渤海湾盆地黄骅坳陷乌马营潜山内幕原生油气藏形成特征

钻于渤海湾盆地黄骅坳陷乌马营潜山构造带之上的营古1井在二叠系下石盒子组砂岩获非含H2S高产油气流,油气来源于上古生界煤系烃源岩,属于潜山内幕原生油气藏,展现出古生界潜山内幕原生油气良好的勘探前景。通过原生油气藏的烃源条件、潜山内幕储盖组合与油气成藏时间研究,论述了乌马营潜山内幕原生油气藏的形成与聚集特征。乌马营潜山内幕原生油气藏具有煤系烃源岩二次规模生气、潜山内幕多储盖组合叠置发育、晚期油气充注为主3大优势成藏条件,形成了古生界潜山内幕源上砂岩和源下碳酸盐岩复式油气聚集。伴随中、新生代多期构造活动,乌马营潜山内幕原生油气藏的形成具有"早期油气混注局部成藏,中期高点迁移调整成藏,晚期天然气规模充注复式成藏"的特征。图7参30     

乌马营潜山天然气藏地质地球化学特征和成藏过程

乌马营潜山是黄骅坳陷南区凹陷内深埋的潜山。鸟深1井在奥陶系顶部风化壳钻遇了具工业价值的古生古储的潜山天然气藏。探讨了该气藏的成因后指出:乌马营潜山天然气主要来源于石炭―二叠系煤系地层;天然气碳同位素与环烷指数显示出天然气不同成分间存在较大的成熟度差异,且天然气同位素发生倒转;乌深1井天然气为同源多阶天然气复合注入的产物。根据古构造恢复及包裹体研究认为,乌马营潜山天然气藏显示出两期成藏特征――早期(中生代)古气藏的改造和晚期(第三纪)少量天然气的混入。     

渤海湾盆地黄骅坳陷中南部煤系发育区煤成气形成条件及勘探前景

近几年,在黄骅坳陷石炭系—二叠系煤系发育区发现了多个"古生古储"型煤成气藏,表明黄骅坳陷煤成气勘探具有很大潜力。从黄骅坳陷的潜山类型、生气条件、储层特征、供储关系及保存条件等方面分析了煤系发育区煤成气的成藏条件,同时对典型气藏的天然气成因类型进行了分析。在成藏条件和区带综合评价的基础上,指出黄骅坳陷存在羊二庄—埕海潜山、孔店潜山、乌马营潜山、东光潜山和泊镇潜山5个煤成气勘探有利目标区。     

渤海湾盆地黄骅坳陷南部乌马营地区构造特征及其油气地质意义

渤海湾盆地黄骅坳陷南部已发现多个古生界煤成油气藏,但受勘探阶段及老地震资料品质较低的限制,研究区构造尤其是潜山构造研究相对薄弱。以乌马营地区高精度三维地震资料解释成果为基础,分析了乌马营地区结构构造特征、构造样式、发育演化过程,以及其对煤成气藏的形成、改造及保存过程的控制作用。研究结果表明:(1)乌马营地区发育3大构造层,反映了区域构造挤压—断陷—坳陷的形成过程——中生界是以挤压为主要特征的潜山构造层,受后期构造运动叠加改造,具有东西分带、南北分区的特征,古近系为断陷构造层,受沧东、徐西两大边界断层控制,内部控沉断层不发育,形成典型的双断地堑,新近系+第四系为坳陷构造层,地层表现为中间厚边缘薄的碟形;(2)乌马营地区共存挤压、伸展、扭动、反转4种应力形成的断层、10种典型构造样式,以潜山构造层内的挤压相关样式最为发育;(3)乌马营地区潜山构造内幕层是寻找古生界油气藏的有利地区,其中北逆冲背斜区最为有利,南反转断鼻区次之,南背斜区是煤系源岩一次成烃油气藏的有利地区,北断鼻区是古生新储油气藏的有利地区。     

黄骅坳陷莲花凝析气田的发现及其地质意义

渤海湾盆地黄骅坳陷是我国东部典型的含油气盆地,但潜山领域已发现的天然气田储量规模较小.近几年,通过勘探研究思路转变和地质认识创新,在黄骅坳陷南部乌马营潜山发现了莲花凝析气田,实现了来自煤系源岩的深层天然气勘探重要突破.随着重新认识潜山烃源岩条件、圈闭特征、储集空间和成藏模式,提出乌马营潜山石炭-二叠系煤系源岩规模生烃为...     

黄骅坳陷乌马营潜山二叠系砂岩凝析气藏的发现及其地质意义

黄骅坳陷乌马营潜山二叠系砂岩获高产油气流,展示出上古生界良好的勘探前景。针对黄骅坳陷上古生界煤系烃源岩、储集层系、圈闭条件、充注特征等方面进行深入分析,明确了二叠系砂岩凝析气藏的优势成藏条件及其地质意义。研究认为黄骅坳陷石炭系—二叠系煤系地层稳定分布,生烃潜力大,热演化程度高,提供了充足的油气来源;二叠系下石盒子组发育巨厚的砂岩储层,遭受埋深后依然可保持较高的孔隙度,是油气富集层系;逆冲推覆构造形成了多个大型背斜、断鼻构造,提供了有利的成藏空间;乌马营潜山新构造运动时期断层活动趋于停止,晚期油气大规模充注有利于油气藏保存。黄骅坳陷二叠系砂岩凝析气藏的发现,证实了石炭系—二叠系煤系烃源岩巨大的生烃潜力,指明了二叠系下石盒子组这一重点勘探层系,将古生界砂岩储层的有效勘探深度拓深至5000m,大大拓展了潜山内幕油气资源的勘探空间。     

济阳坳陷孤北-渤南地区渤古4潜山天然气地球化学特征及气源探讨

济阳坳陷孤北-渤南地区深层天然气来源多，成因复杂，混源现象普遍。针对这一问题，运用天然气组分、稳定碳同位素、轻烃组成和伴生原油生物标志化合物等多种指标，并与邻区天然气进行对比，判识了该区渤古4潜山奥陶系天然气的地球化学特征和成因类型，认为该区天然气主要为高成熟油型气，混有部分煤成气。 依据天然气与气源岩地球化学特征并结合成藏地质条件，明确了天然气的来源，认为渤古4潜山天然气主要源自渤南洼陷Es产气源岩，混有孤北C—P煤成气，伴生油具有相似的来源。     

川东北五宝场地区须家河组和沙溪庙组天然气地球化学特征及其勘探意义

川东北五宝场地区上三叠统须家河组天然气勘探获重要突破,中侏罗统沙溪庙组勘探也有重大进展,但天然气地球化学特征与川中地区典型须家河组自生自储天然气有较大差别。基于天然气组分、碳同位素、氢同位素、轻烃等实验分析数据,结合具体的地质条件,对五宝场地区须家河组和沙溪庙组天然气成因进行了系统研究,明确下一步的勘探方向。结果表明：①五宝场地区须家河组和沙溪庙组天然气均为以烃类气体为主的干气,干燥系数分别为0.984~0.990和0.950~0.960。②较之于川中须家河组自生自储天然气,五宝场地区须家河组和沙溪庙组绝大多数天然气甲烷碳同位素组成重、乙烷碳同位素组成轻、甲烷氢同位素组成重。③五宝场地区须家河组天然气轻烃组成有以正构烷烃为主,也有以环烷烃为主,沙溪庙组天然气以正烷烃为主,芳烃含量低,其特征均介于须家河组自生自储天然气与川东长兴组—飞仙关组天然气之间。结论认为,川东北五宝场地区须家河组天然气为上三叠统须家河组源岩和二叠系龙潭组源岩共同供烃,但混源比例在不同地区有差异;沙溪庙组天然气主要是源于下侏罗统和须家河组烃源岩,可能有少量下伏海相天然气的贡献。在川东北地区应围绕深层通源断裂发育的地区,寻找有效的储—盖组合,以发现下一步勘探的有利区。     

冀中坳陷潜山油气藏特征

由于碳酸盐岩储集体非均质性极强,造成油气分布十分复杂,使得冀中坳陷潜山油气勘探难度加 大。该文利用石油地质、地球物理、有机地球化学等理论和方法,结合勘探实践,对冀中坳陷潜山油气藏特 征进行了系统的研究。结果表明：潜山油气主要来源于古近系和石炭系-二叠系烃源岩;储集层主要由中 上元古界和下古生界碳酸盐岩组成,储集空间主要为孔、洞、缝系统;古近系泥质岩、石炭系-二叠系煤系 地层和潜山内幕泥质岩隔层构成了潜山油气藏良好的盖（隔）层,并发育2 类、8 套储盖组合;潜山发育的 断层和不整合是油气的主要运移通道。根据圈闭类型的差异,将潜山油气藏分为潜山顶油气藏、潜山坡油 气藏和潜山内幕油气藏3 种类型。潜山油气近油源分布,具东富西贫、南油北气的特征,并在断裂带附近 的潜山及潜山内幕圈闭中富集,构成了复式油气聚集带。研究成果有助于深入揭示冀中坳陷潜山油气成 藏规律,对今后潜山圈闭评价、区带优选等也具有很好的指导作用。     

济阳坳陷渤南洼陷深层天然气的地球化学特征及成因探讨

通过对济阳坳陷渤南洼陷深层天然气的组分及其碳、氢同位素和稀有气体同位素组成的研究表明:该洼陷天然气重烃含量较高,显示出正常的原油伴生气的特征,不应为来源于高成熟―过成熟源岩的天然气;天然气的碳、氢同位素组成特征显示该区深层天然气为生物气、油型气和煤成气3种不同类型混合的天然气。另外,通过对渤南洼陷深层天然气中稀有气体氦同位素的分析,表明该区伴生气为典型的壳源成因,幔源挥发份加入的现象不明显,深层断裂活动也不发育,是在深层聚集成藏的天然气。     

鄂尔多斯盆地临兴地区上古生界天然气成因及来源

天然气成因及来源研究对天然气勘探开发具有重要作用,可以为天然气的运移成藏提供理论依据。通过对鄂尔多斯盆地临兴地区上古生界天然气组分、碳同位素、轻烃及烃源岩等特征进行综合分析研究,探讨该区上古生界天然气成因及来源。结果表明:临兴地区上古生界天然气组分含量以甲烷为主,重烃和非烃含量较低,主要属于干气;天然气δ^13C1值、δ^13C2值和δ^13C3值分别介于-45.6‰^-32.9‰、-28.9‰^-22.3‰和-26.2‰^-19.1‰之间,总体表现出正碳序列变化趋势,并且δ^13C1值均小于-30‰,具有典型的有机成因气特征。轻烃组成特征上具有一定的相似性,C7系列表现出甲基环己烷优势;C5-7系列主要表现出异构烷烃优势。该区上古生界天然气主要属于成熟煤成气,含有少量煤成气与油型气的混合气;石盒子组天然气藏主要是由山西组烃源岩生烃增压扩散运移至近源或远源储层内充注成藏;太原组天然气藏主要来自于太原组自身的烃源岩,在源岩内自生自储成藏。     

成藏要素的时空结构与油气富集——兼论近源富集成藏

成藏要素和成藏作用的时空结构影响着油气的富集程度。在邻近烃源层与区域盖层地区的成藏组合中,成藏期与成烃期相近的时期内形成的油气藏富集程度相对较高。盆地或油气系统之中大多的主力油气藏都属于这种类型。在纵向上以源-盖之间没有大的、明显的构造变动和沉积间断作为近源组合,具体时间间隔初步暂定为不超过一个“期(在中、新生代)”或一个“世(在古生代)”,反之则为远源组合。在平面上依据分布于有效烃源岩分布区———烃灶位置的内、外,划分为“近源区”和“远源区”。现有勘探成果表明,塔里木盆地现已发现的哈德逊油田、轮古-塔河油气田、克拉2气田、牙哈油气田等大、中型油气田大多属自源或近源组合。松辽盆地已探明原油储量的95%以上分布在主要源-盖组合之间的萨尔图、葡萄花、高台子3个油组中。因此,坚持“近源勘探”是发现高油气资源富集区的一个重要而实用的原则。近源油气田的勘探成效一般是非常显著的,但是,许多地区的近源油气田多分布在勘探难度大的构造带、复杂成藏带或探区的深部、超深部,以至常常是在远源油气藏之后发现。     

四川盆地高石梯-磨溪地区下二叠统气源示踪

以天然气、烃源岩及储层沥青的地球化学特征为主要依据,通过天然气-天然气、储层沥青-烃源岩、天然气-烃源岩3个方面对比,深入探讨四川盆地高石梯-磨溪地区下二叠统天然气来源。研究表明,四川盆地高石梯-磨溪地区下二叠统天然气主要来源于筇竹寺组泥岩。其5项证据分别为:下二叠统天然气乙烷碳同位素小于-30.5‰,甲、乙烷碳同位素倒转是由高演化程度烃源岩所致;多数下二叠统天然气与龙王庙组天然气特征最为相似;GS18,NC1井下二叠统天然气特征与寒武系相似,说明上下层气源一致;高石梯-磨溪地区下二叠统储层沥青地球化学特征与筇竹寺组泥岩最为相似;筇竹寺组泥岩主要为下二叠统供气,这一认识符合干酪根油气生成理论和同位素分馏规律。     

鄂南地区中生界油气成藏体系划分与富集区预测

在典型油藏解剖的基础上,根据油气成藏体系概念和划分原则,结合烃源岩、源-储组合样式、油藏特征和成藏机制等,将鄂南地区中生界划分为近源成藏体系和远源成藏体系两类。前者油藏类型以岩性油藏为主,具有"近源成藏"特征,运移距离短,运移动力主要为异常压力,隐性输导,油气富集主控因素为优质烃源岩、有利储集体和构造背景,油气富集模式可概括为"近源相控";后者油藏类型以构造、构造-岩性油藏为主,具有"远源成藏"特征,运移距离长,运移主要动力为浮力,输导体系以通源断裂为主,油气富集主控因素为通源断裂、局部构造和有利砂体,富集模式可概括为"远源断控"。近源成藏体系源储空间呈"三明治"结构,直接大面积接触,具有"近水楼台"成藏优势,生烃高峰期与关键成藏期一致,油气就近大面积充注成藏,是下一步勘探首选领域。其中,长₉-长₈-长₇近源成藏体系Ⅰ类富集有利区是大中型油气田重要的勘探方向。     

四川盆地二叠系和三叠系礁滩天然气富集规律与勘探方向

通过系统的天然气组分、碳同位素以及微观薄片、包裹体分析,明确了二叠系和三叠系礁滩气藏中天然气主要为原油二次裂解气,龙潭组（吴家坪组）为天然气藏的主力烃源岩层,气藏经历了早期岩性古油藏聚集、古原油裂解和天然气调整再聚集3个阶段;天然气藏（田）具有多元供烃、近源聚集、岩性控藏、气油转化、晚期调整的成藏富集模式,现今气藏的富集主要受控于3个方面：一是二叠系烃源岩的生烃灶分布控制了油气来源的充足程度;二是礁滩相储层的分布与规模控制了油气聚集的场所与规模;三是晚期保存条件决定了天然气的最终聚集。通过系统总结已发现礁滩气藏（露头）沉积储层、油气富集规律,进一步探讨了下步勘探发展的方向,认为长兴组、飞仙关组和嘉陵江组台缘礁滩、台内浅滩和下二叠统浅滩勘探领域仍存在良好勘探前景。     

The source of gas and oil in Cainan oilfield Jurassic layers of Junggar Basin

The aim of this paper is to analyze natural gas, light hydrocarbons, and biomarkers by the whole hydrocarbon geochemistry to figure out controversial source of Cainan oilfield. Dry gas and oil reservoirs in Baijiahai suggest multi-stage accumulation of mature and high-over mature gas from widely distributed methane carbon isotope and humic, which are products of heavy ethane carbon isotope. The natural gas in Fubei slope area is typical mature wet gas. According to regional structural and evolution features, high-over mature gas in Baijiahai originates from Carboniferous source rocks of Dongdaohaizi sag, while mature crude oil is a mixture of Jurassic and Pingdiquan formation of Permian.     

准噶尔盆地新光地区佳木河组天然气地球化学特征及成因

通过对二叠系烃源岩生烃潜力评价及地层孔隙生烃模拟实验,明确了准噶尔盆地二叠系佳木河组、风城组和下乌尔禾组3套烃源岩生烃潜力及生烃特征,并在天然气地球化学特征研究基础上,结合与天然气伴生凝析油正构烷烃碳同位素分析,确定了准噶尔盆地中拐凸起新光地区佳木河组致密砂岩气藏天然气的来源。结果表明,二叠系3套烃源岩生烃潜力从大到小顺序为：风城组＞下乌尔禾组＞佳木河组,风城组烃源岩类型最好,以生油为主,下乌尔禾组烃源岩倾油倾气,佳木河组烃源岩倾气。新光地区佳木河组致密砂岩油藏天然气C₇轻烃组成以正庚烷为主,含量大于40%,甲基环己烷含量小于40%,乙烷碳同位素值分布在-29.0‰~-27.0‰之间,为偏腐泥型的过渡型气;与佳木河组致密砂岩天然气伴生的凝析油正构烷烃碳同位素增加呈“V”型分布,与下乌尔禾组烃源岩相一致,表明新光地区佳木河组凝析油来源于下乌尔禾组烃源岩。综合分析认为,准噶尔盆地新光地区佳木河组致密砂岩天然气主要来源于高成熟的下乌尔禾组烃源岩。     

柴达木盆地北缘天然气地球化学特征及其石油地质意义

为了明确柴达木盆地北缘地区天然气的成因和天然气分布规律,综合利用天然气组份及碳同位素等手段对天然气地球化学特征进行了分析。研究表明,柴北缘天然气以甲烷为主,重烃含量相对较高,不同构造带天然气组分具有明显的差异性。碳同位素分析表明,δ¹³C₁和δ¹³C₂值分别介于-36.4‰~19.3‰和-27.4‰~-19.82‰。天然气成因鉴别表明,该区天然气主体为煤型气,来自侏罗系烃源岩。柴北缘碳同位素分布主体为正序列特征,受不同成熟度、不同类型源岩混合以及过成熟阶段源岩等因素影响,部分地区存在天然气碳同位素倒转现象。柴北缘天然气平面分布具有分带性,烃源岩成熟度控制了油气分布,天然气位于成熟-高成熟区及附近。冷湖六号-冷湖七号、鄂博梁-葫芦山构造带以及阿尔金山前是下一步天然气勘探的重点领域。     

渤海海域渤中19-6潜山气藏成藏要素匹配及成藏模式

为了明确渤海海域渤中19-6潜山千亿立方米气藏的形成过程,基于大量岩心、薄片、测井及地球化学数据,在地质分析的基础上,利用地球化学分析方法和盆地模拟的手段,对其成藏要素及成藏规律进行了系统分析。研究表明:（1）渤中凹陷沙三段烃源岩生气强度普遍超过50×108 m3/km2,晚期持续供烃为渤中19-6潜山气藏的形成提供了充足的物质基础;（2）印支期和燕山期构造运动是渤中19-6潜山构造裂缝型储层和潜山圈闭形成的关键时期,并形成了近源断裂输导体系和远源不整合面输导体系;（3）东营组厚层超压泥岩盖层和潜山较弱的晚期构造活动有利于渤中19-6潜山气藏的保存;（4）“生、储、盖、圈、运、保”六大成藏要素的时空匹配,最终导致了渤中19-6潜山千亿立方米大气田的形成。建立了渤中19-6潜山多洼供烃、多向充注、断裂和不整合联合输导的晚期成藏模式。      

渤海湾盆地黄骅坳陷古生界煤成凝析气藏特征、主控因素与发育模式

近年来,黄骅坳陷乌马营潜山二叠系碎屑岩和歧北潜山奥陶系碳酸盐岩取得高产煤成凝析气流,证实古生界潜山具有良好的凝析油气勘探潜力。系统分析了黄骅坳陷古生界凝析气藏的地质特征、流体性质、成藏主控因素等,剖析了典型古生界凝析气藏储-盖组合、煤系烃源岩生烃期次、油气充注期次及凝析气藏成因,明确了古生界煤成凝析气藏的发育模式。研究认为黄骅坳陷古生界发育多套优质储-盖组合,为凝析气藏的形成提供了优越的储集与保存条件。石炭系—二叠系煤系烃源岩于早白垩世、晚新生代两期生烃,具有"早油晚气、晚期为主"的生烃特点,是形成凝析气藏的关键因素。油气两期充注成藏,早期以原油充注为主,晚期以天然气充注为主,以晚期充注为主,晚期天然气对早期古油藏进行气侵改造,形成凝析气藏。建立了"两期生烃、早油晚气、气侵成藏"的成藏演化模式,构造稳定期与生烃高峰期相匹配,利于凝析气藏的大规模保存。黄骅坳陷古生界煤成凝析气藏的勘探发现与理论认识,对于渤海湾盆地石炭系—二叠系发育区开展凝析油气勘探具有重要指导与借鉴意义。