内蒙古查干凹陷火山岩油藏成藏模式

火山岩油藏是查干凹陷进行油气勘探的现实目标。建立火山岩油藏成藏模式,对预测火山岩油气藏的分布和目标选择具有重要的现实意义。查干凹陷火山岩油藏的主力烃源岩为下白垩统巴音戈壁组二段;储集空间是原生孔隙和原生裂缝,局部为由于后期溶蚀作用产生的溶蚀孔隙和构造作用形成的构造裂缝;苏红图二段的棕红色泥岩是主力盖层。根据查干凹陷火山岩油气成藏条件及其控制因素的研究,总结出查干凹陷火山岩油藏具有2种成藏模式,即岩性成藏模式和构造－岩性成藏模式,其中构造－岩性成藏模式是主要的成藏类型。     

亚诺斯前陆盆地MM油田成藏规律及成藏模式

MM油田位于南美洲哥伦比亚境内亚诺斯前陆盆地东部斜坡带,远离西部烃源灶,以微幅度、小规模岩性-构造油藏为主。本文通过研究亚诺斯盆地构造演化史并充分结合研究区地质、测井、地震等资料,总结出MM油田具有"远源复合输导,断层遮挡式成藏"的油气成藏规律,油气远源输导控制油藏丰度,构造位置控制油气聚集,断层侧向封闭控制油藏分布,圈闭大小及储层物性条件直接影响油藏规模。在研究区,卡沃内拉组C7段储层为油气侧向运移主要载体,断层为油气垂向运移主要通道,断层断距与盖层厚度之间的匹配关系及圈闭条件共同控制MM油田成藏模式,形成了断鼻、岩性-断层及断层-岩性等3种油藏类型。     

松辽盆地三肇地区扶杨油层油气成藏过程主控因素及成藏模式

从多元地质条件及其时空匹配关系的角度出发,对三肇地区扶杨油层油气成藏过程中的主控因素进行分析。结果表明:上覆青山口组一段源岩有效排烃范围、超压和T₂反射层油源断裂组合关系控制了油气垂向向下“倒灌”的运移范围、距离及层位;古构造背景、T₂断层与储层砂体配置关系控制着油气侧向运移的方向、通道和距离;基准面旋回、沉积微相类型与现今构造配置关系控制着油气的垂向聚集层位及平面分布规律。在此基础上,结合构造发育史、油源条件及沉积微相研究成果,对研究区扶杨油层油气成藏模式进行了总结,认为研究区扶杨油层主要存在4种成藏模式:源内--顶生下储式油气成藏模式、近源--短距离侧向运移--斜坡带断层遮挡油气成藏模式、源外--长距离侧向运移--继承性构造隆起带油气成藏模式、多源--多方式侧向运移油气成藏模式。     

鄂尔多斯盆地西南部晚三叠世碎屑岩储层成藏差异性及控制因素——以镇北地区延长组长4+5油层组为例

鄂尔多斯盆地西南部晚三叠世延长组碎屑岩储层油气成藏复杂,勘探开发难度大。文章在大量钻井岩心、薄片鉴定、测试分析及试油成果资料等系统分析基础上,研究了镇北地区延长组长4+5储层及成藏特征,揭示了成藏差异性,建立了成藏模式,分析了主控因素及富集规律。结果表明：盆地西南部发育了辫状河-三角洲沉积体系,西部发育三角洲平原亚相,东部为三角洲前缘亚相,东部储集砂岩结构成熟度和成分成熟度较西部高;储层孔隙度8%～15%,渗透率0.1×10^-3μm²～1.0×10^-3μm²,储层整体为低孔、低渗储层,局部发育高孔高渗区,东部储层物性优于西部;认为优质烃源岩、生烃异常高压、有利沉积相、优质储层分布是油气富集成藏的主要控制因素;盆地西南部长4+5主要发育了岩性油藏和构造-岩性油藏两种油藏类型,东部为岩性油藏,西部发则以构造-岩性油藏为主,东、西部成藏特征差异性明显;东部烃源岩厚度大且生烃增压形成的异常压力值高,可形成连续性好、规模较大的油藏,而西部所形成的油藏规模小。     

文昌B凹陷陡坡带珠海组二段海侵扇三角洲储层特征及油气成藏特征

利用构造、层序地层、沉积古地貌、沉积微相分析、成藏综合分析等方法,对珠江口盆地文昌B凹陷陡坡带特殊构造背景下的珠海组储层沉积相及其油气成藏模式进行研究,认为该区珠海组二段与珠海组一段构成了一套优质区域性储盖组合,珠海组二段沉积期,在陡坡带古丘地貌上发育潮控海侵退积型扇三角洲相,其水下分流河道骨架砂岩较好的孔渗性使珠海组二段成为油气优势运聚成藏层系,是主要勘探目的层之一。结合烃源岩、沟源断裂及圈闭等成藏主控因素分析,提出该区珠海组二段垂向运移、优势聚集、有效断块的油气成藏模式,钻探发现文昌B凹陷陡坡带X构造整装规模储量的商业性油田和一批含油构造。     

鄂尔多斯盆地彭阳地区侏罗系延安组油气成藏主控因素分析

分析了鄂尔多斯盆地彭阳地区侏罗系延安组油藏成藏特征,并探讨了烃源岩、沉积、储层、构造等成藏主控因素,为寻找该区油气勘探有利区提供参考。结果表明：彭阳地区侏罗系延安组油藏类型为岩性圈闭和构造圈闭,岩性圈闭油藏主要受沉积因素控制,构造圈闭油藏主要受断层圈闭和构造因素控制;延安组烃源岩主要为炭质泥岩及暗色泥岩,有机质丰度较高,侏罗系成藏具有良好的油源条件;侏罗系延9、延8及延7沉积期间发育的三角洲平原分流河道砂体是重要的储集层,河流边滩微相砂体及河道心滩砂体是最有利的储集砂体;侏罗系延安组储层物性越好,含油性越好;侏罗系延安组构造复杂多样,断层和穹窿及小型鼻状隆起等微构造十分发育。综合分析认为,主砂体与有利构造叠合部位形成的构造圈闭和岩性圈闭是最有利的油气聚集区;侏罗系石油勘探重点应在穹窿、鼻隆等构造高点部位与主河道叠合区。     

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。     

鄂尔多斯盆地吴起地区古地貌对侏罗系下部油藏形成和富集控制机制分析

为了研究吴起地区侏罗系古地貌油藏成藏主控因素,采用沉积学古地貌恢复法,依据富县组+延10地层砂体厚度刻画吴起地区侏罗系古水系分布,结合鄂尔多斯盆地前侏罗纪古地质特征,对吴起地区古地貌特征及侏罗系下部油藏成藏和富集规律进行了研究,在此基础上总结了油气成藏模式。研究表明:吴起地区发育下切河谷、斜坡带和河间丘三种古地形。前侏罗纪古地形控制着侏罗纪早期地层的沉积和油藏的分布,富县组地层与延长组之间的角度不整合剥蚀面和侵蚀河谷厚层高渗砂体是石油运移的主要通道,同时高渗砂体也是侏罗系下部油藏的主要储集体。依据侏罗系下部油藏的空间分布,结合古地貌、沉积环境、微构造特征等多方面因素总结出吴起地区侏罗系古地貌油藏的3种成藏模式:斜坡式、河间丘式和古河式,其中河间丘式油藏最为发育。      

泌阳凹陷下二门油田油气成藏机理研究

下二门油田位于泌阳凹陷东部边界下降盘内侧,是一个在早期同沉积逆牵引背斜构造基础上后期通过差异抬升和断裂改造的背斜构造。该油田油气差异聚集特征明显,从核三段和核二段下部的纯油藏,向上过渡到核二段上部带气顶的油藏,直到核一段和廖庄组为纯气藏,油源对比表明其上部的油气是通过长距离垂向运移由下部成熟油气向上运移聚集的。下二门背斜是一个早期(核三段Ⅶ砂组沉积时期)伴随着边界断裂的快速下降而形成的同沉积逆牵引背斜构造,但隆起幅度不明显,早喜马拉雅运动(廖庄组沉积末期)使该区遭受强烈的挤压,形成从下到上幅度逐渐加大的背斜隆起,晚喜马拉雅运动,形成北东、北东东向的张性断裂,使下二门背斜构造断裂化,形成了现今与断层有关的多种圈闭类型。与其相对应地该油田具有多期成藏和调整成藏的特点,一是发生在核一段沉积末期古油藏形成时期,二是发生在廖庄组沉积末期古油藏遭受破坏和成熟油气开始大量充注的时期,三是发生在廖庄末构造抬升期的晚期和第四系沉积前的大量油气充注和现今油气藏定型时期。其油气成藏模式是早期通过单砂体运移通道侧向运移缓慢充注聚集,中后期廖庄组末期差异抬升运动导致势能差的急剧增大而快速充注和断裂改造垂向调整运移聚集成藏模式。     

沾化凹陷孤北洼陷沙四上亚段油气成藏组合特征

通过油源对比及储层特征、盖层特征、油气藏特征研究,将孤北地区沙四上亚段划分为自源自生自储油气成藏组合和混源旁生侧储油气成藏组合,解释了孤北地区沙四上亚段存在的3类油气成藏模式:自源侧向运聚模式、自源垂向运聚模式、混源混向运聚模式。构造圈闭、不整合面和断层发育是成藏组合油气成藏的关键因素。在异常高压的作用下,油气沿断层、不整合面和骨架砂体共同组成油气二次运移的立体网络,使陡坡、低隆起、缓坡各构造岩相带都能够成为油气运移的有利指向。     

南堡凹陷老爷庙油田新近系储层特征与油气成藏

南堡凹陷老爷庙油田新近系馆陶组和明化镇组仍是目前勘探和开发的重点层段。新近系以河流相沉积为主,储层岩石类型以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主;孔隙结构以中孔和大孔为主,分选较好;储层成岩作用相对较弱,碳酸盐析出是降低原生孔隙的重要因素,孔隙类型以粒间孔为主,馆陶组见少量粒间溶孔和粒内溶孔。储层成岩作用对油气聚集有利,储层沉积微相控制了油气的聚集和分布,河道和废弃河道砂体具有良好的储盖配置关系,是最有利的油气聚集相带;心滩砂体由于其封盖条件不如河道砂体优越,而含油气性相对较差。     

中国近海富烃凹陷油气成藏特征

富烃凹陷是当今油气勘探的主战场,中国近海已发现的油气储量主要集中在14个富烃凹陷中。利用钻井、测井、地震及化验测试等资料,结合最新油气勘探成果,从温压系统、储盖组合、热流体活动及油气输导与聚集等方面分析、总结了中国近海典型已证实富烃凹陷的油气成藏特征。研究表明:中国近海富烃凹陷深层超压普遍发育,地温梯度高,复合型温压系统构成,为油气成藏提供了充足的动力;主力储层物性好,发育1～2套优质的区域性盖层,至少存在2套有利的储盖组合;发育多种类型的烃类包裹体,油气主成藏期集中,并存在快速幕式充注现象;发育高效优势输导体系、多种圈闭与油气藏类型,存在多种油气成藏模式,油气呈带状差异富集与分布。     

江陵凹陷构造演化与含油气系统关系研究

本文以江汉盆地江陵凹陷为例,利用钻井、测井、地震及分析化验等资料,通过对该凹陷构造演化与油气生成、运移与聚集、输导体系之间的控制作用研究,探讨构造演化与含油气系统的关系.指出江陵凹陷可以划分为一个完整的含油气系统,该系统形成于新沟咀组下段一荆河镇组沉积期,主要形成时期为古近纪荆河镇组沉积末期,保存期为新近纪一第四纪;总结了油气藏的形成特点,揭示油气藏形具有多层系同期成藏的规律,因此,江陵凹陷具有多套勘探层系,可以进行立体勘探,应加大原、次生油藏兼探的力度和步伐,扩大江陵凹陷的勘探成果.     

大港油田埕北断阶带油气运移、成藏期次及成藏模式

通过原油中类异戊二烯烃地球化学变化特征的对比分析,指出大港油田埕北断阶带的油气主运移方向是由北边的生油凹陷(歧口凹陷)向南(埕北断阶带)运聚和由西边的生油凹陷(歧南凹陷)向(北)东(张东地区、关家堡地区和埕海地区)运聚。利用流体包裹体、生排烃法、饱和压力法等方法技术,认为存在两个充注期:古近纪东营末期和新近纪明化镇末期—第四纪。结合输导体系研究成果,提出了4种油气成藏模式:沿连通砂体—不整合面侧向运聚成藏模式、沿断层垂向运聚成藏模式、沿连通砂体(不整合面)—断层阶梯状运聚成藏模式、源内砂岩透镜体运聚成藏模式。     

松辽盆地西部斜坡带五颗树地区青三段油气成藏特征

松辽盆地西部斜坡带五颗树地区青三段以辫状河三角洲前缘沉积为主。砂体主要是水下分流河道和河口坝的细砂岩,分布广、沉积厚,砂地比值高,具有较高的孔隙度和渗透率;研究区油气主要来自于东侧大安-古龙坳陷的青山口组烃源岩,烃源岩以I型干酪根为主;发育于青三段之上的嫩江组暗色泥岩分布广、有机质含量高,为有效的区域性盖层;研究区西北部和东南部各发育一条东南倾向的断层,由于其封堵性差,对油气藏起破坏作用。通过对油气成藏要素的研究发现,该地区青三段具有良好的勘探前景,斜坡背景下低幅度背斜成藏模式是该地区主要的油气成藏模式。     

渤中坳陷大型油气系统输导体系及其对油气成藏控制

渤中坳陷东营组沉积期以来快速沉降和强烈断裂活动的地质背景导致其呈现出不同于渤海湾盆地其他地区的油气成藏特征.凹陷周缘凸起带成为油气聚集的主要场所, 输导体系的分布与演化控制了油气运移和成藏.在阐明渤中坳陷大型油气系统烃源岩和油气分布规律的基础上, 综合利用多种资料分析了各类潜在输导通道的发育特征及其空间配置, 识别出断裂主导型、砂体主导型和不整合主导型3类控藏输导体系.凸起边缘继承性的长期断层充当了垂向流体释放和油气运移的主输导通道, 控制了凸起带上新近系储集层中的油气聚集.特别是在构造活跃期, 开启的长期断层成为油气快速垂向运移的首选通道.古近系沙河街组和东营组的连通性砂体与活跃烃源岩直接接触, 不仅是早期油气运移和聚集的主要场所, 也是晚期油气运移和聚集的始发站.因此, 它们不仅控制了古近系圈闭的油气聚集, 同时在很大程度上直接控制了凸起带新近系圈闭的油气供给.不整合T₈是中生代末区域构造变革的产物, 其渗透性因风化作用而得以提高, 充当了深部侧向油气运移的输导通道, 控制了潜山储集层中的油气成藏.3类输导体系对油气成藏的时间、部位、速率和规模等都具有不同程度的影响, 但断裂主导型输导体系的控制作用最为显著.      

松辽盆地榆树林油田葡萄花油层主控因素分析

对榆树林油田的地质、钻井和地球化学资料分析表明,榆树林油田青1 段烃源岩有机质丰度高、生烃潜力大。油源 对比表明,葡萄花油层中的油来源于青1 段烃源岩。储层以浅水三角洲沉积环境下的分流河道砂为主,属于中孔- 中渗储层。 研究区油藏类型以岩性油藏为主,油水分布平面上呈现由西南部向东北部油层逐渐减少、水层逐渐增多的趋势,剖面上呈 现西南部广泛发育油层、中部上油下水、东北部水层居多的特征。研究发现,由西南部向东北部随着烃源岩演化程度的降低, 油层发育逐渐减少,有效储集体的分布与油层的发育在平面上对应关系明显,生、排烃时期断层活动性强的区域更有利于 葡萄花油层成藏。烃源岩成熟度、有效储集体、断层活动性控制了榆树林油田葡萄花油层的成藏。     

新疆塔里木盆地推覆-滑脱构造及其控油作用

塔里木盆地深层次推覆-滑脱构造表现为前震旦系基底岩系中的韧性剪切带;中层次表现为古生界逆冲推覆、滑脱褶皱和牵引背斜;浅层次以中—新生界褶皱-冲断层带为特征。塔里木盆地大型隆起带的形成与中、深层次推覆-滑脱作用有关,它们是寻找大型油气田的主要油气聚集带。山前坳陷中发育浅层次推覆-滑脱构造,是寻找中、小型油气田的有利构造带。     

Dynamic Field Division of Hydrocarbon Migration,Accumulation and Hydrocarbon Enrichment Rules in Sedimentary Basins

Hydrocarbon distribution rules in the deep and shallow parts of sedimentary basins are considerably different, particularly in the following four aspects. First, the critical porosity for hydrocarbon migration is much lower in the deep parts of basins: at a depth of 7000 m, hydrocarbons can accumulate only in rocks with porosity less than 5%. However, in the shallow parts of basins (i.e., depths of around 1000 m), hydrocarbon can accumulate in rocks only when porosity is over 20%. Second, hydrocarbon reservoirs tend to exhibit negative pressures after hydrocarbon accumulation at depth, with a pressure coefficient less than 0.7. However, hydrocarbon reservoirs at shallow depths tend to exhibit high pressure after hydrocarbon accumulation. Third, deep reservoirs tend to exhibit characteristics of oil (–gas)–water inversion, indicating that the oil (gas) accumulated under the water. However, the oil (gas) tends to accumulate over water in shallow reservoirs. Fourth, continuous unconventional tight hydrocarbon reservoirs are distributed widely in deep reservoirs, where the buoyancy force is not the primary dynamic force and the caprock is not involved during the process of hydrocarbon accumulation. Conversely, the majority of hydrocarbons in shallow regions accumulate in traps with complex structures. The results of this study indicate that two dynamic boundary conditions are primarily responsible for the above phenomena: a lower limit to the buoyancy force and the lower limit of hydrocarbon accumulation overall, corresponding to about 10%–12% porosity and irreducible water saturation of 100%, respectively.