The Genetic Mechanism and Model of Deep-Basin Gas Accumulation and Methods for Predicting the Favorable Areas

As a kind of abnormal natural gas formed with special mechanism, the deep-basin gas, accumulated in the lower parts of a basin or syncline and trapped by a tight reservoir, has such characteristics as gas-water inversion, abnormal pressure, continuous distribution and tremendous reserves. Being a geological product of the evolution of petroliferous basins by the end of the middle-late stages, the formation of a deep-basin gas accumulation must meet four conditions, i.e., continuous and sufficient gas supply, tight reservoirs in continuous distribution, good sealing caps and stable structures. The areas, where the expansion force of natural gas is smaller than the sum of the capillary force and the hydrostatic pressure within tight reservoirs, are favorable for forming deep-basin gas pools. The range delineated by the above two forces corresponds to that of the deep-basin gas trap. Within the scope of the deep-basin gas trap, the balance relationship between the amounts of ingoing and overflowing gases determines the gas-bearing area of the deep-basin gas pool. The gas volume in regions with high porosity and high permeability is worth exploring under current technical conditions and it is equivalent to the practical resources (about 10%-20% of the deep-basin gas). Based on studies of deep-basin gas formation conditions, the theory of force balance and the equation of material balance, the favorable areas and gas-containing ranges, as well as possible gas-rich regions are preliminarily predicted in the deep-basin gas pools in the Upper Paleozoic He-8 segment of the Ordos basin.

鄂尔多斯盆地神木–佳县区块深部煤层气地质特征及勘探开发潜力

我国深部(以下均指埋深大于2000 m)煤层气资源丰富,勘探开发潜力巨大。与中浅部相比,深部煤层气在富集成藏规律与开发方式方面均具有显著的差异性,急需针对重点区块开展解剖性分析研究。神木–佳县区块位于鄂尔多斯盆地东北部,目前尚处于深部煤层气勘探的起步阶段,深部煤层气富集特征及开发潜力等尚不明确。基于研究区近期实施的地震资料、300余口井的测井资料和4口取心井的参数资料等,系统分析煤储层基础地质特征,总结煤层气富集主控因素与富集规律,类比剖析研究区深部煤层气勘探开发潜力。研究区深8号煤的镜质体反射率介于0.7%~1.8%,大部分区域煤层演化已处于热解生气高峰,区域上煤层净煤厚度高达7~8 m,煤层发育稳定,构造相对简单、水动力封闭性较强、顶底板封盖条件较好,为煤层气大面积连续成藏提供了优越条件,其中佳县南区的煤层气资源条件最好。与鄂尔多斯盆地东部其他区块深部煤层相比,研究区煤层中游离气占比明显更高(15.21%~46.47%),煤层中吸附气主要受吸附压力封存控制,而游离气受毛管力封闭与浮力重力分异双重控制,两种封存机制共同决定了深部煤层含气量的垂向分带与平面分区,以佳县南部为例总结了吸附气吸附压力主控、游离气毛管压力封闭与重力分异耦合控制的典型深部煤层气富集模式。与临兴区块和大宁–吉县区块类比分析结果表明,神木–佳县区块具有较好的煤层气资源基础、储层改造条件和高产潜力,预示了此区块深部煤层气规模化开发的美好前景。此外,大宁–吉县区块深部属典型的高煤阶煤,而神木–佳县深部为中煤阶煤,因此,该研究认识进一步丰富完善了深部煤层气富集理论,对于全国深部煤层气勘探开发实践有重要指示意义。

准噶尔盆地深层油气勘探地震采集关键技术及效果

准噶尔盆地目前4 500 m以深的深层油气探明率较低,近年来深层油气勘探目标成为该地区勘探发现的战略接替区。为了查清地下深层结构,重新构建和部署了准噶尔盆地二维地震格架线,利用以往采集资料和重新采集的新资料拼接形成了数十条线组成的二维格架网。基于“两宽一高”技术体系,采用一系列采集关键技术,如“高激发密度、高接收密度、高覆盖密度和长排列”的“三高一长”采集技术,解决了准噶尔盆地深层油气勘探地震采集面临的深层目标地震信号“能量低、干扰强、成像差和不成像”等难题。新采集并经后期处理后的资料成像效果显著提高,为建立盆地石炭系-二叠系统一的地层格架、明确石炭系隆凹格局、查清富烃凹陷下组合地层及烃源岩展布特征提供了良好的资料基础,为下一步深层油气勘探工作提供了有效指导。

基于核磁共振动态截止值理论的致密砂砾岩储层渗透率评价方法

准噶尔盆地南缘深层清水河组致密砂砾岩储层为该区的重要勘探领域,渗透率是评价致密砂砾岩储层的关键参数。为提高此类储层渗透率计算精度,基于核磁共振实验,分析致密砂砾岩岩心饱和水及离心核磁共振横向弛豫时间(T_(2))谱,明确致密砂砾岩孔隙中流体的赋存形态及渗流规律,提出常规核磁共振渗透率计算方法的不足,并且提出核磁共振动态截止值的概念。基于核磁共振动态截止值,将储层孔隙空间划分为3类:自由流体孔、毛细管半束缚孔、完全束缚孔;分析了渗透率与不同孔隙类型之间的相关关系:致密砂砾岩储层渗透率与自由流体孔孔隙度、核磁总孔隙度、毛细管半束缚孔的T_(2)几何平均值呈正相关关系,与完全束缚孔流体饱和度呈负相关关系。构建基于不同孔隙类型渗透率模型,计算渗透率与岩心实验渗透率之间的相对误差小于9.0%。该方法提高了致密砂砾岩储层渗透率的计算精度,且在准噶尔盆地南缘深层清水河组致密砂砾岩储层评价中具有广泛的应用前景。

中国中西部含油气盆地超深层油气成藏条件与勘探潜力分析

随着油气工业发展,向深层超深层领域进军已成为常规油气勘探开发的主要趋势。通过对中国中西部含油气盆地超深层油气勘探与研究进展的深入分析,明确深层超深层油气成藏的有利条件,指出中西部叠合盆地的海相碳酸盐岩、碎屑岩、基岩及火山岩3大领域是未来超深层油气勘探重点领域,超深层元古界是值得勘探重视的潜在领域,并指出超深层油气地质理论与关键技术的攻关方向。研究表明:(1)克拉通盆地海相碳酸盐岩发育以多套海相烃源岩、白云岩和断控型缝洞体等规模储集层、3类有利成藏组合,是寻找碳酸盐岩大油气田的重点领域;(2)前陆盆地下组合发育以煤系为主的湖相优质烃源岩、(扇)三角洲砂体为主的规模储集层、大型构造圈闭,是寻找碎屑岩大油气田的重点领域;(3)以花岗岩和变质岩为主的基岩储集层不受埋深限制,源岩-基岩接触型成藏组合最有利,紧邻生烃凹陷及大型走滑断裂带的基岩潜山是深层-超深层基岩油气藏勘探的重点领域;(4)中新元古界受超大陆裂解及全球冰期影响,发育受陆内裂陷控制的优质烃源岩,资源潜力较大,未来勘探地位值得重视。

深层天然裂缝性页岩储层水力压裂光纤监测远场应变分析

四川盆地南部地区(下文简称川南地区)深层(埋深大于4000 m)页岩储层天然裂缝发育,地应力分布复杂,水力压裂过程中套管变形等问题严重制约了页岩气资源的高效开发。为了解决深层页岩储层天然裂缝压裂过程中远场应变监测问题,采用邻井光纤(DAS)应变监测技术对泸州区块A平台2口井拉链式压裂过程进行监测,并结合压裂施工设计和储层特征对监测结果进行分析和讨论。研究结果表明:①300~350 m监测井距和泵送式套内光纤布设方式可以对远场裂缝窜通演化评估提供大量有利数据,但对压裂井主体改造区域提供的相关信息较少;②同一平台不同井压裂时远场应变响应差异可能很大,高风险井的压裂施工参数设计对远场裂缝窜通起到了关键影响作用,低风险井主要表现为跟随作用,裂缝窜通区域一旦形成,极易演变成2口压裂井共同的裂缝窜通区;③远场应变响应区域与当前压裂段相对位置可能相差200~300 m,同井不同段间的应变沟通会提前形成,与当前压裂段可能相差400~500 m;④深层页岩储层天然裂缝压裂形成的远场裂缝形态具有全新特征,包括普遍性的倾斜裂缝和挠曲段地层附近的水平层理缝2类情况。结论认为,低频DAS应变监测技术提供了深层页岩储层天然裂缝压裂过程中远场应变演化分析的新方法,可与地质工程一体化压裂设计方案、套变机理与防控研究等工作结合,助力该区深层页岩气的规模效益开发。

塔里木盆地深层地下卤水全效开发利用新路径

随着油气开采向深层、超深层进发,伴生地下卤水的合理处理成为油气田安全高效绿色开发必须关注的重要的问题,其对油气田的稳定生产、经济效益和区域环境保护都有着重要的影响。为此,以塔里木盆地中国天然气主产区之一的KS气田为例,在分析深层地下卤水处理面临挑战的基础上,提出了“一水分治、深度处理、分治回用”的深层油气田地下卤水电解全效利用新路径,并对其效益进行了系统分析。研究结果表明:①KS气田地下卤水体量大、矿化度较高,具有进一步全效开发利用的价值,气田所处区域太阳能资源丰富但目前尚未被全效利用,基于地下卤水电解全效利用新思路,可实现“废水”“废电”的联合应用;②分离所得的淡水一部分可应用于生态农业、碳汇林业和荒漠化回灌,另一部分可用于回注处理,具有良好的环保效益;③分离所得的淡水和浓缩液,可进一步进行电解水制氢和浓缩液电解获取有价金属,可实现可观的经济效益。结论认为,地下卤水电解全效开发利用在KS气田成功应用后,可推广复制到具有类似条件的其他油气田,为实现资源绿色循环利用、促进降本增效和低碳排放提供了新的思路和办法,有助于油气田的科学效益全面开发。

渤海湾盆地天然气勘探新进展、未来方向与挑战

渤海湾盆地石油和天然气资源丰富,总体呈现“油多气少”的特征,随着国家“双碳”目标提出,天然气作为低碳清洁的过渡能源,其勘探开发愈发重要和紧迫。为了进一步明确渤海湾盆地天然气资源潜力与未来勘探方向,基于区域构造演化和烃源岩发育特征,明确了渤海湾盆地天然气资源分布,创新形成了地质理论和勘探技术,综合分析与类比指出了天然气勘探有利领域及面临的挑战。研究结果表明:①渤海湾盆地发育上古生界石炭系—二叠系煤系和新生界古近系始新统湖相2套主力气源岩,基于烃源岩生排烃模拟分析,测算渤海湾盆地天然气总资源量约为6.60×10^(12)m^(3),其中渤海海域为2.92×10^(12)m^(3),占近“半壁江山”;②近年通过对渤海海域深层天然气成藏地质理论研究和勘探技术攻关,取得了重要创新认识,包括新生界始新统湖相烃源岩晚期爆发式生烃、潜山规模性成储机制、潜山压扭性断层封堵、潜山多通道输导、宽方位地震成像和裂缝预测技术等;③在新地质认识基础上,通过类比分析,指出发育1套或2套主力气源岩的深大凹陷是未来天然气勘探有利区域,主要包括渤中、辽中、辽河西部等共计10个凹陷;④从层系上看,古潜山、古近系“双古”领域是天然气勘探的主力层系,古近系主要勘探目标为沙河街组混积岩及东营组湖底扇等。结论认为,研究成果明确了渤海湾盆地未来天然气勘探的有利区带、有利层系及面临的挑战,为渤海湾盆地未来天然气规模增储上产坚定了信心,并指明了方向。

四川盆地超深井钻井关键技术及发展方向

四川盆地海相碳酸盐岩油气资源丰富,但构造地层条件复杂,井筒环境苛刻。近年来,盆地深井超深井钻井关键技术的形成,支撑了油气的增储上产,为特深层油气资源勘探开发奠定了技术基础。特深层油气资源的开发需持续开展地质工程一体化设计技术攻关,通过精细刻画复杂地质体建立三维地质力学模型,指导井身结构和井眼轨道设计,同时开展基于膨胀管、随钻扩眼技术的井身结构拓展研究,并通过岩石可钻性剖面指导钻头及提速工具设计。针对深井超深井井口溢流异常监测识别滞后及钻柱振动剧烈的问题,持续研发基于大数据分析的复杂防控技术。深入开展适用于超高温超高压环境的工具、钻井液研发,研发攻关110钢级及以上膨胀管管材、抗220℃的高密度水基钻井液、抗260℃的油基钻井液体系、抗温240℃以上的水泥浆体系、高性能固井材料以及抗高温堵漏材料。同时,应紧密结合物联网、新型通信、大数据等智能技术,实现钻井全过程运算分析及管理。

新疆准噶尔盆地白家海凸起深部煤层气勘探开发进展及启示

白家海凸起侏罗系煤是国内深部煤层气直井产量很早取得突破的地方,为准噶尔盆地的重要靶区。煤储层为特低灰、低水分、中高挥发性煤,孔渗系统较好。具有“古生新储”和“自生自储”两种成藏模式,煤层含气量高、游离气占比高、含气饱和度高,为优质煤层气储层。历经多年的勘探开发证明:多数直井试采无需排水降压即可快速见气(2~5 d),排采初期日产气量较高(2100~9890 m^(3)),日产水量少甚至不产水(<5 m^(3)),可自喷生产,返排率低,长期试采压力均衡下降,且具有一定的稳产期(25~60 d);煤层射孔层厚度、压裂液体系、压裂加砂比均可影响煤层气试气效果,其中冻胶、胍胶体系优于活性水-清洁压裂液体系。最新施工的彩探1H水平井试采表现出压裂开井后即高产,试采最高日产气量5.7万m^(3),日产水量少(0.5~3.0 m^(3)),表现出常规天然气特征,随后衰减稳定,表现为吸附气与游离气共同产出;与直井对比,水平井产量高、稳产时间长、压降速率小。基于研究区储层特征和含气性特征,及勘探开发历程,得到3方面启示。一是深部多类型气藏富集规律再认识:需重视油气运聚圈闭的成藏演化研究,重视深部位气水空间分配和富集规律的研究。二是深部中低阶煤储层可压性评价:针对凸起高部位孔渗系统好的中低煤阶储层,需形成适合的压裂工艺体系。三是深部多类型气藏开发方式优化:针对游离气占比高的气藏,实现游离气-吸附气的接续产出,保持降压面积稳定扩展,排采控制尤为关键。

四川盆地南部地区五峰组—龙马溪组深层页岩气富集控制因素新认识

近年来,随着四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气勘探开发迈向深层(埋深介于3500~4500 m),在四川盆地南部(下文简称川南)地区的泸州、长宁和渝西等区块深层页岩气不断取得了重要突破,展现了深层页岩气良好的开发前景。为了准确认识川南地区深层页岩在局部地区出现的低电阻率、高含水饱和度、测试微气现象,分别从页岩有机质成熟演化、页岩气源内运移特征和区域多期断裂活动影响等3个方面系统地分析了页岩气富集控制因素。研究结果表明:①高—过成熟度有机质石墨化造成了页岩电阻率和含气量明显降低,在有机质成熟度(Ro)大于3.6%以后,有机质生气能力衰竭,颗粒孔隙度明显降低,含水饱和度明显升高;②页岩气存在“源内侧向运移”特征,含气性与现今构造区带构造位置相对高低相关,表现为相对海拔高部位含气饱和度高,相对海拔低部位含气饱和度低;③Ⅰ级断裂对天然气的散失有显著的控制作用,建议距离Ⅰ级断裂1.5 km范围内勿部署实施井位,Ⅱ级断裂对含气性影响范围有限,距离Ⅱ级断层700 m以外时对页岩气体积压裂的影响较小。结论认为,充分考虑页岩有机质热演化程度、构造位置相对高低关系以及断裂发育特征等因素对深层页岩气富集的影响,有利于完善深层页岩气评价标准,对认识深层页岩气资源潜力以及优选有利区,具有重要现实意义,并可为推动实现深层页岩气规模增储和效益开发提供理论支撑。

新疆准噶尔盆地白家海凸起深部煤层气孔渗系统特征

【目的】新疆深部煤层气资源丰富,其中准噶尔盆地白家海凸起侏罗系煤层是深部煤层气勘探开发的有利目标区。深部煤层气孔渗系统直接决定了深部煤层气的可采性。【方法】以新疆油田2023年最新施工的彩煤2-004H评价井为基础,基于扫描电镜观察,压汞–低温液氮–二氧化碳吸附、低场核磁共振、CT扫描,变温压孔渗实验,结合数学建模,深入研究了本区侏罗系西山窑组煤的孔渗系统。【结果和结论】结果表明:(1)研究区深部煤储层孔隙类型以植物组织孔和气孔为主,孔裂隙发育,形态多为板状和狭缝状,孔裂隙连通性好,多为开放型孔。(2)全孔径表征结果显示,超微孔最为发育,其次为中孔和过渡孔,各类型孔隙发育较为均匀,总孔比表面积和总孔容较大,接近于贫煤和无烟煤,暗示了其吸附性和储集能力较强,其主要地质原因在于其煤层为特低灰分(平均灰分在5%左右)煤、煤岩显微组分中主要为丝质体和结构腐殖体,且处于构造高部位的煤储层断裂发育。(3)考虑温度和有效应力对孔隙率和渗透率的影响,建立了研究区孔隙率和渗透率与埋深的关系式。与鄂尔多斯盆地大宁-吉县区块深部煤相比,不论是常规孔渗结果,还是模拟原位储层条件下的孔渗系统,白家海凸起深部煤储层孔隙率和渗透率均较大,原位储层条件下孔隙率介于8.60%~10.21%,渗透率介于(0.04~0.21)×10^(-3)μm^(2)。即本区深部煤储层孔渗系统,不仅储气能力较强,同时其导流能力也较好。

南非奥特尼夸盆地构造沉积演化与油气成藏

南非奥特尼夸盆地油气勘探程度非常低,2019年与2020年连续的天然气大发现吸引了国内外油气公司广泛关注。基于IHS数据库、新项目评价及文献等资料,综合分析表明:奥特尼夸盆地经历了二叠纪以来的前裂谷、同裂谷、过渡期和裂谷后4个演化阶段;主要沉积了裂谷期陆相碎屑岩及过渡期–裂谷后的海相碎屑岩。盆地主力烃源岩为豪特里维阶和巴雷姆–阿普特阶海相页岩;发育了同裂谷期凡兰吟阶顶部浅海相砂岩和漂移早期阿尔比阶海相深水碎屑岩两套重要的储集层,储盖组合条件优越;共形成了巴雷姆–阿尔比阶砂岩、凡兰吟−豪特里维阶砂岩、上侏罗统−下白垩统砂岩和基底4套成藏组合。油气分布呈“西多东少”格局,目前应以Bredasdorp次盆大陆边缘深水区白垩系透镜状浊积砂岩为勘探重点。

四川盆地超深层钻完井技术进展及其对万米特深井的启示

四川盆地超深层海相碳酸盐岩油气资源丰富,是寻找特大型油气田、开拓油气增储上产新领域的重要方向,但超深层钻完井面临地层条件更加复杂、井筒环境更加极端等工程技术挑战。为进一步指导万米特深井的安全高效钻探,通过梳理超深层钻完井技术难点,系统总结了四川盆地超深层钻完井关键技术,并提出了下步钻完井技术的发展建议。研究结果表明:①形成的超深复杂地层三压力预测监测技术精确预测了复杂地层压力系统及地应力场分布,准确刻画断层、裂缝、溶洞等展布规律,结合非常用井身结构拓展技术,提高了井身结构设计应对复杂地层钻探的能力;②形成的钻—测—固—完全过程精细控压技术,解决了超深井、特殊复杂井钻井液安全密度窗口窄导致“溢漏共存”、固井质量低等难题;③研发的高效钻头与大扭矩螺杆、扭力冲击器等抗高温提速工具,解决了深部难钻地层钻井钻头易磨损、破岩效率低的工程难题;④研发的抗高温钻井液体系提升应对高温深井的钻井液技术保障能力,升级第二代韧性水泥,解决了工作液抗高温能力不足等难题,保障超深井建井质量。结论认为,超深层钻完井技术的发展与进步,使得深井钻深能力突破9000 m已经成为现实,形成的关键技术有力地支撑了四川盆地超深层油气资源的高效勘探开发,对于万米特深层科学钻探和油气增储上产新领域拓展具有重要技术支撑作用。

鄂尔多斯盆地南部旬-宜探区深部煤层气成藏条件与勘探潜力

在充分调研国内深部煤层气勘探研究成果的基础上,依据鄂尔多斯盆地南部旬-宜探区钻井、地震和煤心实验分析资料,分析深部石炭系太原组煤层分布、煤岩煤质、储层条件、保存条件及含气性等关键成藏要素,系统评价了旬-宜探区太原组煤层气成藏条件与勘探潜力。结果表明,旬-宜探区太原组煤层厚度大、横向分布稳定、煤阶高、灰分中等、含气性较好,具备良好的煤层气成藏条件;太原组煤层气资源量1754×10^(8) m^(3),具备良好的勘探潜力;旬-宜探区中东部煤层发育、含气量高、断裂不发育、煤层埋深相对较浅,为煤层气勘探有利区带;在有利区优选基础上,开展了煤层气老井复查,优选了PZ2井实施太原组煤层压裂试气,压后取得了较好效果,对该区下一步煤层气勘探具有参考意义。

塔里木盆地海相原油热裂解的阶段性特征及其意义

塔里木盆地台盆区深层油气勘探不断取得突破,原油热稳定性及其裂解特征已成为制约塔里木盆地深层下一步油气勘探与评价的瓶颈之一。本研究选择塔河地区未遭受明显次生改造原油,采用黄金管封闭体系热压模拟实验,在恒压、程序升温条件下,系统分析不同热演化阶段原油热裂解产物与残余物的分子组成。结果表明,随着热演化程度的增加,伴随着原油热裂解程度增加引起的化合物裂解、环化、芳构化作用,气体和液态烃产率呈现显著的阶段性变化,并显示不同的分子地球化学特征,据此分为3个阶段:①初始裂解期(Easy Ro<1.2%),与原始油样比较,残留产物全烃色谱特征未发生显著变化;②主裂解期(1.2%<Easy Ro<3.8%),又以Easy Ro=2.0%为界分为快速裂解阶段和缓慢裂解阶段,残留产物中正构烷烃含量逐渐降低,同时伴随低环数芳烃化合物含量的逐渐增加,而稠环芳烃含量的逐渐增加则与低环数芳烃含量逐渐减少相对应;③裂解末期(3.8%<Easy Ro<4.5%),以高含量稠环芳烃的富集为标志,其中残留物全烃色谱上以四环芳烃占绝对优势。研究结果对有效描述原油的热演化过程、明确原油不同热裂解阶段油气产物的组成和产率特征以及深层原油热稳定性评价具有重要指导意义。

珠江口盆地开平南大型深水深层油田发现与认识创新

开平凹陷是珠江口盆地地质条件最复杂的凹陷之一,也是重要的深水油气勘探区,由于洼陷结构、烃源分布及成藏规律认识不清,长期制约勘探进程。基于三维地震资料精细解释,开展成盆机制、烃源发育、源汇体系及成藏主控因素等研究,近期在开平南获得了大型轻质油田勘探发现。为进一步指导勘探,分析了开平凹陷油气成藏条件,总结了油气成藏模式。结果表明:(1)开平凹陷是南海北部强伸展陆缘背景下发育的“拆离-核杂岩”型凹陷,裂陷期经历“断陷—拆离—断拗”3幕演化过程;(2)开平凹陷发育文昌组优质湖相烃源岩,分布范围广、生烃潜力大,总体处于成熟至高成熟阶段;(3)开平凹陷油气运移受“源-断-脊”耦合控制,开平凹陷南部3大鼻状构造带是油气有利汇聚区,总体具有“近源强势充注-断脊差异运聚-晚期快速成藏”的模式。开平南古近系大型轻质油田的发现实现了开平凹陷勘探重大突破,开辟了珠江口盆地深水区油气勘探的新区、新领域,同时为“拆离-核杂岩”型含油气盆地的勘探提供了借鉴。

宝坻-苗庄凸起新生断裂脆韧性转换深度研究

现今地震是最新构造活动的最直接表现,是认识大陆内部非刚性变形特征的最有力工具。尤其是对晚更新世以来开始活动的新生断裂来说,由于发育成熟度低,几何构造上贯通性差且不同区段走向/不同深度倾向差异明显,地震能够揭示其三维空间的变化,尤其是脆韧性转换深度特征,促进对新生活动断裂孕育、发震过程的认识。渤海湾盆地新生走滑活动断裂曾多次发生强震,如唐山M_(S)7.8、三次宁河M_(S)≥6.2地震,这些地震揭示的地壳脆-韧性转换深度对认识该地区地震发震机理和活动性具有重要的现实意义。本文以渤海湾盆地内宝坻-苗庄凸起新生断裂为目标断裂,以发生于宝坻凸起的2012年宝坻M_(S)4.0、M_(S)3.5地震以及发生于苗庄凸起的1976年宁河M_(S)6.2、M_(S)6.9、1977年宁河M_(S)6.2地震为研究对象,基于首都圈数字地震台网的波形资料,采用CAP方法研究宝坻M_(S)4.0、M_(S)3.5地震震源机制解和震源深度,利用近震转换波Sp精确确定震源深度,采用双差方法定位两个地震序列的震源位置,并结合其他资料探讨该地区地震的发震机理以及新生断裂脆韧性转换深度。结果显示:(1)宝坻M_(S)4.0、M_(S)3.5地震震源性质与宝坻-苗庄凸起出露地表的已知断裂不尽相符,结合宁河三次MS≥6.2地震震源参数的有关研究成果,推测它们均发震于宝坻-宁河深大断裂;(2)结合震源区电性结构以及流变结构等模型,宝坻-苗庄凸起这五次显著地震揭示出宝坻-宁河深大断裂的脆韧性转换深度为15km左右;(3)结合渤海湾盆地动力演化过程以及深部地球物理探测等相关资料,推测该地区地震活动主要是宝坻-宁河深大断裂与深部流体作用的结果。

珠江口盆地白云凹陷古近系深层高变温背景下储层成岩作用与低渗致密化机制

珠江口盆地白云凹陷油气勘探逐渐从中-浅层韩江组-珠江组的常规储层转向深层-超深层珠海组-恩平组的低渗致密储层,特殊的高变地温地质背景使得储层成岩作用以及致密化机制与常规储层差别较大。综合运用铸体薄片鉴定、扫描电镜观察、物性测试、成岩过程重建和物性恢复等技术,系统分析了白云凹陷西北部低隆起-中部洼陷带古近系珠海组下段-恩平组砂岩储层的成岩过程及差异,结合构造演化背景、地层埋藏史和现今物性数据,研究了影响储层物性关系的主要因素以及储层致密化过程与机理。结果表明:珠海组下段-恩平组储层经历了较强的压实作用、2期碳酸盐胶结、3期硅质胶结和3期长石溶解作用。储层成岩作用过程中,地温梯度变化导致压实速率不同,经历不同开放-封闭体系的水-岩反应过程是不同区带物性差异的主要原因。压实作用是导致储层致密的主要因素,硅质胶结和碳酸盐胶结进一步增强了储层致密程度,溶解作用改善了储层物性。从低隆起到洼陷带,伴随地温梯度升高和埋藏深度增加,低隆起储层成岩阶段为中成岩A2期,斜坡带为中成岩B期,洼陷带为晚成岩期,成岩强度不断增加;成岩作用的差异使得储层物性演化显著不同。洼陷带储层在晚期烃类充注前已致密化,斜坡带储层在晚期烃类充注阶段逐渐致密,而低隆起区储层目前仍为低渗储层。斜坡带整体埋深小于5 km,且上覆地层具备良好封盖能力,是下部勘探的重点。

四川盆地上二叠统龙潭组深-超深部煤层气资源开发潜力

准噶尔盆地彩南地区、鄂尔多斯盆地东缘大宁-吉县和延川南区块1000~2500 m埋深煤层气井实现高产气流突破,昭示了深部煤层气开发的巨大潜能。四川盆地上二叠统龙潭组薄-中厚煤层群(7~15层)主体埋深2000~4500 m,川中一带北倾单斜,局部发育低幅隆起,煤层含气量、含气饱和度、储层压力等开发关键参数均优于浅部,具备支持“增储上产”国家天然气发展战略的强大潜力。研究表明:(1)龙潭组煤系煤-泥岩互层频繁,煤层多,累计资源量大,19号煤层侧向发育稳定(平均3.2 m;>4 m有利面积700 km^(2));(2)煤的热演化程度高(2.53%~3.18%),生烃能力强,煤系气测全烃显示良好,2500 m埋深处实测含气量16.64~17.61 m^(3)/t,含气饱和度达138%~151%,游离气含量4.84~5.60 m^(3)/t;(3)川南800 m以深实测储层压力系数>1.1,川中一带预测储层压力系数>1.8,为潜在的异常超高压储层。立足四川盆地煤层深-超深部、超压、超饱和等资源禀赋特征,借鉴鄂尔多斯盆地东缘大宁一带深部煤层气成功经验,以19号煤层为风险勘探目标,落实资源潜力和气藏特征,探索构建深-超深部薄煤层立体勘探开发技术体系,对煤层气规模化建产意义重大。