四川盆地震旦系灯影组跨重大构造期油气成藏过程与成藏模式

跨重大构造期成藏是叠合盆地深层含油气系统最显著的成藏特征,研究跨重大构造期油气成藏的有效性和规模性对于深层海相碳酸盐岩油气勘探战略选区具有重要意义。为此,开展了以四川盆地上震旦统灯影组跨重大构造期变革为主线的盆地级古构造恢复和成藏模拟,研究了烃源灶演化,并恢复了成藏过程,构建了成藏模式。研究结果表明：(1)受多期构造演化控制,下寒武统筇竹寺组烃源灶热演化具有阶段性与差异性,灯影组圈闭不断调整改造,烃类运移与圈闭的动态配置控制油气富集。(2)筇竹寺组烃源岩普遍为高—过成熟,经历全过程生排烃,生成的原油发生热裂解生气并作为新的烃源灶;干酪根热解与原油裂解构成的烃源灶接力供烃体系控制着跨重大构造期油气聚集过程中的持续烃类补给。(3)灯影组跨重大构造期成藏类型可划分为原生型和次生型2类：原生型气藏为成油期已具备圈闭条件的气藏类型,可划分为构造型和岩性型2个亚类4个小类。其中,原位构造型长期继承性捕获油气,最有利于规模成藏;岩性型侧向遮挡条件好,可规模成藏,不受埋深控制;次生型气藏受较晚构造活动控制,可划分为3个亚类。结论认为,跨重大构造期成藏是深层、超深层古老海相碳酸盐岩成藏的基本条件,其规模...     

扬子陆块差异构造变形对海相地层成烃演化的控制

扬子陆块中、新生代宏观构造演化和变形的差异制约着中、古生界海相地层差异成烃演化和成藏流体源类型。为揭示这一关系,通过对该区自印支期以来构造演化的分析和差异构造变形的解析,以晚燕山-早喜马拉雅期为关键构造变革期,将其分为4类构造形变区,并相应建立了中、新生代海相烃源岩成烃演化过程。据研究结果认为：①上扬子四川盆地持续埋藏-晚期隆升的构造变形使得成烃演化具有完整的有机质“接力成气”模式,成藏流体源为干酪根裂解气、原油裂解气和沥青裂解气;②上扬子北缘和西缘差异隆升-推覆埋藏构造形变区海相烃源岩成烃演化在推覆体上、下盘发生分异,下盘成藏流体源为干酪根裂解气和原油裂解气,上盘为残留烃源;③中扬子强烈隆升-海相暴露形变区海相烃源岩自印支期末进入热裂解阶段,早燕山期末以来,烃源岩生烃停止,成藏流体源为残留气态烃源;④下扬子和中扬子强烈暴露-断陷埋藏形变区关键的成烃演化为晚燕山期以来的二次生烃,成藏流体源为二次生烃和残留烃源。     

生烃化学动力学在川东北普光气田的应用

普光气田是四川盆地近期发现的规模最大、埋藏最深、资源丰度最高的气田。通过认识普光气田各个烃源岩层的贡献量、生烃关键期与构造演化的关系、油气成藏具体模式等，建立生烃化学动力学模型、标定参数，结合地区烃源岩参数和地史、热史资料，定量描述该地区的生烃过程及油裂解成气过程。认为：普光地区的主力烃源岩为下志留统泥岩；主要干酪根生油期为早二叠世末到早三叠世末期（距今286Ma至240Ma）；主要干酪根生气期为中三叠世（距今240Ma至230Ma）；主要气源是原油后期热裂解气，原油裂解成气的时间比较晚，主要油裂解成气期为早白垩世（距今144Ma至97．5Ma），从而决定了普光气田的成藏模式为“多期成藏，油气转化，晚期定位”。图2表3参33     

浅谈塔里木盆地台盆区天然气勘探前景

塔里木盆地是一个由古生代克拉通盆地与中、新生代前陆盆地叠合而成的大型叠合盆地。克拉通盆地天然气成藏的主要控制因素为:巨厚的烃源岩、长期的低地温背景是长期生烃、多期成藏的重要条件;古隆起、古斜坡控制了古生界海相油气的运移、聚集与成藏;古岩溶储集体为古生界碳酸盐岩大型油气田的形成提供储集空间;古生界非构造圈闭是大型油气田的主要圈闭类型;油气成藏封闭系统的演化控制了盆地古生界油气资源及勘探方向。塔河油田9区凝析气藏和和田河气田是克拉通盆地天然气成藏的两个实例。主力烃源岩的生烃期特征决定着克拉通周缘的隆起带具有较好的天然气聚集成藏条件,下古生界烃源岩相邻的层位和地区是天然气勘探的重要目标。应加强对巴楚-麦盖提地区、满加尔坳陷周边地区高成熟-过成熟海相天然气的勘探研究工作。     

扬子地块中、新生代构造演化对海相油气成藏的制约

扬子地块中、新生代宏观构造演化和动力学的差异制约着中、古生界海相油气成藏。通过对扬子地块印支期以来构造演化的分析和扬子地块不同段典型油气藏的解析,显示差异的构造演化造成扬子地块不同段的主要烃流体源、保存环境和成藏演化的不同。上扬子地块的烃流体源以油裂解气和干酪根裂解气为主,海相地层中整体封闭环境发育,存在古油藏-早期气藏-晚期气藏的成藏演化系列,具有早期成藏、后期转化、晚期聚气的成藏模式。中、下扬子地块的烃流体源主要为二次生烃和海相早期原生油气源,在陆相地层与海相地层中均存在封闭体系,具有反复的成藏、改造、成藏、破坏的成藏演化过程,在断陷反转区具有下生上储、原生残余油气藏以及二次生烃等成藏模式,而在反转断块区可能的成藏模式包括原生残余成藏和晚期次生成藏。     

川中隆起安岳气田古油藏成藏时间厘定

安岳气田是中国目前最大的古老和深层气田,由新元古代—早古生代地层中的古油藏经原位裂解形成。由于古油藏-裂解气藏演化程度较高、时代较老,对其成藏演化的研究,特别是古油藏成藏时间的厘定,长期以来存在较多争议,缺乏足够地球化学证据的佐证。通过最新的实测大地热流史和类似地区的烃源层生烃门限研究,利用地质类比法替代流体包裹体测温,重建关键井埋藏史-热史,厘定德阳-资阳裂陷筇竹寺组烃源层的生烃和古油藏形成和破坏的时间,分析了古油藏的演化过程。地球化学实验和相关地质分析表明,筇竹寺组烃源层生烃时间既古油藏成藏时间约为275~263 Ma,相当于早二叠世后期（孔古阶）—晚二叠世。之后的深埋使古油藏自三叠纪初期开始裂解,在中侏罗世末期—早白垩世初期古油藏被完全破坏并形成大型裂解气藏。     

松辽盆地长岭断陷东岭地区烃源岩热演化对油气成藏的控制作用

通过对长岭断陷东岭斜坡带烃源岩埋藏史、地温史、有机质成熟度史、生烃率演化、累积生烃量演化等特征的研究,认为该区火一段烃源岩分别在火石岭组沉积末期和盆地坳陷期发生过2次大规模生排烃作用:第1期生排烃在火石岭组内部形成大量自生自储型岩性、地层油藏;第2期生排烃在火石岭组及上覆各套断陷期地层中形成大量构造、构造—岩性油藏和气藏。这2个排烃期对应的油气成藏过程可归纳为断陷期隐蔽油藏成藏模式和坳陷期构造油气藏成藏模式,根据该成藏模式指出长岭断陷中西部的残留洼陷是下一步勘探的有利方向。     

东营凹陷民丰地区深层原油裂解气成藏演化分析

深层原油裂解气是东营凹陷深层天然气藏的新类型,其气源、储层储集性、成藏过程等认识成为制约勘探的关键问题。本文利用深层源岩、储层和气样等实验分析,研究了生烃演化、储层演化和成藏演化过程。本文构建了储层成岩演化与储层孔隙演化的关系,定量刻画了影响储层孔隙度的成岩相,早成岩阶段的机械压实和胶结用使孔隙度减少了25.8%,中成岩阶段的溶蚀作用提高了孔隙度7.5%。裂解气成藏演化为早期的古油藏聚集和晚期古油藏的裂解,古油藏形成为生烃高峰期和储层高孔隙发育期的叠加效应,后期裂解气藏为高地温条件下古油藏原油裂解和储层孔隙萎缩的叠合结果,进而有利于原油裂解气藏的形成。     

四川盆地乐山—龙女寺古隆起震旦系天然气成藏特征

以四川盆地乐山—龙女寺古隆起震旦系古老碳酸盐岩气藏为研究对象,通过系统分析气藏储集层、天然气组分及气藏类型、油气成藏条件与成藏演化等,研究了震旦系古老碳酸盐岩气藏成藏过程。乐山—龙女寺古隆起震旦系灯影组已发现6个气藏,气藏储集岩类、储集层类型基本一致,均具有高温、常压、强非均质性特征,但不同层段气藏类型、古隆起不同部位气藏天然气组成及碳同位素组成等方面具有明显差异。古隆起震旦系灯影组天然气属于油裂解气,主要为灯影组自身烃源岩与寒武系筇竹寺组烃源岩的混源气,良好的烃源岩、储集层、源储组合与输导条件决定了灯影组气藏的形成和保存。古隆起区灯影组气藏的形成经历了古油藏生成、古油藏裂解、气藏的调整与定型3个阶段,受古隆起形成及不同部位构造差异演化影响,气藏形成具有3种不同的天然气聚集成藏过程。     

渤海湾盆地黄骅坳陷深部煤系地层油气成藏机理与模式

煤系地层中往往包含了源内成藏、调整成藏等多种类型油气藏,特别是在经历多期构造活动的盆地中,煤系地层油气成藏类型多、成藏机制复杂。为揭示深部煤系地层油气成藏机制,以渤海湾盆地黄骅坳陷古生界含油气系统为例,从区域构造演化史出发,通过岩心观察、煤系烃源岩地球化学测试、镜下薄片观察、包裹体测试及典型油气藏剖面解析等多种手段,结合地层埋藏史和热史,明确了煤系地层油气成藏机制,建立了成藏模式。研究结果表明：黄骅坳陷古生界含油气系统存在源下、源内、源上3种成藏组合;区域构造演化控制了烃源岩早、晚2次生烃过程,呈现“早油晚气”的生烃特征;油气2期成藏,第一期成藏发生于中白垩世,低熟原油和少量天然气主要储集于粒间孔及溶蚀孔隙中,晚白垩世的构造抬升使古油藏遭受破坏。第二期成藏发生于古近纪中期至今,大量天然气和高熟原油主要储集于溶蚀孔隙和构造裂缝中;烃源岩成熟演化、储层改造及构造活动共同控制了黄骅坳陷煤系油气成藏。基于上述认识,提出煤系油气“中转站”成藏模式,即油气优先在源内或近源储集体中聚集,后期由于构造活动改造,油气由“中转站”向其他油气低势区调整。