渤海海域渤中19-6构造古近系泥岩段速度异常分析及定量预测

渤中19-6、渤中21/22构造区位于渤中凹陷西南部,其中渤中19-6构造古近系底部砂砾岩层和太古界潜山以及渤中21/22构造古生界潜山均有商业性油气发现。已钻井揭示研究区古近系泥岩段普遍发育异常高压,实测压力系数介于1.2～2.0。在这样的超压背景下,应用传统方法对未钻区块超压泥岩段速度预测存在较大误差。而该段地层速度预测的准确性,对于更深部的砂砾岩层和潜山顶面深度预测及钻井作业安全至关重要。以超压形成机制为出发点,明确本区速度异常的主要控制因素为欠压实作用和生烃作用。随着埋深增加,通过对比压力、速度受欠压实和生烃作用强弱变化的影响,发现在古近系超压泥岩段,欠压实作用对速度影响逐渐趋于稳定,速度的变化主要受控于生烃作用的强弱,并据此建立了速度和影响因素之间的定量关系。根据该方法预测的潜山顶面深度与探井实钻深度吻合度较高,提高了钻井作业的安全性。     

莺歌海盆地莺东斜坡带隐蔽油气藏类型及成藏主控因素

莺东斜坡带具有“两脊一洼”分段式展布之特殊区域地质构造格局,且自北而南“两脊一洼”三段式分布具有明显不同的构造及断裂活动特征与油气运聚规律,故不同区域区带隐蔽油气藏类型及成藏主控因素差异明显,其中,北段(即北延伸脊)成藏主控因素主要取决于烃源及油气运聚输导系统;中段(一洼即岭头断阶区)成藏主控因素则受控于烃源与岩性圈闭的有效性;南段(南延伸脊)成藏主控因素主要取决于地层岩性复合圈闭的有效性。根据不同类型隐蔽油气藏的成藏主控因素及分布规律,即可采取不同的研究方法及勘探技术对策,以期获得油气勘探的突破。     

Deep-sea hydrocarbon seep gastropod Bathynerita naticoidea responds to cues from the habitat-providing mussel Bathymodiolus childressi

Bathynerita naticoidea (Gastropoda: Neritidae) is a numerically dominant heterotrophic gastropod found at hydrocarbon seep sites on the upper Louisiana slope of the Gulf of Mexico. Snails of this species are commonly associated with beds of the methanotrophic mussel Bathymodiolus childressi (Bivalvia: Mytilidae), and their population structure mirrors that of the mussels they are found among. Previous studies have shown that these snails feed on bacteria and decomposing periostracum on the B. childressi shell. We predicted that B. naticoidea might be attracted to cues specific to its preferred habitat, such as dissolved methane, mucus from conspecific snails, or metabolites produced by B. childressi mussels. To examine this, we used a flow‐through Y‐maze system to investigate the behavior of B. naticoidea exposed to these potential cues. We found that the nerite is not attracted to methane, but is strongly attracted to seawater conditioned with B. childressi. The attractant appears to be specific to this type of mussel, and is not a soluble cue produced by conspecific snails.     

内蒙古西部额济纳旗雅干地区二叠系埋汗哈达组烃源岩的特征

在对额济纳旗及其邻区石炭系-二叠系的分布特征、岩性特征和沉积环境进行初步研究的基础上,通过对烃源岩展布、有机质丰度和热演化史的研究,结合储、盖务件与保存条件评价,总结了区内石炭系-二叠系油气地质条件.区内残留了厚数千米的上石炭统-上二叠统,岩性组合为碎屑岩+碳酸盐岩+火山岩,反映了裂谷型盆地的沉积特征.广泛发育的浅海陆棚相泥页岩具有较好的生烃条件,以Ⅱ-Ⅲ类干酪根为主,TOC含量中等,R_0一般为0.79%～1.08%,烃源岩演化以成熟为主,部分剖面受构造动力作用的影响达到过成熟.受盆地沉积与演化的控制,区内发育滨岸相砂砾岩、台地斜坡相生物碎屑灰岩、火山碎屑岩(或火山角砾岩)、火山熔岩、风化壳等多种类型的储集层.广泛分布的白垩系为良好的区域盖层,主要成烃期之后的构造作用以坳陷沉降或挤压抬升为主,有利于油气系统的保存.获得了一些与石炭系-二叠系烃源岩有关的油气赋存的信息,显示区内石炭系-二叠系具有良好的油气资源前景.     

沉积盆地异常低压(负压)与油气分布

在沉积盆地油气勘探过程中,异常压力与油气聚集的关系愈显密切,而异常压力不仅仅是指异常高压,国内外在发现许多异常高压油气藏的同时,也发现了相当数量的异常低压油气藏,而且异常低压在世界许多盆地中均有分布.因此,深入研究异常低压的形成机理及与油气分布的关系,同样重要和不容忽视.本文介绍了异常低压的概念、特征和分类,详细分析了异常低压的形成机制:地层剥蚀卸载后的弹性回返(反弹)作用、流体的供排不平衡、轻烃的扩散作用、断裂和不整合面的压力释放作用、渗透作用和温度变化等;最后论述了异常低压与油气分布的关系.     

尼日尔三角洲东部深水区构造特征及其形成机理

研究尼日尔三角洲东部深水区块发现,整个盆地从陆向洋具有3个大的构造分区：伸展拉张区、过渡区和挤压逆冲区。伸展区以大型同沉积断层伴生大量滚动背斜构造为特征,过渡区发育大量泥底辟构造,挤压区以复杂的逆冲叠瓦构造为主。通过分析形成机理,揭示东部深水转换带上M研究区构造特征,按构造的演化特征将该区构造分为泥底辟型、冲断-泥底辟混合型、逆冲型3种类型,提出研究区内的圈闭主要以构造-岩性圈闭为主,为尼日尔三角洲盆地深水勘探提供新的理论指导。     

泥质烃源岩密度分级分离与有机碳分配

选取东营凹陷第三系11 块泥质烃源岩样品,粉碎后按小于1.6 g/cm3,1.6~2.2 g/cm3 和大于2.2 g/cm3 的密度,分离成1,2,3 三个组分,希望可以把烃源岩中游离的有机质、无机矿物与有机黏土复合体分别提取出来。对各组分进行质量、有机碳及扫描电镜分析,探讨不同密度组分中有机质赋存形式及有机碳分配方式的差异性。密度分组后各组分的质量、有机碳量回收率基本上达到100%,表明密度分离方法可信,且对烃源岩的破坏较弱。通过扫描电镜观察发现,1 组分中存在大量的生物碎屑有机质,经盐酸处理后,有机质颗粒表面干净,而2,3 组分中只见有大量的矿物颗粒,但能谱分析显示了C 元素的存在。这些特征表明1 组分为生物碎屑有机质,而2,3 组分中有机质与无机矿物相混合。有机碳分析表明,1 组分有机碳含量平均高达14.24％,但其仅占全岩有机碳量的1.11%;2,3 组分中有机碳含量分别为3.26%,2.77%,两者占全岩有机碳量的90% 以上。由此看来与无机矿物相结合是烃源岩中有机质较为重要的赋存方式,这部分有机质对全岩生烃量的贡献不容忽视。     

辽河西部凹陷南段油气运移史研究与有利聚集区预测

通过流体包裹体均一温度测试、含油气包裹体指数GOI统计和盆地模拟,研究了渤海湾盆地辽河西部凹陷南段的油气运移史,预测了油气聚集的有利地区.包裹体均一温度资料表明,本区有三期成藏:东二期、东一期和明化镇期;以前两期为主.盆地模拟研究表明,尽管沙河街组烃源岩在沙一期末开始生烃,但在东营期才开始大规模排烃和成藏.GOI的统计分析表明,GOI>5%的区域为油气聚集的有利地区,其中的圈闭应成为下步首选的钻探目标,已发现的欢喜岭油田和双南油田就分布在GOI>5%的区域内.     

鄂尔多斯盆地子北地区长6段油藏成藏条件及主控因素

分析了鄂尔多斯盆地子北地区延长组长6段油层构造特征、沉积相分布及砂体展布特征,从烃源岩、储层、盖层等方面对长6段油藏成藏条件进行了探讨,并就油藏类型、主控因素及成藏期次进行了讨论。结果表明:子北地区长6段油藏具有较好的生、储、盖配置关系,主要受沉积微相及储层物性控制;长6段油气主要储存在长61、62、63段河道砂体内,油藏类型主要为岩性圈闭;长6段油藏主控因素有主分流河道、储层物性及其非均质性、原油分布;长6段油层中,油气包裹体均一温度分布呈双峰状,主要在100℃~110℃和130℃~140℃;利用热演化史与流体包裹体均一温度法对油气成藏期次进行判断,长7段烃源岩生成的油气在早白垩世运移并大量聚集至长6段油层组,形成长6段油藏。     

Improved understanding of petroleum migration history in the Hongche fault zone,northwestern Junggar Basin (northwest China): Constrained by vein-calcite fluid inclusions and trace elements

Calcite veins and cements occur widely in Carboniferous and Permian reservoirs of the Hongche fault zone, northwestern Junggar Basin in northwest China. The calcites were investigated by fluid inclusion and trace-element analyses, providing an improved understanding of the petroleum migration history. It is indicated that the Hongche fault behaved as a migration pathway before the Early Cretaceous, allowing two oil charges to migrate into the hanging-wall, fault-core and footwall reservoirs across the fault. Since the Late Cretaceous, the Hongche fault has been sealed. As a consequence, meteoric water flowed down only into the hanging-wall and fault-core reservoirs. The meteoric-water incursion is likely an important cause for degradation of reservoir oils. In contrast, the footwall reservoirs received gas charge (the third hydrocarbon event) following the Late Cretaceous. This helps explain the distribution of petroleum across the fault. This study provides an example of how a fault may evolve as pathway and seal over time, and how reservoir diagenetic minerals can provide clues to complex petroleum migration histories.