渤海湾盆地成盆前后重大地质事件与浅层油气富集

渤海湾盆地是在下扬子板块与华北板块碰撞边缘侵蚀基底上发育起来的裂谷盆地。郯庐断裂在两板块碰撞事件中起了主控作用。渤海湾盆地经历了断陷和拗陷两个发育阶段,其间接受了巨厚的第三纪沉积。郯庐断裂的持续活动,对盆地的后期改造起了重要作用,主要表现为在盆地浅层产生了众多新断层和形成了诸多构造圈闭,它们与邻近的渤中富生烃凹陷匹配,为浅层油气富集成藏创造了极为有利的条件,展现出该区浅层油气勘探具有良好的前景。     

渤海湾盆地主要凹陷油气富集规律对比研究

渤海湾盆地众多生烃凹陷具有裂谷盆地发育演化的共同特征,但各个凹陷又有其独特的构造、沉积特征,从而造成不同凹陷油气富集程度差别极大。通过对渤海湾盆地主要凹陷油气富集差异性、构造及沉积特征的对比研究,认为生烃条件、凹陷的结构特征和断层组合模式、储层与圈闭的最佳组合三大主控因素决定了凹陷油气富集的程度,特别是凹陷的结构特征和断层组合模式对富油凹陷的形成具有至关重要的作用;据此将渤海湾盆地凹陷油气聚集分为"多生多聚型"、"多生少聚型"、"少生多聚型"、"少生少聚型"等4种类型。     

渤海湾盆地古近系油气富集差异性及主控因素

含油气盆地不同地区油气分布层系及富集程度存在较大差异,以统计资料及前人成果为基础,探讨了渤海湾盆地不同凹陷古近系油气富集的差异性及主控因素。研究表明,渤海湾盆地含油气凹陷油气富集类型可归为三类:前古近系型、古近系型和新近系型,以古近系富集型凹陷为主。古近系油气具有"东富西贫"、"不同层系分区性明显"等分布特点,平面上油气集中分布于盆地东部地区富油凹陷,纵向上以烃源岩层系及邻近的沙河街组三段、二段最为富集,向上、向下层段依次减少。多种因素控制了不同凹陷古近系油气差异性富集:凹陷生烃条件从根本上控制了不同凹陷的油气富集差异,盆地东、西部地温场及烃源岩演化的差异是造成"东富西贫"油气分布格局的重要因素,不同烃源岩层系生烃差异性和主力生烃层系、生储盖组合和断层输导作用控制了油气纵向富集层系。     

复杂断块地区油气富集规律探讨

对于中国东部广泛发育的复杂断块油气田，从断裂与断层的研究入手，结合渤海湾盆地的东营凹陷，探讨复杂断块油气藏的油气富集规律。重点论述了断层封闭性、断裂活动特征、构造样式及其导致的油气富集模式，并结合复杂断块油气藏的运移、聚集等成藏控制因素，揭示此类油田油气成藏规律和油气分布特点。     

渤海湾盆地滩海地区油气富集规律与油气勘探

经过多年的勘探实践,渤海湾盆地滩海地区虽然目前的勘探程度仍很低,但在认识和实践两方面却均有较大的突破。依据盆地自第三纪古新世以来,沉积和沉降中心由陆地周缘向海域中心的逐步迁移特征,并从含油气体系的角度,结合已知含油气区带,探讨滩海地区所处的有利石油地质位置和含油气特征。滩海地区正处于Es₄—Es₃和Es₁—Ed两大套生烃岩系的叠置复合区。同时具备陆上的Es₃和Es₁以及海上的Ng和Nm等多套区域盖层。两大套烃源岩供油期长(Ed—Q),形成Ar至Nm多套含油气层系。油气非常富集。     

渤海湾盆地东营—惠民凹陷油气成藏模式和油气富集控制因素

东营凹陷和惠民凹陷作为济阳坳陷南部两个相邻的、构造格局相似的陆相箕状断陷,其石油地质特征有相似之处,但油气富集程度有明显差异。控制油气富集的主要因素有油源条件、构造特征、火山活动以及生储盖组合与构造的配置等。生储盖组合与构造特征的配置,是造成不同构造部位主要储油气层位和油气藏类型差异性的直接原因。结合油源特征、生储盖组合和输导系统特征,东营、惠民凹陷的油气成藏模式可归为5种类型:洼陷带自生自储-侧向运移成藏模式、洼陷区上生下储-垂向运移成藏模式、中央隆起带和北部陡坡带下生上储-垂向运移成藏模式、南部斜坡带下生上储-复合运移成藏模式和周边凸起区新生古储-复合成藏模式。     

渤海湾盆地油气富集带的形成与分布

渤海湾盆地含油气系统资源丰度大于40×10~4t/km~2、存在源自盆外隆起的大型砂体和良好的聚油构造背景是油气富集带形成的三个基本条件。已发现的油气富集带可分为凹陷中央凸起油气富集带、凹陷之间基岩凸起油气富集带、凹陷中央挤压背斜油气富集带、鼻状构造油气富集带,逆牵引背斜油气富集带五种类型。不同类型油气富集的分布受凹陷构造演化历史和结构特点的差异控制。     

渤海湾盆地复杂断块的多期成藏

复杂断块多期成藏是渤海湾盆地石油地质的一大特点,不同烃源岩与不同的地质构造发育阶段匹配,形成多期成烃,多次充性,导致多期成藏,渤海湾盆地复杂断块的油藏可分为三个成藏期,沙四段－孔店组,沙三段－沙二段原生油藏为早期成藏,沙一段－东营组为中期成藏,而晚第三纪末期后形成的油气藏则为晚期成藏,包括原生与次生的油气藏二种类型,复杂断块油藏蕴育在各种局部构造之中,同沉积构造背景是断块聚集油气的基础,断块是气富集的单元,构造断裂活动是断块多次成藏驱动力,成藏后的构造断层裂活动是油气进行块间平衡,垂向散聚的关键。     

台北凹陷第三系膏盐岩对油气运聚的意义

吐哈盆地台北凹陷西部雁木西—神泉地区自始新统至渐中新统桃树园组沉积期发育了近千米厚的膏盐岩,主要成分是硬石膏。分析膏盐岩的沉积特征,结合成藏条件综合分析,可知膏盐岩对浅层油气的运移、聚集和保存起着至关重要的作用:膏盐层具有极强的物性封闭能力;由石膏向硬石膏转化过程中脱水导致欠压实泥岩的形成;膏盐层与欠压实泥岩共同控制着凹陷西部浅层油气的运移、聚集和保存。胜南及雁木西油田周边膏盐层十分发育,是浅层继续滚动勘探的有利地区。图2表1参5(梁大新摘)     

箕状断陷缓坡带油气富集的主要地质因素

箕状断陷缓坡带勘探面积大,长期继承性发育,紧邻洼陷带生油中心,具有优越的成藏条件.缓坡带油气的富集取决于多个地质因素:缓坡带烃源岩的分布增加了高倾角缓坡带油气的丰度,直接决定着低倾角缓坡带油气的分布;地层倾角控制缓坡带油气横向运移距离和油气分布范围;鼻状构造带是缓坡带油气区域运移的指向;缓坡带内侧同生断层的断距控制油气...     

东营凹陷中央断裂背斜带油气运移聚集特征

以渤海湾盆地最大的复式油气聚集带──东营凹陷中央断裂背斜构造带为例,分析凹中隆型复式油气聚集带的油气运移聚集特征和成藏模式,探讨该构造带中断层对油气运移聚集的多方面影响。根据油气来源、运移特点和流体压力状况,将该带油气藏的形成归纳为下部自源原生型、中部它源原生型、上部它源次生型３种成藏模式。研究区具有早第三纪末和晚第三纪馆陶组沉积末─明化镇组中期这两个主要成藏期,以晚期成藏为主。油气沿断裂间歇式运移,并沿断层形成多套叠瓦式油藏组合。断裂的纵向发育层位与油气的赋存层系有密切关系。     

永8地区断层控油作用研究

永 8断块属高勘探风险区块 ,1998年以来油气勘探取得了重大突破 ,但油气的分布规律尚有许多模糊不清之处。运用断层封闭性理论 ,从断层的力学机制和断层两侧的岩性配置关系两个方面剖析了永 8地区相互正交的两组断裂系统的封闭性。尽管两组断裂系统的封闭机制截然不同 ,但均具有良好的封闭性 ,永10 6断块和永 8主断块油气贫富的差异取决于南界东西向断层能否有效地疏导油气 ,永 10 6块的下倾方向油气疏导层被断层错开而无法沟通油气 ,成为贫油断块 ;永 8主断块的下倾方向油气运移通道畅通 ,油气富集。图 2表 1参 3(孔凡群摘 )     

南堡凹陷油气运移特征及成藏动力学系统划分

详细分析南堡凹陷油气运聚特征 ,划分出下第三系的成藏动力学系统。研究区油气初次运移的排烃门限较深 ,处于成油门限之下的第一个高异常孔隙流体压力值骤减的深度即为本区油气大量初次运移的主排烃门限。对于二次运移 ,油源和正向构造带展布控制了油气侧向运移的区域指向 ;断裂活动和生储盖组合控制了油气的垂向运移和纵向分布 ;供油断层的活动性与烃源层主排烃期的配合 ,是控制油气在各正向构造带富集程度的重要因素。根据孔隙流体压力分布和油气运移聚集特征 ,该区纵向上可划分出 3个成藏动力学系统 :下部自源高压原生封闭—半封闭成藏动力学系统、中部自源—它源高压—常压半封闭—封闭成藏动力学系统、上部它源常压次生开放型成藏动力学系统。     

准噶尔盆地石南油气田成藏史分析

石南油气田位于准噶尔盆地腹部陆西地区的基东鼻凸,中、下侏罗统上、下含油而中部含气。上部原油主要储集在头屯河组的中孔、中渗砂层组,为构造岩性型油藏;中部天然气主要储集在三工河组的低孔、低渗砂层组,为岩性型气藏;下部原油主要储集在三工河组的中孔、中渗砂层组,为构造型油藏。以往认为该油气田的油藏为次生油藏,但其油气未经历任何次生蚀变作用。其原油具有较典型的腐泥型母质成因特征,热演化程度较低;其天然气为腐殖型,热演化程度较高。对石南油气田成藏史的认识为：盆１井西凹陷下二叠统烃源岩主要为腐泥型,在早白垩世晚期大量生、排液态烃,该地区白垩系区域盖层沉积后,液态烃沿侏罗纪发育的张性断裂运移,进入头屯河组和三工河组储集物性较好砂层组中的圈闭聚集,形成原生油藏;该凹陷上二叠统乌尔禾组烃源岩为腐殖型,在第三纪晚期大量生成气态烃,仍沿张性断裂运移,大部分聚集于储集物性较差的三工河组砂层中的“空”圈闭,形成原生气藏。图６表２参５（梁大新摘）     

东濮凹陷复杂断块群成藏主控因素及成藏模式

东濮凹陷油气藏类型主要为复杂断决群油气藏.其形成原因主要有:多变的动力环境,频繁的构造转换,多方向、多期次断裂间的相互交切,多种变形介质等.在断块群成因机制研究基础上,将东濮凹陷断块群划分为8种类型.通过对不同类型断块群油气藏的解剖,总结出复杂断块群油气藏成藏的主控因素为:断层封堵性、输导体系及油气藏成藏期.建立了8种...     

高北地区油气成藏规律研究

在对高北地区油藏地质特征精细研究的基础上，从油气运移、生储盖组合、油藏类型和油气控制因素等方面入手对该区的成藏规律进行了综合分析研究，认为高北地区的油气分布受控于含油砂体，含油砂体的油气分布又受控于烃源岩分布，高部位局部圈闭与有利沉积相带的有机配置才能使油气富集成藏，最终形成具有工业油流的含油区块。     

琼东南盆地深水区天然气水合物成藏主控因素及模式

通过综合解释琼东南盆地深水区的最新钻井、测井和地震资料,结合盆地数值模拟分析,对研究区天然气水合物成藏的主控因素开展了研究,建立了琼东南盆地深水区天然气水合物的成藏模式。结果表明,气源岩、输导体系、稳定域、块体搬运沉积体系（MTDs）以及储集层的岩性差异是控制天然气水合物形成和富集的重要因素。琼东南盆地古近系烃源岩和浅层有机质可提供充足的气源,由底辟构造、气烟囱以及断层共同组合形成的网络输导体系控制了烃类气体的运移、聚集和天然气水合物的形成,粗粒沉积物和稳定域内的MTDs可为天然气水合物的富集和成藏创造有利储层条件和盖层条件。综合分析认为,气源通道和MTDs是控制高含气饱和度天然气水合物矿藏形成的最为关键的因素;深部构造和MTDs较为发育且靠近生烃凹陷的区域是高含气饱和度天然气水合物聚集的有利地区。     

中国大中型气田分布的地质特征及主控因素

研究大中型气田形成的地质条件和主控因素，对于天然气工业的发展有重要意义。中国目前只有西藏及福建、浙江、湖南等少数省、自治区没有工业性气田，除志留系、泥盆系外，从前震旦系到第四系都有天然气田（藏），但是只在西部、中部、东部及近海4个含气区的11个盆地有储量大于100亿m^3的大中型气田（统计不包括南海南部海域及台湾省），主力气层分布也有明显地域性，与富气凹陷及烃源岩时代、盆地发展历史密切相关。结合中国地质条件及盆地（地区）具体的地质条件，总结了中国形成大中型气田的10条主控因素。由于天然气易于运移散失、难以保存，中国又是新近纪以来构造运动比较活跃的地区，因此，充足的气源、生气强度较高的富气凹陷以及大区域良好的封闭保存条件，是所有盆地形成大中型气田的必备要素，也是诸多地质因素中最为重要的因素，研究晚期、超晚期天然气成藏、定型，对中国天然气成藏及评价天然气前景有重要意义。图5表3参25