琼东南盆地天然气水合物成矿远景

琼东南盆地最新的水合物调查研究发现了大量疑似BSR(bottom simulating reflector)特征的地震反射界面,但BSR特征并不典型。为了解决在BSR特征不甚明显的地区进行天然气水合物识别和成矿远景研究的问题,本文首先通过对调查所取得的第一手资料的综合分析,指出了琼东南盆地海域天然气水合物地球物理标识——BSR识别的局限性;然后从天然气水合物成藏所必须具备的气源、运移通道、有利沉积条件等几个方面出发,探讨了琼东南盆地天然气水合物成藏必须具备的气源、气体运通道和储层等特征,对琼东南盆地天然气水合物地球物理识别标志——BSR判识提供了良好佐证。综合分析认为:琼东南盆地海域的中央坳陷带内发育了大量气烟囱的位置及其附近海底浅层应是天然气水合物发育的重点目标区。

南海琼东南盆地气态烃地球化学特征及天然气水合物资源远景预测

天然气水合物研究覆盖了地球物理学、地球化学和地质学等多门学科,其中勘查地球化学方法可以从海底介质中直接获得与天然气水合物有关的地球化学信息,圈定水合物异常区域。近些年来大量的研究工作和陆续发现的地球物理和地球化学证据显示,南海北部海域是我国勘查天然气水合物最有潜力的区域之一。依据广州海洋地质调查局2005年第4航次获得的南海琼东南盆地沉积物酸解烃测试结果和高异常段位同位素分析数据,探讨了琼东南盆地气态烃地球化学分布特征和异常成因。结合西沙海槽已有的勘探资料和水合物成藏地质条件,分析南海北部西沙海槽—琼东南地区与天然气水合物有关的地球化学异常特征,并对水合物成藏远景进行了预测。研究成果为南海北部天然气水合物勘探提供地球化学证据。

南海北部大陆架琼东南盆地西南部新近纪沟鞭藻类

首次报道的低纬度晚第三纪(新近纪)丰富多样的海相沟鞭藻类,产自南海北部大陆架琼东南盆地西南部的两钻孔(主要是Ya2112井,少量为Ya2111井),经鉴定达40余种。文中仅对其中的31种4亚种进行了照相和对15种2亚种和1新种(Impletosphaeridiumcapillaresp.nov.)在我国进行了首次描述;在新近系建立2个沟鞭藻组合:即Hystrichosphaeropsisobscura组合(下部)和ReticulatosphaeraactinocoronataPolysphaeridiumzoharyi组合(上部),并讨论了它们的组合特征及其地质时代,认为其下部的组合时代为中新世,上部的组合时代为上新世。

琼东南盆地陵水凹陷天然气成因类型及来源

陵水13-2、陵水17-2大气田的发现使得陵水凹陷成为琼东南盆地天然气勘探的热点地区。综合利用天然气及烃源岩地球化学分析资料并结合地质条件,分析了陵水凹陷天然气组分特征、成因类型及来源,结果表明:该凹陷天然气干燥系数较低,其中凹陷北坡为反映凝析气藏组分特征的湿气,南坡为反映富含凝析油气藏特征的偏干湿气;该凹陷天然气中乙烷等重烃碳同位素值较重,轻烃C7富含甲基环己烷,反映天然气为典型煤型气;该凹陷北坡天然气成熟度低于南坡,天然气碳同位素指纹特征以及凝析油低含蜡量、高含陆源输入的奥利烷和双杜松烷等生物标志物特征均与崖城13-1气田类似,指示天然气主要来自该凹陷渐新统海陆过渡相煤系及浅海相泥质烃源岩,其中凹陷北坡天然气混有中新统低成熟浅海相泥质烃源岩的贡献。

琼东南盆地油气输导体系类型及运聚成藏模式

根据钻探揭示结果,分析总结了琼东南盆地油气输导体系类型及运聚成藏模式。输导体系包括不整合面输导体系、断裂型输导体系和砂岩输导体系等3种类型;成藏模式主要为侧向运聚成藏模式和沿断裂带垂向运聚模式。

基于油气能量计量的多个气田产品分配方法——以崖城13-1和崖城13-4气田为例

随着我国天然气工业的快速发展,特别是与外资公司等合作开发海内外气田的增多以及不同进口气源的接入,迫切需要科学合理地对油气产品进行计量、分配的标准方法,而目前国内还没有可供参照的计量、分配模式。为此,以崖城13-4气田接入崖城13-1气田生产和集输系统联合开发为例,以油气能量计量为基础,结合两个气田不同关键计量节点的实际情况,提出了各方接受的合理、适用的油气计量方案,并建立了用户指定量与各气田能量库存账户相关联的能量管理和油气产品分配方法。该方法综合考虑了两个气田油气品质的差异,产能和合同供气量的差异以及设施集输能力的合理分配等因素。实际应用结果表明,该计量分配方法是适用的,达到了相关协议规定的指标和精度,为分属不同权益方的多个油气田相互依托处理与输送设施资源进行开发和产品分成提供了借鉴。

琼东南盆地黄流组中央峡谷水道储层特征及主控因素

琼东南盆地中央峡谷水道气田是我国海域自营勘探发现的第一个深水大气田,是南海西部油气田上产的重要支撑。为合理制定气田开发方案,基于岩心微观分析测试资料与工程测试数据,针对琼东南盆地乐东—陵水凹陷黄流组中央峡谷水道开展储层岩石学、物性、孔隙结构特征研究,划分储层类别并探究储层特征差异性的控制因素。结果表明:①峡谷水道储层以粉砂岩、细砂岩为主,储集空间以粒间孔为主,其次为粒间溶孔、粒内溶孔,喉道介于中—微喉。②综合储层物性、流动性、产能(米无阻流量)、岩性及孔隙结构特征,可将峡谷水道储层划分为好、中等、差以及致密等4类。研究区峡谷水道自西向东储层品质逐渐变好:好储层分布于东部陵水X区、陵水ZX区,中等储层分布于陵水Z区,差储层分布于西部崖城A区、崖城B区,致密储层在以上区域均有少量分布。③峡谷水道的水动力条件是制约储层品质的基础因素,压实作用和碳酸盐胶结会缩小和堵塞孔喉,异常超压可延缓压实进程、保留粒间孔,这些因素共同决定了峡谷水道在不同区块的孔隙结构、储集物性差异明显。研究成果可为中央峡谷水道气田群下一步的油气勘探目标优选以及后续开发方案的优化提供依据。