马朗凹陷油气成藏流体动力系统分析

应用油气成藏流体动力系统分析的思路，通过研究三塘湖盆地马朗凹陷地层格架内流体动力学、化学特征、地温分布特征以及它们之间的相互关系规律，同时对凹陷区域流体动力系统沉积和构造演化过程进行了分析，马朗凹陷在纵向上可划分为侏罗系侧向弱开放性和二叠系垂向开放-弱开放性二个油气成藏流体动力系统，并按各个系统的类型分析了它们的成藏条件，为马朗凹陷的进一步勘探提出了重点关注的区域。     

黄骅坳陷歧口凹陷新生代主要断裂与油气成藏

歧口凹陷是新生代的伸展断陷盆地,研究区内主要断裂特征及发育演化对油气成藏具有显著的控制作用。在对研究区内主要断裂特征进行总结基础上,从断层对油气的输导与封堵作用2方面进行了论证,结果表明,研究区构造分区形成三大断裂系统,主要断裂与烃源岩、成藏期次、应力方向等多种因素匹配,控制断裂对油气的输导与封堵过程状态,最终形成了三大断裂系统典型的油气成藏模式。     

东海西湖凹陷流体动力场与油气成藏作用

为深入认识东海西湖凹陷油气成藏规律,优化选择勘探目标,加快油气勘探与开发进程,文章在综合分析区域地质、钻井试油、地球物理及化验测试等资料的基础上,采用静态精细描述与动态刻划相结合的技术,系统研究了东海西湖凹陷的温度场、压力场及势能场特征,并初步探讨了其对油气成藏的控制与影响作用.研究表明,凹陷内各区带地温梯度相对较高,有利于烃源岩中有机质的成熟与烃类生成;凹陷泥岩欠压实段主要出现在平湖组,这些层段有利于油气的封闭;洼陷为主要供流区,斜坡带为泄流场所,保俶斜坡内的平湖构造带和浙东中央背斜带南部的苏堤构造带均是十分有利的油气运移指向区.这些认识与目前凹陷的油气勘探与开发成果相吻合,并将对研究区的油气勘探与开发决策及部署提供科学依据.     

歧口凹陷浅层油气成藏规律再认识

歧口凹陷浅层油气藏以复杂断块型为主,具有富集高产的特点。侧列相接的断裂系控制浅层断块构造发育,主断层及河道砂体控制浅层油气聚集规模,新构造运动有利于极浅层油气成藏。应用内幕层构造精细解释、河道砂体精细刻画与描述、精细油藏分析等技术,发现了新的有利钻探目标,实现了老区精细勘探的新突破。     

歧口凹陷裂后期断裂与晚期油气运聚成藏探讨

以歧口凹陷内所发现的新近系油气藏为研究对象,在对比相邻区域新近系油气藏研究的基础上,阐述了新近系-第四系裂后期断裂平面和剖面形态、断裂活动强度规律以及晚期断裂活动等对新近系晚期油气运移、聚集和成藏的影响和控制作用,结果表明,歧口凹陷裂后期断裂系统十分发育,裂后期断裂活动控制着歧口凹陷的油气运移、聚集和成藏。断裂的转折部位、多条断裂的汇聚区域以及两条走向相近但倾向相反断裂的交接部位是油气主要聚集区;同向或反向"Y"形断裂是油气有利运移通道,对新近系晚期成藏十分有利,断裂活动强度对新近系晚期成藏有着控制作用,早期活动强度弱、晚期活动强度大的断裂最有利于晚期成藏;晚期断裂对新近系油气和聚集有着控制作用。     

歧口凹陷辉绿岩成藏条件分析

从钻井标定、地震预测的侵入体宏观分布及勘探现状入手,依据钻井实验分析数据及对歧口凹陷辉绿岩体的岩心观察、铸体薄片鉴定、岩性及蚀变特征等研究,认为该类岩体主要侵入沙一段至东营组地层,其储层以各种成因裂缝、接触变质及围岩蚀变形成的储集空间为主。通过综合分析歧口凹陷的油气成藏要素及时空配置关系,得出其辉绿岩油气藏的成藏模式,进一步指明歧口凹陷辉绿岩体的油气勘探潜力。     

黄骅坳陷歧口凹陷热史和油气成藏史

利用镜质体反射率数据模拟计算了歧口凹陷24口井的热历史,模拟结果表明,沙河街时期的地温梯度高,每百米大约为5.0～5.6℃,东营时期每百米大约为4.5～5.0℃,馆陶时期每百米大约为3.5～4.5℃,现今的地温梯度每百米大约为3.1～3.2℃。利用包裹体均一温度和恢复样品的埋藏史、源岩的热演化史及生烃史,确定该区有两期油气充注期:第一期发生在东营末期;第二期为馆陶末期至现今。歧口凹陷的油气充注以第二期为主。利用PRA二维模拟软件对地质剖面进行油气运聚模拟,也得出歧口凹陷有两次油气聚集高峰,第一次为东营末期;第二次为馆陶末期至现今。     

歧口凹陷斜坡区油气成藏与勘探实践

经过50多年的勘探开发,黄骅坳陷歧口凹陷已经进入高勘探阶段,寻找大规模构造油气藏的难度越来越大,斜坡区地层-岩性油气藏成为勘探的重点。在凹陷整体研究解剖的基础上,探讨了大型缓坡区地质分异特征,提出了缓坡区高、中、低三分性的新认识,高、中、低斜坡生储盖组合配置不同,油气运聚与分布差异明显。高斜坡沟槽控砂,优势运移汇聚相富集;中斜坡坡折控砂,优势构造岩性相富集;低斜坡远扇控砂,优势源储耦合相富集。大型斜坡、砂体、烃源岩的有效配置决定了斜坡区具有形成大面积地层-岩性油气藏的条件。经勘探实践,在歧口凹陷埕北、歧北和板桥三个斜坡区均获重大发现,并实现了规模增储,证实了斜坡区是断陷湖盆内油气预探突破与规模增储的主要方向之一。     

歧口凹陷张东地区沙河街组油气成藏条件与主控因素研究

歧口凹陷张东地区油气勘探工作开展较晚,通过基础地质研究认为张东地区油气成藏条件优越.砂岩输导层、断层和不整合面三大输导体在研究区不同的构造位置相互交叉、叠置、连通构成了复杂多变的输导体系,进而控制了研究区油气聚集部位与油气藏的分布,而不同的沉积相带直接影响到储层物性的好坏,对油气富集高产具有决定作用.     

歧口凹陷深层流体势场特征与油气运移

歧口凹陷是黄骅坳陷中主要的第三系富油气凹陷，下第三系、上第三系和第四系厚逾万米。在研究该凹陷深层（埋深３５００ｍ以下的沙三段至沙一段和部分东营组）压力特征的基础上，选取地层埋深、孔隙压力和毛管压力这３项主要参数，应用盆地模拟技术，恢复了该凹陷深层４套目的层（沙三段，沙二段，沙一段下部，沙一段中上部）的流体势场演化史。结果表明：４套目的层的高流体势区与凹陷的生烃中心基本一致；沙三段、沙二段和沙一段下部都存在３个继承性发展的油气汇聚流指向区（张５井—张巨河一带，周清庄—王徐庄一带，港深１井—港深３井一带），沙一段中上部存在３个高流体势区，其间分布２个低流体势地带（港深１井—马棚口—歧口—张巨河一带，张巨河—港深５１井—港深２６井一带）。这３个油气汇聚流指向区和２个低流体势地带是油气聚集的有利场所，高流体势区内被泥岩包围的重力流砂体也应是有利勘探目标，在该凹陷的深层勘探中应重视。图４参４（王孝陵摘     

江汉盆地沔阳凹陷油气成藏特征与成藏模式

论述了江汉盆地沔阳凹陷白垩系一下第三系的油气藏特征，总结了成藏模式。沔阳凹陷油藏类型以构造油藏为主，少量岩性油藏。新沟嘴组下段油气来源于自身的烃源岩，凹陷中北部以侧向排烃为主，潜江组沉积末期是其生排烃和油气运移的关键时刻，油气主要富集于距离成熟烃源体最近的鼻状隆起带内。白垩系为多源次生成藏，垂向排烃为主，油气主要富集于大断层上升盘的构造圈闭中。主要成藏模式有五种，自源一侧向排烃一封闭型是最有效的成藏模式。     

渤海湾盆地歧口凹陷南部高斜坡馆陶组不整合面及其油气成藏特征

渤海湾盆地歧口凹陷南部高斜坡距离油源较远且油气主要是阶梯状运移,在馆陶组底部不整合面附近聚集成藏,形成该区的主体油藏。该区馆陶组底部不整合构成样式包括平行—削截型、平行—平行型2种类型,具下部半风化淋滤带和上部不整合面顶积层两层结构,岩性配置关系主要为上砂下泥型、上砾下泥型、上砂下砂型、上泥下泥型多样分布,而平行—削截型、上砂下泥型与上砾下泥型配置关系是油气分布的主体。立足不整合地质特征建模,开展三维模拟实验,结果表明：单一不整合油气藏,不整合上砂下泥型、上砾下泥型的岩性配置关系是成藏的关键要素;与断层共同作用的复合油气藏,具有断层关闭时不整合岩性—断层控藏和断层开启时不整合岩性—古地形控藏两大类成藏模式。不整合与断层、古地形的复合控藏作用,使得不整合面既存在聚集油气的作用,也存在运移油气的作用。高斜坡不整合油气藏的形成主要受控于不整合上下岩性配置关系,其次是断层启闭性和古地形构造背景,这一认识将为相似区块不整合油气藏研究与勘探提供有益的借鉴。     

苏北盆地高邮凹陷油气成藏特征研究

苏北盆地高邮凹陷近几年油气勘探的一系列重要发现，为重新认识凹陷的石油地质特征，总结油气分布特点和油气聚集规律，提供了较为丰富的信息。根据地层压力、泥岩孔隙度及地层水资料、油源对比和已发现的油藏原油物性（包括高压物性）的纵横向变化规律，总结出不同地质环境下的油气运移方式及油气聚集的规律。通过对该区压力封闭层的分布研究得知：压力封闭层对该区油气运移起明显的控制作用，不同的压力封闭模式控制不同的油气分布类型。该地区地层水的变化规律能有效地反映地层保存条件的差异，地面原油物性变化能很好地反映油气运移的方向，运移系数可以反映油气侧向、垂向运移的程度，定量地得出主要运移方式。     

东濮凹陷古近系构造特征及其对油气成藏的控制作用

为了明确东濮凹陷古近系的构造特征及其与渤海湾盆地其他坳陷的差异,利用地震、钻井、测井及重磁等资料对东濮凹陷进行构造解析,并结合原油样品及相关分析化验资料研究构造演化对油气成藏的控制作用.研究结果表明:东濮凹陷古近纪盆地是在距今51 Ma发育的第2期开裂盆地,具有沉降深(6400 m)、速率快(246 m/Ma)的特征,...     

江陵凹陷构造演化与油气成藏

江陵凹陷构造演化经历2个构造旋回和1个构造定型期;第一构造旋回奠定了江陵凹陷的雏形．并清晰了构造格局,是研究区最主要的烃源岩发育期;第二构造旋回是构造活动的鼎盛期,不仅形成了大量的圈闭,而且使烃源岩被深埋并大量生排烃。研究表明,构造运动不仅控制烃源岩、储集岩和圈闭的形成与发展．而且构造活动的合理序次使圈闭能有效捕获油气。继承性古隆起是有利的油气聚集带;北东向断层决定了本区具有多层位同期成藏的特点。     

歧口凹陷中浅层油气富集因素及成藏模式

根据油气藏是否处于有利烃源岩范围内，油气藏所处古地貌背景，油气运移方式及距离等因素，把歧口凹陷中浅层油气藏划分为内，中，外3个环状含油带。阐述了区内中浅层油气富集的主要控制因素与分布规律，提出了本区中浅层油气藏的两种成藏模式。一期成藏＋幕式成藏模式是内，中含油带的主要成藏模式，而阶梯式运移成藏模式则是外含油带的主要成藏模式。本区中浅层油气藏主要分布于凹中隆和斜坡带。     

歧口凹陷含油气系统与油气勘探

歧口凹陷为第三纪以来继承发育的大凹陷，四周为凸起所限，自成一个相对独立的构造－沉积单元和油气生成－运移－聚集单元，从而形成一个含油气系统。地球化学资料表明，沙三段和沙一段为区域分布的两套主力生油层，有机质以Ⅱ１为主，部分为１型。沙三段烃源岩有机质热溃化程度较主，油源对比实沙三段是巨发现没气藏的主要油气源。各二段构造带发育多种类型圈闭，有利于形成多含油气层系、多油藏类型相互叠置连片的复式油气聚集带。     

渤海湾盆地歧口凹陷古近系油气运聚特征分析与数值模拟

应用油藏地球化学方法对歧口凹陷古近系和新近系油气运移方向和路径进行了精细刻画,建立歧口凹陷输导系统的空间组构模型,并采用盆地模拟技术恢复凹陷古流体场演化特征,综合研究流体动力特征、流体输导系统结构、油气分布特点。含氮化合物和原油性质分析表明该区油气总体上具有由凹陷中心向四周构造高部位运移聚集的趋势,其中凹陷中心为自生自储,中环带经历了短距离侧向运移和纵向运移,外环带油气均经历了较长距离的侧向和纵向运移。油气的运移通道是由断层、连通砂体以及不整合组合而成的复杂立体网络体系,进一步可识别出源内砂岩斜坡带近源侧向运聚、近源垂向运聚、远源阶梯状3种油气运聚成藏模式,其中近源垂向运聚成藏模式是歧口凹陷最有利的油气运聚成藏模式。盆地模拟结果表明,主要生烃层系的水势、气势、油势以及流线主要表现为继承性发育的特点,流体势流线的继承性汇聚区控制了现今油气分布格局。     

东营凹陷梁北地区沙二段油气成藏特征

梁北地区沙二段油气藏具有不同于其它相邻地区的成藏特征。在分析梁北地区沙二段油气藏成藏条件的基础上，提出本区沙二段主要油气藏类型为反向屋脊断块遮挡渍气藏和断层－岩性复合油藏，且消二上、沙二下油气藏特征不相同的观点，总结了该地区沙二段油气成藏模式。     

渤海湾盆地东营凹陷异常压力分布和演化特征及与油气成藏关系

运用数值模拟方法对渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷新生界地层异常压力的分布和演化特征进行研究,结果表明,古近系沙河街组三段和四段地层中广泛发育异常压力,且以超压为主。自沙河街组沉积以来,超压系统开始发育;东营组沉积末期,超压系统逐渐增大。渐新世末喜山运动II幕时期,地层抬升剥蚀,发育负压系统;中新统馆陶组沉积时期,超压系统再次迅速增大;直至明化镇组—第四系沉积时期达到最大范围和最高值。现今凹陷2 200 m以上地层基本为常压,2 200 m以下开始出现明显压力异常。沙河街组高沉积速率导致的欠压实,引发了该时期超压系统的形成,而粘土矿物脱水和烃类大量生成造成了晚期超压系统的发育。结合油气成藏期次研究表明,东营组末期、馆陶组末期及明化镇组—第四系沉积时期,超压系统与凹陷的3期成藏期次具有很好的匹配关系,暗示生烃作用是超压的重要成因,超压又是油气运移的良好动力。