莺歌海盆地泥岩压实特征与油气初次运移

详细讨论了莺歌盆地第三系泥岩的压实特征及其主要影响因素，在研究油气运移地球化学效应的基础上，划分了烃源岩排烃类型，充分排烃型，排烃型和具滞烃带型，莺歌海盆地烃源岩的生烃门限深度为3000m，排烃门限深度为3600m，烃源岩的最大有效排烃带厚度约为30m。     

莺歌海盆地泥岩压实特征与油气初次运移

详细讨论了莺歌海盆地第三系泥岩的压实特征及其主要影响因素,在研究油气运移地球化学效应的基础上,划分了烃源岩排烃类型:充分排烃型、排烃型和具滞烃带型.莺海盆地烃源岩的生烃门限深度为3000m,排烃门限深度为3600m,烃源岩的最大有效排烃带厚度约为30m.     

松辽盆地中央坳陷区的泥岩压实作用与油气初次运移

本文以松辽盆地中央坳陷的大量声波时差—深度资料为基础，首先介绍了本区的泥岩压实作用，指出其在纵剖面上存在着正常、混合及紧密三个压实带，并比较详细地论述了混合压实带跟油气生成、运移和聚集有着密切联系。在此基础上，讨论了油气初次运移的主要时期和方向，并得出松辽盆地的三个含油组合中，以中部组合为最好，其次是下部组合，上部组合较差。下部组合中的扶余油层，在三肇及其外围地区的含油性可能会更好一些。     

试论泥岩压实作用与油气初次运移

长期以来一直将泥岩压实作用作为石油初次运移的主要动力,认为母岩中生成的烃类,是以溶解状态随水一起离开母岩进入储层的.近年来由于有机地球化学及其分析技术的飞跃发展,以干酪根热降解为核心的晚期生油理论得到了普遍赞同.而与此同时,在石油生成与初次运移理论间却出现了严重的矛盾.因为,按照以往对压实作用的理解,泥岩在埋藏及压实过程中的排水量只在浅处较大,髓着深度加大则迅速降低;又因烃类在水中的溶解度一般仅万分之几,显然晚期成岩阶段的排水量是难以满足石油初次运移需要的.     

泥岩压实曲线研究与油气运移条件分析

表示泥岩孔隙度(或反映孔隙度的其他物理量)与深度关系的泥岩压实曲线,是进行油气运移特别是初次运移分析时最常用和最为有效的基础资料之一。通过对泥岩压实曲线的分析,不仅可以掌握泥岩压实的现状并在一定程度上了解其压实历史,而且可以定量推断地下流体压力的分布现状和演化。后者已被普遍视为地下流体(包括油、气、水)运动的主宰。     

川西新场地区须家河组泥岩欠压实与油气层关系

新场地区须家河组气藏属于致密碎屑岩气藏,具有超深、超压、超致密、低孔渗等特点。通过研究新场地区深层油气藏泥岩欠压实特征及其与储层、盖层、油气运移聚集和分布的关系,认为:新场地区须家河组地层存在明显的泥岩欠压实段,油气层多分布于欠压实段内;由于欠压实砂岩中的颗粒表面被烃类润湿后,抑制了降低孔隙度的成岩作用,其异常地层压力在一定程度上阻碍了砂岩的进一步压实,储层的物性相对变好,新场地区须家河组地层在整体致密-超致密背景上发育了部分储集性能较好的储层;由于欠压实高压泥岩的压力封闭作用,须三段、须五段成为有效盖层;欠压实泥岩内由烃类产生的剩余孔隙流体压力及构造作用形成的裂缝有利于油气向欠压实段内的砂岩运移和聚集。     

欠压实泥岩在封盖油气中的作用

本文在研究盖层封闭油气机理的基础上,分析了欠压实泥岩在封益油气中的作用.欠压实泥岩具有压力封闭油气的能力,既可以封闭呈游离相运移的油气,又可以封闭呈水溶相运移的油气.当泥岩为生烃岩时,欠压实泥岩具有较强的烃浓度封闭能力,可完全封闭呈扩散相运移的天然气.即使欠压实泥岩中有断裂,因已存在孔隙流体异常压力也会使断层具封闭性.因此,欠压实泥岩是封闭油气最有利的封盖层.     

欠压实泥岩在封盖油气中的作用

本文在研究盖层封闭油气机理的基础上，分析了欠压实泥岩在封盖油气中的作用。欠压实泥岩具有压力封闭油气的能力，既可以封闭呈游离相运移的油气，又可以封闭呈水溶相运移的油气。当泥岩为生烃岩时，欠压实泥岩具有较强的烃浓度封闭能力，可完全封闭呈扩散相运移的天然 气。即使欠压实泥岩中有断裂，因已存在孔隙流体异常压力也会使断层具封闭性。因此，欠压实泥岩是封闭油气最有利的封闭盖层。     

松辽盆地地温场与油气生成、运移、富集的关系

本文通过实测65口井温曲线和43块岩心样品的热导率,得到10个大地热流值的资料。并在此基础上研究得出松辽盆地不仅具有高地温场特征,而且发现地温场分布有明显的分区性。松辽盆地具有良好的湖盆沉积和丰富的生油母质的地质背景,又具有地温场高的客观条件,对油气的生成十分有利。本文通过分析得出松辽盆地地温场与油气生成的关系,地温场与油气运移以及地温场与油气富集和储藏的关系。     

松辽盆地白垩系青山口组泥岩微观孔隙特征

以松辽盆地白垩系青山口组一段泥岩为研究对象,综合利用扫描电镜、场发射电镜、气体吸附法及高压压汞法对其内部微观孔隙进行了定性和定量研究。结果表明该套泥岩主要发育5种类型孔隙（基质晶间孔隙、粒间孔隙、有机质孔隙、晶内孔隙、溶蚀孔隙）以及微米-纳米级微裂缝。泥岩孔隙主要以微孔和介孔为主,孔容为0.0018～0.0300mL/mg,比表面积为0.91～31.02m²/g,孔隙度较低,为1.20%～3.87%。岩石的组成成分和含量在一定程度上控制了孔隙的发育和分布。孔隙度随有机质、伊利石及黄铁矿含量的增加而增大,随绿泥石以及石英、方解石、斜长石含量的增加而降低,而与高岭石含量相关性差,表明孔隙度的大小可能不受高岭石的影响。     

松辽盆地白垩系泥岩粘土矿物成岩演变特征及其地质意义

本文总结了松辽盆地白垩系泥岩粘土矿物成岩演变的温度、深度和反应速度特征,以及在不同沉积环境下的成岩演变模式。着重讨论了反应与油气生成、运移和分类的关系,以及对砂岩成岩作用的影响。     

莺-琼盆地泥岩压实演化与油气运移研究

本文从泥岩压实演化特征与油气运移的关系入手,依据声波时差以及流体压力资料,剖析和探讨本区泥岩压实演化与油气初次运移的规律,指出低压过剩区带或静水压力区带是油气运移聚集的方向和富集区,异常高压带所形成的压力封闭是本区天然气藏形成的重要条件,而异常高压带在泥岩压实过程中释放和消失以及烃类生成作用的膨胀力,则是油气初次运移聚集的动力。     

渤海辽东湾辽中北洼欠压实特征及其与油气的关系

根据对辽中北洼钻井的分析，认为本区东营组二、三段具异常高压，属于同一套异常压力欠压实系统，其分布受沉积相控制。推测下伏沙河街组属于另一套异常高压系统。受2套异常压力系统的控制，纵向上可望形成3个油气聚集带。指出位于欠压实顶附近的油气聚集带为首要勘探目标。     

渤海辽东湾辽中北洼欠压实特征及其与油气的关系

根据对辽中北洼钻井的分析,认为本区东营组二、三段具异常高压,属于同一套异常压力欠压实系统,其分布受沉积相控制。推测下伏沙河街组属于另一套异常高压系统。受2套异常压力系统的控制,纵向上可望形成3个油气聚集带。指出位于欠压实顶附近的油气聚集带为首要勘探目标。     

松辽盆地深层断陷发育特征与油气富集

松辽盆地断陷层系由70多个彼此分割、规模大小不一的断陷组成,不同的断陷发育程度与油气富集程度差异很大。通过对断陷特征及伴生火山岩的研究,发现由于晚侏罗世和早白垩世太平洋板块以不同方向、不同速度向东北亚板块的俯冲作用,松辽盆地断陷在发育阶段受不同区域构造作用的影响,造成了不同断陷发育时期和发育规模。晚侏罗世东北亚板块受太平洋板块的正向俯冲,松辽盆地区地幔上隆、地壳减薄,形成类似"三联点"的断陷分布特征。由于受构造应力传递的滞后效益的影响,在三联点附近的断陷发育早、伸展作用强、断陷规模大、断陷沉积厚,而远离三联点的断陷发育特征则相反。在早白垩世,控制断陷发育的区域构造应力场由拉张作用转变为张扭作用,且作用范围仅限于东部断陷区和古中央隆起带两侧断陷,这一区域的断陷持续的裂陷,而其他区域断陷则停止发育,从而进一步扩大不同断陷发育的不均衡性。持续发育型断陷规模大、断陷层厚、发育多套烃源岩层系,油气富集程度高,勘探潜力大;晚期发育型断陷次之,早期发育型断陷因断陷规模小、断陷层厚度薄,勘探潜力极小。     

松辽盆地地热和热应力特征及其在油气运移中的作用

本文系统阐述了松辽盆地地热场特征，给出了松辽盆地大庆长垣及周围地区热力学模式和热力学模式和热应力计算方法，分析了舆地中央坳隐热应力场性质及分布特征，探讨了盆地地热和热应力在油气运移中的作用。     

松辽盆地地热和热应力特征及其在油气运移中的作用

本文系统阐述了松辽盆地地热场特征,给出了松辽盆地大庆长垣及周围地区热力学模式和热应力计算方法,分析了盆地中央坳陷热应力场性质及分布特征,探讨了盆地地热和热应力在油气运移中的作用。     

东营凹陷泥岩裂缝的特征成因与油气富集

泥岩裂缝油气藏在中外含油气盆地中均有发现,并且泥岩裂缝作为一种隐蔽输导体系,越来越受到广大学者的重视。从东营凹陷裂缝的特征成因出发,按照裂缝与岩层层面的空间关系,分为垂向裂缝、斜向裂缝和水平裂缝,东营凹陷泥岩裂缝主要是与岩浆活动有关的裂缝和垂向差异载荷裂缝。与岩浆活动有关的裂缝主要分布在东营凹陷南部缓坡的上倾方向和西部隆起区,同时垂向差异载荷对东营凹陷第三纪以来的裂缝活动有重要影响,裂缝的发育为油气在烃源岩中运移和聚集提供了有利的运移通道和储集空间。在裂缝中,油气运移阻力较低,在压差或浮力驱动下向上或上倾方向运移,即东营凹陷泥岩裂缝油气藏主要分布在构造高点、鼻状构造轴部附近或断裂带附近。     

松辽盆地大庆长垣及其以西地区扶杨油层油气运移特征

对松辽盆地大庆长垣及其以西地区扶杨油层油气初次运移机理的分析表明,油气是在烃源层中超压的作用下沿着断层和裂缝运移到扶杨油层。根据约130口井声波测井资料,采用平衡深度法,恢复了青一段泥岩在最大埋深时期的过剩压力,探讨了油气初次运移的动力和方向。在此基础上,采用数值模拟的方法恢复了扶杨油层从嫩江组沉积末到现今的古流体势,并以明水组沉积末期为例,对流体势分布特征及油气二次运移方向进行了分析。以古流体势的分布为主要依据,综合生烃和排烃、输导体展布及盖层、圈闭发育特点等因素,预测出了扶杨油层的有利含油气区带。