是找油方向,而凹陷东南部位的凹中隆及围区圈闭天然气勘探前景好。

琼东南盆地陵水北坡LS13-2区勘探思路与突破方向

琼东南盆地陵水凹陷南坡已发现了中央峡谷千亿方级气田,证实了陵水凹陷为富生烃凹陷。而陵水凹陷北坡LS13-2区的岩性圈闭勘探虽然也取得了“点”上的突破,但“见气不见田”,勘探效果不佳。为了明确该地区的油气富集规律和有利区带,以含油气盆地分析为基础,聚焦关键成藏要素,提出了新的勘探思路,并明确了有利成藏区带。研究结果表明:工区成藏条件整体有利,具备“充足烃源、规模储层、高效输导、整体保存”的大-中型油气田形成基础,但对于中新统岩性圈闭勘探来讲,也存在“烃源岩主排烃期早于圈闭定型期,断层垂向输导能力低”的不利因素,据此建立了“早期成藏、岩性圈闭、断-砂输导”三元勘探评价要素,并评价认为探区西部断坡海底扇带具备“原生油气藏、规模岩性圈闭、断-砂高效输导”的有利成藏条件,为最有利成藏区带。

琼东南陵水凹陷北坡构造特征及构造演化分析

为了实现陵水凹陷北坡大型气田的勘探突破,利用钻井、三维地震资料,基于盆地构造解析及平衡剖面技术,综合分析构造格局及断裂体系特征,剖析其与油气成藏的关系。研究表明,构造样式以伸展为主、右行走滑为辅,构造演化分为四期:(1)断陷期(始新世-渐新世),断裂全区发育,活动强烈;(2)断拗期(早中新世),伸展作用减弱,断裂数量减少;(3)拗陷缓慢沉降期(中中新世),开始发育“陆架-陆坡-深海平原”构造格局,控凹断裂持续发育;(4)拗陷加速沉降期(上新世-第四纪),扩张作用减弱,南部右行张扭断裂带开始活动。隆凹相间的构造格局及断裂体系控制西部陡坡带生烃强度大,断砂配置好,东部缓坡带烃源薄,断阶输导差异成藏。提出西部F2-2断裂下降盘为下一步有利勘探区带,为陵水凹陷油气勘探奠定良好基础。

南海北部琼东南盆地深水区陵水凹陷南部油气成藏条件

勘探已证实陵水凹陷浅层新近系发育中央峡谷莺歌海组—黄流组有效天然气成藏组合。渐新统崖城组煤系是陵水凹陷的主力气源岩,也可为陵水凹陷南部提供烃源。渐新统上部陵水组一段—中新统下部三亚组二段发育扇三角洲、浊积水道、海底扇砂岩储层,砂体富集的主控因素是凹陷边界断裂转换带、断阶带及构造坡折。陵水凹陷南部具有晚期成藏的特点,陵水凹陷生成的烃类通过断裂、砂体向南侧发生垂向与侧向运聚。综合储层、运移及圈闭条件等因素,优选出陵南斜坡反向断阶构造带为有利勘探区带。

琼东南盆地深水区长昌凹陷构造演化及其对层序样式的控制

运用平衡剖面技术对长昌凹陷的3条典型地震测线进行平衡复原,揭示长昌凹陷不同构造演化阶段的同沉积构造活动及其所形成的古构造格架,通过对凹陷内次级古构造单元及其演化类型的识别,综合分析构造演化对层序样式的控制,构建研究区沉积层序综合演化模式。研究结果表明:长昌凹陷的构造格局依次经历了始新世-早渐新世断陷期、晚渐新世断坳转换期和新近纪坳陷期3个发展阶段,由此产生了3个具有不同古构造格架背景的盆地原型相互叠加。在裂陷Ⅰ幕和裂陷Ⅱ幕主要发育上倾坡脚型断裂陡坡带层序样式和多级陡坡断阶带层序样式,而裂陷Ⅲ幕发育下倾坡脚型断裂陡坡带层序样式和多级缓坡断阶带层序样式,在裂后热沉降阶段主要发育断裂型挠曲带层序样式以及少量下倾坡脚型断裂陡坡带层序样式,而裂后加速沉降阶段则发育简单挠曲带层序样式。与断坡带和挠曲带相关的大型低位三角洲、低位扇以及下切谷充填是长昌凹陷构造岩性或岩性油气藏的有利发育区。

琼东南盆地南部深水区中新统层序地层地震相与沉积演化特征

根据高分辨率地震资料的反射和结构特征,结合地震剖面振幅旋回性变化,将研究区中新统划分为3个层序组及6个三级层序。三个层序组自下而上分别对应三亚组、梅山组及黄流组三个地层组。在层序格架内识别出六种典型的地震相类型:丘状地震相、前积地震相、水道充填地震相、杂乱地震相、波状地震相以及平行—亚平行地震相。三亚组以波状反射和平行—亚平行反射为主;梅山组以丘状反射和波状反射为主,梅山期是生物礁发育的繁盛期;黄流组仍以丘状反射和波状反射为主,但丘状反射规模较梅山组明显减小。中新统整体上表现为一个水进的过程,从滨浅海环境过渡到浅海环境再逐渐过渡到半深海环境,发育有扇三角洲、生物礁滩以及水道沉积体系,而地震相的分布和演化明显受沉积体系演化的控制。生物礁和水道沉积可能是该区的有利储层。

琼东南盆地深水区宝岛21-1气田天然气来源及输导体系

宝岛21-1气田的发现是琼东南盆地宝岛凹陷近30年以来油气勘探取得的最大突破,打开了勘探新局面,有关其天然气来源和输导体系的认识,对宝岛凹陷进一步勘探具有重要意义。以宝岛21-1气田为主要研究对象,采用油气地球化学及断裂体系刻画等手段,详细分析了天然气组成、碳同位素特征和凝析油生物标志化合物特征,精细刻画了主控断层几何形态和运动学特征,并分析了其对天然气富集的贡献。结果显示,宝岛21-1气田具有重烃气含量高、干燥系数低及碳同位素轻的特点,与Y13气田和L17气田具有明显差异,揭示除陆源有机质的贡献外,还有明显的腐泥型有机质贡献,主要为海相藻类的贡献。宝岛21-1构造经历了3期油气充注,断裂与陵水组三段三角洲砂体构成了高效输导体系,断裂形态与差异活动性控制油气汇聚-输导,使该构造所在位置成为优势聚集区。建立了紧邻生烃主洼,沿“大型构造脊+断面脊汇聚,长期活动的大型沟源断裂与三角洲砂岩配置高效输导”的天然气富集模式,为宝岛凹陷及琼东南盆地勘探提供重要依据。

琼东南盆地松西凹陷湖相烃源岩发育条件新认识与优质烃源岩刻画

针对琼东南盆地松西凹陷烃源岩发育机制不清、优质烃源岩分布不明的问题,根据已钻井原油地化特征、次洼沉积特征、地震相与属性特征、地震速度谱的对比分析,对松西凹陷东、西次洼始新统中深湖相烃源岩进行了预测,明确了松西凹陷沉降速率、物源注入点、凹陷结构三因素耦合控制了湖相烃源岩的发育与展布。松西凹陷西次洼紧邻大型物源注入点,为富砂沉积,从而导致较低的古生产力水平、较高的沉积速率和开放氧化的水体环境,不具备优质烃源岩形成的基本条件;东次洼远离大型物源注入点,仅发育小规模砂体,利于发育中—深湖相烃源岩。已钻井原油地化指标表明,研究区原油来自中深湖相烃源岩,证实松西凹陷存在优质烃源岩。始新统中深湖相烃源岩具有低频、连续、强反射地震特征,且具有低速异常,主要分布于东次洼的洼中及缓坡带。基于以上认识指导在东次洼部署钻井,首次在琼东南盆地钻遇始新统油页岩,且烃源岩指标好,提升了松西凹陷及琼东南盆地原油勘探前景。

深水峡谷复合浊积砂体内隔夹层发育类型与沉积成因——以琼东南盆地中央峡谷为例

深水油气是目前全球油气勘探的热点和难点,其中深水峡谷浊积水道内部复杂流动过程导致储层结构难以表征,隔夹层判识难度大,复杂的储层空间展布规律制约了深水油气资源的勘探开发。为此,以琼东南盆地中央峡谷为例,基于三维地震与岩心数据,利用地震沉积学方法开展了复合水道尺度隔夹层的识别与刻画,结合浊积充填过程划分了隔夹层类型,分析了其成因和控制因素,并基于沉积物输送体系参数的定量分析,建立了深水隔夹层发育模式。研究结果表明:①隔夹层按照沉积成因可划分为侧(加)积浊积水道成因泥岩夹层(A型)、细粒浊积水道成因泥岩夹层(B型)、半远洋深水沉积成因隔层(C型)、钙质物性夹层(D型)4种类型。②隔夹层按充填期次可划分为峡谷初始形成阶段—沉积物供给充足条件隔夹层序列(A型+C型)和(C型+B型)、峡谷初始形成阶段—沉积物供给不足条件隔夹层序列(B型+C型)、峡谷稳定发育/后期改造阶段—沉积物供给充足条件隔夹层序列(A型+D型)、峡谷稳定发育/后期改造阶段—沉积物供给不足条件隔夹层序列(D型)4种组合。③隔夹层发育的类型与组合序列受控于峡谷中沉积物输送量与地形坡度变化,峡谷初始形成阶段,浊积体空间充足,薄隔夹层发育受控于沉积物输送量,厚隔夹层发育受控于地形变化;峡谷稳定发育/后期改造阶段,浊积体存在叠置发育与溢岸现象,沉积物供给主控隔夹层厚度,地形变化为次要因素。结论认为,隔夹层发育模式可用于同类型沉积背景下储层结构样式的刻画与预测,为深水油气的勘探开发提供了技术支撑。

琼东南盆地陵水凹陷S2井区梅山组物源

探讨琼东南盆地陵水凹陷2号断裂带北部S2井区物源特征。通过搜集整理凹陷及周缘的6口井21个储层样品,利用岩石矿物学、重矿物分析、地球化学特征开展物源性质、母岩风化、成熟度分析,结合构造特征开展油气成藏特征分析。结果表明:S2井区物源主要来自海南岛西部,东北部物源对该区影响范围有限,具明显混源特征;沉积过程为石英质母岩经强烈风化、搬运再沉淀作用,砂岩成熟度中等,其重力流影响范围有限,只对凹陷东部沉积起到一定控制作用。S2井区具有一定的油气勘探前景,主要以断块圈闭、岩性圈闭和地层圈闭为勘探目标。

基于沉积模拟的虚拟井建立与深水峡谷相控建模策略——以琼东南盆地中央峡谷陵水段为例

稀井网-低地震分辨率区域的深水峡谷沉积体储层建模缺少成熟的方法。以琼东南盆地中央峡谷陵水段为研究对象,创新引入沉积正演模拟,综合地震属性、纵波反演数据和正演模拟结果建立虚拟井,按照峡谷的演化过程进行分层建模。针对不同阶段的峡谷形态和沉积过程选择相应的建模策略:①峡谷初始形成阶段:为非限制性沉积背景,峡谷内浊积水道较容易摆动,难以确定砂体边界,仅可以识别范围较大的复合水道带和滑塌体。选择利用井震数据拟合虚拟井数据,采用序贯高斯模拟进行建模。②峡谷稳定发育阶段:上游为非限制性沉积背景,可识别大量滑塌体;下游为限制性沉积背景,发育多期叠置的形态较为顺直的浊积水道,在峡谷底部堆积。选择识别出的复合水道带采用截断高斯模拟进行建模。③峡谷后期改造阶段:为限制性沉积背景,其内部的水道以侧积和加积为主,可以识别出较为明显的水道边界。针对上游区域孤立水道,首先对砂体规模进行统计,然后建立定量化三维训练图像,最后利用多点地质统计学方法进行建模;针对中下游连片水道,仍采用截断高斯模拟进行建模。通过针对不同的沉积充填过程选择针对性的建模策略,可以最大程度地保证各期次内砂体分布预测的可靠程度。

琼东南盆地陵水凹陷梅山组深水扇特征及控制因素

根据琼东南盆地陵水凹陷三维地震、钻井及岩心资料,对中新统梅山组发育的深水扇特征、沉积模式及控制因素进行了研究,结果表明,梅山组中发育着多种典型重力流构造,沉积物为半深海环境下的重力流沉积;通过对高分辨率三维地震资料的综合分析,结合岩矿特征、粒度分析、沉积构造、测井相等分析,可识别出水道、水道间、席状砂等沉积微相;陵水凹陷梅山组深水扇为陆架边缘三角洲—峡谷(下切谷)—深水扇的沉积模式,其形成受三亚组沉积晚期古构造地貌、相对海平面变化、坡折带及三角洲物源供给能力等多种因素的控制。

琼东南盆地深水区宝岛凹陷3D输导体系评价

为查明宝岛凹陷优势运移通道和运移方向,以钻井和地震资料为基础,采用地震解释、古构造恢复、油气运聚模拟、3D地质建模等技术手段,在宝岛凹陷识别出了4级4组断裂、4套骨架砂体和4条主构造脊,建立了宝岛凹陷烃源岩—输导体系—储层—圈闭空间格架,划分了T型、阶梯型、受限网毯型3种输导体系,南部断阶带和东北断阶带为阶梯型输导体系,松南低凸起和北部斜坡带为受限网毯型输导体系。运移模拟表明南部断阶带、东北断阶带、松南低凸起前排构造带都是优势的运移方向,垂向+侧向运移为主。区带优选表明南部断阶带为最有利区带,具有"近源、断—砂—脊阶梯型输导、海底扇和扇三角洲储集、断块-岩性圈闭"配置特征。

琼东南盆地深水区松南-宝岛凹陷反转构造带发育特征及油气地质意义

利用新三维地震资料对松南-宝岛凹陷反转构造带发育特征、形成期次进行研究,并从构造背景及力学机制两个方面探讨反转构造的成因机制。研究结果表明,松南-宝岛凹陷反转构造带主要发育一系列"上凸下凹"的大型褶皱背斜,伴生NWW向弱走滑断裂构造和NNW向张剪构造。反转构造及其伴生构造符合NEE右旋剪切应力场特征,形成时间与东沙运动一致,表明该反转构造带可能受晚中新世南海东北部东沙运动产生的右旋走滑应力场作用控制。反转构造有利于研究区圈闭的重建和改造,对琼东南盆地东部新区油气运移和重新优选分配的认识,具有重要的油气地质意义。

微生物地球化学勘探技术在琼东南盆地深水区陵水凹陷烃类检测中的应用

以微生物油气勘探技术(MOST)为主要手段,以琼东南盆地深水区陵水凹陷南部已证实的A-1含气构造为正演模型,对A研究区的MV异常值进行了划分,总结出了该研究区含油气构造的MV异常值分布特征,据此预测相邻A-2待钻构造的含油气性,并以土壤吸附烃(SSG)分析为辅助手段预测A-2构造的油气性质为干气。A-2构造的预测结果与实钻结果相吻合,证实了微生物地球化学勘探技术在琼东南盆地深水区勘探目标烃类检测方面具有较高的可行性。