塔中地区油气成藏主控因素及成藏规律研究

塔中地区油气成藏复杂, 影响因素较多。通过对已钻井油气藏的分析, 认为该区影响油气成藏的控制因素有①烃源岩; ②运移通道(断层控制油气纵横向分布、运载层对油气的横向运移作用、不整合面对油气的横向运移控制); ③构造类型(圈闭类型、构造样式、成油期古隆起); ④构造演化; ⑤储层物性及展布; ⑥储盖组合; ⑦火成岩对油气藏的影响。成藏规律为①圈闭和油源断层是东河组成藏的必要条件; ②构造与储层控油、多期成藏、后期充注是志留系成藏的基本特征; ③储层发育程度是奥陶系成藏的关键; ④油气多期充注造成多层系含油、南北分异的成藏特点。该区油气成藏条件好, 勘探程度较高。尤其奥陶系碳酸盐岩油气藏以类型多、含油气井段长, 其形态受不规则孔、缝、洞储层的控制, 非均质性极强, 储层发育程度是奥陶系油气富集的主控因素。      

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油气藏的特征及缝洞单元划分

塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油气藏的主要特征表现为油气藏高度远大于残丘圈闭幅度,油气分布受储集体发育程度控制,纵向上不连续,储集体主要为岩溶-构造作用所形成的缝洞,单个缝洞储集体为独立的油水系统等。运用油藏压力降落法、类干扰试井法和流体性质变化法等方法将塔河油田主体开发区划分出10个连通储渗单元和20个孤立或相对定容封闭体,对这些缝洞单元的特点作了描述。塔河油田整体上不具统一的底水;各油气藏流体性质变化较大。     

塔河油田碳酸盐岩大型隐蔽油藏成藏机理探讨

塔河碳酸盐岩隐蔽油藏是目前中国最大的海相整装油田,油藏类型以大型岩溶缝洞型隐蔽油藏为主,平面上油气分布具有大面积叠置连片不均匀含油特点,纵向上主要富集于奥陶系顶面不整合面之下400m范围之内,无统一油水界面,主要受非均质性极强的次生孔洞缝储集体发育程度控制。其成藏主控因素为：①多期多旋回岩溶(古表生、深埋)及断裂作用形成的孔、洞、缝网络状储集体与上覆有效盖层尤其是石炭系巴楚组泥岩及膏泥岩有效配置是油气成藏的关键;②长期继承性发育的大型阿克库勒凸起及多期断裂系统限制了岩溶储层发育范围,并控制了油气运移、聚集与成藏;③多源长期供烃,早期成藏遭受改造。晚期再次充注调整是塔河重要成藏机制。     

塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞储层油气成藏动力学与油田水体类型

塔河油田是大型的碳酸盐岩不整合—古岩溶缝洞型奥陶系油气藏。由塔河油田主体往南,油气驱替程度逐渐降低,缝洞系统中含水量逐渐增加。油水界面分布总体上由潜山顶部向周围斜坡波动中降低。塔河油田的区域构造背景、储层缝洞系统以及成藏动力学过程导致了流体分布的非均质性。根据储层孔隙结构特征、油气驱替过程、开发过程中产出水的化学—动力学响应,塔河奥陶系缝洞油藏的水体类型可以区分出三种:洞穴底部油气驱替残留水、洞穴周缘小缝洞系统驱替残留水、储层下部层间水。不同水体类型的出水时间、水体能量、含水率、水化学性质等会呈现出不同的变化规律。     

松辽盆地十屋断陷深层油气成藏过程与模式

松辽盆地十屋断陷深层油气藏经历了多期成藏与多期演化,根据烃源岩生排烃史模拟结合储层流体包裹体分析,十屋断陷深层油气藏主要经历了3期油气成藏过程,登娄库期末是早期原生油气藏的主要形成期,以形成油藏为主;泉头期末是十屋断陷深层油气藏大规模形成期,形成的油藏和气藏并重,早期油气藏继续接受本区成熟源岩生成的油气而不断扩大,同时早期原油在此阶段逐渐裂解成气;嫩江期末十屋断陷深层油气藏强烈改造,以形成次生油气藏和大量天然气藏为主。十屋断陷发育2类油气成藏模式:一类是中央隆起带"多期成藏中晚期强调整型"油气成藏模式,这是十屋断陷的主要成藏模式;另一类是位于深凹带和斜坡带"早期成藏晚期弱调整型"油气成藏模式。     

塔河油田奥陶系油气藏形成的控制因素

对塔河油田各类成果资料的分析研究认为,塔河油田奥陶系碳酸盐岩油气藏形成的控制因素主要是:阿克库勒凸起的长期发育控制着油气的富集,不整合面的存在控制着油气分布,断裂控制着油气的范围和规模,良好的时空配置关系控制着油气成藏,孔洞缝储集系统的改善控制着油气的聚集。     

塔里木盆地顺北地区奥陶系油气充注过程分析

综合油气地球化学、流体包裹体和构造演化资料,对塔里木盆地顺北地区奥陶系不同断裂带油气性质差异性、成藏期次及油气充注过程进行研究。地球化学分析表明,顺北地区不同断裂带油气物性和成熟度存在差异,由西向东从7号断裂带向1号断裂带原油密度变小,西部的7号带和5号带北段油气成熟度低,5号带南段和1号带油气成熟度高。包裹体分析结果表明,顺北地区奥陶系油气藏存在加里东晚期、海西晚期及喜马拉雅期多期油气充注过程。自西向东不同断裂带上主成藏期存在差异,西部的7号及5号断裂带油气成藏期为加里东晚期和海西晚期,东部的顺北1号断裂带多了一个晚期油气成藏即喜马拉雅期成藏。顺北地区多期油气充注成藏是导致该区油气成熟度变化的主要原因。研究区奥陶系成藏期古构造对断裂带的油气充注具有控制作用。加里东晚期,研究区走滑断裂带构造均处于充注有利区;海西晚期,顺北11号断裂带及其以西地区充注来自东部满加尔的油气概率较低。喜马拉雅期,仅顺北1号断裂带及其以东获得高熟油气充注。     

塔河油田奥陶系稠油油藏地质特征及开发技术对策探讨

通过对奥陶系岩溶缝洞型碳酸盐岩稠油油藏性质分析，认为该油藏是一种特殊类型的稠油油气藏，油藏内地下流体在垂向还是横向上均存在不同程度的非均质性．油气储层的严重分隔性造成了油藏性质的复杂化，缝洞控藏造就了不同开发单元地下流体的严重分割和油井产能及动态的差异．奥陶系油藏可能不是整体连片分布，而是不同规模缝洞单元的空间叠合分布．奥陶系的重油绝大部分为普通稠油，但部分井区不排除有特稠油或超稠油，原油敏感温度在40℃--60℃．章对如何深化奥陶系稠油油藏的研究，加大油藏的储量动用程度，制定合理的开发技术政策提出了一些观点和看法．     

梨树断陷油气藏分布特征与成藏模式

松辽盆地南部梨树断陷油气资源丰富、类型多样,西北到东南发育的3条SW—NE走向的断裂带控制了油气的展布和聚集,而油气藏类型从西南深坳到东北斜坡可划分为纯气带、油气带和纯油带等3个呈近NW向展布的油气分布带。梨树断陷发育2套主要的烃源层系,分别为沙河子组和营城组,其有机质丰度、类型相对较好。油源对比表明,梨树断陷原油除了对应2类不同成因烃源岩类型的原油外,还有以两者混源、分布较广的原油。地质及地化指标分析均表明油气沿斜坡、断层从深坳向斜坡运移;通过包裹体分析结合埋藏史和热演化史模拟可见,梨树断陷具有3期成藏且不同地区不同层位差异较大。通过上述分析认为,梨树断陷油气藏与烃源岩成熟演化以及油气向斜坡运移有关,分布具备形成差异聚集的地质条件。梨树断陷具有多期成藏中晚期强调整、多期成藏晚期弱调整以及晚期成藏3种主要油气成藏聚集模式。     

轮南低凸起油气输导体系格架及输导样式

多源多灶的生烃背景导致轮南地区的油气成藏过程高度复杂化.基于油气成藏动力学理论,综合运用钻井、地震以及地球化学等资料对轮南低凸起关键时期油气输导体系格架及典型油气藏输导样式的研究表明,由于志留系沥青砂盆地级的分布特征有力地证实了加里东晚期奥陶系岩溶缝洞体尚未形成,因此志留系砂体是加里东晚期源自寒武系烃源岩的烃类向轮南低凸起横向输导的主要通道;其次,海西早期的强烈抬升及长时间的暴露剥蚀导致表生岩溶作用深度改善了轮南地区碳酸盐岩层系的储集效能,而潜山风化壳之下的奥陶系岩溶缝洞储集体是这一时期源自满加尔坳陷内奥陶系烃源岩烃类的横向运载层;喜山期油气成藏的实质为海西晚期奥陶系整装油气藏形成后的调整改造过程,包括过量干气的气洗改造以及不同尺度断裂的垂向调整.轮南油田、桑塔木油田以及解放渠东油田三叠系油气藏的形成均受控于深大断裂的垂向输导.同时,上覆盖层的强制性封闭将喜山期干气的横向输导路径束缚于奥陶系内部,奥陶系油藏经气洗相分馏改造转变为次生的饱和凝析气藏.而由于桑塔木断垒带地区连接奥陶系与石炭系的层间断裂以及轮古东地区奥陶系层内断裂活动所诱发的泄压相分馏改造,不仅在石炭系圈闭形成了纯气相的不饱和凝析气藏,还直接控制了轮古东油田凝析气藏及其流体性质的分布.      

轮南地区奥陶系原油特征及其控制因素

轮南地区油气相态分布非常复杂,奥陶系油气藏平面上具有西油东气的特点。西部轮古西油田、塔河油田和轮南1井区油族成熟度略低且有生物降解痕迹,主要以重油形式分布;东部地区油族成熟度略高,主要以轻质油、凝析油形式存在;中间地段桑塔木断垒带、中部平台区和轮南断垒带发生混合作用形成了中一高蜡油。各地区油气在垂向上变化很大,东部地区奥陶系和石炭系为凝析油气,三叠系又为正常油分布区;西部地区奥陶系为稠油,三叠系为正常油。轮南地区奥陶系在纵向上可能受控于岩溶和储层的发育程度,横向上受控于断裂作用。轮南地区油气成藏时间较早,不同物性的原油都是古油藏多期供油的结果。     

塔里木盆地哈拉哈塘地区碳酸盐岩油气地质特征与富集成藏研究

塔里木盆地塔北隆起哈拉哈塘地区奥陶系由于现今构造位置低,埋深在6500~8000m,长期以来一直将其作为塔北隆起的一个次级凹陷单元,并认为是一个海相油气的生烃凹陷,制约了哈拉哈塘的油气勘探。本文通过对哈拉哈塘构造解析和沉降演化过程恢复,发现哈拉哈塘地区是从石炭纪才开始转为负向构造单元,加里东-早海西期,它属于轮南大型古潜山的西斜坡部位;奥陶系鹰山组-一间房组碳酸盐岩经历了多期岩溶的叠加改造,风化岩溶缝洞体储层发育。通过最新钻井资料及油气地球化学分析数据,证实哈拉哈塘奥陶系沉积时期不是生烃凹陷,不发育烃源岩,哈拉哈塘及其以北地区的油气是来自南部满西地区的中、上奥陶统烃源岩。油气藏解剖表明,哈拉哈塘地区在晚海西期成藏;三叠系沉积前北部构造抬升,导致奥陶系油藏遭受局部破坏和降解。自三叠纪沉积以来,奥陶系油藏一直处于持续深埋过程,盖层不断加厚,油藏基本保持了晚海西期成藏时的形态,因此,哈拉哈塘地区是一个古老的油气系统。油气成藏条件分析表明,哈拉哈塘地区油气成藏条件优越,生储盖条件配置良好,奥陶系碳酸盐岩岩溶储层广泛分布,并处在油气向古隆起高部位运移的有利路径上,具有大面积、准层状富集油气的特征。     

塔西南地区海相碳酸盐岩勘探突破新领域:寒武系白云岩

塔里木盆地西南地区近期勘探方向集中在奥陶系的碳酸盐岩,但成效不大,勘探也陷入迟滞。基于钻井解剖及成藏关键要素分析认为:塔西南地区奥陶系碳酸盐岩不仅储层欠发育,而且油气充注欠佳;中下寒武统白云岩储层优于奥陶系石灰岩储层,而且盐膏层盖层发育,基底卷入断裂欠发育,盐下油气保存条件较优越,有利于形成大规模的寒武系自生自储油气藏;塔西南古隆起北斜坡长期稳定发育的古构造是勘探突破的主攻方向,和田河气田周缘的古隆起斜坡区中下寒武统成藏条件优越,有望获得新的大发现。     

东营凹陷南斜坡深层成藏特征及主控因素分析

东营凹陷南斜坡王家岗地区处于丁家屋子鼻状构造带背景之上，紧邻牛庄生油洼陷，油源丰富，断层—骨架砂体—不整合面相互配置为油气运聚提供了良好的成藏条件。油源对比分析表明，该区存在三种成因类型的原油:北部Ek2~41深部油藏和王古1井奥陶系油藏为孔二段烃源岩提供的原油；而Ek1~21浅部油藏为孔二段和沙四上亚段烃源岩生成的混合型原油；浅层沙河街组油藏主要为沙四上亚段烃源岩生成的原油。对该区深层典型油藏成藏要素分析，认为丁家屋子构造带继承性鼻状构造背景、沙四上亚段—孔二段两套烃源岩和输导体系—圈闭的有效空间配置是油气成藏的主控因素。     

渤海湾盆地及周边的古生古储油气藏——以双洞背斜古油藏与刘其营、苏桥潜山油气藏为例

双洞背斜古油藏、刘其营潜山油气藏、苏桥潜山油气藏均为古生古储或自生自储的油气藏(古油藏)。双洞古油藏位于燕山褶皱带山海关隆起北部,邻近渤海湾盆地,其含油层为中—上元古界铁岭组,而该处根本没有下第三系生油层,说明中—上元古界和古生界是其生烃层。刘其营油气藏位于冀中坳陷,储层为奥陶系,盖层为石炭系—二叠系,其上部新生界主要生油层为沙河街组三段,中间相隔厚度约1000～3000m的沙河街组四段和孔店组隔层。沙河街组三段所生之油气,无法穿过这一隔层及不整合面向下运移到奥陶系储层中,因此刘其营潜山油气藏也不可能是新生古储的。苏桥油气藏是一复式油气藏,上部石炭系—二叠系气藏与下部奥陶系油藏叠合,根据油、气、水性质的对比也可以排除新生古储的成藏模式。渤海湾盆地古生界和中—上元古界具有生烃能力,其中的临清坳陷具备在深部古老地层寻找原生油气藏的条件。     

塔北南缘中奥陶统顺层岩溶储层特征及成因

塔北南缘中奥陶统地层序列完整,其上无长期暴露的不整合面,但是钻井揭示其中岩溶储层发育。以上奥陶统桑塔木组剥蚀线为界,塔北隆起可划分为潜山区和内幕区两部分,潜山区以洞穴型、裂缝+孔洞型储层为主;内幕区以裂缝+孔隙+孔洞型储层为主,孔隙+孔洞型储层和洞穴型储层也有发育。岩溶储层总体上呈层状分布,集中发育于中奥陶统顶面以下100 m范围内;平面上自潜山区向内幕区储层发育程度逐渐减弱,局部沿断裂集中分布。通过岩心、薄片、成像测井、水化学等资料和地质背景的分析认为,内幕区上奥陶统富泥质地层隔挡了潜流带地下水外泄地表,致使潜水面处于非完全稳定状态,其下"缓流带"具较高水势,为内幕区地下水运移提供了动力,从而在中奥陶统发生顺层岩溶作用。古隆起及斜坡背景为顺层岩溶储层的发育提供了地质背景,渗透性好的颗粒灰岩和裂缝系统为顺层岩溶作用提供了有效的流体通道,顺层岩溶作用则是各类储集空间形成的关键。     

塔里木盆地北部奥陶系油气相态及其成因分析

塔里木盆地北部地区奥陶系是最重要的勘探层系,油气资源丰富;同时油气相态复杂多样,既有凝析气藏、正常油藏,也有稠油油藏、沥青等。通过对油气藏形成演化与保存过程的系统分析,结合油气地球化学和流体包裹体等分析数据,发现油气相态的多样性与油气多期次充注与次生蚀变作用有关。提出塔北隆起的东部奥陶系存在三期油气充注过程,分别发生在加里东运动晚期-海西早期、海西运动晚期、喜马拉雅运动晚期,原油主要来源于中、上奥陶统烃源岩,天然气主要来自与寒武系烃源岩有关的液态烃的裂解;塔北隆起的中西部奥陶系的油气充注主要发生在海西运动晚期。塔北奥陶系油藏形成以后,经历了三期明显的调整改造过程:海西早期构造抬升导致志留-泥盆系遭受剥蚀,东部源自寒武系油气的古油藏遭受破坏,形成沥青;三叠系沉积前的晚海西运动,使得奥陶系生源的油藏大范围遭受降解稠化;晚喜山期,来自于满加尔坳陷的天然气自东向西充注,致使隆起东部早期形成的油藏发生强烈的气侵改造,形成次生凝析气藏。而中西部奥陶系油藏在三叠系沉积前遭受降解稠化后,一直处于沉降深埋过程,油藏得到有效保存;由于成藏时间较早,轻质组分散失较多,气油比极低,油质较稠。研究认为,油气相态的多样性主要受晚海西期构造运动的抬升造成的生物降解作用和喜马拉雅晚期构造运动造成的天然气自东向西大规模充注对油藏进行气洗改造两大过程的控制。     

塔河油田中下奥陶统储层裂缝方解石脉U-Pb同位素年龄及油气地质意义

塔河油田中下奥陶统碳酸盐岩储层在构造活动的作用下发育多期方解石脉体,为研究储层流体演化和油气成藏过程提供了重要素材.通过岩心观察、薄片鉴定、阴极发光和微区元素分析在塔河油田中下奥陶统碳酸盐岩储层中识别出3期裂缝方解石脉体,3期脉体在阴极发光颜色、稀土元素、碳氧锶同位素以及形成时间方面都存在差异.采用激光原位方解石U-Pb定年技术确定3期方解石脉形成的绝对年龄分别为466±11 Ma~458.6±8.8 Ma、329.7±1.6 Ma~308.1±4.1 Ma和249.3±2.6 Ma~220.5±7.3 Ma.第2期和第3期方解石成脉流体主要来源于深部地层成岩流体,并伴有成烃流体的影响.第3期方解石脉的成脉流体可能还有壳源锶的输入,导致其87Sr/86Sr比值高于第2期方解石脉.方解石脉体的绝对年龄可以用于约束多旋回叠合盆地断裂活动和油气成藏时间.在塔河油田中下奥陶统碳酸盐岩储层中识别的3期方解石脉体形成时间分别对应于加里东中期Ⅰ幕、海西中期Ⅰ~Ⅱ幕和海西晚—印支期构造运动造成的断裂活动时间.方解石脉体与烃类流体包裹体的共生关系指示中下奥陶统储层在海西中期Ⅱ幕发生过一期原油充注,在印支期之后又存在两期原油充注.      

塔里木盆地油气资源的基本特征

塔里木盆地成油气地质历史条件复杂，盆地内海陆相油气、不同成藏期油气、不同成熟度以及不同保存条件的油气并存。具海相古生界及陆相中－新生界两大烃源岩系，前者以奥陶系和石炭系为最好源岩，后者以三叠系和侏罗系最佳。烃源对比结果比较全面地反映了这一特点。石炭系、三叠系、白垩系和中新统均为重要的储油层系，其储集岩类古生界主要为白云岩，次为石灰岩，中－新生界主要为砂岩。成藏类型可分为六种：古生古储、后生古储、后     

华南下寒武统Ni-Mo-Se多金属层S-Se同位素体系

为了进一步理解华南下寒武统Ni-Mo-Se多金属层的物质来源及形成环境,文中分析了遵义中南村和张家界后坪两个Ni-Mo-Se矿层及其围岩的黄铁矿硫同位素和全岩的硒同位素组成。硫同位素组成显示两个Ni-Mo-Se矿层形成时的环境存在区域性差别,中南村矿层形成于间歇开放的海洋环境,而后坪矿层形成于封闭的缺氧（静海）环境。较大的硫同位素范围暗示硫酸盐还原菌控制硫同位素的分馏,而热液流体可能提供了大量金属元素,从而导致矿层富集大量的硫化物和稀有金属。硒同位素组成指示牛蹄塘组底部热液流体的Se可能重新经历了氧化还原循环,而Se的富集过程可能受有机质和粘土矿物吸附或类质同象过程控制。因此,控制多金属富集的因素主要为富集金属的热液流体的参与和缺氧环境下的自生沉积。