油气资源评价方法关键参数研究和资源分布特征——以中国石化探区“十三五”资源评价为例

在油气资源评价方法研究与优选的基础上,建立了针对中国石化探区“常规—非常规”以及“地质—经济—生态”2个一体化的“十三五”油气资源评价方法流程和技术体系。研究了油气资源评价关键参数,包括基于TSM盆地模拟技术构建了适用于我国不同类型盆地/地区烃源岩完整的生—排—滞留烃演化模式、产率模型;建立了基于典型刻度区解剖的资源评价关键参数获取方法和评价指标。通过对近50个盆地/地区全部含油气层系(震旦系—第四系)的系统评价,落实了中国石化矿权区常规油气、致密油气、页岩油气以及煤层气等7种不同类型油气的地质资源,明确了其油气资源的经济可采性和生态环境影响程度。通过资源分布特征研究,进一步明确了下一步勘探领域和方向,指出深层—超深层是常规油气的主攻方向,非常规尤其是页岩油气是未来我国油气增储上产的重要领域,海域探区也具备广阔的勘探前景。同时,资源评价结果为油公司“十四五”规划和勘探部署提供了重要依据。

准噶尔盆地油气资源潜力与中国石化常规—非常规油气一体化勘探策略

准噶尔盆地油气资源丰富,勘探潜力巨大,是我国油气增储上产的主战场之一。近年来中国石油在准噶尔盆地勘探不断取得重大突破,揭示了常规、非常规油气有序共生的分布格局。为进一步吸收邻区油气成果勘探开发经验和地质理论新认识,制定中国石化在准噶尔盆地的油气勘探策略,文章系统分析了准噶尔盆地油气资源潜力及分布特征,指出了目前资源评价中存在的对天然气和非常规油气资源不够重视的问题;通过梳理近年来盆地在多领域、多层系、多类型的重大油气勘探突破,结合中国石化矿权区油气地质条件和勘探实际,提出中国石化下一步在准噶尔盆地的重点突破方向及勘探策略。研究表明,准噶尔盆地目前已进入中下组合勘探为主的新时期,勘探思路也必须随之调整,必须坚持由早期的源外勘探转为源内及近(进)源勘探,由早期的常规油气勘探为主,转为常规—非常规油气并重;并就下一步如何尽快实现中国石化在准噶尔盆地的大突破、大发现和增储上产目标,提出进一步摸清资源家底、组建常规—非常规一体化攻关团队、加强地质—工程一体化联合攻关和加大风险勘探力度等4个方面的勘探策略。

万米钻探工程的石油地质理论依据与勘探方向

油气资源是关系着我国经济发展的重要战略资源。我国陆上主力油田经过50余年开采,油田含水率已超90%。我国石油和天然气对外依存度已分别由2013年的58.9%和29.2%提高到2022年的71.2%和40.2%,已进入石油安全警戒线,影响国家安全。为了寻找更多接替储量,油气勘探向“更深、更复杂”超深层的万米勘探新领域推进,近期国内油公司相继实施了“深海一号”、“深地一号”油气勘探计划,探索实践了智能导钻新技术,推动了万米勘探计划的实施,9 000 m以深的井也发现了油气藏。通过近期的勘探实践,从超深层成烃、成储与成藏机理等方面,论证了万米钻探的石油地质理论依据,指出超深层具有多途径生烃,已经突破120~160℃的生烃门限;“三元控储”理论指出,大于4 500 m的深层、超深层仍发育有效的储集体;多期成藏与保持是超深层规模油气藏发育的有利条件。四川盆地海相深层资源总量约为15.22×10^(12) m~3,其绵长裂陷槽周缘震旦系、川中古隆起周缘龙王庙组、城口海槽南侧米仓山—大巴山地区龙王庙组、川西上古生界深层等具有千亿立方米的资源规模。塔里木海相深层总资源量约为152.62×10~8 t油当量,其中塔北隆起、塔中隆起、麦盖提斜坡的中下奥陶统岩溶以及满加尔西缘中下寒武统台缘带、阿瓦提—顺托果勒中下寒武统台内滩等是具有亿吨级规模的勘探领域。鄂尔多斯盆地西南缘的中新元古界近期也有重要的油气发现。准噶尔盆地准中深洼带、塔里木盆地库车坳陷深层等碎屑岩领域也是万米勘探的重要领域。

中国石化准噶尔盆地油气勘探成果回顾

中国石化西部新区2002年在准噶尔盆地庄1井实现油气发现以来,先后发现6个油气田,三级储量7.41×10^(8)t,目前年产原油140×10^(4)t,取得了较大的油气勘探成果。回顾中国石化西部新区成立以来准噶尔盆地中国石化矿权变更、勘探历程和重要油气发现过程,简述准噶尔盆地现实的和潜在的油气勘探领域及方向。

中西部大盆地重点勘探领域战略选区研究

国家油气矿业权体制改革与新政导致矿权空白区日益扩大,为了挖掘、提升空白区油气战略价值,促进油气资源的发现与充分利用,保障国家能源安全,通过分析我国油气资源结构与分布特点,聚焦陆上主要矿权空白区,立足油气地质条件与关键成藏要素的研究,按照逐级分类的流程,开展了战略选区与重点勘探领域的优选。塔里木盆地南北台盆深凹区天然气、准噶尔盆地东北石炭系天然气与侏罗系煤层气、鄂尔多斯盆地东、北缘上古生界致密气与煤层气、中上扬子盆外平缓构造区海相页岩气是未来战略选区的重点方向。结合各领域油气地质特点与关键问题,提出了深化研究、技术攻关方向及选区评价工作建议。

中国含油气盆地不同构造样式及其油气地质意义

多类型构造样式的控油气作用是油气勘探面临的重要科学问题。基于前人研究认识成果、勘探经验的总结,对中国含油气盆地内不同构造样式的演化及成因模式进行了系统梳理,解析了不同构造样式对油气成藏的控制作用。研究认为:①中国含油气盆地主要发育伸展构造、收缩构造、走滑构造和叠加构造4种构造样式。伸展构造主要控制盆地建造过程,收缩构造、走滑构造主要控制盆地改造过程。②不同构造类型的控油气作用差异明显,伸展构造主要控制盆地烃源岩、有利储集体和盖层等油气聚集成藏要素的发育,收缩构造、走滑构造和叠加构造主要控制油气运移与圈闭条件的演化。③在构造与其他要素复合作用下,断裂自身也可以作为一类储集体,成为油气聚集的空间,这一类断裂油气藏是当前油气勘探的新领域。

广东惠州黄沙洞地区地热资源地球化学勘探方法研究

地热地球化学探查技术是地热探测技术的一种,其勘探方法包括各种土壤化学元素(Hg、As等)测量法、气体(Rn、H_(2)、CH_(4)等)测量法、地温测量法等。利用热释汞、地温、氢(H_(2))、氡(Rn)等方法和指标对广东惠州黄沙洞地区进行地热资源勘探,结果表明:研究区内热释汞、地温等指标的高值点具有很好叠合性,呈北西、北东向近似交叉“十”字型展布特征,它们与区域内北东向潼湖大断裂带(地热通道)中北北西向隐伏花岗闪长岩岩株(地热源)分布走势相一致,它们有效地指示了地热水沿断裂通道(断裂破碎带、大的裂缝及裂隙)向上迁移泄漏特征,地热水(地热载体)沿北东向主断裂带及大的北西向裂缝、裂隙泄漏是上述指标高值异常成因。lgH_(2)指标局部高值呈北西向分布于中部,它与热释汞、地温在此处有高度重叠;lgRn指标值与地热源(岩浆岩体是Rn物质源)、垂向渗漏方式、地热水携带迁移散失作用等因素相关,lgRn指标与lgH_(2)指标相关分析值为负值。热释汞、地温、Rn、H_(2)等地化指标为黄沙洞地区地热资源勘探提供了良好的地球化学应用依据。

准噶尔盆地玛湖凹陷风城组泥页岩生物标志化合物特征与赋存状态研究

准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系风城组泥页岩不同层段生物标志化合物特征与赋存状态特征认识较为薄弱,通过采用岩石热解、气相色谱—质谱、荧光薄片和氩离子抛光电镜等实验技术,厘清不同层段烃源岩物质基础、生物标志化合物分布特征及意义、不同赋存状态页岩油,对玛湖凹陷下一步勘探部署具有重要意义。玛湖凹陷风城组泥页岩主要为中等—好烃源岩,有机质类型为Ⅱ型,处于成熟演化阶段;生物标志化合物组成特征表明具有高丰度的Pr和Ph、β-胡萝卜烷及C_(29)重排甾烷,C_(27)-C_(28)-C_(29)规则甾烷呈反“L”型分布,指示有机质以藻类等低等水生生物贡献为主;较低的Pr/Ph比值以及较高的伽马蜡烷指数,反映出沉积环境主要为咸化的还原环境;C_(31)αβ22S/(22S+22R)、C_(29)M/C_(29)H和C_(29)ββ/(ββ+αα)等藿烷类和甾烷类成熟度参数表明烃源岩处于成熟阶段。另外,风城组二段泥页岩相对于风一段、风三段具有更大的生烃潜力,具备更好的烃源岩物质基础,同时C_(20)/C_(23) TT、C_(21)/C_(23)TT、Ga/C_(30)H等生物标志化合物相关参数指示风二段藻类等贡献较多,更偏还原和咸化的环境;结合风二段以游离赋存状态为主,认为烃类赋存于粒间孔和粒内孔中。风二段有利于页岩油富集与保存,展现出更好的页岩油勘探开发前景。

西湖凹陷木广迎地区断陷层地质结构与油气勘探意义

西湖凹陷是东海陆架盆地内规模最大的富油气凹陷,保俶斜坡带是凹陷内油气勘探的主要地区。近期勘探实践表明,斜坡带深层构造—岩性领域具有良好的勘探前景。开展斜坡带北部木广迎地区深部断陷层地质结构与油气勘探潜力分析,对于明确西湖凹陷构造—岩性领域下步有利突破方向具有重要意义。本文综合利用高精度三维地震和钻井资料,开展木广迎地区精细的构造和层位解释。根据解释结果进行埋藏史—热演化史模拟,并系统分析区内油气地质条件。研究表明,木广迎构造带整体表现为东倾斜坡,北部发育古新统厚度中心;区内发育走向为NE、NNE和NW向的3组断裂,多数断裂的主活动时期为古新世—始新世,活动强度逐渐减弱;木广迎地区现今古新统残留厚度为200~1500 m,暗色泥岩厚度为100~700 m,最厚可达700 m以上,其主体于宝石组沉积时期进入成熟阶段;宝石组内发育大套厚层砂岩,且物性较好,可作为有利储层。研究认为,木广迎地区发育良好的生—储—盖组合和有效的源—储配置,是西湖凹陷斜坡带构造—岩性领域勘探的有利方向。

海相页岩芳烃演化规律及成熟度指示意义——来自西加拿大盆地二白斑组自然演化与热模拟样品的对比研究

选取西加拿大盆地白垩系科罗拉多群二白斑组低成熟海相页岩进行地层孔隙热解生烃模拟实验,利用GC-MS对自然演化系列样品和热模拟系列样品内的芳烃进行了定量分析,系统对比自然演化与热模拟样品芳烃地球化学特征。结果表明:(1)自然系列页岩三甲基萘和四甲基萘、菲和甲基菲绝对含量相对较高,且随着演化程度的增加而增加;热模拟系列页岩内菲和甲基菲绝对含量和变化趋势在较高的热演化程度下依然保持与自然系列相同,而三甲基萘和四甲基萘绝对含量相对较低且变化趋势不同,随成熟度增加表现为先增加后减少。(2)自然系列页岩三甲基萘指数(TMNR)值随埋深增加逐渐增大,而热模拟系列页岩TMNR值表现为先减小后增大;自然系列和热模拟系列页岩四甲基萘指数(TeMNR)值、甲基菲指数(MPI)值变化具有协同性,TeMNR值随成熟度的增加呈先减小后增大,MPI值随成熟度的增加而增加,表明菲系列化合物可有效指示热模拟和自然演化条件下页岩的成熟度。(3)热模拟实验在一定温度内能够较好地反演芳烃热演化历程,即:350℃之前热模拟页岩TMNR值与自然演化页岩的规律不同,350℃之后相同;425℃之前烷基菲相关参数与自然演化页岩的规律相同,超过425℃后与自然演化不同,这主要受温度达到临界值而导致芳烃演化机理改变以及升温速率和有机质赋存状态等因素的影响。

干酪根与芳烃化合物固—液有机质相互作用机理研究

地质条件下,烃源岩中最初生成的油气,达到饱和后,才能排出运移,而干酪根对烃类的吸附作用,是影响含油饱和度的重要因素。热解作用产生的烃类物质会与干酪根大分子发生相互作用,研究固体干酪根有机质对液态烃的溶解和吸附能力,可以明确烃源岩对烃类化合物的选择性滞留及生排烃特征。芳烃是石油烃类化合物的重要组成部分,在干酪根三维模型的基础上,利用Autodock软件将不同类型的芳烃化合物分子(包括苯、稠环芳烃和稠环芳烃衍生物)与不同成熟度的干酪根分子进行半柔性对接结算,计算两者结合所需的吉布斯自由能,研究芳烃化合物与干酪根结合的特征,从分子层面上研究干酪根吸附芳烃化合物的机理,揭示固—液有机质相互作用的本质。当与相同成熟度的干酪根结合时,稠环芳烃的分子质量越大、化合物中的甲基数量越多、分子缩合度越高,与干酪根分子结合所需的吉布斯自由能越低;芳烃化合物与干酪根分子之间相互作用受到芳烃的分子质量、分子缩合程度以及体系内甲基数量3个因素的影响。处于生烃高峰后,芳碳甲基含量较高的干酪根对芳烃的吸附能力较强;分子质量大、缩合度高的稠环芳烃及其衍生物与干酪根的结合能力较强;常规连接的小分子芳烃化合物在干酪根中的滞留能力较弱,更易发生排烃作用,运移富集成藏。

“十三五”中国石化油气资源评价关键技术进展与发展方向

资源潜力评价是油气勘探决策的基础,也是国家制定能源发展战略和编制行业发展规划的重要工作之一。文章分析了新形势下中国石化开展新一轮资源评价工作的难点和特点,详细论述了“十三五”中国石化资源评价的总体思路和技术框架。创新发展了具有中国石化特色的油气资源评价技术体系和软件平台,主要包括:烃源岩完整的生—排—滞留烃演化模拟技术、常规—非常规一体化TSM盆地模拟技术、基于成熟度和压力系数的页岩油气资源分级评价技术和地质—经济—生态一体化油气资源评价技术。在“十三五”资源评价工作的基础上提出油气资源评价未来的重点攻关方向为:(1)复杂地质条件和特殊类型油气藏的三维油气运聚模拟技术;(2)不同类型盆地区带划分及对应的区带资源量计算、劈分技术;(3)大数据智能平台下一体化的油气资源评价系统;(4)油气共伴生资源综合评价技术。

石油运移成藏有利区预测方法研究--以渤海湾盆地东营凹陷为例

通过对渤海湾盆地东营凹陷地质历史上主要石油地质演化阶段的地层孔隙流体压力场研究,以及东营凹陷勘探现状、沉积特征、东营剥蚀期和明化镇剥蚀期剥蚀卸载引起的砂岩回弹量和地层孔隙流体古压力场变化的关联性分析,提出了针对主要由砂岩和泥岩组成的含油气盆地预测石油运移聚集成藏有利区的2种较有效的方法:1)通过地质历史上盆地持续沉降成烃后的盆地整体上升剥蚀阶段的烃源岩区和储集岩区的压力场分化动态分析研究,预测石油运移的有利方向;2)通过地质历史上盆地持续沉降成烃后的盆地整体上升剥蚀阶段的砂岩回弹量的动态分析,同时结合地质历史上该阶段储盖层的配置研究预测石油聚集成藏有利区。

东海西湖凹陷C油田花港组H3沉积微相研究

研究区C油田位于东海西湖凹陷中央背斜带南部,主力产层为渐新统花港组H3碎屑岩储层。H3储层砂体横向迁移摆动频繁,垂向多期次叠加,沉积微相及展布规律认识不清。针对海上井资料少、地质特征复杂的特点,综合应用研究区岩心、测井、地震数据及实验室分析数据等相关资料,明确目的层相标志、微相类型,分析了东海西湖凹陷C油田H3沉积微相平面展布及纵向演化特征。研究结果表明本区发育浅水辫状河三角洲前缘亚相,发育水下分流河道、支流间湾微相,水下分流河道进一步细分为主水道、次级水道及水道边缘,其中主水道是本区有利相带,呈条带状分布为主,复合砂体内部连通性较差,开发中后期往往易形成剩余油富集区;水下分流河道末端多发育孤立型储层,砂体规模较小,与沟源断层搭接可形成向上倾方向尖灭的构造-岩性复合油气藏。该研究明确有利沉积相带与油气分布的关系,对本地区及其它地区调整井的部署具有重要的指导意义。

日本天然气水合物勘探开发研究进展与启示

日本通过制订国家层面天然气水合物研发计划,对天然气水合物研发进行统一部署,以水合物资源开发利用为目标,在日本周边海域开展了长期而广泛的天然气水合物调查研究,获得了大量天然气水合物存在证据.特别是在南海海槽东部集中开展了天然气水合物勘探开发研究,优选了一批水合物富集区,开展了两次水合物试采研究.在日本海东部边缘的初步调查发现了众多水合物有利构造,证实该海域也存在较好水合物资源潜力.日本还积极参与国际水合物开发合作研究与国内水合物开发模拟研究,为南海海槽水合物降压试采研究提供人员与技术支撑.日本在天然气水合物勘探开发研究的组织管理、研究策略等方面的做法与经验,对中国天然气水合物勘探开发研究具有一定的启示意义.

致密油运聚动力研究——以渤海湾盆地东濮凹陷Wg4井沙三中致密油为例

以东濮凹陷中央隆起带北部的文、卫、濮结合部Wg4井沙三中亚段致密油为例,开展流体包裹体古温压分析,结合盆地模拟技术,动态展现其致密油的运聚动力——烃源岩生烃增压作用。沙三中亚段致密储层于东营期构造抬升时,烃类发生幕式充注,烃包裹体Ⅰ,Ⅱ先后被捕获。致密油充注时期为古近纪末期(约19.5~17.5 Ma);基于烃包裹体捕获压力、深度可知致密油充注为超压充注,超压系数分别为1.54,1.26。通过生物标志化合物谱图及参数对比追溯的下伏烃源岩,在古近纪末期达到成熟阶段,保留有大量生烃所形成的高压。烃类超压充注与邻近下伏烃源岩生烃增压史具有良好的匹配性,有力地证实了致密油的运聚动力主要为烃源岩生烃增压作用,这对于致密油层段优选具有积极的意义,需聚焦优质烃源岩的发育规模、生烃史以及近源型油气聚集。

中国南方海相烃源岩生烃过程动力学研究

利用Rock-Eval 6热解仪和Optkin动力学软件对中国南方不同类型海相烃源岩和浮游藻进行了生烃动力学分析。研究表明,海相烃源岩的生烃平均活化能表现为EAⅠ〈EAⅡ1〈EAⅡ2〈EAⅢ,在干酪根转化率10%-90%的有效生烃期间,生烃活化能跨度ΔE呈ΔEⅢ〉ΔEⅡ2〉ΔEⅡ1〉ΔEⅠ,最大生烃速率呈VmⅠ〉VmⅡ1〉VmⅡ2〉VmⅢ;浮游藻生烃活化能很低,可在未熟—低熟期大量生成重质油。结合热模拟实验和模拟残样动力学分析认为,海相烃源岩的生烃动力学过程可以分为4个阶段：重质油形成阶段,Ro值在0.3%-0.6%,生烃平均活化能在220 kJ/mol左右,小于250 kJ/mol;正常原油形成阶段,Ro值在0.6%-1.2%,生烃平均活化能在250-270 kJ/mol左右;凝析油和天然气生成阶段,Ro值大于1.2%,生烃平均活化能大于270kJ/mol;干酪根生气死亡线,Ro值大于4.21%,生烃平均活化能大于320 kJ/mol。

中国海相不同类型原油与沥青生气潜力研究

本文通过固体沥青、沥青砂岩及加入不同介质原油与稠油的加水密闭热压模拟实验,对比研究了海相原油与沥青的气体产率特征、生气潜力及其影响因素。结果表明:原油与沥青的生气潜力除与岩性、演化程度有关外,还与其所含可溶有机质性质和组成等密切相关,H/C原子比越大,最大烃气产率越高,生烃气潜力越大。储集岩或运移途径岩石中的原油与沥青,当其再次达到成熟—高成熟阶段时,可以作为新的轻质油气或者天然气源岩。

全二维色谱飞行时间质谱在石油地质样品分析中的应用

利用全二维气相色谱—飞行时间质谱技术对石油地质样品进行了分析研究。原油直接进样分析显示原油组分中链烷烃、环烷烃、单环芳烃、双环芳烃和三环芳烃非常有规律地分布在特征区域。化合物鉴别定性准确可靠,能获取原油烃组成的详细特征。和传统色谱分析相比,轻烃分析可实现C6-C10轻烃组分中的单体烃的分离和识别,能提供更为丰富的轻烃指纹信息。生物标志物多环萜烷的分析可实现高碳数低含量三环萜烷与五环萜烷的分离和识别,伽马蜡烷也得到很好的分离。研究表明全二维气相色谱—飞行时间质谱技术在石油地质勘探研究中有广阔的应用前景。