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琼东南盆地深水区中新统梅山组超压成因与天然气成藏特征 认领 引用 被引量：9
1
作者 刘海钰 胡林 +4 位作者 刘兵 庹雷 李虎 江汝锋 吴仕玖 《岩性油气藏》 CAS CSCD 北大核心 2025年第5期70-82,共13页
综合利用超压测井响应特征、盆地数值模拟、流体包裹体分析、已钻井岩心观察、薄片鉴定等研究手段,结合天然气成藏地质条件剖析,对琼东南盆地深水区乐东—陵水凹陷中新统梅山组气藏超压特征、成因机制进行了分析,并探讨了储层强超压的... 综合利用超压测井响应特征、盆地数值模拟、流体包裹体分析、已钻井岩心观察、薄片鉴定等研究手段,结合天然气成藏地质条件剖析,对琼东南盆地深水区乐东—陵水凹陷中新统梅山组气藏超压特征、成因机制进行了分析,并探讨了储层强超压的形成与天然气成藏过程的耦合关系,明确了其成藏模式。研究结果表明:①乐东—陵水凹陷梅山组压力为49.74~95.76 MPa,压力系数为1.37~2.09,为超压—强超压,单井压力结构表现为典型的双层超压结构;超压成因早期主要受欠压实作用控制,晚期则受烃类流体增压传导与欠压实作用共同控制。②研究区天然气由渐新统与中新统烃源岩混合供烃,存在3期油气充注,第1期(6.0 Ma)为液态烃充注,第2期(2.7 Ma)开始烃类气充注,成藏高峰期为1.9~1.0 Ma,第3期(1.8~1.2 Ma)为CO2充注。③研究区梅山组储层强超压的形成与天然气运移成藏过程密切相关,超压为油气运移提供了关键驱动力,有利于形成断裂和微裂隙等泄压通道;多期含烃类酸性流体的充注导致了有机酸的溶蚀改造,有效促进了次生溶孔的发育;晚期超压对储层孔隙的保存具有积极意义。梅山组天然气成藏具有“多源供烃—超压驱动—垂向裂隙输导—多期充注—大型砂体汇聚—近源超压溶蚀型储层优先富集”的特征。 展开更多
关键词 古压力演化 异常高压 欠压实超压 油气充注超压 多源供烃 梅山组 中新统 乐东—陵水凹陷 琼东南盆地
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琼东南盆地深水区基岩潜山超压成因及油气成藏特征 认领 引用 被引量：7
2
作者 胡林 胡潜伟 +6 位作者 王思雨 江汝锋 汪紫菱 赵晨 田澜希 张超梦 卞恺歌 《地球科学》 EI CAS CSCD 北大核心 2025年第2期433-452,共20页
海洋深水区是当今全球油气勘探的热点,随着深水油气勘探的不断推进,基岩潜山逐渐成为重要的接替领域.近年来,琼东南盆地深水区基岩潜山气藏获得了重大突破,展现了潜山重要的勘探潜力.但是基岩潜山普遍存在高压,超压如何影响规模成藏是... 海洋深水区是当今全球油气勘探的热点,随着深水油气勘探的不断推进,基岩潜山逐渐成为重要的接替领域.近年来,琼东南盆地深水区基岩潜山气藏获得了重大突破,展现了潜山重要的勘探潜力.但是基岩潜山普遍存在高压,超压如何影响规模成藏是亟需解决的一个重要问题.基于此,以陵水32-1基岩潜山为例,通过已钻井岩心、薄片观察、温压场模拟、流体包裹体等综合分析,揭示潜山内部存在两个压力系统,上部压力系数为1.68,下部压力系数为1.76~1.85.10.48 Ma时凹陷内烃类流体压力传导至潜山,潜山开始发育超压;3.02 Ma时潜山压力系数达1.7,进入强超压阶段.LS32-1-A井分别在3.0~1.9 Ma和1.8 Ma~现今经历两期油气充注,充注时间与潜山超压形成时间一致.研究表明:(1)潜山储层可分为砂砾质带、风化带、致密带、内幕裂缝带,以潜山内幕裂缝、基底断裂及垂向微裂隙为天然气运移的主要通道;(2)超压成因主要为早期欠压实和生烃增压,晚期受烃类流体侧向压力传导控制;(3)强超压形成时间与烃类流体充注时间匹配性好,生烃凹陷内的压力演化以及流体向潜山的充注过程控制着潜山大型油气藏形成;(4)陵水32-1构造具有“近源供烃,优势充注;超压传导,内幕成储;超压封盖,规模保存”的成藏模式.研究为琼东南盆地深水区基岩潜山油气藏的进一步勘探提供了重要依据. 展开更多
关键词 超压 基岩潜山 流体充注 深水区 琼东南盆地 石油地质
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Geology and hydrocarbon accumulations in the deepwater of the northwestern South China Sea——with focus on natural gas 认领 引用 被引量：13
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作者 WANG Zhenfeng SUN Zhipeng +5 位作者 ZHANG Daojun ZHU Jitian LI Xushen HUANG Baojia GUO Minggang JIANG Rufeng 《Acta Oceanologica Sinica》 SCIE CAS CSCD 2015年第10期57-70,共14页
The deepwater of the northwestern South China Sea is located in the central to southern parts of the Qiongdongnan Basin （QDN Basin）, which is a key site for hydrocarbon exploration in recent years. In this study, th... The deepwater of the northwestern South China Sea is located in the central to southern parts of the Qiongdongnan Basin （QDN Basin）, which is a key site for hydrocarbon exploration in recent years. In this study, the authors did a comprehensive analysis of gravity-magnetic data, extensive 3D seismic survey, cores and cuttings, paleontology and geochemical indexes, proposed the mechanism of natural gas origin, identified different oil and gas systems, and established the model of hydrocarbon accumulations in the deep-water region. Our basin tectonic simulation indicates that the evolution of QDN Basin was controlled by multiple-phased tectonic movements, such as Indochina-Eurasian Plate collision, Tibetan Uplift, Red River faulting and the expansion of the South China Sea which is characterized by Paleogene rifting, Neogene depression, and Eocene intensive faulting and lacustrine deposits. The drilling results show that this region is dominated by marine- terrestrial transitional and neritic-bathyal facies from the early Oligocene. The Yacheng Formation of the early Oligocene is rich in organic matter and a main gas-source rock. According to the geological-geochemical data from the latest drilling wells, Lingshui, Baodao, Changchang Sags have good hydrocarbon-generating potentials, where two plays from the Paleogene and Neogene reservoirs were developed. Those reservoirs occur in central canyon structural-lithologic trap zone, Changchang marginal trap zone and southern fault terrace of Baodao Sag. Among them, the central canyon trap zone has a great potential for exploration because the various reservoir- forming elements are well developed, i.e., good coal-measure source rocks, sufficient reservoirs from the Neogene turbidity sandstone and submarine fan, faults connecting source rock and reservoirs, effective vertical migration, late stage aggregation and favorable structural-lithological composite trapping. These study results provide an important scientific basis for hydrocarbon exploration in this region, evidenced by the recent discovery of the significant commercial LS-A gas field in the central canyon of the Lingshui Sag. 展开更多
关键词 South China Sea deepwater natural gas petroleum system central canyon reservoir-formingconditions Qiongdongnan Basin
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Natural gas geological characteristics and great discovery of large gas fields in deep-water area of the western South China Sea 认领 引用 被引量：2
4
作者 Wang Zhenfeng Sun Zhipeng +2 位作者 Zhu Jitian Guo Minggang Jiang Rufeng 《Natural Gas Industry B》 2015年第6期489-498,共10页
To accelerate the petroleum exploration in deep sea of China,since the period of“the 11th Five-Year Plan”,the sedimentary process,source rock formation and hydrocarbon generation and expulsion process in deep-water ... To accelerate the petroleum exploration in deep sea of China,since the period of“the 11th Five-Year Plan”,the sedimentary process,source rock formation and hydrocarbon generation and expulsion process in deep-water area of the Qiongdongnan Basin in the western South China Sea have been studied systematically using the data like large-area 3D seismic survey,logging,drill core(cuttings)and geochemical analysis,providing three innovative understandings,i.e.excellent hydrocarbon source conditions,good accumulation conditions,and grouping and zonal distribution of large exploration targets.From the study,the following conclusions are drawn.First,the deep-water area located in the southern and central parts of the Qiongdongnan Basin was formed under the control of such tectonic events as IndosinianeEurasian Plate collision,Himalayan uplifting and South China Sea expansion,and experienced Paleogene lift and Neogene depression stages.Second,accompanied by lacustrine deposition,faulting activity was violent in Eocene;whereas in Early Oligocene,rift continued to develop under a sedimentary environment of marineeterrestrial transitional facies and littoral-neritic facies.Third,oil generation predominated Eocene lacustrine mudstone and gas generation predominated Lower Oligocene marineeterrestrial transitional facies coal-measure strata compose two sets of major source rocks.Fourth,analysis in respect of thermal evolution level,hydrocarbon generation volume and hydrocarbon generation intensity shows that Ledong,Lingshui,Baodao and Changchang sags belong to potential hydrocarbon-rich kitchens,among which Ledong and Lingshui sags have been proved to have great hydrocarbon generation potential by drilling.Fifth,researches of deep-water sedimentology and hydrocarbon accumulation dynamics reveal that Paleogene and Neogene plays are developed vertically,and favorable hydrocarbon accumulation zones like the Central Canyon lithologic trap zone(group),Changchang circum-sag trap zone(group)and southern Baodao fault terrace zone are developed horizontally in the area.Sixth,with its excellent petroleum accumulation conditions and great exploration potential,the Central Canyon lithologic trap zone should be taken as the preferred drilling target,which has been verified correct by the discovery of the Central Canyon Gas Field d the largest gas field in the northern South China Sea. 展开更多
关键词 Western South China Sea Qiongdongnan Basin Deep-water Natural gas Large gas field Submarine canyon Play Exploration area
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琼东南盆地深水区乐东-陵水凹陷梅山组天然气成藏特征与勘探潜力 认领 引用 被引量：27
5
作者 尤丽 江汝锋 +4 位作者 徐守立 詹冶萍 龚宇 郑飞 雷新 《中国海上油气》 CAS CSCD 北大核心 2021年第5期24-31,共8页
琼东南盆地深水区乐东-陵水凹陷梅山组一直未获规模性勘探突破,已钻井具有"薄层见气、厚砂见水"现象,岩性圈闭有效性及天然气富集规律等是制约梅山组勘探的关键问题。本文综合钻井、测井、地震等资料,开展了梅山组高精度层序... 琼东南盆地深水区乐东-陵水凹陷梅山组一直未获规模性勘探突破,已钻井具有"薄层见气、厚砂见水"现象,岩性圈闭有效性及天然气富集规律等是制约梅山组勘探的关键问题。本文综合钻井、测井、地震等资料,开展了梅山组高精度层序约束下的沉积演化研究、基于沉积组合分析的岩性圈闭有效性评价及天然气运聚成藏规律研究。结果表明:研究区梅山组发育双源汇聚底流改造型海底扇,纵向四期砂体叠置,凹陷带扇体前端受早期超压保护和底流改造,发育优质储层;形成相控约束的岩性圈闭侧封机制,具有未接触水道岩性尖灭型、对接水道泥岩型、与水道内砂岩连通型三种侧封模式;具有源脊汇聚-裂隙输导-多期充注-砂体远端高部位汇聚成藏模式。以此模式指导落实了不同类型海底扇岩性圈闭,勘探潜力大。 展开更多
关键词 深水西区 乐东-陵水凹陷 梅山组 海底扇 沉积体系 圈闭侧封 天然气成藏
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琼东南盆地深水海底扇岩性圈闭成藏主控因素与勘探突破 认领 引用 被引量：13
6
作者 尤丽 江汝锋 +4 位作者 龚宇 徐守立 詹冶萍 郑飞 韩建辉 《地球科学》 EI CAS CSCD 北大核心 2024年第2期749-758,共10页
为研究琼东南盆地乐东-陵水凹陷中新统梅山组海底扇面临圈闭有效性与油气富集规律关键问题.综合海底扇沉积储层特征、圈闭形成与侧封条件、天然气运聚分析,明确梅山组海底扇岩性圈闭成藏主控因素.结果表明:(1)北物源海底扇主要分布于北... 为研究琼东南盆地乐东-陵水凹陷中新统梅山组海底扇面临圈闭有效性与油气富集规律关键问题.综合海底扇沉积储层特征、圈闭形成与侧封条件、天然气运聚分析,明确梅山组海底扇岩性圈闭成藏主控因素.结果表明:(1)北物源海底扇主要分布于北斜坡区,凹陷带发育西部昆嵩隆起物源影响海底扇向凹推进远、储层物性较好;(2)发育对接水道泥岩、对接水道砂岩、岩性尖灭、断层侧封4种圈闭类型;(3)天然气为崖城组烃源岩供源的成熟-高熟天然气,具有“源内大型构造脊汇聚、沟源断裂/裂隙带垂向运移+砂岩侧向输导,有效圈闭富集”天然气成藏模式.针对凹陷带尖灭型和对接水道泥岩型圈闭分别部署钻探,均获得勘探突破,明确了下步拓展方向. 展开更多
关键词 琼东南盆地 乐东-陵水凹陷 深水 中新统 海底扇 圈闭条件 成藏主控因素 石油地质
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文昌B凹陷差异伸展-走滑机制及控藏作用研究 认领 引用 被引量：9
7
作者 江汝锋 周家雄 +4 位作者 杨希冰 游君君 李珊珊 陈林 张霞 《地质学报》 EI CAS CSCD 北大核心 2020年第8期2422-2432,共11页
为查明文昌B凹陷油气富集差异性的原因,基于断裂展布和形成期次、构造样式组合、构造演化和断层活动的差异等标志,建立了差异伸展-走滑机制,识别出19洼为伸展-强走滑、14洼为伸展-中等走滑、30洼为伸展-弱走滑。差异伸展-走滑作用控制... 为查明文昌B凹陷油气富集差异性的原因,基于断裂展布和形成期次、构造样式组合、构造演化和断层活动的差异等标志,建立了差异伸展-走滑机制,识别出19洼为伸展-强走滑、14洼为伸展-中等走滑、30洼为伸展-弱走滑。差异伸展-走滑作用控制了优质烃源岩的展布和供烃方向,控制输导体系类型和运移动力,提供物源通道和改造储层,还控制了圈闭类型和力学性质。进一步深化了走滑增压理论,基于先存断裂形态、伸展应力场右旋演化和应变差异,建立了走滑增压圈闭识别方法,识别出S型增压、右行左阶增压、斜交型增压3种走滑增压构造。研究表明,文昌B凹陷的油气富集受伸展-走滑构造背景、源-运时空配置关系所控制,强—中等走滑变形、发育优质中深湖源岩的文昌19洼和14洼是油气富集区。该研究成果成功推动了文昌凹陷近期的多个勘探发现。 展开更多
关键词 差异伸展-走滑 控藏作用 走滑增压 文昌凹陷 珠三坳陷 珠江口盆地西部
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琼东南盆地深水区宝岛凹陷3D输导体系评价 认领 引用 被引量：8
8
作者 江汝锋 郭明刚 +2 位作者 朱继田 周杰 向远高 《西南石油大学学报（自然科学版）》 CAS CSCD 北大核心 2018年第2期57-66,共10页
为查明宝岛凹陷优势运移通道和运移方向,以钻井和地震资料为基础,采用地震解释、古构造恢复、油气运聚模拟、3D地质建模等技术手段,在宝岛凹陷识别出了4级4组断裂、4套骨架砂体和4条主构造脊,建立了宝岛凹陷烃源岩—输导体系—储层—圈... 为查明宝岛凹陷优势运移通道和运移方向,以钻井和地震资料为基础,采用地震解释、古构造恢复、油气运聚模拟、3D地质建模等技术手段,在宝岛凹陷识别出了4级4组断裂、4套骨架砂体和4条主构造脊,建立了宝岛凹陷烃源岩—输导体系—储层—圈闭空间格架,划分了T型、阶梯型、受限网毯型3种输导体系,南部断阶带和东北断阶带为阶梯型输导体系,松南低凸起和北部斜坡带为受限网毯型输导体系。运移模拟表明南部断阶带、东北断阶带、松南低凸起前排构造带都是优势的运移方向,垂向+侧向运移为主。区带优选表明南部断阶带为最有利区带,具有"近源、断—砂—脊阶梯型输导、海底扇和扇三角洲储集、断块-岩性圈闭"配置特征。 展开更多
关键词 地质建模 输导体系 宝岛凹陷 深水区 琼东南盆地 南海西部
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文昌B凹陷古近系低渗储层物性影响因素定量评价与应用 认领 引用 被引量：13
9
作者 陈林 李珊珊 +5 位作者 游君君 李连义 徐涛 江汝锋 张霞 胡高伟 《地质科技情报》 CSCD 北大核心 2019年第3期165-173,共9页
珠江口盆地文昌B凹陷的油气勘探已经进入古近系中深层领域,低渗储层是制约该领域油气勘探的关键。该区低渗储层物性影响因素的研究处于定性阶段,主控因素不明确是导致"甜点"储层难以预测的关键。针对这种现状和难点,在系统分... 珠江口盆地文昌B凹陷的油气勘探已经进入古近系中深层领域,低渗储层是制约该领域油气勘探的关键。该区低渗储层物性影响因素的研究处于定性阶段,主控因素不明确是导致"甜点"储层难以预测的关键。针对这种现状和难点,在系统分析沉积、成岩和构造作用对储层物性影响的基础上,利用岩心实验分析和钻井统计数据,运用多元回归方法对储层物性影响因素进行了定量评价,确定了储层物性主控因素及权重,从而综合预测出有利储层的分布区。结果表明:珠海组储层物性主控因素为胶结和压实作用,恩平组储层物性主控因素为沉积作用,文昌组储层物性主控因素为沉积和压实作用。根据上述研究结果,在地质模式的指导下精准预测了重点层段恩平组的优质储层展布,并指出D9-9构造和D9-10构造发育"甜点"储层,具有较大的勘探潜力。该项研究成果对文昌B凹陷乃至整个珠江口盆地西部低渗储层领域的油气勘探具有重要指导意义。 展开更多
关键词 文昌B凹陷 古近系 低渗储层 控制因素 定量评价 多元回归
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琼东南盆地宝岛21-1区陵水组沉积特征及其油气地质意义 认领 引用 被引量：6
10
作者 江汝锋 曹立成 +5 位作者 邓孝亮 何云龙 焦垚祺 陈子归 李韬 张祺 《地质科技通报》 CAS CSCD 北大核心 2024年第5期31-44,共14页
近期在琼东南盆地宝岛21-1区发现了我国首个深水深层大气田,对南海深水区深层油气勘探研究具有重要意义。基于宝岛21-1区最新获得的钻井和地震资料,分析了上渐新统陵水组三段的沉积特征及其油气地质意义。结果表明,陵三段沉积时期以双... 近期在琼东南盆地宝岛21-1区发现了我国首个深水深层大气田,对南海深水区深层油气勘探研究具有重要意义。基于宝岛21-1区最新获得的钻井和地震资料,分析了上渐新统陵水组三段的沉积特征及其油气地质意义。结果表明,陵三段沉积时期以双向物源为主,早期扇三角洲沉积发育于邻近高地,晚期辫状河三角洲沉积受NW向海南隆起物源和NE向神狐隆起物源的控制。此外,陡坡和缓坡的沉积物搬运通道表现出较大差异。陵三段沉积演化可分为3个阶段:由早期扇三角洲沉积、中期扇三角洲-辫状河三角洲沉积发展至晚期辫状河三角洲沉积,物源区也从早期邻近高地的单向供源、中期邻近高地-神狐隆起的双向供源演化至晚期海南隆起-神狐隆起的双向供源。研究区邻近崖城组烃源岩,发育12-1号断裂及伴生断裂,形成构造-岩性圈闭,成藏地质条件优越。宝岛21-1区气田的发现是我国深水油气勘探领域的重大突破,指明了海相盆地中断裂转换带是未来深水勘探的关键区域。 展开更多
关键词 琼东南盆地 宝岛21-1区 陵水组 沉积特征 油气勘探
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琼东南盆地松南-宝岛凹陷北部断阶带油气来源与成藏时间 认领 引用 被引量：4
11
作者 李兴 尤丽 +3 位作者 詹冶萍 江汝峰 邓孝亮 胡斌 《地球科学》 EI CAS CSCD 北大核心 2023年第8期3007-3020,共14页
琼东南盆地松南-宝岛凹陷北部断阶带发现多个含气构造,对该区带油气来源等认识存在很大争议,深水区烃源岩规模研究方面还比较薄弱,阻碍了下一步勘探方向的决策.采集了研究区共84个泥岩、7个天然气、3个原油样品进行岩石热解、干酪根同... 琼东南盆地松南-宝岛凹陷北部断阶带发现多个含气构造,对该区带油气来源等认识存在很大争议,深水区烃源岩规模研究方面还比较薄弱,阻碍了下一步勘探方向的决策.采集了研究区共84个泥岩、7个天然气、3个原油样品进行岩石热解、干酪根同位素、生物标志化合物、天然气轻烃与碳同位素等分析,系统对比研究区不同层系烃源岩地化特征,认为松南-宝岛凹陷北部断阶带油气来源于崖城组海相泥岩,以陆源有机质的生烃贡献最大.结合古环境、古生物与显微组分分析推测崖城组整体为浅海沉积,有利于好烃源岩的形成,在此基础上通过地震相的精细刻画厘清研究区崖城组烃源岩分布特征,结果表明研究区崖城组发育大规模煤系三角洲-浅海相沉积体系,其中前三角洲亚相、浅海相是好烃源岩主要赋存单元,烃源岩沿近凹断阶带分布.流体包裹体证据表明,松南-宝岛凹陷北部断阶带深水区至少存在两期烃类充注,主要成藏的是晚期高熟煤型气(7.8 Ma之后),证实煤系三角洲-浅海相沉积体系下发育的烃源岩能够为油气成藏提供充足的烃类,晚期更容易大量生成天然气,其东侧的深水区断阶带存在类似的烃源岩分布、热演化特征及输导体系,应是下一步天然气勘探首选. 展开更多
关键词 松南-宝岛凹陷 北部断阶带 海相烃源岩 煤系三角洲 陆源有机质 石油地质
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琼东南盆地深水西区梅山组储层成岩-孔隙协同演化机制 认领 引用 被引量：4
12
作者 高彦杰 甘军 +4 位作者 胡潜伟 江汝锋 汪紫菱 葛翔 沈传波 《吉林大学学报（地球科学版）》 CAS CSCD 北大核心 2024年第6期2014-2028,共15页
琼东南盆地深水区乐东-陵水凹陷梅山组是目前油气勘探的热点,高温超压环境下梅山组储层成岩及孔隙演化过程是目前研究的重点。本文综合薄片、扫描电镜、储层物性、碳氧同位素、黏土X衍射等资料,开展乐东-陵水凹陷梅山组储层成岩作用研究... 琼东南盆地深水区乐东-陵水凹陷梅山组是目前油气勘探的热点,高温超压环境下梅山组储层成岩及孔隙演化过程是目前研究的重点。本文综合薄片、扫描电镜、储层物性、碳氧同位素、黏土X衍射等资料,开展乐东-陵水凹陷梅山组储层成岩作用研究,确定成岩共生序列,建立孔隙演化模式。研究结果表明:乐东-陵水凹陷梅山组储层经历压实、胶结、溶蚀等多种成岩作用;成岩序列为早期黏土胶结→方解石胶结→长石、碳酸盐矿物溶蚀→石英加大、自生石英颗粒→铁方解石、铁白云石胶结→一期油气充注→长石、碳酸盐矿物溶蚀→二期油气充注;高温和超压抑制胶结物发育的同时改善成岩流体,发育溶蚀孔隙,具有高温增孔、超压保孔的特点。 展开更多
关键词 储层成岩作用 超压 孔隙演化 深水 梅山组 琼东南盆地
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