Bongor盆地Baobab地区潜山油气成藏期次

Baobab潜山油藏是乍得Bongor盆地北部斜坡的主力油藏。以Baobab C-2井潜山油藏为例,从烃源岩生排烃史、构造热演化史、流体包裹体中含油包裹体颗粒指数特征、显微荧光与测温技术等方面分析其油气成藏史。埋藏史的分析结果表明,Baobab地区Mimosa组+Prosopis组主力烃源岩在约90 Ma开始生烃,并于约80 Ma开始排烃,晚白垩世末约66 Ma达到生排烃高峰期,之后由于构造抬升作用,生烃作用停止。Baobab C-2井潜山油藏经历了晚白垩世80~55 Ma的原生油气充注阶段和古近纪约30 Ma的次生油气成藏事件。在晚白垩世期间石油的充注表现为充注强度程度不同的连续过程,开始于晚白垩世80 Ma的石油充注事件以较低成熟度原油为主,而发生于约70 Ma的第二期石油充注事件则以成熟油气为主,该期充注事件是形成现今油气分布格局的主要贡献者。古近纪发生的次生成藏事件代表因构造作用而引起油气调整。     

鄂尔多斯盆地南部镇泾地区典型油藏动态解剖及成藏过程恢复

利用孔隙演化史恢复、生烃史热模拟和流体包裹体分析等技术对鄂尔多斯盆地南部镇泾地区典型油藏进行了动态解剖。分析结果表明,研究区长8岩性圈闭形成时间为晚侏罗世以来(160 Ma);长7主力烃源岩初始生烃时间为侏罗纪末(140 Ma),大规模生烃时间为早白垩世末期(100 Ma);长8油藏为两期成藏,成藏时间分别为早白垩世中期(130 Ma)和晚白垩世早期(90 Ma);圈闭形成期、主力生烃期和关键成藏期时间配置关系好,有利于长8油藏的形成。结合构造演化,恢复油气充注成藏过程,建立了油气成藏动态演化模式,即"多期成藏、中期为主、晚期调整定型"。      

鄂尔多斯盆地天环坳陷南段长8段油藏成藏主控因素及模式

近年来鄂尔多斯盆地天环坳陷南段延长组8段（长8段）油气勘探取得重大突破,是鄂尔多斯盆地油气增储上产的新领域。作为鄂尔多斯盆地边缘的勘探新区,该区长8段油藏在油气来源、天环坳陷构造演化与油气成藏期耦合关系、油气充注过程及成藏主控因素等方面存在争议。综合烃源岩、油源追索、砂体分布、构造演化与油气充注期匹配关系,分析了研究区成藏主控因素,建立了长8段油藏动态成藏模式。研究结果表明：研究区长8段原油可划分为A、B和C 3类,其中以A类原油为主;长8段油藏存在3期油气充注,第I期为侏罗纪末期（约140～150 Ma）、第II期为早白垩世早期（约125～130 Ma）及第III期为早白垩世晚期（约100～110 Ma）;研究区油气成藏及调整与构造演化关系密切,天环坳陷形成于侏罗纪末期—早白垩世,构造控制着油气充注期次,天环坳陷的形成改变了油气充注方向,烃源岩控制着油气分布规模,原地烃源岩的接续供烃弥补了油气充注不足。研究对鄂尔多斯盆地西缘下步油气勘探具有重要意义。     

银额盆地哈日凹陷巴音戈壁组流体包裹体特征与油气成藏期次

前人对银额盆地中生界油气成藏期次和时间的认识存在很大分歧,造成这种分歧的可能原因是复杂的地质条件及其所引起的盆地内不同凹陷、甚至是同一凹陷不同构造部位油气成藏时间存在差异性,而前人的研究仅基于有限的样品点,研究结论不能有效指导勘探。以哈日凹陷为研究对象,对不同构造部位钻井的主要含油层段(巴音戈壁组)进行针对性取样,对样品开展流体包裹体相关研究,发现所有样品均存在大量的流体包裹体,包裹体的类别主要有烃包裹体和盐水包裹体。其中油包裹体的荧光颜色有淡蓝色和淡黄色两种,其荧光光谱特征也指示研究区至少存在两期不同成熟度的烃类充注过程。对取样井进行沉积埋藏史和热演化史数值模拟,结合与烃包裹体共生盐水包裹体的均一温度,确定了油气成藏期次和时间。洼漕带YHC1井巴音戈壁组存在两期油气充注,时间分别为107—104Ma和99Ma,对应苏红图组沉积中期和银根组沉积早期;斜坡带H3井也存在两期油气充注,时间分别为99Ma和72—71Ma,对应银根组沉积早期和乌兰苏海组沉积晚期;边缘带的H2井也存在两期油气充注,时间分别为85Ma和75—71Ma,对应乌兰苏海组沉积中期和晚期。凹陷不同构造部位油气成藏时间的差异表明研究区巴音戈壁组烃源岩所生成的油气二次运移距离极为有限,油藏以近源成藏为主。     

南襄盆地泌阳凹陷古近系核桃园组油气充注幕次及成藏年龄确定

前人研究认为南襄盆地的构造对油气成藏具有控制作用,但针对油藏确切的形成时间及其与构造运动的耦合关系一直不明确。通过对流体包裹体的系统分析,利用埋藏史投影法,明确泌阳凹陷古近系核桃园组油气充注幕次和成藏期次,确定其成藏年代。泌阳凹陷共有“四幕两期油、一幕天然气”充注,第一期为泌阳凹陷的主要成藏期,主要发生在断陷-抬升阶段,包括第一幕（36.1~23.5 Ma）、第二幕（34.1~21.2 Ma）和第三幕（30.9~16.2 Ma）成藏,具有多阶连续性充注特点;第二期发生在拗陷沉降阶段,即第四幕（7.9~0.2 Ma）油和一幕（3.0~0.8 Ma）天然气成藏。泌阳凹陷内部的不同构造区带的油气充注时间存在差异,中部深凹区和南部陡坡带距离生烃中心较近,优先充注早期成藏;而北部斜坡带成藏时期相对较晚。泌阳凹陷南部应加强纵向多层位、多期次立体勘探,中部加强隐蔽岩性勘探的攻关力度,北部重点加强次生或调整的构造油藏勘探。      

中非乍得Bongor盆地北部斜坡下白垩统油气成藏期次

基于流体包裹体均一温度测试和磷灰石裂变径迹分析,对乍得Bongor盆地北部斜坡下白垩统油气成藏时间和期次开展研究。研究表明,下白垩统Kubla组和Prosopis组储集层样品中与油气共生的盐水流体包裹体均一温度总体上表现为高、低温两组峰值区间,低温峰值区间和高温峰值区间分别为75～105℃和115～135℃;Kubla组和Prosopis组样品均经历了5个构造演化阶段,即早白垩世发生快速沉降,晚白垩世晚期发生构造反转,古近纪发生小幅沉降,古近纪与新近纪之交抬升,中新世以来则处于沉降阶段;其中晚白垩世剥蚀厚度约1.8km,古近纪与新近纪之交剥蚀厚度约0.5 km,两期剥蚀叠加厚度约2.3 km。与油气包裹体共生的盐水包裹体的均一温度用以作为油气捕获温度,结合磷灰石裂变径迹热演化史模拟研究,结果表明Bongor盆地北部斜坡下白垩统Kubla组和Prosopis组具有一致的油气成藏时间和期次,均在距今80～95 Ma和65～80 Ma分别经历了两期油气充注。第1期充注对应于油气初始运移,为早白垩世快速沉积末期,第2期充注处于晚白垩世构造强烈反转阶段。     

准噶尔中部1区块油藏成藏时期和油气充注特点

准噶尔中部1区块油气藏成藏过程中经历了多次地质调整,油气充注十分复杂,采用单一的方法研究油气充注期次存在多解。利用地层原油高压物性、地层流体包裹体均一化温度、含油包裹体丰度、烃源岩成熟演化和地层构造演化等多种技术方法资料分析验证获得比较可靠的油藏油气充注时期,研究认为研究区块油气成藏具有明显的幕式特征,主要储层三工河组二段的油气充注以中早期(晚侏罗-晚白垩)充注为主。     

四川盆地安岳构造寒武系龙王庙组成岩矿物充填期次及油气成藏

四川盆地寒武系龙王庙组时代老,埋藏深,储层埋藏及成岩改造强烈,且受加里东、印支、喜马拉雅等重要构造运动的影响,油气成藏过程复杂。通过对龙王庙组岩心观察、岩石学类型分析、显微薄片的观察,结合阴极发光特征对成岩矿物的充填序列进行了识别和划分。以矿物的充填序列为基础,对不同期次成岩矿物中赋存的烃类流体包裹体特征进行了分析,对与其共生的盐水包裹体的均一温度进行测试,明确了龙王庙组油气藏的成藏期次,并结合安岳构造龙王庙储层热演化史,厘定了油气成藏时间。所识别出的5期白云石以及石英等成岩矿物捕获的流体包裹体,记录了5期油气成藏事件:第一期为中三叠世的古油藏充注;第二期为早侏罗世的古油气藏充注;第三期为中侏罗世的湿气藏充注;第四期为早白垩世晚期的干气藏充注;第五期为晚白垩世以来的气藏调整。喜马拉雅构造运动期的古气藏调整是龙王庙组气藏形成的重要时期,对应的时间约为40 Ma。      

泌阳凹陷古城油田油气成藏过程分析及勘探方向

在对泌阳凹陷古城油田油气成藏条件及其空间配置关系进行分析的基础上,利用流体包裹体技术确定油气成藏期,结合生烃史模拟、油源精细对比和构造演化史分析结果,分析油气运移充注方式,剖析油气成藏过程。结果表明:古近系核一上亚段至核三下亚段生成的大量低成熟油气缓慢向古城鼻状构造充注,形成一定规模的古油藏(第一期充注成藏);早喜马拉雅期(古近纪廖庄期末构造抬升期)构造运动造成区域性地层抬升剥蚀和大量断层活动,导致早期古油藏的破坏和核三上亚段生成的成熟油气大规模快速充注,驱替核三下亚段生成的油气,形成了大量断块、断鼻油气藏,奠定了现今古城油田油气分布格局(第二期充注成藏);晚喜马拉雅期(新近纪凤凰镇末期)构造运动导致第一、第二期形成油气藏的调整和少量高成熟油气的再次充注,形成了现今的古城油田(第三期充注成藏)。     

准中地区油气成藏关键期的厘定及其石油地质意义

准噶尔盆地腹部为负向构造单元,埋藏深、经历多期构造活动,油气成藏条件复杂。通过含油储层砂体中烃类包裹体均一温度测试分析,明确侏罗系储层油气成藏期次;结合构造演化分析,确定油气成藏关键期油气成藏过程与构造演化关系．．结果表明,准中侏罗系三工河组储层在地质时期至少发生2期油气充注,与现今油气分布关系密切的油气充注关键期处于早白垩世末或晚白垩世早期至古近系末。构造演化模拟结果反映成藏关键期处于盆地腹部南北掀斜之后,准中油气藏大多地方基本没有被调整或破坏。     

白庙构造油气成藏特征

白庙构造位于东濮凹陷兰聊断裂带中部,现已发现7套含油气层系。根据自生伊利石测年法及流体包裹体法综合分析,白庙构造油气藏分为4期成藏:第一期约在38Ma,相当于沙河街组三段沉积期,此期因构造活动强,油气藏难以保存,所以此期对成藏意义不大。第二期约在28～314Ma,相当于东营组沉积时期,此期类似于第一期。第三期在254～204Ma,相当于东营组沉积后的抬升剥蚀期,由于东营组沉积后的抬升剥蚀,压力下降,断裂活动强度变小,有利于油气成藏,所以,此期为油气藏的主要形成时期。第四期为2Ma,为油气藏重新调整、分配时期。白庙构造油气藏的形成与兰聊断层的活动强度密切相关,随着活动强度的增加,流体压力不断加强,直至超过岩石的破裂强度,油、气、水以混相形式排出;当温度、压力下降时,油、气、水三相分离,于高压体系上部形成油气藏。这一过程周而复始,形成了白庙地区独特的三层式压力系统。     

川西坳陷上三叠统须家河组天然气分布及成藏特征

川西坳陷自晚三叠世以来,经历了印支、燕山、喜马拉雅多期构造运动,导致了上三叠统须家河组岩石物性、构造特征、流体性质和地压场的多期次变化,油气运移聚集经多次反复而成藏。川西坳陷上三叠统须家河组天然气富集带环绕彭灌生烃凹陷,在其东、西、北坡呈马蹄形分布,显裂缝系统构成天然气自然渗流的重要通道,天然气藏主要聚集在以早期构造为基础的各种复合圈闭中。综合源岩生排烃期-储层致密化期-流体充注储层时期-圈闭形成期的分析,川西坳陷上三叠统的原生气藏成藏期为印支中晚期-燕山中晚期。晚白垩世以后,储层整体致密化,烃源岩生排烃高峰期结束,油气被致密化作用所"封存"。喜马拉雅运动使区内产生强烈形变,主要表现为裂缝对早期致密化"封存"油气的活化作用。因此,川西坳陷上三叠统须家河组天然气的成藏特征:早期"古构造"是天然气藏聚集的基础;中期"致密化封存"是天然气保存的条件;晚期"裂缝活化"是天然气富集的关键。     

用自生伊利石定年确定鄂尔多斯盆地东北部二叠系油气成藏期次

运用含油气砂岩自生伊利石K-Ar定年方法,探讨分析了鄂尔多斯盆地东北部上古生界二叠系油气成藏的期次和时间。结果表明,二叠系不同含油气层段均不同程度地经历了与烃源岩两次主生烃作用相应的(175~155 Ma和145~115 Ma)原生油气成藏事件,峰值年龄主要集中在中侏罗世晚期的165 Ma和早白垩世早期的130 Ma。其中,下二叠统油气成藏期以较宽的时域分布(178~110 Ma),中、上二叠统则相对较晚地分布在(160~108 Ma),且上二叠统的起止时限主要集中在(160~125 Ma);二叠系样品年龄的空间分布总体呈现其油气成藏过程具有自南(178~122 Ma)向北(131~108 Ma)年龄逐渐减小的渐次运聚成藏特点。因此,包括上二叠统在内的二叠系不同层段均不同程度地经历了早-中侏罗世和早白垩世的两期原生油气成藏作用,上二叠统气藏现今显示的次生成藏特点很可能是在原生油气成藏基础上后期叠加改造或次生成藏的结果。     

自生伊利石K-Ar、Ar-Ar测年技术对比与应用前景展望——以苏里格气田为例

以苏里格气田为例,对自生伊利石K-Ar法、Ar-Ar法年龄测定的技术特点、应用效果和应用前景进行了系统对比和深入研究。苏里格气田自生伊利石（I/S有序间层）发育较好,主要呈丝状,具有典型的自生成因特征,其K-Ar年龄、未真空封装Ar-Ar总气体年龄和真空封装Ar-Ar总气体年龄分别为141~145 Ma、171~237 Ma和130~152 Ma。K-Ar年龄表明主要为晚侏罗世晚期―早白垩世早期成藏,其分布规律很好地反映了成藏特征和成藏过程;未真空封装Ar-Ar总气体年龄明显偏老,不能代表自生伊利石的形成年龄,更不能反映成藏时代,“³⁹Ar核反冲丢失”现象是导致其偏老的主要原因;真空封装Ar-Ar总气体年龄与K-Ar年龄基本接近,可能反映自生伊利石的形成年龄并代表成藏时代。本次对比研究表明,对于利用自生伊利石同位素测年 技术探讨砂岩油气藏成藏时代,K-Ar法测年技术简便快捷、经济成熟、稳定可靠,是第一选择并具有较好的应用前景;未真空封装Ar-Ar法测年技术很难获得理想的年龄数据和较好的应用效果,如果没有其他特殊目的,可以不予考虑;真空封装Ar-Ar法测年技术,如果运用得当,有可能获得相对较好的年龄数据和相对较好的应用效果,但技术复杂、环节多、周期长和费用高等将会严重制约其发展和应用。     

Genetic mechanism and development of the unsteady Sarvak play of the Azadegan oil field,southwest of Iran

The upper Cretaceous Sarvak reservoir in the Azadegan oil field of southwest Iran has its oil–water contact nearly horizontal from the north to the center and dips steeply from the center to the south.The purpose of this paper is to interpret this abnormal reservoir feature by examining the accumulation elements,characteristics,and evolution based on the 3D seismic,coring,and well logging data.Generally,in the field,the Sarvak reservoir is massive and vertically heterogeneous,and impermeable interlayers are rare.The distribution of petrophysical properties is mainly dominated by the depositional paleogeomorphology and degrades from north to south laterally.The source is the lower Cretaceous Kazhdumi Formation of the eastern Dezful sag,and the seal is the muddy dense limestone of the Cenozoic Gurpi and Pebdeh Formations.Combined with the trap evolution,the accumulation evolution can be summarized as follows: the Sarvak play became a paleo-anticlinal trap in the Alpine tectonic activity after the late Cretaceous(96 Ma) and then was relatively peaceful in the later long geologic period.The Kazhdumi Formation entered in the oil window at the early Miocene(12–10 Ma) and charged the Sarvak bed,thus forming the paleo-reservoir.Impacted by the ZagrosOrogeny,the paleo-reservoir trap experienced a strong secondary deformation in the late Pliocene(4 Ma),which shows as the paleo-trap shrank dramatically and the prelow southern area uplifted and formed a new secondary anticline trap,hence evolving to the current two structural highs with the south point(secondary trap) higher than the north(paleo-trap).The trap deformation broke the paleoreservoir kinetic equilibrium and caused the secondary reservoir adjustment.The upper seal prevented vertical oil dissipation,and thus,the migration is mainly in interior Sarvak bed from northern paleo-reservoir to the southern secondary trap.The strong reservoir heterogeneity and the degradation trend of reservoir properties along migration path(north to south) made the reservoir readjustment extremely slow,plus the short and insufficient re-balance time,making the Sarvak form an ‘‘unsteady reservoir'which is still in the readjustment process and has not reached a new balance state.The current abnormal oil–water contact versus the trap evolutionary trend indicates the secondary readjustment is still in its early stage and has only impacted part of paleo-reservoir.Consequently,not all of the reservoir is dominated by the current structure,and some parts still stay at the paleo-reservoir form.From the overview above,we suggest the following for the future development: In the northern structural high,the field development should be focused on the original paleoreservoir zone.In the southern structural high,compared with the secondary reservoir of the Sarvak with the tilted oil–water contact and huge geologic uncertainty,the lower sandstone reservoirs are more reliable and could be developed first,and then the deployment optimized of the upper Sarvak after obtaining sufficient geological data.By the hints of the similar reservoir characteristics and tectonic inheritance with Sarvak,the lower Cretaceous Fahliyancarbonate reservoir is also proved to be an unsteady reservoir with a tilted oil–water contact.     

K-Ar Dating of Authigenic Illites and Its Applications to the Study of Hydrocarbon Charging Histories of Typical Sandstone Reservoirs in Tarim Basin, China

1. Introduction The Tarim basin in China is a large composite superimposed basin, in which the commercial hydrocarbon flows have been discovered at 10 different stratigraphic intervals: Cambrian, Ordovician, Silurian, Devonian, Carboniferous, Triassic, Ju…     

准噶尔盆地白垩系底砾岩与油气成藏的关系

野外剖面及系统井间对比表明，准噶尔盆地白垩系底砾岩主要分布于盆地边缘及中央低凸起周围，是一套形成于邻近高地附近的剥蚀产物或冲积产物。白垩系底砾岩的分布特征显示晚侏罗世-早白垩世早期构造活动较为活跃，盆地边界发生明显萎缩，天山山脉发生明显隆升，造成天山南北早白垩世沉积环境的巨大差异。白垩系底砾岩的成因与相关油气藏的形成关系密切，与砾岩相伴生的砂岩可以构成良好的油气储层，形成多种类型油气藏。白垩系底砾岩的形成时期（晚侏罗世-早白垩世早期）构造活动较为活跃，是油气成藏的关键时期，对与侏罗系煤层相关的气藏形成具有重要意义。     

阜新凹陷中北段油气成藏主控因素分析及有利目标预测

针对阜新凹陷油气钻探程度低、储层变化大、油气藏分布规律不清等地质问题,通过解剖已钻探的东梁、小胡家和清河门3个典型构造,提出该区油气成藏的主控因素:除烃源条件作为油气成藏的基本控制因素之外,具有良好储集性能的沙海组下段和九佛堂组上段的扇三角洲砂体是阜新凹陷最重要的储集层;早白垩世末期的燕山运动控制构造圈闭的形成,背斜、断背斜或断鼻构造圈闭发育带决定油气藏的分布。从勘探潜力、油气地质条件及成藏规律分析,预测出伊吗图北断鼻圈闭和艾友东断背斜圈闭2个有利勘探目标。     

四川盆地须家河组致密砂岩气自生伊利石年龄分布与成藏时代

利用自生伊利石K-Ar、Ar-Ar测年技术对四川盆地须家河组致密砂岩气藏的成藏年代进行测定与研究,并对其演化规律进行深入探讨。须家河组砂岩储层自生伊利石普遍发育,主要为片丝状、短丝状、丝状,具有明显的自生成因特征并且纵、横向分布稳定。须家河组砂岩储层自生伊利石年龄数据明显分为2组,具有2期成藏特征。早期成藏为晚侏罗世-早白垩世(97~145 Ma),广泛分布于川西、川中广大地区,是主要成藏期;晚期成藏为晚白垩世(78~83 Ma),仅见于川西南端平落坝、白马庙气田须家河组二段。主要成藏期也即早期成藏,主力储层须家河组二段、须家河组四段、须家河组六段基本一致,并明显具有连续成藏特征:纵向上,自下而上依次变晚,须家河组二段略早(平均133 Ma)、须家河组四段略晚(平均127 Ma),须家河组六段主要分布在广安气田,与须家河组四段相比也基本具有下早上晚的成藏特征(须家河组四段平均139 Ma,须家河组六段平均134 Ma);平面上,川西须家河组二段由北向南依次变晚,中坝、新场、大邑气田的自生伊利石平均年龄分别为136 Ma、134 Ma和133 Ma(川西南端的平落坝、白马庙气田属于晚期成藏),川中须家河组二段、须家河组四段由东向西依次变晚,东部的广安、合川、荷包场气田略早,中西部的磨溪、充西-莲池、金华、八角场气田略晚。自生伊利石年龄分布特征表明,烃源岩埋深,即生、排烃时间,是须家河组砂岩气藏成藏早晚的最主要控制因素,埋深大、生、排烃早,则年龄大、成藏早,反之则年龄小、成藏晚。岩性对成藏具有一定的控制作用,但分布局限。构造抬升作用主要表现在成藏后期的调整阶段,年龄由东向西变小,即成藏由东向西变晚,与现今埋深即东高西低的构造特征不一致现象,是由成藏后期的构造差异抬升作用所致。     

花海凹陷白垩系含油气系统勘探潜力评价

花海凹陷是一个小型的中新生代沉积断陷,其油气成藏条件在中小型盆地中具有代表性。含油气系统地质要素分析表明,花海凹陷南部沉积中心白垩系具有较好的生烃条件和封盖条件,储层物性总体较差,凹陷边缘则缺乏生油和保存条件。从各成藏要素的时间配置关系来看,早白垩世后期是凹陷中心油气运聚成藏的主要时期,以近距离小规模聚集为主;第三纪油气受构造影响再次运聚成藏和局部调整。分析认为该凹陷勘探潜力较小,建议该凹陷立足于寻找小型油藏,以位于生烃中心的中央断裂构造带为主要勘探对象。