塔里木盆地玉北地区奥陶系碳酸盐岩成岩演化

塔西南玉北地区奥陶系主要发育开阔台地相和局限台地相碳酸盐岩。通过对玉北地区奥陶系碳酸盐岩岩心、薄片、碳氧同位素数据等的分析,并结合该区构造演化史,得到了该区奥陶系各组的成岩演化序列。其中蓬莱坝组的成岩演化序列为早奥陶世海水成岩阶段-早奥陶世同生期大气淡水成岩阶段-埋藏成岩阶段;鹰山组的成岩演化序列为早奥陶世海水成岩阶段-早奥陶世浅埋藏成岩阶段-加里东中期Ⅰ幕表生成岩阶段-中奥陶世浅埋藏成岩阶段-加里东晚期表生成岩阶段-志留纪浅埋藏成岩阶段-海西早期成岩阶段-埋藏成岩阶段;良里塔格组的成岩演化序列为晚奥陶世海水成岩阶段-晚奥陶世浅埋藏成岩阶段-加里东晚期表生成岩阶段-志留纪浅埋藏成岩阶段-海西早期表生成岩阶段-浅埋藏至深埋藏成岩阶段。     

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.      

碎屑岩储层成岩流体演化与储集性及油气运移关系探讨——以塔里木盆地满西地区上奥陶统-石炭系海相碎屑岩储层为例

碎屑岩储层中次生孔隙的发育主要为长石、岩屑及胶结物等的溶蚀,而溶蚀强度与流体成分密切相关。塔里木盆地满西地区从上奥陶统—石炭系不同层位、不同地区碎屑岩样品中包裹体的均一温度有差异,分为3个均一温度区间。包裹体流体绝大部分为不成熟氧化性、酸性流体;不同井区、不同层段、不同类型砂岩包裹体的阴离子浓度变化较大,石英加大边中含的包裹体总体阴离子组成单一,浓度低,而方解石胶结物、石英胶结物中包裹体组成复杂,浓度变化很大。储层物性与HCO^-₃、CO^2-₃、Cl^-离子浓度变化大致呈正相关关系,而与NO^-3、SO^2-₄离子浓度关系不明显,甚至有相反的变化趋势;研究区有3期油气运移。     

塔里木盆地克拉2特大型气田流体包裹体特征及油气成藏作用

储层液体包裹体测试分析是研究油气运移、成藏时间和期次和问题的一种非效的方法,克拉２气田储层流体包裹体类及其丰度统计分析表明,烃类包裹体丰度与储层含油气必一之间具有明显相关性,根据包裹体产状,均一温度和包裹体成分拉曼光谱分析结果发现,油气在成岩早期就开始注入,并一直保存在储层中,直到后期才裂解成干气,有机包裹体均一温度表现为一个主峰,盐水包裹体均一温度有三个区间（峰值）,其中第一个峰值与有机包裹体一     

应用储层流体包裹体PVTX模拟研究油气成藏期次——以塔里木盆地托甫台地区为例

        储层流体包裹体PVTX模拟被广泛用来确定包裹体的捕获温度与压力,进而精确恢复油气运移/成藏的时间/ 深度。 应用该VTFlinc 模拟方法,选择塔里木盆地塔河油田外围托甫台地区的TP2井,对其奥陶系碳酸盐岩储层中的流体包裹体开 展了研究,根据包裹体的岩相学、显微测温、激光拉曼光谱、激光共聚焦显微镜等分析,研究了包裹体的形成期次、成份 及热力学特征,并模拟计算了包裹体形成的古温度和古压力,进而推断了油气充注的时间和成藏期次。结果表明,TP2井 区主要存在两期油气充注,第一期大致在加里东晚期,时间距今420~405 Ma,第二期大致在喜山晚期,时间距今8~2 Ma。 以往研究认为塔河油田主体部位的后期喜山期油气充注成藏事件并未影响到这一地区,而通过本文应用的新方法研究,证 明了该期油气成藏事件存在,这为区域油气勘探提供了新的参考信息,也充分展示出本研究方法所具有的潜在重要推广应 用意义。     

泌阳凹陷深凹区古流体压力演化与油气充注耦合关系

泌阳凹陷深凹区蕴含可观的岩性油气藏，现今压力大多显示为常压-弱超压系统.利用盆地数值模拟和流体包裹体热动力学模拟相结合，揭示了深凹区古压力演化历史.生烃历史显示泌阳凹陷持续埋藏到廖庄组沉积末期达到最大埋藏深度（约23.03 Ma）时，达到生烃高峰期；随后地层抬升，生烃强度减弱并趋近于停止.深凹区砂岩储层中检测到两种不同成分油包裹体，即成熟度低的橙黄色荧光油包裹体和成熟度相对较高的蓝绿色荧光油包裹体.包裹体均一温度结合埋藏史显示深凹区油气充注时间分别为35.4~30.3 Ma和27.8~26.5 Ma.盆地数值模拟显示深凹区从39.3 Ma开始压力持续增加，到约23.03 Ma时，即埋藏最深时发育显著的超压，压力系数可达1.5左右，之后超压减弱，演化至现今的常压-弱超压系统.包裹体热动力学模拟恢复的古压力也显示相似的演化趋势.总体上，生烃期，充注期以及超压形成期三者在时间上的耦合表明深凹区是由生烃增压下驱动两期油气充注以至形成现今的岩性油气藏.      

塔里木盆地克拉2气田储层流体包裹体与油气成藏研究

储层流体包裹体研究是认识油气运移、油气成藏的有效方法之一.通过对塔里木盆地克拉2气田克拉201井储层流体包裹体的系统取样研究,得到储层流体包裹体的四组均一温度:75～105℃,120～135℃,155～175℃,200～250℃.其中前三组与油气成藏有关,第四组及更高的温度可能与地下的热液活动有关.结合沉积埋藏史和热史的恢复,认为克拉2气田的成藏时间为11～2.5 Ma之间,即康村组至库车组沉积初期开始,到库车组遭受抬升剥蚀时停止.推测来自地下的高温热液可能对气藏起过重要的改造作用.     

焉耆盆地流体包裹体特征与油气成藏期次

为进一步落实焉耆盆地博湖坳陷的油气成藏期次,采用储层成岩矿物及其流体包裹体测试分析法,并结合自生伊利石同位索年龄分析等各种研究成果来综合确定盆地油气成藏期次。盆地侏罗系储层中流体包裹体主要分布于三工河组和八道湾组,其均一温度多为101～110℃和121～130℃,组分中的正构烷烃碳数呈双峰态,前主峰为18或20,后主峰为26或27,这些特征指示盆地在侏罗纪中晚期发生两次成藏作用：第一期形成于源岩处于低成熟阶段的中晚侏罗世;第二期形成于源岩处于成熟阶段的侏罗纪末。     

顺北地区不同走滑断裂带奥陶系油气成藏期次及其贡献度差异性

塔里木盆地顺北地区不同走滑断裂带和同一条走滑断裂带不同段奥陶系断溶体油藏原油物化特性存在显著差异性.揭示这种差异性的成因机理对该地区油气勘探开发具有重要意义.通过采集顺北地区17口井共100块岩心样品开展流体包裹体系统分析,在油气成藏期次划分和成藏时期厘定的基础上,以原油密度计算APIo与显微荧光光谱参数QF-535关系为“桥梁”,运用单个油包裹体统计分布模型对各期次成藏贡献度（contribution percentage,CP）进行了定量评价;通过比较油藏原油物化特性参数（密度、粘度、气/油比和Ro-MPI1）和各期次单个油包裹体显微荧光光谱参数（QF-535、λmax和CP）,结果表明：（1）顺北地区断溶体油藏总体发育4期成藏,分别为加里东晚期（438.2～405.8 Ma）、海西晚期-印支早期（297.8～219.5 Ma）、燕山中-晚期（139.9～106.1 Ma）和喜山中-晚期（29.0～0.3 Ma）;(2)顺北地区走滑断裂带断溶体油藏原油物化特性存在自西向东、自北而南原油密度和粘度下降、气/油比和原油成熟度（Ro-MPI1）增加趋势,造成其空间变化的主要原因是存在自西...     

塔里木盆地麦盖提斜坡玉北地区奥陶系油气输导体系与成藏期

对玉北地区输导体系进行研究, 分析其油气运聚过程, 研究结果表明, 玉北地区油气基本输导介质主要分为: 断层、不整合、输导层, 其中玉北中部地区输导能力较强, 而玉北东部地区的输导能力较差.对玉北地区奥陶系3口井25块样品的有机和无机包裹体进行了分析, 分析结果表明, 玉北地区奥陶系油藏主要发生了两期成藏: 第1期发生在海西晚期262~252 Ma期间, 主要为发黄色荧光的低成熟油充注; 第2期发生喜山晚期12.5~0 Ma, 主要为发蓝白色荧光的高成熟度油充注.玉北地区奥陶系油藏有效烃源岩为下寒武统和上寒武统-下奥陶统两套烃源岩, 且发育储盖组合为: 下石炭统巴楚组泥岩、泥灰岩盖层与中-下奥陶统风化岩溶型储层组成的不连续层间组合.      

塔里木盆地玉北地区奥陶系储层成因研究

玉北地区奥陶系碳酸盐岩经历了加里东期和海西期构造作用的改造,东部断褶带和西部斜坡区断层发育,中部平台区断层不发育,导致勘探目的层鹰山组上部与鹰山组下部和蓬莱坝组储层发育特征的不同。鹰山组上部的储层主要受控于加里东期构造活动所造成的地层抬升暴露剥蚀,形成了以大气淡水溶蚀为主的储集空间类型;而鹰山组下部和蓬莱坝组储层则主要受到埋藏白云石化作用、硅化作用以及伴随着断层的形成而发育的裂缝和热液的改造作用的控制。氧碳同位素和⁸⁷Sr/⁸⁶Sr比值的分布特征也进一步证明了两种不同储层类型的主控因素。鹰山组上部洞穴中方解石的氧碳同位素值（δ¹⁸O_VPDB：-12～-4‰VPDB,δ¹³C：-3～1‰VPDB）比海水沉淀的方解石（δ¹⁸O_VPDB：-9.5～-7.5‰VPDB,δ¹³C：-1.5～0.5‰VPDB）在数值上明显偏负,说明洞穴中充填的方解石属于淡水成因。在鹰山组下部和蓬莱坝组白云岩储层中发育的鞍形白云石具有较低的氧同位素值（δ¹⁸O_VPDB：-10.7～-5.9‰VPDB）和高于海水的⁸⁷Sr/⁸⁶Sr值（均大于0.7094）,因而被解释为热液成因,进一步说明这些地层中的溶蚀孔洞可能与热液改造有关。     

Hydrocarbon Accumulation Conditions of Ordovician Carbonate in Tarim Basin

<正>Based on comprehensive analysis of reservoir-forming conditions,the diversity of reservoir and the difference of multistage hydrocarbon charge are the key factors for the carbonate hydrocarbon accumulation of the Ordovician in the Tarim Basin.Undergone four major deposition-tectonic cycles, the Ordovician carbonate formed a stable structural framework with huge uplifts,in which are developed reservoirs of the reef-bank type and unconformity type,and resulted in multistage hydrocarbon charge and accumulation during the Caledonian,Late Hercynian and Late Himalayan. With low matrix porosity and permeability of the Ordovician carbonate,the secondary solution pores and caverns serve as the main reservoir space.The polyphase tectonic movements formed unconformity reservoirs widely distributed around the paleo-uplifts;and the reef-bank reservoir is controlled by two kinds of sedimentary facies belts,namely the steep slope and gentle slope.The unconventional carbonate pool is characterized by extensive distribution,no obvious edge water or bottom water,complicated oil/gas/water relations and severe heterogeneity controlled by reservoirs. The low porosity and low permeability reservoir together with multi-period hydrocarbon accumulation resulted in the difference and complex of the distribution and production of oil/gas/water.The distribution of hydrocarbon is controlled by the temporal-spatial relation between revolution of source rocks and paleo-uplifts.The heterogenetic carbonate reservoir and late-stage gas charge are the main factors making the oil/ gas phase complicated.The slope areas of the paleo-uplifts formed in the Paleozoic are the main carbonate exploration directions based on comprehensive evaluation.The Ordovician of the northern slope of the Tazhong uplift,Lunnan and its periphery areas are practical exploration fields.The Yengimahalla-Hanikatam and Markit slopes are the important replacement targets for carbonate exploration.Gucheng,Tadong,the deep layers of Cambrian dolomite in the Lunnan and Tazhong-Bachu areas are favorable directions for research and risk exploration.     

塔里木盆地褶皱中和面与油气成藏关系初探

塔里木盆地从前震旦纪至今主要有七个演化阶段,其中的三次前陆盆地阶段是形成褶皱中和面的主要时期.古油藏能否保存下来,实际上要看褶皱中和面是否能被保存完整.在遭受很大剥蚀的古生界构造,虽然残存的构造核部仍保存有较大的地质空间,但易于聚集油气的背斜上中和面(TA)地层不太容易被保存下来.塔里木盆地Fang1构造,其背斜上中和...     

塔里木盆地玉北地区奥陶系沉积相与沉积演化模式

在塔里木盆地玉北地区奥陶系层序地层格架建立的基础上,通过对岩心、钻井、测井、地震及古生物等相关资料分析,以地震地层学和海相碳酸盐岩沉积模式为指导,对玉北地区奥陶系沉积相进行详细的研究,结果表明研究区奥陶系可划分为台地潮坪、局限台地、开阔台地、台地边缘、陆架内缘斜坡和陆棚等6种沉积相,并明确了研究区奥陶纪各期沉积相平面展布特征,总结了纵向上的沉积演化规律为:早奥陶世早期发育台地潮坪相;早奥陶世晚期随着海平面的持续缓慢上升,过渡为局限台地相;中奥陶世演化为开阔台地相;晚奥陶世早期演变为斜坡相,至晚奥陶世中晚期则发育陆棚相沉积体系。综合考虑古地理沉积环境、沉积相平面组合规律及控制因素,建立了玉北地区奥陶系沉积演化模式。     

塔中地区油气运聚特征

塔中地区主要受塔中Ⅰ号、Ⅱ号及Ⅲ号三条大断层控制,形成巨型复式背斜,隆起高部位地层遭受了强烈的风化剥蚀。背斜之上,断裂和局部构造发育。可划分出两个主要成藏期：第1成藏期为寒武系—下奥陶统烃源岩成熟生烃运移期,生排烃高峰为志留纪;第Ⅱ成藏期为中—上奥陶统烃源岩在燕山期—喜马拉雅期成熟生烃运聚。第1成藏期形成的油藏有两个特征;在塔中Ⅰ号断裂带、北部斜坡带油气注入奥陶系及志留系圈闭中,形成原生油气藏Ⅰ构造高部位(如中央断垒带)的油气藏在后期构造运动中遭受破坏。第Ⅱ成藏期形成的油藏可分为两类：对早期油藏的再次充注;聚集形成新油藏。塔中地区的油气运移通道主要有断裂和不整合面,油气的分布也主要受断裂和不整合面所控制。塔中Ⅰ号构造带和北部斜坡带是较为有利的勘探区带。     

塔里木盆地和田古隆起对奥陶系油气成藏的控制作用

和田古隆起作为塔里木盆地三大古隆起之一,随着勘探程度的加大,古隆起演化及其对油气成藏控制作用的研究尤显不足.基于对构造、锆石定年、油气包裹体等资料分析,揭示和田古隆起经历了多期构造叠加改造阶段,并控制了寒武系烃源岩的生排烃、奥陶系储层的形成和油气的运聚.在加里东中期-海西早期,和田古隆起控制了奥陶系碳酸盐岩储层的发育;玉北1井于奥陶系鹰山组风化壳中油包裹体成熟度资料表明,鹰山组风化壳存在至少两次油气充注;在加里东晚期-海西早期,存在一期成藏,残留为沥青.烃类包裹体以及与其共生的气液两相盐水包裹体均一温度处于100~110 ℃,结合埋藏史判定包裹体捕获时间为海西晚期.海西晚期,和田古隆起进入埋藏阶段,下伏寒武系烃源岩此阶段达到生烃高峰,奥陶系圈闭定型,油气沿不整合及断裂运移充注,在和田古隆起高部位及岩溶斜坡区有利于油气聚集,构成了和田古隆起的主成藏阶段;在喜山期,和田古隆起发生反转,奥陶系古油藏调整、改造,油气向北运移,麦盖提斜坡奥陶系构造枢纽带是油气成藏的有利区带,玉北地区中西部成为油气的有利靶区.      

塔中地区油气运聚特征

塔中地区主要受塔中Ⅰ号、Ⅱ号及Ⅲ号三条大断层控制 ,形成巨型复式背斜 ,隆起高部位地层遭受了强烈的风化剥蚀。背斜之上 ,断裂和局部构造发育。可划分出两个主要成藏期 :第Ⅰ成藏期为寒武系—下奥陶统烃源岩成熟生烃运移期 ,生排烃高峰为志留纪 ;第Ⅱ成藏期为中—上奥陶统烃源岩在燕山期—喜马拉雅期成熟生烃运聚。第Ⅰ成藏期形成的油藏有两个特征 :在塔中Ⅰ号断裂带、北部斜坡带油气注入奥陶系及志留系圈闭中 ,形成原生油气藏 ;构造高部位 (如中央断垒带 )的油气藏在后期构造运动中遭受破坏。第Ⅱ成藏期形成的油藏可分为两类 :对早期油藏的再次充注 ;聚集形成新油藏。塔中地区的油气运移通道主要有断裂和不整合面 ,油气的分布也主要受断裂和不整合面所控制。塔中Ⅰ号构造带和北部斜坡带是较为有利的勘探区带     

塔里木盆地古城墟隆起奥陶系油气成藏特征及主控因素

古城墟隆起奥陶系海相碳酸盐岩地层近年来相继发现了一些出油气井,已经成为塔里木盆地的重点勘探目标区。目前已证实古城墟隆起存在奥陶系一间房组顶部灰岩与鹰山组内幕灰质白云岩两套含油气层系。奥陶系主要为正常压力、高温的干气气藏,但顺南1井一间房组顶部的原油属低硫、低蜡轻质油,表现出典型的凝析油特征。综合油气性质、生物标志化合物特征及烃包裹体发育特征,认为该区主要存在两期油气充注过程:第一期油气充注发生在加里东晚期—海西早期,以来自寒武系—下奥陶统烃源岩的原油为主;第二期油气充注发生在喜马拉雅期,以寒武系过成熟的干气为主,气侵改造导致该区以纯气藏和凝析气藏为主。古城墟隆起已钻井均见到不同级别的油气显示,并且不含水,初步研究认为优质的碳酸盐岩储层是油气成藏的最关键因素,同时北东向断裂对油气成藏有重要影响。