伊通盆地岔路河断陷油气充注与再次运移研究

伊通盆地岔路河断陷是一个双断式内陆断陷,其油气藏的形成与演化经历了一个多期次油气充注与再次调整的复杂过程.采用显微测温技术并结合生排烃史、埋藏史、热史和区域构造分析方法研究表明,岔路河断陷发育3期油气充注.结合石英颗粒含油包裹体颗粒指数GOI技术解释了位于构造高部位的早期充注的油气经历过再次运移与破坏,而位于构造低部位的晚期充注的油气则保存较好,说明构造低部位具有一定的勘探前景.     

泌阳凹陷下二门油田油气成藏机制探讨

为了弄清下二门油田的油气成藏机理,利用包裹体、平衡剖面和生烃史模拟等技术,详细分析了其油气充注成藏过程,结果表明,早期(古近纪核二末期至核一末期)油气小规模缓慢充注,形成早期小规模油气藏;中期(古近纪廖庄期末构造抬升期)受差异抬升构造运动影响,油气大规模快速充注,形成中期大规模原生背斜油气藏;晚期(新近纪上寺组沉积末期)断裂发育,早、中期原生油气藏遭受破坏,同时深凹区核三下、上段生成的高成熟油气沿砂体侧向运移补给,油气大规模沿断层向上运移,遇遮挡形成大量次生油气藏和气藏。     

流体包裹体多参数综合划分东营凹陷沙三段油气充注期次及充注时期确定

对采自东营凹陷沙河街组第三段(1沙三段,E§3)223块流体包裹体薄片进行了有机包裹体产状观察、显微荧光光谱分析和显微测温等流体包裹体系统分析.综合分析这些参数表明沙三段发育3期油气充注:第一期发生在成岩早期,主要为发橙黄色荧光的低成熟油气充注;第二期发生在成岩中期,主要为发淡黄色荧光的成熟油气充注;第三期发生在成岩作用晚期,主要为发蓝白色荧光的高成熟油气充注.在此基础上,运用埋藏史-均-温度投影法确定了这3期油气的充注时期:第一期为36～24 Ma;第二期为13.8～8.0 Ma;第三期为8.0～0 Ma.     

库车前陆盆地羊塔克地区流体包裹体特征及油气成藏过程

库车前陆盆地羊塔克地区油气资源丰富,明确油气充注历史和成藏演化过程对下一步油气勘探具有重要意义.利用流体包裹体岩相学观察、显微测温分析、定量颗粒荧光分析,并结合库车前陆盆地烃源岩热演化史以及构造演化史,分析了库车前陆盆地羊塔克地区的油气成藏过程.结果表明,羊塔克地区油气具有“晚期成藏,后期改造”的特征.库车坳陷中侏罗统恰克马克组烃源岩在15 Ma左右成熟(R_o＞0.5%),生成的成熟原油最早是在新近纪库车早期,约4.0 Ma时期,充注到羊塔克构造带,形成少量黄色荧光油包裹体,但大量充注是在约3.5 Ma时期.库车坳陷中下侏罗统煤系源岩是在约26 Ma时达到成熟,生成的天然气在约3.5 Ma,开始大规模的向羊塔克构造带充注.天然气充注后对早期少量原油进行气洗,形成发蓝色荧光的、气液比不一的油气包裹体.油气充注后,在羊塔1地区形成残余油气藏,油水界面位于5 390.75 m处.新近纪库车晚期(3.0~1.8 Ma),受喜山晚期构造运动影响,羊塔克地区油气藏发生调整改造,羊塔1地区白垩系的残余油气水界面向上迁移至现今的5 379.70 m处.      

苏北盆地溱潼凹陷断阶带油气藏的成藏期次

根据油气包裹体的特征和盐水包裹体的均一化温度,结合烃源岩生烃史和地层埋藏史,分析了苏北盆地溱潼凹陷断阶带具代表性的油气藏的成藏期次。断阶带内油气富集程度较高,不同构造带或同一构造带不同断阶带油层的分布特征存在明显的差别。油源岩为古近系阜宁组二段和（或）泰州组的油藏具有2期油气充注的特点,如祝庄油田D34井阜宁组三段油层第一期充注的时间为26-21Ma,第二期开始充注的时间约为12Ma;草舍油田中-南断块S198井阜宁组三段油层第一期充注为14-8Ma,第二期为5-2Ma;草舍油田北断块S120井三垛组一段油藏第一期充注时间为17-4Ma,第二期无法找到对应的成藏时间。而油源岩为阜宁组四段的油藏为一期充注,如角墩子油田S228井三垛组一段、戴南组一段油层开始充注的时间约为14Ma．一直持续至今。     

塔里木盆地于奇西地区奥陶系原油特征及油气充注过程

塔里木盆地沙雅隆起北部于奇西地区奥陶系为重质油勘探区,但于奇西1井（YQX1）奥陶系钻遇中-轻质油.为探求其油气来源,通过沙雅隆起52件原油样品的金刚烷化合物分析,于奇西地区奥陶系131件岩心样品的岩石学观察、流体包裹体系统分析测试和同一期次油包裹体的气相色谱（GC）分析及色谱-质谱（GC-MS）分析,运用流体包裹体均一温度、单井埋藏史-热史图确定油气充注年龄,结合研究区断裂特征和盖层分布特征总结其油气成藏模式.结果表明,研究区原油普遍遭受生物降解作用并局部存在稠油与轻质油混合现象,同时奥陶系发育2~3期油气充注,分别为加里东晚期（452.5~420.5 Ma）、燕山期（150.2~100.6 Ma）和喜山期（20.1~2.1 Ma）;早期油气藏中原油因构造抬升发生生物降解而稠油化,晚期轻质油沿基底和寒武-奥陶系NW、NNE向走滑断裂垂向充注对早期油气藏进行混合改造,形成一定范围的中-轻质油藏.      

塔中北坡顺托果勒地区志留系油气成藏期差异性分析

塔中顺托果勒地区经历了多期构造活动,使顺10和顺9井区油气成藏过程具有一定的差异性.前人采用多种技术方法对研究区志留系成藏时期进行了深入研究,但尚未达成共识.以储层成岩作用和成岩序次分析为基础,采用显微红外光谱、显微荧光、冷阴极光等手段,对储层沥青、原油和单个油包裹体进行了系统分析,并结合埋藏史投影法确定了研究区志留系柯坪塔格组顺10和顺9井区等油气充注序次和成藏时间.结果表明,顺9井区存在3期油和1期天然气充注,加里东晚期（419.6~398.1 Ma）、海西晚期（271.5~224.0 Ma）和喜山期（11.4~1.1 Ma）;顺10井区可能只存在加里东晚期（419.6~408.4 Ma）和海西晚期（271.6~236.8 Ma）油充注,缺乏晚期油气充注.顺9井区3D地震剖面层位和断裂解释显示,塔中北坡NE向走滑断裂是志留系油气运移的重要输导体系,并控制了柯坪塔格组晚期油气充注,决定了该区工业油流.因此,塔中北坡志留系油气勘探的关键是寻找喜山期充注的油气藏.      

松辽盆地南部油气成藏期研究——以黑帝庙地区为例

应用储层流体包裹体均一温度测试结果,结合激光拉曼光谱显微探针成分分析与构造演化史分析,认为青山口组生成的油气主要存在一期充注,包裹体均一温度是90℃～110℃,对应的油气充注时间是从82.5 Ma开始.油气存在二期成藏,即嫩江组末期和明水组末期.嫩江组烃源岩生成的油气是二期充注,流体包裹体均一温度分别是90℃～100℃和110℃～120℃,油气分别由68 Ma和66 Ma开始充注,但以后者为主.主成藏期是一期,明水组末期-古近纪时期.今后油气勘探的主要目标是寻找由嫩江组烃源岩提供油源,形成于姚家组和嫩江组中的岩性油气藏及于明水末期-古近纪时期形成的岩性-构造油气藏.     

塔中北坡两顺地区志留系成藏条件及期次分析

通过对塔里木盆地塔中隆起及其北坡两顺地区志留系油气成藏地质条件分析,认为两顺地区志留系具备形成工业油气藏的条件。志留系油气显示层段储层包裹体的均一化温度和含盐度测定结果显示存在两个成藏期:早期和晚期。早期油藏遭受部分或全部被破坏,其中塔中地区已演化为沥青砂岩,两顺地区破坏程度相对较低;晚期成藏基本未被破坏,既可单独形成新的油气藏,也可对早期(残余)油藏进行再充注。对S1井油气钻井资料综合分析发现,两顺地区早期油气藏并未形成沥青砂岩,而是形成残余油藏并接受了晚期成藏阶段的油气再充注,推测从S1井到满加尔坳陷方向,存在志留系早期原生油气藏的可能性。     

东营凹陷超压体系中的岩性油气藏充满度机理

东营凹陷岩性油气藏主要发育在下部的超压体系之中.在该压力体系中,由于断裂作用、储集物性等因素的影响,形成了不同充满度岩性油气藏.对不同充满度和类型的岩性油气藏成藏体系的比较分析,建立不同充满度的岩性油气藏油气充注模式,即深部超压高充满度油气充注模式、断层沟通中等充满度油气充注模式及低充满度透镜体油气充注模式.     

一种有效的油气成藏研究手段——有机包裹体生物标志物分析：以渤海中部沙东南构造带为例

包裹体生物标志物分析实现了包裹体烃与储层烃的直接对比，是目前最有效的有机包裹体成分分析方法之一。由于一般情况下成熟早期原油密度较高，其中高分子量的生物标志物浓度亦高，因此，虽然该方法为群体包裹体分析结果，事实上包裹体生物标志物主要反映早期烃流体的特征，因而该方法可用于追朔油气成藏过程中石油组成的变化。本文详细介绍了压碎法包裹体烃生物标志物分析方法，并应用该方法分析了渤海中部沙东南构造带油气成藏过程。认为沙垒田凸起上CFD11-1油田的原油为沙河街组与东营组下段混合来源，其成藏过程是：早期沙河街组一段、三段形成的成熟度低到中等的油首先充注在近凹陷的构造中(如CFD18—2构造)，晚期(上新世时)东营组下段成熟油及沙河街组生成的高成熟油充注近凹的构造，并将早期注入的成熟度相对低的油向构造高部位排驱，排驱过程中有部分晚期生成的油气混合一起进入浅层，在远离凹陷的凸起上成藏(CFD11-1油藏)。作者认为，在近凹的低凸起及潜山构造是寻找轻质油和天然气的有利区带。     

Fluorescence micro-spectrometry of synthetic and natural hydrocarbon fluid inclusions: crude oil chemistry,density and application to petroleum migration

The fluorescence spectra of crude oils, synthesized as hydrocarbon fluid inclusions (hcfi) in NaCI crystals, have been recorded and correlated with crude oil chemical analysis. The crude oils represent a wide range in total hydrocarbons, saturate and aromatic fractions, and resin-asphaltene concentration. The fluorescence properties (Lambda max and Q) of the hydrocarbon fluid inclusions display a systematic red shift to longer wavelengths from 440 nm to 595 nm with increasing aromatic content and increasing concentration of NSO-bearing compounds. A positive correlation also exists between Lmax-Q and the thermal maturity parameters nC17/pristane and nC₁₈/phytane. First order linear regression equations provide a method for constraining the chemical composition of natural hydrocarbon fluid inclusions. Lmax and Q correlate positively with oil density (°API), providing for an indirect method of estimating the API of a natural hydrocarbon fluid inclusion assemblage. Fluorescence spectra of non-biodegraded crude oils from the Upper Devonian Birdbear Formation, Saskatchewan, Canada, have been correlated with regionally widespread hcfi within carbonate carrier beds and reservoir rocks of the same formation. The two most dominant types of hcfi spectra match well with the fluorescence spectra from crude oils within the Birdbear Formation. A third, less common population of very-blue fluorescing hcfi (Lmax=415440 nm, Q ≤ 0.10) also occur within fractures, intercrystalfne cements or in fossil overgrowths. The Lmax-Q-API-chemical correlations establised for the synthetic hcfi suggests that the °API of these inclusions is probably > 45° and the saturate/aromatic ratio ranges from 3.2 to 5.1. Spectra from hcfi within quartz overgrowths and cements, fractures and carbonate cements from sandstone reservoirs in the Jeanne d'Arc Basin offshore Newfoundland, compared with fluorescence spectra of crude oils suggests that some of the reservoirs may have been filled by a relatively low maturity oil and then a higher maturity oil. This is reflected in the intermediate spectra of the crude oils relative to the spectra of two separate hcfi events. Other reservoirs appear to have been charged with a relatively high gravity oil which was later biodegraded. This is marked by a blue region spectra for the hcfi compared with a red-shifted spectra for the crude oil (°API = 19). The API of the original unaltered oil which charged the reservoir is estimated to be between 32 and 38° using the Lmax-Q-API relationship established for the synthetic hcfi.     

东营凹陷原油、储层吸附烃全扫描荧光特征与应用

应用全扫描荧光分析(TSF、QGF-E)技术对东营凹陷沙河街组40个原油、15个储层包裹烃、39个储层砂吸附烃的三维荧光特征进行了定性与定量分析。分析表明,原油与包裹烃的TSF指纹特征总体相似,均为单峰型,指示油气成因具有内在的联系。观察到不同原油TSF强度峰宽与最高值有异,低成熟度样品往往具有较高的TSF强度及较宽的峰。进一步分析表明,原油TSF最高强度、TSF定量参数R1[270nm(Em360nm/Em320nm)]、R2[260nm(Em360nm/Em320nm)]与生物标志物成熟度参数C29甾烷ααα20S/(S+R)、Ts/(Tm+Ts)等有较好的线性正相关性,反映TSF荧光指纹特征及其定量参数可作为一种温标用于热成熟度分析。应用TSF技术确认东营凹陷中央隆起带原油成熟度具有自西南向东北逐渐降低的变化规律,其反映了油源与油气充注方面的重要信息。对东营凹陷牛庄洼陷两口井的储层砂的QGF-E分析表明,颗粒样品所在层段的烃类含量普遍较高,反映致密薄层砂、微裂缝等可能为该洼陷岩性油气藏重要的隐蔽型油气运移通道。TSF、QGF-E技术在油气族群、储层含油气性、油气运移路径与油层识别等方面具有广泛的应用前景。     

牛庄—八面河地区原油混源问题探讨及混合比计算

采用有机地球化学方法对牛庄—八面河地区混源油问题进行了研究。将来自沙三段成熟源岩的牛庄油田原油和来自沙四段源岩的八面河油田原油作为端元，通过伽马蜡烷含量/C30藿烷与藿烷/甾烷交会图、重排单芳甾/C27βS单芳甾比值和芳香甾含量交会图等方法，尝试计算了原油的混合比。计算结果显示从牛庄洼陷向八面河地区沙四段来源油的比例逐渐增加且两种方法计算的混合比一致。牛庄洼陷中心以沙三段来源油占绝对优势，八面河斜坡区则是以沙四段来源油为主，而王家岗地区则二者兼而有之。     

柴达木盆地西部英东地区油气成藏过程

柴达木盆地西部英东地区多期构造运动导致油气分布复杂,勘探难度大.采用油气地球化学、流体包裹体、定量荧光以及傅里叶红外光谱等方法系统分析英东地区油气成藏演化过程.研究表明:(1)英东地区新近系储层发育黄色和蓝色荧光两类油包裹体和天然气包裹体,黄色荧光和蓝色荧光油气包裹体对应两期油气充注时间分别为12 Ma和5 Ma.(2)现今油藏原油具有同源-低熟的特点,黄色荧光油包裹体成熟度较低与现今油藏原油特征相似, 是现今油藏的主要贡献者.(3)蓝色荧光油包裹体的成熟度较高,蓝色荧光油包裹体和气烃包裹体是早期低熟原油沿后期构造产生的断层疏导体系向上调整运移至浅层分馏和脱气的产物.通过以上分析明确了英东油藏经历了下油砂组(N₂1)沉积末期(12 Ma)的低熟原油充注和上油砂组(N₂2)沉积末期(5 Ma)至今油气调整与改造的成藏过程, 与喜山期主要构造活动期有很好的对应关系,反映构造活动对油气成藏具有重要控制作用.      

辽东湾坳陷LX油田浅层特稠油藏成藏过程及模式

针对LX油田浅层(明化镇组和馆陶组)特稠油藏复杂的油藏模式,充分利用地球化学、储层和包裹体等地质资料,在研究原油来源的基础上,恢复了该区东营组的成藏时期,并对成藏期内原油油品性质的变化及稠化特征进行了研究。结合浅层辫状河道沉积储层与含油性的分析,建立了浅层特稠油藏的成藏过程及模式,结果表明：(1)浅层明化镇组和馆陶组成藏与深层东营组油藏破坏相关,东营组储层在早期(28～25 Ma,东营组沉积末期)成藏并发生初步生物降解作用以及原油演化过程中,密度先增大、粘度后增大的性质使得油品性质在一定程度上变差,降低了对盖层条件的要求,为晚期（5～0 Ma）原油在盖层条件极差的明化镇组和馆陶组储层中成藏创造了必要条件;(2)浅层明化镇组和馆陶组辫状河道砂体纵向叠置关系与原油遭受的边充注边降解的过程共同形成了含油饱和度及油品性质在垂向上的旋回性,这与储层岩性的旋回性相对应,基于此建立了浅层油气充注模式,解释了现今特稠油垂向分布特征。     

琼东南盆地崖城地区流体包裹体特征和油气充注期次分析

储层流体包裹体研究是油气充注期次分析的重要手段。对琼东南盆地崖城地区下第三系崖城组和陵水组砂岩储层5口钻井岩芯样品进行包裹体镜下显微观察、荧光分析和伴生盐水包裹体均一温度测量,表明该区下第三系主要发生过两期油气充注:第一期充注油气主要发淡黄色荧光,以液态烃包裹体和气液两相烃包裹体为主,伴生盐水包裹体的均一温度主要分布在130~160℃,根据区域埋藏热演化史推断油气充注时间为晚中新世-早上新世。第二期充注油气主要发淡蓝色荧光,以气态烃包裹体、气液两相烃包裹体和气液固三相烃包裹体为主,伴生盐水溶液包裹体的均一温度范围为160~190℃,充注时间应为第四纪。     

应用流体包裹体研究致密砂岩储层多期油气充注历史——以鄂尔多斯盆地镇泾地区延长组长8段砂岩为例

本文以鄂尔多斯盆地西南缘镇泾地区延长组长8段致密砂岩储层为例,利用流体包裹体岩相学、微束荧光光谱及显微测温等分析方法, 厘定油气充注期次和时间,同时结合储层成岩演化,探讨储层致密化与油气成藏过程。研究表明,储层孔隙沥青呈黄色和蓝白色荧光, 并以蓝白色为主;石油包裹体呈黄色、黄绿色及蓝白色荧光,并以后两者居多。与黄色荧光石油包裹体同期的盐水包裹体均一温度主峰为 80℃～90℃; 而与黄绿色和蓝白色荧光石油包裹体同期的盐水包裹体均一温度主峰分别为105℃～115℃和110℃～120℃。研究区储层主要经历了3期烃类充注：第一期发生在早白垩世早期（138～130Ma）,表现为少量的低熟油充注;第二期发生在早白垩世晚期（124～105Ma）,为关键成藏期,与大规模成熟油充注相关; 第三期发生在晚白垩世（85～73Ma）,古油藏发生调整,再次成藏。储层早成岩阶段以机械压实、薄膜状绿泥石、高岭石及微晶方解石胶结为主,在中高孔渗条件下发生了早期石油充注;随着继续压实,石英加大、孔隙填充绿泥石、高岭石及亮晶方解石胶结发育,储层逐渐致密化 晚期石油在低渗致密储层内的运聚成藏主要受早期烃类充注路径控制。     

牛庄洼陷南斜坡未熟-低熟烃源岩排烃特征探讨

牛庄洼陷及其南斜坡烃源岩孔隙度、声波时差与伊蒙矿物含量测定结果表明,2 6 0 0m为成岩作用早期与晚期阶段的界限,在早期演化阶段南斜坡没有出现明显的异常压力,牛庄洼陷成岩作用晚期阶段有明显的压力异常。生物标志物演化与Ro值测定反映,该区有机质大量成烃起始阶段为 2 70 0m,牛庄洼陷南斜坡带 <2 70 0m烃源岩不具备大量排烃的生烃量条件与地质证据。牛庄洼陷南斜坡八面河油田原油的混合成熟度特征与混合的均一性,反映原油的混合作用在初次运移阶段可能即已发生,推测牛庄洼陷深部烃源岩在异常压力作用下通过微裂隙等间歇式排烃的同时,浅层未熟 低熟烃源岩生成的少量原油经由断层、应力产生的微裂隙与层理面,在地层压力及深部流体过剩压力参与下与成熟油混合幕式排出。烃源岩未熟 低熟阶段的排烃效率低于成熟烃源岩。     

Generation and hydrocarbon entrapment within Gondwanan sediments of the Mandapeta area, Krishna-Godavari Basin, India

The discovery of hydrocarbons (mainly gas) in commercial quantities from Gondwanan sediments in the Mandapeta field of Krishna-Godavari Basin, India, provided impetus for intensified exploration in Mandapeta and the adjoining Kommugudem, Draksharama and Endamuru fields. Both oil and gas have been found in the reservoirs of Mandapeta (Triassic) and Golapalli (Early Cretaceous) formations. Mature, localised, basal shales (1.0–1.1% Ro) in the Mandapeta formation have sourced the oils from the Mandapeta Sandstone reservoir (Triassic). The oils being produced from Golapalli Sandstone reservoir (Early Cretaceous) are relatively less mature and have been sourced by the underlying shales in the Mandapeta Formation at a maturity level of 0.80–0.85% Ro. The source and maturity data preclude liquid hydrocarbon sourcing from the Kommugudem (Permian) sequence. Permian coals and shales of the Kommugudem Formation are the major source rocks for gaseous hydrocarbons in this area. The hydrocarbon generation started in Early Cretaceous in the Kommugudem Formation, but the intermittent tectonic activity (with associated structural developments) has resulted in reorientation and redistribution of the then existing trap configurations. The present day maturity level of the Permian sediments in the Mandapeta field is 1.2% Ro or greater, capable of generating gas dominantly. The Raghavapuram shale in the Mandapeta area is adequately mature and has good hydrocarbon potential for oil generation. The probability of finding hydrocarbon reserves in the sands of Raghavapuram shales and other suitable traps is high. Modern seismic information together with geologic models can give new exploration leads.