文章编号:1000 0747(2007)05 0521 08
渤海海域天然气成藏主控因素与成藏模式
薛永安1,2,刘廷海1,2,王应斌2,张国良2,韦忠花2
(1.中国地质大学能源学院(北京); 2.中国海洋石油有限公司天津分公司)
基金项目:国家 十五 重大科技攻关项目(2003BA613A05)
摘要:对比研究渤海海域及周边陆地油区主要气田特征,发现渤海海域天然气成藏的主控因素有两点:存在相对富气凹陷,气源岩为偏腐殖型或高成熟腐泥型;富气凹陷的古近系发育高压异常厚层泥岩封盖层。渤海海域主要有5种天然气成藏模式:封盖层下A型,即新生、新储、新盖型;!封盖层下B型,即新生、古储、古盖型;?封盖层内型,指在高压异常泥岩内部形成的气藏;#封盖层上A型,指天然气沿输导层与断裂垂向运移进入浅层,聚集在局部盖层发育区,形成的小规模天然气藏;?封盖层上B型,即由浅层稠油油田原油生物降解形成的较 干 的天然气聚集于油田之上的地层而形成的气藏。其中,封盖层下型形成的气藏充满系数(程度)最高,储量规模最大。就地区而言辽中凹陷北洼和渤中凹陷为相对富气凹陷,天然气勘探潜力较大,可成为天然气藏再勘探的重点区域。图6表2参14
关键词:富油凹陷;富气凹陷;异常压力;主控因素;成藏模式;封盖层模式
中图分类号:T E122.1%%%文献标识码:A
Main controlling factors and mode of natural
gas accumulation in Bohai Bay area
XU E Yong an1,2,LIU Ting hai1,2,WANG Ying bin2,ZH AN G Guo liang2,WEI Zho ng hua2
(1.School of E ner gy Res our ces,China Univers ity of Geos ciences,Beij ing100083,China;2.T ianj in Br anch,
China N ational Of f shor e Oil L imited Cor p o ration,T ianj in300452,China) Abstract:Based on the co mpar ison of o il rich and gas rich sags in the Bohai Bay basin,two main contro lling factor s of gas reservoir forming are summarized:gas rich sags have source rock of partial humic o r high maturation sapropel type;thick abnormal pressure mudsto ne in lower Tertiary is the cap,or"quilt".Five main reservoir forming models are concluded:"under quilt"model A, namely new generation,new r eservo ir,new cap;"under quilt"mo del B,namely new generation,old reser voir,old cap;"in quilt"
mo del,gas pools are inside abnormal pr essure mudstone;"abov e quilt"model A,g as migrates upw ards along transport layers and faults,accumulates in shallow layers,and forms small g as reser voirs;"above quilt"model B,the"dry gas"fo rmed by degradation of crude oil in shallow heavy oil fields collects above the field.Among them,the"under quilt"model has the highest fill factor and reserves.T he north subsag of L iaozhong sag and the Bozhong sag have great g as potential.
Key words:oil r ich sag;g as rich sag;abnor mal pressure;main contr olling fact or;reserv oir for ming mo del;cap model
0引言
近20年来我国天然气勘探成果突出,不仅发现了一批新的大中型气田,而且进一步加深了对中国天然气地质特征的认识。特别是前人结合中国地质条件以及大中型气田的分布特征,总结了中国大中型气田形成与分布的影响因素[1 6],这些理论成果在生产中很好地发挥了指导作用,并在实践中不断完善。
渤海海域近年来获得了巨大勘探突破,相继发现了蓬莱19 3等一大批亿吨级大油田,找到了超过20亿t的石油地质储量。然而,天然气的勘探却成效不大,主要原因是对渤海海域天然气成藏的主控因素认识不清,导致勘探方向不明。
勘探实践证实,渤海地区与周边陆地油区相似,均为以原油为主的油型盆地,但在局部地区也存在天然气相对富集区,如何在富油盆地中寻找相对富气区是本区天然气勘探突破的关键。渤海海域几十年的油气勘探成果表明,渤中凹陷、辽东湾辽中凹陷北洼天然气相对较富集,本文在详细分析这些凹陷气藏特征的基础上,结合对渤海地区主要气田(藏)及周边陆地油区部分气田特征的剖析,探讨渤海海域天然气成藏的主控因素,总结了渤海海域天然气成藏模式。
1渤海海域及周边陆地油区典型气田特征
目前在渤海海域已发现了辽东湾坳陷的JZ20 2气田(地质储量大于100亿m3)、JZ21 1气田,渤中坳陷
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%%石%油%勘%探%与%开%发
%2007年10月%%%%%%%%PET R OL EU M EXPL OR AT IO N A N D DEV EL O PM EN T%%%%%%%V o l.34%No.5
的CFD18 2气田、BZ28 1气田、BZ13 1气田(地质储量约50亿m 3)及多个含油气构造(见图1)。
周边陆地油区发现的主要气田包括:辽河西部凹
陷的兴隆台气田,黄骅坳陷的板桥气田、千米桥气田,冀中坳陷的苏桥&文安气田,临清坳陷的文23气田、
白庙气田。
图1%渤海海域及周边陆地油区主要气田(藏)分布(据文献[2]修改)
%%渤海海域及周边陆地油区主要气田(藏)的特征见表1,表中10个主要气田可以分为两类:第一类,以第三系泥岩为主要盖层、以第三系碎屑岩为主要储集层的气田;第二类,以前第三系地层或特殊岩性层为盖层、以前第三系为主要储集层的气田。前者包括渤海海域的JZ20 2、CFD18 2、BZ28 1、BZ13 1气田,以及陆地油区的兴隆台、板桥、白庙气田,气田数量及储量均占该区气田的大部分;后者包括千米桥、苏桥&文安、文23气田,气田数量及储量约占该区气田的33%。1.1第一类气田(藏)特征
第一类气田7个,构造圈闭总体形态基本均为背斜、半背斜,且都被断层复杂化为断块、断鼻,各断块油
气水关系复杂,气层多为凝析气。储集层物性变化范围大:孔隙度( )为1.7%~33%,渗透率(K )为0.1~
2093mD,反映天然气对储集层物性要求较低。7个气田盖层均为具有高压异常的古近系泥岩(多为东营组),厚度一般为300~700m ,压力系数一般为1.2~1.6,大多为1.4左右。气源岩均为古近系,多为偏腐殖型有机质。
1.2第二类气田(藏)特征
第二类气田3个,文23气田圈闭类型为盐拱背斜(沙河街组),千米桥、苏桥&文安气田均为潜山构造,千米桥气田为半背斜,苏桥&文安气田为单斜断块,3个气田均为凝析气田。储集层物性较差且变化大,孔
522
石油勘探与开发?油气勘探%%%%%%%%%%%%%%%Vo l.34%No.5%
表1%渤海湾盆地10个主要气田特征统计表[3]
类型气田盖层特征构造特征储集层特征气藏特征烃源岩特征
第一类
兴隆台
E3s1及E3d泥岩,厚约500
~1000m,压力系数
为1.2~1.4
复式断块,总体
具背斜形态
以E s砂岩、含砾砂岩、砂砾岩为
主。 为15.2%~23.2%,K为
725~2093mD,油气藏埋深约
1700~2180m
边水气藏及
岩性气藏
E2s3+4泥岩以(型和)1
型母质为主,E3s1+2泥岩
以混合型母质为主,Ed
以?型母质为主
JZ20 2
盖层主要为E3d泥岩,厚度
为324~530m,压力
系数为1.48
低潜山 披覆构造
生屑云岩、砾岩、M z安山岩、Ar混
合花岗岩。 为1.78%~24.9%,
油气藏埋深约2100~2600m
受构造控制的
块状凝析气藏
E2s3+4泥岩,母质类型
以)、?型为主
板桥
E3s1的大套泥岩,厚度为
320~400m,压力系数
为1.4
半背斜构造,
局部为垒块、
鼻状构造
主要为E3s1+2砂岩。 为15%~
33%,K为26~659mD,埋深为
2224~3984m
以构造油气藏为
主,亦有构造
岩性油气藏
主要生油层位E
2
s3泥岩,
母质类型以)2型为主白庙
E3s泥岩,厚度为300
~700m,地层压力
系数为1.2~1.6
半背斜、逆
牵引构造
主要为粉砂岩、含砾砂岩。 为
9%~17%,K为0.1~35m D
岩性 构造复合
式凝析油气藏
东濮凹陷古近系油型气
及C P煤型气CFD18 2
E3d3大套泥岩,厚约
450~760m,压力
系数约为1.35
潜山披覆构造
砂砾岩及Ar基岩。物性差, 为
7.1%~8.6%,K为2.09~33.6
mD,有效厚度为20.3~23.6m,
埋深为3590~3920m
构造控制的块状
凝析气藏
渤中、沙南凹陷E3d下
泥岩)&?型母质BZ28 1
E3d下泥岩,厚度
270~420m,压力
系数为1.2
潜山断块构造
Pz灰岩风化壳及E3s1中细砂岩。
为2.2%~8.5%,K为1.82~
14.2mD,油气藏埋深约为
3128~3427m
潜山块状油气藏、
构造 岩性油气藏
渤中凹陷古近系
泥岩母质类型为
)&?型或)型
BZ13 1
E3d3泥岩,厚约300~
600m,压力系数为
1.30~1.54
潜山披覆、
背斜构造
E3s1生屑云岩。 平均值为
28.6%,K为250mD,油气藏
埋深约3800~3990m
岩性 构造油气
藏、层状油气藏
渤中凹陷古近系
泥岩母质类型为
)&?型或)型
第二类
千米桥
M z泥岩、凝灰岩,厚度
为310~400m
潜山背斜
潜山碳酸盐岩。 为1%~10%,
K为3~100mD,埋深
4100~4700m
受构造控制的
层状气藏
主要为E2s3泥岩,
母质类型以
)2型为主
苏桥&文安
C P铝土岩及M z泥岩,
厚度为300~400m
单斜断块构造
奥陶系灰岩、白云岩。 为4.2%
~6.3%,K为0.98~4.2mD,
埋深为3800~4950m
苏1井、苏6井为
气顶油藏,苏4井
属于凝析气藏
煤型气,来源于C P煤系
地层及霸县凹陷古近系文23
E2s3+4膏盐层夹泥页岩,
厚度大且分布稳定
盐拱背斜
E2s4砂岩、粉砂岩。 为8.8%~
13.8%,K为0.27~17.1mD,
埋深为2672~3154m
边水层状气藏、
底水块状气藏
东濮凹陷C P煤型气
隙度为1%~13%,渗透率为0.2~100mD,多小于20mD。3个气田的盖层均为特殊岩性层:文23气田盖层为沙三段的膏盐层夹泥页岩,厚度超过500m,分布稳定;苏桥&文安气田盖层为石炭 二叠系铝土矿及中生界泥岩;千米桥气田盖层为中生界泥岩、凝灰岩及石炭 二叠系。千米桥气田气源岩为新生界腐殖型烃源岩,文23气田和苏桥&文安气田气源岩为石炭 二叠系煤系地层。
%%从以上分析可知,10个主要气田具有共同的特征:盖层要求严格。较大型气田必须以新生界高压异常泥岩或特殊岩性地层(膏岩、前第三系致密泥岩地层等)为盖层,没有高压异常的新生界地层不能构成较大型气田的有效盖层。!圈闭类型要求较严格。一般情况要求圈闭总体具有背斜形态或半背斜形态,或为潜山圈闭,新生界单纯断块圈闭难以形成较大型气田。?气源岩为偏腐殖型或高成熟腐泥型烃源岩,煤系地层也可形成大型气田。对其他因素(如储集层物性等)要求并不严格。
1.3气田规模与气藏特征分析
除了以上10个主要气田外,还对渤海湾盆地3个储量级别(50亿~100亿m3、30亿~50亿m3、10亿~ 30亿m3)的气田进行了统计(见表2),发现储量大于50亿m3的气田产层全部为古近系及前第三系,储量为30亿~50亿m3的气田有1/3产层位于新近系,储量为10亿~30亿m3的气田仅有1/4产层位于新近系。这进一步说明了较大型气田对盖层条件的严格要求,古近系盖层条件好,天然气主要保存于古近系及其以下地层中,而新近系盖层条件差,气田少、储量小。
纵观中国国内近几年发现的大型天然气田,如库车前陆盆地克拉2气田、海域崖城13 1气田等大型气田的盖层均与高压异常有关。当然这些盆地的地质特征与渤海湾盆地不同,其天然气地质条件也有较大差
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%2007年10月%%%%%%%%%%%薛永安等:渤海海域天然气成藏主控因素与成藏模式
表2%渤海湾盆地气田储量分级简表[3]
气田储量级别(亿m3)气田层位
欢喜岭Es&Ar,E2,E3
白庙,双台子Es,E3
卫城Es,E3,S4 50~100濮城Es,E3,S3
平方王Es
CFD18 2Ed,Ar
黄金带Ed-Es
荣兴屯,牛居Ed-Es,E3
孤岛Q,Ng
垦西Nm,Ng,Ed
30~50
孤东Nm,Ed
柳泉Es,E3
唐家河Ed3,Es1
BZ28 1Pz,Es,O
高升Es
大张坨E s1
港东,陈家庄Nm,Ng 文南Es,E3,S2
茨榆坨S3,Ed,Es,E3
花沟Ng,Ed,Es
10~30热河台,文东,双南Es,E3
J Z21 1,JZ9 3Ed
大民屯E s,E2,E3
青龙台,永安镇,法哈牛Es
六间房Nm,Ed,E3
文安P
异,但它们对盖层条件要求的严格性却是一致的。据戴金星院士的研究[1],天然气组分简单,分子、密度、黏度和吸附能力都小,故具有运移快、易溶解、易扩散和易挥发的特点。因此,成藏期早的气田,特别是大气田,若无气源继续供给,往往随时间延续将会由大气田变为中小气田,甚至难于保存。相对上覆地层,大气田气体浓度和温度通常较高,因此,无论大气田的盖层如何好,气体都会向上扩散运移,使气体不断减少。张义纲教授通过实验证明[5],鄂尔多斯盆地刘家庄气田目前仅是个储量为1.9亿m3的小气田,但近50Ma前却是个储量为454亿m3的大气田,在近50Ma中其扩散散失了的天然气量相当于该气田目前储量的266倍。根据Sm ith[6,7]等人的研究,地下不同深度处甲烷的运移速度均为乙烷运移速度的4倍,因此推测天然气分子在同等条件下要比原油分子运移速度快得多。卢双舫[8]等曾统计分析了中国大中型气田储量与盖层厚度、排替压力的关系以及气藏盖层厚度与气柱高度的关系,结果表明盖层厚度与气藏储量以及排替压力呈正比关系,并且认为对于气藏规模,在某些情况下分布范围广的区域盖层比直接盖层更有意义[9,10],因而将保存条件列为决定气藏富集规模和分布规律的全局性和战略性的控制因素。%%以上学者的研究成果均表明,相对于原油,天然气的突出特点是运移速度快,因此对盖层条件要求高。
渤海海域的特殊性在于:陆相沉积,岩性横向变化快,有时相距仅几十米岩性就发生很大变化;!断裂系统复杂,地层破坏程度高,甚至在1km内发育数条断层。而高压异常泥岩段的出现说明该段地层泥岩分布稳定且厚度大,在横向上并没有被断层破坏。因此,必须要有一定厚度的高压异常泥岩作为储集层的 被子 ,才能保证较大范围存在优质区域盖层,控制天然气在其下运移汇聚,并防止成藏后天然气向上以较快的速度扩散。
2渤海海域天然气成藏主控因素分析渤海海域已发现天然气藏的分布明显受生烃凹陷烃源岩特征和古近系大套厚层超压泥岩盖层的控制。
2.1生烃凹陷烃源岩特征控制天然气藏的分布
渤海海域各主要凹陷烃源岩特征存在一定差异,造成生气潜力具有明显差别。
辽东湾坳陷辽中凹陷烃源岩有机质丰度除东二段上亚段(Ed2上)较低外(TOC为0.25%,S1+S2为0.58 m g/g),其余均较高(T OC为1.35%~1.78%,S1+S2为4~9m g/g),沙一段(Es1)最高。东营组(特别是东二段)有机质类型偏腐殖型,有利于生气;沙一段、沙二段(尤其是沙一段)有机质类型偏腐泥型,主要生油;沙三段、沙四段偏腐殖型,有利于生气。有机质生烃门限较浅(2500m左右),北洼埋藏深于南洼,但南洼有机质演化快于北洼,辽中凹陷总体为一有利的相对富气凹陷。
渤中凹陷主力烃源岩有机质丰度较高(TOC为1.55%~1.88%,S1+S2为6.6~16mg/g)。沙三段沉积中心偏北,有机质类型偏腐殖型,有利于生气,东营组沉积中心南移,有机质以混合型为主,生气能力中等。有机质生烃门限明显偏深(3000m左右),南部演化快于北部;北部沙河街组有利,南部东营组有利;总体为一有利的相对富气凹陷。
岐口凹陷主要烃源岩东营组上段和沙二段干酪根为)2&?型,有利于生气(TOC为0.58%~0.62%, S1+S2为1.17~2.106mg/g);东营组下段和沙三段烃源岩有利于生气,沙一段偏生油,总体也是一个相对富气凹陷。
黄河口凹陷埋藏较浅,面积也较小,但其烃源岩类型以偏腐殖型为主,也有较强生气能力[11]。
综合各种地质因素进行资源量计算,结果表明,从生气量、生气强度和丰度上看,渤海海域以沙河街组烃源岩最好,其次为东营组;生气量以渤中凹陷居首,超
524石油勘探与开发?油气勘探%%%%%%%%%%%%%%%Vo l.34%No.5%
过400000亿m 3,其次为岐口凹陷和辽中凹陷,其余凹陷较少。
气源是气藏形成的物质基础[12],许多研究成果表明,大中型气田主要分布在生气强度大于20亿m 3
/km 2
的生气中心及其周缘,并且生气强度越大、主生气期越晚,越有利于形成大中型气田[8,13]。
渤海海域生气强度大于20亿m 3
/km 2
的凹陷以岐口凹陷最高,为110亿m 3/km 2,其次为渤中凹陷、辽中凹陷和渤东凹陷,分别为63.7亿m 3/km 2、35亿m 3/km 2和28亿m 3/km 2。
目前,渤海海域已发现的气田主要位于渤中凹陷、辽东湾辽中凹陷北洼,其次为岐口凹陷与黄河口凹陷。2.2富气凹陷古近系高压、厚层泥岩封盖是天然气富集的关键因素
渤海湾盆地勘探程度较高,勘探实践证明,辽东湾坳陷辽中凹陷,渤中坳陷渤中凹陷,黄骅坳陷岐口、板桥凹陷和南堡凹陷,济阳坳陷东营凹陷及辽河坳陷西部凹陷等是渤海湾盆地的主要富油气凹陷。这些凹陷中除了渤中凹陷外其他凹陷演化史均类似,即:古近系沙河街组沉积期为主要断陷期,也是烃源岩主要发育期,古近系东营组及新近系厚度较薄,所以这些凹陷具
有相近的热演化程度,古近系沙河街组被证实生成了大量油气。而渤中凹陷古近系沙河街组沉积厚度小于其他凹陷,但东营组至新近系沉积期凹陷快速沉降,沉积了巨厚的地层,不但导致沙河街组埋深远大于其他凹陷,弥补了沙河街组早期演化差的缺陷,而且东营组的优质泥岩埋藏深,达到了大量生成油气的阶段,从而具有沙河街组、东营组两套好的烃源岩。总之,这些凹陷演化程度高,主力烃源岩均达到了大量生气阶段,并且已经被勘探实践所证实。
尽管上述凹陷的烃源岩特征及其演化程度相似,但勘探实践表明,其天然气富集程度仍然存在较大差别。为了进一步分析各凹陷之间的差异,寻求天然气富集规律和条件,对这些凹陷的剖面特征进行了对比研究。
从辽东湾北区地质剖面(见图2)看出,辽西低凸起及两侧凹陷内断层密度不高,更缺少长期发育的大型断层,并且该区古近系以大套厚层、质纯的泥岩为主,使得东营组及沙河街组垂向分布两个高压异常带,其中上带从辽中凹陷穿越辽西低凸起一直延伸到辽西凹陷,分布广、厚度大(500~1000m )、存在高压异常(压力系数最大超过1.7)
。
图2%辽东湾北区地质剖面与压力异常分布示意图
%%渤中凹陷地质剖面结构(见图3)与辽东湾北区地
质剖面类似,凹陷内断裂系统不发育,只是后期构造运动在浅层形成较复杂断裂,但并不破坏东营组以下古近系地层,因此渤中凹陷也形成东营组及沙河街组两个高压异常带。同样,陆区相对富气凹陷(如板桥凹陷、东濮凹陷)地质剖面特征也与此类似,且各个凹陷主力气层均位于高压异常带(特别是上高压异常带)之下。而天然气不太富集的凹陷地质剖面特征则与此完全不同,如南堡凹陷从南到北分布数条断裂破碎带,并且断穿古近系(见图4),地层破坏程度高,与此相应,该
凹陷从深层到浅层基本没有高压异常带分布,推测与断裂发育有关。富油的岐口凹陷与南堡凹陷地质结构非常相似,从南到北断裂系统非常发育,从而导致岐口凹陷大部分地区都没有异常压力带存在,仅在深凹区沙三段局部及夹持于两条断裂带之间未被破坏的东营组局部见到高压异常。
以上几个实例分析表明,天然气相对富集的凹陷其内部断裂系统不发育,地层(尤其是古近系)没有遭到较大程度破坏,古近系发育两条高压异常泥岩带;天然气相对不富集的岐口凹陷、南堡凹陷,古近系破坏程
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%2007年10月%%%%%%%%%%%薛永安等:渤海海域天然气成藏主控因素与成藏模式
图3%
渤中凹陷地质剖面与压力异常分布示意图
图4%南堡凹陷地质剖面图[14]
度高,则没有高压异常存在。说明断裂系统与高压异常带的分布有很大关系。
%%分析天然气并不富集的辽中凹陷中、南洼地区地质结构特征,发现其断裂系统并不发育,但同样也不发育高压异常带。从辽东湾地区东三段下亚段沉积相图(见图5)可以清楚地发现,辽东湾地区中南部由于短轴方向发育绥中(古六股河)、复州(古复州河)两大水系,因而辽中凹陷中、南洼东营组大部分为三角洲沉积,岩性粗,以砂岩为主,地层沉积压实过程中流体可以及时排出,不能形成高压异常;而辽东湾地区北部仅短轴方向分布较小的扇三角洲,缺少较大范围的三角洲沉积,其长轴方向的辽河(古辽河)水系向南只到达辽中凹陷北洼边缘,从而在辽中北洼形成大面积半深湖、深湖相沉积,岩性以泥岩为主,地层沉积压实过程中流体不容易及时排出,故形成大面积分布的高压异常带。这就是辽东湾地区辽中凹陷北、中、南3洼虽然凹陷结构相似,断裂发育程度相近,但北部存在高压异常而中南部
地区没有高压异常的原因。富油的东营凹陷、沾化凹陷没有高压异常存在(或高压异常只存在于凹陷深部),原因可能与此相似。
综上所述,渤海海域天然气成藏主要受烃源岩特征和具超压的厚层泥岩的控制,超压、厚层泥岩是否存在尤其关键。天然气相对不富集的凹陷一般由于原生沉积特征(富砂少泥,砂岩百分含量高)以及后期构造变化(断裂发育)两方面原因造成古近系没有高压异常存在,天然气不易保存,因而不富气;而相对富气凹陷由于沉积地层富泥少砂,泥岩百分含量高,并且断裂系统不发育,造成古近系存在高压异常,尤其东营组高压异常带广泛分布,使得天然气容易保存,因而富气。高压异常带就是一个大的天然气资源库[1],它就象一条厚厚的 被子 封盖天然气成藏。因此通常将分布面积较广、厚度较大的高压异常泥岩带(局部地区包括特殊岩性地层,如膏岩、前第三系等)简称 被子 。
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石油勘探与开发?油气勘探%%%%%%%%%%%%%%%Vo l.34%No.5%
图5%渤海海域辽东湾地区东营组三段沉积相图
3渤海海域天然气成藏模式
通过以上分析,总结出渤海海域天然气成藏5种主要模式(见图6):封盖层下A型、封盖层下B型、封盖层内型、封盖层上A型、封盖层上B型。
封盖层下型,指在腐殖型或高成熟腐泥型沉积凹陷周围低凸起带、倾没端等部位,受沉积及构造控制,发育古近系高压异常泥岩封盖层,或发育特殊岩性封盖层,古近系生成的天然气在封盖层之下横向运移而不易散失,进入沙河街组圈闭中成藏,形成较大规模的天然气藏。封盖层下型包括封盖层下A型和封盖层下B型两种模式,前者是以古近系泥岩为主要盖层、以古近系碎屑岩为主要储集层的气田(如JZ20 2型),即新生、新储、新盖型;后者是以前第三系或特殊岩性层为盖层、以前第三系为主要储集层的气田(如千米桥型),属新生、古储、古盖型。
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%2007年10月%%%%%%%%%%%薛永安等:渤海海域天然气成藏主控因素与成藏模式
图6%渤海海域天然气成藏模式示意图
%%封盖层内型,在高压异常泥岩内部,储集层一般不太发育,但如果存在一些湖底扇、浊积砂并有圈闭存在,可形成一定规模的气田(如JZ21 1型),由于储集层条件及运移因素等原因,此类气田规模小于封盖层下型。
封盖层上型,是指烃源岩生成的天然气沿输导层与断裂垂向运移,穿过厚封盖层进入浅层,大部分天然气在运移过程中散失,小部分聚集在浅层局部盖层发育区,形成小规模天然气藏,此为封盖层上A型(如BZ29 4型);另外,由浅层稠油油田原油生物降解形成的较 干 的天然气聚集于油田之上的地层中形成气藏。该类气藏单层储量小,但多层合计可形成可观的储量,此为封盖层上B型(QH D32 6型或孤岛型)。
以上是根据渤海海域天然气成藏条件总结出的主要成藏模式,5种模式在其成藏规模、成藏特征与条件方面均有所不同。封盖层下型(特别是A型)一般形成于低凸起及其倾没端等部位,由于有巨厚的、纯度较高的泥岩发育,存在优质盖层,并且介于东营组、沙三段两套泥岩之间的沙二段砂岩发育,与下伏沙三段不整合(T5不整合面,B型为潜山内部的不整合面)接触,主力烃源岩沙三段生成的大量天然气可以顺畅地进入圈闭成藏,因此封盖层下型往往能够形成较大规模的天然气聚集,如渤海湾盆地目前最大的两个天然气田板桥气田和JZ20 2气田,所以封盖层下型(特别是A型)成为渤海地区天然气勘探的主要类型。封盖层内型一般存在于凹陷、斜坡部位的东营组厚层泥岩中的砂岩体内,其盖层条件不及封盖层下型,特别是运移条件差,主力烃源岩沙三段生成的大量天然气不能穿过巨厚泥岩进入其中,周围泥岩生成的天然气在无断层沟通的情况下也不能顺畅地运移进入,因此封盖层内型的天然气藏规模一般较小。封盖层上型天然气藏发育于封盖层不太发育的地区,一般存在于高凸起的新近系中,以及凸起、凹陷结合部位断裂带的新近系中,由于没有好的盖层条件,天然气不能大规模汇聚成藏,形成的气藏往往呈 鸡窝 状,分散,规模小,但封盖层上B型如果是由于超大型重油油藏原油生物降解形成的,虽然单个气藏、单层储量小,但多层合计可以形成储量可观的天然气聚集。
如上所述,渤海海域5种天然气成藏模式形成的天然气藏规模存在差异,因此各成藏模式对于天然气勘探开发的价值与意义也不同。封盖层下型(特别A 型)是天然气勘探的主攻类型,实现天然气勘探突破,必须针对此类天然气藏进行研究和勘探部署,储量大于100亿m3的较大型气田应在东营组(或沙河街组)高压异常泥岩封盖层之下寻找;封盖层内型气藏其储量规模一般较小,但多个中小型气田联合开发,同样有价值;而封盖层上型气藏储量规模更小,可用于稠油油田开发用气。
4结论
影响渤海海域天然气聚集成藏的主控因素可归纳为两条:首先,存在相对富气凹陷,气源岩为偏腐殖型或高成熟腐泥型;其次,富气凹陷内部古近系发育高压异常的厚层泥岩,成为天然气相对富集的区域盖层,即 被子 ,保证天然气能够形成一定规模的聚集。大区域分布的良好封盖层是天然气成藏最关键的因素,根据烃源岩、气藏与封盖层的空间配置关系,渤海海域天然气藏可概括为5种成藏模式,即封盖层下A型,封盖层下B 型,封盖层内型,封盖层上A型,封盖层上B型。不同成藏模式的天然气藏具有明显不同的储量规模,渤海湾盆地储量大于100亿m3的较大型气田应在东营组(或沙河街组)高压异常泥岩(或特殊岩性)封盖层之下寻找。
(下转第533页)
528石油勘探与开发?油气勘探%%%%%%%%%%%%%%%Vo l.34%No.5%
图8%白云凹陷荔湾深水扇发育模式
由于重力作用,粗碎屑首先在坡折带下降盘附近卸载,细粒的泥质沉积物以悬浮搬运的方式被带到侧缘或更远的下扇区沉积下来,因此,朵叶体的主体部位富砂,两翼及前缘末稍一带富泥。
5结论
白云凹陷荔湾深水扇为海底峡谷&断裂坡折型深水扇,浊流沿海底峡谷将碎屑物向凹陷内搬运,在海底峡谷内充填形成浊积水道砂体,在断裂坡折带之下快速卸载形成前积砂体。由于浊流的能量较强,且变化较大,这些前积砂体在地震响应上表现为振幅能量多变的地震相特征;低能期或浊流能量的间歇期,深水扇砂体被深水泥岩所覆盖,从而使深水扇砂质沉积物周围形成了一套振幅能量稳定而连续的地震相。从深水扇的地震响应特征出发,依据不同相带、不同岩性地层的地震响应特征,采用配套的技术方法,有针对性地优选能够反映所需信息的地震属性,可以由点及面到体地预测不同时期深水扇砂岩的分布。
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第一作者简介:郑晓东(1960 ),男,福建晋江人,中国石油勘探开发研究院教授级高级工程师,主要从事地震储集层预测方面研究。地址:北京市海淀区学院路20号,中国石油勘探开发研究院物探技术研究所,邮政编码:100083。E m ail:zx d@petrochin https://www.doczj.com/doc/3617253299.html,
收稿日期:2006 12 17%%修回日期:2007 05 10
(编辑%黄昌武%%绘图%李秀贤)
%%(上接第528页)
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第一作者简介:薛永安(1963 ),男,陕西咸阳人,中国海洋石油有限公司天津分公司高级地质师,现为中国地质大学(北京)博士研究生,主要从事石油地质综合研究与管理工作。地址:天津市塘沽区501信箱,中国海洋石油有限公司天津分公司勘探部,邮政编码:300452。E mail: xu eya@https://www.doczj.com/doc/3617253299.html,
联系作者:刘廷海。地址:天津市塘沽区609信箱,中国海洋石油有限公司天津分公司技术部,邮政编码:300452。E mail:liuth@https://www.doczj.com/doc/3617253299.html,.c n 收稿日期:2006 12 12%%修回日期:2007 05 30
(编辑%李建国%%绘图%付改荣)
533
%2007年10月%%%%%%%%%%郑晓东等:珠江口盆地白云凹陷荔湾深水扇砂体分布预测
渤海海域潮汐时刻表（农历） 涨潮落潮涨潮落潮 (初一、十六) 0:48 7：00 13:12 9：24 (初二、十七) 1:36 7：48 14：00 20：12 (初三、十八) 2:24 8：36 14：48 21：00 (初四、十九) 3:12 9：24 15：36 21：48 (初五、二十) 4:00 10：12 16：24 22：36 (初六、二十一) 4:48 11：00 17：12 23：32 (初七、二十二) 5:36 11：48 18：00 0：12 (初八、二十三) 6:24 12：36 18：48 1：00 (初九、二十四) 7:12 13：24 19：36 1：48 (初十、二十五) 8:00 14：12 20：24 2：36 (十一、二十六) 8:48 15：00 21：12 3：24 (十二、二十七) 9:36 15：48 22：00 4：12 (十三、二十八) 10:24 16：36 22：48 5：00 ( 十四、二十九) 11:12 17：24 23：36 5：48 ( 十五、三十) 12:00 18:12 0：24 7：00 不是初一、十五大潮的可能性不大，但是也不敢保证非圆月没有大潮。夏季潮汐基本稳定，但是一定要注意下海时间。涨潮速度很快。 《食品安全法》试题
（时间：30分钟总计：100分） 姓名：部门：成绩： 一、填充题（每空2分，共40分） 1、2009年2月28日第十一届全国人民代表大会常务委员会第七次会议通过2015年4月24日第十二届全国人民代表大会常务委员会第十四次会议修订于2015 年10月 1日起正式施行。 2、食品原料、食品添加剂、食品相关产品进货查验记录应当真实，保存期限不得少于 2 年。食品出厂检验记录应当真实，保存期限不得少于 2 年。 3、食品生产经营者安排未取得健康证明的人员从事接触直接入口食品的工作，将处以 5000 元以上 50000 元以下罚款；情节严重的，责令停产停业，直至吊销许可证。 4、被吊销许可证的食品生产经营者及其法定代表人、直接负责的主管人员和其他直接责任人员自处罚决定作出之日起五年内不得申请食品生产经营许可，或者从事食品生产经营管理工作、担任食品生产经营企业食品安全管理人员。 5、食品生产经营人员应当保持个人卫生，生产经营食品时，应当将手洗净，穿戴清洁的工作衣、帽等;销售无包装的直接入口食品时，应当使用无毒、清洁的容器、售货工具和设备。 6、食品经营者贮存散装食品，应当在贮存位置标明食品的名称、生产日期或者生产批号、保质期、生产者名称及联系方式等内容。 7、贮存、运输和装卸食品的容器、工具和设备应当安全、无害，保持清洁，防止食品污染，并符合保证食品安全所需的温度、湿度等特殊要求，不得将食品与有毒、有害物品一同贮存、运输。 8、食品生产者发现其生产的食品不符合食品安全标准或者有证据证明可能危害人体健康的，应当立即停止生产，召回已经上市销售的食品，通知相关生产经营者和消费者，并记录召回和通知情况。 二、选择题：（每题2分，共18分）
视觉识别（VI）设计 CI是以塑造企业形象为主，彻底掌握视觉上设计系统的一种经营技法。企业导入CI所做的调查、企划，最后若不能以视觉开发设计的方式去表现，将会失去意义。 视觉识别的传播与感染力最具体，最直观，最强烈。透过视觉识别，能够充分表现企业的经营理念和企业精神、个性特征，使社会公众能够一目了然地了解企业传达的讯息，从而，达成识别企业，并建立企业形象之目的。 第一节视觉设计开发程序 实施CI战略是企业信息传播的系统工程。企业的视觉识别系统将企业理念、企业价值观，通过静态的、具体化的，视觉化的传播系统，有组织、有计划和正确、准确、快捷地传达出去，并贯穿在企业的经营行为之中，使企业的精神、思想、经营方针、经营策略等主体性的内容，通过视觉表达的方式得以外显化。使社会公众能一目了然地掌握企业的信息，产生认同感，进而达到企业识别的目的。 企业识别系统应以建立企业的理念识别为基础。换句话说，视觉识别的内容，必须反映企业的经营思想、经营方针、价值观念和文化特征，并广泛应在企业的经营活动和社会活动中进行统一的传播，与
企业的行为相辅相成。 因此，企业识别系统设计的首要问题是企业必须识别和发展的角度，从社会和竞争的角度，对自己进行定位，并以此为依据，认真整理、分析、审视和确认自己的经营理念、经营方针、企业使命、企业哲学、企业文化、运行机制、企业特点以及未来发展方向，使之演绎为视觉的符号或符号系统。其次，是将具有抽象特征的视觉符号或符号系统，设计成视觉传达的基本要素，统一地、有控制地应用在企业行为的方方面面，达到建立企业形象之目的。 在设计开发过程中，从形象概念到设计概念，再从设计概念到视觉符号，是两个关键的阶段。这两个阶段把握好了，企业视觉传播的基础就具备了。 就CI设计开发的程序而言，可依以下步骤进行： 1．制作设计开发委托书，委托设计机构，明确CI设计的开发目标、主旨、要点等； 2．说明设计开发要领，依调查结果订立新方针； 3．探讨企业标志要素概念与草图，即探讨拟定标志设计概念，再从构想出来的多数设计方案中，挑选几个代表性的标志草图； 4．企业标志设计案展现； 5．选择设计及测试设计案，包括对外界主要关系者，公司内部职员进行设计案的意见调查，进而选定造型性和美的价值反映良好的作品； 6．企业标志设计要素精致化。对选定的标志设计案，进行精致
第30卷 第3期2009年5月 石油学报 A CT A PETROLEI SINICA V o l.30M ay N o.3 2009 基金项目:中国海洋石油总公司科技项目(SC 06T J TQL 004)资助。 作者简介:万桂梅,女,1978年12月生,2001年毕业于中国地质大学(武汉),现为中国石油大学(北京)在读博士研究生,主要从事石油地质和含油气 盆地分析专业方向研究。E mail:jw zw gmcup @yahoo com cn 文章编号:0253 2697(2009)03 0342 05 郯庐断裂带在渤海海域渤东地区的构造特征 万桂梅1,2 汤良杰1,2 周心怀3 余一欣1,2 陈绪云1,2 (1 中国石油大学盆地与油藏研究中心 北京 102249; 2 中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室 北京 102249; 3 中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300452) 摘要:为了分析郯庐断裂带对渤海海域渤东地区的构造特征、构造演化及油气成藏的控制作用,解释了5条地震剖面,并对其中一 条剖面做了平衡恢复。研究结果表明,郯庐断裂在渤东地区表现为3个分支,剖面上发育明显的负花状构造、具有走滑性质的正断层、滚动背斜、垒堑构造、断阶构造等,还可见海豚效应现象。平面上深部走滑断层延伸较远,浅层形成大量的雁列式正断层。郯庐断裂古近纪主要以伸展活动为主,且以渐新世东营组沉积期伸展活动最强,上新世 第四纪以走滑活动为主。因此,渤东地区断裂具有分层差异变形特征,基本上可以分为两套断层系统: 古近系及其下部的伸展断层系统; 新近系 第四系的走滑断层系统。郯庐断裂的晚期强烈活动促使了油气的晚期成藏。 关键词:渤东地区;渤海海域;郯庐断裂带;构造样式;构造演化中图分类号:T E 111 2 文献标识码:A Tectonic characteristics of the Tanlu fault zone in Bodong area of Bohai Sea WAN Guimei 1,2 T ANG Liangjie 1,2 ZH OU Xinhuai 3 YU Yix in 1,2 CH EN Xuyun 1,2 (1 Basin and Reser voir Resear ch Center ,China Univers ity o f Petro leum,Beij ing 102249,China; 2 State K ey L abor ator y o f Petr oleum Res our ce and Pr osp ecting ,China Univ ers ity of Petroleum,Beij ing 102249,China; https://www.doczj.com/doc/3617253299.html, OOC China L td.T ianj in,T ianj in 300452,China) Abstract :T he T anlu fault zone co ntro l the tectonic char acteristic,tectonic evo lution and hydrocar bo n accumulatio n in Bodong area.T he ex planatio n r esults of fiv e seismic sectio ns show that the T anlu fault has thr ee br anches in t his ar ea.T her e developed the neg a t ive flow er structures and the no rmal faults w ith strike slipping displacement ,ro llover anticline,horst and g raben,r edan,as well as the do lphin effect pheno mena on the tectonic sectio ns.T he st rike slip fault ext ended a long distance in the deep part ,w hile lo ts of en echelo n no rmal faults wer e developed in the shallo w part.T he balanced sect ion analy sis o f the T anlu fault zo ne show ed that the ex tension w as t he main activity in the Paleog ene Per iod and the mo st intense extension w as in the sedimentary per iod of O lig ocene Dongy ing F or mation,w hile the str ike slipped activ ity ex isted mainly fro m the Pliocene to t he Quaternar y.T he faults in the Bodong area had ev ident char acteristics of differential delam inat ing defo rmatio n and could be divided into t wo sets of fault sy stems,including the nor mal fault system in the P aleo gene System and pre Paleog ene System,and the st rike slip fault sy stem in the N eog ene and the Quater nar y.T he late intense tectonic mo vement o f the T anlu fault zone enhanced the late per io d hydrocar bo n accumulation in the Bodong area. Key words :Bodong a rea;Bohai Sea;T anlu fault zo ne;tect onic types;tectonic evo lutio n 郯庐断裂带是中国东部一条重要的强烈构造变形带,南起湖北广济,经庐江、郯城,横穿山东中部与渤海,向北穿过东北地区进入俄罗斯远东地区,总长度约3500km 。该断裂是一条大规模的平移断层,具有多期复杂的构造演化历史,贯穿渤海海域,对渤海盆地的形成和演化起到了重要的作用。勘探实践表明,渤海海域油气主要沿郯庐断裂带分布[1],特别是蓬莱19 3大型油气田的发现,表明郯庐断裂带油气极为富集,有着广阔的勘探前景。郯庐断裂一直是学术界研究的热 点[2 5],笔者针对渤海海域的渤东地区,分析郯庐断裂在该地区的构造特征。 1 郯庐断裂带在渤海海域的展布 郯庐断裂在渤海海域的展布特征是时隐时现并不连续[6]。图1展示了郯庐断裂在渤海海域展布的情况。在莱州湾凹陷一带,郯庐断裂分为东西2支,走向为NNE,西支表现为断裂上部近直立并几乎通达海底,两侧地层均显示逆牵引现象,深部断面倾角略缓;
页岩气及其成藏机理 页岩气及其成藏机理 摘要：本文介绍了页岩气的特征、形成条件和富集机理等，认为不同阶段、不同成因类型的天然气都可能会在泥页岩中滞留形成页岩气；页岩气生气量的主要因素是有机质的成熟度、干酪根的类型和有机碳含量；吸附态的赋存状态是页岩气聚集的重要特征。我国页岩地质结构特殊复杂，需要根据我国具体的地质环境进行分析以便更加合理的进行开采。 关键词：页岩气富集资源 天然气作为一种高效、优质的清洁能源和化工原料，已成为实现低碳消费的最佳选择。全球非常规天然气资源量非常巨大，是常规油气资源的1.65倍。其中页岩气占非常规天然气量的49%约456 1012m3，巨大的储量和其优质、高效、清洁的特点，使得页岩气这一非常规油气资源成为世界能源研究的热点之一。我国页岩气可采储量丰富，约31 1012m3，与美国页岩气技术可采储量相当。通过对页岩气资源的勘探和试采开发，发现其储集机理、生产机制与常规气藏有较大的差别。 一、页岩气及其特征 页岩是一种具有纹层与页理构造由粒径小于0.004mm的细粒碎屑、黏土矿物、有机质等组成。黑色页岩及含有机质高的碳质页岩是形成页岩气的主要岩石类型。页岩气是从黑色页岩或者碳质泥岩地层中开采出来的天然气。页岩气藏的形成是天然气在烃原岩中大规模滞留的结果，由于特殊的储集条件，天然气以多种相态存在，除了少数溶解状态的天然气以外，大部分在有机质和黏土颗粒表面上吸附存在和在天然裂缝和孔隙中以游离方式存在。吸附状态的天然气的赋存与有机质含量有关，从美国的开发情况来看，吸附气在85～20%之间，范围很宽，对应的游离气在15～80%，其中部分页岩气含少量溶解气。 页岩气主体上是以吸附态和游离态同时赋存与泥页岩地层且以 自生自储为成藏特征的天然气聚集。复杂的生成机理、聚集机理、赋
基金项目:中国石油天然气股份有限公司项目 徐深气田开发技术研究 (040144)部分成果。 作者简介:徐正顺,1953年生,教授级高级工程师;现任中国石油大庆油田有限责任公司副总地质师兼勘探开发研究院院长,主要从事油气田开发工作。地址:(163712)黑龙江省大庆市让胡路区勘探开发研究院。E mail:x uzhsh@petro china.co https://www.doczj.com/doc/3617253299.html, 徐深气田火山岩气藏特征与开发对策 徐正顺 房宝财 中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院 徐正顺等.徐深气田火山岩气藏特征与开发对策.天然气工业,2010,30(12):1 4. 摘 要 松辽盆地徐深气田是中国石油大庆油田有限责任公司2002年发现、2005年探明的,主要气藏类型属于火山岩气藏。为了有效开发该类气藏,先后开展了露头勘测、密井网解剖以及长井段取心等研究,研究成果证实:大庆地区火山岩气藏在地质上具有储层岩性、岩相类型多样,平面和纵向变化快,非均质性强,气藏受构造和岩性双重控制,气水关系复杂等特征。对徐深气田试气、试采和试验区开发动态跟踪研究的结果显示:该类火山岩气藏在开发动态方面具有气井早期产能差异大、平面分布不均衡,单井控制的动态储量差异大,出水类型复杂多样等特征。通过综合地质、气藏工程、压裂工艺等多学科研究成果,结合火山岩气藏储层描述、地质建模、产能评价、水平井开发优化设计以及压裂增产等方面的实践成果,形成了一套适用于该区火山岩气藏的开发对策: 深化火山岩气藏地质规律认识; 开展产能评价技术研究,完善技术手段; 优化直井设计,实现 、 类储层区块有效开发; 整体考虑,分类治理 ,实现有效控水; 开展水平井开发技术攻关,探索火山岩气藏开发新模式。 关键词 松辽盆地 徐深气田 火山岩气藏 地质特征 开发特征 开发对策 优化直井设计 水平井开发技术 DO I:10.3787/j.issn.1000 0976.2010.12.001 1 徐深气田火山岩气藏地质及开发动态特征 基于松辽盆地徐深气田主体区块的开发资料,结合火山岩露头勘测、密井网解剖、重点评价井长井段取心等工作的认识,以及大量核磁共振、相渗透率、恒速压汞等常规和特殊分析成果,总结了该区的火山岩气藏储层地质特征;同时通过对试气、试采和试验区开发动态的跟踪研究,逐步认识了该区火山岩气藏的开发动态特征[1 7] 。主要表现在以下6个方面:1.1 火山岩储层岩性、岩相类型多样,变化快 徐深气田火山岩经历了多旋回多期次喷发,岩性变化频繁,火山岩岩性可分为2大类8亚类17种。其中,火山熔岩中的球粒流纹岩、气孔流纹岩,以及火山碎屑岩中的熔结凝灰岩、晶屑凝灰岩为有利的储层岩性。火山岩相可分为5类沉积相15种亚相。其中,爆发相热碎屑流亚相,喷溢相上部亚相,侵出相内带亚相,火山通道相的隐爆角砾岩亚相、火山颈亚相为有利 的储层岩相。 从徐深气田营城组火山岩 气层组岩性、岩相平 面分布看,火山岩岩性以酸性为主,中基性仅在汪深1区块及徐深气田南部个别井点处发育;火山岩相主要为喷溢相和爆发相,不同井区差异较大。 1.2 火山岩储层非均质性强 火山岩储层类型的平面分布预测显示,徐深气田火山岩储层总体以低产储层为主,较高产的储层仅在局部少量发育,不同区块间储层平面分布连续性差;储层横向连续性差、变化快,火山岩储层物性纵向变化快,有利储层仅在部分井段发育。 1.3 气藏受构造和岩性双重控制,属于岩性 构造气藏 总体上营城组火山岩气藏气水关系相当复杂。平面上气水系统的分布主要受火山岩体控制,不同的火山岩体相互之间不连通,属于不同的气水系统;而纵向上,在同一个火山岩体内,又发育多个气水系统。处于构造高部位、物性好、裂缝发育的储层则富气高产;在 1 第30卷第12期 本 期 视 点
VI前言 xxx科技集团，是有着雄厚实力和发展潜能的集团，在互联网营销快速发展的背景下脱颖而出，是众多客户信赖的“网站建设专家”和“网络推广顾问”。xxx科技集团严格遵守“打造顶尖品牌企业，创造无限社会价值”的核心价值观，不断开拓进取，打造出了“专业的互联网应用服务提供商”的集团形象。 为了树立统一的品牌形象，提升员工的归属感，加强集团凝聚力，xxx科技集团建立了品牌视觉识别系统。品牌视觉识别系统可以把集团的信息传达给大众，通过视觉强化受众的意识，从而获得行业领域的认同，这对于集团的长远发展起着关键的作用。视觉识别系统手册可以全面整体的对视觉识别中的每个元素和常见的不同应用予以明确规范，指导xxx科技集团建立统一而鲜明的品牌形象。 xxx科技集团视觉识别系统手册【1.0版本】共分为三部分： 1.前言 2.基础部分：视觉识别系统的基本要素。包括标志、标准字、标准色等基本要素的解说和基本规定等。 3.应用部分：视觉识别系统在基本要素的基础上展开的应用部分。包括办公、环境、展示、宣传等用。 集团品牌形象策划的实施是一个长期的过程，本手册附有光盘，其中包括品牌标志、辅助图形、文具等设计文件，格式为AI(Illustrator CS)和JPEG。在设计和制作品牌识别系统时，各有关部门应严格遵守本手册的规定，不得随意更改。 2012.12【1.0版本】 P1 A基础部分 A-1.0集团标识规范 A-1.1集团标识及标志创意说明 A-1.2集团标识基本使用规定（标准） A-1.3集团标识基本使用规定（横式） A-1.4集团标识基本使用规定（竖式）
A-1.5集团标志墨稿 A-1.6集团标识反白效果图（标准） A-1.7集团标识反白效果图（横式） A-1.8集团标识反白效果图（竖式） A-1.9集团标识基本形标准化制图 A-1.10集团标识方格坐标图（标准） A-1.11集团标识方格坐标图（横式） A-1.12集团标识方格坐标图（竖式） A-1.13集团标识方格坐标图（无英文版） A-2.0集团标准字体规范 A-2.1集团标准中文字体 A-2.2集团标准英文字体 A-2.3集团中英文字体组合 A-3.0集团标准色规范 A-3.1集团标准色规范 A-3.2集团辅助色规范 A-3.3集团标识在明度背景中的应用说明（墨稿） A-3.4集团标识在色彩环境中的应用说明 A-4.0集团专用印刷字体规范 A-4.1中文专用印刷字体规范 A-4.2英文专用印刷字体规范 A-5.0辅助图形规范 A-5.1辅助图形规范 A-6.0基本要素组合规范 A-6.1标识禁用组合 P2 集团标识规范A-1.1集团标识及标志创意说明
徐深气田火山岩气藏水平井开发实践与认识 徐深气田火山岩气藏储层物性差，单井产量低，井控动态储量较小，且普遍发育边底水，气井稳产能力差。为改善火山岩气藏开发效果，在徐深气田开展了水平井开发实践，通过优化设计论证，优选有利区带部署水平井29口，已完钻试气的13口井试气产能为邻近直井的3.7倍，取得明显的增产效果。目前已初步形成了一套火山岩气藏水平井优化设计和随钻地质导向技术，为提高火山岩气藏储量动用程度和整体开发效益奠定了基础。 标签：火山岩气藏；水平井；优化设计；地质导向；开发效果 1 基本地质特征 徐深气田位于松辽盆地北部深层构造单元东南断陷区徐家围子断陷，徐家围子断陷为松辽盆地北部深层规模较大的断陷，近南北向展布，南北向长95km，中部最宽处有60km，主体面积4300km2。松辽盆地北部深层指泉头组二段以下地层，自下而上分别为火石岭组、沙河子组、营城组、登娄库组及泉头组一段、二段地层。主要开发目的层为营城组一段、营城组三段的火山岩储层及营城组四段砾岩储层。 火山岩气藏受构造与岩性双重因素控制成藏，无统一的气水界面，多具有边、底水，为沿火山头分布的一系列构造-岩性、岩性-构造复合气藏。火山岩有效储层呈条带状分布，横向范围一般200-800m，纵向2-60m，储层连通性差。火山岩储层，平均孔隙度为 5.81%，主要分布范围（2～10）%；平均水平渗透率为0.335×10-3μm2，平均垂直渗透率0.565×10-3μm2，其中渗透率小于0.1×10-3μm2的样品达79%，属于中低孔低渗型储层。 2 水平井优化设计 为有效提高单井产量和储量动用程度，有效控制底水，进行了水平井开发技术研究。通过现场实践，探索形成了较为成熟的徐深气田火山岩气藏”三选三定”水平井优化设计技术，指导水平井井位优化设计，取得明显的应用效果。 2.1 水平井层位优选 通过“三选”——平面选区、空间选体、垂向选层，确定井层。综合井区构造、储层发育特征、气水分布规律、井控程度以及气井产能等地质动态特征和地面条件，优选有利区带部署水平井。采用地震技术识别布井区块内火山体个数、纵向叠置关系和平面展布规模，将水平井部署在火山体主体部位，避开火口。垂向上主要选取钻井试气证实的主力产层，Ⅰ类储层至少1000m内有直井控制，Ⅱ、Ⅲ类储层则需500-800m。 图2 水平井布井区带图3 水平井部署火山体
渤海[bóhǎi] 渤海是中国的内海。三面环陆，在辽宁、河北、山东、天津三省一市之间。辽东半岛南端老铁三角与山东半岛北岸蓬莱遥相对峙，像一双巨臂把渤海环抱起来，岸线所围的形态好似一个葫芦。渤海通过渤海海峡与黄海相通。渤海海峡口宽59 海里，有30多个岛屿，其中较大的有南长山岛、砣矶岛、钦岛和皇城岛等，总称庙岛群岛或庙岛列岛。渤海由北部辽东湾、西部渤海湾、南部莱州湾、中央浅海盆地和渤海海峡五部分组成。 目录 1地理概述 2一般特征 2.1 生态特征 2.2 资源 2.3 水温变化 2.4 水质特点 2.5 海冰 2.6 海浪 2.7 潮汐和潮流 3资源丰富 4污染状况 5地质构造 5.1 构造归属 5.2 基底 5.3 盖层 6地区经济 6.1 经济发展状况 6.2 人口及活动 6.3 海洋开发活动 7海水西调 7.1 基本构想 7.2 五大问题及对策 7.3 质疑 1地理概述 渤海是一个近封闭的内海，地处中国大陆东部的最北端，即北纬37°07′～41°，东经117°35′～122°15′的区域。它一面临海，三面环陆，北，西，南三面分别与辽宁、河北、天津和山东三省一市毗邻，东面经渤海海峡与黄海相通，辽东半岛的老铁山与山东半岛北岸的蓬莱角间的连线即为渤海与黄海的分界线。辽东半岛和山东半岛犹如伸出的双臂将其合抱，构成首都北京的海上门户。放眼眺望，渤海形如一东北—西南向微倾的葫芦，侧卧于华北大地，其底部两侧即为莱州湾和渤海湾，顶部为辽东湾。 渤海海域面积77284平方公里，大陆海岸线长2668公里，平均水深18米，最大水深85米，20米以浅的海域面
渤海详图 积占一半以上。渤海地处北温带，夏无酷暑，冬无严寒，多年平均气温10.7℃，降水量500～600毫米，海水盐度为30。 渤海海底平坦，多为泥沙和软泥质，地势呈由三湾向渤海海峡倾斜态势。海岸分为粉沙淤泥质岸、沙质岸和基岩岸三种类型。渤海湾，黄河三角洲和辽东湾北岸等沿岸为粉沙淤泥质海岸，滦河口以北的渤海西岸属沙砾质岸，山东半岛北岸和辽东半岛西岸主要为基岩海岸。渤海是位于中国的内海。在辽宁省，河北省，天津市，山东省之间，基本上为陆地所环抱，仅东部以渤海海峡与黄海相通，面积77000平方公里，平均深度18公尺，沉积物以淤泥和粉沙淤泥为主。渤海周围有三个主要海湾︰北面的辽东湾，西面的渤海湾、南面的莱州湾。由于辽河，滦河，海河，黄河等带来大量泥沙，海底平坦，饵料丰富，是中国大型海洋水产养殖基地。盛产对虾，黄鱼。沿岸盐田较多，以 shadow
页岩气成藏机理及气藏特征 页岩气是泛指赋存于富含有机质的暗色页岩或高碳泥页岩中，主要以吸附或游离状态存在的非常规天然气资源。在埋藏温度升高或有细菌侵入时，暗色泥页岩中的有机质，甚至包括已生成的液态烃，裂解或降解成气态烃，游离于基质孔隙和裂缝中，或吸附于有机质和矿物表面，在一定地质条件下就近聚集，形成页岩气藏。 从全球范围来看，页岩气拥有巨大的资源量。据统计，全世界的页岩气资源量约为456.24×1012m3，相当于致密砂岩气和煤层气资源量的总和，具有很大的开发潜力，是一种非常重要的非常规资源[1-6]。页岩气资源量占3种非常规天然气（煤层气、致密砂岩气、页岩气）总资源量的50%左右，主要分布在北美、中亚和中国、中东和北非、拉丁美洲、前苏联等地区，与常规天然气相当。页岩气的资源潜力甚至还可能明显大于常规天然气。 1.1 页岩气成藏机理 1.1.1 成藏气源 页岩气藏的生烃、排烃、运移、聚集和保存全部在烃源岩内部完成，页岩既是烃源岩、储层，也是盖层。研究表明，烃源岩中生成的烃类能否排出，关键在于生烃量必须大于岩石和有机体对烃类的吸附量，同时必须克服页岩微孔隙强大的毛细管吸附等因素。因此，烃源岩所生成的烃类只有部分被排出，仍有大量烃类滞留于烃源岩中。 北美地区目前发现的页岩气藏存在3种气源，即生物成因、热成因以及两者的混合成因。其中以热成因为主，生物成因及混合成因仅存在于美国东部的个别盆地中，如Michigan盆地Antrim生物成因页岩气藏及Illinois盆地New Albany混合成因页岩气藏[21]。 1.1.2 成藏特点 页岩气藏中气体的赋存形式多种多样，其中绝大部分是以吸附气的形式赋存于页岩内有机质和黏土颗粒的表面，这与煤层气相似。游离气则聚集在页岩基质孔隙或裂缝中，这与常规气藏中的天然气相似。因此，页岩气的形成机理兼具煤层吸附气和常规天然气两者特征，为不间断充注、连续聚集成藏（图1-1）。
第一章页岩气成藏机理及控制因素 页岩气（Shale gas），是一种重要的非常规天然气类型，与常规天然气相比，其生成、运移、赋存、聚集、保存等过程及成藏机理既有许多相似之处，又有一些不同点。页岩气成藏的生烃条件及过程与常规天然气藏相同，泥页岩的有机质丰度、有机质类型和热演化特征决定了其生烃能力和时间；在烃类气体的运移方面，页岩气成藏体现出无运移或短距离运移的特征，泥页岩中的裂缝和微孔隙成了主要的运移通道，而常规天然气成藏除了烃类气体在泥页岩中的初次运移以外，还需在储集层中通过断裂、孔隙等输导系统进行二次运移；在赋存方式上，二者差别较大，首先，储集层和储集空间不同（常规天然气储集于碎屑岩或碳酸盐岩的孔隙、裂缝、溶孔、溶洞中，页岩气储集于泥页岩粘土矿物和有机质表面、微孔隙中。），其次，常规天然气以游离赋存为主，页岩气以吸附和游离赋存方式为主；在盖层条件方面，鉴于页岩气的赋存方式，其对上覆盖层条件的要求比常规天然气要低，地层压力的降低可以造成页岩气解吸和散失。页岩气的成藏过程和成藏机理与煤层气极其相似，吸附气成藏机理、活塞式气水排驱成藏机理和置换式运聚成藏机理在页岩气的成藏过程中均有体现，进行页岩气的勘探开发研究，可以在基础地质条件研究的基础上，借助煤层气的研究手段，解释页岩气成藏的特点及规律。 第一节页岩气及其特征 页岩（Shale），主要由固结的粘土级颗粒组成，是地球上最普遍的沉积岩石。页岩看起来像是黑板一样的板岩，具有超低的渗透率。在许多含油气盆地中，页岩作为烃源岩生成油气，或是作为地质盖层使油气保存在生产储层中，防止烃类有机质逸出到地表。然而在一些盆地中，具有几十－几百米厚、分布几千－几万平方公里的富含有机质页岩层可以同时作为天然气的源岩和储层，形成并储集大量的天然气（页岩气）。页岩既是源岩又是储集层，因此页岩气是典型的“自生自储”成藏模式。这种气藏是在天然气生成之后在源岩内部或附近就近聚集的结果，也由于储集条件特殊，天然气在其中以多种相态存在。这些天然气可以在页岩的天然裂缝和孔隙中以游离方式存在、在干酪根和粘土颗粒表面以吸附状态存在，甚至在干酪根和沥青质中以溶解状态存在。我们把这些储存在页岩层中的天然气称为页岩气（Shale gas）。页岩气是指赋存于暗色泥页岩、高碳泥页岩及其夹层状的粉砂岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、甚至砂岩中以自生自储成藏的天然气聚集。
火山岩油气藏研究现状综述 【摘要】随着能源供求关系的日益紧张与石油工程技术提高，火山 岩油气藏研究的深入已成为了势在必行的趋势，各方面的勘探开发研 究水平也在不断提高。本文对火山岩油气藏的勘探历史沿革、储层机 制、成藏机理、类型研究及勘探技术现状都予以了较为全面的归纳， 并在最后对于各方面的研究现状及发展趋势予以了汇总，对于火山岩 油气藏研究的系统化有着一定的现实意义。 【关键词】火山岩油气藏 储层机制 成藏机理 勘探技术 引言 随着能源需求的不断攀升与石油工程技术的提高，火山岩油气藏 研究受重视程度不断提高，正已日益成为全球油气资源勘探开发的重 要新领域。近年来, 火山岩油气藏已在世界20多个国家300多个盆 地或区块中发现。如日本新泻盆地吉井- 东帕崎气藏、印度尼西亚Jaw a 盆地Jatibarang 油气藏、阿根廷帕姆帕- 帕拉乌卡油气藏、墨西哥富 贝罗油气藏等典型的大型火山岩油气藏]9~1[ 。二十世纪60- 80 年代, 我国在大规模油气勘探、开发中, 先后在克拉玛依、四川、渤海湾、 辽河和松辽等盆地中, 发现了一批火山岩油气藏]13~10[，尽管取得了 巨大的成就，然而由于火山岩油气藏具有分布广但规模较小、初始产 量高但递减快、储集类型和成藏条件复杂等特点, 且目前对该类油气
藏的系统研究方法相对缺乏, 勘探开发技术尚不够完善，火山岩油气勘探储量仅占全球油气储量的1%，勘探潜力巨大。本文参阅了大量国内外火山岩油气藏研究的文献资料, 系统总结了火山岩储层、火山岩成藏条件及油气藏类型等研究现状, 旨在推动我国火山岩油气勘探与更深化研究。 1.国内外火山岩油气藏勘探历史沿革 自1887 年在美国加利福尼亚州的圣华金盆地首次发现火山岩油气藏以来, 目前在世界范围内已发现300 余个与火山岩有关的油气藏或油气显示, 其中有探明储量的火山岩油气藏共169 个]14[。国外火山岩油气勘探研究和认识大致可概括为3 个阶段: 早期阶段( 20 世纪50 年代前) : 大多数火山岩油气藏都是在勘探浅层其他油藏时偶然发现的, 认为其不会有任何经济价值, 因此未进行评价研究和关注。例如, 早在1939 年美国就发现了一个重要 的变质岩油气田( 埃尔西刚多油田) , 单井日产高达7154m3,但仍有人持否定态度。 第二阶段( 20 世纪50 年代初至60 年代末) : 认识到火山岩中聚集油气并非偶然现象, 开始给予一定重视, 并在局部地区有目的地进行了针对性勘探。1953年, 委内瑞拉发现了拉帕斯油田, 其单井最高产量达到1 828 m3 / d, 这是世界上第一个有目的地勘探并获得成功的火山岩油田, 这一发现标志着对火山岩油藏的认识上升到一个新的水平。 第三阶段( 20 世纪70 年代以来) : 世界范围内广泛开展了火山岩
VIS视觉识别手册 VIS○A 基础部分 1、品牌标志设计 □品牌标志优化提升设计： 标志是活动形象的象征，是整个视觉传达设计的核心。标志的精致化作业是非常重要的一环，如果想实施执行，必须拿到本册附带光盘，用相应软件打开取得电子文件，不允许从图纸上复制标志。在最后应用之前，互相参照色彩细节，并且将所有的设计作品报送负责人，以获得负责人或部门的批准方可执行。 □标志墨稿及反白效果图： 活动标识可以用阴阳两种形式表现。阴阳两种图形同时又可以用有色系统来表现，此页所示为黑白阴阳制图，使用范围主要应用于报纸广告等单色（黑白）印刷范围内，使用时请严格按照此规范进行。 □标志方格坐标制图： 下图所示为标志的风格图规范，经过精密绘制与视觉修正，主要用于快速绘制出准确的标志，从单位方格中标志的造型比例、空白距离等相互关系表达出来，制作时候依照此标准原样放大、缩小、复制。 注：A为一个基本计量单位。 □标志预留空间与最小比例限定： 标志应与其它因素分离以突出标志自身的特性，在复杂背景下须在标志周围留有空间，具体可参见图标中的比例，按照实际情况作适当调整。 标志的最小使用尺寸规定为长度≥10mm，以确保标志的清晰完整。 注：A为一个基本计量单位。 2、品牌标准字体 □品牌中文字体： 为与标志的造型结构形成统一，特全新设计字体为专用字体，使用专用标准字在组合中更能达到整体调协，进而使活动形象显现强烈的视觉识别，体现活动的特色和内涵。 网格制图规定了活动中文简称标准字的造型比例、结构空间以及笔画精细等，据此可准确地绘制出请活动中文全称的标准字。 实际制作直接使用CD光盘文件。若CD光盘不能满足使用，请严格按照此制图规范放制。注：A为一个基本计量位单。 □品牌英文字体： 为与标志的造型结构形成统一，特全新设计字体为专用字体，使用专用标准字在组合中更能达到整体调协，进而使活动形象显现强烈的视觉识别，体现活动的特色和内涵。 网格制图规定了活动中文简称标准字的造型比例、结构空间以及笔画精细等，据此可准确地绘制出请活动中文全称的标准字。 实际制作直接使用CD光盘文件。若CD光盘不能满足使用，请严格按照此制图规范放制。注：A为一个基本计量位单。 3、品牌标准色 □品牌标准色（印刷色）： 作为公共活动的品牌形象，标志是VI视觉识别系统的核心，是活动最为重要和最为明显的象征。因此标志色彩的统一、准确、完整尤为重要。在应用标志时，标准色值如图所示，请严格遵照执行。
地 质 勘 探 第39卷第1期· 33 ·渤海海域渤中19-6构造带深层潜山储层特征及其 控制因素 侯明才1,2 曹海洋1,2 李慧勇3 陈安清1,2 韦阿娟3 陈扬1,2 王粤川3 周雪威1,2 叶涛3 1.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室?成都理工大学 2.成都理工大学沉积地质研究院 3.中海石油（中国）有限公司天津分公司 摘 要 渤海湾盆地渤中凹陷西南部的渤中19-6深层潜山构造带是新近勘探发现的特大型含油气区，该区的储层研究尚处于起步阶段，对储层发育特征及其控制因素的认识还不够深入。为此，基于对钻井岩心、井壁岩心、岩石薄片的观察和描述，结合区域构造背景、录井及测井等资料，对该区潜山储层的岩石学特征、储集空间类型、物性特征等进行分析，探讨控制储层发育的内在因素，研究储层展布规律。结果表明：①渤中19-6构造带深层潜山储层是由太古界潜山变质花岗岩主体及上覆的古近系古新统—始新统孔店组砂砾岩组成的泛潜山储集系统，形成砂砾岩孔隙带＋风化壳溶蚀裂缝带＋内幕裂缝带的多层次储层结构，储层成因复杂、类型多样；②太古界变质花岗岩潜山储集体内部在垂向上可划分为风化壳、内幕裂缝带和致密带，具有孔隙型和裂缝型的双重特性；③潜山风化壳主要受到强烈的溶蚀淋滤作用叠加断裂作用的影响，形成裂缝—孔隙型储集空间，内幕裂缝带储层的发育规模与分布受控于3期裂缝的叠加作用，燕山期以来是潜山裂缝的主要发育时期；④孔店组砂砾岩为典型的筛积沉积，后期溶蚀作用为其主要的控制因素； ⑤混合岩化作用及超临界流体隐爆作用对储层发育起到了建设性作用。结论认为，渤中19-6构造带发育砂砾岩＋变质岩潜山储集系统的认识，有助于确定该区下一步油气勘探的目标与方向。 关键词 渤海湾盆地 渤海海域 渤中19-6潜山构造带 太古代 深层变质花岗岩储层 古近纪 砂砾岩储层 溶蚀作用 构造裂缝 DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2019.01.004 Characteristics and controlling factors of deep buried-hill reservoirs in the BZ19-6 structural belt, Bohai Sea area Hou Mingcai1,2, Cao Haiyang1,2, Li Huiyong3, Chen Anqing1,2, Wei Ajuan3, Chen Yang1,2, Wang Yuechuan3, Zhou Xuewei1,2 & Ye Tao3 (1. State Key Laboratory of Oil & Gas Reservoir Geology and Exploitation//Chengdu University of Technology, Cheng-du, Sichuan 610059, China; 2. Institute of Sedimentary Geology, Chengdu University of Technology, Chengdu, Sichuan 610059, China; 3. Tianjin Branch Company of CNOOC, Tianjin 300452, China) NATUR. GAS IND. VOLUME 39, ISSUE 1, pp.33-44, 1/25/2019. (ISSN 1000-0976; In Chinese) Abstract: The BZ19-6 deep buried-hill structural belt in the southwest of Bozhong Sag, Bohai Bay Basin, is a newly discovered super-giant oil and gas bearing area. The study on its reservoirs is still in the early stage, and the characteristics and control factors of reservoir development are not understood deeply. In this paper, cores, sidewall cores, rock sections were analyzed and described. Then, based on regional structural setting, mud logging and logging data, the buried-hill reservoirs in this area were analyzed from the aspects of petro-logical characteristics, reservoir space types and physical properties, the inherent factors influencing the development of the reservoirs were discussed, and distribution laws of the reservoirs were investigated. And the following research results were obtained. First, the deep buried-hill reservoirs of this belt are a pan-buried hill reservoir system composed of the Palaeocene–Eocene Kongdian Fm glutenite in the upper part and the Archean buried-hill metamorphic granite in the lower part. A multi-layer reservoir structure of glutenite pore zone, weathering crust dissolution fracture zone and inner fracture zone is formed. These reservoirs are complex in genesis and diverse in type. Second, the Archean buried-hill metamorphic granite reservoir can be vertically divided into weathering crust, inner fracture zone and tight zone, and it presents the dual characteristics of porous and fractured media. Third, the buried-hill weathering crust is mainly affected by strong dissolution and leaching superimposed with fracturing, forming fractured-porous reservoir space. The reservoir of inner fracture zone is mainly controlled by the superimposition of three-phrase fractures, which forms the main development period of buried-hill frac-tures since the Yanshanian. Fourth, the glutenite of Kongdian Fm is a typical sieve deposit and it is mainly controlled by the late dissolu-tion. Fifth, migmatization and supercritical fluid cryptoexplosion play a constructive role in the development of the reservoirs. In conclu-sion, the understanding of buried-hill glutenite and metamorphic reservoir system developed in this belt is conducive to determining the target and direction of next oil and gas exploration in this area. Keywords: Bohai Bay Basin; Bohai Sea area; BZ19-6 deep buried-hill structural belt; Archean; Deep metamorphic granite reservoir; Pa-leogene; Glutenite reservoir; Dissolution; Structural fracture 基金项目：国家科技重大专项“渤海潜山成藏综合研究与有利勘探方向”（编号：2016ZX05024-003-010）、中海石油（中国）有限公司科研项目“渤海海域潜山石油地质特征、典型油气藏成藏机理与有利勘探区带预测”（编号：CCL2014TJXZSS0870）。 作者简介：侯明才，1968年生，教授，博士生导师，博士，本刊编委；主要从事大地构造沉积学、含油气盆地分析、层序岩相古地理学等领域的科研和教学工作。地址：（610059）四川省成都市成华区二仙桥东三路1号。ORCID：0000-0001-7583-9159。E-mail: houmc@https://www.doczj.com/doc/3617253299.html, 通信作者：曹海洋，1988年生，博士；主要从事沉积学、层序地层学等方面的研究工作。地址：（610059）四川省成都市成华区二仙桥东三路1号。ORCID: 0000-0003-4618-4610。E-mail: chycdut@https://www.doczj.com/doc/3617253299.html,