江汉盆地潜江凹陷潜三段盐间烃类特征及其指示意义

利用岩石热解与色谱-质谱分析方法对江汉盆地潜江凹陷潜三段页岩层系进行分子地球化学特征研究后发现,潜三段下部10韵律与11韵律层系在热解参数和分子地球化学方面具有明显差异。其中,10韵律层系岩石热解具有游离烃(S1)高、有机碳(TOC)含量高,而热解烃峰值温度(T_(max))低的特征,生物标志物参数表现出C_(29)甾烷异构化参数(S/(S+R)、ββ(αα+ββ))高,C_(35)升藿烷优势,反映成熟烃源岩的特征; 11韵律层系具有S1低、TOC含量低,而T_(max)高的特征,生标参数表现出C_(29)甾烷S/(S+R)低,呈未熟烃源岩的特征。综合考虑到地质因素的作用,认为潜三段10韵律存在侧向运移的烃类浸染,而其下部的11韵律则反映了源岩自身的地化特征。     

盐间非砂岩有效烃源岩体特征及油气资源潜力

潜江凹陷潜江组盐间非砂岩油藏是少见的特殊类型油藏.从有效烃源岩评价的角度,利用盆地模拟法,综合分析了潜江凹陷潜江组盐间非砂岩段有效烃源岩体分布特征、生烃量及油气资源潜力,提出了下一步油气勘探方向;分析结果表明,盐间非砂岩段未熟有效烃源岩体有机碳质量分数下限值为0.60%,成熟有效烃源岩体有机碳质量分数下限值为0.40%;盐间非砂岩段有效烃源岩厚度大,有机质丰度较高,生油母质好,且主要分布于蚌湖向斜和吊堤口向斜,有效烃源岩主体处于成熟-高成熟阶段,其生油中心位于蚌湖向斜和吊堤口向斜;剩余资源潜力较大,且主要分布于王广油气聚集区,其剩余资源量约4 000×104 t;最有利的油气勘探区带为王广油气聚集区.     

江汉盆地潜江凹陷陆相页岩油地质特征

潜江凹陷是江汉陆相盐湖盆地最好的富烃凹陷.潜江组沉积时期受北部单向物源、古气候频繁交替、高盐度、强蒸发环境影响,沉积了一套最厚达6000m的盐韵律夹砂泥岩的盐系地层,平面上表现为“半盆砂、满盆泥、满盆盐”的特征,形成了具有独特沉积充填特征的陆相盐湖盆地.潜江凹陷发育了两种类型页岩油藏:一是油浸泥岩夹白云岩的页岩油藏,二是盐间油浸泥质白云岩的页岩油藏.两种类型的主力泥页岩层的单层厚度在2～20 m之间,累计厚度在200～3000 m之间,泥页岩层分布广,有机碳含量高,测井曲线上具有“三高一低”的特征.泥页岩层脆性矿物含量普遍大于40％.泥页岩储集空间为微裂缝、溶蚀孔、晶间孔,有相对较好储集性能较好.截止目前,在该两类页岩油地层中见到了丰富的油气显示,且有多口井获工业油流,预示着良好的页岩油勘探开发前景.     

江汉盆地白垩系油气勘探潜力

江汉盆地白垩系分布范围广,全盆地均有分布,但由于其成油气地质条件和成藏条件复杂,导致勘探程度很低。本文从白垩系油源分析入手,分析油气运移方向和路径。通过成藏条件对比分析研究,优选有利区带,并深入分析其勘探潜力。     

江汉盆地白垩系油气勘探潜力

江汉盆地白垩系分布范围广,全盆地均有分布,但由于其成油气地质条件和成藏条件复杂,导致勘探程度很低。本文从白垩系油源分析入手,分析油气运移方向和路径。通过成藏条件对比分析研究,优选有利区带,并深入分析其勘探潜力。     

江汉盆地西北部构造变形特征与油气勘探

针对江汉盆地西北侧宜昌斜坡页岩气的接替勘探领域尚不明确的问题,开展江汉盆地西北部页岩气成藏地质条件研究。对江汉盆地西北部最新的地震剖面进行了解释,分析了区域构造变形模式,探讨了晚侏罗世南、北向挤压和白垩纪伸展作用对盆地的改造过程。结果表明,在晚侏罗世挤压变形期,雪峰陆内变形系统前缘的构造变形以基底物质堆叠引起的地层倾伏为主要特征,秦岭-大别造山带前缘的变形叠加于雪峰陆内变形系统的变形之上,以形成上冲断裂和褶皱变形为主要特征;白垩纪江汉盆地西北部的伸展变形具有不连续性,在早白垩世晚期晚阶段、晚白垩世早期晚阶段、晚白垩世晚期晚阶段发生了伸展变形的停滞和构造反转。沿江汉盆地西北缘延伸至雪峰陆内变形系统前缘的广大区域,具有受构造变形影响小且连续分布的志留系泥页岩层,具有页岩气勘探的潜力。     

江汉盆地新沟嘴组致密油藏成藏特征及其形成环境

江汉盆地新沟嘴组下段Ⅱ油组发育一套厚层泥岩沉积,并发育多套碳酸盐岩、粉砂岩夹层,具备形成致密油藏的良好条件。从烃源岩、储层特征,含油饱和度及其主控因素等方面详细总结了致密油藏特征,在此基础上,利用岩心、测井、分析化验等资料分析了江汉盆地新下Ⅱ油组致密油藏的形成环境。分析结果认为,致密油藏具有自生自储、烃源岩成熟度低,储层致密且厚度小、层数多,油藏含油饱和度低,油藏大面积准连续分布的特征。亚热带湿润气候下的盐湖沉积环境是决定致密油藏特点的主要因素。综合烃源岩及储层发育条件,初步确定了江汉盆地致密油藏有利分布区域。     

苏北盆地油气田的形成与分布特征

苏北－南黄海盆地与渤海湾盆地之间以鲁苏隆起相隔,对称分布于郯庐断裂。研究表明,由于两盆地所处的区域构造背景不同,致使其盆地演化、成烃演化、资源丰度和油气田规模差异很大。壳幔结构的同相性、晚始新世至渐新世１８Ｍａ的沉积间断、有机质演化程度低、断裂活动改造强虺昌形成苏北盆地小、碎贫、菜含油气特征的主要因素。苏北盆地与渤海盆地存在的成藏条件差异及其分布规律表明,苏北盆地缺乏形成巨型、大型油气田的条件,其     

鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气成藏特征

鄂尔多斯盆地上古生界气藏为致密砂岩气藏。通过对盆地上古生界烃源岩、储集层、储层致密和成藏时间以及天然气运聚的分析,详细研究盆地上古生界致密砂岩气藏的成藏特征。本溪组-山西组煤层是主要的烃源岩,烃源岩有机质丰度高,干烙根为Ⅲ型干烙根,有机质成熟度高,以高-过成熟为主,为盆地天然气成藏提供充足的物质基础。储层岩性以岩屑石英砂岩、石英砂岩和岩屑砂岩为主,孔隙度主要分布在4%~8%,渗透率在0.1×10~(-3)~0.5×10~(-3)μm~2,为低孔低渗致密砂岩储层。储层具有"小孔隙、细喉道、微裂缝不发育、孔喉连通性差"的特点。致密气藏是先致密后成藏,储层在早-中侏罗世储层演化为致密砂岩储层;而后在晚侏罗世-早白垩世天然气大量充注形成气藏。天然气在气体膨胀力的作用下沿着微裂缝近距离运移聚集形成大面积连片分布的致密砂岩气藏。     

苏北盆地油气田的形成与分布特征

苏北南黄海盆地与渤海湾盆地之间以鲁苏隆起相隔 ,对称分布于郯庐断裂两侧。研究表明 ,由于两盆地所处的区域构造背景不同 ,致使其盆地演化、成烃演化、资源丰度和油气田规模差异很大。壳幔结构的同相性、晚始新世至渐新世 18Ma的沉积间断、有机质演化程度低、断裂活动改造强烈等是形成苏北盆地小、碎、贫、散含油气特征的主要因素。苏北盆地与渤海湾盆地存在的成藏条件差异及其分布规律表明 ,苏北盆地缺乏形成巨型、大型油气田的条件 ,其勘探对象应该以中小型油气田为主 ,这已经被 2 5年的勘探实践所证实。深部烃源有形成较大规模气田的条件 ,具有良好的天然气勘探前景     

Evolution of an Eocene-Oligocene Saline Lake Depositional System and Its Controlling Factors,Jianghan Basin,China

The Upper Eocene–Lower Oligocene Qianjiang Formation of the Jianghan Basin in central China consists of a 4 700-m-thick lacustrine succession, containing 1 800 m of halite deposits. The maximum thickne...     

江汉盆地潜江凹陷新沟嘴组致密油成藏模式与分布规律

通过岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜、X-衍射等技术,结合测井资料,对江汉盆地潜江凹陷新沟嘴组致密油成藏特点进行分析,建立"盐韵律"成藏模式,并总结成藏主控因素及分布规律。结果表明:江汉盆地新沟嘴组下段Ⅱ油组(新下Ⅱ油组)具有源储互层发育特征,具备形成致密油的良好条件;致密油藏具有储层厚度小,中孔特低渗,烃源岩低熟,油藏含油饱和度低的特点;Ⅳ级盐韵律是油气成藏的基本运聚单元和成因单元,其形成时的水体深度、盐度及蒸发作用强弱对成藏具有明显的控制作用;油层纵向上分布于Ⅲ级盐韵律咸化—淡化转换面两侧的中盐段,平面上分布于盐湖沉积区。     

从主力烃源岩的角度论江陵凹陷新沟咀组下段油气资源潜力

主力烃源岩研究是近来油气资源评价中的一大热点。以江汉盐湖盆地江陵凹陷为例。从主力烃源岩的角度，利用盆地模拟法，综合分析了凹陷新沟咀组下段主力烃源岩分布特征、生排烃量、生排烃高峰期及油气资源潜力。结果表明，江陵凹陷新沟咀组下段主力烃源岩厚度大，有机质丰度较高，生油母质较好，且主要分布于资福寺向斜带，烃源岩主体处于成熟-高成熟阶段；生、排油中心位于资福寺向斜带，主要生排油期分别位于荆沙组至潜江组沉积期、潜江组至荆河镇组沉积期，剩余资源潜力较大，且主要分布于荆州油气聚集区；荆州油气聚集区为最有利的油气勘探区带，公安油气聚集区为有利的油气勘探区带。     

环湾论——鄂尔多斯盆地延长组深层石油成藏规律

探讨鄂尔多斯盆地三叠系延长组湖湾区暗色泥岩生烃潜力及环湖湾区石油成藏规律。通过分析湖湾区暗色泥岩生烃指标(TOC、S1+S2、HI、氯仿沥青"A"含量、烃含量、干酪根类型及有机质成熟度)、原油成熟度,综合湖湾区分流河道砂岩发育特征及与泥岩接触关系分析,结果表明:1湖湾区暗色泥岩为好-中等烃源岩,可以成为生烃灶;2延伸入湖湾区的分流河道砂岩、湖湾砂坝砂岩为石油运移通道,石油由湖湾沿分流河道向外运移;3湖湾西侧发育砂岩上倾尖灭圈闭,湖湾内砂坝为透镜体状岩性圈闭;4由湖湾近源运移到岩性圈闭中形成侧生侧储或自生自储岩性油藏。该结果使鄂尔多斯盆地延长组的生烃区面积及石油勘探区域得到扩大。     

满加尔及周围地区主要储层中的油气运聚条件

运用流体势理论分析了塔里木盆地满加尔凹陷及周围地区主要储层中的油气运聚条件,指出封闭或半封闭的低势区因具多方汇油条件最有利于油气聚集;做出了奥陶系、石炭系及三叠系储集层在不同地质历史时期油势的低势区分布图。据此,结合油源、储层分布等特点,分析了油气运移和聚集条件,并指出了有利聚集区。     

阿曼盆地下古生界碎屑岩成藏组合地质特征

下古生界碎屑岩成藏组合是阿曼盆地最重要的天然气成藏组合,寒武系—志留系Haima群储层及上覆泥岩层构成了基本的储盖组合,Huqf群烃源岩为最主要的供烃源岩。在系统解剖油气成藏要素的基础上,探讨了不同次盆油气成藏作用与过程,并分析了其勘探潜力与风险。在Ghaba次盆主体部位,Huqf群烃源岩现今以生气为主,深埋升温裂解而成的焦沥青多充填了早期圈闭孔隙空间,应关注白垩纪之后形成的新圈闭;受中央古隆起阻隔,Ghaba次盆东翼圈闭充注有效性差。南阿曼次盆中部,厚层Ara盐岩阻隔油气垂向运移至浅层Haima群中,圈闭有效性偏差。南阿曼次盆东翼,Ara盐层被持续溶解后,释放出盐内和盐下圈闭中先期聚集的原油,可重新聚集成藏,原油勘探的风险较小。     

鄂尔多斯盆地延长组油气初次运移特征

以泥岩压实、埋藏史及生烃特征为主要依据，分析了鄂尔多斯盆地三迭系延长组长７油层组烃源岩油气初次运移的动力、产生深度、运移时间、运移方向及途径。结果表明，本区油气初次运移的主要动力是长７油层组广大范围发育的泥岩欠压实现象所产生的高过剩压力，烃源岩门限深度及异常压实起始深度决定了本区烃源岩初次运移的深度，油气初次运移的时期主要发生于Ｋ１２时期和Ｋ１３时期，油气直接从烃源岩垂向进入邻近储集层将是本区最为重要的运移途径之一，烃源岩侧向发生相变的地带往往也可以形成比较良好的排烃条件