塔里木盆地满西寒武系—下奥陶统油气系统的确定及其在勘探上的应用

在塔里木盆地满西寒武系—下奥陶统油气系统中已发现了哈得4石炭系油田、乡3井奥陶系和石炭系油气藏以及东河塘石炭系、侏罗系油田;烃源岩为寒武系—下奥陶统,成藏关键时刻在喜山期;油气沿断裂向上运移至石炭系底不整合面后,主要沿石炭系东河砂岩输导层运移,遇断层可进一步向上覆地层运移;油气系统中储层正常压力分布区有利于油气聚集;油气藏除构造型外,还有地层、岩性、构造—地层复合型。该油气系统的确定拓展了寻找以寒武系—下奥陶统为主力烃源岩的黑油油藏的新领域。     

塔里木盆地轮南油田油源分析及勘探前景

综合研究了轮南地区原油的地球化学特征,结合构造发育史、烃源岩演化史和油气分布特征,认为轮南地区原油主要来源于寒武系–下奥陶统烃源岩,并指出塔里木盆地的油气勘探应该主要集中到以寒武系– 下奥陶统为主要烃源岩的战略目标上来,在轮南地区寄希望于中– 上奥陶统为烃源岩来寻找大油田是不可思议的,必将引起对勘探的误导。     

塔北隆起哈拉哈塘凹陷石油地质特征与油气勘探方向

哈拉哈塘凹陷具有较好的石油地质条件,发育寒武系和奥陶系2 套烃源岩,其中中上奥陶统烃源岩是一套良好油源岩,目前主要处在中等成熟演化阶段;发育多套储盖组合,其中东河砂岩、角砾岩段与上覆石炭系卡拉沙依组泥、灰岩的储盖组合及奥陶系灰岩与上覆上奥陶统达西库木组泥岩及志留系柯坪塔格组下部泥岩的储盖组合较为有利。海西期后一直处于构造相对高部位,古生界是轮南低凸起的组成部分,是油气运移的指向区;盖层较为发育,晚加里东-早海西期油气保存相对较好。     

塔里木盆地塔中地区奥陶系碳酸盐岩礁滩复合体油气来源与运聚成藏研究

近年来对塔里木盆地海相层系油气的勘探进展很快，在塔中地区围绕塔中I号坡折带有重要发现，特别是发现了上奥陶统碳酸盐岩礁滩复合体大面积富含油气。认为该区上奥陶统碳酸盐岩礁滩复合体储层存在多期油气运移聚集，包括晚加里东期油气的聚集、晚海西期古油藏油气的调整转移和直接从烃源岩生成油气的补充以及喜山期古油藏裂解天然气对早期油藏的气侵；塔中地区原油和凝析油主要来源于寒武系一下奥陶统烃源岩，上奥陶统中聚集的油气是沿断裂垂向运移与沿多套储层横向运移面来；塔中奥陶系油气藏之所以表现出外带为凝析气藏、内带为油藏的分布特征，主要与来源于外带下伏的的寒武系一下奥陶统古油藏的裂解气有关，也与Ⅰ号坡折带北侧的良里塔格组斜坡相古油藏的裂解气有关，这些天然气沿Ⅰ号坡折带向上运移，补充到位于Ⅰ号坡折带附近的礁滩复合体油气藏中，并对原来的油藏产生气侵，气侵程度的不同，或者形成凝析气藏，或者仍然保持油藏。     

塔里木盆地轮南地区天然气地球化学特征和成因类型

轮南地区是塔里木盆地重要的油气产区之一,目前已发现了一批大中型油气田。该区含油气层位众多,奥陶系、石炭系和三叠系中均发现了天然气。地球化学特征研究表明,轮南地区天然气以甲烷为主,重烃气含量较低,轮南、塔河、解放渠东等油气田天然气主要为湿气,而轮古东地区、桑塔木地区以干气为主,吉拉克气田三叠系和石炭系天然气主体分别为湿气和干气;甲烷碳、氢同位素值分别为-46.7‰~-32.0‰和-190‰~-127‰,δ13 C2值主体介于-39.6‰~-31.6‰之间,烷烃气碳、氢同位素系列主体表现出正序特征,受同型不同源气混合的影响,部分样品发生了甲烷、乙烷同位素部分倒转。轮南地区天然气为油型气,其中轮南油田、塔河油气田和解放渠东油田天然气主体均为干酪根裂解气,混有部分原油裂解气;而轮古东气田、桑塔木气田天然气则主要为原油裂解气;吉拉克气田三叠系天然气主体为干酪根裂解气,混有部分原油裂解气,而石炭系天然气则为典型原油裂解气。轮南油田和塔河油气田天然气则来源于寒武系—下奥陶统和中上奥陶统烃源岩,而轮古东气田、桑塔木气田、解放渠东油田和吉拉克气田天然气主体来自寒武系—下奥陶统烃源岩。     

轮南地区奥陶系油气成藏特征

轮南地区奥陶系的油气资源非常丰富,但油气的分布十分复杂。通过对该区奥陶系石油地质特征、油气成藏特征及油气藏形成机理的研究,认为该区黑油主要来自中－上奥陶统油源岩,天然气则来自寒武系烃源岩的高温裂解。油藏的成藏期是在中新世吉迪克组沉积晚期－康村组沉积早期,气藏的成藏期是在上新世库车组沉积期。原油沿奥陶系顶面的不整合面向北运移,天然气则沿桑塔木和轮南断垒两组背冲式大逆断裂向上运移,在有利的圈闭中成藏。指出油气运移的几条有利路线,是今后油气勘探的方向     

塔里木盆地塔中地区含油气系统分析及区带评价

运用含油气系统的原理和方法,对塔里木盆地塔中地区油气藏形成条件进行了分析.区内发育寒武系一下奥陶统灰岩、泥灰岩和中上奥陶统泥灰岩等两套烃源岩,现今商业性油气藏主要以中上奥陶统泥灰岩为烃源岩.综合地球化学和测并资料确定了中上奥陶统有效烃源岩的大致分布范围.文中讨论了含油气系统的主要事件,包括排烃期、圈闭形成和油气运移等,并在此基础上,对塔中地区油气勘探区带进行了初步评价.     

塔里木盆地塔中4油田成藏过程分析

塔中 4油田的油气来自于满加尔坳陷下古生界烃源岩和塔中地区中上奥陶统烃源岩 ,天然气主要来源于寒武系—下奥陶统烃源岩。石炭系自上而下有三套储盖组合 :含灰岩段和CI储盖组合 ;中泥岩段和CⅡ储盖组合 ;下泥岩段和CⅢ储盖组合。塔中 4油田最初形成于晚海西期 ,燕山期经历了又一次重要的成藏过程 ,喜山期还有一次改造再分配的过程。塔中 4井的成功是在大漠腹地寻找油气树立的一座丰碑。正确认识塔中 4油田的油气成藏过程对于分析塔中地区乃至整个塔里木盆地台盆区的油气藏形成与改造过程具有一定的意义     

塔里木盆地塔中地区含油气系统分析及区带评价

运用含油气系统的原理和方法，对塔里木盆地塔中地区油气藏形成条件进行了分析。区内发育寒武系－下奥陶统灰岩、泥灰岩和中上奥陶统泥灰岩等两套烃源岩，现今商业性油气藏主要以中上奥陶统泥灰岩为烃源岩。综合地球化学和测井资料确定了中上奥陶统有效烃源岩的大致分布范围。文中讨论了含油气系统的主要事件，包括排烃期、圈闭形成和油气运移等，并在此基础上，对塔中地区油气勘探区带进行了初步评价。     

塔中大油气田的勘探实践与勘探方向（为庆祝塔里木油田石油会战20周年而作）

塔中古隆起具有复式成藏、普遍含油、斜坡富集的油气分布规律;多期构造演化与成藏配置形成志留系-石炭系披覆碎屑岩构造与岩性油藏、上奥陶统沉积相控礁滩型油气藏、奥陶系风化壳型油气藏、寒武系白云岩岩性型油气藏等4大勘探领域.下古生界碳酸盐岩是塔中大油气田的主要勘探方向,下奥陶统风化壳与寒武系白云岩是下一步油气勘探的重点领域.     

沾化凹陷沙河街组异常高压分布及形成机制探讨

利用数值盆地模拟方法 ,应用部分井内实测的地层压力作为标定 ,模拟计算了沾化凹陷沙河街组地层压力及剩余压力的分布特征及演化过程。研究表明 :沾化凹陷的超压异常主要出现在沙三段下亚段和沙一段 ,主要分布于洼陷区及斜坡带 ,盆地边缘为常压。泥岩不平衡的压实作用、有机质生烃是该区异常高压形成的主要机制 ,断层的分布及其活动对异常高压也有重要的影响     

孤南洼陷异常流体压力与油气运移聚集

本文分析了孤南洼陷异常流体压力产生的原因,分布特征及其与油气运移聚集的关系。认为压实作用是形成孤南洼异常流体压力的重要原因。孔隙流体压力垂向上可以划人灵静水压力带、过渡带和异常压力带。剖面上,高压层顺层分布,将陷分割成多套相对 压力系统。沙三段和沙陷内的两套生油岩,同时又是异常高压层,起到了良好的封闭作用,其生成的油气主要排向上下流体压力较低的储集岩,并在其中侧向运移,只有在边界断层附近,油气才大     

济阳坳陷古近系超高压成因探讨

分析了济阳坳陷古近系压力场分布特征,并用地化分析数据和地层压力及油气显示等相关资料分析了地层超压与含油气性的关系:济阳坳陷地层超压可分为"自源超压"和"它源超压"2种类型。烃源岩残留烃演化与地层自源超压演化具有较好的对应关系;几乎所有的超压储集层均具有一定的油气显示;深洼陷带油气藏剩余压力与油气充注程度总体上具有正相关关系。研究表明,济阳坳陷地层超压主要是来自于烃源岩的高压含烃流体注入储集层后形成异常高压。根据渗流理论分析、运移模拟实验和地层原油黏度变化特点,分析了液态烃生成的间接增压作用。     

准噶尔盆地腹部超压层分布研究

准噶尔盆地腹部普遍发育深层（大于4000m）超压系统，很多钻井都钻遇超压。通过对超压段钻井、地质、测井、地震特征系统研究发现，超压段泥浆密度大幅增加，具有高声波时差、低电阻率以及地震低速的超压响应特征。利用Dix公式计算地震层速度和利用Fillippone公式计算地层压力，得到超压数据体。准噶尔盆地腹部超压在白垩系及其以下沉积地层中均有分布，超压层的深度范围不同。分1井西凹陷边缘以及昌吉凹陷西南有空层现象。超压顶面分布的层位由北往南、从东到西逐渐变浅，从三叠系顶部到白垩系底部。深部超压对油气分布和富集有着重要的控制作用，准噶尔盆地腹部超压层分布的研究将对本区油气勘探起积极的推动作用。     

准噶尔盆地腹部超压层分布与油气成藏

准噶尔盆地腹部普遍发育深层超压系统,超压段具有高声波时差、低电阻率以及低地震速度的响应特征。盆地腹部不同地区超压层分布的深度范围不同,其中盆1井西凹陷为4000～7000m,东道海子北凹陷和昌吉凹陷东部为5000～9000m,昌吉凹陷中部和西部为6000～10000m。超压大多顺层分布,只是在各凹陷边缘以及凹陷内部的局部地区有穿层上拱现象。超压顶面分布的层位由北向南、从东到西逐渐变浅,即从三叠系顶部过渡到白垩系底部。准噶尔盆地腹部的超压为成岩压实后由晚期生气作用和封闭层围限共同作用形成的,油气主要分布在超压顶面附近。深层超压是油气运移的驱动力,超压层分布与深部次生孔隙发育带的形成密切相关,与超压配置的输导体系和储集空间对油气成藏有着重要的控制作用。     

冀中坳陷霸县凹陷古近系中深层古地层压力演化及对储层成岩作用的影响

综合运用测录井、试油和实验分析测试资料及盆地模拟方法,在霸县凹陷古近系中深层今地层压力分析的基础上,恢复了古地层压力的演化过程,探讨了古地层压力对储层成岩作用的影响。分析结果表明,古近系中深层地层压力存在超压原始积累-超压降低2个阶段,其演化表现出“低-高-低”变化特征。沉积初期地层压力以常压为主,在距今约40 Ma开始发育超压,约25~20 Ma期间超压达到最高值,表现为强超压,随后地层压力持续降低,至今演化为常压、弱超压,局部地区发育中超压。早期快速埋藏导致的欠压实作用是地层超压形成的主要原因,而后期生烃增压作用不明显。古地层超压抑制了储层的成岩作用,具体表现为：①抑制压实作用的进行,从而保护储层的原生孔隙;②抑制黏土矿物的转化,减少Ca²⁺等的来源,从而减弱胶结作用发生,保护储层的孔隙;③抑制有机酸的生成,阻碍流体渗流与物质交换,从而不利于长石溶蚀作用的发生。     

西昆仑山前南缘构造带超压与油气成藏关系

西昆仑山前构造复杂,不同构造单元的流体场特征及其与油气成藏的关系尚未揭示。梳理构造、超压与油气三者之间的关系,为前陆盆地超压和油气成藏研究提供样例,并为西昆仑山前的油气勘探与开发部署提供依据。根据实测地层压力和钻井液数据,明确了西昆仑山前南缘地区异常高压的分布特征;通过测井曲线组合和加载—卸载曲线法结合地质情况分析,明确了超压的主要形成机制;基于构造演化史和油气成藏过程,探讨了超压与油气成藏之间的关系。结果表明山前深部地层存在强超压,在柯克亚构造带浅层存在弱超压。构造挤压作用是研究区超压的最主要成因,其次为沿断裂的垂向超压传递作用。油气充注导致的超压传递是浅层是否发育超压的决定性因素,浅层油气藏常常伴随着弱超压发育。构造挤压为油气运移提供了动力和运移通道,引起的抬升剥蚀和断层活动控制着区域盖层的保存条件,在凹陷内部由于埋深迅速加大促进了烃源岩快速成熟。     

济阳坳陷超压结构差异性及其控制因素

济阳坳陷作为我国东部渤海湾盆地内重要的富烃坳陷之一,内部具有复杂多样的压力环境。通过对济阳坳陷内各凹陷的实测地层压力统计、泥岩超压测井响应以及超压剖面发育特征的研究,将东营凹陷、车镇凹陷、沾化凹陷和惠民凹陷的超压系统划分为3种：单-强超压系统、复合超压系统与单-弱超压系统。单-强超压系统分布在东营凹陷与车镇凹陷,纵向上发育沙河街组三段-四段一个超压系统,超压幅度大,压力系数可达1.8以上。复合超压系统分布在沾化凹陷,纵向上发育沙一段、沙三段和沙四段3个超压带,且相互独立。单-弱超压系统分布在惠民凹陷,发育沙三段一个超压系统,超压的幅度相对较弱,压力系数不超过1.4。超压结构的差异性与烃源岩发育层系、热演化程度、压力封闭层分布以及断裂活动密切相关。烃源岩分布与演化控制了超压的形成和分布,压力封闭层控制着超压顶底界面,深大断裂控制了超压系统内外横向边界。     

准南地区异常地层压力发育特征及形成机理

根据实测渗透层压力数据、计算的泥岩压力纵向分布、预测的不同层位异常压力分布，分析了准噶尔盆地南部砂、泥岩地层异常高压的分布特征。在综合压实曲线的对比基础上，分析了异常地层压力的成因。凹陷内渗透层异常高压非常发育，泥岩的地层压力分布既可与砂岩的实测压力相似，也可出现小于砂岩实测压力的现象，说明砂岩中的异常压力并非全由泥岩的欠压实作用引起。通过综合压实曲线的对比，可以确认不同井处的超压是否主要由压实作用引起。研究区异常压力的成因主要有压实与排水不平衡、构造挤压、高流体势承压、断层对水动力的垂向贯通，在不同地区，这4个因素所起的作用大小有所差别。概括而言，西部地区超压的成因以压实作用为主，东部则与构造挤压、断层活动导致的水动力贯通等有关。     

歧北深层高温高压条件下烃源岩特殊的成烃演化规律

黄骅坳陷歧北地区深层高温高压条件下古近系烃源岩成烃演化规律与传统的干酪根降解演化规律存在差异，其差异突出体现在成熟度参数的演化特征上。在分析歧北深层烃源岩特殊的成熟演化特征及不同温压条件下热压模拟演化特征的基础上，探讨超压在深层烃源岩成烃演化过程中的作用，总结高温高压条件下深层烃源岩特殊的成烃演化规律。指出：虽然超压影响油气生成演化的全过程，但在不同演化阶段超压的影响是不同的。超压的滞烃效应主要作用于烃类进入生烃高峰的后期，超压不仅可抑制液态烃向气态烃的转化，而且还抑制干酪根的降解，使油气生成的时限延迟，以致在正常条件下预测生气的深度仍将继续生油。歧北地区深层高温高压条件下古近系烃源岩特殊的成烃演化规律主要体现在成熟油相窗口向高成熟早期的推移。