基于卫星重力异常的渤海盆地秦南凹陷及邻区构造格局研究

渤海盆地是我国目前发现海上油气田最多的地区,秦南凹陷作为渤海盆地中的潜在富油气凹陷,具有较高的勘探潜力,对凹陷及邻区的构造格局研究具有重要意义和应用价值。本文利用卫星重力异常,通过校正陆域地形和海水的影响得到布格重力异常,采用归一化总水平导数垂向导数(NVDR-THDR)、欧拉反褶积、最小曲率位场分离和双界面模型重力场快速反演等方法得到了断裂的平面分布和视深度、新生界厚度以及构造单元边界;结合地质及地球物理资料,分析了研究区内主要断裂和构造单元的分布特征及地球物理特征。研究表明秦南凹陷及邻区的断裂主要呈NE向、NEE向和NW向展布,断裂视深度以1~10 km为主,在控坳断裂的部分位置及众多断裂交汇处达到了15~25 km;新生界厚度在0~11 km,构造单元呈NE向和NEE向交替分布,其边界大多受断裂控制;通过进一步研究,将秦南凹陷西侧的洼陷划归为乐亭凹陷,对其他构造单元的边界也进行了调整。本次断裂分布和构造单元分布特征的研究结果能为秦南凹陷的油气勘探提供一定的地球物理支撑。

渤海湾盆地秦南凹陷油气成藏主控因素分析

秦南凹陷经历了46年勘探,只发现了秦皇岛29-2油气田,尤其是近9年勘探无一油气田发现,勘探工作陷入困境。为了弄清秦南凹陷油气成藏主控因素,指明油气勘探方向,利用三维地震、钻井及化验资料,梳理基础石油地质条件,通过已钻井成败分析和类比研究,明确各储盖组合的成藏主控因素,并预测有利勘探方向。研究表明:①秦南凹陷沙三段、沙一段烃源岩发育,TOC为1.5%~4%,类型为Ⅰ—Ⅱ1型,资源潜力大,发育潜山、沙河街组-东营组、馆陶组-明下段三套储盖组合。②潜山下组合成藏主控因素为储层非均质性;沙河街-东营组中组合成藏主控因素为圈闭有效性;馆陶-明化镇组上组合成藏主控因素为油源断层的运移能力。③东洼与东南洼间低隆起、东洼西斜坡、东洼和东南洼大断层下降盘,分别是下、中、上组合今后的有利勘探区带。本研究成果为今后秦南凹陷油气勘探提供了依据,也为类似地区油气勘探工作提供可借鉴的思路。

秦南凹陷烃源岩特征与油气勘探新领域

2009年钻探凹陷南侧的QHD29-2构造,揭示了千万吨储量的构造岩性复合凝析油气藏。秦南凹陷总体上研究程度比较低,文中从烃源岩有机质地球化学特征、生烃史模拟和油气优势运移路径模拟方面探讨了秦南凹陷勘探潜力和有利区带。秦南凹陷发育3套烃源岩,沙河街烃源岩为好烃源岩,其中沙一段烃源岩具有较强非均质性;东下段烃源岩为中—好烃源岩。油气运移模拟表明:QHD22-2和QHD22-1不在油气运移路径上导致油气贫化;石臼坨凸起油气田应有秦南凹陷的贡献;辽西低凸起南末端和秦南1号断裂的下盘等圈闭为有利勘探区。

渤海湾盆地秦南凹陷东南缘中深层砂砾岩优质储层发育的控制因素

渤海湾盆地秦南凹陷东南缘中深层沙一、二段普遍发育扇三角洲相的砂砾岩低孔低渗储层,局部层段发育高孔高渗带,储集空间以溶蚀孔、生物体腔孔为主,有利储层发育机理与目前所发现的一般致密砂砾岩不完全相同。利用岩心、铸体薄片、埋藏史及流体包裹体等分析手段,对秦南凹陷中深层沙一、二段砂砾岩优质储层发育特征和控制因素进行了研究。结果表明:研究区沙一、二段扇三角洲砂砾岩中常夹含螺砂砾岩,属于扇三角洲间歇性废弃的水下分流河道经波浪改造后,与螺屑混合沉积而成。砂砾岩中方解石胶结作用比较强烈,是储层致密的主要原因。含螺砂砾岩是优质储层发育的主要岩石类型。颗粒支撑、分选较好、螺化石富体腔孔、具一定程度的早期隐晶白云石包壳胶结的砂砾岩是形成优质储层的主要岩性因素;因颗粒支撑造成压实程度弱,成岩流体易于渗入,酸性孔隙水对中酸性火山岩岩屑、白云石胶结物和长石的强烈溶蚀,过早注入的油气对孔隙的后期保护,是砂砾岩优质储层发育的主要成岩因素。这种有利储层的形成机理,对陡坡带半咸水环境下的致密砂砾岩储层油气勘探具有较好的参考意义。

层序地层学在秦南凹陷东南斜坡隐蔽油气藏勘探中的应用

探讨隐蔽油气藏在层序格架内的展布规律及预测方法。在层序地层学理论指导下,综合运用钻井、测井以及地震资料,对渤海秦南凹陷东南斜坡区古近系东营组层序地层特征进行了精细研究,把东营组划分为3个Ⅲ级层序:东三、东二和东一层序,并建立东三层序的沉积模型,总结了隐蔽油气藏成藏模式。研究结果表明:在东三层序晚期水体下降,物源供给充足,储层十分发育并且分布范围广,与东二层序稳定分布的泥岩相配合可形成大规模的地层油气藏;早期水体逐渐上升,可形成超覆尖灭岩性油气藏。东二层序厚层泥岩之下,受湖平面变化控制的砂体展布特征和油气输导条件是隐蔽油气藏的成藏主控因素。秦南凹陷隐蔽油气藏勘探潜力巨大。

秦南凹陷陡坡带Q29构造含CO_2凝析气藏储层特征及成因

秦南凹陷陡坡带Q29构造含CO_2凝析气藏,片钠铝石不发育,物性好,与传统含CO_2储层有较大差别。通过偏光显微镜、扫描电镜、X射线衍射、同位素分析等,明确了CO_2成因,含CO_2储层特征及储层高孔渗成因。研究区CO_2质量分数为25%~59%,δ^(13)C(CO2)(值为-5.2‰^-6.4‰(PDB),R/Ra为3.9~4.4,具有明显的岩浆-幔源特征;CO_2热流体侵位后成岩共生组合为次生加大石英+自生石英+自生高岭石;CO_2热流体侵入后加剧了溶蚀作用,含CO_2储层段次生孔隙比例较高;与同成岩阶段不合CO_2的储层相比,自生高岭石相对含量高,伊利石相对含量低;CO_2热流体对碳酸盐胶结物溶蚀并重新分配,有利于主储层段物性改善;由于受多期酸性流体侵位影响,储层中片钠铝石含量低、结晶差,对储层物性影响小。上述原因是含CO_2储层高孔渗的主要原因。

渤海海域北部秦南凹陷东南缘古近系断层活动及其对沉积的控制

利用钻/测井、三维地震等资料,在断层活动速率统计的基础上,分析了渤海海域北部秦南凹陷东南缘古近系边界断层活动演化特征,并探讨了边界断层活动对沉积的控制作用。研究表明:研究区边界断层具有明显的分段性,且由石北1西、石北1东、石北2西、石北2东等4段组成。纵向上,孔店组至沙四段沉积期,边界断层开始活动,且活动性较弱;沙三段沉积期,断层活动增强;沙一+二段沉积期,断层活动性减弱;东三段沉积期,断层活动再次增强,东二段沉积期,断层活动逐渐减弱,至东一段沉积期,断层停止活动。平面上,同一地质时期不同段的边界断层均表现为中部强、两端弱的特点。空间上,同一位置的断层活动性具有继承性。边界断层活动的差异性控制了盆地的差异升降,导致物源区的差异剥蚀,并形成了不同的沉积格局和构造转换带,进而对物源区的剥蚀以及沉积区的沉降速率、沉积相类型、沉积相分布、三角洲的延伸距离、岩性具有重要的控制作用。

秦南凹陷秦皇岛29-2油气田原油来源及其勘探意义

秦皇岛29-2油气田的发现是秦南凹陷首次重大勘探突破,其影响意义深远。通过对原油物性和地球化学特征分析发现,虽然该油气田凝析油、正常原油和稠油3类原油的物性变化较大,但其母质来源和沉积环境相同、具有同源的特征。以规则甾烷C2920S/(20S+20R)为约束条件,综合利用ααα20RC27/C29规则甾烷和原油碳同位素2种油源对比参数,证实该油气田原油来自沙三段烃源岩。进一步利用回归方程求得原油所对应烃源岩镜质组反射率为0.71%～0.72%,与研究区钻井揭示的沙三段烃源岩的成熟度相当,表现出近源供烃的特征。研究结果表明,秦南凹陷内小型次洼已具备较大的生排烃能力,而与之相邻的烃源岩厚度更大、埋藏更深的秦南凹陷东洼周边勘探前景应更为广阔。

秦南凹陷古近系层序地层和沉积体系研究及油气勘探方向探讨

秦南凹陷勘探程度比较低。针对该凹陷地层、沉积研究方面存在的主要问题,运用层序地层、古地貌和物源分析相结合的沉积储层预测方法,对区内层序格架及其演化,以及主要目的层段沉积体系的平面展布及其控制因素进行了分析,并从油气运移的角度出发,探讨了古近系油气勘探方向。秦南凹陷古近系沉积体系展布主要受控于秦南2号断裂不同部位形成的沟谷和不同类型坡折带及调节带,秦南2号断裂西部末梢及东部末梢与秦南1号断裂间的调节带(即秦南东洼西北坡)在不同时期均为储集体发育区和输导体发育区,是本区古近系油气勘探的有利区带。

渤海秦南凹陷新生代断裂体系与构造演化

运用丰富的三维地震资料,精细刻画秦南凹陷新生代断裂体系平面和剖面发育特征,并结合区域构造运动背景,探讨了该区构造演化阶段与成因机制。结果表明:古新世—始新世,一系列NNE向或NE向伸展断层组成了秦南凹陷的断裂体系;渐新世,该区断裂体系表现为伸展-走滑性质,主断裂处发育大量多级"y"形、似花状构造样式,同时在弯曲段部位产生走滑增压区、释压区,次级断裂多表现为NEE向雁列状;新近纪时期断裂体系以马尾状和雁列状断裂为主,并发育"背形负花"状构造。结合新生代区域构造运动背景,将研究区构造演化划分为3个阶段:强伸展-弱走滑期(古新世—始新世)、强走滑-弱伸展期(渐新世)、弱走滑-弱挤压期(新近纪)。

秦南凹陷油气勘探思路创新与突破

针对秦南凹陷以往勘探存在的主要问题,通过对烃源条件的重新认识与类比研究,确认秦南凹陷是一个潜在的富烃凹陷。同时进行了一系列勘探思路的创新,提出了由渤中富烃凹陷向秦南潜在富烃凹陷的勘探战略转移,积极开辟新区;基于改变传统目标研究做法,提出了寓目标预探于油藏评价的区域勘探策略。通过地质认识的完善和勘探思路的创新,先后在秦南凹陷东洼发现了秦皇岛29-2及29-2E大中型商业油气藏,实现了秦南凹陷油气勘探的突破,拉开了秦南新区的勘探序幕,大大拓宽了渤海油田勘探的后备战场,对推动类似凹陷的勘探突破有重要的指导作用。

秦南凹陷地层岩性油气藏勘探关键技术及其应用成效

渤海海域秦南凹陷勘探程度低,在少井条件下面临古近系储层预测难度大、地层岩性圈闭识别刻画难度大和复杂岩性储层识别难度大等勘探难题。在常规地质手段无法有效解决该区勘探问题的情况下,通过石油地质条件综合研究和技术攻关,建立了以地质模式为指导的地质-地震一体化储层预测技术、精细层序格架约束下的地层岩性圈闭识别及刻画技术和复杂岩性储层岩性识别技术等3项关键技术;并在秦南凹陷进行了应用,发现了秦皇岛29-2西、秦皇岛29-2东等地层岩性油气藏,并落实了一系列具有良好勘探潜力的地层岩性圈闭,对秦南凹陷地层岩性油气藏的进一步勘探起到了很好的推动作用,也为其他地区的地层岩性油气藏勘探提供了借鉴作用。

渤海海域秦南凹陷油气地质特征及勘探潜力

秦南凹陷是渤海海域勘探程度最低的凹陷之一,前期勘探成果不理想,凹陷的生烃能力一直受到质疑。通过对秦南凹陷油气地质特征研究表明:秦南凹陷内小型次洼已具备较大的生排烃能力,凹陷中心的东洼和中洼烃源岩分布范围更广、体积更大、埋藏更深,应具有更大的生排烃能力;凹陷的结构类型控制油气优势运移方向;稳定分布的东二下段泥岩沉积控制了油气富集层位;长期活动断层的发育位置及程度控制了新近系油气成藏的区域与富集程度;主要发育了自生自储、早生晚储、下生上储近源成藏3种成藏模式。研究认为,石臼坨凸起北侧斜坡区、秦南凸起东侧斜坡区以及秦南Ⅰ、Ⅱ号断裂附近为有利勘探区域,具有较大勘探潜力。

秦南凹陷石东陡坡带沙一段陆相混积岩地球化学特征及其地质意义

为揭示渤海湾盆地秦南凹陷石东陡坡带秦皇岛29-A构造沙河街组一段陆相混积岩的形成条件和发育规律,在对混积岩岩石学分析基础上,利用元素地球化学方法,研究秦皇岛29-A构造地球化学特征、沉积环境和物源类型。结果表明:该构造B、Sr/Ba、Sr/Cu和Th/U等元素地球化学指标反映混积岩发育于干旱气候条件下的半咸水弱氧化沉积环境;为Ti/Zr、Cr/Zr低,LREE富集,HREE亏损的稀土元素配分模式,反映陆源碎屑以中酸性火成岩为主;MgO、CaO与SiO_2质量分数呈明显的负相关关系,揭示碳酸盐发育明显受陆源碎屑输入量控制,碳酸盐组分发育于陆源碎屑供给的间歇期;δEu正异常和较高的包裹体均一温度揭示它受到热液改造作用。研究区混积岩是以酸性火山岩为母岩的扇三角洲在陆源碎屑供给间歇期、于水体咸化浓缩蒸发环境下形成的,并且后期受到深部热液改造作用。

渤海秦南凹陷沙三段烃源岩有机碳含量定量预测

研究渤海海域秦南凹陷古近系沙三段烃源岩品质特征。以岩心地球化学分析、测井曲线及地震资料为基础,定量预测秦南凹陷沙三段烃源岩有机碳含量在三维空间内的分布规律。首先,基于实测有机碳含量与测井参数的响应关系,应用Δlg R法建立有机碳含量测井预测模型;其次,基于三维地震数据,通过工作站软件获得测井预测有机碳含量曲线与井旁道地震属性的计算关系模型,进而通过地震属性计算获得有机碳含量三维数据体。结果表明,秦南凹陷沙三段烃源岩有机质丰度整体较高,其有机碳质量分数普遍高于2%,其中秦南凹陷东南洼烃源岩有机碳含量最高,其次为东洼和西洼。经与实钻结果对比,沙三段烃源岩有机碳含量预测误差在20%左右,厚度预测误差在10%左右。

秦南凹陷秦皇岛29-2高含CO_2气藏天然气成因与成藏过程

秦皇岛29.2高含CO_2气藏是秦南凹陷首个重大油气发现。基于天然气组分、稳定碳同位素、氦同位素等地球化学资料分析了天然气成因,并通过生烃史和流体包裹体特征分析了成藏期次和充注过程。结果表明:CO_2的成因类型为火山幔源型无机成因气,烃类气为来自邻近洼陷沙河街组的油型气;气藏具有晚期快速成藏的特征,CO_2与烃类应为同期充注,新近纪强烈活动的凸起边界断裂是其运移的主要通道,并且流体界面随着连续充注而逐渐降低。今后勘探应重视CO_2分布研究和预测。

秦南凹陷S-北断裂带古近纪构造活动与沉积作用的耦合关系

利用三维地震、录井、测井和岩心分析等资料,运用断层活动速率法,分析了秦南凹陷沙三期至东一期S-北断层的活动特征以及边界断层的活动和演化对沉积速率、沉积相、砂体等的影响。研究表明:边界断层在平面上可分为分S-A和S-B两段;纵向上,沙三期—东一期,断层活动整体呈强—弱—强—弱的特点;各地质时期S-A、S-B断层均表现为"强—弱"的变化特点,且断层的两个倾末端活动较弱;断层活动的强弱变化控制盆地的差异沉降,形成了"洼—隆"相间的古地貌格局,进而控制三角洲进积方向和砂体展布规模。

秦南凹陷陡坡带源—汇输砂体系定量研究

为搞清秦南凹陷陡坡带输砂能力的控制因素,利用钻井及三维地震资料,结合勘探实践,应用源—汇理论,对秦南凹陷北部陡坡带源区输砂体系的类型、成因及输砂能力进行了探讨。研究表明:研究区发育断槽型(单断、双断)、侵蚀沟谷型(溯源侵蚀型、河流下切型)、山间洼地型和盆内转换带型4种输砂体系类型;东侧发育河流下切型和断槽型输砂体系,西侧古近纪早期发育溯源侵蚀沟谷型输砂体系,后期遭受充填,为沉积体系提供可容空间;输砂体系中河流下切型输砂能力最强。受输砂体系的影响,汇区的古近系沉积体系规模东侧大于西侧,东侧汇水充足,储层物性好,是下部勘探有利区。

渤海海域秦南凹陷东南缘断层活动对古近系油气富集的控制

秦南凹陷东南缘陡坡带沙一二段储层中发现了大量油气,但油气富集的控制因素不清,严重制约了该区的进一步勘探和评价。利用钻井、测井、三维地震和分析化验等资料,结合沉积背景,运用断层活动速率法定量分析了秦南凹陷东南缘断层的活动特征,探讨了断层活动性与古近系油气富集的关系。研究表明:研究区古近纪至现今,断层活动呈"弱-最强-弱-强-最弱-弱"的特点。沙三段、东三段和东二段沉积期,断层活动较强,为主要的烃源岩和盖层发育期,断层活动越强的位置,烃源岩厚度越大、成熟度越高;沙一二段、东一段至现今沉积期,断层活动弱,为主要的储层发育期,断层活动弱的位置以及调节带储层较发育。断层活动弱的位置,易形成岩性圈闭;断层活动强的位置,易形成断层-岩性圈闭。古近纪时断层纵向上的强弱演化为油气成藏提供了优质的烃源岩和储、盖层条件。东营组沉积末期,烃源岩成熟并开始运移,断层幕式活动活化了断层带,为油气在纵向和横向上的运移创造了有利的通道条件。明化镇组上段沉积期,油气进入储层并开始成藏,断层活动直接影响着油气的保存和再分配,由于盖层厚度较大且分布广,成藏后断层活动减弱,进而阻止了油气的再分配,使得油气主要在沙一二段储层中富集,形成现今亿吨级大油田。

渤海海域秦南凹陷区油气勘探之我见

秦南凹陷是至今渤海海域(中海油所辖矿区)内十三个凹陷中,油气勘探成效最差的地区。经过综合地质研究和评价这一凹陷区域的勘探现状,发现其特有的属性和地质条件。中、新生界都有烃源岩存在;具有油气运聚成藏的条件。尤其是凹陷南部有希望获得新的油气发现。