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。     

东濮凹陷刘庄地区油气成藏条件浅析

刘庄地区位于东濮凹陷中央隆起带文留构造、桥口构造、孟居-梁占构造的结合部,钻探和地质研究分析认为,该地区油气资源丰富,具备良好的生储盖组合条件,圈闭成藏模式多样,分布有多种类型的油气藏,是东濮凹陷中央隆起带上探索油气资源的前景区.     

沅江凹陷古近纪层序地层、沉积相特征及演化

通过地震、测井和分析化验等资料，对洞庭湖盆地沅江凹陷古近系古新统桃源组及始新统沅江组、汉寿组及新河口组进行层序地层和沉积相研究，首先可将古近纪划分为2个Ⅲ级层序、5个体系域，桃源组和沅江组构成层序I，汉寿组和新河口组构成层序Ⅱ。层序Ⅰ沉积于盆地断-坳期，与下伏上白垩统分水坳组多为平行不整合接触，彼此间为典型的Ⅰ型层序界面，发育冲积扇、河流、扇三角洲、滨-浅湖和半深相沉积，湖泊沉积范围广，湖相暗色泥岩沉积是盆地主要烃源岩。层序Ⅱ形成于盆地坳陷期，发育冲积扇、扇三角洲、河流、三角洲和滨-浅湖相沉积，之后凹陷开始萎缩。烃源岩主要发育于层序Ⅰ中部的湖进体系域中上部和高水位体系域中下部位置，并且集中在层序Ⅰ高水位体系域晚期和低水位体系域底部。凹陷深洼区发育的扇三角洲及湖泊三角洲砂体储层，是油气的有利勘探地区。     

松南盆地十屋断陷油气成藏条件分析

东南隆起区油气成藏与松辽盆地中央坳陷区油气成藏区别明显，十屋断陷烃源岩为J3-K1断陷地层。在部分断层不能成为油气垂向运移通道的条件下，油气赋存在源岩层内以横向运移为主，形成原生油气藏。对于后期改造强烈的背斜圈闭，在有持续烃源供给的条件下，能够形成次生油气藏。     

东营凹陷古近系天然气成藏条件及其主控因素

东营凹陷古近系深层裂解气勘探呈现出良好的态势，但目前对其成藏条件及其主控因素认识不清，因而制约了该区深层天然气的进一步勘探。对研究区大量的地球化学生烃指标、天然气组成指标及地层压力指标等进行了综合分析研究，结果认为东营凹陷古近系深层拥有古近系渐新统沙河街组沙三下亚段、沙四段以及古近系古新统-始新统孔店组二段共计3套烃源岩层系，形成复合天然气生烃系统，深层裂解气形成于新近系上新统明化镇组中晚期，属于晚期成藏。由于沙四段中部大套膏盐岩的分割，古近系深层超压体系具有盐上、盐下两个次一级超压“封存箱”系统，相应形成盐上、盐下两套天然气成藏系统。各类扇体及次生孔隙是该区深层气主要的储集体及储集空间。该区沙三段中、下部沉积的深湖相灰色泥岩、油页岩，沙三段中上部的中厚层暗色泥岩夹钙质泥岩，以及沙四段中部的大套膏盐层构成了多套优质区域盖层，与弱的后期构造运动相互配置，形成良好的裂解气保存条件。古近系深层发育断层气藏、构造-岩性气藏、各类沉积扇体形成的岩性气藏，其中后者应为该区近期深层天然气勘探的主要目标。     

藏北羌塘盆地托纳木地区油气成藏条件

托纳木地区位于羌北坳陷与中央隆起带毗连地带,为羌塘盆地相对稳定的构造区,主要发育上侏罗统索瓦组和雪山组。地表油气显示主要为裂隙型沥青、“油浸”灰岩和油页岩,表明研究区内存在大规模油气生成、运移和聚集过程,具备形成油气田的基本地质条件。储集层和盖层分析表明,托纳木地区储集层中等,盖层中等-有利。依据生、储、盖层的时—空配置关系,将托纳木地区生储盖划分为Ⅳ₁、Ⅳ₂、Ⅳ₃3个二级组合,其中Ⅳ2 组合最为有利,具有很高的勘探价值,Ⅳ₁组合较为有利,而Ⅳ3 组合相对较差。托纳木地区生油条件优越、成熟度适中,储集层类型多、物性较好,盖层发育,表明研究区具有良好的成藏条件。     

鄂尔多斯盆地东南部中生界油气成藏条件分析

在对鄂尔多斯分轩东南部构造、沉积演化及地层特征认识的基础上，分析了该地区油气成藏的主要地质条件，认为三叠系延长组三角洲砂体是该地区油气聚集的主要场所，局部也可能发育延安组河道砂岩油气藏，由差异压实作用形成的低幅度鼻褶构造是油气富集成藏的关键因素，延长组上覆地层遭受剥蚀的程度决定了油气藏保存条件的好坏。     

东濮凹陷刘庄地区油气成藏规律探讨

刘庄地区位于东濮凹陷中央隆起带中部,钻探与分析认为该区油气资源丰富,成藏条件较好,并具备形成众多圈闭类型的基本地质条件,分布有多种类型的油气藏,是断块油区隆起带上增储上产,扩大和探索油气资源的前景区。     

羌塘盆地油气成藏主控因素分析

羌塘盆地为青藏高原上面积最大的一个中生代海相残留盆地,以三叠系和侏罗系为主要目的层,迄今为止已发现200多处油气显示和一个古油藏。埋藏史及热演化史分析认为,盆地至少发生过2次油气生成过程,第一次在侏罗纪晚期-白垩纪晚期,第二次在新近纪。盆地发育4套储盖组合,中侏罗统布曲组-夏里组为最有利的组合。通过对盆地油气显示的分析及古油藏解剖,初步认为盆地的油气储盖组合可能主要为自生自储型,后期的保存是最关键的控制因素。     

吉尔嘎朗图凹陷宝饶洼槽油气成藏特征及主控因素分析

吉尔嘎朗图凹陷宝饶洼槽是二连裂谷盆地东南部的一个富油洼槽，剩余资源量大，岩性油气藏勘探程度低，勘探潜力大。在综合研究该地区的生油岩、储集体、盖层、运移和储盖组合特征的基础上，指出腾一段和腾二段储盖组合是岩性油气藏勘探的有利储盖组合，凹陷的沉积中心、砂体成因、断层、不整合面和坡折带6种主要因素制约着油气藏形成，其中坡折带是通过控制沉积相带而制约诸集砂体的展布，是油气藏形成的最主要的控制因素，缓坡-洼陷边缘断裂坡折带和沉积坡折带是岩性油气藏勘探的重点领域。     

库车前陆盆地乌什凹陷油气成藏特征

乌什凹陷位于库车前陆盆地的最西端，区内所钻的乌参1井和神木1井先后在白垩系获重大突破，展现出很大的油气勘探潜力，但试采效果却不理想。对此，在油气源分析、油气成因类型划分、地层埋藏史和构造演化史研究的基础上，结合流体历史分析对该凹陷的油气成藏特征进行了探讨。结果认为：乌什凹陷油气主要来源于地质历史中北缘露头三叠系黄山街组烃源岩。进而从成藏的角度论证了原生岩性或构造-岩性油气藏应是该凹陷主要的勘探方向。     

广安地区侏罗系凉高山组油气成藏条件

川中广安地区侏罗系凉高山组油气藏成藏控制因素复杂，相邻的两口井所表现的生产特征差异较大。明确该油气藏主要成藏控制因素，对于指导下一步勘探和开发工作意义重大。从烃源岩、储集层、盖层和圈闭形成等条件出发，详细分析了该油气藏的成藏条件，并对其成藏控制因素和成藏模式进行了深入研究。结果表明：广安地区侏罗系凉高山组为浅湖-半深湖沉积环境，砂、泥岩互层发育，深湖黑色泥岩可作为烃源岩；其中发育数层超致密泥质岩类、泥质粉砂岩类，为储层提供了直接盖层，为油气藏提供了良好的盖层及侧向遮挡条件。由于上覆地层的快速沉积，导致研究区压实作用强烈，原生孔隙很少，次生孔隙不发育，仅有一定的黏土矿物微孔存在，为低孔低渗储层；沉积相和成岩作用对油气藏有一定的控制作用，但关键因素还是断层和裂缝。实践证明，只有在裂缝发育带才能形成较大规模的油气藏，故建议对该区作裂缝专题研究。     

辽河滩海地区西部凹陷成藏条件与成藏模式

岩心分析和测井标定综合分析表明,辽河滩海西部凹陷发育沙三段和沙一二段两套有效烃源岩,主要分布在海南洼陷带。油气输导层主要由断裂(带)、连通的砂砾岩体和不整合面构成,它们或单独、或组合,控制着主要油气富集带的油气输导及聚集成藏。复合圈闭带控制着复合油气聚集带的形成,各复合油气聚集带的成藏条件相互匹配,形成特征油气成藏模式和油气分布规律。     

印度河盆地含油气系统特征与成藏模式

印度河盆地是巴基斯坦最大的沉积盆地，油气资源丰富，油气主要聚集在白垩系-下第三系含油气系统中，以气为主。下白垩统Sembar组海相页岩是主要烃源岩，始新统Sui Main石灰岩和下白垩统下Goru组砂岩是盆地内的两套主要储集层，发育岩性、断块、断鼻和背斜等各类圈闭。油气成藏分为两期，早油晚气，早期形成了盆地南部巴丁地区的白垩纪被动裂谷断块油藏，晚期形成始新世石灰岩礁体岩性气藏。研究结果认为：盆地南部印度河三角洲入海处以及邻近海上区域和中西部褶皱带、前渊带是该区下一步寻找油气的主要目标靶区。     

四川盆地五指山构造天然气成藏条件新认识

五指山构造为四川盆地尚未勘探的区域，开展含油气性评价研究对于选择有利勘探区带、拓宽勘探领域和降低新区勘探风险具有十分重要的意义。综合应用构造史恢复和磷灰石裂变径迹分析、卫星遥感解译与野外地质考察、储层对比等方法和手段，深入研究了该区的气藏成藏条件。结果表明：五指山构造形成于喜山期，寒武系洗象池群储层物性与资阳、威远地区大致相似，但震旦系灯影组储层物性则比后两者差；五指山地区下寒武统平均生烃强度为63×10⁸ m³/km²，具备形成大中型气田的物质基础，但烃源岩生气高峰期在晚二叠世早期至白垩纪，圈闭形成期与生气期不相匹配。据威远气田天然气具有明显的水溶气特征而推测五指山构造的成藏模式也是以水溶气为主。根据地层水中天然气溶解度的回归方程，计算出五指山构造因地层抬升从震旦系灯影组地层水中可解析出的游离气为217.7×10⁸ m³，而该区油气地球化学勘探也证实了有较强的油气活动。因此，该区具有良好的勘探前景。     

渤海湾盆地东濮凹陷上古生界潜山油气成藏条件评价

与济阳坳陷对比,渤海湾盆地东濮凹陷具备潜山油气成藏的基本条件.以已有的钻井作控制,提取了各关键井的储层条件、烃源条件和盖层条件作为成藏条件评价的源参数,以油气显示级别作为成藏条件的指示参数,建立了神经网络数学模型,对东濮凹陷各关键井上古生界潜山的油气成藏条件进行评价.通过对3种评价源参数的分布进行平面分区,对东濮凹陷上古生界的成藏条件进行了平面预测,结果表明中央隆起带是上古生界潜山油气勘探的最有利地区.近期文古2井在上古生界的工业油气流突破证实了模型的预测结果.对该油气藏的解剖表明,在煤系之上的、埋藏较浅的、厚层粗粒的砂岩应是上古生界勘探的主要目的层.     

塔中奥陶系碳酸盐岩油气成藏机理

在塔里木盆地塔中Ⅰ号构造带发现了目前中国最大的奥陶系生物礁型碳酸盐岩凝析气田，为没有明显边底水、油气水分布复杂的非常规油气藏。研究了其油气成藏地质条件和油气成藏机理。结果认为：目前发现的油气主要分布在上奥陶统良里塔格组大型镶边台地边缘礁滩相中，礁滩体储层纵向叠置、横向连片，沿台地边缘大面积分布，低孔低渗储层的储集空间以次生溶蚀孔洞为主；塔中Ⅰ号构造带历经多期油气充注与调整，油气成藏系统生储盖组合配置优越，储层是油气富集的主控因素；低孔低渗碳酸盐岩储层的非均质性是油气赋存差异的基础，多期油气充注是油气水分布复杂化的重要原因，晚期气侵则是形成非常规凝析气藏的重要机制，多期油气充注与储层非均质性造成了油气产出的复杂性。     

西江主洼生油潜力分析

西江主洼发育上、下两个构造层,下构造层的恩平组和文昌组是烃源岩发育层段,其中存在的泥底辟构造是下构造层存在大量塑性泥岩的有力证据.通过油一岩对比与成熟度等分析,证明西江主洼具有生油潜力.