潜江凹陷北部潜江组成藏动力系统划分及成藏模式

潜江凹陷北部潜江组是江汉盆地油气勘探与研究的重点,蕴藏着较为丰富的石油资源,但对其油气成藏缺乏系统、深入的研究,制约了勘探的进程.运用成藏动力学理论和方法对潜江凹陷北部潜江组的成藏动力系统进行研究和划分.以构造—沉积演化的阶段性与旋回性为基础,结合生储盖组合、地层压力系统、油源特征和封闭程度将研究区潜江组划分为底部自源超压半封闭成藏动力子系统、下部混源超压半封闭成藏动力子系统、中部混源弱超压半封闭成藏动力子系统和上部他源常压半开放成藏动力子系统.总结出潜江凹陷北部潜江组的3种成藏模式,分别为自源—砂体—侧向成藏模式、混源—断层—砂体—垂向—侧向成藏模式和他源—断层—砂体—垂向—侧向成藏模式.     

泌阳凹陷北坡油气富集规律与勘探潜力分析

在对泌阳凹陷北部斜坡油气分布特征进行总结的基础上,根据油源、鼻状构造、砂体延伸方向及规模、断裂系统特征以及它们之间的配置关系,将北部斜坡划分为三种成藏模式:汇集式运聚成藏模式、沿断层运聚-北东向断层调整油气运移方向,北西向断层控制聚集成藏模式和斜坡自生自储式成藏模式。分析总结了油气富集规律特征:①继承性的沉积-构造斜坡是油气大规模运移的指向区,鼻状隆起是油气富集带;②斜坡内带是形成低位扇岩性油气藏和断层-岩性油气藏的有利地区。指出了核三下段、斜坡内带断层-岩性油藏、非构造主体部位岩性或断层岩性油藏、斜坡边缘浅层不整合油藏等是下步勘探的主要潜力目标。     

潜江凹陷王场油田油气成藏规律

通过对潜江凹陷王场油田潜江组油藏的生烃潜力、沉积体系、储集条件、构造条件、温压条件、油气 分布规律、油气生排烃史以及油气运聚史的研究,对油气成藏规律进行了深入探讨,认为研究区潜江组具 有较好的成藏条件,其成藏主要受烃源岩展布、优质砂体、断层及背斜构造等因素的控制,在此基础上建 立了王场油田油气成藏模式：源内-混源-垂向-侧向多期运聚成藏。王场油田潜江组油藏紧邻生烃洼陷, 油气主要分布于王场背斜,油气主成藏期与断层活动期相匹配,油气主要通过断层和砂体进行阶梯式运 移,其中断层的侧向封堵性决定了油气的运移方式及成藏方向。     

榆树林东部地区扶杨油层成藏特征研究

在对榆树林东部地区扶杨油层层序地层、构造特征、沉积特征、储层特征研究的基础上,详细分析了该区成藏条件、油藏类型、成藏模式和油水分布规律。充足的油源、良好的砂体、丰富的圈闭、良好的输导体系和稳定的区域性盖层为研究区创造了良好的油气成藏条件;断层和岩性组合形成的圈闭类型是本区最有利的成藏圈闭;源内垂向运移成藏和源外侧向运移成藏是本区主要的两种成藏模式。考虑了砂体分布、构造特征、油气分布规律、油源方向等因素,将研究区划分为两个有利油气富集区和一个风险区。     

冀中富油凹陷弱构造带油气成藏主控因素及模式

冀中富油凹陷弱构造带是指文安斜坡带和蠡县斜坡带,其勘探程度较低,但具良好的资源潜力和勘探前景。通过对成藏地质要素的综合分析,结合物理模拟实验,阐明弱构造带油气成藏主控因素,揭示油气成藏规律,建立油气成藏模式,为深入开展弱构造带的油气勘探提供理论指导。研究结果表明,冀中富油凹陷弱构造带的油气成藏主要受烃源岩、输导体系和鼻状构造的控制,烃源岩控制了油气分布的范围和富集程度,输导体系控制了油气分布的层位和油气藏类型,鼻状构造则控制了油气运移的方向。根据烃源岩与输导体系的配置关系,弱构造带主要存在两种油气成藏模式：一种是宽缓斜坡带远源-阶梯状油气成藏模式,油气在超压和浮力的共同驱动下,以砂体的侧向输导为主,配以断层的垂向调节呈阶梯状运移,具有多层系、远距离成藏特征;另一种是平缓斜坡带近源“-Z”字型油气成藏模式,油气主要在浮力的驱动下,通过断层的垂向调节和砂体的侧向输导呈“Z”字型运移,具有多层系、近距离成藏特征。     

富油凹陷洼槽区油气成藏机理与成藏模式——以冀中坳陷饶阳凹陷为例

随着正向构造带勘探难度的增加,洼槽区逐渐成为渤海湾盆地富油凹陷增储上产的重要领域,而成藏机理的特殊性制约了洼槽区勘探的深入。以冀中坳陷饶阳凹陷为研究对象,通过对洼槽生烃能力、油气成藏时期、成藏动阻力条件以及输导体系等分析,探讨了富油凹陷洼槽区油气藏的形成机理及模式。研究表明,饶阳凹陷富油洼槽区有效生烃范围大,热演化程度较高,存在东营组沉积末期和新近纪明化镇组沉积期2期主要生烃及成藏过程;东营组沉积末期油气充注范围较小,储层物性好,成藏阻力小;而明化镇组沉积充注时期,储层物性差,成藏阻力大,但剩余压力大,油气成藏动力强。洼槽中心区的油气多沿源岩层系中的砂体、裂缝和小断层等进行短距离运移聚集形成岩性为主的油气藏;洼槽边缘区往往发育深切入烃源岩的油源断层,成为油气垂向运移的重要通道,油气沿断层运移聚集形成构造为主的油气藏。富油洼槽区存在"源内-两期成藏-隐蔽输导-短距离运移"与"源外-单期成藏-断裂输导-垂向运移"2种油气成藏模式,成藏动、阻力条件控制着洼槽区有效烃源岩层系内油气成藏的物性下限,而断层为主体的输导体系分布特征及有效性控制着洼槽区源外油气的分布和富集程度。     

准噶尔盆地乌夏断裂带输导体系对油气运聚的控制

主要由断裂、不整合和连通砂体等3种类型组成的输导体系,在乌夏断裂带油气运聚成藏过程中起到了至关重要的作用。乌夏断裂带深部断裂系统活动期和油气运聚期相匹配,深部断裂系统是油气从烃源岩向上发生大规模垂向运移的重要通道。乌夏断裂带不整合结构中的底砾岩和半风化岩石孔渗性较好,是油气横向运移的主要通道和油气聚集场所。乌夏断裂带连通砂体有良好的孔渗性能,是油气横向运移的良好通道。乌夏断裂带油气经过＂断裂-不整合-砂体＂复合输导体系的运移,形成多种与输导体系有关的油气藏,并发育了4种成藏模式：近源侧向砂体-不整合输导早期成藏模式、近源垂向断层输导多期成藏模式、远源混向＂Z＂字型输导多期成藏模式和远源混向阶梯状输导晚期成藏模式。     

松辽盆地肇源—太平川地区扶余油层油藏类型及成藏控制因素

通过松辽盆地肇源—太平川地区扶余油层构造特征和发育史分析、油气藏解剖和失利井分析,识别出了层状背斜、断块、断鼻、构造—断层、砂岩透镜体、砂岩上倾尖灭、岩性—构造和岩性—断层等8种油藏类型,指出油气成藏受油源条件、有效储层、油气运移动力、油气运移通道、有效圈闭、生储盖组合和后期保存条件等7个因素控制。并归纳出5种成藏模式,即构造隆起带持续多期多向成藏模式、近源近凹顶生下储式成藏模式、深大断裂构造的多源成藏模式、斜坡带断层遮挡油气成藏模式及负向油气成藏模式。通过分析认为,油气成藏的关键时刻是嫩江组沉积末期—明水组沉积末期。     

惠民凹陷西部沙四段油气成藏条件分析

从构造及沉积背景出发，分析了惠民凹陷西部沙四段油气的成藏条件。结果表明，沙四段的油源条件、储层特征、盖层条件、运移条件及圈闭都有利于成藏。洼陷边缘的阶状断层充当了良好的油源断层，形成了侧向运聚成藏模式和阶梯状运聚成藏模式。侧向运聚成藏模式的特点是油气沿砂层进入各种孔道，向夏口断裂带侧向运移、聚集成藏；阶梯状运聚成藏模式的特点是油气沿临邑大断层向中央隆起带做侧向和垂向运移、聚集成藏。     

松辽盆地三肇凹陷葡萄花油层油气成藏主控因素及成藏模式

针对松辽盆地三肇凹陷葡萄花油层油气富集主控因素不清的问题，运用测试资料和地震数据综合分析了油气成藏主控因素，并建立了油气富集模式，为油气勘探提供理论依据。研究结果表明：沉积微相控制了优质储层展布；油源断层和砂体组成优势输导通道；三肇凹陷发育了构造-岩性和岩性圈闭两大类构造，细分为鼻状构造-岩性圈闭、断层-岩性圈闭、低幅背斜-岩性圈闭、砂岩上倾尖灭圈闭4个小类，圈闭控制了研究区的油水分布，形成了沉积微相控储、油源断层和砂体控运移和圈闭控富集的油气成藏模式。该研究可为松辽盆地三肇凹陷葡萄花油层的勘探提供有效指导。     

朝长地区扶扬油层油气成藏模式及控制因素

松辽盆地朝长地区扶余油层主要有构造、岩性、断层-岩性、构造-岩性4种油气藏类型,在研究油气藏类型及特征的基础上,通过油气分布规律和成藏期次的研究,总结出朝长地区油气成藏模式有2种,即上生下储垂向成藏模式和侧向运聚模式,并确定了油气成藏与分布的主控因素：青山口组沉积的大段泥岩既是区域性盖层,又是良好的烃源岩;断层、砂体或二者构成的空间网络为油气运聚提供了良好通道;先期沉积的砂体经过后期构造运动,并与后者有机配合形成各种类型的圈闭,为油气提供了储集空间;源岩的超压、浮力以及流体势为油气的运移提供了强有力的动力。     

松辽盆地南部两井地区扶余油层油藏成藏机制及主控因素

在深入解剖两井地区断裂和储层分布规律的基础上,通过油藏解剖和油藏成藏条件空间配置关系,对两井地区扶余油层油运聚成藏机制和主控因素进行了研究。油源区内油藏运聚成藏模式为:长岭凹陷青一段源岩生成的油在超压作用下通过T2油源断裂向下"倒灌"运移进入扶余油层后,再在浮力作用下沿断裂、砂体向高断块圈闭进行短距离的运聚成藏。源内油成藏主要受控于:T2油源断裂控制着油运聚的部位;距离T2油源断裂的远近控制着产能的大小。油源区外油运聚成藏模式为:长岭凹陷扶余油层中的油首先经油源断裂向下"倒灌"运移至扶余油层,再在浮力作用下沿被断裂沟通的砂体侧向运移至邻凹斜坡断层—岩性圈闭中聚集成藏。源区外扶余油层油成藏主要受控于:位于两井古鼻状构造轴部及两翼的圈闭更易成藏;断裂展布方向控制着油气的富集。源岩、断裂和砂体的合理匹配是扶余油层成藏的关键因素。综合上述研究可以得到油源区内T2油源断裂附近和油源区外古鼻状构造两翼运移路径附近北西向断裂、砂体均发育区应为油勘探的有利目标。     

沙南凹陷沙中构造带油气成藏特征及主控因素分析

沙南凹陷是渤海西部海域潜在的富生烃凹陷,但油气的发现量与生烃量差距甚远,成藏特征复杂,油气成藏主控因素认识不清。文中在综合研究该地区的烃源岩、储盖组合、油气运移特征的基础上,指出构造对油气成藏具有重要的控制作用。构造作用通过控制凹陷的构造格局来影响烃源岩的演化和分布,同时又控制和影响圈闭的形成、砂体的发育,源-圈-砂共同决定油气的聚集成藏。近源找砂,＂自生自储型＂砂体是该区下一步油气勘探的有利勘探方向。依靠油气初次运移近源成藏,沿断层面侧向及垂向复合输导是该区主要的油气成藏模式。     

江陵凹陷它源油藏成藏模式及特征

勘探实践表明,江陵凹陷呈现出多层位立体含油的特点,油源均来源于古近系新沟嘴组。通过对深层白垩系和浅层的荆沙组、潜江组的它源油藏的解剖,发现砂体-砂体侧向输导和砂体-断层-砂体侧向垂向输导两种类型成藏模式,认为油源、油源断层和储层是它源油藏成藏的主控因素;在对比两种不同类型的它源油藏成藏特征的基础上,指出了勘探有利地区。     

东营凹陷通王地区中古生界油气成藏要素及成藏模式研究

东营凹陷通王地区中古生界油源主要来自于牛庄洼陷新生界Es4、Es3和Ek2烃源岩,新生界生成的油气在异常压力作用下通过断层、不整合和砂体输导体系向中古生界碳酸盐岩、碎屑岩储层运移。结合油源特征、生储盖组合及输导体系特征,将研究区油气成藏模式归纳为新生古储-复合运移模式,油气藏类型主要有不整合、断层和岩性油气藏。     

济阳坳陷埕岛地区上古生界油气成藏控制因素分析

为了明确埕岛地区上古生界的勘探方向,应用油气成藏综合分析技术,利用地震和井眼等资料,研究了其构造特征、地层残留和储层发育,探讨了油气成藏条件和成藏主控因素。结果表明,受多期构造运动控制,上古生界呈"纺锤型"分布,断层和地层匹配形成构造和构造-地层圈闭,沙南油源沿断层和不整合面形成的运移网络运至潜山圈闭成藏。油源和运移条件是成藏的首要条件,盖层条件控制成藏的具体层位,圈闭和保存条件是成藏的     

塔北哈拉哈塘—英买力地区深层油气运移与成藏地球化学特征

采用地质、地球化学分析对哈拉哈塘—英买力地区油气特征、烃源灶部位、油气运移与成藏特征进行了反演研究。结果表明:原油物理与化学特征差异显著但有序分布,原油成熟度差异显著但成因相近。油-油、油-岩成熟度对比显示英买力地区原油与研究区埋深相近的泥灰岩没有可比性,哈拉哈塘地区深部奥陶系原油与埋深6 500~7 500 m的烃源岩成熟度相当,指示烃源灶为相邻凹陷。油气运移与成藏具有:1准差异聚集特征,从斜坡低部位至高部位,油气相态从轻质油—中质油—稠油呈规律性分布;2断层控制油气运移与聚集,油气主要聚集在断层附近,烃类流体性质、储层质量显著受控于断层,高气/油比油气主要出现在断层泄压区;3风化壳显著控制油气聚集与分布,油气主要分布在准层状风化壳上、下的岩溶储层内,具有多期充注成藏特征;4油气成藏模式为异地源-断控运移-准差异聚集-风化壳储油-多期叠加成藏模式。     

西湖凹陷X气田断层精细分析及其控藏作用

东海西湖凹陷X气田花港组上段油气藏为典型的下生上储成藏体系,早期研究认为主力H5层为简单的背斜构造,油气经背斜东侧沟源断层垂向运移后,再向高部位聚集。勘探开发实践证实H5层为多期次沉积的大型辫状复合河道,不同河道砂体具有不同的气水系统和含气丰度。为明确“一砂一藏”油气富集影响因素,该文利用宽频宽方位地震数据,结合最大似然属性,分析研究区断裂的分布、活动性及断裂组合样式,指出断层与H5层油气富集状况的关系,建立了H5层新的成藏模式。研究结果显示H5层存在两类优势的成藏模式,即油气经直接沟源断层与层内断层组成的阶梯状输导体系进行运移,以及通过直接沟源断层沟通源、储,向上聚集至高势区的模式。该研究成果指导了本区南部构造高区井位部署工作并取得显著效果,对同类型油气藏的油气勘探与滚动潜力评价具有借鉴作用。     

泌阳凹陷北坡油气富集规律与二次勘探潜力分析

泌阳凹陷北部斜坡带是油气大规模运移的指向地区,受鼻状构造、断层和砂体的影响,该带以复杂断鼻断块、断层-岩性和断层-不整合油气藏为主.在划分泌阳凹陷北部斜坡带油藏类型和分析其分布特征的基础上,建立了北部斜坡的成藏模式,分为3类:汇集式运聚成藏模式;沿断层运聚成藏模式;斜坡自生自储式成藏模式.总结了北部斜坡油气富集规律,即是油气富集于继承性的沉积-构造斜坡的鼻状隆起区,斜坡内带和凹陷中心则是形成低位扇岩性油气藏和断层-岩性油气藏的有利地区.根据以上分析,该区带二次油气勘探存在3大领域,有望探明一定规模的石油地质储量,对油田的增产上储有重要的意义.     

青城凸起中生界内幕断层及油气运聚特征

针对青城凸起断裂系统复杂,油气运聚成藏规律认识不清的问题,在研究高青—平南断层连通性以及中生界主要断层封闭能力和输导能力的基础上,对高青地区油气运聚特征进行模拟。结果表明,高青—平南断层整体具有良好的输导能力,而中生界内幕断层平均连通概率均小于0.6,整体输导能力较差,油气主要沿断层—砂体进行垂向、侧向运移。高青地区油气优势运移路径为沿高青断层向西、西南方向运移;油气运移指向主要受构造形态和砂体控制,油气沿断层和骨架砂体向鼻状构造脊部运移,运移距离受北东向鼻状构造控制,而构造脊部的西侧地层西倾,油气无法沿骨架砂体继续运移。因此,在高15—高52—高46井南北向鼻状构造带油气运移通畅,是有效的含油带。