乌尔逊凹陷原型盆地特征分析

近几年的勘探实践表明,对海拉尔盆地乌尔逊凹陷早白垩纪原型盆地认识不够,是导致该区油气勘探工作停滞不前的主要原因。以二维、三维地震剖面和钻井、录井、测井为基础,通过层序地层对比研究和构造趋势法,对乌尔逊凹陷主要沉积末期的剥蚀厚度进行恢复,对盆地发育特征进行了研究。研究表明:乌尔逊凹陷受多期构造作用强烈影响,存在伊敏组末期、南屯组末期和铜钵庙组末期3期主要剥蚀;铜钵庙—南屯组沉积时期,乌尔逊凹陷受北东—北东东向断层控制;受断坳期走滑作用影响,形成现今近南北向断裂控制的展布特征。     

南贝尔凹陷东次凹构造特征及对油气成藏的控制

南贝尔凹陷位于海拉尔—塔木察格盆地中部断陷带的中南部,经历了多期次的构造运动和不同的应力场作用,盆地内断裂带比较发育,南贝尔凹陷东次凹纵向上发育上下2套断裂体系,断陷期断裂体系和断坳期断裂体系,其构造演化和整个塔木察格断陷盆地的构造演化特征是一致的,纵向上经历了断陷期、断坳期、坳陷期等多期构造运动,即铜钵庙组—南屯组断陷发育期,大磨拐河组—伊敏组断坳期、伊敏组末—至今坳陷期。其构造活动对油气聚集成藏起到了控制作用,主要体现在:控制沉积的发育;控制烃源岩的展布;形成了多种圈闭类型;为油气运移提供了油气运移通道作用。主要研究了南贝尔凹陷的构造特征及对油气成藏的控制,总结了油气分布规律,对今后的油气勘探方向具有重要的指导意义。     

塔木察格盆地南贝尔凹陷优质烃源岩地球化学特征

钻井勘探实践表明,塔木察格盆地南贝尔凹陷主要发育3套主力烃源岩,分别是大磨拐河组、南屯组、铜钵庙组。不同层段的烃源岩,具有不同的地球化学特征。通过族组成、饱和烃色谱、生物标志化合物、碳同位素等指标对南贝尔凹陷大磨拐河组、南屯组、铜钵庙组烃源岩的地球化学特征进行了综合研究,结果表明,源岩饱和烃含量较高,芳烃含量较低,非烃+沥青质含量范围变化较大,体现湖相生源特征。饱和烃色谱图形态主要为单峰型,主峰碳一般为n C19、n C21和n C23,反映有机质为低等水生生物和陆源高等植物的双重来源。色谱—质谱图中三环萜烷含量很低,以五环三萜烷为主;甾类化合物以规则甾烷为主,C2720(R)、C2820(R)、C2920(R)呈不对称"V"字型分布,4-甲基甾烷含量很低,具有藻类和高等植物双重生源特征。大磨拐河组和铜钵庙组烃源岩的饱和烃、芳烃碳同位素明显偏重,南屯组源岩则有所变轻,反映出南屯组源岩的有机质类型较好,低等水生生物输入的比例较大。综合评价认为南屯组烃源岩母质类型好,成熟度适中,是该区的主力烃源岩。     

陆相断陷湖盆优质烃源岩测井识别方法及成藏贡献——以塔木察格盆地南贝尔凹陷为例

随着陆相勘探的不断深入,烃源岩在油气成藏中发挥着重要的作用。通过丰富的测井资料,利用改进的Δlg R技术方法,对塔木察格盆地南贝尔凹陷的优质烃源岩进行了识别,并预测了其分布规律。研究结果表明:通过Δlg R方法得到TOC的结果与实测数据吻合较好,相关系数高,并根据丰度评价标准将有效烃源岩进行了分级统计和评价,即中等烃源岩TOC为0.8%~1.8%;好烃源岩TOC为1.8%~2.8%;最好烃源岩TOC2.8%。南贝尔凹陷东次凹北洼槽南二段、南一段发育好—最好烃源岩,南一段源岩在洼槽中心发育,南二段源岩在东部斜坡带发育,铜钵庙组基本不发育有效烃源岩;南贝尔凹陷东次凹南洼槽南二段、南一段发育好—最好烃源岩;铜钵庙组发育薄层中等—好烃源岩;塔木察格盆地南贝尔凹陷具有较好的油气资源潜力.     

塔南凹陷铜钵庙组储层形成机理

通过对塔南凹陷的构造演化、沉积背景及铜钵庙组储层微观特征分析,认为铜钵庙组储层为扇三角洲沉积环境下的沉火山碎屑岩的堆积。铜钵庙组沉积末期受区域构造运动的作用,形成了一系列的反向断阶的构造格局。断层上升盘由于受基底的强烈抬升出露地表。上升盘地层在经历了大气水和地表水的淋滤后,岩石中的长石矿物被不同程度的溶蚀,改善了储层的储集性能。受沉积相的控制作用,经过改造后的地层形成了块状和层状两种类型的储集体。受储层发育特征的控制,两种储集体的油水关系和油层分布差别很大。     

海拉尔盆地呼和湖凹陷南屯组油气成藏期次分析

针对海拉尔盆地呼和湖凹陷南屯组沉积时期构造活动频繁和油气成藏期次复杂的情况,采用呼和湖凹陷南屯组烃源岩生排烃史法、伊利石测年法及包裹体均一温度法等综合分析了呼和湖凹陷南屯组油气成藏期次,明确了研究区南屯组油气藏形成时期主要为距今110Ma～120Ma,主要发生在伊敏组沉积中期至晚期。油气藏形成时期的确定,对呼和湖凹陷南屯组的油气勘探和评价具有重要的意义。     

海—塔盆地巴音戈壁凹陷烃源岩地化特征及评价

烃源岩品质对于一个地区资源潜力的估算有着重要意义。巴音戈壁凹陷烃源岩主要发育在大磨拐河组、南屯组和铜钵庙组地层中。通过多种烃源岩地化特征参数对凹陷内烃源岩主要发育层位的有机质丰度、类型和成熟度展开全面研究,结果表明大磨拐河组烃源岩有机质丰度中等,类型偏差,成熟度低,对油气生成的贡献弱;南屯组烃源岩有机质丰度是3组地层中最好的,有机质类型好,成熟度适中,是凹陷内重要的烃源岩;铜钵庙组烃源岩有机质丰度中等,类型以Ⅱ型为主,且已成熟,是凹陷内又一套重要烃源岩层。通过以上成果并根据凹陷内有机碳和Ro等值线数据综合研究,得出有效烃源岩的分布情况,认为巴音戈壁凹陷烃源灶主要分布在南北2个洼槽内,且铜钵庙组烃源灶发育范围要大于南屯组。     

南贝尔凹陷构造演化期次划分

以区域地质、钻井取芯、测录井资料及对南贝尔三维地震资料精细解释为基础,在南贝尔凹陷识别出青元岗组底面、大磨拐河组底面、南屯组底面和基岩顶面共4个不整合面。结合断层类型和地层褶皱变形等特征,南贝尔凹陷的形成经过断陷、断坳、坳陷和反转坳陷4个大的成盆过程,经历了初始断陷、强烈断陷、挤压反转、断坳、坳陷、扭压反转、反转坳陷等7个构造演化阶段。长期活动的边界断层控制了凹陷沉积、空间展布和构造的形成。     

海拉尔盆地中部断陷带与外围凹陷烃源条件类比分析

海拉尔盆地存在三种烃源岩发育环境咸水—半咸水、微咸水—淡水和淡水—沼泽相。发育多种生烃母质类型,中部断陷带以Ⅱ型为主,有利于生油,东部断陷带较差有利于生气,西部断陷带好,以Ⅰ型为主。主力烃源岩层为南屯组和铜钵庙组,有机质丰度高,类型好。烃源岩生、排烃门限外围凹陷较中部凹陷浅。     

巴彦呼舒凹陷稠油地球化学特征及油源对比研究

楚5井、舒1井是巴彦呼舒凹陷的两口工业油流井,所产原油为稠油.稠油粘度大,含蜡量高,凝固点低,属于低凝中质稠油；楚5井原油饱和烃含量低,而非烃十沥青质含量高,表明其母岩成熟度较低,从甾烷C2920S/20S+20R及C29ββ/(αα十ββ)来看,其具有成熟原油的特性,但是成熟度较低；通过碳同位素曲线和类异戊二烯烃分布特征对比,结果显示楚5井铜钵庙组原油来源于铜钵庙烃源岩,舒1井原油来源于南一段烃源岩；凹陷西部陡坡带在伊敏组末期发生过强烈的构造反转,致使烃源岩正常热演化过程被破坏,成熟有机质所占比例很少,大部分有机质处于低熟阶段,造成油质偏稠.     

南贝尔凹陷断裂系统及对油气运聚的影响

塔木查格盆地为一中、新生代裂陷盆地,受后期强烈构造作用影响,盆地结构及演化过程十分复杂。在系统解释南贝尔三维地震资料基础上,从形成机制上将断层划分为张性正断层、张扭性或扭张性正断层和逆断层。主要断裂在发育期次上分为早期发育、晚期发育、长期发育,与盆地的形成和演化之间存在良好的对应关系。下部断层走向以NNE向、NE向为主,上部为近SN向、NNW向为主,断裂系统自下而上,以T22地震反射层为界,可划分为下部伸展断裂系统和上部走滑断裂系统。南贝尔凹陷构造样式可归纳为伸展型、张扭型、扭压反转型3类,不同的断裂系统对油气的分布起着重要作用,研究结果对指导南贝尔凹陷油气勘探有积极地指导意义。     

塔木察格南凹陷与贝尔凹陷的地层对比

塔木察格盆地塔木察格坳陷塔南凹陷与贝尔湖坳陷贝尔凹陷同属一个盆地,通过对塔木察格南凹陷与贝尔凹陷的岩性组合特征、电性组合特征,地震反射层特征等地层发育特征的对比确定塔木察格坳陷与贝尔凹陷地层发育的层位相似性,从而总结出地层发育特征共性,以指导塔木察格南凹陷的勘探开发工作。     

贝尔凹陷不整合类型及剥蚀厚度恢复

贝尔凹陷经历了由拉张到挤压的多期构造运动，形成了以削截为代表的五种不整合：平行不整合、削截不整合、超覆不整合、褶皱不整合和断褶不整合。利用镜质体反射率法对凹陷内29口井进行了剥蚀量的计算，计算结果差别很大，这主要是由于剥蚀面的控制因素多样化造成的。最后对贝尔凹陷东南边缘贝6井的地层剥蚀量进行详细计算得出该井T3界面的剥蚀厚度为480m。     

南贝尔凹陷东次凹稠油地球化学特征及成因

对南贝尔凹陷东次凹发现的稠油的物理性质和地球化学特征进行了分析。本地区稠油密度为0.8812~0.9406g/cm3,粘度为53.30~2571.14mPa·s,属于普通稠油。色谱特征显示该区稠油为非生物降解原油,各项成熟度参数偏低;从塔21-77、塔21-79等斜坡上的单井来看,南屯组一段和南屯组二段发育暗色泥岩,具备一定的生油潜力,但成熟度较低;通过油源对比,稠油甾萜烷显示的成熟度介于洼槽中心南屯组一段源岩与斜坡带南屯组源岩之间;综合分析表明该区稠油主要为洼槽中心南屯组一段泥岩所生成熟原油与本地南屯组一段泥岩所生低成熟度原油的混源油。用大庆油田开发的分层产能贡献比例计算软件,定量计算洼槽中心南一段源岩和本地南一段源岩的贡献比例,随着运移距离的增加,来源于洼槽中心的南屯组一段成熟源岩比例急剧降低,斜坡带低熟源岩比例迅速增加,比例分别为25.27%和94.75%,表明远离生油洼槽的稠油主要是本地源岩所生。下步可在有效源岩区甩开勘探,寻找稠油油藏。     

伊敏凹陷早白垩世含煤岩系层序地层与聚煤模式

伊敏凹陷是海拉尔盆地群中的一个次级凹陷,为陆相断陷盆地。其下白垩统伊敏组、大磨拐河组是凹陷的主要含煤地层。依据钻孔岩芯资料、测井资料等,对其岩相类型、沉积相、层序-古地理、聚煤特征及聚煤模式进行研究。依据钻孔资料在区内识别出的区域不整合面、河流下切谷冲刷面两种层序界面,将大磨拐河组、伊敏组划分为4个三级层序。运用单因素分析多因素综合作图法,以三级层序为单元,恢复古地理格局。结果表明:伊敏凹陷大磨拐河组成煤环境主要为辫状河三角洲相,从层序I到层序Ⅱ,区内沉积相从以辫状河三角洲—湖泊为主到以湖泊为主,总体反映了水体逐渐变深的演化过程。伊敏组含煤岩系成煤环境主要有扇三角洲平原—辫状河环境等;煤层在层序Ⅲ最为发育,层序Ⅳ煤层厚度逐渐减小,聚煤作用逐渐减弱,反映了凹陷萎缩,水体范围逐渐缩小的演化过程。聚煤作用受控凹构造差异性沉降的影响,煤层在凹陷中部厚度最大,向西北和东南逐渐变薄。通过对层序Ⅲ的煤层进行统计对比分析,讨论了陆相短线盆地泥炭堆积与层序地层的响应机制,改进了陆相泥炭-层序地层响应模型。伊敏凹陷早白垩世最有利的成煤环境位于扇三角洲—辫状河环境中。层序Ⅲ,Ⅳ的煤层埋深较浅,厚度较厚,适合露天开采。而层序Ⅱ煤系地层埋深较深,有巨厚泥岩封盖,是煤层气勘探的潜在区域。     

贝尔凹陷贝西斜坡沉积层序特征研究

陆相盆地层序的形成和演化主要受控于区域性构造事件或幕式构造旋回,断陷湖盆则主要受盆地边缘的断裂控制。构造沉降级次控制着层序的级别,同时也控制着盆地沉积体系的空间展布。通过对海拉尔盆地贝尔凹陷南屯组的研究可知,一次完整的继承性构造沉降形成一个Ⅱ级层序,整体显示由细变粗的水退旋回;该沉降期内部又以稳定的湖平面为界分为两个沉降旋回,分别形成3个三级层序,各层序都是由粗—细—粗的水进水退旋回组成;每一个层序自下而上发育LST、TST、HST三个体系域,各体系域在三维地震剖面上呈现不同的反射结构,岩性和电性曲线都有所变化。     

博兴洼陷南斜坡沙二—沙四段沉积特征 研究及有利区预测

博兴洼陷南斜坡带油藏类型主要受构造、构造—岩性、地层控制,为多含油气层系、多油藏类型的复式油气区。目前沙河街组地层受剥蚀影响,地层接触关系复杂、沉积特征研究有待进一步细化、多期砂体纵横叠置,勘探程度较低。以沙河街组地层为研究对象,从地层、沉积相、地球物理分析等研究分析出发,开展沉积规律及储层预测研究。研究结果表明,工区内地层厚度由北向南减小,沙一段在南部遭受严重剥蚀;沙河街组物源主要来自南部的鲁西隆起,其中沙三上段水下分流河道发育,砂体沉积厚度大,为主要的有利相带。结合储层预测分析,确定3个有利目标区,其中2个有利区目标层位为沉积及岩性控制的沙三上段,1个有利区为受构造控制的沙二段地层,为下一步勘探目标的部署起到积极的作用。     

浅谈古隆起地貌的恢复和分析方法

盆地形成和演化过程中古构造产生的古地貌、古地形对沉积过程等的控制作用的研究,近年来受到沉积地质和盆地分析领域越来越多的关注。但如何恢复古地貌目前却没有很好的分析方法。研究综合利用地震及露头资料,在对地层厚度、层序结构关系、沉积相特征等分析的基础上,重点探讨了下列古隆起构造地貌的恢复方法:(1)通过拉平古隆起被淹埋时刻的古沉积水平面,恢复沉积期古隆起的构造地貌或古形态;(2)通过分析不整合叠合关系及其上、下地层的结构样式进行古隆起地貌恢复;(3)通过估算不整合面剥蚀量在平面上的分布,恢复隆升剥蚀期的构造古地貌。     

基于数字高程模型的循化-贵德盆地剥蚀地形恢复

循化-贵德盆地位于青藏高原东北缘,晚新生代构造活动强烈,黄河水系流域剥蚀作用显著。通过提取统计残存的某关键时期的现今分布高程,结合"窗口法"和"顶面法"提取样本点数据,获取空间插值样本点并分析样本数据特征,利用数字高程模型(DEM)的空间分析技术,选择自然邻点插值法,最大程度地恢复了黄河水系侵蚀下切之前相应时期的古沉积顶面。利用晚新生代古沉积面与现代地形面进行差值数学运算,获取晚新生代以来各区域剥蚀量或剥蚀地形。研究表明剥蚀量的分布形态与青藏高原东北缘盆山地貌形态有一定的相关性,盆地区域的剥蚀量相对较大,最后得到研究区晚更新世以来平均剥蚀速率达到约0.029mm/a。     

鄂尔多斯双山地区七里沟砂岩沉积特征及演化

在野外剖面实测及室内资料分析的基础上,结合对砂岩的岩石学特征、粒度分析、沉积构造特征与垂向层序、地球化学特征及沉积体系展布特征等资料,研究了鄂尔多斯盆地双山地区太原组七里沟砂岩沉积特征,探讨了砂体沉积演化过程,建立七里沟砂岩沉积模式。七里沟砂岩形成于相对海平面下降时期的浅水三角洲沉积体系,陆源碎屑物质被河流不断向南搬运充填入盆地中,形成浅水三角洲、障壁砂坝—潮坪、陆表浅海在空间上共存的岩相古地理格局。