鄂尔多斯盆地天环坳陷南段长8段油藏成藏主控因素及模式

近年来鄂尔多斯盆地天环坳陷南段延长组8段（长8段）油气勘探取得重大突破,是鄂尔多斯盆地油气增储上产的新领域。作为鄂尔多斯盆地边缘的勘探新区,该区长8段油藏在油气来源、天环坳陷构造演化与油气成藏期耦合关系、油气充注过程及成藏主控因素等方面存在争议。综合烃源岩、油源追索、砂体分布、构造演化与油气充注期匹配关系,分析了研究区成藏主控因素,建立了长8段油藏动态成藏模式。研究结果表明：研究区长8段原油可划分为A、B和C 3类,其中以A类原油为主;长8段油藏存在3期油气充注,第I期为侏罗纪末期（约140～150 Ma）、第II期为早白垩世早期（约125～130 Ma）及第III期为早白垩世晚期（约100～110 Ma）;研究区油气成藏及调整与构造演化关系密切,天环坳陷形成于侏罗纪末期—早白垩世,构造控制着油气充注期次,天环坳陷的形成改变了油气充注方向,烃源岩控制着油气分布规模,原地烃源岩的接续供烃弥补了油气充注不足。研究对鄂尔多斯盆地西缘下步油气勘探具有重要意义。     

渤海湾盆地黄骅坳陷深部煤系地层油气成藏机理与模式

煤系地层中往往包含了源内成藏、调整成藏等多种类型油气藏,特别是在经历多期构造活动的盆地中,煤系地层油气成藏类型多、成藏机制复杂。为揭示深部煤系地层油气成藏机制,以渤海湾盆地黄骅坳陷古生界含油气系统为例,从区域构造演化史出发,通过岩心观察、煤系烃源岩地球化学测试、镜下薄片观察、包裹体测试及典型油气藏剖面解析等多种手段,结合地层埋藏史和热史,明确了煤系地层油气成藏机制,建立了成藏模式。研究结果表明：黄骅坳陷古生界含油气系统存在源下、源内、源上3种成藏组合;区域构造演化控制了烃源岩早、晚2次生烃过程,呈现“早油晚气”的生烃特征;油气2期成藏,第一期成藏发生于中白垩世,低熟原油和少量天然气主要储集于粒间孔及溶蚀孔隙中,晚白垩世的构造抬升使古油藏遭受破坏。第二期成藏发生于古近纪中期至今,大量天然气和高熟原油主要储集于溶蚀孔隙和构造裂缝中;烃源岩成熟演化、储层改造及构造活动共同控制了黄骅坳陷煤系油气成藏。基于上述认识,提出煤系油气“中转站”成藏模式,即油气优先在源内或近源储集体中聚集,后期由于构造活动改造,油气由“中转站”向其他油气低势区调整。     

生烃化学动力学在川东北普光气田的应用

普光气田是四川盆地近期发现的规模最大、埋藏最深、资源丰度最高的气田。通过认识普光气田各个烃源岩层的贡献量、生烃关键期与构造演化的关系、油气成藏具体模式等，建立生烃化学动力学模型、标定参数，结合地区烃源岩参数和地史、热史资料，定量描述该地区的生烃过程及油裂解成气过程。认为：普光地区的主力烃源岩为下志留统泥岩；主要干酪根生油期为早二叠世末到早三叠世末期（距今286Ma至240Ma）；主要干酪根生气期为中三叠世（距今240Ma至230Ma）；主要气源是原油后期热裂解气，原油裂解成气的时间比较晚，主要油裂解成气期为早白垩世（距今144Ma至97．5Ma），从而决定了普光气田的成藏模式为“多期成藏，油气转化，晚期定位”。图2表3参33     

松南梨树断陷八屋地区潜山油气藏成藏条件与成藏模式

梨树断陷是以早白垩世地层为主要烃源和储集层的富油凹陷,近年来在前中生界基岩潜山中获得了一定的油气发现,展现出良好的勘探前景。通过对该区潜山油气藏成藏要素研究,认为早白垩世沙河子组、营城组湖相暗色泥岩为主力烃源岩;下元古界片麻岩、片岩及花岗岩为主要储集层,储集空间以裂缝为主;2套主力烃源岩与潜山圈闭直接对接,形成了良好的圈源配置;早白垩世湖相沉积暗色地层提供了良好的盖层条件。根据梨树断陷八屋地区潜山油气藏成藏特征,总结出4种成藏模式,即火石岭组油源单侧单向成藏模式、沙河子组油源单侧单向成藏模式、沙河子组—营城组油源单侧单向供烃成藏模式和沙河子组—营城组油源双侧双向供烃成藏模式,其中双源、单侧单向成藏模式为主要成藏类型。     

镇泾地区延长组八段低渗岩性油藏形成过程动态分析

为了更好地揭示鄂尔多斯盆地镇泾地区延长组八段(长₈段)低渗砂岩岩性油藏的成藏特征和成藏主控因素,在该区埋藏史、热史、生烃史和成岩作用史研究的基础上,开展长₈段岩性油藏动态解剖,确定储层孔隙度、圈闭形成期次、烃源岩地层压力及石油充注动力窗口等成藏要素的演化特征,综合分析油藏的动态形成过程。结果表明:成藏期早白垩世中期长₈段储层孔隙度为20%,成藏后储层逐渐致密化到现今12%,具有先成藏后致密的特点;长₈段岩性圈闭形成于晚侏罗世,持续发育至今,圈闭形成早、发育时间长;成藏期长₇段烃源岩内部地层压力达22 MPa,早白垩世末增加到35 MPa,压力系数达到1.5,至新近纪逐渐演化为正常压力;石油充注动力大,充注动力与阻力的压力差达15 MPa,充注动力窗口从早白垩世持续到新近纪末期,持续时间长。各成藏要素和成藏作用过程在时间和空间上的有效配置决定长₈段低渗岩性油藏的形成,其中成藏期砂岩物性和充注动力是成藏主控因素。     

塔木察格盆地塔南凹陷热演化史与油气成藏期次

塔南凹陷是塔木察格盆地油气勘探的重要凹陷,但一直以来缺乏对盆地热演化史和油气成藏期次的系统研究.为此,采用多种方法对塔南凹陷近百个地层测温数据和330个有机质镜质体反射率数据进行统计分析,认为塔南凹陷地层温度随着深度的增加呈线性增加,为典型的传导型地温场特征;早白垩世各组地层沉积时期地温梯度为4.48 ℃/hm～5.37 ℃/hm,均大于现今地温梯度;早白垩世至今,塔南凹陷地温场处在一个降温的过程.同时开展单井热演化史和生排烃史模拟,认为塔南凹陷地层热演化程度定型于伊敏组末期;塔南凹陷主力烃源岩在早白垩世末伊敏组时期开始排烃,但该时期排烃量很小,晚白垩世青元岗组时期(95～70 Ma)开始大量排烃,约占烃源岩总排烃量的85％.结合构造、沉积演化分析,厘定晚白垩世青元岗组为油气排出烃源岩运移至圈闭聚集成藏的关键时期,是塔南凹陷主要油气成藏期次.     

四川盆地上三叠统气藏成藏年代及差异

利用烃源岩生烃史、圈闭形成时期、包裹体均一温度、自生伊利石测年、ESR测年等分析,对四川盆地上三叠统气藏成藏年代进行综合分析及差异对比。结果表明四川盆地上三叠统气藏成藏过程:主要发生在侏罗纪与白垩纪;可分为3期,喜马拉雅期前烃源岩早期生烃成藏、大量生烃成藏和喜马拉雅期部分油气调整再成藏,以喜马拉雅期前大量生烃成藏阶段最重要。四川盆地上三叠统气藏成藏年代区域差异显著:川西地区在晚三叠世的须五段沉积期开始成藏,中侏罗世早期至晚白垩世末期为主要成藏阶段;川中地区在晚侏罗世早期开始成藏,早白垩世中期至晚白垩世末期为主要成藏阶段;川南地区在晚侏罗世中期开始成藏,晚白垩世中期至晚白垩世末期为主要成藏阶段。即四川盆地上三叠统气藏成藏,川西地区最早,川中地区略早于川南地区。四川盆地上三叠统气藏成藏年代研究,有助于认识四川盆地上三叠气藏的成藏过程、成藏机理及气藏分布。同时研究发现四川盆地上三叠统自生伊利石多属深埋藏成因,故其测年结果主要记录了晚期成藏过程。这说明利用伊利石测年需要充分考虑其成因,否则测年结果可能难以准确反映成藏年代信息。     

四川盆地震旦系灯影组跨重大构造期油气成藏过程与成藏模式

跨重大构造期成藏是叠合盆地深层含油气系统最显著的成藏特征,研究跨重大构造期油气成藏的有效性和规模性对于深层海相碳酸盐岩油气勘探战略选区具有重要意义。为此,开展了以四川盆地上震旦统灯影组跨重大构造期变革为主线的盆地级古构造恢复和成藏模拟,研究了烃源灶演化,并恢复了成藏过程,构建了成藏模式。研究结果表明：(1)受多期构造演化控制,下寒武统筇竹寺组烃源灶热演化具有阶段性与差异性,灯影组圈闭不断调整改造,烃类运移与圈闭的动态配置控制油气富集。(2)筇竹寺组烃源岩普遍为高—过成熟,经历全过程生排烃,生成的原油发生热裂解生气并作为新的烃源灶;干酪根热解与原油裂解构成的烃源灶接力供烃体系控制着跨重大构造期油气聚集过程中的持续烃类补给。(3)灯影组跨重大构造期成藏类型可划分为原生型和次生型2类：原生型气藏为成油期已具备圈闭条件的气藏类型,可划分为构造型和岩性型2个亚类4个小类。其中,原位构造型长期继承性捕获油气,最有利于规模成藏;岩性型侧向遮挡条件好,可规模成藏,不受埋深控制;次生型气藏受较晚构造活动控制,可划分为3个亚类。结论认为,跨重大构造期成藏是深层、超深层古老海相碳酸盐岩成藏的基本条件,其规模...     

巴西桑托斯盆地卢拉油田成藏特征及对盐下勘探的启迪

巴西桑托斯盆地卢拉油田(原名图皮油田)盐下地层层序、热史、圈闭演化史等分析表明,卢拉油田的烃源岩为中裂谷层序与上裂谷层序的湖相页岩,储层则以坳陷层序的碳酸盐岩为主;圈闭类型为受尼欧克姆—巴雷姆期裂谷作用形成的地垒所控制的岩性—构造复合圈闭,其形成演化经历了早白垩世尼欧克姆—巴雷姆的裂谷早期、裂谷中期、裂谷晚期、早阿普特的坳陷期、晚阿普特的蒸发岩发育期,以及早白垩世阿尔布以来的油藏圈闭充注期等6个演化阶段;其成藏特征表现为盐下深层晚期中等成熟成藏。认为广泛分布的厚层盐岩(约2000m)及其高热导率的功效极大地延缓了盐下烃源岩的热演化程度,扩展了盐下勘探的深度范围;同时,地垒—地层型油气聚集带成为桑托斯盆地乃至整个巴西东部海上盆地盐下勘探的新领域。     

鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密岩性油藏成藏机理

以层序地层学为指导,从成藏条件解剖入手,从孔隙演化的角度分析鄂尔多斯盆地中生界上三叠统延长组低渗透致密岩性油藏成藏机理,归纳其成藏演化模式。延长组低渗透致密岩性油藏分布于优质烃源岩范围内,湖相重力流沉积与三角洲前缘沉积为主要储集砂体类型。延长组低渗透致密砂岩在早期成藏期具有高孔高渗的特点,早期生成的油气在浮力作用下正常成藏,中后期成藏过程中经历了持续压实致密过程;后期主生烃期生成的原油在浮力和源储压差共同作用下沿先前残余路径以浸润方式运聚,达到致密条件时,油气停止运移。晚侏罗世—早白垩世中期,油气在高孔隙砂岩中近源多点面状充注大面积成藏,油气从湖盆中心向四周运移;早白垩世晚期,砂岩储集层成岩作用加强,储集层发生致密化。晚白垩世之后,受西倾东翘的构造挤压抬升运动影响,形成现今低渗透致密岩性油藏。     

陕北地区中生界石油补偿成藏规律研究

陕北地区是鄂尔多斯盆地石油的主要产地,分布有中生界三叠系和侏罗系油藏.研究结果表明,陕北地区中生界油藏的形成和分布受补偿成藏规律控制.油藏的形成是不同成藏要素相互补偿作用的结果,不同层位油藏之间的成藏条件有补偿关系,长6、长2以及侏罗系油藏在平面分布上具有相互补偿规律.长6油藏主要分布在油源岩有利区,在封、盖良好的地区油藏可连片发育,以岩性圈闭为主.长2油藏受长4+5盖层、长1盖层的共同控制,在一定程度上还受鼻状隆起控制,油藏平面分布密度变小.侏罗系油藏的分布除了受下伏地层中盖层的控制外,受到构造控制的程度更高,油藏规模小,并呈零星分布.     

英买力地区中生界—新生界油气藏石油包裹体特征及成藏期次

明确油气的成藏期次及成藏演化历史是当前英买力地区中生界—新生界油气藏勘探亟待解决的关键问题。利用石油包裹体岩相学、微束荧光光谱和显微测温技术,对英买力地区中生界—新生界石油包裹体特征和油气成藏期次开展了详细研究。结果表明:样品中主要观察到发蓝色、蓝白色、亮黄色、弱黄色荧光的石油包裹体;荧光光谱的主峰波长主要集中在470~490nm和510~540nm,分别指示近蓝白色和近黄色2种荧光的石油包裹体组合。其中,近黄色石油包裹体的红绿商Q在0.48~0.65,色度指数CIE-X和CIE-Y值在0.345~0.360和0.358~0.375,对应盐水包裹体的均一温度主峰值在80~90℃;近蓝白色石油包裹体的红绿商Q在0.20~0.51,色度指数CIE-X和CIE-Y值在0.302~0.333和0.325~0.352,对应盐水包裹体的均一温度主峰值在120~130℃。结合埋藏史、热演化史模拟结果,明确了英买力地区中生界—新生界油气藏具有2期成藏过程:第1期在8~5 Ma,以形成常规油藏为主,成熟度相对较低,石油包裹体发近黄色荧光;第2期在3 Ma以来,以形成凝析油气藏为主,成熟度较高,石油包裹体发近蓝白色荧光。     

准噶尔盆地莫索湾地区油气成藏期次研究

通过对烃源岩、原油物化特征、流体包裹体均一化温度以及埋藏史-热史等的研究,综合分析了莫索湾地区的成藏期,确定其主要成藏期有三次:第一期油气运移发生在中侏罗世末期(168Ma左右),但形成的油气藏遭到严重破坏,生物降解现象严重;第二期油气运移发生在早白垩世末期(115Ma左右),形成的油气藏得到较好的保存,并且在全区分布最为普遍;第三期油气运移发生在第三纪末期(3Ma左右),原油成熟度较高且物性较好,表现为密度、粘度、凝固点和含蜡量均较低。     

鄂尔多斯盆地陇东地区长7段有效烃源岩及生排烃研究

通过烃源岩地球化学数据分析、测井有机碳计算、生烃潜力法及生排烃史模拟,研究了鄂尔多斯盆地陇东地区长7段有效烃源岩的分布、生排烃史及排烃强度。长7段有机碳含量大于1.0%的暗色泥岩（含油页岩）厚度主要为20~90 m,平均有机碳含量主要介于2%~9%,其有效烃源岩分布以w（TOC）=1.0%和R_o=0.7%为界限,具有大面积广覆式分布的特征;长7段有效烃源岩在侏罗纪末期开始成熟生烃,主要在早白垩世早期（140~130 Ma,R_o≈0.7%）开始排烃,至早白垩世末期（100 Ma）达到生排烃高峰（R_o≈1.0%）,最大产油率接近400 mg/g,排油率达308 mg/g,晚白垩世以来的区域性构造抬升使得生烃停止;长7段有效烃源岩排烃强度主要分布于（10~250）×104 t/km2,具有强排烃特征,以长6—长8段致密油为主的延长组油藏主要分布于排烃强度大于20×104 t/km2的地区,油气具有近源短距离富集的特点。      

HYDROCARBON ACCUMULATION PROCESSES IN THE YANGTAKE FOLDBELT,KUQA FORELAND BASIN,NW CHINA: INSIGHTS FROM INTEGRATED BASIN MODELLING AND FLUID INCLUSION ANALYSES

Abundant gas and condensate resources are present in the Kuqa foreland basin in the northern Tarim Basin, NW China. Most of the hydrocarbons so far discovered are located in foldbelts in the north and centre of the foreland basin, and the Southern Slope region has therefore been less studied. This paper focusses on the Yangtake area in the west of the Southern Slope. Basin modelling was integrated with fluid inclusion analyses to investigate the oil and gas charge history of the area. ID modelling at two widely spaced wells (DB‐1 and YN‐2) assessed the burial, thermal and hydrocarbon generation histories of Jurassic source rocks in the foreland basin. Results show that the source rocks began to generate hydrocarbons (R_o >0.5%) during the Miocene. In both wells, the source rocks became mature to highly mature between 12 and 1.8 Ma, and most oil and gas was generated at 5.3–1.8 Ma with peak generation at about 3 Ma. Two types of petroleum fluid inclusions were observed in Cretaceous and lower Paleocene sandstone reservoir rocks at wells YTK‐5 and YTK‐1 in the Yangtake area. The inclusions in general occur along healed microfractures in quartz grains, and have either yellowish or blueish fluorescence colours. Aqueous inclusions coexisting with both types of oil inclusions in Cretaceous sandstones in well YTK‐5 had homogenization temperatures of 96–128 °C and 115–135 °C, respectively. The integrated results of this study suggest that oil generated by the Middle Jurassic Qiakemake Formation source rocks initially charged sandstone reservoirs in the Yangtake area at about 4 Ma, forming the yellowish‐fluorescing oil inclusions. Gas, which was mainly sourced from Lower Jurassic Yangxia and Middle Jurassic Kezilenuer coaly and mudstone source rocks, initially migrated into the same reservoirs in the Yangtake area at about 3.5 Ma and interacted with the early‐formed oils forming blueish‐fluorescing oil inclusions. The migration of gas also resulted in formation of the condensate accumulations which are present at the YTK‐1 and YTK‐2 fields in the Yangtake area.     

焉耆盆地含油气系统分析

焉耆盆地中生界含油气系统中,八道湾组是最主要的烃源岩层,烃源岩类型主要为煤系泥岩。三工河组是主要的储集层,储层砂体类型为辫状河三角洲和扇三角洲,储集条件较差,属低孔低渗型。古圈闭于J1s期开始形成,发育侏罗纪末期、第三纪末至今两次生排烃事件。油气以沿断层垂向运移为主。对应于两次成藏事件,划分出原生和再生两个含油气子系统。含油气系统演化经历了三个阶段:①侏罗纪末期古油气藏的形成;②燕山中、晚期构造运动与古油气藏的调整、破坏;③第三系的覆盖和喜山期现今油气藏的形成。断层的多期活动性和燕山中晚期的抬升剥蚀作用改造、破坏了早期形成的油气藏,喜山期定型的油气藏现今保存完好。     

准噶尔盆地西北缘不整合储层流体包裹体特征与油气成藏期次

准噶尔盆地西北缘存在着众多的地层油气藏,目前对于其油气成藏期次及成藏时间的认识尚存在争议。为此,采集了该区26口钻井的58块流体包裹体样品,利用流体包裹体显微测温技术,结合埋藏史及热演化史分析成果,研究了上述流体包裹体的显微特征和均一温度特征,确定了该区地层油气藏的油气成藏期次,进一步结合该区烃源岩生排烃史和构造发育史,恢复了地层油气藏的成藏过程。结论认为:①晚二叠世-早三叠世,二叠系佳木河组烃源岩生成的成熟油气进入石炭系火山岩储层和二叠系佳木河组、风城组、夏子街组等碎屑岩不整合储层中聚集成藏;②晓三叠世-早侏罗世,二叠系风城组烃源岩生成的成熟油气进入二叠系内部以及三叠系底部不整合砂砾岩储层中聚集,以形成中深部油藏为主;③晚侏罗世-早白垩世,二叠系佳木河组烃源岩生成的天然气和二叠系下乌尔禾组烃源岩生成的成熟油气进入三叠系底部、侏罗系底部、白垩系底部等碎屑岩不整合储层中聚集,以形成中浅部油/气藏和稠油油藏为主。     

吐鲁番坳陷含油气系统

吐哈盆地已发现的油气藏几乎都分布在吐鲁番坳陷。该坳陷有两套主要烃源岩,有３ 种类型原油和３种类型天然气。油气源对比证实,台北型原油和煤型气来自中、下侏罗统煤系烃源岩,伊拉湖型原油和油型气来自二叠系和三叠系的湖相泥岩,火焰山型原油和过渡型气为混合来源,分布于两套烃源岩叠置区域。据此,吐鲁番坳陷存在两个含油气系统：Ｊ１ ＋ ２ － Ｊ２（ ！） 和Ｔ＋ Ｐ（ ！） 。Ｊ１ ＋ ２ －Ｊ２（ ！） 含油气系统是主要含油气系统,有效烃源岩为中、下侏罗统水西沟群以流水沼泽相为主的煤系泥岩和煤岩,主要分布在北部凹陷带,其上覆岩层厚逾３０００ｍ ;主要储集层为中侏罗统扇三角洲和辫状河三角洲砂体,三间房组、西山窑组和七克台组发育５ 套含油气层系。该含油气系统的区域性盖层为中侏罗统七克台组和上侏罗统齐古组泥岩（ 厚７００ ～１０００ｍ） ;煤系烃源岩有两个大规模生、排烃期（ 前期为晚侏罗世末期,后期为第三纪末期） ,以连接烃源层和储集层的断裂为运移通道;第一个关键时刻是晚侏罗世末期（ 中燕山运动期） ,已具一定规模的古构造捕获前期生成、运移的油气成藏,第二个关键时刻是第三纪末期（ 喜山运动期）,古构造加强并定型,继续捕获后期生成、运移的油气,新形成的     

北黄海盆地东部坳陷油气成藏时间研究

东部坳陷是北黄海盆地唯一发现油流的沉积坳陷,具有较好的油气勘探前景,其油气藏形成时间将决定该区油气勘探思路和油气勘探方向。通过烃源岩的油气生排烃史和油层的砂岩包裹体研究,综合分析推断了东部坳陷油气藏成藏时间。研究表明,东部坳陷中侏罗统烃源岩的主要生烃期和排烃期为渐新世,下白垩统和上侏罗统砂岩储层包裹体的油充注时间为早中新世。结合盆地构造演化史综合分析推断,北黄海盆地东部坳陷的油气藏形成时间为晚渐新世至早中新世。