东海陆架盆地西湖凹陷油气成藏动力学

采用静态描述与动态模拟相结合的方法，对西湖凹陷的流体动力场、生排烃史、油气运聚及成藏机制等油气成藏动力学特征进行了系统研究。研究表明，西湖凹陷不同构造单元具有各异的地下地温场和压力场特征；始新统平湖组具有厚度大、分布广、有机质丰度高、热成熟度高和生排烃强度大等特点，是凹陷内最重要的烃源岩层系；西湖凹陷曾发生2期重要的油气充注过程，其中第一期主要充注液态烃，第二期主要充注气态烃，渗透性砂岩层、断层及不整合面组成了凹陷内纵横向相互连通、有利于油气运聚的流体输导系统；西湖凹陷的油气成藏具有多期成藏、垂向运聚、近源成藏等特点，油气富集受多种因素的联合控制     

北部湾盆地海中凹陷流体动力场特征及油气成藏意义

海中凹陷位于北部湾盆地北部坳陷南部,油气成藏条件优越,具有良好的勘探前景。此文以油气成藏动力学理论为指导,采用盆地数值模拟与油气地质综合分析相结合的研究方法,分析了海中凹陷温度场、压力场、势能场及应力场等流体动力场特征,剖析了流体动力场与油气成藏的关系,为油气成藏动力学深入研究奠定了基础。结果表明,海中凹陷具有较高的今、古地温场,埋藏较深的洼槽带流沙港组中深湖相泥岩段存在异常超压,其形成及演化具有良好的继承性;洼槽带为高势能区,成熟烃源岩生成的油气在势能差的驱动下向斜坡区等相对低势区运移、汇聚及成藏;古近纪时期,张性正断层发育,有利于油气的垂向运移,晚中新世挤压反转作用强烈,有利于油气的保存。     

惠州凹陷流体动力场研究方法及应用

惠州凹陷深层非常规致密油气藏分布规律不清、顶底界限不明，严重影响勘探开发进程，针对该问题，以测井、试油、高压压汞等资料为基础，综合采用储层物性统计分析和实例剖析法确定研究区浮力成藏下限，采用最小流动孔喉半径法和储层内外势差法确定油气成藏底限，对惠州凹陷自由流体动力场和局限流体动力场进行划分，明确非常规油气藏分布界限。研究结果表明：惠州凹陷浮力成藏下限为3 500～4 000 m,对应孔隙度为8.50%,渗透率为1.00 mD;油气成藏底限临界孔喉半径为0.032 5μm,临界孔隙度为1.72%～2.00%,对应的深度底限为6 000～6 500 m。研究结果为惠州凹陷开拓新的油气勘探领域，寻找新的油气勘探目标和接替资源指明了方向。     

东濮凹陷成藏动力学系统划分及其意义

根据高精度层序地层高频沉积旋回、泥岩欠压实、有机地球化学特征.结合封闭条件和盐湖盆地地层发育盖异性特征,东濮凹陷古近系—第四系地层自上而下可划分为5个成藏动力学系统,即顶部它源常压开放成藏动力学系统、上部混源常压开放成藏动力学系统、中部混合源弱超压半封闭成藏动力学系统、下部自源超压半封闭成藏动力学系统、底部自源超压封闭成藏动力学系统,其中、下部成藏动力学系统是东濮凹陷最重要的油气系统。这种成藏动力学系统划分对深化东濮凹陷油气勘探、寻找隐蔽性油气藏具有重要意义。     

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。     

东濮凹陷下第三系成藏动力学系统分析

为加强对油气勘探工作的指导，运用成藏动力学系统的理论和方法对东濮凹陷的油气成藏规律进行了研究，分析了形成东濮凹陷成藏动力学系统的构造沉积背景，将东濮凹陷划分为2个大的构造沉积旋回和5个演化阶段，在构造沉积研究的基础上，通过地层压力系统的研究结合油源及成藏动力学系统的封闭程度，将东濮凹陷下第三系划分为3个一级成藏动力学系统，下部自源－它源超高压半封闭系统，中部自源－它源高压半封闭系统，上部它源正常压力半封系统，并认为一级系统内部可以进一步划分出若干个次级子系统，分析了东濮凹陷成藏动力学系统的联络体系，认为东濮凹陷成藏动力学系统的联络体系主要是断层，不整合和岩性岩相变化带，指出了东濮凹陷成藏动力学系统的3种成藏模式及特征。     

冀中富油凹陷弱构造带油气成藏主控因素及模式

冀中富油凹陷弱构造带是指文安斜坡带和蠡县斜坡带,其勘探程度较低,但具良好的资源潜力和勘探前景。通过对成藏地质要素的综合分析,结合物理模拟实验,阐明弱构造带油气成藏主控因素,揭示油气成藏规律,建立油气成藏模式,为深入开展弱构造带的油气勘探提供理论指导。研究结果表明,冀中富油凹陷弱构造带的油气成藏主要受烃源岩、输导体系和鼻状构造的控制,烃源岩控制了油气分布的范围和富集程度,输导体系控制了油气分布的层位和油气藏类型,鼻状构造则控制了油气运移的方向。根据烃源岩与输导体系的配置关系,弱构造带主要存在两种油气成藏模式：一种是宽缓斜坡带远源-阶梯状油气成藏模式,油气在超压和浮力的共同驱动下,以砂体的侧向输导为主,配以断层的垂向调节呈阶梯状运移,具有多层系、远距离成藏特征;另一种是平缓斜坡带近源“-Z”字型油气成藏模式,油气主要在浮力的驱动下,通过断层的垂向调节和砂体的侧向输导呈“Z”字型运移,具有多层系、近距离成藏特征。     

柴北缘地区油气成藏模式与成藏规律

从柴北缘中新生界沉积特征和构造改造特征出发,分析了中、下侏罗统不同含油气系统的油气成藏模式,在总结已发现成藏模式的基础上,提出了不同区域的有利成藏组合和发育层位。在对柴北缘成藏模式认识的基础上,从油气生成、运聚、成藏出发,总结了其油气成藏规律,指出了中、下侏罗统生烃凹陷的构造演化特征,认为残余有效生烃凹陷规模和所处的构造位置控制了构造带的油气富集,油气相态的横向分布受埋藏深度的控制明显,纵向分布受油气生烃期次控制。     

准东白家海-五彩湾地区成藏动力学系统

准噶尔盆地东部白家海－五彩湾地区具有多源、多期次成藏的特点。从地质构造背景出发，分析研究区油气成藏动力学系统形成的基本;地温场、压力场、流体势及流体化学性质综合分析，探讨了这些要素与生排烃、油气运移、聚集等之间的关系，从时间和空间上恢复油气成藏的地质过程。通过对研究区油气成藏静态要素和动态要素分析，提出白家海－五彩湾地区油气成藏流体动力学系统划分方案，将该系统划分为白家 海凸起它源开放型油气成藏动力学系统和五彩湾凹陷自源半封闭型成藏动力学系统。油气成藏动力学系统的划分为今后该区的勘探提供了新思路，在白家海凸起以寻找多向充注型油气藏为主，在五彩湾凹陷以寻找自生自储型油气藏为主。     

论油气成藏系统及其划分原则与地质意义

油气成藏系统与含油气系统是两个不同的概念，两者既有区别又有联系。研究认为，油气成藏系统是一个相对独立的油气运移、聚集地质单元，包括同一运聚系统内相关的有效烃源岩、输导体系和油气藏以及油气藏形成所需要的一切地质要素和作用。油气成藏系统划分的依据是控制油气运移聚集的主要运载层成藏期古流体势的高势面和有效输导体系的展布特征等。成藏系统分析对高勘探区油气资源评价和成藏组合评价具有重要实用价值。油气成藏系统的研究应首先进行成藏系统的划分，再在纵向上分系统进行成藏组合的划分与评价。以东营凹陷博兴洼陷为例，将其划分为5个油气成藏系统，各油气成藏系统又分别划分出下、中、上三套不同的成藏组合；对各成藏系统、不同成藏组合的成藏特征进行了分析和总结，对各成藏系统的勘探潜力和勘探方向进行了评价和预测。     

乌尔逊凹陷南二段油气成藏与分布主控因素

受断陷盆地地质条件复杂性和认识水平的制约，使得人们至今对乌尔逊凹陷南二段油气成藏主控因素的认识尚不清楚，从而妨碍了对该凹陷油气勘探的深入进行。为此，在区域石油地质特征分析的基础上，通过平衡剖面技术、源岩排烃史模拟、自生伊利石K-Ar同位素测年技术、含氮化合物等地化指标的测试分析和油气运聚的三维模拟等方法，对乌尔逊凹陷南二段油气成藏机制进行了研究。结果发现，构造传递带、源盖时空匹配、断裂和油气运聚特征是乌尔逊凹陷南二段油气成藏的主控因素；盖源质量空间匹配、断源匹配、断层封闭性、源岩条件和油气运聚形式的不同则是造成该凹陷南北油气分布差异性的主要原因。     

黄河口凹陷渤中34-A构造成藏差异性及主控因素

为厘清本区油气成藏差异性的主控因素,基于钻井、三维地震及地质资料对渤中34-A含油气构造区域构造、储层展布特征及相互关系进行剖析,系统性分析了断裂组合样式、断裂活动性及断砂耦合对油气分布的控制作用。首先,断裂组合样式和活动性控制圈闭演化特征;其次,断裂系统活动性与油气成藏“时-空-源”耦合控制油气运聚;断-砂耦合控制油气差异分布;最后,该认识对黄河口凹陷斜坡带及同类构造油气成藏规律和勘探部署具有指导意义。     

东营凹陷压力系统与油气成藏

东营凹陷作为中国东部最为典型的陆相富油断陷盆地之一,油气成藏具有油藏类型多样性、油气分布不均衡性、有序性、成藏环境差异性的特点。 研究表明,东营凹陷古近系普遍存在异常高压。 根据地层压力的纵横向分布特征将东营凹陷划分为深部超压系统、中部的过渡压力系统、浅部的常压系统。 通过不同压力系统下油藏特征差异性的分析,建立了不同压力系统下的油气成藏模式,明确了压力结构的差异性决定油藏类型和分布的有序性。     

北部湾盆地迈陈凹陷油气成藏期次、特征及模式

北部湾盆地迈陈凹陷在斜坡带、断裂带等不同区带分别发现油气藏，为查明不同区带油气藏的油气成藏期次与特征，利用流体包裹体分析技术在迈陈凹陷开展了储层流体包裹体特征描述和成藏期次、成藏过程的研究。研究表明，迈陈凹陷至少存在3期油气充注成藏，分别是早中新世下洋组沉积时期、中中新世角尾组沉积之后、中新世末灯楼角组沉积之后。三期油气成藏具有不同的成藏特点:I期成藏油气沿断裂呈"管流"运聚成藏，Ⅱ期成藏油气沿连通裂隙呈"网流"运聚成藏，Ⅲ期成藏油气沿有限连通孔隙"渗流"运聚成藏。结合实例建立了迈陈凹陷不同区带的成藏模式:斜坡带为侧向运移为主、垂向运移为辅的油气成藏模式，断裂-深凹带为垂向运移为主、侧向运移为辅的油气成藏模式。     

台北凹陷侏罗系油气运聚成藏历史分析

从影响吐哈盆地台台北凹陷油气运聚成藏的古流体动力的分布及其演化特征入手，阐述了流体动力背景下的排烃时期、排烃范围，二次运移方向和有利汇聚区分布，并对该凹陷的成藏历史进行了分析，台北凹陷中，下侏罗统煤系烃源岩的主排烃期分别为早白垩世和上新世至今，且在不同地区二者的发育程度各异，早白垩世中东部排烃率较高，而在上新世以后中西部排烃率较高，该地区流体势分布具一定继承性，分布于高势区之间和外围的相对低势区是油气二次运移的指向区，依据油气汇聚条件，将其划分为最有利，有利与较有利3类。根据生烃与排烃史，流体压力与流体势演化史的发育特点，台北凹陷内大体可划分出两个侏罗系油气成藏期，其一为早白垩世，其二为第四纪，第一成藏期的成藏活动主要发生于凹陷中东部，小草湖，丘东及其周围地区应是当时油气运移的指向及最有利的聚集地区；第二成藏期内活跃的成藏作用主要发生在中西部地区，东部的古油气藏将受到一定程度的改造与补充。图5参11（王震亮摘）。     

惠民凹陷大芦家断块东营组油气成藏控制因素研究

通过研究胜利油田惠民凹陷大芦家断块东营组构造与沉积特征、油气成藏条件和勘探开发情况，指出了该区油气成藏的控制因素，认为构造格架控制了油气区域运移和聚集方向，临邑大断层下降盘形成的逆牵引滚动背斜构造控制了油气的平面分布，三级断层控制了油气聚集，地层和断层的组合关系控制了油气富集部位。     

渤海湾盆地黄河口凹陷油气成藏模式

油气成藏模式的差异性决定了油气运移方式、油气分布规律。通过对黄河口凹陷沙河街组-明化镇组油气成藏组合的特点、分布层系及其主控因素的分析,结合不同构造带油气富集特征,建立了黄河口凹陷4种油气成藏模式:陡坡带"中转站式"成藏模式;中央隆起带"网毯式"成藏模式;缓坡带"复合式"成藏模式;凸起带"阶梯式"成藏模式。不同构造带油气成藏模式差异性决定了油气富集层位,为下一步油气勘探指明了方向。     

银额盆地查干凹陷油藏特征及油气成藏过程

查干凹陷是银额盆地最具勘探潜力的含油凹陷之一,凹陷多层系立体含油,在下白垩统巴音戈壁组、苏红图组、银根组均有油藏发现,已经发现的油藏集中分布在乌力吉构造带和中央构造带上。近源聚集是查干凹陷油气成藏的典型特征,油气来源于紧临构造带的2个烃源灶。在烃源岩生烃演化模拟和油气充注成藏期次研究的基础上,分析了油气成藏过程,确定查干凹陷油气成藏过程可划分为苏二期、银根期、新生代3个阶段。不同的油气成藏过程造成了查干凹陷各层原油物理性质、成熟度、生标特征等方面的显著差异。      

环渤中凹陷油气资源潜力与分布定量评价

渤中凹陷是渤海海域最大的富生烃凹陷,但对其油气资源潜力和分布规律认识不清,制约着油气的勘探进展.以油气成藏体系为评价单元,应用油气成藏门限理论,基于物质平衡原理对环渤中凹陷油气资源潜力和分布特征进行了定量评价.研究结果表明,环渤中凹陷上、下油气成藏组合各划分为6个成藏体系,环凹陷总可供聚集油量为60.265×108t,...     

东濮凹陷油气勘探前景

根据勘探开发信息资料，分析研究了东濮凹陷地质演化历史与盆地结构的特征，并结合找汪需要，相应地提出油气成藏系统归类方法的新概念。文章最后结合盆地沉积构造与石油地质条件，评估了东濮凹陷油气勘探探有前景从而提出了今后应以“深层油气为主，深浅分探”为原则的石油勘探建议，并从整体上指出出深，浅油气分布的有利区域，也是中原油区当今油气勘探的主要目标区。