准噶尔盆地呼图壁气田油气成因及成藏分析

应用原油、天然气及烃源岩样品有机地球化学资料,对准噶尔盆地呼图壁气田油气地球化学特征及成藏时间进行分析.研究表明,呼图壁气田原油来源于白垩系烃源岩,天然气来源于侏罗系煤系烃源岩干酪根裂解气,源岩大量生气始于12 Ma左右,天然气成藏时间约在5 Ma.     

杭州湾盆地油气前景

杭州湾盆地系浙江地区唯一有第三系分布的沉积盆地,含第三系、白垩系及古生界三个找油层系。钻井揭示长河凹陷下第三系储层中存在高成熟液态烃现象。热模拟试验证实下第三系暗色泥岩具有生气能力。长河凹陷杭19井周围浅层低幅构造及杭17井附近老新街构造是有利油气聚集部位。平湖凹陷杭4井周围有10km~2的白垩系储气层。桐乡凹陷中部重力高、王盘洋凹陷次隆部位等可能是寻找古生界油气藏的目标区。     

东海陆架油气勘探的新领域

基于东海陆架区的物探、化探和钻井等方面资料分析了陆架的地层结构和构造特征。东海陆架盆地具有叠合复式盆地的特征。新生代含油气盆地之下叠置了中生代和古生代的盆地和含油气层,巨厚的前第三系地层为油气提供了丰富的物质基础。化探资料以及荧光、酸解烃和甲烷等指标表明,在诸如海礁凸起等高构造区有极好的油气异常显示,油气存在于前第三系之中。钻探证明,瓯江凹陷东侧（又称丽水凹陷）的侏罗系中有烃源岩,前古生界的变质岩中有油气显示。因此,海礁凸起、渔山凸起、瓯江凹陷东侧、长江凹陷与西湖凹陷之间以及浙闽隆褶带的前第三系是东海陆架区油气勘探的新领域。     

地表油气化探综合参数应用于冀中坳陷廊固凹陷钻井含油气性判别的效果

以油气物质垂向运移理论为依据,从影响油气物质垂向运移及其地表油气化探异常的地质构造、地表土壤环境因素出发,分析了各类油气化探综合参数的意义。根据廊固凹陷油气田井场地表油气化探实测数据,计算了各井场油气化探指标的MPV、MAV、Ai、Vi值和烃汞比值、吸附烃总浓度等参数。已知油气井的多参数图解显示,地表油气化探综合参数能有效地识别钻井的含油气性,据此可以判别正钻井的含油气前景。     

南襄盆地襄樊-枣阳凹陷白垩系油气资源前景初步评价

通过南襄盆地内矿产地质、油气地球化学勘探等研究,发现一些襄樊-枣阳凹陷白垩系烃源岩信息:凹陷东缘盐矿井揭示的上白垩统中段烃源岩较发育、有机质丰度较高、演化程度适中,显示出一定的生烃能力;地表化探甲烷C同位素数据显示,近一半样品与中生界成熟石油伴生气有关,佐证了该区中生界生烃能力.地震勘探成果表明白垩系分布广、厚度大、沉积环境较稳定;在已投入地震勘探的900km2范围内,共解释出襄樊-枣阳凹陷可靠和比较可靠的白垩系圈闭23个,圈闭面积4～16krm2,最大可达200km2.其中,枣阳凹陷的13个圈闭是20世纪90年代地震勘探解释成果,落实程度较高,总面积达189km2.利用现有的地质、物探、化探等资料,对襄樊-枣阳凹陷白垩系石油地质条件进行初步评价,资料显示,南襄盆地襄樊-枣阳凹陷白垩系范围较广,厚度大,埋藏深,烃源岩演化程度较高,综合认为白垩系是区内值得探索的勘探新层系.     

油气化探异常预测油气藏埋藏深度探讨

通过对大庆油田丰富的地表油气化探、钻井资料分析研究,结合油藏放射性异常模型,提出了氡异常水平分布及特征值与油气藏深度的关系数学模型及参数计算方法。通过大庆油田杜29井区实际资料验证和平洋来27井区、来36井区试验应用,证实用地表油气化探特征值估算确定油气田埋藏深度的技术方法是可行、实用的。而这种解释结果结合地质解释分析,对指导油气田勘探部署,提高勘探效益都具有实际意义。     

楚雄盆地油气系统分析及勘探前景

从本区基本油气地质条件入手，通过拟三维盆地模拟、分期计算生烃强度等手段，采用油气系统“动态演化-综合分析思路与方法，将楚雄盆地分出了“北部凹陷T3(J2-3)—T3—J2—K(潜在的)油气系统”及“东部的东山-云龙凹陷∈1—D2(O1)—D1-2(推测破坏的)油气系统”。结合对已钻井结果的分析，认为楚雄盆地应以天然气勘探为主，北部凹陷白垩系-下第三系分布区，特别是下第三系膏盐岩盖层分布的地区，应该是楚雄盆地天然气勘探的主要地区，勘探的主要风险是盖层及燕山晚期-喜马拉雅期断裂改造问题。     

楚雄盆地油气系统分析及勘探前景

从本区基本油气地质条件入手，通过拟三维盆地模拟、分期计算生烃强度等手段，采用油气系统“动态演化”综合分析思路与方法，将楚雄盆地分出了“北部凹陷T3(J2-3)-T3-J2-K(潜在的)油气系统”及“东部的东山一云龙凹陷∈1-D2(O1)-D1-2(推测破坏的)油气系统”。结合对已钻井结果的分析，认为楚雄盆地应以天然气勘探为主，北部凹陷白垩系一下第三系分布区，特别是下第三系膏盐岩盖层分布的地区，应该是楚雄盆地天然气勘探的主要地区，勘探的主要风险是盖层及燕山晚期一喜马拉雅期断裂改造问题。     

吉林省延吉盆地油气地球化学异常的形成及含油气远景评价

理论和实践均表明在地下油气藏的上方存在高浓度的烃类气体的异常,这样人们可以利用油气藏对其上覆地层发出的扩散气流及其反应物作为信息,进行油气勘探,即油气地球化学勘探。有关烃气流的垂直运移问题,是油气化探的基础理论问题,它包括烃气流的扩散运移和烃气流的渗透运移两个方面。烃气流的扩散运移服从于菲克第一定律,并且可以导出如下级数方程: C=C_0[Z/H-2/πsum from n=1 to ∞(-1)~(n-1)sin(nπZ/H)e(-n~2π~2/H_*~2Dt)] 根据这一方程可以求出地下深部油气藏的烃气流扩散到地表的时间t_1。对于某一含油气区在获得该区的石油地质资料以后,根据其生油门限,可以求得生成油气的时间,即地下烃气流开始扩散的时间t_2,当t_2>t_1时,在地表可以获得地下深部油气藏扩散到地表的信息,反之不然。吉林省延吉盆地为吉林省东部中生代内陆盆地,它是在古生代地层海西期花岗岩基础之上发展了一套侏罗系,白垩系和第三系地层。根据化探工作结果和石油地质勘探认为:盆地内具有良好的生油条件,根据计算结果得出:廷吉盆地生油门限温度为70℃,生油门限深度为1700m,那么,经公式计算:t_1为64.45Ma,t_2为127.5Ma,因此,可以认为在延吉盆地内地下深部的烃气流及有关物质可以通过扩散的方式运移到地表,在地表形成油气地球化学异常。由于延吉盆地内构造比较发育,尤其有主要的两组断裂控制盆地构造格局,因此,烃类气体的渗透作用在盆地内也是形成地面油气地球化学异常的一种方式,因此,延吉盆地油气地球化学异常的形成是扩散作用和渗透作用迭加的结果。延吉盆地的油气化探工作是在200km~2的面积内采集了388个土壤样品共分析了九个地球化学指标为:紫外UV290、UV410,荧光UF431、UFF、Hg、I、Ba、Sr、Po210外加47个△C指标的测试工作。经过数据处理:R型簇群分析,R型因子分析得出了各指标之间的相互关系,其结论为: ①发光沥青指标间关系最密切,它们都是油气运移的直接产物,是寻找油气藏的直接指标。② ~(210)Po与Hg油气物质在成因上有一定的联系,可以作寻找油气藏的较好指标。但由于~(210)Po放射性指标的多解性,只能根据具体的情况判断它们和油气的关系,但在延吉盆地中从簇群分析结果中可以看出。~(210)Po和Hg可以作为寻找油气藏远景区的直接指标。③ Ba、Sr和油气的形成无直接关系,只能作为一种沉积环境的指标,在本区Ba/Sr>1,这也反应了延吉盆地是属于中生代内陆沉积环境形成的。通过对盆地内各油气地球化学指标分布特征和异常形态,以及综合异常图,再结合航磁推断的地质构造一起考虑,可以对盆地内含油气远景作出预测。认为:本区最有利的含油气远景区推测为在布尔哈通河以南,朝阳川、龙井县以西、西城公社至龙井县以北的几个盆地中心内局部深凹陷地段,因此,若在这一地段内存在良好的圈闭条件,有望找到油气藏。     

内蒙古西部额济纳旗地区X井油气显示特征与油气源探讨

根据内蒙古额济纳旗地区X井白垩系额济纳旗组、侏罗系麻木乌苏组、古生界顶面风化壳等不同层段的油气显示特征和钻井泥浆烃类气体组分、甲烷C同位素的分析结果,认为侏罗系和白垩系油气显示特征相同,为油与气显示,气体样品的干燥系数(C1/C总)为0.80~0.87,甲烷C同位素δ13C1为-48.19‰~-50.87‰,表现了低成熟热解气的特征;古生界风化壳为气显示,天然气干燥系数(C1/C总)为0.91~0.92,甲烷C同位素δ13C1为-21.56‰~-30.91‰,表现了高成熟热解气的特征。该井及邻区的中生界、古生界烃源岩干酪根类型及其演化程度具有显著的差别,中生界烃源岩以低成熟混合型干酪根为主,古生界烃源岩为成熟—高成熟(或过成熟)的混合型-腐泥型干酪根。表明该区存在以中生界侏罗系—白垩系低成熟烃源岩为油气源的油气系统和古生界高成熟(或过成熟)烃源岩为气源的油气系统,指示了古生界油气资源前景。     

广西桂中1井井下油气地球化学特征及其指示意义

长期以来,桂中坳陷以其良好的地质条件为中外地质学家所瞩目,通过对桂中1井纵向上不同层段岩屑样品的油气地球化学特征研究,以典型油气层、生油层、储油层以及盖层化探异常组合、异常形态及其特征为依据,并用烃类比值、甲烷碳同位素、三维荧光等方法进行属性判断,针对桂中1井不同异常区段（不同地层）从化探角度进行评价。并且对桂中凹陷勘探潜力的判断提供地球化学依据。     

珠江口盆地文昌A凹陷深层珠海组不同构造单元油气充注期次及差异性分析

珠江口盆地文昌A凹陷深部的古近系珠海组油气资源丰富,但不同区带油气成藏分布复杂,油气成藏时期的关键证据——包裹体的研究相对薄弱.为了准确厘定文昌A凹陷珠海组烃类充注时期,以研究区珠海组砂岩储层中的烃包裹体及其伴生盐水包裹体为研究对象,利用荧光光谱测定、激光拉曼光谱分析、显微测温等实验测试,结合包裹体捕获压力计算、埋藏史、热演化史、生烃演化史等分析,开展了凹陷中心及近珠三南断裂带油气成藏期次与差异性研究.结果表明,储层砂岩中烃包裹体及其伴生盐水包裹体成分主要为CH4、C2H6、CO2和H2O,同期盐水包裹体均一温度集中分布于95～180℃.断裂带与凹陷中心均存在3期烃类充注,但油气充注时间有差别.其中,凹陷中心第1期发生在21.9～13.9 Ma,第2期油充注发生在12.0～8.9 Ma,第3期油气充注时间7.8～4.8 Ma;断裂带第1期油充注发生在约21.7～10.2 Ma,第2期油充注发生在约9.1～4.9 Ma,第3期油气充注时间约为3.9～1.5 Ma.差异性构造沉降导致的烃源岩埋深的差异,以及多期断裂活动强度及其时空配置关系的不同,是造成凹陷中心及断裂带烃源岩生烃高峰的差异及...     

D函数规律在油气综合化探中的应用

本文主要研究了D函数规律应用于油气化探可能性。并从天然水系中D函数的分布特征出发,运用作为油气化探的基础理论——垂直运移假说,探讨了油气化探中D函数规律的形成机理。本文作者还运用了泌阳凹陷油气化探资料,在双河油田以及下二门油田上方建立了浅层地下水的D函数异常模式。并依据双河油田和下二门油田上方浅层地下水的D函数异常模式,对泌阳凹陷古城地区进行了预测,圈定了一个D函数综合异常。该异常现经钻探已发现工业油气流。最后,对浅层地下水中D函数环状地球化学晕的形成机理进行了讨论。并论述了D函数规律在油气化探中的作用与地位。     

内蒙古西部额济纳旗地区X井油气显示特征与油气源探讨

根据内蒙古额济纳旗地区X井白垩系额济纳旗组、侏罗系麻木鸟苏组、古生界顶面风化壳等不同层段的油气显示特征和钻井泥浆烃类气体组分、甲烷C同位素的分析结果,认为侏罗系和白垩系油气显示特征相同,为油与气显示,气体样品的干燥系数(C_1/C_总)为0.80～0.87,甲烷C同位素δ~(13)C_1为-48.19‰～-50,87‰,表现了低成熟热解气的特征;古生界风化壳为气显示,天然气干燥系数(C_1/C_总)为0.91～0.92,甲烷C同位素δ~(13)C_1为-21.56‰-30.91‰,表现了高成熟热解气的特征.该井及邻区的中生界、古生界烃源岩干酪根类型及其演化程度具有显著的差别,中生界烃源岩以低成熟混合型干酪根为主,古生界烃源岩为成熟-高成熟(或过成熟)的混合型-腐泥型干酪根.表明该区存在以中生界侏罗系-白垩系低成熟烃源岩为油气源的油气系统和古生界高成熟(或过成熟)烃源岩为气源的油气系统,指示了古生界油气资源前景.     

准噶尔盆地玛湖凹陷油气运移对称性及意义

油气物性、碳同位素及生物标志化合物等地球化学指标表明，玛湖凹陷西南部与东北部油气物性及地球化学特征以玛湖凹陷为中心，呈镜像对称，东、西斜坡区油气主要分布存二叠系，油气成熟度纵向上存在差异上部为高成熟度轻质油气，底部油气或残留沥青成熟度低；远离生烃凹陷两南缘克拉玛依超覆尖灭带、东北部陆4井等油气处于相同演化阶段，为成熟油气，油气地球化学特征性相似性与成藏多期性及油气运移对称性密切相关，预洲玛东古隆起带之上的侏罗系、白垩系是寻找早期成熟油气的现实层位。     

海拉尔盆地红旗凹陷侏罗系油气来源及其勘探意义

为明确海拉尔盆地侏罗系油气来源,通过岩心和薄片鉴定、地球化学和锆石U-Pb测年分析,对红旗凹陷侏罗系进行了岩性和时代校正,明确地层年代和归属;通过饱和烃气相色谱和色谱质谱分析,开展油源对比,明确油气来源。结果表明：红旗凹陷钻遇的一套原为下白垩统铜钵庙组的饱含油砂砾岩层,其岩性应为粗面质火山角砾岩,年龄为(146.90±0.93) Ma,应归属于晚侏罗世。侏罗系油气来源有两种：(1)油气层下部的侏罗系源岩,与油气层构成下生上储成藏模式;(2)油气层侧向的白垩系源岩,构成上生下储、侧向运移模式。其上生下储模式说明上覆白垩系源岩具有向下伏侏罗系储层供烃成藏的可能性和普遍性。在以往侏罗系油气勘探以寻找自生自储和下伏源岩为主要方向的基础上,兼顾上覆白垩系源岩与下伏侏罗系储层的成藏匹配关系,可为侏罗系油气勘探提供新思路。     

阳霞凹陷超压成因及与油气成藏关系

地层超压的形成和分布不仅与油气的运聚成藏有关, 而且还直接影响油气钻井工程.因此, 超压的研究和预测成为当今含油气盆地研究中的重要内容.阳霞凹陷属于库车坳陷的一个次级构造单元, 钻井揭示凹陷内有超压发育.笔者应用测井资料、测试资料和地震资料分析了阳霞凹陷内超压的成因以及超压与油气成藏的关系, 得出以下认识: (1) 在阳霞凹陷内, 上第三系吉迪克组膏泥岩中的超压是以欠压实成因为主控因素, 下第三系和白垩系中的超压是以构造成因为主控因素, 形成了上下两套成因机制并不完全相同的超压系统. (2) 从构造演化时间上来看, 巴西盖组与巴什基奇克组的超压形成时间最晚在上新世的库车组时期, 早于油气大规模运移时期(库车晚期—第四纪西域期).由于缺少断层的疏导, 积聚的超压无法通过断层释放, 阻挡了后期油气在巴西盖组与巴什基奇克组中聚集成藏, 使得库1井所钻遇的圈闭成藏规模不足.      

海拉尔盆地乌尔逊-贝尔凹陷的构造特征及其对油气成藏的影响

海拉尔盆地乌尔逊-贝尔凹陷是叠置于内蒙-大兴安岭古生代碰撞造山带的中新生代盆地,主要发育白垩系和第三系、第四系,其中以下白垩统为主。乌尔逊-贝尔凹陷在中新生代经历了多期变形作用,构造特征十分复杂,主要发育4个方向的构造带,其中北东向、北东东向和南北向断层带形成较早且长期活动;北西向断层带形成较晚,对上述三个方向构造主要起改造作用。研究区的构造不仅影响了烃源岩的分布、油气运移和聚集,而且影响了圈闭的形成和油气分布,是研究区有利的油气聚集带。     

南襄盆地襄樊-枣阳凹陷油气勘探前景探讨

襄樊-枣阳凹陷位于南襄盆地的南部,与北部＂小而肥＂的南阳、泌阳凹陷相比,该区油气勘探一直未获得突破。通过对凹陷内核桃园组烃源岩特征的研究及油气资源评价表明,核桃园组烃源岩未成熟,生烃量和聚集烃量均较少,且已施钻的以核桃园组为主要目的层的钻井均未获得油气成果。因此,襄樊-枣阳凹陷核桃园组不能作为油气勘探的主要目的层。凹陷东部的部分盐井提供了区内白垩系烃源岩具有生油气潜力的信息,而且土壤地球化学勘探也指示了该区白垩系具有一定的勘探前景;襄参1井揭示区内震旦—寒武系碳酸盐岩有机质丰度高,其生油气潜力值得进一步探索,土壤地球化学勘探也显示,存在与震旦—寒武系有关的热演化气;土壤地球化学勘探显示区内存在幔源成因天然气。综合分析认为,中生界白垩系、幔源天然气及震旦—寒武系碳酸盐岩是襄樊-枣阳凹陷油气勘探值得探索的新层位和新领域。     

潜江凹陷潜江组油气成藏期次及时间分析

基于圈闭形成时间法推测潜江凹陷潜江组油气藏形成的最早时间为上始新统潜二段沉积初期,利用烃源岩生排烃史法分析潜江凹陷潜江组油气成藏的最早时间为晚始新世,应用流体包裹体资料揭示潜江凹陷潜江组共经历了晚始新世-早渐新世(37~32 Ma)、早渐新世-中中新世(32~14 Ma)及中上新世-现今(3~0 Ma)共3期油气充注过程,并以第2期早渐新世-中中新世油气充注最为重要,且自蚌湖向斜带和潜北陡坡带至周矶向斜带再至斜坡带,油气充注时间有逐渐变晚的趋势。由此得出,综合应用流体包裹体法、圈闭形成时间法、烃源岩生排烃史法等多种方法可较为有效地确定具有复杂构造-沉积背景与演化历史的含油气盆地(凹陷)的油气成藏期次与时间。