南海西部涠西南凹陷碳酸盐岩潜山油气成藏条件及勘探潜力

南海北部湾盆地涠西南凹陷碳酸盐岩潜山勘探程度低,其油气成藏条件一直不明确。运用有机地球化学、储层综合评价、盆地模拟、缝洞储层识别与预测等技术,对涠西南凹陷碳酸盐岩潜山油气成藏条件进行深入剖析,结果表明:①涠西南凹陷流沙港组二段中深湖相烃源岩发育且分布较广,有机质丰度高、类型好、成熟度适中,是潜山油气的主要来源;②受构造活动、风化淋滤和溶蚀作用等影响,碳酸盐岩潜山溶洞、裂缝、孔隙等储集空间发育;③多期次、多阶段的构造-沉积演化在凹陷内形成多套区域和局部盖层,为潜山油气藏提供了良好的封盖条件;④长期继承性活动断层与骨架砂体、构造脊及不整合面构成了有利油气运移通道。基于上述认识,明确了涠西南凹陷碳酸盐岩潜山具备良好的油气成藏条件,构建了"间接接触单向供烃型"和"直接接触多向供烃型"两种成藏模式,并指出一、二号断裂带发育多个有利目标,估算原油潜在资源量超亿立方米,勘探潜力大,是下步油气拓展勘探的重要新领域。

冻胶分散调剖体系注入封堵性能研究

当海上油田开发进入中后期,由于单井注水量大,容易引起高渗透层岩石结构破坏,造成突进现象。因此需要一种调剖/调驱手段达到增产降水的效果。针对面向海上油田开发的冻胶分散调剖体系,以注入压力、含水率为评价指标,开展了注入性、封堵性、传输运移三个方面的实验研究。结果表明冻胶分散调剖体系具有较好的封堵性能,在20000 mg/L浓度下可以有效的提高中高渗储层的压力,有效增产8%~15%。同时该体系具备较好的传输运移能力,有利于地层深度调驱。

滑溜水压裂液用超疏水型多功能减阻剂制备及应用

目前常规滑溜水压裂液体系普遍具有减阻、携砂、抗盐和耐温等多种功能,但均没有考虑通过改变储层表面润湿性而实现储层保护功能。因此,以丙烯酸、丙烯酰胺、自制材料2-丙烯酰胺基-2-苯基乙烷磺酸和疏水改性剂等为原料,合成了一种超疏水型多功能压裂液用减阻剂SHJZ-1。通过红外光谱仪对合成产物减阻剂结构进行表征,且通过高温高压岩心动态损害评价系统、接触角测量仪、哈克流变仪、闭合管路摩阻测试仪等方法对其性能进行综合评价。结果表明,该减阻剂SHJZ-1溶解时间短,起黏快;当盐水的矿化度达到40000 mg/L时,0.5%SHJZ-1溶液的减阻率在68%左右;0.15%SHJZ-1溶液在140℃下高温老化,减阻率仍能达到70%以上;1.3%SHJZ-1溶液处理后的岩心表现出超疏水效果,岩心接触角为151.21°;该减阻剂溶液对岩心平均渗透率伤害率仅为11.6%。超疏水型多功能压裂液体系在HX-1井顺利进行了现场应用,压裂过程中压裂液性能比较平稳,压后产量与临井相比提升10%以上,实现了提质增效的目的。

南海北部陆缘琼东南盆地深水区现今地热特征

沉积盆地热体制信息的准确获取对盆地成因演化动力学研究和油气资源评价和勘探开发具有重要的意义。琼东南盆地作为南海北部深水油气勘探开发的重点地区,已陆续获得重大突破,但其深水区的热状态特征还不甚明了。结合该区21口新钻井的地层测温数据和岩石热物性参数,文章揭示了琼东南盆地现今地热特征。研究表明,该区平均热流值为73.2±8.67 mW/m^(2),平均地温梯度值为39.4±4.86℃/km,整体属于“热盆”。盆地的热流和地温梯度在平面分布格局上均呈现出“浅低深高”的趋势,其中,深水区的平均热流值要比浅水区高出16 mW/m^(2),其平均地温梯度值也要高出10℃/km,这一差异与岩石圈差异拉张减薄以及沉积物热披覆效应等因素有关。此外,研究表明盆地东部的长昌凹陷为热流高值异常区(>90 mW/m^(2)),其高热流背景与晚中新世以来的岩浆侵入和断裂活动等有关。上述成果为盆地深水区油气资源潜力评价提供了新的地热学参数和科学依据。

多注入轮次提高等流度二元驱采收率的实验研究

针对J16块试验区实施二元驱时,存在注入液在不同渗透性地层中推进速度不均匀、驱油效果变差等问题,开展了多注入轮次提高等流度二元驱采收率的室内实验研究。结果表明:在二元体系的成分和用量相同的条件下,不同注入轮次等流度二元驱采收率不同。实验条件下,四轮次注入时化学驱采出程度最高,达到35.2%,高出一轮次7.49%。多轮次注入二元体系较单轮次注入能够更好的控制含水上升速度,长时间维持较高注入压力,更大限度增强等流度驱油效果。

涠西南凹陷W油田古近系浊积体储层预测技术

涠西南凹陷W油田古近系浊积岩油藏具有埋藏深、个体小、隐蔽性强等特点,常规地球物理勘探技术难以有效识别;加之受欠压实作用的影响,区内低速泥岩发育,进一步增加了浊积岩油藏储层预测难度。针对上述问题,通过开展地震资料拓频保幅处理及声波曲线重构技术等研究,总结出一套适合涠西南凹陷浊积体储层预测的技术及流程。该技术应用于勘探开发实践,并取得了较好效果,表明该技术对整个盆地岩性油藏勘探具有一定的指导意义和推广价值。

琼东南盆地深水大气田地质特征、成藏模式及勘探方向研究

琼东南盆地深水领域获得天然气勘探重大突破,但对深水天然气成藏特征的认识存在不少疑点,亟需开展天然气成因、来源及成藏过程与模式的系统分析。研究认为L17深水大气田天然气以烃类气为主,二氧化碳含量低。天然气甲烷、乙烷碳同位素特征表明天然气为有机成因、高成熟煤型气。天然气轻烃C_6、C_7系列中异构烷烃、环烷烃含量高,表明天然气生源母质以陆源高等植物为主。结合本区始新统、渐新统烃源岩成熟史综合分析认为,L17深水大气田天然气来源于渐新统崖城组烃源岩。盆地深水区晚中新世黄流期发育大型限制型块体搬运沉积,形成了优质砂岩储集体;因高密度砂质块体搬运沉积被周边深海泥岩封闭及"西低东高"的构造格局等条件配置,形成了上中新统黄流组岩性圈闭群;约4.9Ma以来渐新统崖城组烃源岩生成的成熟—高成熟天然气,在源-储压差的驱动下,沿深部被超压再次活化、开启形成的早期地质结构内的断裂或微裂隙,向上运移到上中新统黄流组岩性圈闭群中聚集成藏,具有"烃源岩、大型砂质块体搬运沉积砂岩储层、优质深海泥岩封盖和断裂/微裂隙输导"四要素耦合控藏特征。指出深水区中中新统梅山组盆底扇构造-岩性圈闭群、南斜坡-凸起生物礁、古近系滨岸带陵水组断裂圈闭带等领域具备形成深水大气田的优越条件。

南海北部珠江口盆地西区文昌B凹陷油气运聚成藏模式

以南海北部珠江口盆地西部文昌B凹陷构造沉积演化分析为基础,以不同构造带和含油气层系油气成藏特征为依据,将文昌B凹陷及周缘油气运聚成藏模式划分为南部陡坡带扇三角洲骨架砂岩近源垂向运移的古近系断层圈闭聚集成藏模式、南部陡坡带断裂+砂岩垂向运移的新近系背斜圈闭聚集成藏模式、北部缓坡带骨架砂岩近源侧向运移的古近系地层超覆圈闭聚集成藏模式及北部凸起区骨架砂岩+断裂长距离侧向运移的新近系背斜圈闭聚集成藏模式4种类型。在此基础上进一步分析了不同类型油气成藏模式的"源-汇-聚"等油气运聚成藏特征,指出了不同类型油气藏形成与分布的主控因素。同时,根据不同类型油气藏分布富集规律,对文昌B凹陷及周缘有利勘探目标进行了评价预测并经钻探获得了证实,取得了较好勘探成效。

莺-琼盆地泥岩压实演化与油气运移研究

本文从泥岩压实演化特征与油气运移的关系入手,依据声波时差以及流体压力资料,剖析和探讨本区泥岩压实演化与油气初次运移的规律,指出低压过剩区带或静水压力区带是油气运移聚集的方向和富集区,异常高压带所形成的压力封闭是本区天然气藏形成的重要条件,而异常高压带在泥岩压实过程中释放和消失以及烃类生成作用的膨胀力,则是油气初次运移聚集的动力。

南海高压气田泥岩盖层封闭机制、封气能力及演化过程——以莺歌海盆地X13高压气田为例

近期在南海莺歌海盆地勘探发现了高压大气田和一批含气圈闭,随着勘探的深入,高压领域(高压区、高压层系)天然气规模成藏和气水分布的复杂性日益凸显。利用钻井、地震和分析测试资料,对莺歌海盆地X13高压气田上中新统黄流组一段泥岩盖层的封闭机制、封气能力进行了研究,认为泥岩盖层存在物性封闭和泥岩滞排超压封闭两种封闭机制,并建立了相应的封气能力评价方法。X13高压气田泥岩盖层封气能力形成时间约在6.1Ma;3.6Ma时,X13高压气田构造-岩性圈闭形成,这也是天然气成藏的早期,储层、泥岩盖层为常压,泥岩盖层以物性封闭为主,盖层的排替压力大于储层剩余压力,因而具备了封气能力;1.8~0Ma,是天然气晚期成藏时期,储层、盖层已发育超压,泥岩盖层既存在物性封闭,也存在泥岩滞排超压封闭,泥岩盖层的排替压力与滞排超压之和大于超压储层的剩余压力,其中滞排超压发挥了主要的封气作用。较之天然气成藏早期,成藏晚期的盖层泥岩具备更好的封气能力。提出了"中部滞排欠压实-底部畅排压实型盖层—大型储集体组合"的圈闭(带)是高压领域天然气成藏富集区,这一认识对南海高压领域天然气勘探具有指导意义。

海上低渗透油藏有效开发关键技术研究

针对海上低渗透油藏储量动用程度低、开发水平差、开发难度大、剩余油挖潜潜力大等问题,提出从储层分类评价技术优选储层出发,结合地球物理、沉积微相认识等多方法有效预测储层展布及甜点,综合考虑地质模式多解性优选井型部署井网等一系列海上低渗透油藏有效开发关键技术。开发实践证明,在精细刻画储层基础上,顺物源方向部署长水平井+勾型井注水开发可有效保障海上油田复杂低品位油藏的开发效果。

断层阴影识别技术研究及应用效果分析

断层阴影在地震剖面上表现出的成像畸变直接影响到构造落实、储量评估、井位部署等,因此正确认识断层阴影现象显得尤为重要。目前,对断层阴影的研究多局限于对构造形态的研究,却忽视了振幅能量的变化规律分析。基于此,这里采用正演模拟技术,从构造形态和振幅能量两个方面进行研究,进一步完善了断层阴影的识别技术体系。该研究方法在涠洲W油田储量研究的实际应用中取得了较好的效果,表明该技术对断层阴影的识别具有一定的借鉴意义。

南海北部大陆边缘西区琼东南盆地基底花岗岩锆石U-Pb年龄报道

1研究目的(Objective)南海处于欧亚、太平洋和印-澳板块的交汇区,受到特提斯域和太平洋域的双重制约作用,经历了复杂的演化历史。南海北部大陆边缘盆地位于华南大陆与南海海盆的连接部位,是海盆扩张及周缘块体相互作用的综合产物。其独特的构造环境,丰富的地质记录以及巨大的油气资源潜力吸引了众多地学工作者的广泛关注。南海北部陆缘东西部盆地在构造特征和含油气性方面存在明显差异,要揭示这些盆地差异形成的背景和南海北部陆缘的演化过程,盆地基底特征研究十分重要。

海上强非均质性砂岩油藏开发水平分级研究

海上砂岩油藏由于储层非均质性强引起层间开发效果不均,不同开发阶段开发水平不清,油藏潜力认识不足.传统分级方法由于指标范围统一,采用指标绝对标准评价,导致无法反映油藏真实开发水平.为解决此问题,该文应用指标相对标准评价方法,增加复杂断块油藏储层综合分类评价和井网适应性评价,针对海上油田高速开发的特点,引入剩余可采储量采油速度指标改善分级体系;同时引入水驱体积波及系数,改进传统的理论含水上升率计算偏小的问题,初步建立适应于海上复杂断块油藏的开发水平分级新体系.以某A油田为研究靶区,开展水驱开发水平分级研究,指出处于三类开发水平的油组潜力较大,结合剩余油分布精细研究成果提出三口调整井方案,预测累增油23.9×10^4m^3,成功指导油田精细挖潜.

低渗透油藏反九点井网超前注水地层压力保持水平研究

超前注水作为一种低渗透油藏的有效开发方式已被广泛认可,超前注水结束后,地层合理压力水平的确定是保证油田产量的关键,目前还没有理论公式作为支撑。本次研究通过理论公式推导了反九点井网,超前注水开发方式下的合理地层压力保持水平,该公式考虑了低渗透油藏启动压力梯度及介质变形现象,计算得出了不同压力系数、不同油藏深度条件下,超前注水合理的地层压力保持水平。通过已开发的超前注水示范区生产动态可以看出,该公式计算得出的地层压力保持水平具有较强的实际应用价值。分析该理论可知,对于压力系数小于1.0的油藏,为达到油藏平衡压力,可采用超前注水的开发方式,从而提高地层压力,改善低渗透油藏开发效果。

迈陈凹陷油气成藏要素分析与勘探方向研究

近些年迈陈凹陷油气勘探进展缓慢,为进一步评价该凹陷的油气地质条件和勘探潜力,推进其勘探历程,打破未获油气发现的局面,对该区的成藏要素和勘探方向进行了重新评价。从迈陈凹陷的油气成藏要素分析入手,通过系统研究成熟烃源岩质量与分布特征、生烃潜力、储层分布与物性特征、断层发育条件、圈闭类型与样式及断-砂-圈匹配关系等关键成藏问题,明确了凹陷东区发育一定规模的成熟烃源岩且具有良好的生烃潜力,指出了烃源岩层内部的流沙港组二段中部、流沙港组一段下部和涠洲组三段是有利的勘探层系,最终提出了凹中隆起构造带是寻找油气藏、实现勘探突破的首选区带,而北部斜坡带受限于基础资料,是加强基础研究的重点勘探领域。

海上中深层强反射背景下的薄弱储层预测方法

海上中深层薄互层岩性油气藏勘探是一大难点问题,中深层的地震资料往往品质较差,分辨率低,且常常存在盖层强反射的遮挡问题,制约单砂体预测研究。为解决此类薄砂层预测难点问题,这里提出了一种面向海上中深层地震强反射干扰背景下的薄弱储层预测方法,从地震资料出发进行两次优化处理,以提高地震对薄层的分辨率,通过子波反褶积对地震资料开展以储层预测为导向的拓频,提高地震对薄层分辨率,再考虑去除盖层强反射的影响,采用匹配追踪算法对地震资料进行分解,通过强反射层频率范围约束原子匹配过程,识别出区域上的强反射层地震信息,从拓频后的地震资料中剥离强反射轴,利用二次优化后的地震资料开展叠前反演预测优质储层分布范围,基于此策略解决复杂中深层储层预测难题。具体介绍了拓频和去强轴二次优化处理的原理,并通过模型正演分析了薄砂层地震响应及盖层强反射轴的形成机理并验证了该方法的可行性。在南海西部某目标区块储层预测应用中,该方法能很好地预测薄砂储层的分布特征,提高了隐蔽型目标层的油气预测精度,为此类中深层强反射干扰背景下隐蔽油气藏的预测提供了一种新的参考,对油气勘探开发具有重要意义。

复杂地质条件下构造成图的时深转换方法——以涠西南凹陷X油田为例

以涠西南凹陷X油田为例,综合考虑沉积环境、构造特点及井上不同层系的岩性因素影响,论证基于相控速度建模的分步剥层时深转换方法的合理性。经分析,采用分步剥层成图法预测的靶点深度与实钻深度的误差更小,更能满足勘探开发的需求。

各向异性快地层最小水平主应力测井计算方法

利用测井资料来准确计算5个独立的刚性系数(C_(11)、C_(33)、C_(44)、C_(66)和C_(13)),以解决横观各向同性快地层最小水平主应力的测井计算难题。通过声速各向异性及黏土含量实验测量,分析并建立了声波各向异性系数与黏土含量的函数关系及不同刚性系数之间的转换关系,在此基础上建立了一套利用测井资料计算各向异性快地层刚性系数及最小水平主应力的方法。实际应用表明,该方法与仅适用于慢地层的基于水平横波速度的计算方法互为补充,可用于评价致密油气储集层岩石力学参数,优选压裂试油层段。

近海天然气藏地震预测技术及应用

中国近海油气勘探已有近 30年的历史 ,先后发现了几个构造油气藏。随着勘探难度越来越大 ,如何发现岩性油气藏和岩性—构造复合型油气藏成为我们的重要研究课题。其中 ,运用地震信息识别 (或称预测 )油气藏技术则是我们的首选课题。近年来 ,我们在这方面开展了大量的研究工作 ,取得了较好的地质效果。研究表明 :亮点技术、AVO技术、道积分技术和四分量地震技术是莺歌海盆地天然气识别的有效技术。综合运用上述技术 ,我们先后预测了储量可观的 YC13- 1、DF1- 1、L D2 2 - 1、L D15 - 1等大型或中型气田 (均已被钻井证实 ) 。