Petroleum Geology and Exploration of Deep Marine Strata in China
- Open Access
- 2026
- Open Access
- Buch
- Herausgegeben von
- Yongsheng Ma
- Maowen Li
- Hairuo Qing
- Verlag
- Springer Nature Switzerland
Über dieses Buch
Dieses Open-Access-Buch konzentriert sich auf die geologischen Bedingungen im Zusammenhang mit der Öl- und Gasförderung und die Komplexität in Chinas Tiefseeschichten. Die Mineralölindustrie steht vor den Herausforderungen des begrenzten Wissens über tiefe Mineralölsysteme, des verringerten Signal-Rausch-Verhältnisses der Ziele in tiefen Reservoirs und erhöhter technischer Risiken im Zusammenhang mit Bohrungen und der Fertigstellung ultratiefer Bohrlöcher. Dieses Buch behandelt diese Herausforderungen durch die Einführung und Untersuchung einer Vielzahl geologischer Prozesse, angefangen bei der Evolution des Beckens, Quellgesteins- und Reservoirablagerungen, der Erdölgewinnung, Migration, Akkumulation und Umverteilung in den drei antiken Kratern Chinas. Es befasst sich mit diesen geologischen Prozessen sowohl in sedimentären Fazies als auch in streikbruchkontrollierten Reservoirs, einschließlich theoretischer, experimenteller und Simulationsansätze. Darüber hinaus werden neue Fortschritte in den Bereichen Geophysik, Bohrungen und Fertigstellungstechnologie diskutiert, die speziell mit den tiefen Meeresschichten zusammenhängen. Dieses Buch wird sehr nützlich für Erdölgeologen, Geophysiker, Ingenieure, Techniker, Wissenschaftler und Studenten sein, die die Erdölgeologie und Erkundungsmethoden studieren müssen.
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Über dieses Buch
This open access book focuses on the geological conditions associated with oil and gas exploration and complex in China’s deep marine strata. The petroleum industry is faced with the challenges of limited knowledge of deep petroleum systems, reduced signal-to-noise ratio of deep reservoir targets, and increased engineering risks associated with drilling and completion of ultra-deep wells. This book tackles these challenges with the introduction and investigation of a variety of geological processes from basin evolution, source rock and reservoir deposition, petroleum generation, migration, accumulation, and redistribution in the three ancient cratons in China. It addresses these geological processes in both sedimentary facies and strike-slip fault controlled reservoirs, including theoretical, experimental, and simulation approaches. In addition, it discusses new advances in the geophysics, drilling, and completion engineering specifically related to the deep marine strata. This book will be very useful for petroleum geologists, geophysicists, engineers, technicians, academics, and students who need to study the petroleum geology and exploration methods.
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Inhaltsverzeichnis
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1. Status and Outlook of Deep Marine Petroleum Exploration and Development in China
- Open Access
PDF-Version jetzt herunterladenDieses Kapitel vertieft den Status und die Aussichten der Tiefseeölförderung und -erschließung in China und beleuchtet globale Trends und Fortschritte im Inland. Es umfasst die bedeutenden Fortschritte, die in tiefen Sedimentschichten, Tiefsee-Offshore-Gebieten und unkonventionellen Öl- und Gasreservoirs erzielt wurden, wobei der Schwerpunkt auf bedeutenden Entdeckungen in den Becken von Tarim und Sichuan liegt. Der Text untersucht auch die geologischen und technischen Merkmale tiefer Erdölreservoirs, darunter hohe Ressourcenvolumina, vielfältige Produktionshorizonte, variable Lagerstättentypen, komplexe Drucksysteme und die Notwendigkeit der Stimulation von Reservoirs. Darüber hinaus werden die Explorationsparadigmen und technologischen Innovationen diskutiert, die diese Durchbrüche ermöglicht haben, sowie die zukünftigen Forschungsrichtungen und Schlüsselbereiche bei der Erschließung tiefen Erdöls. Das Kapitel schließt mit einer Bewertung der Verteilung tiefer Ressourcen und des Potenzials zukünftiger Entdeckungen, die einen umfassenden Überblick über den aktuellen Zustand und die zukünftigen Aussichten der Tiefsee-Erdölförderung in China bietet.KI-Generiert
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AbstractA significant proportion of the world’s ultradeep wells have been drilled in China to search for oil and gas in the deeper parts of the petroliferous Tarim, Sichuan, Ordos and Bohai Bay Basins. These basins are often referred to using the term “superimposed basin” because such a basin is in fact composed of several basins that were formed at different geological times and vertically stacked because of complex tectonics. Based on a brief review of the general trends in global oil and gas exploration and development and the history of major deep oil and gas discoveries in China, the geological and engineering characteristics of deep petroleum systems in these basins are analyzed. Long-term exploration practices and theoretical research have led to gains of significant knowledge of the deep petroleum habitats in “superimposed basins” and, thus, have provided an impetus for the proposal of several valuable exploration paradigms. An overview of the technological advances and challenges is provided in areas such as deep target evaluation, field development design and reservoir engineering. Deep resource potential, exploration realms and play distribution, and key geoscientific and technological research directions in China are discussed, with reference to the needs for geological, geophysical and engineering integration and exploration and development cross vergence along the core value chain of the crusade into the deeper earth. -
2. Evolution of Deep Marine Sedimentary Filling and Development of High-Quality Hydrocarbon Source Rocks in Cratonic Basins, China
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PDF-Version jetzt herunterladenDieses Kapitel befasst sich mit der Entwicklung der Auffüllung von Sedimenten im tiefen Meer und der Entwicklung hochwertiger Kohlenwasserstoffquellen in kratonischen Becken, wobei ein besonderer Schwerpunkt auf Chinas geologischer Geschichte liegt. Der Text untersucht die sedimentären Prozesse und paläoökologischen Bedingungen, die zur Bildung bedeutender Kohlenwasserstoffquellen führten, darunter die Chuanlinggou-Formation im Nordchinesischen Kraton, die Doushantuo-Formation im Jangtse-Kraton und die Yuertusi-Formation im Tarim-Becken. Die Analyse unterstreicht die Rolle globaler geologischer Ereignisse wie dem Auseinanderbrechen von Superkontinenten und dem Klimawandel bei der Beeinflussung der Anreicherung organischer Materie. Das Kapitel diskutiert auch die möglichen Muster von Gesteinsquellen und Reservoirs und die Auswirkungen auf die Erkundung von Kohlenwasserstoffen. Durch die Untersuchung der sedimentären Füllungsprozesse, der paläoklimatischen und paläoökologischen Hintergründe sowie der Modelle der Akkumulation organischer Materie bietet dieser Text wertvolle Einsichten in die geologische Geschichte und das Kohlenwasserstoffpotenzial kratonischer Becken.KI-Generiert
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AbstractIn the three cratonic basins of China, ancient source rocks are widely distributed, and understanding the mechanisms of hydrocarbon enrichment in Mesoproterozoic to early Cambrian source rocks has significant implications for ultradeep oil and gas exploration in China. This article provides a systematic summary of the source rocks in the Mesoproterozoic Chuanlinggou Formation of the North China Craton, the Neoproterozoic Doushantuo Formation of the Yangtze Craton, and the early Cambrian Yurtus Formation of the Tarim Craton. The formation processes of organic-rich shales are analyzed from the perspectives of sedimentary filling, paleoclimate, paleoenvironment, and specific geological events. It is concluded that the source rocks of the Chuanlinggou Formation developed mainly in Chuanlinggou Member 3, which experienced inner shelf sedimentation. A warm and humid climate, upwelling currents, and volcanic activity promoted nutrient input, triggered high primary productivity, and led to organic matter enrichment. Ferruginous seawater facilitated organic matter preservation. In the Doushantuo Formation of the Chuanbei depression, organic-rich intervals occur in Doushantuo Member 3. Under a warm climate, intense weathering resulting from the amalgamation of the Gondwana supercontinent promoted nutrient input and bottom-water anoxia, leading to organic matter enrichment. In the Yuertusi Formation, the enrichment of organic matter is attributed primarily to the extremely high productivity caused by intense upwelling currents and the oxygen-depleted environment resulting from transgression. -
3. Tectonic–Sedimentary Differentiation of Cratonic Basins in China and Its Controlling Effects on the Development of Large-Scale Carbonate Reservoirs
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PDF-Version jetzt herunterladenDieses Kapitel vertieft die tektonisch-sedimentäre Differenzierung der marinen kratonischen Becken Chinas und ihre Auswirkungen auf die Entwicklung großflächiger Karbonatreservoirs. Die Studie identifiziert drei Haupttypen der tektonisch-sedimentären Differenzierung: diejenigen, die durch synsedimentäre Verwerfungen in einem extensionalen Umfeld kontrolliert werden, diejenigen, die durch synsedimentäre Paläoanhebungen und intrakratonische Vertiefungen in einem schwachen Dehnungs-Kompressionsumfeld kontrolliert werden, und solche, die durch denudimentäre Paläoanhebungen und Vorlandsenkungen in einem stark komprimierenden Umfeld gesteuert werden. Das Kapitel untersucht auch die kontrollierenden Effekte dieser Differenzierungen auf die Reservoir-Entwicklung, wobei der Schwerpunkt auf der Sinian Dengying Formation im Sichuan-Becken, der kambrischen Longwangmiao Formation und der Xixiangchi-Gruppe im Sichuan-Becken und den ordovizischen Schichten in der Tabei-Paläo-Hebung im Tarim-Becken liegt. Die Studie kommt zu dem Schluss, dass eine starke tektonisch-sedimentäre Differenzierung zur Bildung von Quellen-Reservoir-Ansammlungen mit seitlichem Kontakt führt, während eine schwache tektonische Differenzierung zu Ansammlungen der unteren und oberen Generation führt. Das Kapitel enthält eine detaillierte Analyse der wichtigsten Steuerungsfaktoren für die Entwicklung von Reservoirs, darunter energiereiche Faziesgürtel, frühe Dolomitisierung und frühe Verkarstung. Außerdem werden die Entwicklungsmuster von Karstreservoirs in der Tabei-Paläo-Hebung untersucht, wobei der Einfluss der Urgesteinslithologie, des Paläoklimas, struktureller Landformen und der Belichtungszeit hervorgehoben wird. Insgesamt bietet das Kapitel wertvolle Einblicke in die geologischen Prozesse, die die Entwicklung großer Karbonatreservoirs in Chinas marinen Kratonbecken steuern.KI-Generiert
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AbstractThe Tarim, Yangtze, and North China cratons in China are characterized by small scales, poor tectonic stability, and strong tectonic–sedimentary differentiation. Based on the investigations of the prototypes and paleogeographical evolution of the Tarim, Sichuan, and Ordos Basins, this study classified tectonic–sedimentary differentiation and analyzed its controlling effects on large-scale reservoirs. In this study, the main factors controlling the development of three types of large reservoirs, i.e., the reef-shoal reservoirs of the Sinian Dengying Formation in the Sichuan Basin, the intraplatform grain shoal reservoirs of the Cambrian Longwangmiao Formation and the Xixiangchi Group, and the Ordovician paleokarst reservoirs in the Tabei paleo-uplift in the Tarim Basin, were analyzed. Based on the analytical results, this study summarized the controlling mechanisms of tectonic–sedimentary differentiation on the development of large-scale reservoirs and obtained the following conclusions: (1) The orderly superimposition of rift basins, basins with passive continental margins, cratonic depression basins, and foreland basins in the extensional‒convergent tectonic cycles of marine basins controls the regular development of reef-shoal reservoirs, intraplatform grain shoal reservoirs, and paleokarst reservoirs. (2) The development of reef-shoal reservoirs is controlled by the formation of intracratonic and marginal rifts in a strong extensional setting, whereas the development of intraplatform grain shoal reservoirs is controlled by the formation of intracratonic depressions in a weak extensional–weak compression setting, and the development of karst reservoirs is controlled by paleo-uplifts that formed during the strong compression period. (3) The development of high-quality reservoirs in the Sinian Dengying Formation and the Cambrian Longwangmiao Formation and Xixiangchi Group in the Sichuan Basin was controlled by high-energy facies belts, early dolomitization, and early karstification. High-quality reservoirs show a zonal distribution under strong tectonic differentiation and a planar discontinuous distribution under weak tectonic differentiation. (4) The development of Ordovician karst in the Tabei paleo-uplift of the Tarim Basin was controlled by the lithology of the parent rocks, paleoclimate, tectonic landforms, and exposure time. Karst reservoirs are distributed in the form of rings under tectonic differentiation. -
4. Structural Transformation in Cratonic Basins and Influence on Oil and Gas Accumulation in Deep Marine Strata
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PDF-Version jetzt herunterladenDieses Kapitel befasst sich mit der strukturellen Transformation kratonischer Becken in Zentral- und Westchina und konzentriert sich dabei auf die Becken von Tarim, Sichuan und Ordos. Es untersucht die tektonische Entwicklung von der späten Trias bis zum Quartär und identifiziert vier evolutionäre Stadien und fünf bedeutende Reformationstypen, darunter Deformation im Piemont, intraplatforme Dekollementfalte, differentielle Senkung-Hebung, intrabasinale Strike-Slip-Störung und tektonisch-thermische Ereignisse. Die Studie konstruiert unter dem Fernfeldeffekt der superkontinentalen Konvergenz Zeit- und Zeitrahmen der intrakontinentalen Reformation und Deformation und bestimmt die Raum-Zeit-Verteilungen der fünf wichtigsten Reformatortypen und deren Kontrolle über die Anreicherung und Erschöpfung von Öl und Gas. Das Kapitel untersucht auch den Einfluss dieser Transformationen auf die Kohlenwasserstoffakkumulation und beleuchtet das komplexe Zusammenspiel zwischen tektonischen Aktivitäten und der Entstehung von Öl- und Gasreservoirs. Anhand detaillierter geologischer Karten und Fallstudien bietet es Einblicke in die Mechanismen der Anreicherung und Erschöpfung von Kohlenwasserstoffen und bietet wertvolle Informationen für Fachleute auf diesem Gebiet.KI-Generiert
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AbstractGuided by the idea of a “superposition-controlled reservoir”, the technical route of geologic analysis, seismic data interpretation, analogue modelling and basin digital modelling, geometry, kinematics, and dynamics are adopted in this paper to carry out systematic research on the deformation characteristics and evolution processes of different reformation types and their control on oil and gas accumulation and the depletion of deep marine strata in the Palaeozoic. In this paper, four stages of tectonic evolution and five types of intracontinental transformation since the Late Triassic are established, the time frame of transformation deformation is constructed, dynamic hydrocarbon accumulation characteristics and models under the control of different types of superimposed transformation are established, and favourable hydrocarbon accumulation zones and targets are proposed. -
5. Geothermal and Geopressure Regimes in Ultra-Deep Sedimentary Strata, Tarim and Sichuan Basins
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PDF-Version jetzt herunterladenDieses Kapitel vertieft die geothermischen und geopressuren Regime der ultratiefen Sedimentschichten im Tarim- und Sichuan-Becken und konzentriert sich auf ihren Einfluss auf die Kohlenwasserstoffakkumulation und die Konservierung von Flüssigkeiten. Die Studie beginnt mit einer Analyse des heutigen Wärmeflusses und der geothermischen Gradienten in beiden Becken und offenbart starke Kontraste zwischen dem "kalten" Tarimbecken und dem "warmen" Sichuan-Becken. Anschließend rekonstruiert sie die Geschichte der paläoheat-Strömungen, wobei sie den abnehmenden Wärmefluss im Tarimbecken nach dem frühen Kambrium und den rapiden Anstieg des Sichuan-Beckens am Ende des frühen Perms hervorhebt. Auch die Druckentwicklung typischer ultratiefer Schichten wird untersucht, wobei der Druck im oberen ordovizischen Reservoir des Tarimbeckens normal oder leicht überdrückt bleibt, während die kambrische Formation des Sichuanbeckens abnormale Hochdruckstufen aufwies. Die Reifungsgeschichte der wichtigsten paläozoischen Quellgesteine wird rekonstruiert, und die evolutionären Reifemuster dreier unterschiedlicher Quellgesteine im Sichuan-Becken werden zusammengefasst. Das Kapitel schließt mit einer Analyse der Flüssigphase und der Veränderungen in den ultratiefen ordovizischen Gesteinen des Tarim-Beckens, die die geologische Temperatur für die Erhaltung der Ölphase bestimmt. Diese umfassende Studie bietet entscheidende Einblicke in das Thermal- und Druckregime des Tarim- und Sichuan-Beckens und unterstützt die anschließende ultratiefe Exploration und Ressourcenbewertung.KI-Generiert
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AbstractThe temperature field fundamentally governs the process and total volume of hydrocarbon generation from source rocks, as well as the resultant phase state of fluids within basin reservoirs. A lack of clarity regarding the thermal regime of ultradeep strata in China’s Tarim and Sichuan Basins currently impedes hydrocarbon exploration efforts. This research addresses this deficiency by summarizing and contrasting the current thermal and pressure characteristics in the two basins, with a specific analysis of the hydrocarbon phases in the Tarim Basin’s Ordovician strata. The modern thermal settings show a distinct contrast: the average heat flux for the Tarim Basin is 42.5 ± 7.6 mW/m2, compared to 53.8 ± 7.6 mW/m2 for the Sichuan Basin, thereby affirming their characterization as “cold” and “warm” basins, respectively. The thermal contrast is sustained across depth: the geothermal gradients in the Tarim Basin decrease slightly with depth (e.g., 21.6 ± 2.9 °C/km for 0–5000 m to 19.6 ± 2.8 °C/km for 0–7000 m), while those in the Sichuan Basin show a slight increase (e.g., 21.9 ± 2.3 °C/km for 0–5000 m to 23.3 ± 2.4 °C/km for 0–7000 m). Ultradeep formation temperatures are spatially controlled primarily by basement architecture, fault systems, and hydrothermal convection. Furthermore, thermal modeling established distinct paleoheat flow histories for the basins: the Tarim Basin’s internal heat flux generally declined after the Early Cambrian, punctuated solely by an abrupt Early Permian peak. Conversely, the Sichuan Basin’s thermal history unfolded in three stages—a steady state from the Cambrian to Early Permian, followed by a rapid rise at the close of the Early Permian, and a subsequent cooling phase after the Late Permian. The consistently higher thermal regime in the Sichuan Basin resulted in differential hydrocarbon generation and conservation in their ultradeep strata. The pressure evolution path of the main reservoirs was reconstructed using numerical simulation constrained by fluid inclusions. The Upper Ordovician reservoir in the Tarim Basin largely maintained normal pressure or mild overpressure throughout its geological history. Conversely, the Cambrian Formation in the Sichuan Basin experienced an abnormal high-pressure stage, peaking during the Late Cretaceous when the strata reached its maximum burial depth. Furthermore, the maturity evolution of the main Paleozoic source rocks were reconstructed utilizing the Easy%Ro model, constrained by the thermal history data. The final analysis included a discussion of the hydrocarbon preservation phase state in the deep Tarim Basin reservoirs, informed by the established temperature and pressure data. This comprehensive study significantly advances the theoretical understanding of ultradeep geothermal and pressure fields, providing a vital framework for accurately assessing ultradeep source rock maturation and the resultant hydrocarbon preservation state in both the Tarim and Sichuan Basins. -
6. Diversity and Effectiveness of Deep Marine Source Rocks in the Sichuan and Tarim Basins
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PDF-Version jetzt herunterladenDiese Studie untersucht die geologischen Eigenschaften und den Ursprung von Kohlenwasserstoffen in tiefen marinen Quellgesteinen im Sichuan- und Tarim-Becken, zwei großen Erdölbecken in China. Durch die Integration von Feldaufschlussdaten und neuen Bohrergebnissen werden fünf geologische Modelle für die Entwicklung dieser Quellgesteine erstellt. Die Studie analysiert auch stabile Kohlenstoffisotope und Biomarker, um die Rolle und Effektivität verschiedener Gesteinsquellen in Tiefsee-Erdölsystemen zu beurteilen. Eine wichtige Erkenntnis ist der signifikante Beitrag des Gesteins aus der Karbonatquelle zur Kohlenwasserstoffakkumulation, der die traditionelle Sichtweise in Frage stellt, dass organische Schiefer die einzigen Verursacher sind. Die Forschung schlägt zwei mögliche Quellen für das tiefe marine Erdölsystem im Tarim-Becken vor und identifiziert die mittelpermische Maokou-Formation im Sichuan-Becken und die unterkambrische Yuertusi-Formation im Tarim-Becken als vielversprechende Ziele für zukünftige unkonventionelle Erdölexplorationen. Dieser umfassende Bericht bietet wertvolle Einblicke in die Vielfalt und das Potenzial von Gesteinen aus tiefen marinen Quellen und bietet eine Grundlage für objektive Ressourcenbewertung und Explorationsstrategien.KI-Generiert
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AbstractDeep marine petroleum systems are critical to the energy supply in China, making them a key focus of petroleum exploration and research. A comprehensive understanding of the diversity and effectiveness of deep marine source rocks is essential for objectively evaluating their resource potential. However, significant challenges remain, including the unclear heterogeneity of source rocks, ambiguous hydrocarbon origins, and uncertainties regarding source rock effectiveness, all of which hinder accurate resource assessments. To address these issues, this study examines the geological characteristics of deep marine source rocks in two major petroliferous basins in China—the Sichuan Basin and the Tarim Basin. Drawing on field outcrop profiles and newly acquired drilling data, five geological models are established to characterize the formation and distribution of deep marine source rocks. Furthermore, stable carbon isotope and biomarker analyses of different source rock types underscore their distinct roles in hydrocarbon accumulation within deep marine petroleum systems. This study also provides a preliminary discussion of the unconventional petroleum resource potential of carbonate source rocks. The results highlight the pronounced heterogeneity of deep marine source rocks, which is largely governed by sedimentary facies distributions. Multiple lines of evidence suggest that the stable carbon isotopes of kerogen are minimally affected by thermal maturity and can still retain valuable paleoenvironmental information even during high-overmature stages. Although hydrocarbon cracking at high maturity reduces the absolute concentration of biomarkers, certain proxies remain effective for characterizing source rock properties and performing oil–source correlation. During the black oil stage, specific biomarkers can still provide insights into source rock characteristics. In the Tarim Basin, deep marine petroleum systems are not solely sourced from organic-rich shales but are also significantly influenced by carbonate source rocks. Two primary hydrocarbon origins are identified: (1) source rocks of varying lithofacies within the different sedimentary facies in the Yuertusi Formation and (2) contributions from source rocks in other formations, including the Ordovician and Sinian. The resource potential of carbonate source rocks is substantial, with hydrocarbons not only migrating into conventional reservoirs but also potentially remaining trapped within the source rocks. Under favorable economic conditions, these carbonate reservoirs could become promising targets for unconventional petroleum exploration and development. Therefore, potential exploration targets for unconventional petroleum resources include the Middle Permian Maokou Formation in the Sichuan Basin and its adjacent areas, as well as the marlstone reservoirs of the Lower Cambrian Yuertusi Formation and the Lower Xiaoerbulak Formation in the Tarim Basin. -
7. Multiple Types of Deep Carbonate Reservoirs in China: Consensuses and New Developments
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PDF-Version jetzt herunterladenDieses Kapitel vertieft sich in die verschiedenen Arten von tiefen Karbonatreservoirs, die in China gefunden wurden, wobei der Schwerpunkt auf ihrer Entstehung, ihren Eigenschaften und ihrem Potenzial für die Erforschung von Kohlenwasserstoffen liegt. Der Text diskutiert Riffschwärme, Karsthöhlen, Verwerfungen, Subsalzdolomit und antike Mikrobialitreservoirs und gibt detaillierte Einblicke in ihre geologischen Modelle und Entwicklungsmechanismen. Jüngste Explorationsergebnisse aus dem Tarim- und Sichuan-Becken werden hervorgehoben, darunter die Entdeckung qualitativ hochwertiger Reservoirs in mehr als 8.000 Metern Tiefe. Die Rolle von Störungsfluid-Kopplungsveränderungen und diagenetischen Flüssigkeiten bei der Bildung dieser Reservoirs wird ebenso hervorgehoben wie das Potenzial für zukünftige Explorationen in Tiefen von mehr als 10.000 Metern. Das Kapitel untersucht auch die Erhaltungsmechanismen der Porosität in diesen tiefen Reservoirs und macht sie zu einer wertvollen Ressource, um die Komplexität ultratiefer Karbonatreservoirs zu verstehen.KI-Generiert
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AbstractOil and gas exploration in the Tarim Basin and Sichuan Basin has been gradually expanding to deep–ultradeep carbonate strata (> 8000 m). Three types of large-scale high-quality carbonate reservoirs have been found, including fault-dissolution reservoirs associated with fault–fluid coupling alteration, Cambrian subsalt dolomite and microbialite reservoirs, which are the most important hydrocarbon reservoirs to be discovered after karst fracture–cave and reef–shoal facies reservoirs. The deep–ultradeep Ordovician carbonates in the Tarim Basin were first broken and fractured by strike–slip faults and then partly dissolved by diagenetic fluids, such as meteoric water, hydrothermal fluids, and fluids derived from thermochemical sulfate reduction (TSR), leading to the formation of fault-dissolution reservoirs with coupled fault and fluid alterations. The granular dolomites of the Cambrian subsalt shoal facies are prone to leaching by quasi contemporaneous meteoric water to form high-quality dolomite reservoirs, which are rich in intergranular, intragranular, and intercrystalline pores and dissolution vugs. Microbialite reservoirs occur widely in the Upper Ediacaran Dengying Formation in the Sichuan Basin and the Qigebulak Formation and Lower Cambrian Xiaoerbulak Formation in the Tarim Basin. The microbialite reservoirs are mainly microbial thrombolites, stromatolites, and microbial reef mounds, which generally contain abundant framework pores, with porosities as high as 11.29%. A series of geological factors, such as oil and gas charging, high concentrations of CO2 and H2S derived from TSR, and fluid overpressure in subsalt, ensure that the porosity in ultradeep carbonates can be well maintained. One or more of these types of ultradeep carbonate reservoirs are predicted to exist at depths > 10,000 m. -
8. Dynamic Mechanism and Prediction Methods for Deep Marine Hydrocarbon Accumulation
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PDF-Version jetzt herunterladenDieses Kapitel vertieft die dynamischen Mechanismen und Vorhersagemethoden für die Akkumulation von tiefen marinen Kohlenwasserstoffen, wobei der Schwerpunkt auf den mittleren Bedingungen und Temperaturdruckumgebungen liegt, die tiefe Reservoirs definieren. Es untersucht das stratigraphische Alter, die Dichte, die physikalischen Eigenschaften der Reservoirs und die Umgebung der Kohlenwasserstoffanreicherung in tiefen Reservoirs und bietet einen umfassenden Überblick über ihre einzigartigen geologischen Bedingungen. Der Text untersucht auch die Akkumulationseigenschaften von mehrphasigen Kohlenwasserstoffen in mehrschichtigen Gesteinsmassen, die Merkmale der Akkumulation aus mehreren Quellen und Stadien sowie die multidynamischen und kategorischen Akkumulationseigenschaften von tiefen Kohlenwasserstoffreservoirs. Darüber hinaus werden die weite Verteilung und variable Produktionskapazität dieser Reservoirs sowie die treibenden Kräfte und relativen Beiträge zur Kohlenwasserstoffausscheidung aus tiefen Gesteinsquellen diskutiert. Das Kapitel schließt mit einer Fallstudie über das Tarim-Becken, die die unterschiedlichen Charakteristika der Kohlenwasserstofferzeugung, -rückhaltung und -ausscheidung in vier verschiedenen Phasen veranschaulicht. Diese detaillierte Analyse bietet wertvolle Einblicke in die komplexen Prozesse, die die Anreicherung von Kohlenwasserstoffen in der Tiefe regeln, und bietet praktische Implikationen für die Exploration und Entwicklung in der Öl- und Gasindustrie.KI-Generiert
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AbstractAbundant deep hydrocarbon resources have been discovered in deep marine strata worldwide, whereas the dynamic mechanism and prediction methods for deep marine reservoirs are still unclear, resulting in great challenges in selecting favourable exploration targets. Compared with middle-shallow hydrocarbon reservoirs, deep reservoirs exhibit significant differences in terms of media conditions and temperature and pressure environments and feature multiphase accumulation characteristics in multirock masses, multisource and stage accumulation characteristics, multidynamic and category accumulation characteristics and wide distribution and variable production capacity. The dynamic process and the variation characteristics of oil and gas expulsion from source rocks were divided into four stages. The CPD did not contribute at the first stage before entering the HET, contribution varied from 25 to 50% at the second stage, contribution was more than 50% at the third stage in oil/gas expulsion, and contributed little at the fourth stage for the reformation of the reservoirs formed in the earlier stages due to tectonic movements. Generally, an effective CPD is the most important driving force for deep tight oil/gas reservoir formation. The HET of the source rock, buoyancy-driven hydrocarbon accumulation depth, hydrocarbon accumulation depth limit, and ASDL are the accumulation dynamic boundaries for deep hydrocarbon reservoir formation. Finally, dynamic models and predictive evaluation methods for deep hydrocarbon reservoirs were proposed. -
9. Typical Examples and Exploration Potentials of Large-Scale Petroleum Accumulations in Deep and Ultradeep Carbonate Reservoirs in China
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PDF-Version jetzt herunterladenDieses Kapitel vertieft sich in die Erkundung großer Ölvorkommen in tiefen und ultratiefen Karbonatreservoirs in China und konzentriert sich dabei auf typische Beispiele wie das Tahe Ölfeld, das Shunbei Öl- und Gasfeld, das Puguang Gasfeld und das Yuanba Gasfeld. Der Text diskutiert den geologischen Hintergrund, die Entwicklungsmerkmale und die wichtigsten Steuerungsfaktoren dieser Reservoirs. Sie unterstreicht die Bedeutung einer überlegenen Erschließung von Quellen und Reservoirs, einer effizienten Allokation und des komplexen Akkumulations- und Transformationsprozesses von Reservoirs. Das Kapitel untersucht auch die wichtigsten Explorationsrichtungen, darunter Paläokarst-Reservoirs, plattformnahe Erdhügel-Schwarmreservoirs und verwerfungskontrollierte Reservoirs. Die Analyse bietet einen detaillierten Überblick über die Bedingungen und Prozesse, die zur Entstehung großer Öl- und Gasfelder führen, und bietet wertvolle Erkenntnisse für zukünftige Explorationsbemühungen.KI-Generiert
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AbstractIn deep and ultradeep marine carbonate fields, a number of large oil and gas fields with different types of reservoirs and different accumulation processes have been discovered in China. In this study, the basic conditions, accumulation processes and key reservoir-controlled elements of the Tahe Oil Field, Shunbei Oil and Gas Field, Puguang Gas Field and Yuanba Gas Field, which were discovered in the Tarim Basin and Sichuan Basin, were compared and analyzed. The Tahe Oil Field and Shunbei Oil Field have formed typical paleokarst fracture–cavity reservoirs and fault-controlled fracture–cavity reservoirs under the influence of paleo-uplifts development and strike-slip fault activity. After multistage accumulations and multiple transformations, the planar distribution of oil and gas accumulation in different phases is still regular with some order. Under the influence of the development of Kaijiang–Liangping continental shelf, the Puguang Gas Field and Yuanba Gas Field have formed typical platform-margin reef–shoal–type reservoirs with favorable near-source enrichment accumulation conditions, which have also experienced whole processes of oil and gas phase transformation. Large-scale source–reservoir efficient source and reservoir configurations of the source and reservoirs, and good preservation conditions are important conditions for the formation of deep and ultradeep large oil and gas fields. In the three superimposed basins of Tarim, Sichuan and Ordos, paleokarst reservoirs related to large-scale unconformities, fault-controlled reservoirs related to Multistage faults, platform edge mound-shoal reservoirs related to sedimentary differentiation, and widely distributed paleomicrobial rocks and dolomite reservoirs that developed in confined tidal flat environments, are all important exploration targets. -
10. Geological Characteristics and Development Techniques of Ultra-deep Carbonate Sour Gas Reservoirs: A Case Study of the Puguang Gas Field
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PDF-Version jetzt herunterladenDieses Kapitel vertieft die geologischen Eigenschaften und Erschließungstechniken ultratiefer Sauergasreservoirs, wobei der Schwerpunkt auf dem Puguang-Gasfeld in China liegt. Der Text untersucht den historischen Kontext der Erschließung von Gasreservoirs mit hohem Schwefelgehalt und hebt die geologischen Besonderheiten und Herausforderungen hervor, die für das Puguang-Gasfeld typisch sind, wie tiefe Grabungstiefen, starke Heterogenität der Reservoirs, hoher H2S-Gehalt sowie komplexes Rand- und Grundwasser. Es werden die in Europa und Amerika etablierten Entwicklungstechniken und Managementsysteme diskutiert und wie diese für das Puguang-Gasfeld angepasst wurden. Das Kapitel untersucht auch die stratigraphischen Merkmale, konstruktiven Merkmale und Lagerstättenmerkmale des Puguang Gasfeldes und liefert eine detaillierte Analyse der Lagerstättenmerkmale und der innovativen Lösungen, die entwickelt wurden, um das Eindringen von Wasser und die Schwefelablagerung zu steuern. Darüber hinaus behandelt der Text die Herausforderungen bei der Erschließung des Puguang-Gasfeldes und die zukünftigen Richtungen für eine verbesserte Förderung, einschließlich Druckgasförderung, detaillierte Beschreibungen des Restgases, Schwefelabscheidung, Wasserverstopfung, CO2-Injektionstechniken und Mechanismen zur Wasserkontrolle. Das Kapitel schließt mit einer Zusammenfassung der wichtigsten Ergebnisse und ihrer Auswirkungen auf die effiziente Erschließung des Puguang-Gasfeldes.KI-Generiert
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AbstractHigh-sulfur carbonate gas reservoirs, represented by the Puguang gas field, have large reserves and are characterized by high hydrogen sulfide contents, strong reservoir heterogeneity, and abundant edge and bottom water; thus, complex development techniques are needed. This chapter provides a detailed description of the reservoir characteristics of the Puguang gas field in terms of its stratigraphic, tectonic, and depositional characteristics; investigates the water intrusion law and water intrusion prediction methods during the development of the Puguang gas field; and proposes corresponding water control countermeasures and water draining and plugging processes. In accordance with the singlet sulfur dissolution‒precipitation mechanism, the distribution of sulfur deposition in the wellbore and reservoir during the development of the Puguang gas field is studied, and a technique for the management of sulfur deposition in the wellbore and on the surface is developed. Finally, future directions for technological developments for gas field regression control and field recovery enhancement are outlined. The results of this study provide technical support for achieving high and stable production in the Puguang gas field. -
11. Fluid Flow Mechanism and Numerical Simulation Method in Deep Fracture-Cavity Reservoirs, Tarim Basin
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PDF-Version jetzt herunterladenDieses Kapitel befasst sich mit den Strömungsmechanismen und numerischen Simulationsmethoden in tiefen Klufthöhlen, wobei der Schwerpunkt auf dem Tarim-Becken liegt. Sie unterstreicht die bedeutende Rolle der Karbonatreservoirs bei der weltweiten Öl- und Gasproduktion und die einzigartigen Herausforderungen, die von tiefen Klufthöhlenreservoirs in China ausgehen. Der Text diskutiert die Entwicklung der geologischen Modellierungstechnologie, den Strömungsmechanismus von Verbundmedien zwischen Bruchstellen und Hohlräumen und die numerische Simulationstechnologie der Mehrfeldkopplung. Es untersucht auch das effektive Stressgesetz zur Beurteilung der Durchlässigkeit und Stressempfindlichkeit von zerklüftetem und vuggigem Karbonatgestein. Das Kapitel schließt mit einer Zusammenfassung der innovativen hocheffizienten Erschließungstechnologien für tiefe und ultratiefe Klufthöhlenreservoirs, die die großangelegte Entwicklung und stabile Produktion wichtiger Ölfelder in China unterstützt haben.KI-Generiert
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AbstractChina’s deep carbonate fracture-cavity oil and gas resources are abundant, and the cumulative proven oil in place is 40.66 × 108 tons; exploring these resources has become an important area for oil and gas exploration and development in China, as well as increasing reserves and production. Owing to the low description accuracy, diverse flow patterns, and difficulty in simulating and predicting carbonate fracture-cave bodies that are buried at depths of 6500–8000 m, water and gas injection channelling is likely to cause low oil displacement efficiency. Efficient development of such reservoirs is a worldwide problem. After the continuous and efficient development of theoretical and technological research and innovation, a detailed description and geological modelling technology for deep fracture-cavity reservoirs was developed, and on the basis of physical experiments and theoretical derivation, the stress-sensitive properties of rock permeability during the production process were determined, and the fluid flow law of multiscale composite media was established. On the basis of multiphase fluid dynamics, rock solid mechanics and thermodynamics, a fluid–solid–thermal joint mathematical model of composite media was established, and a numerical simulation solution and parallel computing software for the joint consideration of cavity, fracture, and hole weight changes were developed, which improved reservoir simulation accuracy and speed. Through research on an efficient development mechanism for numerical simulation, efficient water injection technology that is based on the fracture-cave structure and nitrogen injection-induced cave top flooding-enhanced oil recovery technology was developed. Since the popularization and initial application of the technology, it has supported the large-scale development and sustained high and stable production of the Tahe oilfield, which is the world's first deep superlarge fracture-cavity reservoir. Moreover, it has supported the major discovery and large-scale production of the Shunbei oilfield (also known as the “Shendi No. 1” oilfield), which is the world's deepest (8000 m) large-scale fault-controlled fractured-cavity oil and gas reservoir, and has achieved a significant transition from continental to marine facies in China's oilfield development. This study provides a technical reference and demonstrations for the development of deep and ultradeep carbonate reservoirs. -
12. Deep Shale Gas Accumulation, Flow Mechanisms and Development Methods in the Sichuan Basin
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PDF-Version jetzt herunterladenDas Kapitel taucht in die komplexe Welt des tiefen Schiefergases ein und konzentriert sich auf das Sichuan-Becken. Es beginnt mit der Untersuchung der Entstehungsmechanismen tiefer effektiver Schiefergasreservoirs und der Erhaltung von Schiefergas, wobei die Bedeutung des Verständnisses dieser Prozesse für eine erfolgreiche Gasförderung hervorgehoben wird. Der Text untersucht dann verschiedene Methoden zur Charakterisierung der Porenstruktur von Schieferreservoirs und betont die Notwendigkeit eines umfassenden Ansatzes aufgrund der Komplexität der Porenverteilung von Schiefer. Außerdem werden die Speichermechanismen und Variationsgesetze tiefen Schiefergases diskutiert und Einblicke in die Speicherung von Gas und sein Verhalten unter unterschiedlichen Bedingungen gegeben. Darüber hinaus stellt das Kapitel eine dynamische Simulation der Gasgehalte dar und bietet ein Vorhersagemodell für Gasspeicherung und -fluss. Die Studie schließt mit einer Zusammenfassung der wichtigsten Ergebnisse und betont die Bedeutung der Forschung für die Öl- und Gasindustrie.KI-Generiert
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AbstractDeep shale gas has become a strategic alternative resource in China’s oil and gas energy portfolio. The core scientific challenges in the exploration and development of marine deep shale gas in the Sichuan Basin primarily include the formation mechanisms of shale reservoirs, the enrichment patterns of gas reservoirs, and multiphase/multiphysics-coupled seepage mechanisms. This study integrates experimental analysis with theoretical modeling, achieving the following breakthroughs. A CO2–N2—high-pressure mercury intrusion joint characterization technique based on density functional theory (DFT) was developed, enabling accurate quantitative characterization of full-aperture pores in deep shale. Nuclear magnetic resonance (NMR) T2 spectrum distribution technology was used to quantitatively analyze organic pores, inorganic pores, and microfractures in shale. Quantitative pore–fracture characterization revealed that the coupled effects of quartz compression–resistant pore preservation and reservoir fluid overpressure are key to the high porosity of marine deep shale in the Sichuan Basin. A novel paleotherm/pressure evaluation method was innovatively developed using laser Raman spectroscopy, fluid inclusion homogenization temperature measurements, and Sm‒Nd dating, enhancing the precision of paleothermobaric reconstruction during different uplift stages. Through laboratory experiments on shale adsorption‒desorption and molecular dynamics simulations, a new method for evaluating gas content was established. Integrating geological characteristics, the adsorption‒desorption behavior and main controlling factors of enrichment and accumulation in deep shale were clarified, confirming that free gas is dominant in deep shale gas reservoirs. By comprehensively considering adsorption/desorption, stress sensitivity, microscale flow, surface diffusion, and fracturing fluid effects, a multiphase/multimechanism seepage model was established, enabling dynamic predictions of gas‒water two-phase transient productivity in horizontal wells, characterization of complex fracture network distributions, and description of fracture parameter evolution during production. These technologies have played a crucial role in facilitating breakthroughs in the exploration of deep marine shale gas. -
13. Advances in Drilling and Completion for Deep Marine Reservoirs
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PDF-Version jetzt herunterladenDieses Kapitel vertieft sich in die Komplexität der Entwicklung von Tiefsee-Reservoirs und konzentriert sich auf die Fortschritte bei Bohr- und Fertigstellungstechniken. Er untersucht die entscheidende Rolle der hydraulischen und sauren Frakturierung bei der Förderung unkonventioneller Reservoirs und beschreibt die Faktoren, die die Bruchausbreitung und die Interaktion mit natürlichen Frakturen beeinflussen. Der Text befasst sich auch mit den Herausforderungen der Bohrlochstabilität in Umgebungen mit hoher Belastung, insbesondere in Schiefer- und Karbonatformationen, und bietet Einblicke in die Mechanismen der Bohrlochinstabilität und Kontrollmethoden. Darüber hinaus werden die Versagensmechanismen von Zementhüllen und Gehäuseschäden in Schiefergasbohrlöchern diskutiert und Lösungen zur Abmilderung dieser Probleme angeboten. Das Kapitel schließt mit einer umfassenden Analyse der Kinetik-Modellierung der Bohrlochinstabilität und der Vorhersage des Kollapsdrucks in geklüfteten Formationen, die eine ganzheitliche Sicht des aktuellen Zustandes und zukünftiger Richtungen in der Entwicklung tiefer mariner Reservoirs bietet.KI-Generiert
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AbstractDeep marine shale gas (3500–4500 m) and ultradeep marine carbonate oil and gas (≥ 6000 m) are among the most important development areas for China's future oil and gas resources. Some key problems related to the safety and efficient drilling and completion of marine oil and gas wells are addressed in this paper: (1) a prediction method for pore pressure in deep marine reservoirs; (2) a method to solve the problems of low penetration rates and high drilling costs; (3) a method to maintain wellbore sealing integrity under cyclic loading to simulate staged fracturing; (4) a wellbore stability control method; and (5) how to carry out efficient hydraulic fracturing. To focus on the efficient drilling and completion of oil and gas wells in ultradeep shale and carbonate formations, we carried out research to solve the aforementioned problems and share our results in this paper.
- Titel
- Petroleum Geology and Exploration of Deep Marine Strata in China
- Herausgegeben von
-
Yongsheng Ma
Maowen Li
Hairuo Qing
- Copyright-Jahr
- 2026
- Verlag
- Springer Nature Switzerland
- Electronic ISBN
- 978-3-032-02496-1
- Print ISBN
- 978-3-032-02495-4
- DOI
- https://doi.org/10.1007/978-3-032-02496-1
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