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本期目录

2015年, 第3期 Previous    Next
沉积·储层
四川盆地下三叠统飞仙关组层序—岩相古地理特征
孙春燕1,2,胡明毅1,2,胡忠贵1,2,薛 丹3,王振鸿4
海相油气地质.2015,20 (3): 1-9.  
摘要 ( 336 )     PDF( 1686 )

四川盆地下三叠统飞仙关组发育碳酸盐台地相沉积体系,可划分为开阔台地、局限台地、蒸发台地、台地边缘、台地前缘斜坡和海槽盆地等六种相类型。以单井、野外剖面层序划分和连井层序地层对比为基础,将四川盆地下三叠统飞仙关组划分为两个三级层序(SQ1、SQ2)以及四个高位和海侵体系域,编制了全盆地下三叠统飞仙关组各体系域的层序—岩相古地理平面展布图。研究表明,四川盆地下三叠统飞仙关组自西南向东北的相带分异明显。在SQ1层序时期,四川盆地以开阔台地相和局限台地相沉积为主,在中部和东北部一带发育鲕滩和浅滩微相沉积;在SQ2层序时期,四川盆地的中部和东北部广泛发育局限台地潮坪亚相沉积。指出SQ1层序的高位体系域和SQ2层序的海侵体系域为飞仙关组中的鲕滩最为发育的层位,具有较好的油气勘探潜力

南黄海盆地上二叠统—下三叠统基准面旋回特征及沉积充填模式
张银国1,2,3,陈清华1,陈建文2,3
海相油气地质.2015,20 (3): 10-16.  
摘要 ( 312 )     PDF( 466 )

采用高分辨率层序地层学理论与基准面旋回识别技术,根据区域构造旋回变化和海平面变化特征,将上二叠统—下三叠统作为1个长期基准面旋回。基于南黄海盆地钻井资料,以岩电组合旋回性特征及特殊岩性(煤层、白云岩、砂岩)为依据,将长期基准面旋回划分为5个中期基准面旋回(MC1—MC5)。连井对比分析表明,上二叠统—下三叠统主要发育三角洲相、潮坪相、台地相和陆棚相,水体西北深、东南浅。依据基准面旋回变化和沉积环境变迁,上二叠统—下三叠统发育两种基准面旋回充填模式,即上二叠统龙潭组相对稳定的潮坪相和上二叠统大隆组—下三叠统青龙组快速海侵陆棚相至稳定的台地相,这些模式可为南黄海盆地中古生界油气地质评价提供基础依据。

成岩作用对豫西北马家沟组三段遗迹化石充填物孔隙发育的影响
董小波1,牛永斌1,2
海相油气地质.2015,20 (3): 17-27.  
摘要 ( 372 )     PDF( 608 )

豫西北奥陶系马家沟组三段碳酸盐岩的野外露头观察和室内测试分析结果表明,马家沟组三段的岩性以泥晶灰岩为主,岩石中具有典型的遗迹化石充填特征。遗迹化石充填物经历了白云石化、胶结、溶蚀、压实/压溶、去白云石化等成岩作用,其中溶蚀作用对充填物孔隙发育具有建设性,压实作用和去白云石化作用具有破坏性,而白云石化作用、胶结作用和压溶作用则具有建设性和破坏性的双重影响。潜穴充填物的孔隙类型主要以白云石晶间孔、晶间次生溶孔和晶内次生溶孔为主。随着成岩环境的变化,孔隙度经历了降低—升高—降低—升高的反复演化过程。早成岩阶段的白云石化作用对于潜穴充填物孔隙的发育贡献最大,此后充填物孔隙度的提升主要依赖于表生环境下大气淡水的淋滤溶蚀,而遗迹化石充填物经成岩改造后对提高宿主岩层的储层物性具有促进作用。

勘探评价
湘中坳陷下石炭统孟公坳段页岩气成藏条件及勘探前景
曹清古1,韦庆亮1,肖秋苟2,孙庭金2,王津义1
海相油气地质.2015,20 (3): 43-49.  
摘要 ( 348 )     PDF( 536 )

通过野外地质调查,结合实验测试数据和地震资料,对湘中坳陷下石炭统岩关阶孟公坳段页岩气勘探前景进行了探索。由烃源条件、保存条件、页岩气赋存条件及页岩可压裂性等方面的研究表明,该套泥页岩沉积厚度较大,富含有机质,有机质类型以Ⅱ型为主,TOC在1.32%~3.10%,镜质组反射率普遍大于2.0%,且处于过成熟演化阶段,具备页岩气成藏的烃源条件。从岩石结构、矿物成分、吸附性能等方面揭示出该套页岩发育良好的天然气赋存空间,且具有良好的吸附性能。黏土矿物含量及较好的顶底板条件决定了该套页岩具有良好的可压裂性。湘中坳陷的构造活动相对较弱,盖层封盖性能良好,有利于页岩气藏的形成和保存。

俄罗斯东萨哈林—鄂霍茨克盆地油气地质特征及勘探方向
田院生1,谭 卓2,田继先3,郑 力1,王建宁1
海相油气地质.2015,20 (3): 50-58.  
摘要 ( 356 )     PDF( 985 )

以石油地质理论为基础,应用含油气系统评价方法,分析了俄罗斯东萨哈林—鄂霍茨克盆地的构造沉积演化特征和油气地质条件。盆地主要经历了裂谷期、转换拉伸期和反转期三个构造演化阶段。转换拉伸期形成了上渐新统达耶组—胡林组泥页岩、下中新统威宁组—达吉组煤系地层和中—上中新统奥科贝凯组—努托瓦组下段泥页岩等3套海相优质烃源岩,同时发育了钻井已证实的3套有利储盖组合。储层以海相三角洲砂岩为主,储集物性好。反转期构造运动使得盆地发育了构造、构造-地层等多种类型的圈闭。盆地生储盖组合和油气的生成、运移、聚集形成了较好的匹配格局,成藏条件优越。目前已发现的油气田主要分布在盆地西部地区,指出盆地东部海上的奥道普金凸起、南奥道普金凸起、柴沃坳陷内凸起带以及陆上的奥哈凸起、塔姆列夫凸起为盆地的有利勘探方向。

新西兰坎特伯雷盆地构造-沉积演化及海域含油气远景
袭著纲,骆宗强,刘铁树
海相油气地质.2015,20 (3): 59-65.  
摘要 ( 309 )     PDF( 394 )

基于地震地质解释,新西兰坎特伯雷盆地海域可划分为西部斜坡、中央坳陷和东部隆起三个构造单元。盆地经历了裂谷期(早白垩世—晚白垩世早期)、被动陆缘期(晚白垩世晚期—渐新世早期)和挤压沉降期(渐新世晚期至今)三个演化阶段,形成了不同的沉积序列。盆地发育两套成藏组合,上白垩统的Clipper组沼泽相煤系和Pukeiwitahi组平原相煤系为主要烃源岩,Clipper组河流相砂岩、Herbert组(或Broken River组)滨浅海相砂岩为主要储集层。裂谷期的古构造形态及断裂控制了主要圈闭类型及油气运聚方向,中央坳陷和东部隆起的近坳一侧,披覆背斜和断块圈闭成藏条件优越,是有利的勘探区带。

“源热共控”新西兰南大盆地生烃潜力
金 莉,杨松岭,柯 岭,骆宗强,孙翠娟
海相油气地质.2015,20 (3): 66-72.  
摘要 ( 356 )     PDF( 545 )

新西兰南大盆地(Great South Basin)经历了裂谷期、拗陷期及大陆边缘期三个构造演化阶段,并发育了三套烃源岩,分别为裂谷期的上白垩统Hoiho群煤系烃源岩(为主要烃源岩)、拗陷期的上白垩统—古新统Taratu组海岸平原相煤系烃源岩和Wickliffe组海相泥岩烃源岩。源热耦合分析发现,裂谷期Hoiho群湖沼相煤系烃源岩埋藏深,有机质丰度高,热演化程度高,有效烃源岩体积大,生气潜力也大;Taratu组海岸平原相煤系烃源岩也是有效烃源岩。认为中央坳陷烃源岩发育,油气潜力大。

澳大利亚大澳湾盆地东部海域勘探潜力
于圣杰,杨松岭,许晓明,周浩玮
海相油气地质.2015,20 (3): 73-78.  
摘要 ( 344 )     PDF( 1501 )

澳大利亚南缘大澳湾盆地为陆相裂谷与海相被动大陆边缘的叠合盆地,经历了由中晚侏罗世至早白垩世的裂陷期、早白垩世到晚白垩世桑托尼期的过渡期、以及其后的漂移期共三期构造演化。盆地东部海域发育五套烃源岩(岩相主要为白垩系湖相泥岩、三角洲相煤系和海相泥岩)和四套储盖组合,形成了四套成藏组合。Ceduna坳陷的Hammerhead群三角洲前缘砂岩储层与前三角洲泥岩可形成自储自盖组合,是有利的勘探区带。

勘探技术
珠江口盆地南部隆起中新统碳酸盐岩分布的地震预测
杨振建1,2,党晓红2,蒲仁海2,屈红军2,吴晓川2
海相油气地质.2015,20 (3): 39-42.  
摘要 ( 322 )     PDF( 1490 )

珠江口盆地中新统碳酸盐岩台地发育,并在东沙隆起发现了生物礁油田。借鉴区域岩相古地理研究,依据典型的特强振幅低频地震反射特征,推断在南部隆起下中新统发育有碳酸盐岩。针对钻井空白的情况,通过正演模型,分析不同厚度碳酸盐岩对应的地震响应特征,据此在南部隆起的二维地震剖面上识别出了碳酸盐岩的尖灭点、调谐厚度、1/2波长厚度和大于1/2波长厚度等重要厚度控制点,编制了碳酸盐岩厚度图。根据碳酸盐岩相模式、厚度和地震反射特征,初步分析了碳酸盐岩孤立台地的沉积相,这可为南部隆起碳酸盐岩油气勘探提供参考。

讨论·探索
四川盆地东部长兴组礁灰岩缺乏大规模白云石化作用的原因分析及启示
潘立银1,2, 张建勇1,2, 胡安平1,2, 王小芳1,2, 韦东晓1,2, 王永生1,2
海相油气地质.2015,20 (3): 28-32.  
摘要 ( 345 )     PDF( 993 )

位于四川盆地东部开江—梁平海槽西南侧台地边缘的长兴组礁灰岩,沉积时具有很高的原生孔隙度,但由于缺乏大规模白云石化作用,现今多数礁灰岩致密无孔。研究表明礁灰岩缺乏白云石化作用可能与早期白云石化流体供应不足有关,而并非如前人推测的是由于早期海水胶结作用将孔隙完全充填堵塞造成白云石化流体无法进入所致。早期海水胶结作用结束后,长兴组礁灰岩中仍存在大量孔隙及流体活动空间,但由于礁灰岩(礁核相)位于台地边缘靠近海槽的高能区,受早期沉积环境的控制,成岩流体为活跃循环的正常海水,不具备发生白云石化作用所需的轻度咸化海水渗透回流的条件。埋藏成岩环境下块状亮晶方解石的胶结作用是造成礁灰岩中孔隙完全丧失的原因。

元坝气田长兴组礁滩相气藏复杂气水关系成因
李宇平,范小军,郝景宇,潘 磊,王 银
海相油气地质.2015,20 (3): 33-38.  
摘要 ( 322 )     PDF( 335 )

元坝气田以上二叠统长兴组礁滩隐蔽性岩性气藏为主。元坝西北部整体含气性较好,气产量高,但东部和南部气水关系复杂,多个圈闭见水,气产量多为中低产。不同岩性的气藏,其气水界面与气藏高度变化较大。通过地质、测井、物探的联合分析认为,优质储层的形成分布特征、成藏富集的规律特点、裂缝与构造的良好匹配是控制复杂气水关系的主要因素。分析表明,元坝西北部的礁带是最有利的勘探区。这一分析结果与高产富集带的预测、含气性的检测及测试结果具有高度的吻合性。