柴达木盆地北缘西段油气成藏动力学研究

综合前人对柴达木北缘盆地演化和含油气系统的研究成果,遵循油气成藏动力学研究的思路和方法,以动态成藏要素研究为主线,采用盆地分析和数值模拟方法,恢复盆地演化过程;综合考虑不同时期烃源岩特征、流体势场及主要输导层输导物性分布,对主要成藏期的油气运聚过程进行了模拟分析,总结了柴北缘油气成藏的主控因素及成藏规律.研究结果表明,中新世是研究区侏罗系烃源岩主要的生油期,生排运量均足够丰富,但这时赛什腾凹陷只是一里坪坳陷的北部斜坡,构造圈闭主要在盆地边缘,相当大部分的油都运移到盆地边部,可能在后期的构造变动中逸散;上新世以来的晚成藏期,研究区烃源岩以生气为主,这时构造圈闭发育,天然气成藏条件具备,盆地深层构造圈闭易于形成较大规模低渗气藏.图6参62     

柴西狮子沟构造油气成藏期与成藏模式

在烃源确认的基础上, 通过储集层流体包裹体分析及其均一温度的研究, 并结合烃源岩的热演化史和储集层地温史, 按照油气生成、运移、聚集的阶段性理论, 发现并证实狮子沟构造油气存在3个油气成藏期, 即E23沉积期、N12沉积末期和N32沉积末期, 分别对应E1+2 烃源岩开始生油期、E1+2-E13烃源岩生油高峰期和E23烃源岩生油高峰期。最后,根据成藏过程和成藏历史分析, 结合构造演化史建立了相应的油气成藏模式。     

断陷盆地压力系统及其成藏特征 ——以沾化凹陷孤南洼陷古近系为例

受构造演化与沉积过程的控制,断陷盆地在纵向上会发育不同的压力系统,不同压力系统的成藏条件、成藏模式及油气分布规律等方面都存在差异。为了明确该类盆地的压力分布与油气成藏特征,对沾化凹陷孤南洼陷进行剖析。根据实测及测井计算数据可知,孤南洼陷埋深3 000 m之上(Es2及其以上地层)古近系的压力系数主要为1.0~1.2,为常压系统;3 000 m之下(Es3以下地层)压力系数大于1.2,为高压系统。根据地层压力及油气分布,将研究区古近系划分为源外常压和源内高压2个油气成藏体系,前者位于烃源岩之上,以断块等构造圈闭为主,其油气成藏模式为源外断裂输导成藏,即沙三段中、下亚段油气沿断层垂向运移至沙二段及其以上地层,或直接在断块、滚动背斜等圈闭中成藏,或改为横向运移在合适圈闭中成藏,油气主要分布在油源断裂附近;后者位于烃源岩之内,以岩性、构造-岩性圈闭为主,油气成藏模式是源内高压充注成藏,即沙三段中、下亚段烃源岩生成的油气,在异常高压的驱动下直接向紧邻的砂岩体、构造-岩性圈闭侧向运移成藏,油气在高压区岩性体内聚集成藏,油藏分布受压力及岩性体的控制。     

邵家地区北部断阶带沙四段灰岩油气成藏分析

为进一步深化邵家地区北部断阶带沙四段灰岩油气成藏研究,明确下步勘探方向,以石油地质理论和油气成藏差异性理论为指导,结合油气藏分布特征,在石油地质特征分析的基础上,对研究区沙四段灰岩油气藏的输导体系及油气成藏模式进行深入分析。研究结果表明,邵家地区北部断阶带沙四段灰岩油气藏发育4种油气输导体系,分别为断层上、下两盘烃源岩与储层对接初次运移侧向输导体系,上覆中—高成熟度烃源岩初次运移纵向输导体系,深大断裂二次运移纵向输导体系以及不整合面二次运移侧向输导体系。在这4种油气输导体系的控制作用下,研究区发育3种油气成藏模式,分别为油气纵向运移构造成藏模式、油气侧向短距离运移岩性成藏模式和油气侧向长距离运移差异聚集成藏模式。     

断陷盆地洼陷带岩性油气藏成藏动力学模式——以济阳坳陷为例

以济阳坳陷为例，运用成藏动力学理论，分析了断陷盆地洼陷带岩性油气藏的成藏过程。研究结果表明，成藏动力贯穿于油气成藏的全过程，油气运移和聚集的原始动力是烃源岩内的孔隙流体压力；油气成藏的主控因素为烃源岩、输导体系和成藏动力；成藏动力学模式为应压双控、复合输导及幕式置换。     

长堤地区油气成藏系统及成藏模式

根据长堤地区油气来源和运移聚集特征,将该区的油气成藏系统划分为中西部成藏系统与东部成藏系统。中西部成藏系统油气来源于五号桩洼陷,以断层、砂岩输导层为主要运移通道,以垂向运移为主,油气成藏类型比较丰富。东部成藏系统主要以不整合面和与之相通的砂岩输导层为油气运移通道,以横向运移为主,可在沙三段湖相砂岩及东营组下段的水下河道砂体所构成的岩性、地层圈闭中聚集成藏。     

渤海湾盆地东营凹陷砂岩透镜体油藏成藏动力学模式

运用成藏动力学理论,在东营凹陷油气大规模成藏期古地温、古压力和古应力研究的基础上,分析了砂岩透镜体油气藏的动态成藏过程。研究结果表明,成藏动力贯穿于油气成藏的全过程,油气运移和聚集的原始动力是烃源岩内的流体异常高压;油气成藏的主控因素为烃源岩、输导体系和成藏动力;成藏动力学模式为应压双控、复合输导、幕式置换。     

断裂在中苏门答腊盆地油气成藏中的作用

通过对苏门答腊盆地构造沉积发育史研究,运用石油地质油气成藏理论,对该盆地成藏主控因素进行分析。结果表明:高地温梯度为烃源岩更早大量生烃提供了必要条件;平均地温梯度高达6.7℃/100m,生油门限深度在800～1200m。Sihapas组河流三角洲砂岩平均孔隙度高达28%,平均渗透率可达1.5达西,为本区提供良好的储层。成藏要素的时空配置关系为成藏的主控因素,构造运动对成藏要素的配置关系起到重要作用。构造反转所形成的背斜圈闭早于大量排烃期,并且圈闭大部分位于生油凹陷之上或附近,圈闭附近的断层为油气运移提供了优势通道,覆盖全盆地的Telisa组泥岩提供很好的盖层。     

烃源岩生烃期次与油气成藏——以鄂尔多斯盆地西缘马家滩地区长7烃源岩为例

通过恢复鄂尔多斯盆地西缘马家滩地区长7烃源岩在不同构造热演化阶段的原始成熟度，研究其生烃期次及油气成藏特征。研究表明，长7烃源岩发生过3次生烃作用，第1次生烃作用发生在晚侏罗世．长7烃源岩Ro值为0．71％．进入大量生油阶段，但晚侏罗世晚期构造抬升作用使这次生烃产物破坏殆尽；第2次生烃作用发生在早白垩世，长7烃源岩R0值达0．89％，进入生油高峰阶段，是本区最重要的一次生油作用和成藏过程，与这次成藏事件相关的推覆构造圈闭是本区三叠系油气藏勘探的重点；古近纪晚期以来长，烃源岩由于喜马拉雅期构造运动而再次深埋藏，马家滩断褶构造带存在第3次生油和晚期成藏的良好条件，与晚期断裂构造有关的复合油气藏是值得重视的勘探目标。图5表2参26     

陕北地区上古生界天然气成藏特征及其控制因素分析

勘探成果表明鄂尔多斯盆地陕北地区上古生界各层段均发现气层或含气显示层,具备了天然气成藏的基本地质条件。为研究控制上古生界天然气富集成藏的主要因素,指出有利勘探区域,对目的层沉积层序、沉积相特征、烃源岩特征和生烃能力以及储集层地质特征进行了深入研究并开展了天然气成藏控制因素分析。研究认为控制上古生界天然气富集成藏的主要因素是:烃源岩的展布范围和生烃能力、有利沉积相砂体的分布格局、现今低隆起构造高部位及其所形成的岩性圈闭或岩性-构造圈闭、生排烃时间和流体运聚指向区域。诸多油气聚集成藏地质条件的合理配置,构成了该区气藏发育区并控制了气藏的分布。同时,还指出延川西部、甘泉东部、延川地区、马家砭地区为天然气藏的有利聚集区域。     

松辽盆地十屋断陷油气成藏条件

十屋断陷源岩分布的不均一性、复杂性,以及多期构造活动使源岩类型、演化程度的不均一性,是造成不同成熟度石油、油型气、煤型气有规律分布的主因。纵向上多套储盖红合,多类型、多期次圈闭为油气富集提供了多层次的场所。断层和不整合面的垂向和侧向输导作用,构成油气运移富集的空间网络。油气成藏的关键时期为嫩江期末,关键因素为圈闭形成期与油气生、运、聚的配置。在此基础上,总结出两种类型(油型、煤型),两个期次(早期、晚期),三种方式(跨越式、近源式、混源式)的油气成藏规律和六种成藏模式。     

松辽盆地十屋断陷油气成藏条件

十屋断陷源岩分布的不均一性、复杂性,以及多期构造活动使源岩类型、演化程度的不均一性,是造成不同成熟度石油、油型气、煤型气有规律分布的主因。纵向上多套储盖红合,多类型、多期次圈闭为油气富集提供了多层次的场所。断层和不整合面的垂向和侧向输导作用,构成油气运移富集的空间网络。油气成藏的关键时期为嫩江期末,关键因素为圈闭形成期与油气生、运、聚的配置。在此基础上,总结出两种类型(油型、煤型),两个期次(早期、晚期),三种方式(跨越式、近源式、混源式)的油气成藏规律和六种成藏模式。     

松辽盆地东南隆起区十屋断陷油气聚集规律

十屋断陷位于松辽盆地东南隆直区南部,区内断坳叠置,共经历了五次构造运行,其油气成藏规律有别于松辽盆地中央坳陷区,油气源岩 河子组,营城组及登娄库组,在部分断层不能成为油气垂向油气通道的条件下,油气在烃源层内以横向运移为主,形成原生油气藏,经后期强烈改造,部分原生油气藏现到破坏,形成次生油气藏,综合研究认为,勘探靶区的选择应以近源的含油气圈闭为主。     

含油气盆地流体流域系统及其油气聚集原理

在含油气盆地形成和演化过程中,先后有两个孕育和养护油气生成、运移和聚集为矿藏的流体流域系统,即水流域系统和油气流域系统.水流域系统的形成和发育建造了包含烃源岩、输导层、区域盖层和圈闭体等成藏要素在内的沉积体系,是谓母体系统.烃源岩在母体系统中形成,经由埋藏生成油气,然后油气又返回母体,以其中的成藏要素格架为载体,逆倾向而上形成自己的流域系统,最后在所遇圈闭体中聚集成藏,是谓子体系统.母体系统建造的沉积体系为子体系统创建和提供了一切必要的成烃、成藏条件和环境.子体系统以母体系统为依托,在其体内完成了成烃、成藏过程.二者先后有序地发育和其中各种作用的形成及有机匹配,是自然界造就的一个天然程序.从而,根据此程序建立与之相适应的含油气盆地油气聚集原理.     

塔里木盆地北部塔河油田油气藏成藏机制

从储层沥青、流体包裹体、油气藏饱和压力/露点压力等研究认为,塔河油田及邻区油气藏的形成主要有4期,海西早期以破坏为主;海西晚期成藏与改造并存;燕山-喜马拉雅早期以正常油藏为主;喜马拉雅晚期保存条件最好,以轻质油和气藏为主。塔河油田油气藏成藏机制为:(1)海西期以来下古生界长期持续供油,为塔河油田多期成藏及油气的叠加、复合改造提供了条件;(2)塔河地区长期处于斜坡区,在不同的地史时期始终是古生界海相油气的运移必经之地,是大规模油气聚集和多期成藏的重要条件;(3)多层位有效储盖组合及在时间、空间上分布的差异,是塔河油田多期成藏及成藏后油气性质变化的重要原因;(4)成藏封闭系统的演化对油气保存、破坏和改造的作用巨大,早期封闭系统的形成与破坏,为寻找重质海相原生油藏指明了方向,晚期封闭系统的重建,为寻找次生、原生轻质油气藏及天然气指明了勘探方向。      

赵县背斜油藏成藏机理及油气分布规律探析

赵县背斜位于冀中坳陷晋县凹陷,是富集油气的底辟构造,为多种原油性质、多种类型油气藏的复式油气藏集合体。该背斜形成的物质基础是存在早第三纪早期发育的比较稳定的膏岩和膏泥岩塑性地层,其形成机制是塑性地层底辟拱升和区域性右旋拉张构造应力场作用下发生的滑脱拉张。该背斜核部及北翼以中部生油洼槽为烃源区,因主要油源层为盐湖相沉积,成烃机理为沥青热降解,所以成为重质稠油聚集区;背斜南翼以南部生油洼槽为油源区,其主要油源岩属于淡水—微咸化湖沉积,成烃机理为干酪根热降解,因此成为中—轻质稀油聚集区;东翼以自生自储油气源为主,因其油源岩发育于两种沉积环境的过渡区,两种成烃机理均可形成原油,故成为中质常规油聚集区。在分析成藏机理和油气分布规律的基础上,提出下步勘探的３个重点方向：①尚未钻探的背斜北翼地堑构造,主要寻找Ｅｓ３—Ｅｋ１的构造油藏;②背斜南翼构造低部位,主要寻找Ｅｓ３、Ｅｓ４—Ｅｋ１的岩性油藏、地层超覆油藏等非背斜油藏;③背斜东翼构造高部位,主要寻找Ｅｓ４—Ｅｋ１中下部的构造油藏和非背斜油藏。图４参３（梁大新摘）     

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依照复式含油气系统理论，以区域盖层为界，将长岭地区划分为出3个含油气系统：以青山口组为盖层的深部、嫩江组为盖层的中部以及以明水组为盖层的上部含油气系统。其中深部含油气系统是长岭地区重要的含油气领域，目前发现有东岭气藏、达字井含气构造，以下生上储、自生自储及上生下储式组合方式为主，据盆地模拟表明成藏的关键时刻是明水组末期(65Ma)；中部含油气系统以下生上储及自生自储武的组合方式为主，成藏的关键时刻是明水组末期(65Ma)和现今；上部含油气系统以下生上储式组合方式为主，目前正处于低成熟—成熟阶段，成藏的关键时刻是现在。     

柴达木盆地北缘南八仙构造油气运聚成藏机理与模式探讨

In recent years, the Nanbaxian oil and gas pool is an important explorative outcome in the Qaidam Basin but special in type for its character of overlapped double-floor accumulation. Oil and gas existing mainly in the hanging wall of the basement fault an…     

吐哈盆地油气系统的类型与演化特征

吐哈盆地可划分为煤系与非煤系共存类和非煤系类两大类型及托克逊、台北、哈密,南湖4个油气系统。在煤系与非煤系共存类中,托克逊含油气系统含油圈闭主要形成于白垩纪末期,正与二叠、三叠系烃源岩的生烃高峰中侏罗世～白垩纪相匹配,在断裂伴随垂向短距离运移的条件下聚集成藏;台北油气系统的储油圈闭形成于侏罗纪中后期,中下侏罗统煤系烃源岩早白垩世生烃高峰期和二叠、三叠系烃源岩进入生气期相衔接,构成油气聚集系统;哈密油气圈闭形成于侏罗纪末,与三叠系湖相泥岩烃源岩、中晚侏罗世生烃高峰期相一致,亦可富集成藏。非煤类油气系统虽于中侏罗世及侏罗纪末有二叠、三叠系油气形成,但区域性盖层于白垩纪形成时,已错过二叠系的生烃高峰,且又经历了3次较大的破坏,故不利于油气大量聚集。     

准噶尔盆地腹部深层成藏条件及勘探领域分析

分析准噶尔盆地的热史、烃源岩热演化史、圈闭的形成史和油气的早期充注对储集层演化的影响，指出盆地腹部深层具有形成大型油气田的有利条件。准噶尔盆地古地温较高，使下二叠统烃源岩在三叠纪末大部分达到生烃高峰，而盆地腹部的深层圈闭在三叠纪末期或更早就已基本定型，与生烃史有很好的配置关系，因此深层油气在三叠纪末期以前就可聚集成藏；油气的早期充注可抑制孔隙的演化，由于深层具有早期成藏的特点，推测储集层物性应该较好，探讨了深层的油气藏特征，包括油气特征，超高压和成藏模式等。