莺歌海盆地高温高压盖层封盖能力定量评价

莺歌海盆地是我国南海重要的新生代含油气盆地,随着浅层常压层系天然气开发程度的逐渐提高,中深层高温高压层系成为天然气勘探的主要目标,超压背景下盖层封闭的有效性受到广泛关注.近年来,不同学者针对莺歌海盆地盖层进行了大量的研究,但是对高温高压的气藏盖层的封闭机理、破坏条件及其定量评价仍存在一定的问题.通过对莺歌海盆地中深层高温高压层系盖层进行系统的分析,明确盖层的封闭机理为毛细管封闭和水力封闭.利用泥岩盖层排替压力、声波时差及孔隙度之间的关系,对莺歌海盆地区域性盖层的毛细管封闭能力进行预测.莺歌海盆地中深层盖层普遍具有较强的毛细管封闭能力.因此,超压诱发的水力破裂是油气多层位聚集的根本原因,进而提出了盖层水力破裂压力系数定量评价盖层水力破裂风险性.评价结果显示,盖层发生水力破裂与底辟构造活动具有明显的相关性,盖层水力破裂风险由底辟中心向外围逐渐减弱.位于莺歌海盆地斜坡近凹带,且紧邻乐东三大底辟的LD-B区块是油气富集的有利区域.      

莺歌海盆地莺歌海组二段泥岩盖层封闭性综合评价

通过实测莺歌海盆地莺歌海组二段泥岩盖层的排替压力,建立了盖层排替压力与声波时差的线性关系,进而提出了利用声波时差及地震速度资料求取排替压力的方法。接着,利用测井声波时差和地震速度资料,按等效深度法确定莺歌海组二段下部泥岩盖层的超压分布。综合考虑盖层累计厚度、排替压力、剩余压力、气藏内部压力、断裂对盖层破坏程度和天然气本身性质（比如流动黏度）,提出了盖层封闭能力综合评价指数,并据此对莺歌海组二段泥岩盖层综合封闭能力进行评价。结果表明：莺歌海组二段泥岩盖层封闭能力强的地区分布在乐东区大部、临高区南部及东方区东部到一号断裂之间的地区,一号断裂南段、东方区东部和北部地区则为盖层封闭能力较强的地区,研究区边部由于地层上倾出露地表,盖层封闭能力逐渐减弱。莺歌海组二段泥岩盖层封闭能力中等及以上地区可作为天然气的有效盖层;由现有气藏分布可知,莺歌海组二段泥岩盖层封盖能力良好,中深层的天然气保存条件优越。     

莺歌海盆地东方-乐东区中新统盖层岩石学特征及封盖性分析

莺歌海盆地东方-乐东区已获得商业气田发现,但针对气田盖层研究,尤其是泥岩盖层岩石学特征及孔喉结构特征方面研究较少.利用岩石薄片、地球化学、XRD、元素分析等资料,深入分析研究区泥岩矿物组成、地球化学、成岩演化以及孔隙结构特征.结果表明:莺歌海盆地东方-乐东区中新统黄一段和黄二段泥岩盖层分布最为稳定,泥岩盖层封盖性受陆源碎屑供给与钙质化石碎片影响较大,研究区优质盖层中陆源碎屑颗粒与钙质化石碎片含量较低,次生溶蚀孔隙与微裂缝不发育;埋藏成岩过程中的粘土矿物转化脱水与有机质热演化排烃是低速泥岩的主要成因;泥岩盖层以微孔喉和超微孔喉为主,此类喉道不利于气体的渗流,对油气向上逸散起明显阻碍,盖层整体封盖性较好.      

莺歌海盆地高温超压环境下储层物性影响因素

莺歌海盆地由于独特的沉积地层和温压场特征, 使得盆地内的储层成岩演化也具有了与众不同的过程和特点.通过对莺歌海盆地内有钻井证实的两种超压体系类型(自源型和传导型) 的对比研究, 阐明了其成因差别及其石油地质意义, 并详细论述了高温超压环境下储层物性的影响因素: (1) 储层物性主要受沉积环境和成岩作用控制; (2) 高地温梯度使砂岩的孔隙度衰减较快; (3) 超压保存了一部分原生孔隙, 这是深部储层还具有高孔隙度的最主要原因; (4) 超压通过溶解等成岩作用产生了一些次生孔隙; (5) 流体压裂突破过程中产生了大量的裂缝, 有效地提高了储层渗透性.      

莺歌海盆地天然气运聚成藏条件与分布富集规律

油气勘探实践表明莺歌海盆地的天然气形成、分布及保存均与底辟区超压体系密切相关。文章根据地震、测井及地质资料与钻探成果，系统地分析总结了莺歌海盆地天然气生成、运聚及富集成藏特征。研究表明，莺歌海盆地天然气分布往往具有浅层气田沿中央泥底辟带分布、中深层岩性气藏分布于底辟构造翼部的特征，且具有"流体超压驱动、底辟裂缝输导、重力流扇体储集、高压泥岩封盖、天然气幕式脱溶成藏"的运聚成藏及富集规律。      

莺歌海盆地DX区黄流组超压对成岩作用的影响

碎屑岩的成岩作用主要受到碎屑矿物成分、地层水介质条件以及温压等因素的控制,超压流体环境对碎屑岩成岩作用和储层质量有重要影响。应用铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射分析以及实测压力资料研究了超压对黏土矿物转化、压实作用、胶结作用和溶蚀作用的影响。结果表明:莺歌海盆地DX区约在2 500m开始出现超压,目的层黄流组一段Ⅰ、Ⅱ气组均处于超压环境中,平均压力系数1.80;超压不仅可以抑制黏土矿物的转化,而且可以抑制上覆岩层的压实效应,有利于保存原生孔隙度,现今超压环境下3 000m埋深仅相当于正常情况下1 500m埋深,总体上表现中等压实特征,实测孔隙度在18%~20%之间,且超压不利于碳酸盐胶结物的形成;超压可以间接增加CO2酸性流体与硅酸盐矿物和碳酸盐矿物的接触时间和强度,使次生孔隙增加。     

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。     

莺歌海盆地LD区块地层超压对储层成岩作用的影响及其地质意义

莺歌海盆地异常地层压力的分布状况、异常地层压力条件下的流-岩相互作用以及其对储层成岩演化影响方面的研究尚未展开, 综合应用岩石薄片鉴定、扫描电镜分析、稳定同位素分析、流体包裹体均一温度测试等技术, 系统分析了莺歌海盆地LD区现今压力分布特征、超压环境下储层成岩作用特征及超压流体活动对储层成岩演化的影响.结果表明: (1)地层超压驱动深层热流体向上释放, 富含碳酸盐类离子成分的热流体运移到超压顶界面附近时由于温压条件变化而重新沉淀, 形成高含量的碳酸盐胶结物致密层; (2)地层超压通过抑制粘土矿物的转化来减少碳酸盐胶结物的生成和石英次生加大, 使原生孔隙得以有效保存; (3)LD区块储层普遍富含CO₂, 在超压环境下CO₂在流体中溶解度增大, 会大量生成H+; 另外一方面, 超压增加了LD区块有机酸的释放空间和时间, 促进溶蚀作用的产生.由此可知, 造成研究区中深部超压储层具有较高的孔隙度的主要因素为超压抑制了胶结物的生成, 其次为超压降低了机械压实作用及促进了次生孔隙的发育.      

莺歌海—琼东南盆地超压层系油气聚散机理浅析

文中讨论了超压层系天然气成藏的特殊性、超压圈闭油气聚散机理和油气成藏的超压强度上限。根据压力、应力状态和含油气性,将超压圈闭划分为充满型、部分充注型、未聚集型或油气散失型。通过钻孔证实,莺歌海、琼东南盆地的天然气聚散过程和含气性均与超压密切相关,其中DF13-1气田为充满型超压气藏,而YA21-1构造的储层水相压力已达到盖层破裂压力,盖层发生了周期性破裂并引起了明显的地球化学异常,属于未聚集或天然气散失型。超压圈闭天然气的聚散受最小水平应力、水相超压强度和盖层岩石力学性质等因素的控制。由于封闭性断层的开启压力低于地层的破裂压力,断层和底辟控制的砂体中天然气更易于散失。砂岩上倾尖灭点(岩性圈闭的顶点)的埋深对储层的压力状态和含气性具有重要控制作用。有效的压力、应力预测和盖层岩石力学性质研究是降低深层超压层系天然气勘探风险的重要途径之一。     

莺歌海盆地乐东斜坡区乐东A构造储层超压形成机制及其对天然气成藏的启示

莺歌海盆地乐东斜坡区乐东A构造深层超压天然气资源丰富,查明超压形成机制对于认识乐东斜坡区天然气运移成藏过程和地层压力准确预测至关重要。根据超压测井响应、数值模拟及天然气成藏条件解剖讨论了乐东A构造储层超压成因机制,分析了储层强超压形成与天然气成藏的关系。结果表明：乐东A构造中新统储层普遍发育超压,压力系数最大可达2.27,接近地层破裂压力梯度,纵向上压力系数发生突变。富泥地层快速埋藏导致的机械压实不均衡作用可使压力系数达到1.5～1.6左右。强超压（压力系数>1.6）表现出明显的卸载响应特征,表明储层压力远高于原位泥岩压力。储层中卸载型超压主要是由三亚组超压沿断层垂向传递作用引起的。储层强超压的形成与天然气运移成藏过程密切相关,深层成熟—高成熟的三亚组烃源岩提供了强超压传递的流体来源,烃源岩与储层之间发育的隐伏断层/微裂隙系统为天然气垂向运移及超压垂向传递提供了有利通道,天然气晚期充注有利于透镜状砂体中传递超压的保存。研究认识将为钻前压力预测和安全钻井设计提供有效参考,并为莺歌海盆地非底辟区高温高压天然气成藏过程提供新的见解。     

莺-琼盆地中新统高温超压储层特征及形成机制

中新统黄流-梅山组重力流、高温超压储层是南海北部莺-琼盆地中央坳陷带主力勘探层系,发育粉、细、中、粗砂岩与中、低、特低渗物性特征.通过研究高温超压储层特征,确定有利储层形成机制,为重点领域评价提供地质依据.结果表明,由东方到乐东区到乐东-陵水凹陷、由凹陷斜坡区到凹陷中心,由于地温梯度与异常超压形成时间、强度的变化,进入各成岩期深度加深,储层孔隙度纵向减小幅度不大,明显不同于斜坡区常压储层.沉积环境控制的储集岩粒度、泥质杂基与高温超压、热流体控制的成岩作用共同控制有利储层,以往凹陷方向发育早期超压保护的海底扇区为有利,凹陷斜坡区热流体作用形成大量次生孔隙,发育中渗“甜点”储层.      

莺歌海盆地浅海环境下烃源岩有机质形成机制

为了解莺歌海盆地海相烃源岩有机质形成机制,本研究引入地球生物学方法正演烃源岩形成过程,弥补盆地样品条件的不足,再结合有机地球化学方法,综合研究莺歌海盆地海相烃源岩有机质形成机制,建立烃源岩发育模式.研究认为:莺歌海盆地中新统发育浅海相烃源岩,有机质类型以Ⅱ₂-Ⅲ型为主,为混合型生源母质,现今凹陷内大部分烃源岩处于高熟-过成熟生气阶段.海相烃源岩以古生产力和保存条件为主要控制因素,平面上,莺歌海盆地东方区中新统烃源岩发育条件优于乐东区;纵向上,梅山组可能是有利的烃源层段.研究成果为正确认识莺歌海盆地烃源岩形成机制并准确评价其资源潜力提供了重要依据.      

莺歌海盆地D1-1底辟区天然气成藏过程与分布差异

通过对莺歌海盆地D1-1底辟区中深层高温超压带与浅层正常压力带、压力过渡带天然气的组成、碳同位素特征差异的对比分析,结合底辟活动特征,研究了天然气藏的形成过程和天然气组分的分布规律。研究结果表明：(1)D1-1底辟核部区和底辟波及区中深层天然气成藏过程有差异,主要受底辟活动影响程度的控制。底辟核部区中深层气藏的形成过程为早期成藏、后期破坏并再次充注;底辟波及区中深层气藏的形成则为早期成藏,后期改造较弱,成熟煤型原生气藏保存较好。(2)D1-1底辟核部区和底辟波及区中深层天然气组分、碳同位素分布有明显规律;随距底辟核部距离的增大,其甲烷含量升高,二氧化碳含量降低,甲烷碳同位素变轻(成熟度降低),二氧化碳碳同位素也变轻,底辟核部区富集无机成因CO₂,至底辟波及区则以有机成因CO₂为主。     

莺歌海盆地泥底辟发育演化与油气运聚机制

第三系泥底辟是莺歌海盆地非常独特的地质体，其发育演化与烃类及流体的生、排、运、聚以及塑性泥的流动，均存在直接的成因联系。泥底辟是一个独立、完整的油气生、运、聚体系，或即油气运聚的封闭箱或封存箱，其烃类及流体运聚和塑性泥质物的流动均与该封闭体系（封闭箱）顶封闭层的形成与破坏密切相关，亦即顶封层的破裂刺穿与保存完整与否，直接控制了烃类及流体的运聚机制及模式和塑性泥的流动方式与形态特征。籍此，总结出两种不同的油气运聚机制及模式。     

莺歌海盆地与济阳拗陷成因机制与沉积特征的比较及其油气勘探意义

莺歌海盆地近10年来一直处于勘探低谷期。以比较研究为手段,对莺歌海盆地与济阳拗陷形成演化机制进行了对比分析。研究表明,二者具有诸多相似性：均受控于大型先左旋后右旋的走滑断层,盆地构造演化经历了断陷、断拗转换、拗陷阶段;沉积-沉降中心均有迁移之规律,发育多个沉积旋回,沉积体系具有多样性;均具有异常地层压力,超压现象明显。因此,可借鉴济阳拗陷油气勘探成功经验,指导莺歌海盆地天然气成藏规律研究。