车排子凸起沙湾组油气成藏条件研究

准噶尔盆地车排子凸起新近系沙湾组油藏主要以岩性油藏为主,原油性质多样,有轻质油、中质油和稠油。通过对油源、古地貌、输导体系及沉积特征研究,轻质油主要来自侏罗系烃源岩,稠油来自二叠系烃源岩,中质油为混源所致;古地貌影响着油气运移方向;烃源岩供烃影响着成藏时间;厚砂及多期不整合面、断裂系统构成了输导体系;曲流河侧积砂坝是形成岩性油藏的关键因素。不同凹陷供烃的成藏模式不同:昌吉凹陷二叠系烃源岩生成的原油先形成白垩系油藏,后期在断层调整下进入沙湾组成藏,侏罗系烃源岩通过断裂体系和厚砂体运移至沙二段成藏;四棵树凹陷侏罗系烃源岩的油气输导至西南沙一段成藏。     

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。     

准噶尔盆地永1井油气来源及成藏模式分析

准噶尔盆地永1井侏罗系地层中存在几套地化特征完全不同的原油,油源分析认为其侏罗系西山窑组原油主要来自二叠系烃源岩、三工河组下部原油主要来自侏罗系烃源岩,而上部油砂的抽提物则具有上下2套原油的混合特征。侏罗系和二叠系是准噶尔盆地昌吉凹陷最主要的烃源岩,下二叠系烃源岩的主要生烃期在二叠纪末至侏罗纪早期,中二叠统烃源岩主要生烃期在三叠纪末期至早白垩纪,而侏罗系烃源岩的主要生烃期在第三纪以后。根据分析昌吉凹陷的构造演化后认为,西山窑组中的降解原油为侏罗纪末抬升剥蚀前形成的油藏,其正常原油油藏则在白垩系沉积后形成,而三工河组侏罗系原油则相对更晚形成。      

准噶尔盆地南缘前陆冲断带油气成藏组合及控制因素

探讨了准噶尔盆地南缘前陆冲断带的油气成藏组合后认为,该带烃源岩和储层发育,盖层封盖性能较好,并且具备形成异常压力封存箱的条件。根据成藏组合要素和发育匹配关系,将该带的成藏组合分为以侏罗系和二叠系烃源岩生、三叠系和侏罗系储的下部自生自储型,以及以侏罗系和第三系烃源岩生、白垩系和第三系储的上部下生上储型两大类,进而细分为二叠系—侏罗系深部组合、侏罗系中部组合和第三系上部组合3个亚类。通过对生储盖层演化历史分析,认为成藏组合发育的主要控制因素是烃源岩的发育程度、断裂构造、盖层和异常压力封闭,明确了准噶尔盆地南缘前陆冲断带上部下生上储成藏组合是最为有利的勘探组合。      

准噶尔盆地南缘油气生成与分布规律——烃源岩地球化学特征与生烃史

准噶尔盆地南缘发育二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系和古近系5套可能的烃源岩,并在很多构造圈闭发现了不同物理化学性质的油气。长期以来对该地区有效烃源岩及所发现油气的来源存在很大争议。通过对南缘地区24条地面剖面及28口探井烃源岩岩心系统采样分析研究认为,不仅二叠系与侏罗系是南缘地区重要的烃源岩,三叠系是可能的烃源岩,白垩系与古近系也是非常重要的烃源岩。二叠系烃源岩有机质丰度很高、类型好,以I、II型有机质为主;三叠系与侏罗系烃源岩有机质丰度变化大,且类型较差,以II、III型有机质为主;白垩系和古近系烃源岩有机质丰度中等,但有机质类型好,以I、II型有机质为主。5套烃源岩目前成熟度差异较大,二叠系、三叠系、侏罗系烃源岩处于低成熟-高、过成熟阶段,白垩系烃源岩处于未成熟-高成熟阶段,古近系烃源岩处于未成熟-成熟演化阶段。5套烃源岩大量生烃时期明显不同:中二叠统烃源岩主要在晚侏罗世-古近纪,侏罗系在晚白垩世-新近纪;白垩系从始新世延续现今,在上新世初达到生油高峰;古近系中新世末期进入生油门限开始生油,目前仍未达生油高峰。白垩系在南缘中部地区为有效生烃源岩,古近系在南缘西部地区是有效的生油源岩。     

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。     

塔里木盆地东北缘孔雀河地区烃源岩演化特征及成藏条件研究

对孔雀河地区3套烃源岩地球化学、热演化参数统计分析表明：寒武系-奥陶系烃源岩分布广、有机质丰度高，演化程度为过成熟；石炭系-三叠系烃源岩主要分布在草湖凹陷，有机质丰度低，热演化程度为中-晚期；侏罗系烃源岩全区分布，有机质丰度高，除英吉苏凹陷部分区域进入生油门限，其它大部分区域热演化程度为未熟-低熟，生排烃量有限。通过对全区13口井单井盆地模拟研究，总结了孔雀河地区3套烃源的3种埋藏热演化模式，即持续深埋型、二次深埋型和早期深埋、晚期浅埋型，和2种生排烃模式，即多段式、单段式。通过生排烃模拟表明，本区生排烃量主要以寒武系-奥陶系烃源岩的生排烃量为主，其它2套烃源岩生烃区域局限且生烃量有限。指出孔雀河地区成藏组合研究应围绕寒武系-奥陶系这套主力生烃源岩生排烃史进行，其具有自生自储、下生上储2种成藏组合模式。综合研究认为寻找寒武系-奥陶系烃源岩主要生排烃期形成的古油藏、分析不同期次构造运动对古油藏破坏程度和研究不同期次断裂系统对油气的疏导、调整作用和对油气分布规律的控制是进一步深化该区勘探的关键。     

东海盆地台北坳陷白垩系烃源岩成熟度及生烃期次研究

东海盆地是中国海上油气重点勘探区域之一,对其早期研究的重点是第三系烃源岩,但对前第三系烃源岩的研究较少。根据盆地热史恢复结果对前第三系地层（白垩系烃源岩）的生烃状况及成熟度进行了研究,结果表明：白垩系烃源岩在古新世末经历了高的古热流（平均为83.4 mW/m2）,这就决定了白垩系烃源岩成熟度在古新世前后变化有明显的不同,古新世前白垩系烃源岩成熟状态变化快、变化幅度大、成熟度高,古新世后的变化则相对缓慢;白垩系烃源岩的生烃期次主要出现在白垩纪晚期和古新世末,但受后期沉积过程影响,在始新世温州组沉积期和中新世以来也出现有生烃过程。     

扎格罗斯盆地新生界Asmari-Gachsaran成藏组合地质特征及成藏模式

Asmari-Gachsran成藏组合是扎格罗斯盆地重要的成藏组合。通过对该成藏组合古地理演化、烃源岩、储层、盖层、成藏过程和模式的分析认为,新近纪至第四纪的扎格罗斯褶皱作用使白垩系Kazhdumi组烃源岩埋深加大,大面积进入生烃高峰;同时,构造作用形成了贯穿新生界Asmari组灰岩、Pebdeh组泥岩和白垩系Sarvark组灰岩的开放性裂缝网络,构成油气自烃源岩向储层运移的垂向通道。在大部分地区,Asmari组成藏组合内的油气都是Kazhdumi组烃源岩直接一次充注,而不属于由Sarvark组圈闭中纵向调整而来的次生油气藏。由于裂缝的沟通,Asmari组合Sarvark组储层具有统一的油水界面,在浮力的作用下,浅部的Asmari组储层要比深部的Sarvark组储层更早地充注油气,油气充满度也更高。优质烃源岩、沟通烃源岩与储层的大量开放性垂直裂缝、厚度大的蒸发岩盖层及烃源岩生烃期与构造和裂缝形成期的良好配合是油气富集的主控因素。     

普—奥—马盆地石油地质特征及勘探潜力

普-奥-马盆地是南美洲西北部安第斯山前的前陆盆地,经历了克拉通边缘-裂谷和前陆盆地三期构造演化,具有南北分区、东西分带的特征。盆地发育白垩系主要烃源岩和三叠-侏罗系次要烃源岩,四套主要储层和二套次要储层,以及五套区域性盖层,已发现油气藏圈闭以白垩纪末期形成的构造圈闭为主。圈闭形成与储盖组合和生排烃配置关系良好,构成近距离垂向成藏和长距离侧向成藏两种成藏模式。断层、良好的砂体输导层及有效的圈闭是盆地油气成藏的主控因素。并以纵向上四套主要储盖组合为单元,进行了盆地有利区带预测。     

中国中西部燕山期构造特征及其油气地质意义

中国中西部地区燕山期构造运动具有普遍性,首先表现在白垩系与侏罗系呈不整合接触,甚至第三系直接与侏罗系呈不整合接触;其次,中西部地区各盆地均具有燕山期的古构造;再次,晚侏罗世到早白垩世,拉萨地体和羌塘地体沿班公湖-怒江缝合带发生碰撞挤压,地壳抬升,在羌塘盆地和拉萨地块沉积了一套红色磨拉石建造,白垩系与侏罗系形成明显的角度不整合。燕山期构造运动的特征为:区域性构造抬升,盆地沉积范围收缩,构造变形相对较为微弱;在造山带前缘普遍发育大套的砂砾岩粗粒沉积;以及造山带内部局部地区的岩浆活动。燕山期构造运动对油气成藏的意义主要是①加速烃源岩热演化作用,致使中、西部地区发育的晚古生界和上三叠统-早中侏罗统两套主要的煤系烃源岩,分别在燕山晚期进入生、排烃高峰期,或开始生烃;②燕山期古构造与烃源岩生、排烃适时配置,有利于油气早期聚集成藏;③经喜山期构造运动对油气重新调整后,在邻近燕山期古油(气)藏的新圈闭中利于重新聚集成藏,形成次生油气藏;④燕山期的构造抬升,以低水位体系域沉积的粗粒碎屑物质形成良好的储集砂体,有利于油气聚集成藏。     

MODELLING HYDROCARBON GENERATION IN THE PALAEOZOIC AND MESOZOIC SUCCESSIONS IN SE POLAND AND WEST UKRAINE

The Lower Palaeozoic succession in SE Poland and West Ukraine has source rock potential, particularly the Ordovician and Silurian which contain oil‐prone Type II kerogen. The thermal maturity of these units ranges from early to late‐phase oil window (locally up to gas window). Within the Mesozoic succession, source rock potential is highest in the Middle Jurassic which has TOC of up to 26 wt% and a genetic potential of up to 39 mg/g of rock, with organic matter dominated by gas‐prone Type III kerogen. In SE Poland, the organic matter in this unit is generally immature, whereas maturities in West Ukraine are sufficient for hydrocarbon generation to occur. Modelling of hydrocarbon generation suggested that petroleum in Lower Palaeozoic source rocks began to be generated in the Early Carboniferous. Peak generation took place from the late Visean to the early Namurian, and terminated either as a result of source rock depletion or Variscian inversion. Expelled hydrocarbons migrated during post‐Carboniferous and Mesozoic uplift. Middle Jurassic source rocks in SE Poland have only reached the early oil window. Higher thermal maturities in the Ukraine resulted in hydrocarbon generation and expulsion. This took place after Miocene burial and maturation. A number of small hydrocarbon accumulations occur in Mesozoic reservoirs in SE Poland / West Ukraine, and hydrocarbons have migrated from Cambrian and Ordovician source rocks. However, the prospectivity of the study area is reduced as a result of phases of uplift and intense erosion which allowed hydrocarbons to escape from structural traps.     

PETROLEUM GEOLOGY OF THE NOGAL BASIN AND SURROUNDING AREA,NORTHERN SOMALIA,PART 2: HYDROCARBON POTENTIAL

Seismic reflection profiles and well data show that the Nogal Basin, northern Somalia, has a structure and stratigraphy suitable for the generation and trapping of hydrocarbons. However, the data suggest that the Upper Jurassic Bihendula Group, which is the main source rock elsewhere in northern Somalia, is largely absent from the basin or is present only in the western part. The high geothermal gradient (～35–49 °C/km) and rapid increase of vitrinite reflectance with depth in the Upper Cretaceous succession indicate that the Gumburo Formation shales may locally have reached oil window maturity close to plutonic bodies. The Gumburo and Jesomma Formations include high quality reservoir sandstones and are sealed by transgressive mudstones and carbonates. ID petroleum systems modelling was performed at wells Nogal‐1 and Kalis‐1, with 2D modelling along seismic lines CS‐155 and CS‐229 which pass through the wells. Two source rock models (Bihendula and lower Gumburo) were considered at the Nogal‐1 well because the well did not penetrate the sequences below the Gumburo Formation. The two models generated significant hydrocarbon accumulations in tilted fault blocks within the Adigrat and Gumburo Formations. However, the model along the Kalis‐1 well generated only negligible volumes of hydrocarbons, implying that the hydrocarbon potential is higher in the western part of the Nogal Basin than in the east. Potential traps in the basin are rotated fault blocks and roll‐over anticlines which were mainly developed during Oligocene–Miocene rifting. The main exploration risks in the basin are the lack of the Upper Jurassic source and reservoirs rocks, and the uncertain maturity of the Upper Cretaceous Gumburo and Jesomma shales. In addition, Oligocene‐Miocene rift‐related deformation has resulted in trap breaching and the reactivation of Late Cretaceous faults.     

中国西部燕山运动及其对油气成藏的控制

中国西部地区的燕山中期构造运动是一次重塑西部构造格局的构造运动。侏罗纪末期,隶属新特提斯洋的雅鲁藏布江大洋岩石圈向北俯冲,班公湖-怒江洋发生闭合,拉萨地块与羌塘地块碰撞拼合,北部的鄂霍茨克海此时也发生了闭合。区域性的远程构造挤压作用使中国西部古老缝合线及大型古老断裂复活,造山带快速隆升。在西部各盆地内则表现为部位各异、程度不同的白垩系与侏罗系之间的角度不整合,在盆地的边缘以及断裂发育部位形成新的构造,同时进一步改造已有的各类构造样式。从白垩纪(各地区时间稍有差异)开始,西部的盆一山格局进入了一个新的发展阶段。燕山期构造运动对油气藏形成、调整具有重要的意义:首先,对下伏多套源岩的成熟具有双重作用,在山前坳陷相对连续、快速的沉降区会加速成熟,而在多期隆升和低速沉降地区会延缓成熟,为喜马拉雅期油气藏的高效率形成提供了保障;其次,变形、隆升、风化、剥蚀及淋滤作用对不整合之下的多套储层的储集性能具有明显的改善,不整合之上的白垩系下部沉积了分布广泛的优质砂砾岩储层;第三,形成了大量的构造、岩性、地层不整合等多类型圈闭,加之古隆起和断裂带的背景,为多类型、多层系油气藏形成与富集奠定了基础。     

胜北构造带致密气成藏机理及富集规律

胜北构造带致密油气资源潜力大,含油气层系多,已在中侏罗统及白垩系等多个层系获得工业油气流,已发现的油气藏储层致密。针对油气成藏过程中油气充注机理研究程度低的问题,运用储层流体包裹体显微测试技术,结合地层埋藏史、热演化史和烃源岩成熟史模拟结果,分析油气充注时间和成藏期次,开展成藏机理及富集规律研究。结果表明,胜北构造带主要有2期油气成藏期,分别为晚侏罗世—早白垩世和新近纪—第四纪;水西沟群烃源岩有早晚2次生排烃,分别在晚侏罗世—早白垩世和新近纪,七克台组湖相泥岩生排烃期以新近纪为主;油气成藏受油源断裂、砂体连通性和断层封闭性控制。胜北洼陷东北区烃源岩发育,地层超压,深大断裂发育,不同层位砂岩储层叠置展布,是油气勘探有利区域。研究成果对吐哈盆地胜北洼陷中侏罗统致密气勘探具有指导意义。     

潜江凹陷王场油田油气成藏规律

通过对潜江凹陷王场油田潜江组油藏的生烃潜力、沉积体系、储集条件、构造条件、温压条件、油气 分布规律、油气生排烃史以及油气运聚史的研究,对油气成藏规律进行了深入探讨,认为研究区潜江组具 有较好的成藏条件,其成藏主要受烃源岩展布、优质砂体、断层及背斜构造等因素的控制,在此基础上建 立了王场油田油气成藏模式：源内-混源-垂向-侧向多期运聚成藏。王场油田潜江组油藏紧邻生烃洼陷, 油气主要分布于王场背斜,油气主成藏期与断层活动期相匹配,油气主要通过断层和砂体进行阶梯式运 移,其中断层的侧向封堵性决定了油气的运移方式及成藏方向。     

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     

准噶尔盆地西北缘不整合储层流体包裹体特征与油气成藏期次

准噶尔盆地西北缘存在着众多的地层油气藏,目前对于其油气成藏期次及成藏时间的认识尚存在争议。为此,采集了该区26口钻井的58块流体包裹体样品,利用流体包裹体显微测温技术,结合埋藏史及热演化史分析成果,研究了上述流体包裹体的显微特征和均一温度特征,确定了该区地层油气藏的油气成藏期次,进一步结合该区烃源岩生排烃史和构造发育史,恢复了地层油气藏的成藏过程。结论认为:①晚二叠世-早三叠世,二叠系佳木河组烃源岩生成的成熟油气进入石炭系火山岩储层和二叠系佳木河组、风城组、夏子街组等碎屑岩不整合储层中聚集成藏;②晓三叠世-早侏罗世,二叠系风城组烃源岩生成的成熟油气进入二叠系内部以及三叠系底部不整合砂砾岩储层中聚集,以形成中深部油藏为主;③晚侏罗世-早白垩世,二叠系佳木河组烃源岩生成的天然气和二叠系下乌尔禾组烃源岩生成的成熟油气进入三叠系底部、侏罗系底部、白垩系底部等碎屑岩不整合储层中聚集,以形成中浅部油/气藏和稠油油藏为主。     

海拉尔盆地贝尔凹陷潜山油气成藏特征

通过对海拉尔盆地贝尔凹陷上侏罗统布达特群潜山源岩、盖层和内部断裂系统等成藏地质因素的动态和静态研究认为,生油盖层、断层和裂缝、生烃凹陷、源岩断裂是该潜山油气成藏的四大主控因素：有效的区域性封盖层大面积呈中等级别的封盖,其主要分布在贝尔凹陷的中部和南部的二级构造带上;大量继承性的源岩断裂和裂缝与烃源岩的生排油时期在时间上匹配良好,并具有多期次的开启和闭合周期,在很大程度上决定了油气成藏的储集性能,并成为了油气成藏的主要运移路径和储集空间;生烃凹陷的位置则控制着油气藏的空间分布,其空间分布又决定了布达特群古潜山“新生古储、多源一储”的成藏模式。结论指出：盖层封盖条件较好的、油源附近的继承性源岩断裂区域应是下一步油气勘探的有利地区。