中国低孔渗大气区地质特征、控制因素和成藏机制

在对低孔渗大气区地质特征、控制因素分析的基础上,剖析了不同类型气藏的形成机制．低孔渗砂岩连续型大气区的主要地质特征表现在：大范围、低丰度、连续分布、大气区的天然气聚集特征;广覆式优质烃源岩与紧密接触式生储盖组合;主要发育于大型陆相坳陷或海陆交互相浅水河流三角洲体系：大范围准层状岩性型、成岩型和毛细管压力型为主的多种圈闭类型共生;存在达西流和非达西流双重渗流机理;多种类型气水关系并存,气水分布复杂化;甜点高产、带状富集、宏观连片的资源分布规律．低孔渗砂岩大气区形成的主要控制因素是：稳定的动力学背景和平缓的构造格局控制广覆式砂泥岩大范围交（间）互分布;大型缓盆弱水动力条件控制大范围浅水三角洲连续性低孔渗储层的形成;区域性差异成岩作用和非均一性成岩相控制有利储层和成岩圈闭群的发育;弱小弥散的成藏动力导致大范围连续分布的气藏资源丰度低．不同圈闭类型的低孔渗砂岩大气区具有不同的成藏机制：岩性圈闭气藏的分隔式压差交互机制;成岩圈闭气藏的分流式差异汇聚机制;毛细管压力圈闭气藏的非达西渗流机制．研究结果对深化和完善我国天然气地质理论,实现低孔渗天然气的预测评价和有效勘探具有一定的实践意义．     

克拉2气田高效成藏中构造抽吸作用的地质分析与物理模拟

在三维密闭环境中, 如果地质体内部因应力作用出现脱空现象, 就会在脱空产生的腔体与围岩之间出现压差, 形成指向腔体内部的抽吸力, 会对围岩内部流体的定向流动起到明显的加速作用. 库车坳陷的构造变形样式与天然气成藏条件适于构造抽吸过程的发生. 以克拉2高效气田为地质模型, 按照相似性原理对克拉2号构造的形成及天然气充注过程进行了物理模拟实验, 证实在盖层条件优良的挤压环境中, 构造抽吸作用是可以发生的, 并且在天然气高效成藏过程中发挥了重要作用. 因而提出构造抽吸作用是库车坳陷天然气高效成藏的一种重要机制.     

中国大气区和大气田的地质特征

在国内外油气区和大气田研究广泛调研的基础上,基于大气区和大气田的特征、属性和分布的分析,提出了确认大油气区的三项标志:空间标志、成藏标志和资源标志.对中国气聚集域及大气区进行了划分.分析了大气区和大气田分布的控制因素,横向分布控制因素主要是:高能沉积相与建设性成岩相、古隆起及其围斜带和深断裂等.纵向分布控制因素主要是:不整合面、蒸发岩系和深部低速高导层等.揭示了中国大气区和大气田的主要地质特征:四类盆地大气区(田)各具特色,陆上大气区(田)主要发育于前陆盆地和克拉通盆地;大气区主要存在三类气源,以煤系气源为主,生气强度大,成因类型呈现多元化;大气区(田)储集体岩石类型多样,总体以中低孔渗的孔隙型储层为主;中国大气区(田)构造圈闭和岩性地层圈闭并存,分别形成密集型高丰度和大面积中低丰度大气区(田);多数大气区(田)生烃高峰和成藏期较晚,大多经历了"多期充注、晚期定型"的过程;大气区(田)盖层和保存条件有利,大型、特大型气田多发育蒸发岩盖层.通过对大气区和大气田地质特征的分析,以期对推进大气田的勘探和大气区的拓展有所启发.     

库车坳陷克拉苏逆冲带晚期快速成藏机理

基于库车坳陷克拉苏逆冲带喀桑托开背斜带克拉1、克拉2和克拉3构造油气生、运、聚过程分析, 以及通过一系列油气藏地球化学证据表明, 烃源岩晚期快速生烃与超压流体主排放通道及其控制的天然气快速汇聚输导体系是逆冲带天然气晚期快速成藏的2个重要条件. 由于逆冲带构造叠加导致的地层重复加厚, 使得下伏烃源岩快速深埋, 在较短的2.3 Ma时间内烃源岩成熟度自1.3% Ro增加到2.5%Ro, 熟化/生烃速率达到了0.539%Ro/Ma, 表现出逆冲构造叠加作用对烃源岩生烃的显著加快效应, 以及逆冲带烃源岩在短期内可以为晚期成藏快速提供充足的气源. 该背斜带具有多种构造样式, 只有断层扩展褶皱相关断层才能形成切穿膏泥岩盖层的超压流体主排放通道, 由此导致的盐下流体低势区成为天然气快速汇聚的有利部位. 露头构造、地震剖面解释构造和自生高岭石与储层物性证据一致表明, 克拉2构造相关断裂形成的超压流体主排放通道及其天然气快速汇聚输导体系是该大型气田成藏的关键; 而克拉2构造两侧的克拉1和克拉3构造由于不具备天然气快速汇聚输导体系, 从而不利于天然气聚集成藏.     

莺歌海盆地流体压力自振荡与天然气幕式成藏的耦合特征

莺歌海盆地受多幕沉降和多期热事件的背景控制 ,其地层流体压力演化也具有振荡性演化特征 .古流体压力模拟和各种“热”指标、流体包裹体和甲烷碳同位素组成综合分析表明 ,在中央流体底辟带因异常超压封存箱破裂 ,不仅在中浅层形成了大规模的油气聚集 ,而且因古压力的自波振荡 ,在中深层也可能发育早期天然气成藏空间     

库车坳陷天然气成藏过程有效性评价

天然气成藏过程的有效性受成藏动力、输导体系和盖层封闭条件等主要地质因素的控制,对中国主要大中型气藏的解剖和统计分析表明,源储剩余压力差、输导体系的输导系数以及盖层厚度或排替压力可以作为评价天然气成藏过程有效性的主要指标,并建立了评价标准.利用上述评价指标对库车坳陷天然气成藏过程有效性进行了定量评价.根据库车坳陷天然气主要成藏期的源储剩余压力差、断裂输导体系的输导系数和盖层厚度等主要因素的叠合,做出了库车坳陷成藏过程有效性综合评价图.评价结果表明,吐北-大宛、克拉苏中部和东秋东-迪那地区是库车坳陷内3个高效成藏过程发育区,为天然气成藏的有利部位.     

塔里木盆地和田河气田天然气地球化学特征及成藏过程

和田河气田是塔里木盆地在古生界克拉通地区迄今发现的一个最大气田,探明地质储量为616.94×108m3.和田河气田主要产层为石炭系巴楚组的生屑灰岩段、砂砾岩段和奥陶系碳酸盐岩潜山.天然气主要为源自寒武系烃源岩的原油裂解气,经历了晚加里东-早海西期油藏的形成、晚海西期天然气的运聚与散失与喜马拉雅期和田河次生天然气藏形成的3个主要阶段.和田河气田发现的最大意义就是在古生界克拉通地区的新构造运动圈闭中可以形成大气田.     

中国大中型气田形成的主要控制因素

大中型气田形成的主要控制因素是:生气中心及其周缘、成气区内与古隆起有关的圈闭、潜伏的低、中阶煤系中或与其关联的上、下大中圈闭、成藏期晚、生气区内大面积孔隙型储集层和发育良好的区域盖层。     

松辽盆地北部深层断陷沙河子组末期反转构造及对天然气成藏的影响

通过地震剖面解释和平衡剖面分析认为松辽北部断陷期挤压反转构造有三期;总结了沙河子组末期的反转构造样式;并分析了反转构造的平面分布规律及产生的动力学机制;研究认为沙河子组末期反转构造对构造圈闭的形成和天然气生储配置有积极作用。     

鄂尔多斯盆地靖边气田古地貌恢复与储层特征分析

古地貌的分布特征是天然气富集程度的主要影响因素,因此古地貌恢复对于油气资源勘探开发至关重要.本文通过对研究区古生界的地质资料分析后发现,该地区钻井资料较少,依托钻井资料恢复古地貌的方法难以实现对古地貌的精细刻画.针对这一难题,提出了结合地震资料采用残余厚度法和层拉平技术,进行靖边气田东侧奥陶系马家沟组马五段古地貌恢复.为了准确划分地貌单元,通过联井正演模型和实际资料的对比的基础上,进行古地貌单元划分,识别出岩溶高地、残丘、洼地等古地貌单元以及在研究区内分布特征,最后得到了靖边气田东侧岩溶古地貌呈现出西高东低、北高南低、厚度不均一的分布规律.通过分析古地貌单元对储层分布的影响,经钻井试气验证,发现岩溶残丘和岩溶斜坡为天然气成藏极佳的古地貌单元,为靖边气田东侧地区的储层预测和井位优选提供了可靠的依据.     

渤海新构造运动及其对晚期油气成藏的影响

自中新世晚期（大约5.2 Ma B.P.）以来,渤海海域盆地进入裂后构造活动最活跃的新构造运动时期,致使渤海海域沉降沉积中心迁移、玄武岩喷发、地震频繁活动、深大断裂继承性活动和大量晚期断裂的生成．该期构造运动海域强度明显高于相邻陆域,呈现出幕式活动的特征．在新构造运动的影响和控制作用下,渤海海域含油气盆地形成了一批大型浅层背斜圈闭,油气输导体系得到优化,烃源岩晚期快速生烃,油气幕式充注成藏．本文以PL19-3油气藏为例,初步总结了渤海新构造运动控制油气晚期快速动态成藏的模式．     

中国沉积盆地大中型气田分布与天然气成因

中国沉积盆地丰富的天然气资源是由我国独特的地质环境决定了的.古生界海相高演化程度的烃源岩、广泛分布的煤系地层以及第四系低温盐湖相地层等,都决定了中国境内天然气的资源前景相当广阔.迄今已在东部、中部、西部及海域的大多数含油气盆地,从前寒武系、古生界、中生界至新生界几乎所有的地质时期,都发现了大规模的天然气聚集.这些大中型天然气藏主要以烃类气体为主,干燥系数大,非烃含量少,碳同位素值分布范围宽,成因多种多样,几乎包括了所有成因类型的天然气,如煤成气、油型气、生物气和无机气等.其中煤成气在天然气资源中占主导地位,特别是已探明的几个千亿方的大型气田,如克拉2、苏里格、大牛地等,均属于煤成气或以煤成气为主;油型气在我国海相盆地占有重要地位,如四川盆地海相天然气田,主要是由原油裂解形成的;在柴达木盆地和松辽盆地西斜坡,分别发现了原生型的生物气大气田和稠油降解成因的次生生物气;无机成因气主要分布在中国东部,尤其是近年来在松辽盆地发现的较大规模的CO2和烃类气体的聚集,意味着无机成因气在中国东部将有很大的勘探潜力.     

下生上储式油气富集程度的定量研究方法及其应用——以廊固凹陷大柳泉构造带沙三中亚段为例

为了研究大柳泉构造带沙三中亚段下生上储式油气成藏规律,在源、储、输导、圈闭等成藏要素的发育及分布特征研究的基础上,对其成藏贡献进行了研究.研究表明:油气运移条件与油气保存条件是控制大柳泉构造带油气富集程度的两个最主要的影响因素.油气运移条件包括垂向运移条件,侧向分流条件和侧向运移条件,油气保存条件包括盖层垂向封闭性和控圈断层侧向封闭性.根据钻井资料提出一种新的油气运移、保存条件评价方法,即油气运移指数与油气保存指数.通过分析对比已钻井油气运移、保存指数与油气富集各影响因素的定量关系,建立出预测未钻井圈闭油气富集程度的评价公式.运用该方法对大柳泉构造带沙三中亚段各圈闭油气富集程度进行预测,其结果与当前钻探成果有很高的符合率.     

开发阶段油田研究工作中大数据模型的建立与应用

针对如何充分利用地质油藏数据挖掘价值信息并指导油田开发研究工作,进行了数据模型构建及应用探索,建立了两个数据模型:将平面控制点密集的构造图与纵向数据点密集的井点分层数据结合,建立三维钻井—构造高程差数据模型辅助构造变化分析,以描述任意空间位置的构造变化特征;将录井显示、测井解释数据与油气成藏特征进行联系,建立油气运移—成藏数据模型,以辅助油气运移成藏规律分析.将构造高程差数学模型应用于开发井随钻跟踪工作中,成功识别深度测量数据异常,有效避免了开发井侧钻;将油气运移—成藏数据模型应用于成熟油区周边滚动评价研究中,有效获得研究区浅层断层侧向封堵的认识,指导了研究区一个小型断块圈闭的评价和钻探并获得成功.     

济阳坳陷砂岩透镜体油藏成因机理与模式

渤海湾盆地是我国隐蔽油气藏分布的重要地区, 20世纪90年代后期岩性油气藏已成为胜利探区勘探的重点和储量增长、勘探挖潜的主要领域, 但近几年的勘探实践发现, 岩性油藏的含油气性变化大、成因机理还认识不清. 在对济阳坳陷123个典型砂岩透镜体含油性统计分析的基础上, 结合典型透镜体的详细剖析和核磁共振物理模拟实验的结果综合研究后发现: 砂岩透镜体形成时的构造环境和沉积环境、围岩生排烃条件、砂体储集条件是成藏的主控因素. 砂岩透镜体能否成藏, 取决于围岩(源岩)与砂岩体之间的毛细管压力差和烃浓度梯度产生的扩散作用力和膨胀力的动力与流体向外渗滤遇到的阻力的是否达到平衡. 围岩生排烃条件由差到好、砂体储集条件由差到好、砂体的沉积环境从不利到有利, 当三方面均满足一定的条件时, 圈闭内才具有成藏的条件, 三方面条件均较好时, 圈闭含油气性好. 文中对济阳坳陷新近系沙三下亚段砂岩透镜体油藏的分布进行了预测.     

南海莺歌海盆地东方13-1高温高压气田特征与成藏机理

东方13-1高温高压气藏位于南海莺歌海盆地底辟带,上中新统黄流组主要气层的地层压力高达54.6 MPa(压力系数为1.91)、地层温度143℃(地温梯度4.36℃/100m),属典型的高温高压气藏.基于地质与地球化学资料的综合分析,认为该气田的天然气干燥系数高(C1/C1~5达0.98),且碳同位素值偏重:δ13C1为-30.76‰~-37.52‰,δ13C2介于-25.02‰~-25.62‰,系来自深部高成熟的中、下中新统梅山组-三亚组海相泥岩腐殖型有机质.地质分析及实验揭示,在与底辟相关的高温高压中新统含油气系统中由于欠压实产生高压的地层含有较多的孔隙水,且天然气在水中具有高的溶解度,若按下中新统三亚组的温压条件计算,天然气在水中溶解度可达10.5 m3/m3,因此,这意味着其中至少有部分天然气可能以水溶相运移.盆内丰富的气源为水溶气快速饱和乃至出溶奠定了丰厚的物质基础;底辟活动及其伴随的温压瞬态变化加速了水溶气出溶释放出大量游离气;黄流组发育的海底扇细砂岩造就了良好的气-水离析空间和聚集场所;而其上覆高压泥岩层构成了有效的封盖,从而形成了东方13-1气田.这种成藏机理揭示盆内底辟带高温高压领域具有良好的大中型气田勘探潜力.     

(U-Th)/He技术约束下库车盆地北缘构造热演化——以吐孜2井为例

库车前陆盆地蕴藏着丰富的油气资源,然而盆地中新生代的构造热演化史一直缺乏有效的研究,制约了油气的勘探.本文测试了吐孜2井磷灰石、锆石(U-Th)/He年龄数据,建立了He年龄随现今温度/深度变化的关系,确定该区磷灰石(U-Th)/He体系封闭温度为89℃.综合利用(U-Th)/He及镜质体反射率(Ro)数据模拟恢复了库车盆地吐孜2井中新生代热演化史,结果表明库车盆地吐孜洛克背斜形成起始时间约为5Ma,新生代抬升剥蚀量平均约为670m,平均抬升剥蚀速率为0.133mm/a.根据新生代吐孜洛克背斜的构造演化分析确定了气源断裂活动及圈闭形成的时期,揭示了吐孜洛克背斜天然气成藏时间为5Ma以后,且烃源岩生排烃、断裂活动及圈闭形成的时间具有良好的匹配关系,这是吐孜洛克油气田形成的关键因素之一.本文应用(U-Th)/He技术研究沉积盆地构造热演化史,对库车盆地油气勘探具有重要的意义.     

(U-Th)/He技术约束下库车盆地北缘构造热演化——以吐孜2井为例

库车前陆盆地蕴藏着丰富的油气资源,然而盆地中新生代的构造热演化史一直缺乏有效的研究,制约了油气的勘探.本文测试了吐孜2井磷灰石、锆石（U-Th）/He年龄数据,建立了He年龄随现今温度/深度变化的关系,确定该区磷灰石（U-Th）/He体系封闭温度为89℃.综合利用（U-Th）/He及镜质体反射率（R_o）数据模拟恢复了库车盆地吐孜2井中新生代热演化史,结果表明库车盆地吐孜洛克背斜形成起始时间约为5 Ma,新生代抬升剥蚀量平均约为670 m,平均抬升剥蚀速率为0.133 mm/a.根据新生代吐孜洛克背斜的构造演化分析确定了气源断裂活动及圈闭形成的时期,揭示了吐孜洛克背斜天然气成藏时间为5 Ma以后,且烃源岩生排烃、断裂活动及圈闭形成的时间具有良好的匹配关系,这是吐孜洛克油气田形成的关键因素之一.本文应用（U-Th）/He技术研究沉积盆地构造热演化史,对库车盆地油气勘探具有重要的意义.     

准噶尔盆地构造分区和变形样式

准噶尔盆地经历了晚海西、印支、燕山和喜马拉雅期多次构造运动的影响,多期构造变形叠加复合使盆地内构造变形复杂多样。由于各期构造运动影响的范围、应力作用方式不尽相同,因而盆地不同地区的构造变形样式、圈闭类型和分布特征各不相同。西北部构造区( 带) 发育“鱼鳞”状冲断推覆构造;东北部构造区( 带) 以雁列状展布的冲断构造为主;东、西部构造区( 带) 发育近直线状冲断构造;南部构造区(带) 发育“瓦垅”状推覆构造;中央构造区变形较弱,以隆坳变形为主,发育少量正断层和逆断层。各构造区(带) 发育了特征不同的油气圈闭     

南海北部陆坡细粒沉积物天然气水合物系统的形成模式初探

我国在南海北部陆坡的细粒沉积物中首次钻获水合物样品,为深入了解这一特殊成藏体系的形成机制,本研究以钻探区域高精度的二维和三维多道地震资料为基础,通过精细的地球物理解释和地质分析,探讨了该天然气水合物系统的成藏控制因素.细粒沉积物天然气水合物系统中水合物的富集过程存在着三个特殊的控制因素：（1）大面积丰富的含甲烷流体的参与.南海北部深水盆地广泛存在的异常热流体活动促使深部的热解成因天然气或浅层的生物成因气运移到水合物稳定带,有利于水合物的发育.热流体活动表现为底辟和气烟囱构造,在地震剖面上,表现为地震声学模糊带、同相轴下拉或中断、顶部出现反射亮点,这些构造直抵水合物稳定带.在气烟囱或底辟构造顶部通常有BSR伴生,说明热流体活动与水合物成藏具有密切关系;（2）断裂构造的发育在水合物稳定带中细粒沉积物的成核和生长过程中具有重要的作用,一方面促进稳定带流体的垂向和侧向运移,另一方面,构造裂缝可能成为成核和生长过程的空间;（3)大型海底滑坡导致了地层中超压流体活动和构造裂缝的发育,从而促进了水合物富集.在上述研究基础上,提出了南海北部水合物钻探区高饱和度水合物成藏模式.