平湖油气田油气成藏新模式

通过对区域构造演化、沉积背景、盖层特性以及油气生成和运聚条件等的分析,结合前人研究成果,重新建立了平湖油气田的成藏模式.平湖油气田含上部渐新统花港组和下部始新统平湖组两套储层,呈上油下气的油气分布特征.古新世-始新世的断块阶段在区域上初步形成了大断裂控制下的断背料构造,在平湖组形成圈闭.中新世中期(平湖组沉积后期)发生...     

Petroleum Systems of Chagan Depression,Yingen-Ejinaqi Basin, Northwest China

INTRODUCTIONYingen-Ejinaqi basinis locatedin the WulatehouBanner in the west of the Inner Mongolia Autono-mous Region of China ,and covers an area of approxi-mately 122 000 km2( Chen et al ., 2001) . As aMesozoic-Cenozoic depression in Yingen-Ejinaqi ba-sin,the Chagan depression lies in the northeast ofthis basin (Fig.1) .It is about 60 kmlong and 34 kmwide and covers an area of approxi mately 2 000 km2( Wang et al .,2002) .In terms of the basement ter-rain,forms of major structural…     

西湖凹陷西次凹古近系花港组—平湖组深层油气成藏过程

西湖凹陷西次凹古近系花港组和平湖组深层油气资源丰富，是东海陆架盆地勘探开发新领域，受储层差异致密化影响，油气成藏机理复杂。为了厘清西次凹深层油气成藏过程，本文通过流体包裹体岩相学特征、显微测温、激光拉曼光谱、包裹体所含油气地球化学等实验分析，结合构造演化、地层埋藏史、热史等，开展了系统的储层特征、油气成藏期次、成藏过程研究。结果表明，花港组深层（>4000 m）和平湖组储层均已致密化，溶蚀孔隙是主要的储集孔隙类型；花港组和平湖组均发育两期油气包裹体，早期含油包裹体较多，晚期以天然气包裹体为主，成藏时间分别为龙井运动期和冲绳运动期，以晚期天然气成藏最为关键。包裹体中油气地球化学特征类似，反映生烃母质以高等植物生源为主，低等生物为辅，与平湖组煤系烃源岩特征一致。冲绳运动叠加平湖组生气增压是晚期天然气成藏的主要动力，此时H10段及以上储层未致密化。根据储层致密化与成藏时序匹配关系可将西次凹M构造深层油气藏类型划分为常规型、先成藏后致密型、先致密后成藏型和边成藏边致密型4种。本文成果可为研究区下一步致密砂岩气的勘探开发部署提供重要的理论依据。     

西湖凹陷西斜坡平湖组烃源岩沉积成因分析

西湖凹陷西斜坡是东海盆地当前油气勘探的现实选择和主要领域，但以往研究在烃源岩形成条件和分布规律等基本地质问题方面尚未形成共识.在沉积学、煤岩学和有机地球化学等理论指导下，利用钻井、烃源岩有机地球化学及古生物等资料，对西湖凹陷西斜坡钻井揭示的平湖组烃源岩成因类型和形成条件进行了全面系统分析，建立了与沉积环境相对应的有机相划分方法，并总结了平面分布规律.研究表明，烃源岩主要为煤系烃源岩，次要为海相泥岩；西斜坡中北部以受潮汐影响的三角洲-障壁海岸沉积体系为主，西斜坡中南部为潮坪-半封闭海湾体系；沉积环境差异决定了烃源岩类型的不同，潮坪-泻湖比三角洲具有更高的煤系发育程度和生烃能力.研究结果对西斜坡烃源岩评价和储层预测及勘探部署有较大指导作用.      

东海盆地西湖凹陷凝析气藏成藏特征及分布控制因素

实际勘探证实西湖凹陷油气藏具有上油下气的特征,油气资源分布表现为南多北少。通过西湖凹陷凝析油和凝析气地球化学参数的分析,认为西湖凹陷的凝析油和凝析气具有相同的成因类型和成熟度,均为平湖组煤系源岩生成的油气。根据西部斜坡带和中央反转带油气藏类型、油气成藏期次及圈闭形成时间研究成果,认为：西部斜坡带油气首先充注在平湖组中,后期由于断层开启调整至花港组中,因压力降低油气分离和天然气散失而在花港组中形成凝析油藏;在中央反转带,由于圈闭定型时间晚,油气主要经历一期成藏再通过断层运移至花港组,花港组上部压力低,使油气分离、天然气散失而形成纯凝析油藏。通过对油气成藏和分布特征的研究,认为生烃中心的分布控制着油气藏的分布,断层分布和断穿层位控制着油气藏丰度,超压控制着西部斜坡带凝析油和凝析气藏的分布界面。     

准噶尔盆地东部石炭系火山岩气藏石油地质特征及有利勘探方向分析

准噶尔盆地火山岩油气勘探取得重大进展。笔者经综合研究,提出影响该区天然气藏形成的石油地质主要特征是：前陆坳陷控制了烃源岩区域展布,后碰撞火山岩是主要的储层,古生代晚期的构造优化了储层物性并形成圈闭。松喀尔苏组为前陆坳陷磨拉石建造的近端粗碎屑岩沉积,是克拉美丽造山事件后快速沉积产物,作为主要烃源岩的下石炭统滴水泉组,是与松喀尔苏组同期前陆坳陷不同位置的沉积层系,滴水泉组是前陆坳陷中央的细粒沉积层系。后碰撞火山岩覆盖在前陆坳陷沉积层系之上,分布广泛,分布范围不受古生代造山带和现今构造单元控制。二叠纪发育断陷构造,形成凹隆相间的构造格局,在构造高部位的隆起区石炭系火山岩风化壳和构造裂缝,优化改善了火山岩储层的储集性能,形成有利油气运移通道和储集空间。克拉美丽山南缘的前陆坳陷中央为有利烃源岩分布区,该范围内的构造高部位的火山岩发育区,将是准噶尔盆地东部下一步火山岩油气藏勘探的有利区域。     

断陷盆地海陆过渡相烃源岩发育模式:以西湖凹陷平湖组为例

始新统平湖组是东海盆地西湖富生烃凹陷的主力烃源岩系,也是中国东部断陷盆地海陆过渡相烃源岩的典型代表.利用钻井、地震及烃源岩有机地球化学、古生物等资料,在烃源岩特征及其发育的构造-沉积与古气候背景分析的基础上,探讨了平湖组烃源岩发育的主控因素,并建立了相应的形成模式.平湖组暗色泥岩分布广、厚度大,夹多套薄煤层及碳质泥岩,总体烃源岩质量较高.平湖组烃源岩发育于半封闭的海湾环境和温暖-潮湿南亚热带型气候条件,以陆生有机质输入为主.平湖组烃源岩的发育主要受沉积-沉降速率、母质来源及有机质保存条件等因素控制,其形成模式可概括为"快速沉降;气候温暖-潮湿;陆生有机质输入为主;淡水-半咸水;氧化性较强的环境".      

Petroleum geology and exploration direction of gas province in deepwater area of North Carnarvon Basin,Australia

North Carnarvon Basin is a gas province with minor oily sweet spots in deepwater area with water depth more than 500 m, which is one of the hot spots of global petroleum exploration for its series of giant hydrocarbon discoveries in recent years. However, the degree of oil and gas exploration in deepwater area is still low, and the conditions for oil and gas accumulation are not clear. Based on the current exploration situation and latest database of fields, applying multidisciplinary analysis of hydrocarbon geology, hydrocarbon accumulation elements and its exploration direction of North Carnarvon Basin in deepwater area are analyzed. The results show that there are three sets of main source rocks in deepwater area of North Carnarvon Basin, which are Triassic marine shale in Locker Formation and delta coal-bearing mudstone with thin carbonaceous mudstone in Mungaroo Formation, Lower –Middle Jurassic paralic carbargilite and coal measure strata in Athol Formation and Murat Formation, Cretaceous delta mudstone in Barrow Group and marine shale in Muderong Formation. Most source rock samples show gas-prone capability. The coarse sandstone of delta facies in Middle–Upper Triassic Mungaroo Formation is the most important reservoir in deepwater area, Lower Cretaceous Barrow Group deep-water gravity flow or underwater fan turbidite sandstone is the secondly main reservoir. Lower Cretaceous marine shale in Muderong Formation is most important regional caprock. Triassic mudstone in Mungaroo Formation is an important interlayer caprock in deepwater area. There are two main reservoir accumulation assemblages in deepwater area, one is Triassic structural-unconformity plane reservoir accumulation assemblage of Locker Formation to Mungaroo Formation, and the other is Lower–Middle Jurassic Athol Formation and Murat Formation–Lower Cretaceous stratigraphic lithology-structural reservoir accumulation assemblage of Barrow Group to Muderong Formation. There are three main control factors of hydrocarbon Accumulation: One is coupling of source and seal control hydrocarbon distribution area, the second is multi-stage large wave dominated deltas dominate accumulation zone, the third is direction of hydrocarbon migration and accumulation in hydrocarbon-rich generation depression was controlled by overpressure. The south of Exmouth platform in deepwater area is adjacent to hydrocarbon rich depression zone, reservoir assemblage is characterized by “near source rocks, excellent reservoir facies, high position and excellent caprocks ”, which is the main battlefield of deepwater oil and gas exploration in North Carnarvon Basin at present. There are a lot of fault block traps in the northern structural belt of Exmouth platform, and the favorable sedimentary facies belt at the far end of delta plain in Mungaroo Formation is widely distributed, which is the next favorable exploration zone. The Lower Cretaceous, which is located at the concave edge uplift adjacent to the investigator depression and the Exmouth platform, also has a certain exploration prospect in northwest of deepwater area.     

低勘探程度盆地成藏动力学过程:以西湖凹陷中部地区为例

基于地质类比方法,综合运用地质、地球物理、地球化学等资料及盆地模拟技术恢复了西湖凹陷中部地区油气成藏动力学过程.结果表明:研究区内沉积充填和构造沉降具有幕式演化特征,并以始新世地层沉积厚度最大、沉积-沉降速率最高;烃源岩有机质热演化具有成熟时间短、生油窗窄、生气窗宽的特点;主力烃源岩平湖组进入成熟生烃门限的时间早,生排烃能力强,且生排烃过程发生在晚渐新世至早-中中新世期间;研究区油气运移和油气聚集主要受控于古构造面,保俶斜坡带和天屏断裂陡坡带以平行流为主,中央背斜带以汇聚流为主,存在多个有利油气聚集区,油气聚集作用主要发生在龙井运动(7 Ma)以来.      

巴西萨利莫斯盆地油气地质特征及油气分布规律

基于萨利莫斯盆地基础地质条件,以石油地质理论为指导,对盆地的生储盖条件及成藏特征进行了研究,并利用多因素叠合的方法对盆地潜在有利区进行了预测。分析认为,萨利莫斯盆地是新元古代末期克拉通内断陷基础上形成的克拉通盆地,形成古生界和中-新生界两套沉积充填序列。盆地内主力烃源岩和储盖层均发育在古生界序列中。泥盆系然迪亚图巴组页岩是盆地中的主力烃源岩;石炭系朱鲁尔组砂岩和泥盆系俄勒组砂岩是最有利的储集层段,与石炭系卡让利组、朱鲁尔组的蒸发岩和页岩构成良好的储盖组合。受岩浆侵入的影响,烃源岩的生排烃分为岩浆侵入前和侵入后两个阶段,并以第二阶段为主生排烃阶段;受晚期构造运动的影响,盆地具有多期成藏的特征,最后一期成藏决定了油气的最终分布。盆地勘探经验表明,油气田往往位于断裂带周围,并受烃源岩的发育位置控制。因此,认为盆地中烃源岩发育区内的断裂带周围是油气田,特别是气田的有利勘探领域。     

东海盆地中央洼陷带花港组优质储层特征及其主控因素

中央洼陷带是东海盆地西湖凹陷重要的油气勘探开发区域之一,寻找优质储层发育区、明确优质储层主控因素是油气勘探开发深入的关键。本文综合运用钻井岩心、薄片鉴定、扫描电镜、物性分析等技术方法,结合钻探成果,分析西湖凹陷中央洼陷带花港组储层特征,探讨了优质储层主控因素。认为中央洼陷带花港组发育辫状河—辫状河三角洲—湖泊沉积体系,优质储层主要受沉积微相和有机酸溶蚀双重控制,多期叠置水道储层厚度大、粒度粗、分选好、杂基低,孔候连通性好,物性较好;花港组储层主要岩性为长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩,下伏平湖组煤系烃源岩早期产生的有机酸和晚期生成的CO2顺断层向上运移至花港组砂岩储层中,大量长石和碳酸盐胶结物被溶蚀,形成大量铸模孔和粒间溶蚀,有效改善了砂岩储层的渗流能力。     

试论碳酸盐岩天然气地球化学的研究方向

虽然多年来油气勘探的实践说明碳酸盐岩可以成为烃源岩，但对于碳酸盐岩的成烃机理和评价标准尚无定论。作者认为，这主要是碳酸盐岩的生烃过程与泥岩的重烃过程不同引起的：碳酸盐岩一般先成岩而后生烃，泥岩一般则先生烃而后成岩。作者根据四川盆地碳酸盐岩天然气地球化学的研究现状，提出今后碳酸盐岩油气地球化学研究的主要方向有：1、碳酸盐岩烃源岩生烃机理研究；2、碳酸盐岩天然气有效运聚系统研究；3、碳酸盐岩气藏地球化学研究，并提出了相应的主要研究内容。     

东海陆架盆地西湖凹陷花港组原型盆地性质厘定

西湖凹陷是东海陆架盆地最主要的含油气构造单元,渐新世花港组是西湖凹陷重要的油气勘探目的层系,然而对于花港组沉积时期原型盆地的性质却一直存在争议且缺乏有说服力的证据.以最新的区域二维地震资料解释为基础,通过对关键不整合界面特征、盆地充填几何形态、盆地边界改造特征等方面的系统分析,提出西湖凹陷花港组原型盆地为一大型挤压挠曲坳陷型盆地,花港组底界面T30为盆地挤压背景下广泛发育的一个区域隆升侵蚀型不整合界面,是花港组原型盆地的成盆界面.花港组顶界面T20主要是受钓鱼岛隆褶带隆升活动控制的局部隆升侵蚀型不整合面,是花港组原型盆地的改造界面.在上述认识的基础上,进一步建立了花港组原型盆地的形成演化模式.      

河北霸县凹陷兴隆宫地区沙三段岩性油气藏成藏条件与圈闭模式

裂谷型凹陷深层的油气勘探前景一直为众多学者所关注。兴隆宫地区紧临霸县生油洼槽,其沙三段埋深较大,勘探程度较低,少量探井证实这一些地区的沙三段具良好的油气成藏前景。应用石油地质学中的油气成藏理论,系统论述该区有利的岩性油气藏成藏条件与圈闭模式:沙三段圈闭接近沙四段、沙三段及沙一段的油源,具有优越的油气源条件;沙三段大型三角洲前缘与浊积扇等储层条件较好;沙三段同沉积构造与坡折带利于岩性油气藏形成;膏泥岩、盐岩及泥岩提供盖层与保存条件。而该区沙三段岩性油气藏成藏的圈闭模式可分为3个区带:陡坡带主要发育构造—岩性圈闭、小型三角洲前缘砂岩岩性圈闭;缓坡带以大型三角洲前缘砂岩岩性圈闭、地层超覆、地层不整合圈闭为主;而洼槽带以坡折附近的尖灭砂体圈闭为主。陡坡坡折之下发育扇三角洲前缘与浊积扇圈闭;缓坡坡折之下发育与低位三角洲、浊积扇及滩坝砂体有关的岩性圈闭。通过研究可以确定东部文安缓坡坡折带以下地区是目前岩性油气藏的最有利勘探区带。     

Petroleum system analysis of the Khatatba Formation in the Shoushan Basin,north Western Desert,Egypt

The Middle Jurassic Khatatba Formation is an attractive petroleum exploration target in the Shoushan Basin, north Western Desert, Egypt. However, the Khatatba petroleum system with its essential elements and processes has not been assigned yet. This study throws the lights on the complete Khatatba petroleum system in the Shoushan Basin which has been evaluated and collectively named the Khatatba-Khatatba (!) petroleum system. To evaluate the remaining hydrocarbon potential of the Khatatba system, its essential elements were studied, in order to determine the timing of hydrocarbon generation, migration and accumulation. Systematic analysis of the petroleum system of the Khatatba Formation has identified that coaly shales and organic-rich shales are the most important source rocks. These sediments are characterised by high total organic matter content and have good to excellent hydrocarbon generative potential. Kerogen is predominantly types II–III with type III kerogen. The Khatatba source rocks are mature and, at the present time, are within the peak of the oil window with vitrinite reflectance values in the range of 0.81 to 1.08 % Ro. The remaining hydrocarbon potential is anticipated to exist mainly in stratigraphic traps in the Khatatba sandstones which are characterised by fine to coarse grain size, moderate to well sorted. It has good quality reservoir with relatively high porosity and permeability values ranging from 1 to 17 % and 0.05–1,000 mD, respectively. Modelling results indicated that hydrocarbon generation from the Khatatba source rocks began in the Late Cretaceous time and peak of hydrocarbon generation occurred during the end Tertiary time (Neogene). Hydrocarbon primarily migrated from the source rock via fractured pathways created by abnormally high pore pressures resulting from hydrocarbon generation. Hydrocarbon secondarily migrated from active Khatatba source rocks to traps side via vertical migration pathways through faults resulting from Tertiary tectonics during period from end Oligocene to Middle Miocene times.     

中国北方六盘山盆地新生界油气包裹体的发现及其油气地质意义

在六盘山盆地新生界清水营组石膏中发现了大量的油气包裹体,而油气包裹体的研究对认识盆地新生界油气成藏条件,拓展盆地油气勘探思路具有重要的意义.通过野外地质调查、样品采集和分析测试等手段对清水营组石膏中油气包裹体的发育特征和组成特征进行研究,并开展油源对比,分析油气包裹体中油气的来源和形成过程,探讨了六盘山盆地新生界油气成藏条件和运聚特征.结果表明:清水营组结晶状石膏中油气包裹体中原油来源于清水营组烃源岩;纤维状石膏脉中油气包裹体原油来源于白垩系马东山组烃源岩.六盘山盆地清水营组泥岩具有生烃潜力,是盆地潜在的烃源岩;白垩系烃源岩生成的油气可以沿着断裂等输导体系向上覆地层运移,并在新生界聚集,沟通白垩系烃源岩断层附近的新生界圈闭是六盘山盆地有利的油气聚集区.      

新疆三塘湖盆地石炭系含油气系统初步评价

新疆三塘湖盆地晚古生代发育哈尔加乌组和卡拉岗组陆相火山喷发岩系,二者在岩石组合上均以中酸性火山岩及其碎屑岩为主,局部夹基性火山岩。通过岩性剖面和化石组合对比认为哈尔加乌组和卡拉岗组为同一时代地层,没有上下关系,时代为晚石炭世—早二叠世。对哈尔加乌组火山岩进行锆石SHRIMP U Pb定年获取年龄值为3196±98 Ma,表明这套火山岩含有石炭纪的部分,限定这套火山岩系的喷发时限为石炭纪中期至早二叠世。哈尔加乌组和卡拉岗组火山岩发育多期的火山喷发—沉积旋回,形成巨厚层的火山岩和火山碎屑岩的互层,具备良好的油气储集条件,其下伏老爷庙组暗色泥岩夹层有机碳（TOC）含量较高（071％162％）,属于一般烃源岩—好烃源岩,这套烃源岩与哈尔加乌组—卡拉岗组火山岩构成生储盖组合,上覆上二叠统芨芨槽子群泥岩为盖层,构成盆地与火山岩相关的石炭系含油气系统,具有重大的石油地质意义。     

塔西南叶城凹陷二叠系两套烃源岩特征及柯东1井油源分析

塔里木盆地西南坳陷叶城凹陷以二叠系为主力烃源岩,前人多按单一的海相或湖相烃源岩笼统分析,未考虑二叠系烃源岩不同组段及其沉积环境和沉积相带的差异。本文通过对叶城凹陷二叠系开展野外地质调查,结合该区钻井资料,首次将烃源岩分析精细到组,结果显示,叶城小区和和田小区二叠系分别以棋盘组和普司格组上段为主力烃源岩,但两者在分布和地化指标上有较大差异。其中棋盘组以浅海陆棚相为主,分布于凹陷西部的和什拉甫-莫莫克地区,烃源岩平均厚度大于100 m,总有机碳质量分数平均1.06%,类型为Ⅱ型,处于高-过成熟阶段。普司格组上段以湖相为主,分布于凹陷东部的普萨-杜瓦地区,烃源岩平均厚度大于200 m,总有机碳质量分数平均0.97%,类型为Ⅱ型和Ⅲ型之间,处于生油高峰阶段。二叠系这两套烃源岩具有较好的生烃能力,相比之下普司格组上段湖相烃源岩生烃潜力明显好于棋盘组浅海陆棚相。通过正构烷烃碳同位素比值和生物标志化合物分析,普司格组上段烃源岩为柯东1井原油的油源。结合储盖条件综合分析,叶城凹陷以甫沙-克里阳地区为油气勘探最有利区。     

准噶尔盆地玛湖凹陷三叠系源上砂砾岩扇—断—压三控大面积成藏模式

准噶尔盆地玛湖富烃凹陷下三叠统百口泉组新近发现了我国首个源上大面积连续型砂砾岩油藏群,是对全球"连续型"油气藏研究的新补充,但其成藏机理和模式并不很清楚。为加强对其的理论认识,并为下步勘探提供参考,基于油气生、储、盖、圈、运、保等基础石油地质条件,并结合油气藏特征,进行了成藏条件与成藏模式的综合研究。结果表明,优质充足的下二叠统风城组碱湖油气来源、规模有效的扇三角洲前缘砂砾岩储层、多重组合的扇三角洲平原致密砾岩、泥岩和断裂封盖保存、沟通良好的高角度断裂输导体系、平缓连续的构造背景奠定了大面积连续成藏的地质基础。在此背景下,高成熟的风城组所生成油气,在切穿烃源灶和储层的高角度压扭性断裂沟通下,优先充注物性相对好的扇三角洲前缘水下河道砂岩和砂质细砾岩,并且在地层异常高压促进下,控制着油气富集程度,使得油气成藏表现为大型缓坡浅水扇三角洲沉积控制下的源上扇-断-压三控大面积"连续型"。百口泉组油气藏具有的油质轻且含气、微裂缝广泛发育,以及异常高压等,决定了砾岩储层虽总体低孔低渗,但依旧能够高产。在油源断裂沟通的斜坡区上倾方向,叠合地层异常高压以及扇三角洲前缘水下河道砂砾岩的区域是下步有利勘探方向。     

被动裂陷盆地油气分布规律及主控因素分析——以塔木察格盆地塔南坳陷为例

塔南凹陷为典型的被动裂陷盆地,构造演化历经了4个阶段:即被动裂陷阶段、主动裂陷阶段、断一坳转化阶段和坳陷阶段,形成两套含油气系统:即被动裂陷含油气系统和主动裂陷含油气系统,油气主要富集在被动裂陷含油气系统中.油气分布的主控因素概括为3个方面:1)是区域性盖层和长期发育的断层控制油气聚集的层位,盆地发育南一段上部和大一段...