压实流盆地流体势场与油气运聚关系：以东营凹陷为例

针对压实流盆地“离心流”水动力场性质，以东营凹陷为例，描述了压实流盆地的基本特征，分析了沙三段流体势的分布；结合运移地球化学证据，论证了流体势与油气分布的对应的关系。     

压实流盆地流体势场与油气运聚关系

针对压实流盆地“离心流”水动力场性质，以东营凹陷为例，描述了压实流盆地的基本特征，分析了沙三段流体势的分布；结合运移地球化学证据，论证了流体势与油气分布的对应关系     

东营凹陷沙三 、 沙四段石油运移地球化学特征及意义

摘 要　 利用生物标志化合物、 碳同位素和原油烷烃色谱等地球化学指标研究了东营凹陷沙 三段(Es 3 )、 沙四段(Es 4 )油气运移的基本规律。 油源对比证实, 利津和牛庄洼陷 Es 3 、 Es 4 生 油岩分别向其附近和周缘地区提供了油源。 根据 “ 地质色层” 原理, 分析了原油中烷烃含量、 nC 21 - / nC 22 + 比值、 甾烷 C 29 ααα ββ ββ+αα 比值、 烷烃主峰碳数、 δ 13 C 值、 原油密度和粘度等地 球化学指标的变化规律, 表明利津和牛庄洼陷内石油具有 “ 离心” 式运移的典型特征, 反映 了压实流盆地古流体势场对油气运移的控制作用。 研究结果对压实流盆地油气运移、 聚集理 论模型和模拟方法的研究具有重要的地质意义。     

试论古水动力演化的旋回性与油气的多期次运聚

水动力已经成为盆地分析和油气勘探中的重要内容。由于油气的运聚与成藏作用都是发生于地质历史时期的特定历史事件,要准确分析流体运移特征,就必须首先了解古水动力的演化历史。将压实曲线分析、盆地数值模拟以及流体包裹体测试等方法相结合,可以获得古水动力演化的概况。通过对我国中西部鄂尔多斯、吐哈、准噶尔等含油气盆地的古水动力恢复和研究发现,受盆地后期改造强烈的宏观背景影响,古水动力场的发育和演化往往具有旋回性,具体表现为地层过剩压力幅度随时间的演化呈两个以上增-减-增的序列,流体势平面分布在不同地质时期的演化具有明显差异。由此形成流体在水动力背景下运移、聚集和成藏的多期次特点,具体表现为多期次的排烃作用、油气二次运移聚集的阶段性以及古、今油气藏分布上的差异性。     

板桥凹陷古流体势与油气运移聚集史研究

本文从板桥凹陷出发，以古流体势动态地描述了油气运移聚集史。建立和讨论了断层在古流体势数值模拟恢复中的处理方法，对有利油气勘探区进行了级别划分，并指出自生自储油气常分布于高势区域。阐明类似板桥凹陷的年青盆地具沉积压实离心流的特点，水流方向与各期流体势方向基本一致。最后作者预测出板桥凹陷一批有利的勘探区。     

沉积盆地地下水与油气成藏－保存关系

含油气沉积盆地地下水动力场可以划分为：①泥岩压实水离心流;②大气水下渗向心流;③(层间)越流、越流——蒸发泄水和④滞流四种局部水动力单元类型。通常盆地边缘大气水不对称下渗,发育向心流,中央凹陷区以泥岩为主的砂泥岩地层压实,发育离心流,大气水下渗向心流与地层压实离心流汇合,发育越流泄水。沉积盆地地下水动力场演化和地下水成因控制了地下水化学场的分布规律。在离心流和向心流流动过程中,地下水浓缩、盐化,在越流泄水区形成高浓缩、高盐化地下水。泥岩压实离心流是沉积盆地油气运移的主要动力之一,在地层压实排水离心流过程中,由于岩性、地层、断层等圈闭使得部分油气在运移过程中聚集;在地下水越流泄水过程中有利于油气大量聚集—富集;在向心流推进过程中,早期聚集的油气可能部分被破坏,此外也可能在特定的地质条件下形成水动力和部分岩性、地层、断层油气藏。     

松辽盆地滨北地区水动力场特征及对油气运聚的影响

在系统收集研究区及周边现今地形起伏、白垩系露头分布、地层分布、地层压力测试数据以及地层水化学分析数据的基础上,采用同剥压实恢复方法研究了滨北地区离心流水动力特征.根据隐露头分布的时代和位置判断了不同时期大气淋滤水下渗的位置.采用盆地水动力模拟软件Basin 2再现了滨北地区水动力场的历史演化过程,研究了不同地质历史时期淋滤水进入地层的强度和范围.采用流体势理论分析了滨北地区油气运聚规律,认为丰体坳陷区水动力以压实水为主,油气由盆地中心向盆地边缘运移;盆地边缘地区受淋滤水影响,局部改变油气运移方向或使已形成的油气藏降解.     

用FPAS分析气势--以琼东南盆地为例

地层流体受两大流体系统的控制：压实流和重力流。利用流体势分析系统(简称FPAS)研究地下流体势及压力分布可克服井资料不系统的局限性，有效地进行油气资源的预测评价。由于琼东南盆地地质务件极其复杂，海洋油气勘探程度很低，勘探成本高，石油地质研究水平也比较低，分析认为区内有巨大的油气资源前景，但油气运移方向和路程均不清楚。用地下流体力场和势分析的方法可以统一处理和定量解释油气的运移和聚集规律，明确预测油气运移的主通道，确定有利的油气勘探靶区，显著提高钻探成功率。综合本区剖面、平面流体势及压力特征，结合其他有关地质资料，找出最有利的勘探目的层位。该方法在琼东南盆地松东地区的应用，取得了良好的效果。     

东营凹陷流体超压封存箱与油气运聚

东营凹陷古近系由于压实不均衡和生烃作用导致超压的广泛发育,这些发育程度不同的超压体系可以构成不同级别的超压封存箱系统,控制着油气的运移和聚集。东营凹陷超压封存箱中的地质地球化学特征显示封存箱可以划分为三部分:箱缘成岩地带(封隔层),对油气起着封闭作用;烃类的有利释放带,其中超压得到一定程度释放,烃类较大程度上排出,可以称为排烃的高峰带;烃类滞留带,该带中超压未能得到很好释放,烃类也多滞留于其中,为排烃的不利地带。幕式排放是超压封存箱排液的一种重要排液方式,存在“压力幕”和“构造幕”两类方式。“构造幕”的机制是外部构造活动的破坏,其排烃方式主要是沿着断裂面及构造裂缝运移;“压力幕”的机制是超压体系内部“剩余”能量的积累和释放,其排烃方式主要是沿着压裂形成的微裂缝排放。在发生幕式排烃作用的超压体系内,排烃效率、烃指数分别较上下层段明显增大和减小。幕式排烃具有的高能量、快运移的特征,使得其在油气勘探中具有重要的意义。东营凹陷可以划分为浅层的常压开放性流体动力学系统和中部的超压封存箱流体动力学系统两类流体动力学系统(排除深层滞留系统),分别对应常压开放性它源油气成藏动力学及超压封存箱型自源油气成藏动力学两类不同成藏机制。     

南堡凹陷地层压力演化及成因

压力场分布决定了油气运移的指向和分布状态,地层压力演化成果可为研究区有利成藏区带评价提供科学决策依据。基于钻井测试资料和地震资料,利用盆地模拟技术对南堡凹陷地层压力演化史进行了研究。研究表明,南堡凹陷地层压力演化经历了沙河街组-东营组沉积期(45.5~24.3Ma)及馆陶组沉积期-现今(24.3~0Ma)的一幕半"增压-泄压"旋回,压力演化表现为"积累-停滞-再积累"的总体特征,超压主体位于生烃凹陷,盆地中-东部剩余压力极大值高于西部,且主要赋存于沙河街组及东营组三段。南堡凹陷东营组末构造抬升剥蚀导致在24.8~14.8 Ma超压表现为停滞增长,且不同"增压"旋回沙河街组及东营组超压成因机制各异,第一个"增压"旋回(45.5~24.8 Ma)沙河街组增压幅度远高于东营组,沙河街组超压主要为欠压实及生烃增压双重贡献,东营组超压主要为欠压实成因;第二个"增压"旋回(14.3~0 Ma)沙河街组与东营组增压幅度相近,沙河街组和东营组超压皆为生烃增压成因。     

黄骅坳陷滨海地区沙三段储层的油气成藏特征:流体包裹体证据

黄骅坳陷滨海地区沙河街组三段储层是中国深部油气勘探的新层位之一。为揭示该区油气成藏演化,对储层中流体包裹体岩相学特征、产出特征、包裹体均一温度和含油包裹体丰度进行了研究。结果表明,沙河街组三段储层中存在三期油气包裹体,分别代表了三期油气注入。Ⅰ期包裹体的均一温度为86℃～126℃,GOI为15%～35%,油气充注时期为36～25 Ma,开始有油气进入到储层中;Ⅱ期包裹体的均一温度为120℃～140℃,GOI为30%～60%,油气注入时期为27～12 Ma,烃源岩进入生排烃高峰期,发生大规模油气运聚,是主要的成藏时期;Ⅲ期包裹体的均一温度为138℃～155℃,GOI为1%～8%,油气注入时期为12～6 Ma,油气运移规模急剧减小。     

Modelling the petroleum generation and migration of the third member of the Shahejie Formation (Es3) in the Banqiao Depression of Bohai Bay Basin,Eastern China

The mudstones in the third member of the Shahejie Formation (Es3) are the primary source rocks in the Banqiao Depression of Bohai Bay Basin. They are rich in organic matter with Total Organic Carbon (TOC) content up to 3.5%. The sandstones in the Es3 member are the deepest proven hydrocarbon reservoir rocks with measured porosity and permeability values ranging from 3.6% to 32.4% and from 0.01 md to 3283.7 md, respectively. One, two and three-dimensional basin modelling studies were performed to analyse the petroleum generation and migration history of the Es3 member in the Banqiao Depression based on the reconstruction of the burial, thermal and maturity history in order to evaluate the remaining potential of this petroleum province. The modelling results are calibrated with measured vitrinite reflectance (R_o), borehole temperatures and some drilling results of 63 wells in the study area. Calibration of the model with thermal maturity and borehole temperature data indicates that the present-day heat flow in the Banqiao Depression varies from 59.8 mW/m² to 61.7 mW/m² and the paleo-heat flow increased from 65 Ma to 50.4 Ma, reached a peak heat-flow values of approximately 75 mW/m² at 50.4 Ma and then decreased exponentially from 50.4 Ma to present-day. The source rocks of the Es3 member are presently in a stage of oil and condensate generation with maturity from 0.5% to 1.8% R_o and had maturity from 0.5% to 1.25% R_o at the end of the Dongying Formation (Ed) deposition (26 Ma). Oil generation (0.5% R_o) in the Es3 member began from about 37 Ma to 34 Ma and the peak hydrocarbon generation (1.0% R_o) occurred approximately from 30 Ma to 15 Ma. The modelled hydrocarbon expulsion evolution suggested that the timing of hydrocarbon expulsion from the Es3 member source rocks began from 31 Ma to 10 Ma with the peak hydrocarbon expulsion shortly after 26 Ma. Secondary petroleum migration pathways in the Es3 member of the Banqiao Depression are modelled based on the structure surfaces at 26 Ma and present-day, respectively. The migration history modelling results have accurately predicted the petroleum occurrences within the Es3 member of the Banqiao Depression based on the calibration with drilling results of 10 oil-producing wells, one well with oil shows and 52 dry holes. Six favorable zones of oil accumulations in the Es3 member of the Banqiao Depression are identified especially oil accumulation zones I and II due to their proximity to the generative kitchens, short oil migration distances and the presence of a powerful drive force.     

论陆相含油气沉积盆地地下水动力场与油气运移、聚集

含油气沉积盆地地下水动力场的形成、演化是沉积盆地演化在孔隙流体中的综合反映,它直接受盆地地貌、水文网、沉积环境、构造性质及其演化史的控制。地下水动力场的形成、演化与油气的运移、聚集和分布规律具有十分密切的关系。含油气沉积盆地通常经历了多期水文地质旋回,从而决定了在一个独立的水动力体系中油气阶段性运移和阶梯式—环带状分布的特点。油气的阶梯式—环带状分布以沉积凹陷控制的包括部分相邻三级构造单元的具有相对独立的水动力体系为基本单元。因此,作为一个具有多个沉积凹陷的盆地来说,油气的分布通常由多个环带复合而成。     

鄂尔多斯盆地上古生界储层现今地下水动力场及其流体特征

油气的运移、聚集与地下水动力场的形成与演化紧密相关。含油气沉积盆地地下水动力场的理想模式可以归纳为两种,即对称型和不对称型,其中局部地下水动力单元可以划分为：（1）泥岩压水离心流;（2）大气水下渗向心流;（3）越流、越流－蒸发泄水;（4）滞留4种类型。本文试通过讨论鄂尔多斯盆地现今地下水动力场的特征,推断其油气的运移和聚集,这对分析鄂尔多斯盆地上古生界气田的形成,以及资源评价和勘探决策都具有极其重要的意义。     

论松辽盆地地下水动力场演化与油气运移、聚集

松辽盆地地下水动力场具有明显的不对称性:盆地北部大气水下渗形成向心流；中央坳陷区发育泥岩压榨水形成的离心流和越流泄水；盆地南部以越流-蒸发泄水为特征，只有盆地边缘和隆起区的顶部有大气水下渗。泥岩压榨水形成的离心流是松辽盆地油气运移的主要动力。古水文地质的旋回性和离心流的阶段性，决定了油气的阶段性运移和在一个独立水动力体系内多个油环在内，气环在外，与沉积凹陷同心的阶梯式-环带状油气分布规律.     

郯庐断裂带的形成与演化：综述

从历史的与整体的观点出发，综合了地质、地貌、地球化学与地球物理的资料，系统地研究了郯庐断裂带各阶段的形态学、运动学以及动力学机制。认为此断裂带开始形成于中、晚三叠世，其长度小于１５００ｋｍ，切割深度小于１５～２０ｋｍ，此时最大左行走滑断距为４３０ｋｍ左右。侏罗纪（２０８～１３５Ｍａ）与中始新世－渐新世（５２～２３．３Ｍａ），此断裂带表现为逆断层活动，断层面受挤压较紧闭。白垩纪－早始新世（１３５～５２Ｍａ），郯庐断裂呈现为略带右行走滑的正断层（走滑断距不超过１００ｋｍ），郯庐断裂带与其北部切割深度约为３０～４０ｋｍ。中新世－更新世（２３．３～０．７３Ｍａ）断裂带表现为带有左行走滑的正断层，走滑断距约５０ｋｍ，断裂带切割深度在５０～８０ｋｍ之间。中更新世（０．７３Ｍａ以来）断裂带又变成略带右行走滑的逆断层，走滑断距不足１００ｍ。由于断裂带形成以来的剥蚀深度不大，地表的断层岩都是碎裂岩与断层泥。沿此断裂带在早白垩世构成了中国东部重要的内生金属成矿带。     

西藏驱龙超大型斑岩铜矿的成因：流体包裹体及H O同位素证据

与多数产于岩浆弧环境中的斑岩铜矿不同,西藏冈底斯带斑岩铜矿形成于碰撞造山环境,查明其形成过程有助于理解非岩浆弧环境中斑岩铜矿床的成因.为此,选择冈底斯带最大的斑岩铜矿--驱龙斑岩铜矿进行解剖,通过对矿床岩浆-热液过程形成的各类脉体详细的流体包裹体研究,以及不同蚀变阶段蚀变矿物的H-O同位素研究发现:引起矿床早期蚀变(钾硅酸盐化)与矿化的流体并非通常认为的高盐度岩浆热液,而是直接从岩浆房出溶的中等盐度(约9% NaCl)、近临界密度的高温(550～650℃)气相;气相近临界密度的特征表明,早期蚀变与矿化形成于较高的压力(105±15～90±20 MPa)条件下,用静岩压力估算,对应的古深度在4.2±0.6～3.6±0.8 km之间,成矿后(约16 Ma)矿区发生了至少3～3.5 km的剥蚀;与高盐度流体相比,中等盐度气相与熔体密度差较大,很难在斑岩体顶部聚集并集中释放,而连续释放则直接导致矿床含矿斑岩体与Cu、Mo矿体时空关系的解耦,并造就了矿床早期蚀变范围大、但强度弱,矿化范围大、但品位低的矿床地质特征;成矿物质的沉淀并非温度降低的结果,而是因压力降低及气相中S大量减少所致.总之,驱龙斑岩铜矿是一类成矿与低密度气相有关的斑岩铜矿类型,其蚀变-矿化特征及成矿过程与高盐度流体引发的斑岩矿床类型有所不同,意识到斑岩矿床蚀变及矿化特征与矿床成因的密切关系,对矿床勘查将具有重要的现实意义.     

An extended episode of early Mesoproterozoic metamorphic fluid flow in the Reynolds Range,central Australia*

ABSTRACT The products of metamorphic fluid flow are preserved in zones within the marbles and metamorphosed semipelites of the Upper Calcsilicate Unit in the granulite portion of the Late Palaeoproterozoic Reynolds Range Group, northern Arunta Block, central Australia. The zones of retrogression, characterized by minerals such as wollastonite, grossular and clinohumite, local resetting of oxygen isotopic compositions and local major element metasomatism, were channelways for water-rich fluids derived from granulite facies metapelites. U–Th–Pb isotopic ages measured by the SHRIMP ion microprobe on zircon and monazite from a granulite facies semipelite, an early semiconcordant aluminous quartz-rich fluid-flow segregation and a late discordant quartz-rich segregation record some of the extended thermal history of the area. Zircon cores from the semipelite show its likely protolith to be an igneous rock 1812 ± 11 Ma old, itself derived from a source containing zircon as old as 2.2 Ga. Low-Th/U overgrowths on the zircon grew during granulite facies metamorphism at 1594 ± 6 Ma. Monazite cooled to its blocking temperature at 1576 ± 8 Ma. Zircon cores from the semiconcordant segregation are dominantly >2.3 Ga old, indicating that the source of the fluids was not the particular metamorphosed semipelite studied. Two generations of low-Th/U overgrowths on the zircon give indistinguishable ages for the older and younger of 1589 ± 8 and 1582 ± 8 Ma, respectively. The monazite age is the same, 1576 ± 12 Ma. Zircon from the late discordant segregation gave 1568 ± 4 Ma. Fluid flow occurred for at least 18 ± 3 (σ) Ma and ended 26 ± 3 (σ) Ma after the peak of metamorphism, suggesting a very slow cooling rate of ～3°C Ma^–1. The last regional high-grade metamorphism in the Reynolds Range occurred at ～1.6 Ga, not ～1.78 Ga as previously thought. The high-grade event at ～1.78 Ga is a separate event that affected only the basement to the Reynolds Range Group.     

河北雄县地热田钻井地温测量及地温场特征

根据研究区22口井的实测井温资料及前人的研究成果,开展了雄县地区地温场分析,对雄县地热田地温场的特点取得了以下认识：雄县地热田的盖层以传导热传递方式为主,热储层中源于供暖期热水生产和回灌引起的地下水受迫对流的影响,以对流热传递为主,不同静井时间的重复测温结果显示,静井时间的长短和井内流体的运移方式（抽水或回灌）控制了井内温度的分布及井内温度的动态变化：静井时间增加则测得的温度在中性点上下呈反向变化,生产井和回灌井的测温曲线存在明显不同,雄县热田第四系底部的温度为32.8 ℃～48 ℃,容城凸起为28 ℃～35 ℃,雄县热田第三系底部温度为64.5 ℃～81.3 ℃,容城凸起为45 ℃～60 ℃。雄县地热田盖层内的地温梯度为43.9～72.2 ℃/km之间,平均为51 ℃/km,容城凸起的井地温梯度为31.4～41.1 ℃/km,平均为37.1 ℃/km。雄县地热田内盖层导热流值变化为80.61～113.86 mW/m² 的范围。