低勘探程度被动陆缘深水油气聚集研究方法:以赤道大西洋波蒂瓜尔盆地深水油气远景勘探为例

被动陆缘盆地演化通常包括裂谷期、过渡期和漂移期3套巨层序。分离的陆缘具有早期发育相关和后期发育稳定的特征。低勘探程度被动陆缘深水区研究方法包括使用共轭性分析拟定成盆规律特征和深水油气聚集条件、区带类比分析揭示不同级次构造带深水勘探潜力、成藏组合评价确定深水优质储层层系和平面分布位置,进而确定深水远景区圈闭类型及可能的成藏模式。以巴西北东部波蒂瓜尔盆地为例,研究表明:该盆地与西非尼日尔三角洲盆地共轭,其深水油气主要烃源岩是裂谷期湖相泥岩和过渡期浅海泥页岩,储层以漂移期斜坡扇体和浊积水道复合体砂体为主。盖层为层间或区域性海相泥页岩。区带分析显示,盆地南东部海域断阶带下降盘湖相砂岩或漂移期深海浊积岩、北西部漂移期深水扇体、水道复合体和前端朵叶体为主要勘探目标。纵向上最有利深水成藏组合是晚白垩世坎潘阶-中新统阿启坦阶Ubarana组砂岩成藏组合,平面上北西部紧邻烃源岩分布区以及南东部紧邻断阶处的砂体是最有利勘探区域。研究认为,盆地深水远景区以地层或与构造相关的地层圈闭为主,油气藏分布主要受疏导体系和成熟烃源岩分布控制。     

巴西坎普斯盆地油气地质特征

坎普斯盆地为典型的被动大陆边缘拉伸裂谷盆地,由前裂谷期(非海相)、同裂谷期(过渡相)及后裂谷期(海相)三个构造层组成.含盐层序为区域盖层,盐下层序泥页岩和盐上层序坎普斯组泥页岩为局部盖层;主要烃源岩为下白垩统拉高亚费耶组湖相黑色钙质页岩;古近系和新近系浊积砂岩为主力储集体,上白垩统浊积岩也是重要储层,下白垩统尼欧克姆阶...     

挪威中部陆架油气地质特征及勘探潜力

以收集到的挪威中部陆架最新地质基础资料和油气田资料为依据,归纳总结该区的烃源岩、储集层、生储盖组合及油气运移特征,分析其勘探潜力,为相关公司介入本区的油气勘探提供依据。综合研究结果认为,挪威中部陆架烃源岩主要为下侏罗统re组三角洲平原相泥页岩及煤层和上侏罗统Spekk组海相泥页岩,其中上侏罗统Spekk组海相泥页岩是主力烃源岩;储层主要为白垩系—新近系浊积砂岩和中侏罗统裂谷期Fangst群滨浅海相砂岩,其中主力储层为中侏罗统裂谷期滨浅海相砂岩;发育裂谷期下生上储(正常)和上生下储两种组合模式;油气通过裂缝、疏导层及断层等作短距离汇聚,通过地层不整合面或连通砂体作长距离运移。该区油气成藏条件优越,资源潜力巨大,储量约为73×108桶油当量,待发现油气田约36个,随着油气勘探的逐步展开,挪威中部陆架必将还有重大油气发现。     

巴西坎波斯(Campos)盆地石油地质特征与勘探有利区分析

巴西坎波斯（Campos）盆地是南美洲大陆东缘的一个典型大西洋型被动大陆边缘型盆地。盆地经历了前裂谷→同裂谷→过渡→后裂谷（漂移）等4个演化阶段。盆地裂谷期发育的Lagoa Feia湖相黑色页岩为盆地主要的烃源岩,在始新世（52 Ma）时达到生油窗开始生油,在中新世（22~8 Ma）达到生油高峰。盆地主要发育上白垩统和第三系Carapebus浊积砂岩、下白垩统Macae组碳酸盐岩和Lagoa Feia组鲕粒灰岩以及前寒武系的Cabiunas组裂缝玄武岩等4套储集层。盆地过渡期发育的Alagoas组盐岩层是盆地良好的区域性盖层,第三系层间泥页岩为盆地局部层间盖层。以主要含油气储集层为核心,盆地可以划分出下部、中下部、中上部和上部等4套主要的油气成藏组合,其中上部Carapebus浊积砂岩体成藏组合内已发现的可采储量占盆地总可采储量的80%以上,是盆地最重要的成藏组合。未来盆地最具潜力的勘探领域为Campos断层以东的Carapebus成藏组合的浊积砂岩体和Lagoa Feia成藏组合渗透性的鲕粒灰岩。     

国外深水领域油气勘探新进展及我国南海北部陆坡深水区油气勘探潜力

随着油气勘探开发新技术、新理论的不断发展和完善 ,近 2 0年来国外在深水区的油气勘探取得了引人注目的进展 ,如在南大西洋沿岸、墨西哥湾、北海、东南亚、以及澳大利亚西北大陆架诸盆地深水区都相继发现了一些大型油气田。然而 ,一个不容置辩的事实是 ,取得重大突破的区域主要是在被动边缘盆地的陆坡区及深海平原区。据不完全统计 ,在被动边缘盆地中已发现石油储量 60 0× 10 8t ,天然气储量 2 1× 10 12 m3;而主动大陆边缘仅找到 67× 10 8t的石油储量 ,天然气 1× 10 12 m3(不含前苏联地区的油气储量 ,据 1993年统计 )。文章是在收集了大量有关资料的基础上 ,对被动边缘盆地的石油地质条件 ,包括盆地的形成、演化和沉积充填模式、油气富集条件及含油气系统进行了较详细地阐述。其中着重分析了被动边缘盆地深水区形成大型和巨型油气田的基本要素 :( 1)不同演化阶段发育有多套烃源岩 ,包括断陷期湖相烃源岩—过渡期烃源岩—坳陷沉降期海相烃源岩 ;( 2 )裂谷盆地深水区坳陷层序中的浊积岩体发育形成及产状分布特征进行了详细讨论 ,同时还对我国南海北部陆坡深水区进行比较性讨论。指出珠江口盆地珠II坳陷及琼东南盆地中央裂陷带深水区属准被动边缘盆地 ,具有形成大油气田的基本地质条件 ,将是我国深水     

西非海岸盆地群形成演化及深水油气田发育特征

西非海岸盆地群的形成演化受非洲板块构造演化和大西洋张裂的控制,总体上可以分为前裂谷阶段、裂谷阶段和后裂谷阶段。沿岸15个主要盆地从北往南可细分为5段,分别为北段盐盆、中段盆地、尼日尔三角洲、中南段盐盆、南段盆地。深水油气田主要发育于后裂谷阶段的上白垩统和第三系海退层序中,以油田为主。在尼日尔三角洲和中南段盐盆的下刚果盆地,所发现的油气田个数及可采储量均比较集中,个数占西非深水油气田总个数比例分别为55%和29%,占总可采储量的比例分别为48%和41%。烃源岩主要有裂谷阶段下白垩统的湖相烃源岩,后裂谷阶段上白垩统、第三系的海相烃源岩。绝大多数储层为浊积岩储层,类型以深水水道砂岩为主,其次为席状砂储层和砂质碎屑流储层。圈闭类型主要为构造-地层复合圈闭,其次为构造圈闭,另外还有地层-岩性圈闭,其所占比例较小。盐构造和泥岩塑性变形构造总体上控制了西非深水区大多数复合圈闭和构造圈闭的形成。     

西非北部塞内加尔盆地油气富集规律与勘探方向

西非北部塞内加尔盆地是位于前寒武系—古生界结晶基底之上的巨型裂谷−被动陆缘叠合盆地。笔者基于地震、典型钻井、测井资料及国际油气商业数据库和勘探的最新成果,结合区域地质背景和盆地构造沉积演化特征,分析盆地油气成藏条件、成藏特征和富集规律,并预测未来勘探方向。研究表明,盆地经历前裂谷、同裂谷和被动陆缘3期构造演化阶段,盆地结构呈“北缓南陡”形态,具体表现为“北部窄陆架缓陆坡、南部宽陆架陡陆坡”特征。盆地发育裂陷期湖相和被动陆缘期海相两套烃源岩,裂陷期烃源岩对盆地深水区白垩系成藏具有重大贡献,被动陆缘期烃源岩在上覆地层较厚时才成熟。盆地可划分为3种油气成藏模式。①陆架区下生上储,断层沟通不整合,陆架三角洲前缘浊积砂岩成藏模式。②斜坡坡脚区下生上储、断砂配置输导、近源供烃成藏模式。③深水−超深水区下生上储,垂向运移,构造−地层型浊积砂岩成藏模式。陆架边缘三角洲前缘砂体、斜坡坡脚处的浊积水道和海底扇、深水区浊积水道和浊积扇是塞内加尔盆地重点勘探领域,深水区大型构造−地层圈闭为盆地最重要的勘探目标。     

深水浊积型烃源岩的发现与启示

随着全球深水油气勘探的兴起,深水浊积岩成为沉积学界和石油工业界研究的热点,但直到现今,其主要作为潜在储层进行研究,而作为烃源岩研究还很少。最近通过对印尼库泰盆地深水区油气地质条件的研究发现,深水区油气成藏的有效烃源岩为粒度相对较粗的浊积岩,而非传统页岩;有机质来源为陆源高等植物碎屑,其通过浊流在低位期从陆架搬运至陆坡和深海平原深水区沉积于深水浊积岩中,平均有机碳质量分数为1%～2%,少数可达2%～5%,最大达50%,氢指数HI为50～183,最大可达400;同种类型烃源岩在南海文莱-沙巴盆地深水区也有发现。同时调研了全球一些浊积岩富集有机质案例,包括全球ODP与DSDP资料、刚果西海岸现今深水浊积岩系统、加蓬西海岸现今深水浊积岩系统、安哥拉渐新世深水浊积岩系统和西班牙比利牛斯山始新世深水浊积岩系统,结果表明,其有机质特征都具有较高的有机碳含量,有机质来源主要为陆源高等植物,具有生油气潜力。深水浊积岩富集有机质的模式能够成为深水区有机质富集的新模式,富集有机质的浊积岩能够成为深水区油气成藏的有效烃源岩。深水浊积型烃源岩对全球深水油气成藏理论及勘探思路都将产生重要影响。     

转换大陆边缘盆地深水浊积砂岩油气成藏差异性研究

深水浊积砂岩油气藏是当今世界油气勘探的热点领域。基于地震、钻井、地球化学等资料,系统分析了西非北段科特迪瓦盆地深水浊积砂岩油气成藏的差异性。研究表明,科特迪瓦盆地经历了裂陷期（早白垩世）和漂移期（晚白垩世—现今）两大构造演化阶段,漂移期发育塞诺曼—土伦阶优质海相烃源岩,裂陷期发育阿普特—阿尔布阶湖相烃源岩。漂移期层系为盆地的主力勘探层系,发育两种类型的浊积砂岩油气藏。塞诺曼—土伦阶浊积砂岩油气藏为典型的“砂体运移、自生自储、源内成藏”的油气成藏模式,其油气主要来源于塞诺曼—土伦阶烃源岩,广泛分布的浊积砂岩是油气运移的主要路径,烃源岩的生、排烃期决定了油气成藏时期,是否发育有效烃源岩是该类油气藏成藏的主控因素。圣通—马斯特里赫特阶浊积砂岩油气藏为典型的“断裂运移、下生上储、源外成藏”的油气成藏模式,其油气主要来源于深部裂陷期阿普特—阿尔布阶湖相烃源岩,断裂是油气运移的主要路径,断裂的活动控制了油气的运移和成藏时期,是否发育油源断裂是该类油气藏成藏的主控因素。     

西非科特迪瓦盆地深水区油气地质特征及成藏主控因素

科特迪瓦盆地位于西非几内亚湾北部,为典型的转换型大陆边缘盆地,是目前世界深水油气勘探的热点区域。以科特迪瓦盆地的构造演化、油气地质条件以及油气田最新发现为基础,采用油气地质综合分析方法,明确了盆地深水油气成藏的主控因素,可以为进一步明确勘探目标提供帮助,并为同类型盆地的油气勘探提供借鉴。研究表明,目前盆地共发育3套烃源岩,3套储层及多套盖层。盆地内最主要的深水成藏组合为上白垩统自生自储式和下生上储式成藏组合,其烃源岩为上白垩统森诺曼阶-土伦阶厚层海相页岩;储层主要是土伦阶-森纳阶深水浊积扇砂体;盖层主要是上覆新生界厚层海相页岩。盆地深水油气成藏主控因素为深水浊积扇和断层,二者相匹配共同控制油气成藏。     

Petroleum geology and exploration direction of gas province in deepwater area of North Carnarvon Basin,Australia

North Carnarvon Basin is a gas province with minor oily sweet spots in deepwater area with water depth more than 500 m, which is one of the hot spots of global petroleum exploration for its series of giant hydrocarbon discoveries in recent years. However, the degree of oil and gas exploration in deepwater area is still low, and the conditions for oil and gas accumulation are not clear. Based on the current exploration situation and latest database of fields, applying multidisciplinary analysis of hydrocarbon geology, hydrocarbon accumulation elements and its exploration direction of North Carnarvon Basin in deepwater area are analyzed. The results show that there are three sets of main source rocks in deepwater area of North Carnarvon Basin, which are Triassic marine shale in Locker Formation and delta coal-bearing mudstone with thin carbonaceous mudstone in Mungaroo Formation, Lower –Middle Jurassic paralic carbargilite and coal measure strata in Athol Formation and Murat Formation, Cretaceous delta mudstone in Barrow Group and marine shale in Muderong Formation. Most source rock samples show gas-prone capability. The coarse sandstone of delta facies in Middle–Upper Triassic Mungaroo Formation is the most important reservoir in deepwater area, Lower Cretaceous Barrow Group deep-water gravity flow or underwater fan turbidite sandstone is the secondly main reservoir. Lower Cretaceous marine shale in Muderong Formation is most important regional caprock. Triassic mudstone in Mungaroo Formation is an important interlayer caprock in deepwater area. There are two main reservoir accumulation assemblages in deepwater area, one is Triassic structural-unconformity plane reservoir accumulation assemblage of Locker Formation to Mungaroo Formation, and the other is Lower–Middle Jurassic Athol Formation and Murat Formation–Lower Cretaceous stratigraphic lithology-structural reservoir accumulation assemblage of Barrow Group to Muderong Formation. There are three main control factors of hydrocarbon Accumulation: One is coupling of source and seal control hydrocarbon distribution area, the second is multi-stage large wave dominated deltas dominate accumulation zone, the third is direction of hydrocarbon migration and accumulation in hydrocarbon-rich generation depression was controlled by overpressure. The south of Exmouth platform in deepwater area is adjacent to hydrocarbon rich depression zone, reservoir assemblage is characterized by “near source rocks, excellent reservoir facies, high position and excellent caprocks ”, which is the main battlefield of deepwater oil and gas exploration in North Carnarvon Basin at present. There are a lot of fault block traps in the northern structural belt of Exmouth platform, and the favorable sedimentary facies belt at the far end of delta plain in Mungaroo Formation is widely distributed, which is the next favorable exploration zone. The Lower Cretaceous, which is located at the concave edge uplift adjacent to the investigator depression and the Exmouth platform, also has a certain exploration prospect in northwest of deepwater area.     

中国海相油气田勘探实例之六四川盆地普光大气田的发现与勘探

普光气田是一个储量规模大、埋藏深、资源丰度高的整装海相气田。气田发现于2003年,至2005年底累计探明储量2510.7×108m3。普光背斜构造的气藏圈闭面积为45.6km2,主要含气层段为下三叠统飞仙关组及上二叠统长兴组礁滩相白云岩。烃源岩为下志留统龙马溪组和上二叠统龙潭组泥岩和页岩。论述了气田的发现和勘探过程及气藏的基本地质特征,总结了它对我国碳酸盐岩和成熟盆地油气勘探的启示。     

中国海相油气田勘探实例之十三 塔里木盆地东河塘海相砂岩油田勘探与发现

东河塘油田位于新疆库车县,构造上隶属于塔里木盆地塔北隆起轮台凸起东河塘断裂构造带,是我国发现的第一个高产高丰度海相砂岩油田,它的发现是中国海相砂岩油气勘探理论和实践的一次重大突破。油田发现于1990年7月,至1994年探明石油地质储量3323.13×104t,天然气地质储量15.5×108m3,至2009年底累计产原油825.75×104t。石炭系东河砂岩油藏是东河塘油田的主体,其储层东河砂岩段是一套滨岸相砂体,具有厚度巨大、埋深大、储集性能好的特点;其油藏类型为块状底水背斜油藏,产能高,储量丰度高。论述了东河塘油田勘探与发现的历程,剖析了取得勘探成功的实践认识与意义。     

中国海相油气田勘探实例之十四 珠江口盆地深水区流花16-2轻质油田的发现与勘探

流花16-2油田发现于2010年5月。它是南海北部珠江口盆地近年发现的中型轻质油田,也是该区自营勘探以来发现的储量最大的油田。油田位于珠江口盆地番禺低凸起东端海域深水区,流花16-2构造为断块圈闭,储层为下中新统珠江组下段及上渐新统珠海组海相中细砂岩和生物碎屑灰岩,盖层为珠江组上段巨厚层海相泥岩,具有良好的储盖组合。油源来自油田南面的白云凹陷东凹古近系恩平组—文昌组烃源岩。油藏具有埋深浅、储量丰度高、原油密度低、测试产能高等特点。论述了油田的发现与勘探历程以及油田的基本地质特征,总结了取得勘探突破的实践认识与启示。     

中国海相油气田勘探实例之四 塔里木盆地塔河油田的发现与勘探

塔河油田位于塔里木盆地沙雅隆起阿克库勒凸起西部,目前井控含油气面积约1800km2。它发现于1990年,是我国发现的第一个陆上古生代海相大油田。2004年探明石油储量为5.3×108t,原油年产量为358×104t。油田的主要产层为奥陶系浅海台地—斜坡相碳酸盐岩,其盖层为下石炭统区域性泥岩和膏盐岩,油源为寒武系—下奥陶统碳酸盐岩烃源岩。岩溶储集体发育,油气藏圈闭类型多样。论述了油田的发现和勘探开发历程、油藏的地质特征、油气分布规律,以及寻找海相碳酸盐岩油气田的启示。     

中国海相油气田勘探实例之十塔里木盆地哈得逊海相砂岩油田的勘探与发现

哈得逊油田位于满加尔凹陷哈得逊构造带的一个鼻状隆起上,是塔里木盆地发现的首个亿吨级海相砂岩油田。它发现于1998年2月,于2000年8月投入生产,2004年底累计探明石油地质储量8202×104t,2005年实现控制石油地质储量2820×104t,2006年原油年产量达到202×104t。油田由石炭系海相东河砂岩段油藏与中泥岩段2个薄砂层油藏组成,埋深超过5100m。主力油藏东河砂岩油藏是一个具有统一温度压力系统和倾斜油水界面的地层-构造复合型油藏,勘探开发难度大。论述了油田的发现、勘探开发历程及油藏的基本地质特征,总结了对超深层、低丰度大油田采用勘探开发一体化模式,边滚动勘探开发边科研攻关,使油田储量和产能规模不断上升的实践和认识。