甄兆聪[1]2002年在《琼东南地区高温高压储层测井评价》文中研究说明随着油气勘探工作的不断发展，越来越多的超压盆地被揭露出来。储层在高温高压条件下地球物理响应特征的研究就成为高温高压储层测井解释的一项重要的基础性工作。本文在较为准确的计算了地层压力基础上，分析了温度、压力对储层测井响应的影响，建立了一套在高温高压条件下进行测井解释的方法技术，并将其用于该区两口井的解释工作，取得了较为满意的效果。在此基础上进行了储层的识别及分级，确定了该区的经济基底。本文在以下几个方面做了深入研究，取得了一些有价值的研究成果。 1．地层压力计算技术：以等效深度法为基本原理，辅以测井曲线自动分段和岩性识别基础上的测井特征参数提取，建立了本论文所采用的地层压力计算技术，提高了地层压力计算的自动化程度和计算精度。 2．高温高压条件下的测井解释技术：分析了前人所做的关于岩石压缩性以及高温高压对储层参数影响的实验结果，提出了超压通过影响泥质砂岩中的泥质参数来影响泥质砂岩储层参数的观点，建立了适用于高温高压条件下泥质参数求取公式，并将其应用于常规的测井分析程序中，计算了研究井的储层参数，取得了良好的效果。并应用神经网络技术结合录井、岩心资料进行了岩性剖面的解释。 3．储层分级技术及经济基底的确定：应用动态聚类方法，对储层进行分类，并定义一个分级指数来对储层的优劣进行评价，对研究地区两口井的储层进行了分级。在储层分级的基础上确定了该区的经济基底。
李绪宣[2]2004年在《琼东南盆地构造动力学演化及油气成藏研究》文中认为琼东南盆地是发育在南海西北部陆架上的新生代沉积盆地，面积约3万平方公里。在区域地质构造上，盆地位于太平洋构造域与特提斯构造域的构造转换地带，始新世-早渐新世期间经历了印支半岛顺时针旋转挤出强烈影响的裂陷阶段，晚渐新世-中中新世期间在南海海底扩张控制下发生了裂陷向坳陷转化的过程，晚中新世以来发生了与地幔活动有关的一期主动裂谷作用。受以上区域地质演化控制，盆地在纵向上形成了下断上坳的结构特征，其中裂陷构造样式包括了半地堑和地堑两种方式，而在平面上发育了南北分带和东西分段的结构特征。不同时期的可容纳空间与沉积物供给的平衡程度有关，盆地早第叁纪先后经历了始新统的陆相湖盆、崖城组海陆交互环境和陵水组分割浅海环境等叁个沉积充填演化阶段；晚第叁纪主要受裂后沉降作用和海平面变化的强烈影响经历叁亚-梅山组开阔浅海充填阶段和莺黄组至第四系的开阔浅海-半深海充填阶段。 琼东南盆地裂陷期的岩石圈热状态直接制约了上地壳伸展方式，北部坳陷带在相对冷岩石圈环境下发生伸展裂解形成以半地堑构造为主的单断式裂陷带，而中央坳陷带在相对热岩石圈环境下发生伸展裂解形成由半地堑和地堑组成的复式裂陷带。盆地现今的温压场主要形成于晚期主动裂谷事件中，同时受到早期裂陷结构的控制，表现为复式裂陷带具有高温高压特征、单断式裂陷带则为常温常压区。裂陷带之间的崖城-松涛凸起区属温压过渡区，单井压力曲线具有“正常压实带+上部超压带+相对低压带或正常压力带+下部强超压带”的四段式结构。 受烃源岩发育特征及盆地沉积结构限制，琼东南盆地发育了上、下两套含油气系统，其间在早中新世沉积层序之间发生交叉和串通。油气主要来自下含油气系统。受到下第叁系构造-沉积结构控制，盆地北部坳陷带诸凹陷及中央坳陷带的乐东、陵水和宝岛凹陷发育具生油能力的主力烃源岩、其它凹陷和低凸起区则主要发育生气型主力烃源岩。而现今有机质热演化程度则决定了北部坳陷带以生油为主、中央坳陷带的诸凹陷以生气为主。资源量评价表明，富生烃凹陷包括崖南、陵水、松南和宝岛凹陷。 区域性盖层及温压场特征共同控制了琼东南盆地水动力系统的发育和演化。成熟油气初次运移以微裂隙为主。北部坳陷带主要发育较低能量的压实流，油气二次运移在浮力和水动力驱动下向斜坡带优势运移；中央坳陷带发育具有较高的能量的温压流，油气二次运移受到压力梯度控制从超压区向相对低压的压力过渡带和常压带发生垂向和侧向运移。油气二次运移的主要侧向输导体系包括斜坡带不整合-岩性输导体系和古构造脊、断坡区利裂谷偏移区发育的构造-岩性输导体系，其中，扇叁角洲相高孔渗性砂岩是油气侧向运移的良好输导层。下第叁系的小断距同向断层的侧向输导能力强，而大断距同向断层和反向断层的侧向封堵能力较强。晚明活动断层的下部开启性受到深层欠压实超压泥质岩的发育与否的明显影响，在欠压实超压体系不发育的地区开启性较强。 侧向运聚是琼东南盆地的主要运聚成藏模式，在生排烃高峰期存在断裂活动的地区则发育沿断裂带的垂向运聚成藏模式，而在强超压区存在盖层破裂式运聚成藏模式。盆地东区的幔源非烃类气存在两种不同成因类型运聚模式。油气系统和成藏系统受到盆地地质演化过程明显的控制，其中，大中型气藏形成的关键地质条件包括:1)现今仍然具有丰富的烃源供给;2)晚期的构造活动有利于油气运聚成藏;3)缓坡型扇叁角洲砂体是高温高压凹陷油气侧向运移的“高速公路”;4)富生烃凹陷周围的凸起和低凸起区圈闭带是寻找大中型气田的主要勘探区带。 琼东南盆地可以划分16个天然气勘探区带，其中，下构造层9个、上构造层7个。通过对各区带的石油地质特征研究，提出盆地勘探的地质风险因素包括未钻凹陷的烃源风险、coZ组份风险、储层风险、异常超压风险、深水勘探风险等5大风险;认为上第叁系圈闭带从优到次排队顺序:一号断裂聚集带一二号断裂聚集带一宝岛北聚集带一五号断裂聚集带，而下第叁系圈闭带从优到次排队顺序为:一号断裂聚集带一二号断裂东聚集带一二号断裂西聚集带一叁号断裂聚集带一宝岛北聚集带一陵水低凸起聚集带。在介绍和应用Metalink吸收分析技术、MDI多属性综合分析技术、弹性波反演技术和Geoview AVO反演技术对重点勘探目标评价基础上，优选一号断裂聚集带崖城26一3、崖城26一2、崖城19一1一束目标、二号断裂带东段聚集带宝岛19一ZN(即宝岛20一1)、二号断裂带西段聚集带陵水1一3、陵3构造以及叁号断裂聚集带下降盘的崖城15一2等7个目标作为近期大然气勘探的首选目标。
蔡军[3]2011年在《基于叁维地质建模的地层压力预测方法及应用研究》文中研究指明莺琼盆地作为南中国海天然气勘探的主要海域,由于储层普遍存在高温超压特征严重影响天然气勘探的进程。钻前精确的地层压力预测是保障钻井工程安全高效完成并有效保护储层的关键因素,但由于本区域地层压力异常超压的影响因素与形成机理复杂,钻前预测可应用的资料有限,精确预测与监测难度非常大。本文以莺琼盆地崖城26区块为研究对象,改变传统的单井点地层压力预测模式,从叁维地质模型的建立出发,引入叁维地质应力模拟方法,完成目标区的叁维地层压力体的构建,并为待钻井提供精确的单井筒地层压力剖面,为YC26-2-1井的钻井和储层保护提供可信的压力预测结果。本文通过地质与钻井工程的密切结合所提出的叁维地层压力预测方法,为今后莺琼盆地复合型的多机制的地层压力预测和随钻监测工作提供了积极的借鉴意义。
张伟[4]2016年在《南海北部主要盆地泥底辟/泥火山发育演化与油气及天然气水合物成矿成藏》文中研究表明泥底辟/泥火山及其伴生构造发育演化过程与油气等流体矿产的运聚成藏存在密切成因联系,其不仅是揭示地球深部构造运动的窗口和地球深部流体活动特点的表征,亦是指示油气及其它矿产资源存在与分布的重要标志和有效信息,而且亦控制和制约了沉积盆地中与油气等流体矿产相关的其它固体矿产资源的分布与聚集,故具有非常重要的油气地质意义。本文通过深入分析研究南海北部大陆边缘主要盆地(莺歌海盆地、琼东南盆地南部深水区、珠江口盆地南部深水区、台西南盆地海域及陆域)泥底辟/泥火山发育演化特征及其与油气及天然气水合物的成矿成藏关系,获得了以下主要成果与认识:(1)通过大量地质地球物理资料及钻井资料的深入分析研究,判识和确定了南海北部主要盆地和坳陷中泥底辟/泥火山的发育展布特征,且从空间上阐明了泥底辟/泥火山及其伴生构造形成演化特点与分布规律。研究表明,南海北部泥底辟及泥火山主要集中分布在4个区域,即莺歌海盆地东南部中央泥底辟带、琼东南盆地南部深水区、珠江口盆地南部深水区(珠二坳陷白云凹陷及东沙西南部)、台西南盆地南部坳陷深水区(海域及陆上部分)。前3个区域泥底辟及热流体上侵活动强烈,泥底辟及气烟囱等地震畸形反射现象普遍,而泥火山相对较少;第4个区域即台西南盆地南部坳陷深水区,泥火山/泥底辟异常发育且分布普遍。总体上,泥底辟/泥火山形成演化及区域展布,均主要集中在盆地沉降沉积中心附近及构造转换带周缘或断层裂隙发育区及地层薄弱带。(2)根据南海北部主要盆地不同类型泥底辟/泥火山的地质地球物理及地球化学特征,深入分析研究了泥底辟/泥火山形成演化特征及其控制影响因素。南海北部泥底辟/泥火山或气烟囱及含气陷阱等,在二维地震反射剖面与速度谱上均存在明显的低速异常,或导致地震反射波组中断。往往具有不连续、杂乱模糊反射、弱振幅或空白反射及同相轴下拉(速度下拉)等异常反射现象和畸形地震反射特点。其中,泥底辟/泥火山本质上属于饱含流体泥页岩发生塑性流动及强烈底辟刺穿和上拱侵入的结果,故往往会导致地层产状发生明显改变,地震剖面上显示非常清楚;气烟囱及含气陷阱本质上均属含气所致,但其含气及气侵强烈程度差异明显,故一般不会改变地层产状。因此气烟囱在地震剖面上基本为模糊空白反射,而含气陷阱则为同相轴下拉的模糊反射。泥底辟/泥火山形成演化及其展布与控制影响因素,主要取决于其内因与外因的相互作用,两者缺一不可。研究区特定区域快速沉积充填的巨厚欠压实泥页岩之泥源层的塑性流动及底辟上侵是形成泥底辟/泥火山的物质基础即内因;而构造转换带和断层裂隙活动带及地层薄弱带则是泥底辟/泥火山形成演化及其展布的基本构造地质条件即外因。(3)泥底辟/泥火山成因机制相同、发育演化特征相似,控制影响因素亦相同。泥底辟/泥火山形成的基本条件,可总结为其是由深部密度较小快速沉积充填的高塑性巨厚欠压实泥页岩,在密度倒置的沉积动力学体系下,发生重力差异作用促使泥源物质塑性流动而强烈上侵挤入和底辟上拱,进而导致上覆围岩褶皱隆起或刺穿上覆地层破裂薄弱带而形成。南海北部大陆边缘主要盆地,新近纪晚期以来一些特定区域存在快速沉降沉积的地质背景,新近纪海相坳陷期沉积巨厚的欠压实异常高压泥页岩(底辟泥源层)非常发育,在某些地层薄弱带及断层裂隙发育区则可形成众多的泥底辟/泥火山。同时,泥底辟/泥火山发育区热流值和地温梯度高,泥源层有机质热演化生烃和粘土矿物演化脱水形成的高温超压潜能,不仅能促进油气等流体大规模纵向运聚,而且还控制影响了泥底辟/泥火山及其伴生构造形成与展布规模及分布特点。(4)根据南海北部主要盆地泥底辟发育区油气勘探所获油气地球化学数据和台西南盆地南部陆上泥火山发育区采集的泥火山伴生气、温泉气及地火气天然气样品的地球化学分析结果,综合判识确定研究区泥底辟/泥火山伴生天然气主要以烃类气为主,伴有少量n2、co2等非烃气,但部分区域局部区块及层段co2等非烃气较富集。依据天然气碳同位素及稀有气体氦氩同位素分析,泥底辟/泥火山伴生天然气中烃类气主要为成熟—高熟热解气,并伴生少量的生物成因天然气。其成因类型属成熟—高熟偏腐殖型混合气,烃气源主要来自巨厚海相坳陷沉积的泥页岩;泥底辟/泥火山伴生的co2非烃气,则主要属壳源型成因类型,亦有少量壳幔混合型,气源亦来自海相坳陷沉积的巨厚泥页岩(泥源层)与泥底辟/泥火山的高温热流之物理化学综合作用。(5)泥底辟/泥火山形成及发育演化的石油地质意义乃在于以下几点即:其一,泥底辟/泥火山是南海北部大陆边缘主要盆地颇具特色的地震地质异常体,其形成演化过程及发育展布特点,均与油气运聚成藏及分布规律等,具有密切的成因联系和时空耦合关系;其二,形成泥底辟/泥火山的物质基础即巨厚塑性泥源层物质本身就是烃源岩,具有较大的生烃潜力,构成了非常好泥底辟生烃灶;其叁,泥底辟/泥火山发育演化及强烈的上侵活动形成的众多底辟伴生构造圈闭及其所构成的泥底辟/泥火山隆起构造带,处在泥底辟生烃灶位置及其附近,是油气运聚成藏的最佳聚集场所和有利富集区;其四,底辟活动造成围岩及上覆地层上拱褶皱变形,在形成一系列伴生构造的同时,亦为油气藏之砂岩储层发育及储集物性改善等创造了较好的构造地质环境和条件。其五,泥底辟/泥火山发育演化及强烈的热流体上侵活动所产生的高温高压潜能,不仅促进了烃源岩有机质快速成熟生烃,而且亦为深部油气大规模向浅层纵向运聚提供强大的驱动力,进而促使油气及其它流体源源不断地从深部向浅层具备储盖组合及圈闭的有利聚集场所运移而富集成藏;其六,泥底辟/泥火山发育演化及上侵活动形成了非常好的油气纵向运聚的高速通道,构建了深部油气源与浅层构造圈闭及非构造圈闭等聚集场所之间的“桥梁及通道”,为深部油气大规模向浅层圈闭运聚成藏等提供了高效运聚成藏的有利条件及捷径。(6)根据南海北部主要盆地油气地质条件和油气勘探及天然气水合物勘查成果,结合地质地球物理分析解释,深入分析研究了琼东南盆地南部深水区、珠江口盆地白云凹陷及台西南盆地深水区天然气水合物分布特征、气源供给方式及其成矿成藏的主控因素。依据含油气系统理论“从烃源到圈闭聚集成藏”的“源—汇—聚”的基本原则,首先重点分析研究了目前勘探获取的天然气水合物成因类型及其气源供给输导系统与供烃方式,在此基础上,结合不同区域具体的油气地质条件和地震地质分析解释成果,深入剖析和刻画了其气源供给输导系统类型及其展布特点,总结和建立了该区天然气水合物成矿成藏主要运聚富集模式,分析阐明了天然气水合物成矿成藏的分布规律与主要控制影响因素。南海北部边缘主要盆地深水区天然气水合物勘查,虽然目前仅勘探发现生物气源供给原地扩散型自生自储天然气水合物成因类型及其成矿成藏模式,但根据南海北部深水区泥底辟/泥火山发育演化及上侵活动特点和断层裂隙等运聚通道系统的发育展布特征以及伴生的油气苗和气烟囱显示等信息,可以综合判识确定该区尚存在深部热解气供给断层裂隙输导下生上储“渗漏型”天然气水合物成因类型及其成矿成藏模式、热解气供给泥底辟/泥火山及气烟囱输导“渗漏型”天然气水合物成因类型及其成矿成藏模式。天然气水合物成矿成藏的主控因素亦与常规油气藏一样,乃在于其必须具有充足的气源供给与一定规模的高压低温稳定带(圈闭富集场所)的较好时空耦合配置。(7)根据泥底辟/泥火山发育演化特征与伴生油气的运聚富集规律,分析阐明了南海北部主要盆地泥底辟/泥火山伴生油气藏及天然气水合物矿藏的资源潜力及勘探前景。基于本次研究及研究区近十多年的油气勘探及水合物勘查成果,选择和确定了以下几个重要的油气及天然气水合物勘探领域及区域,作为今后取得新突破和开拓新领域的优先方向:1)莺歌海盆地中央泥底辟带中深层叁亚-梅山组大型泥底辟伴生构造天然气勘探领域;2)琼东南盆地南部深水区,尤其是中央峡谷水道下部大型泥底辟活动带及气烟囱发育区,是勘探大型深水油气田及“渗漏型”高饱和度天然气水合物的有利勘探靶区;3)珠江口盆地白云凹陷深水区疑似泥底辟及气烟囱发育区,是勘探寻找深水油气与深水海底浅层天然气迭置富集的有利勘探靶区,有望获得突破;4)珠江口盆地东沙深水区天然气水合物勘查已获重大突破,其局部区域与泥底辟/泥火山发育展布存在成因联系的区带是进一步勘探的战略选区;5)台西南盆地南部深水区海底大型泥底辟/泥火山发育区是深水油气及天然气水合物勘探的有利靶区,其陆上泥火山伴生气资源亦具勘探开发价值,虽然存在诸多因素困扰,但仍然值得重视与关注。
翟普强[5]2013年在《琼东南盆地泄压带特征及其与天然气成藏耦合关系研究》文中指出琼东南盆地是南海北部陆缘的富油气盆地,同时也是一个典型的高温高压盆地。早期多幕的裂陷活动迭加晚期的快速沉积和沉降,造成了该盆地独特的温压环境和埋藏条件,油气的运移聚集过程非常复杂。该盆地自从在环崖南凹陷地区发现YC13-1、YC13-4和YC13-6气田以来,虽然陆续在其周缘和盆地东部地区发现了一些气藏和含气构造,但至今尚未有新的重大突破,其根本原因可能在于对该盆地超压环境下的油气富集规律,尤其是超压系统分布与油气聚集的关系还了解得不够。异常超压的发育不仅会造成盖层的水力破裂,致使早期聚集的油气发生散失,还会引起天然气运移相态和动力的改变,主要表现为天然气以水溶相运移致使盖层水力封闭失效而无法成藏,因此水溶气只有析出为游离气才能聚集成藏。由此可见,超压系统边缘或内部地层压力释放带,即泄压带,是油气聚集的有利场所。本文即是从泄压带发育的微观与宏观地质特征入手,根据泄压带的微观成岩响应特征和宏观测井响应特征来识别和划分泄压带,并综合运用地震速度超压预测和盆地模拟技术,研究泄压带的宏观分布和演化特征,在此基础上进一步探讨泄压带发育与天然气成藏的耦合关系,建立一个考虑了水溶气离溶聚集成藏的天然气成藏模式。本文的主要研究内容和取得的认识有以下几点：(1)根据储层砂岩中成岩作用所揭示的微观流体活动信息来识别泄压带。通过薄片观察和阴极发光观察,发现崖城地区硅质胶结现象非常普遍,可能发生多期胶结,主要为裂纹充填胶结和石英加大,且石英加大更加明显,在YC13-1部位主要分布于陵水组和崖城组内,在YC35-1部位则主要位于黄流组二段底部,且发育石英加大段的储层厚度基本在200m以上。沿2号断裂分布的钻井中虽然也发现了大量石英加大现象,但相对于西部而言,石英加大发育的层段都比较薄,主要位于陵水组和叁亚组内。石英加大发育的层段,储层物性(孔隙度和渗透率)普遍很好,并且西部地区要优于东部地区,镜下观察到该现象主要是由碎屑颗粒发生溶蚀造成的。大量的石英加大和溶蚀孔隙发育,反映该部位曾发生过大规模的酸性热流体运移,同时也指示了泄压带的所在,即水溶气大量离溶的区带。另外,在西部地区较深部位的石英加大发育层段,常见有钾长石的钠长石化现象,交代的钠长石呈加大边状分布,可以指示有关高温流体运移的信息。粘土矿物异常转变的深度与泄压带的流体排放作用有着密切联系,也可指示泄压带的存在。应用有机质成熟度指标还可以识别泄压带附近的短期热异常。(2)琼东南盆地的压力系统结构可划分为叁种类型：常压,传导型超压和复合型超压,相应地可识别出四种泄压带类型。常压型压力系统又可分为正常压实常压段和速度稳定常压段,后者又主要分布于3号断裂以南陆架区的莺黄组底部～梅山组,其厚度向陆坡方向呈减薄趋势。传导型超压系统在盆地西部主要沿1号断裂带分布,在中央坳陷区主要分布在超压系统边缘；复合型超压系统在中央坳陷广泛存在。Ⅰ型泄压带仅在盆地西部边缘沿1号断裂带分布,一般位于莺黄组底部,非有利油气聚集部位。Ⅱ型泄压带也是沿1号断裂带分布,是环崖南地区最为发育的类型,储层砂岩中发育大量的硅质胶结,指示其为有利的油气聚集部位。Ⅲ型泄压带处在深部复合型超压系统顶面,而Ⅳ型泄压带则处于深部超压系统的内部,发育大量石英次生加大说明其也是有利的油气运移部位。(3)应用地震层速度资料预测了全区超压系统的分布,该方法需考虑崖南地区普遍存在的速度稳定段对压力预测结果的影响,研究中采取分区分段建立正常压实趋势的方法对其进行了校正。预测结果显示,中央坳陷带深部沿陆坡带发育有多个成“串珠状”分布的超压中心,但相互之间并不孤立,而是逐渐过渡并连成一片,反映中央坳陷带地区整体发育一个超压系统。超压发育具有陆坡区强陆架区弱、西部强东部弱和向东传递趋势,反映盆地晚期加速沉降阶段陆坡体系快速向南推进和莺歌海盆地的超压传递对该盆地的压力分布格局有重要影响。超压顶面埋深在乐东—陵水凹陷主要位于2250～2500m(莺歌海组内)以下,在松南凹陷位于2500m(黄流组内)以下,在宝岛凹陷位于3500m(梅山—叁亚组)以下,在长昌凹陷主要位于4500m(叁亚组)以下。(4)应用盆地模拟方法研究了全区古压力场的演化特征,该方法需进行大量的模型调研和参数统计,数值模拟结果可用现今超压预测结果进行约束。模拟结果表明,中央坳陷带在崖城组晚期就已形成了乐东、陵水、宝岛和长吕四个强超压中心,且各具一定的孤立性,裂陷期内可大致分为东部和西部西个超压系统；陵二段至陵一段末期超压整体发育较强,之后经历了儿轮增压～泄压旋回,大约10.5Ma以来逐渐演变为西部一个超压系统,形成以乐东凹陷为最强超压中心并呈自西向东传递的趋势。盆地西部地区大致经历了叁个半压力旋回,现今超压是地质历史时期最强的且仍呈增压趋势：盆地东部地区大致经历了叁个压力旋回,现今整体仍呈泄压趋势。盆地经历的最早泄压发生在崖城组末期至陵叁段末期,且西部更明显；第二次泄压发生在陵一段末期至叁亚二段末期,泄压较强；第叁次泄压发生在梅山组末期,为大幅泄压：第四次泄压发生在黄流组时期,为小幅泄压,并且盆地东部的泄压趋势一直维持至今。(5)根据现今超压预测和压力场演化模拟的结果,分析了泄压带的时空分布特征。现今中央坳陷带的超压顶面总体向南北斜坡带不断加深,且向北坡(陆坡带)方向发生偏移,说明北坡发育的断裂-砂体输导系统的泄压性能更好,因而北坡的油气聚集条件更优,是天然气运移的优势方向。模拟结果显示,在超压系统演化的过程中,松涛凸起的南坡、陵水低凸起、松南低凸起、陵南低凸起东部和北碓凸起等部位始终位于超压系统边缘或内部相对低势区,即要泄压带分布地区,且松涛凸起的南坡、陵水低凸起和松南低凸起的成藏条件更优。(6)根据中央坳陷带主力烃源岩的成熟史和生排烃史模拟,结合流体包裹体充注史分析,确定大然气的主成藏期。由于10.5Ma处在中央坳陷带斜坡区陵水组烃源岩大量生烃时期,此时崖城组烃源岩仍在大量生烃,深部的地层水在高温环境下可溶解大量的大然气；又该时期处在晚期泄压阶段,超压系统能量的释放必然伴随大量的物质迁移和温度降低,深部的水溶气沿泄压带运移到浅部并发生析离,从而在有利部位聚集成藏。所以10.5Ma以来应该是天然气的主成藏期,该时期比流体包裹体方法确定的充注时期稍早,是比较可信的。(7)分析泄压带演化与天然气成藏的耦合关系。泄压带内的天然气离溶成藏主要取决于压力、温度和溶解气量,必须满足两个条件：溶解气量足够多,溶解度变化量足够大。有利的泄压带应该是既能沟通深部水溶气和浅部储层,又能造成温压条件显着变化的区带。相对而言,Ⅱ型泄压带成藏条件最优,既有断裂沟通深部水溶气和浅部储层,又有温压条件的显着变化,因而流体运移最活跃。Ⅲ型泄压带次之,但分布最广。由于盆地西部10.5Ma以来处于不断增压的环境,泄压带在平面上变化比较宽缓,相同深度处甲烷溶解度变化很小,不利于水溶气离溶成藏,并且压力不断增强还会导致水溶气析出深度变浅。相对而言,盆地东部10.5Ma以来处于持续泄压的环境,在凸起边缘的断裂和砂体连通部位,压力梯度变化较大,相同深度处甲烷溶解度保持一定差值或差值不断增大,这对水溶气析出比较有利。
姜涛[6]2005年在《莺歌海—琼东南盆地区中中新世以来低位扇体形成条件和成藏模式》文中研究表明近年来，随着油气勘探理论和技术的发展，国际上深水勘探领域取得了较大进展，美国、挪威、巴西等国在深水领域的油气勘探都取得了重大突破，因此以深水低位扇体为目标的隐蔽油气藏勘探已成为令人瞩目的前缘和热点领域。莺歌海盆地和琼东南盆地都是南海北部大陆架的新生代沉积盆地，它们的大地构造背景与国际上深水低位扇体内油气勘探成功的许多盆地非常相似，而且经过几十年的勘探也证明了其油气勘探前景。本文在对大量实际资料进行综合研究分析的基础上，以莺歌海-琼东南盆地区盆地充填演化史、构造发育史、有机质演化史和成岩演化史等“四史”研究为基础，深入研究了盆地区中中新世以来低位扇体的形成背景和低位扇体的成藏模式，并重点探讨了高温超压对储层成岩演化的影响、四级层序的识别及其特征、陆架陆坡演化规律和借助水动力学模拟来预测低位扇体储层沉积类型及其物性特征等科学问题，即从低位扇体的形成到埋藏过程中所经历的成岩演化和含烃流体充注，一直到最后的成藏条件分析、成藏模式总结和有利勘探方向预测，具体而深入的研究了低位扇体内油气成藏的全过程，这将对低位扇体内隐蔽油气藏勘探具有一定的借鉴意义，尤其对本盆地区内的油气勘探具有一定的指导意义。论文研究取得的主要成果如下： 1．“四史”研究包括盆地充填史、构造演化史、有机质演化史和成岩演化史研究，它是对盆地含油气远景及勘探目标评价的基础，作为低位扇体内油气藏勘探这一油气勘探新领域，对具体盆地进行研究分析时，“四史”研究是十分必要和基础的。通过本次对莺歌海-琼东南盆地区的“四史”研究发现，中中新世以来，两个盆地的构造背景虽然总体都为准被动边缘环境，但莺歌海盆地为转换伸展背景，而琼东南盆地则为离散边缘，构造背景的不同导致了盆地内陆架陆坡演化和低位扇体发育特征的差异。从盆地充填演化特征来看，虽然两盆地都快速沉降，但物源供给情况不同，沉积速率差别较大，致使琼东南盆地由于欠补偿而发育较陡的陆坡，且滑塌构造较发育。从有机质演化史来看，两盆地虽然主力油气源岩发育层位略有不同，但都为古生新储，且有机质丰度低、类型差，自生自储困难，这就要求低位扇体内油气成藏必须具备良好的油气运移通道，这是与国际上许多深水低位扇体油气藏的差别所在，也是迄今盆地区内许多钻探失利的原因所在。此外，由于盆地区独特的高温超压特点，本文对其进行了详细研究，认为它不但影响了储层的胶结成岩作用，而且高温加速了压实作用的进行，超压对成岩和有机质演化都起到了抑制作用。 2．通过研究区多口钻井及大量地震剖面的井-震联合精细解释和分析，在各级层序
马永生, 蔡勋育, 赵培荣[7]2016年在《石油工程技术对油气勘探的支撑与未来攻关方向思考——以中国石化油气勘探为例》文中认为"十二五"期间,中国石化油气勘探取得重大突破,其中地震勘探技术、超深井钻完井技术、水平井分段压裂技术及测井录井技术的创新发展起到了关键支撑作用。对未来油气勘探中存在的寻找石油储量战略接替困难、新增储量品位下降、埋藏深度增加、复杂勘探对象对工程技术的要求越来越高等技术难题进行了详细分析,认为中国石化油气勘探发展方向主要集中在陆相隐蔽油气藏、海相油气藏、致密碎屑岩油气藏、山前带油气藏、火成岩油气藏、海域及非常规油气资源等7大领域,并分析了7个领域面临的主要技术挑战,指出了物探技术、井筒技术及测井录井技术的主要攻关方向。
文环明, 肖慈珣, 甄兆聪, 粟英姿, 汪华[8]2003年在《琼东南盆地高压地层声波测井响应特征》文中提出以南海油田琼东南盆地ST3 6井的测井资料为依据 ,对高压地层的声波时差测井响应特征进行深入研究。通过等效深度法计算出与测井曲线采样深度对应的地层压力梯度曲线。在此基础上 ,对全井段不同岩性的测井曲线和地层压力梯度进行数据分析 ,研究了声波时差与地层压力梯度之间的关系 ,并结合ST3 6井的岩石结构研究结果和声波测井原理对取得的数据分析结论作出解释。通过测井资料综合解释 ,高压地层声波时差与地层压力梯度之间关系的分析 ,阐述了地层压力对储层解释参数的影响。
王磊[9]2013年在《莺琼盆地高温高压对储层物性的影响研究》文中研究指明莺歌海盆地和琼东南盆地是我国近海海域典型的高温高压型盆地，历经几十年的勘探开发取得了重大突破。但由于高温超压盆地错综复杂的地质情况，使得近期勘探工作遇到了一定的困难。本文以莺琼盆地储层砂岩为研究对象，以气藏地质资料为基础，结合油层物理学、石油地质学、岩石力学及矿物学等多学科理论和方法为指导，以实验分析为主要手段，最后结合储层的孔隙结构、水岩相互作用，系统开展了高温高压对储层物性的影响研究，研究结果表明：1）以惰性气体为介质的变温实验，随着的温度升高岩石渗透率逐渐降低；各储层岩石渗透率的下降幅度差别不大。2）以模拟地层水为介质的变温实验，随着温度的升高岩石渗透率有叁种变化类型。类型一，随着温度的升高岩石渗透率呈下降趋势，温度升至80℃左右时岩石渗透率的下降幅度超过30%，随着温度的进一步升高，岩石渗透率的下降幅度较小；类型二，随着温度的升高岩石渗透率平缓下降，渗透率的下降幅度小于20%；类型叁的岩石渗透率随着温度的增加初始阶段（60-80℃之间）下降明显，80-120℃岩石渗透率的下降趋势逐渐减缓；温度超过120℃之后岩石渗透率又出现明显的上升现象。3）充注CO2变温实验岩石渗透率下降幅度明显低于不充注CO2实验，地层水中充注CO2对岩样渗透率下降具有一定的抑制作用。4）应力改变对渗透率的影响大于孔隙度；高温条件下，应力改变对岩石渗透率的影响减弱。5）高温条件下，由于实验介质的不同，应力改变对岩石渗透率的影响程度也不同，模拟地层水大于惰性气体。增加孔隙流体压力能够使储层的物性得到改善。6）实验前后气水毛管压力能反映实验前后岩石孔隙结构的变化。实验后水介质中离子含量的变化以及实验后水介质中析出的沉淀物也能很好的解释实验造成的岩石渗透率变化。
张道军[10]2013年在《莺歌海盆地新近系重力流沉积特征及有利储层评价》文中研究表明本报告针对莺歌海盆地的勘探现状、重点勘探领域沉积储层面临的问题,在区域层序及沉积相分析的基础上,优选东方区不同物源体系及不同坡折类型重力流沉积、乐东峡谷体系及轴向重力流水道等重点区域的重力流储层进行精细分析,在“地层-沉积-储层”叁位一体的研究思路指导下,建立不同类型的重力流储层微相识别标志、深入研究微相分布规律。在项目研究过程中,引进、消化和吸收国内外的新技术、新方法,创新沉积、储层精细评价思路,形成了一套适用于莺歌海盆地重力流优质储层评价的的技术体系,主要成果及技术指标如下：1、钻井、测井、测试资料综合分析建立本区高精度层序格架,判定了东方区沉积时期的古环境。2、建立了大东方区两大物源体系、两大坡折类型控制下的重力流砂体发育模式,即以昆嵩隆起为物源的蓝江叁角洲-东方区海底扇模式和以海南隆起为物源的昌化江叁角洲-海底扇模式(东方1-1北区),拓展了东方区的勘探领域。3、发现了以昆嵩隆起为物源的乐东峡谷-海底扇复合体沉积,证实了昆嵩隆起区物源的特征,指出乐东区存在多物源体系、发育多类型沉积。其中乐东峡谷体系、轴向重力流水道、海底扇、等深岩丘等沉积类型是乐东区勘探的有利领域。4、创建了一套重力流浊积水道-朵叶体识别方法与优质储层评价的技术流程5、研发了东方区高温高压储层评价关键技术,包括东方区高温超压环境差异成岩模式、高精度储层孔渗预测技术。
参考文献：
[1]. 琼东南地区高温高压储层测井评价[D]. 甄兆聪. 成都理工大学. 2002
[2]. 琼东南盆地构造动力学演化及油气成藏研究[D]. 李绪宣. 中国科学院研究生院（广州地球化学研究所）. 2004
[3]. 基于叁维地质建模的地层压力预测方法及应用研究[D]. 蔡军. 中国石油大学. 2011
[4]. 南海北部主要盆地泥底辟/泥火山发育演化与油气及天然气水合物成矿成藏[D]. 张伟. 中国科学院研究生院(广州地球化学研究所). 2016
[5]. 琼东南盆地泄压带特征及其与天然气成藏耦合关系研究[D]. 翟普强. 中国地质大学. 2013
[6]. 莺歌海—琼东南盆地区中中新世以来低位扇体形成条件和成藏模式[D]. 姜涛. 中国地质大学. 2005
[7]. 石油工程技术对油气勘探的支撑与未来攻关方向思考——以中国石化油气勘探为例[J]. 马永生, 蔡勋育, 赵培荣. 石油钻探技术. 2016
[8]. 琼东南盆地高压地层声波测井响应特征[J]. 文环明, 肖慈珣, 甄兆聪, 粟英姿, 汪华. 石油物探. 2003
[9]. 莺琼盆地高温高压对储层物性的影响研究[D]. 王磊. 成都理工大学. 2013
[10]. 莺歌海盆地新近系重力流沉积特征及有利储层评价[D]. 张道军. 中国地质大学. 2013
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