莺歌海盆地高温高压气藏储层保护技术

莺歌海盆地乐东区高温超压储层物性下限及分类引言：近年来，随着能源需求的不断增长，油气储量的开发已成为国家战略的重要组成部分。

在我国南海莺歌海盆地乐东区，存在着一些高温超压油气储层，其物性特点对储层评价、油气开发和生产造成了一定困难。

本文旨在研究莺歌海盆地乐东区高温超压储层的物性特征，提出物性下限及分类，为油气勘探开发提供技术支撑。

一、乐东区高温超压储层特点乐东区位于莺歌海盆地的东南部，其地质构造为东南隆起，沉积物较厚，油气资源丰富。

储层厚度较大，富集程度高，是油气勘探的重点区域。

然而，乐东区高温超压储层所具有的特点也给油气勘探和开发带来一定挑战。

首先，乐东区高温超压储层温度较高，压力较大。

温度可达150℃以上，压力可超过100MPa。

这种高温高压条件下的储层物性表现出独特的特点，如流动性变差、孔隙度下降、岩石膨胀等。

其次，乐东区高温超压储层岩石类型复杂多样。

主要包括砂岩、泥岩、页岩、碳酸盐岩等。

这些不同岩石类型在高温高压条件下，其物性表现出巨大差异，对油气储集性能产生重要影响。

最后，与传统储层相比，乐东区高温超压储层孔隙度较低，渗透性较差。

这使得储层的产能较低，油气开发较为困难。

二、乐东区高温超压储层物性下限乐东区高温超压储层的物性下限，即是指在高温高压条件下，储层物性的最差情况。

该下限反映了储层的最差物性状态，是评价储层储集性能和开发潜力的重要依据。

1. 孔隙度下限：乐东区高温超压储层孔隙度在高温高压条件下会发生较大的变化。

一般来说，孔隙度下限可以通过干饱和比测量等实验方法来获取。

根据实验结果的统计分析，可以得到乐东区高温超压储层孔隙度下限的范围值。

2. 渗透率下限：乐东区高温超压储层的渗透性较差，渗透率下限的测定也是评价储层物性的重要指标。

渗透率下限可以通过测量岩心样品的渗透率、渗透率模型等方法获取，并进行统计分析。

得到乐东区高温超压储层渗透率下限的数值范围。

3. 含油气饱和度下限：乐东区高温超压储层的含油气饱和度下限是指在高温高压条件下，储层饱和度的最差情况。

莺歌海盆地乐东01超高温高压气藏形成条件及成藏模式莺歌海盆地乐东01超高温高压气藏形成条件及成藏模式莺歌海盆地乐东01超高温高压气藏是一个具有巨大潜力的气藏，其成藏模式和形成条件对于该气藏的勘探和开发具有重要意义。

本文将对莺歌海盆地乐东01超高温高压气藏的形成条件和成藏模式进行研究和探讨。

首先，莺歌海盆地是中国南海深水盆地中的一部分，地处巨型构造体系的形成区域，构造活跃，板块碰撞和断裂活动频繁。

这种特殊的地壳构造条件为超高温高压气藏的形成提供了必要的背景。

其次，海盆地的沉积环境是超高温高压气藏形成的重要因素。

莺歌海盆地是一个典型的深水盆地，沉积环境复杂多样，包括海底扇、沉积坡和盆地平原等。

这些不同的沉积环境为油气的生成和保存提供了有利的条件。

在沉积过程中，有机质的丰度和类型也是超高温高压气藏形成的重要因素之一。

莺歌海盆地地处暖水区域，生物繁殖活动频繁。

在这样的环境下，有机质的生产和保存相对较好，对于油气的形成提供了充足的原料。

超高温高压气藏的形成还需要适宜的成藏构造背景。

莺歌海盆地的构造背景非常适合超高温高压气藏的形成。

在构造活跃地带，存在大量的断裂和断层，这些地质构造的运动活动为油气的运移提供了通道和储层。

在地球的深部，岩石经受着极高的温度和压力，这也是超高温高压气藏形成的重要因素之一。

在莺歌海盆地的深部，地层温度和压力超过了常规气藏的温度和压力，造成了油气的高温高压成藏。

莺歌海盆地乐东01超高温高压气藏的成藏模式是一个复杂的过程。

在沉积过程中，有机质被埋藏在沉积岩层中，经过长期地温和地压作用，有机质转化成油气，在含气层或者含油层中形成气藏。

此外，超高温高压气藏的成藏还与改造作用有关。

在油气形成的过程中，地质构造活动不断改变油气的运移路径和存储状态，形成不同的油气成藏模式。

同时，断裂和断层也会对气藏的形成和储存起到关键作用。

总结起来，莺歌海盆地乐东01超高温高压气藏的形成条件主要包括地壳构造背景、沉积环境、有机质丰度和类型、成藏构造背景以及地层温度和压力。

第４０卷　第１期２０２１年２月 世　界　地　质ＧＬＯＢＡＬＧＥＯＬＯＧＹＶｏｌ ４０　Ｎｏ １Ｆｅｂ ２０２１ 文章编号：１００４—５５８９（２０２１）０１—０１０７—０８莺歌海盆地深层超高温超高压天然气勘探新问题及对策刘为，邓广君，应明雄，刘峰，段亮中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江５２４０５７摘要：莺歌海盆地深层超高温超高压领域勘探面临甜点储层分布预测、高阻抗砂岩识别及含气性预测、地震“亮点”型低速泥岩甄别等诸多新的难点问题，针对这些重难点问题开展了地震沉积学、岩石物理和地球物理方法等综合研究，并结合近年勘探新资料，提出了相应对策及勘探研究技术流程。

结果表明，地震沉积学理论技术指导下精细化的源汇体系分析可提高莺歌海盆地甜点储层预测精度；高阻抗砂岩储层含气特征为高纵波速度、低密度、高纵波阻抗、低纵横波速比及Ⅰ～Ⅱ类ＡＶＯ异常。

多数“低速泥岩”为相对高伽玛、围岩密度接近、低纵波速度、低纵波阻抗、高纵横波速比特征、Ⅳ类ＡＶＯ特征，且偏离背景趋势不明显。

关键词：莺歌海盆地；深层；超高温超高压；储层预测；含气性预测中图分类号：Ｐ６１８ １３ 文献标识码：Ａ ｄｏｉ：１０ ３９６９／ｊ ｉｓｓｎ １００４ ５５８９ ２０２１ ０１ ０１１收稿日期：２０２０ ０７ ２０；改回日期：２０２０ １１ ３０基金项目：中海油有限公司科研项目（ＺＹＫＹ ２０１９ ＺＪ ０４）与南海西部油田上产２０００万方关键技术研究项目（ＣＮＯＯＣ ＫＪ１３５ＺＤＸＭ３８ＺＪ０２ＺＪ）资助。

通讯作者：刘为（１９８６—），男，工程师，主要从事勘探地质研究。

Ｅ ｍａｉｌ：ｌｉｕｗｅｉ１３１４１５＠１２６ ｃｏｍＮｅｗｃｈａｌｌｅｎｇｅｓａｎｄｓｔｒａｔｅｇｉｅｓｆｏｒｎａｔｕｒａｌｇａｓｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎｉｎｄｅｅｐｓｔｒａｔａｗｉｔｈｕｌｔｒａ ｈｉｇｈｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅａｎｄｐｒｅｓｓｕｒｅｏｆＹｉｎｇｇｅｈａｉＢａｓｉｎＬＩＵＷｅｉ，ＤＥＮＧＧｕａｎｇ ｊｕｎ，ＹＩＮＧＭｉｎｇ ｘｉｏｎｇ，ＬＩＵＦｅｎｇ，ＤＵＡＮＬｉａｎｇＺｈａｎｊｉａｎｇＢｒａｎｃｈｏｆＣＮＯＯＣＬｔｄ．，Ｚｈａｎｊｉａｎｇ５２４０５７，Ｇｕａｎｇｄｏｎｇ，ＣｈｉｎａＡｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｅｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎｏｆｄｅｅｐｕｌｔｒａ ｈｉｇｈｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅａｎｄｐｒｅｓｓｕｒｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｉｎＹｉｎｇｇｅｈａｉＢａｓｉｎｉｓｆａｃｉｎｇｍａｎｙｎｅｗｃｈａｌｌｅｎｇｅｓ，ｓｕｃｈａｓｐｒｅｄｉｃｔｉｏｎｏｆｓｗｅｅｔｓｐｏｔｒｅｓｅｒｖｏｉｒｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ，ｈｉｇｈｉｍｐｅｄａｎｃｅｓａｎｄｓｔｏｎｅｉｄｅｎｔｉｆｉｃａ ｔｉｏｎａｎｄｇａｓｂｅａｒｉｎｇｐｒｅｄｉｃｔｉｏｎ，ａｎｄｄｉｓｃｒｉｍｉｎａｔｉｏｎｏｆｌｏｗｖｅｌｏｃｉｔｙｍｕｄｓｔｏｎｅｗｉｔｈ“ｂｒｉｇｈｔｓｐｏｔ”ｏｎｓｅｉｓｍｉｃ．Ｉｎｖｉｅｗｏｆｔｈｅｓｅｉｍｐｏｒｔａｎｔａｎｄｄｉｆｆｉｃｕｌｔｐｒｏｂｌｅｍｓ，ｃｏｍｐｒｅｈｅｎｓｉｖｅｒｅｓｅａｒｃｈｏｎｓｅｉｓｍｉｃｓｅｄｉｍｅｎｔｏｌｏｇｙ，ｐｅｔｒｏｐｈｙｓｉｃｓａｎｄｇｅｏ ｐｈｙｓｉｃａｌｍｅｔｈｏｄｓｈａｓｂｅｅｎｃａｒｒｉｅｄｏｕｔ．Ｃｏｍｂｉｎｅｄｗｉｔｈｔｈｅｎｅｗｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎｄａｔａｉｎｒｅｃｅｎｔｙｅａｒｓ，ｔｈｅｃｏｒｒｅｓｐｏｎｄｉｎｇｓｔｒａｔｅｇｙａｎｄｔｅｃｈｎｉｃａｌｐｒｏｃｅｓｓｏｆｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄｒｅｓｅａｒｃｈａｒｅｐｕｔｆｏｒｗａｒｄ．ＴｈｅｒｅｓｕｌｔｓｓｈｏｗｔｈａｔｔｈｅｒｅｆｉｎｅｄｓｏｕｒｃｅａｎｄａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎｓｙｓｔｅｍａｎａｌｙｓｉｓｕｎｄｅｒｔｈｅｇｕｉｄａｎｃｅｏｆｓｅｉｓｍｉｃｓｅｄｉｍｅｎｔｏｌｏｇｙｃａｎｉｍｐｒｏｖｅｔｈｅｐｒｅｄｉｃｔｉｏｎａｃｃｕｒａｃｙｏｆｓｗｅｅｔｓｐｏｔｒｅｓｅｒｖｏｉｒｉｎＹｉｎｇｇｅｈａｉＢａｓｉｎ．Ｔｈｅｇａｓ ｂｅａｒｉｎｇｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｈｉｇｈｉｍｐｅｄａｎｃｅｓａｎｄｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓａｒｅｗｉｔｈｈｉｇｈＰ ｗａｖｅｖｅｌｏｃｉｔｙ，ｌｏｗｄｅｎｓｉｔｙ，ｈｉｇｈＰ ｗａｖｅｉｍｐｅｄａｎｃｅ，ｌｏｗＰ ＳｗａｖｅｖｅｌｏｃｉｔｙｒａｔｉｏａｎｄＡＶＯａｎｏｍａ ｌｉｅｓｏｆｔｙｐｅⅠ～Ⅱ．Ｍｏｓｔｏｆｔｈｅ“ｌｏｗｖｅｌｏｃｉｔｙｍｕｄｓｔｏｎｅｓ”ａｒｅｃｈａｒａｃｔｅｒｉｚｅｄｂｙｒｅｌａｔｉｖｅｌｙｈｉｇｈｇａｍｍａ，ｓｉｍｉｌａｒｄｅｎ ｓｉｔｙｗｉｔｈｓｕｒｒｏｕｎｄｉｎｇｒｏｃｋｓ，ｌｏｗＰ ｗａｖｅｖｅｌｏｃｉｔｙ，ｌｏｗＰ ｗａｖｅｉｍｐｅｄａｎｃｅ，ｈｉｇｈＰ ＳｗａｖｅｖｅｌｏｃｉｔｙｒａｔｉｏａｎｄＡＶＯａｎｏｍａｌｉｅｓｏｆｔｙｐｅⅣ，ａｎｄｔｈｅｄｅｖｉａｔｉｏｎｔｒｅｎｄｉｓｎｏｔｏｂｖｉｏｕｓ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ＹｉｎｇｇｅｈａｉＢａｓｉｎ；ｄｅｅｐｓｔｒａｔａ；ｕｌｔｒａ ｈｉｇｈｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅａｎｄｐｒｅｓｓｕｒｅ；ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｐｒｅｄｉｃｔｉｏｎ；ｇａｓｐｒｅ ｄｉｃｔｉｏｎ１　地质背景莺歌海盆地位于印支地块、华南地块及太平洋板块之间，是受印支地块与华南地块碰撞与南海扩张等多重因素耦合控制形成的新生代大型走滑 伸展盆地，天然气资源丰富［１ ３］。

莺歌海盆地高温超压天然气成藏地质条件及成藏过程谢玉洪;刘平;黄志龙【期刊名称】《天然气工业》【年(卷),期】2012(032)004【摘要】莺歌海盆地高温超压天然气勘探的突破,使得该区域已成为勘探的热点,但关于其天然气成藏规律还存在许多不确定的因素.为此,对天然气成藏地质条件及成藏过程进行了分析,以期确定该盆地高温超压环境下游离天然气成藏的主控因素.结果发现:①莺歌海盆地烃源岩质量高、烃源灶范围大、生烃期时窗长、排烃期延迟；②高温超压环境有利于储层保持较高的孔隙度和渗透率；③盆地长期处于封闭、半封闭流体系统,发育多套盖层,有利于天然气富集和保存；④中深层底辟带半封闭式高温超压流体系统中,水溶气在不同级差压力下运移、释放、聚集并成藏,同时还找到了盆地中多个水溶相天然气出溶成藏的证据.该研究成果为莺歌海盆地下一步的天然气勘探提供了指向.【总页数】5页(P19-23)【作者】谢玉洪;刘平;黄志龙【作者单位】中海石油(中国)有限公司湛江分公司;中海石油(中国)有限公司湛江分公司;中国石油大学(北京)石油天然气成藏机理教育部重点实验室【正文语种】中文【相关文献】1.莺歌海盆地高温超压大型优质气田天然气成因与成藏模式——以东方13-2优质整装大气田为例 [J], 谢玉洪;张迎朝;徐新德;甘军2.琼西莺歌海盆地中深层天然气成藏条件分析及其与浅层成藏条件的比较 [J], 何家雄;梅冥相;夏斌;马永生;刘宝明;邓军;张树林;初汉民;刘智荣;张海3.莺歌海盆地高温超压气藏控藏要素与成藏模式 [J], 谢玉洪;张迎朝;李绪深;朱建成;童传新;钟泽红;周家雄;何胜林4.超压盆地油气地质条件与成藏模式——以莺歌海盆地为例 [J], 万志峰;夏斌;林舸;李俊廷;刘宝明5.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[J], 李超;罗晓容;范彩伟;张立宽;刘爱群;李虎;李俊因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

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位于中国南海西北部，是一个富含油气资源的重要区域。

乐东斜坡区是该盆地的一个典型构造地区，被认为具有丰富的天然气储量。

在乐东斜坡区的研究中，乐东A构造储层超压形成机制成为了研究的焦点之一。

了解储层超压形成机制对于评估该地区天然气资源潜力具有重要的意义。

乐东A构造是乐东斜坡区内最突出的构造之一，近年来在该区域发现了多个天然气勘探区块。

研究表明，乐东A构造储层超压的形成与多种因素有关。

首先，区域构造活跃引起了地层的变形和断裂，形成了储层的局部封闭。

其次，长期的沉积作用导致地下流体的聚集，使得储层内形成了连续的流体体系。

最后，持续的沉积活动和岩石压实作用使得流体在储层中逐渐形成超压。

乐东A构造储层超压形成机制对于天然气的成藏有着重要的启示。

首先，超压的形成促进了天然气的聚集。

当地层形成局部封闭之后，流体在储层中聚集，形成了连续的气体体系，有利于天然气的富集。

其次，超压的存在对天然气的储集和保存具有保护作用。

超压可以阻止天然气的泄漏和迁移，提高了气体的保存效率。

最后，超压对储层的物理性质产生了显著影响。

超压会使储层岩石变形，导致孔隙度和渗透率的变化，从而影响天然气的运移和储存。

针对乐东A构造储层超压形成机制及其对天然气成藏的启示，有一些重要的研究方向值得关注。

首先，需要进一步探索乐东A构造储层超压形成的具体过程和机制。

通过地震资料、地球化学分析等手段，可以深入了解储层超压形成的时空分布规律。

其次，需要进一步明确超压对天然气勘探和开发的影响。

通过数字模拟和实验研究，可以评估超压对储层流体运移和储集能力的影响，为天然气勘探和开发提供科学依据。

最后，还需要进一步研究超压对储层性质的影响机制。

通过岩石力学实验和模拟计算，可以揭示超压对岩石变形和孔隙结构的影响机理，为储层性质评价提供参考依据。

综上所述，乐东斜坡区乐东A构造储层超压形成机制对天然气成藏具有重要的影响。

２０２０年１２月第５５卷　增刊　＊广东省湛江市坡头二区南调路南海西部公司附楼５楼，５２４０５７。

Ｅｍａｉｌ：ｌｉｕｗｗ＠ｃｎｏｏｃ．ｃｏｍ．ｃｎ本文于２０２０年２月２４日收到，最终修改稿于同年１０月１３日收到。

·综合研究·文章编号：１０００－７２１０（２０２０）Ｓ－００６４－０８莺歌海盆地高温高压复杂气藏高精度储层预测及含气性识别刘　巍＊　李　雷　马光克（中海石油（中国）有限公司湛江分公司研究院，广东湛江５２４０２３）刘巍，李雷，马光克．莺歌海盆地高温高压复杂气藏高精度储层预测及含气性识别．石油地球物理勘探，２０２０，５５（增刊）：６４－７１摘要　莺歌海盆地高温高压气藏储层为非典型重力流沉积体系，非均质性强，砂体叠置关系复杂。

受上覆浅层气及泥底辟微裂隙影响，地震资料信噪比和分辨率低，存在地震成像模糊区，地震响应多解性强，无法准确区分气层与水层，严重影响气田储层预测和含气性评价精度。

为此，以莺歌海盆地东方Ｄ气田中深层黄流组为例，提出了一套高温高压复杂气藏储层预测及含气性识别技术：首先通过高密度地震采集获得高品质原始资料，开展针对性地震振幅补偿处理，改善地震模糊区成像效果；在此基础上，开展宽频地质统计学反演，提高储层预测精度；同时应用分频调谐含气性预测技术，有效识别研究区含气范围，最终达到高温高压复杂气藏储层高精度预测及含气性识别的目的。

关键词　高温高压　复杂气藏　高密度地震　振幅补偿　储层预测　含气性识别中图分类号：Ｐ６３１ 文献标识码：Ａ ｄｏｉ：１０．１３８１０／ｊ．ｃｎｋｉ．ｉｓｓｎ．１０００－７２１０．２０２０．Ｓ．０１００　引言近年来，高温高压油气勘探开发技术引起了诸多学者的探索，技术的突破促进了高温高压领域的勘探开发进程。

南海西部在莺歌海盆地中央底辟带发现了大规模重力流沉积体系［１－２］。

随着此类高温高压复杂气藏进入开发阶段，对储层预测及含气性识别的精度提出了更高要求。

193近年来，随着莺歌海盆地勘探重心转移到XX 区，探井作业面临着更加严峻的挑战。

2015年至今，XX区先后发现XX10-1、XX10-3、XX11-1等含气构造，证实了XX10区优越的油气成藏条件。

由于该区探井地层压力系数过高（高达2.3）、压力窗口过窄（低至0.01g/cm 3），2016年前部署的多口探井，在进入目的层段后，溢流、井漏等复杂情况频发，最终由于作业窗口过窄，未能完成钻前设计地质任务，严重影响探索高温超高压领域勘探信心和油气勘探进程。

1 莺歌海盆地超高温高压探井面临的问题及挑战2016年前，XX10区最初部署的3口超高温高压井相继失利，使得该区超高温高压井作业面临着严峻的挑战和空前的压力。

其中，XX10-A1井温度187℃，泥浆比重2.25 g/cm 3，该井8-3/8”井段目的层钻进时多次发生溢流和井漏，最终因目的层无作业窗口而无奈选择弃井作业，仅获得部分地质资料。

XX10-A2井温度202℃，泥浆比重2.28 g/cm 3，该井在8-3/8”井段目的层钻遇异常高压，多次发生溢流和井漏，堵漏期间发生钻具遇卡，终因没有窗口，且处理卡钻代价太大而弃井；XX16-A1井，最高泥浆比重2.28 g/cm 3，在7”尾管固井过程中发生溢流，水泥浆受高温地层水影响出现早凝导致无法脱手，最终不得不弃井。

通过对已钻井问题进行系统总结，本文系统梳理了超高温高压井作业面临的具体问题，主要有以下四个方面。

1.1 井下地质条件复杂XX10区地层压力系数高，目的层段压力成因及压力结构复杂，导致钻前压力预测误差较大。

此外，部分地层灰质较为发育，降低了地层承压能力，导致安全密度窗口进一步收窄，对钻井设计和作业安全造成了极大的影响。

由表1可知，在今后很长一段时间内，窄压力窗口超高温高压井已成为XX区勘探钻井新常态。

表1 2022年～2024年待钻超高温高压井基本信息表井名设计深度/m地层压力/sg 井底温度/℃目的层压力窗口g/c m 3XX10-C14403 2.24188℃≤0.10XX29-A 3968 2.26179℃≤0.10XX10-A34261 2.26194℃0.05~0.08XX16-A142472.19193℃0.10~0.161.2 极窄压力窗口作业能力有待提高由于XX10区目的层安全密度窗口通常＜0.1 g/cm 3，压力窗口极窄，部分井段甚至出现负窗口，因此超高温高压井对现有作业能力的提升提出了很高的要求，特别是对钻井平台的设备能力，如井控装置能力、泥浆池容积及提升系统能力等方面有严格的要求。

莺-琼盆地中新统高温超压储层特征及形成机制莺-琼盆地位于南海北部，是中国近海重要的油气勘探区域之一。

近年来，在莺-琼盆地中新统高温超压储层勘探中取得了一定的成果。

本文通过对莺-琼盆地中新统高温超压储层的特征及形成机制的研究，探讨该区域的油气勘探前景，为该区域的油气勘探提供一定的参考。

1. 特征（1）高温：莺-琼盆地中新统储层温度普遍较高，平均温度可达130℃以上，部分地区温度高达150℃以上。

（2）超压：莺-琼盆地中新统储层超压系数普遍较高，一般在1.5-2.5之间。

部分区域超压系数可达3.0以上，是目前国内发现的最高值。

（3）自生烃：莺-琼盆地中新统储层存在着适宜自生烃生成的条件，促使烃类在储层内自生，形成了自生烃储层。

2. 形成机制莺-琼盆地中新统高温超压储层的形成机制主要包括以下几个方面：（1）热源：莺-琼盆地中新统储层热源主要来自于地壳深部的高温岩石热。

这些高温岩石热是在地幔物质上升过程中，由于受到地壳作用的影响，向四周散发而来的。

（2）沉积层顶盖层：莺-琼盆地中新统储层有着较好的沉积层顶盖层。

盖层厚度越大，早期储层压力就越高。

同时，沉积层顶盖层也对超压扮演着重要的作用。

（3）烃源岩分布：莺-琼盆地中新统储层的优质烃源岩主要分布在下部源层系，这些烃源岩经过长期埋藏后，形成了适宜自生烃生成的条件，促使烃类在储层内自生。

（4）流体运移作用：莺-琼盆地中新统储层的流体运移作用十分活跃。

流体主要是从高处向低处下运动，沿储层中的高渗透、高温度、低黏度通道向低压力侧运移。

在这个过程中，由于受到盖层的阻挡和复合作用的影响，使形成高压，形成超压储层。

综上所述，莺-琼盆地中新统高温超压储层是在地壳深部高温岩石热、优质烃源岩、沉积层顶盖层、流体运移作用等多种因素的共同作用下，形成了高温、超压及有利于自生烃生成的储层。

因此，该区域具有较好的油气勘探前景。

莺歌海盆地东方13-1气田高温高压尾管固井技术一、绪论1.1 研究背景1.2 研究目的1.3 研究意义二、莺歌海盆地东方13-1气田2.1 地理位置2.2 气藏特点2.3 存在问题三、高温高压尾管固井技术概述3.1 尾管固井的基本原理3.2 尾管固井的主要方法3.3 尾管固井参数设计四、东方13-1气田高温高压尾管固井实践4.1 施工流程4.2 固井工艺4.3 固井效果分析五、结论与展望5.1 结论5.2 展望参考文献一、绪论1.1 研究背景随着石油行业的发展，原油和天然气作为重要的能源供应一直受到国家的重视。

尤其是近年来，能源科技的研究推进，石油和天然气的产量不断攀升，天然气成为“清洁能源”的代表。

然而，高温高压井深是现代石油工业中的重要难题，特别是气井的开拓更是面临着高温高压井深的挑战。

因此，如何找到更加先进的高温高压尾管固井技术，是我们研究的重点。

1.2 研究目的本文旨在对莺歌海盆地东方13-1气田高温高压尾管固井技术进行深入的研究，探讨尾管固井的基本原理、主要方法以及参数设计等问题，为气井固井技术提供可行性实践，为气井的开发和生产带来实质性的帮助和推动作用。

1.3 研究意义尾管固井技术是现代石油开发和生产中的重要工艺之一，它不仅可以取得更高的采收率，同时也可以加强含硫天然气开采安全的保障。

在气井固井技术研究领域，尾管固井技术的应用是最重要的因素之一。

因此，研究高温高压尾管固井技术，对提高气井固井的技术水平和保证气井的开采安全具有重要的意义。

二、莺歌海盆地东方13-1气田2.1 地理位置莺歌海盆地是中国南部重要的气田区域，位于福建雄安大陆边缘盆地北缘，东北走向，总面积约4.6万平方千米。

东方13-1气田是莺歌海盆地内的重要气田之一，地理位置在北纬20°43'~20°48'，东经120°20'~120°28'之间。

2.2 气藏特点东方13-1气田是一个深埋滞留型气藏，位于上更新世构造运动的新构造界面上。