共查询到19条相似文献，搜索用时 187 毫秒
1.
本文从冀中坳陷束鹿凹陷潜山顶面不整合接触类型及分布规律、结构特征及输导类型出发,精细刻画了不整合面之下半风化岩石层的垂向岩溶分带特征。在此基础上对典型剖面烃源岩热演化、油气运移进行模拟,建立了研究区潜山油气的运聚模式。结果表明,束鹿凹陷潜山顶面不整合包括4种接触类型、5种结构模式,具有3种输导类型,其中斜坡区和洼槽区西部以侧向型为主,斜坡区局部构造高点与洼中隆为侧向+圈闭型,凸起区以侧向+垂向型为主。不整合面之下半风化岩石孔缝洞体系发育,垂向上可划分为表层岩溶带、垂直渗流带以及三个水平潜流带,具有多期岩溶旋回特征。潜山顶部发育的垂直渗流带是油气沿不整合面运移的主力输导层,而内幕发育的多期水平潜流带是油气向内幕运移的潜在通道。深、浅部烃源岩热演化的差异以及与薄层砾岩是否接触导致了斜坡区与洼中隆潜山油气充注的差异,形成了斜坡区晚期薄层砾岩高效中转、不整合侧向运移、水平潜流带向内幕输导、顺向断层向上输导、反向断层圈闭成藏的油气运聚模式。 相似文献
2.
塔河油田不整合结构类型及输导演化研究 总被引：1，自引：0，他引：1
塔河油田受多期构造运动变形叠加,形成了中～下奥陶统顶面、奥陶系顶面、东河塘组顶面和古生界顶面等四期主要不整合面。不整合面的微观结构为典型的“三层结构”,其中底砾岩中连通孔隙和半风化岩石中的卸荷～风化裂缝系统,是构成不整合面侧向油气输导的双重通道。同时,根据不整合界面上、下地层岩性、渗透性,以及接触关系,识别出八种结构类型,其中Ⅰ型和Ⅴ型对油气运移最有利,并详细分析研究区不整合面平面展布特征和空间演化过程,讨论其继承性和差异性,指出T7^4和T5^0不整合面是油气侧向运移、调整,并最终成藏的重要输导通道。 相似文献
3.
柴北缘油气运移优势通道特征及其控油气作用 总被引：7，自引：3，他引：4
油气运移优势通道研究对于追踪油气运移方向和预测有利勘探目标具有重要意义, 在对柴北缘地区输导层砂体展布、主要成藏期古流体势、断层倾角和区域盖层分割槽等地质条件综合研究的基础上, 分别阐述了级差优势、流向优势、流压优势和分割槽优势等4种类型优势通道的分布特征以及对油气运移的单因素控制作用, 然后进行多因素叠加, 综合分析在4种优势通道共同作用下柴北缘地区的油气优势运移方向, 进而优选勘探目标.结果表明: 冷湖-南八仙构造带具有阿尔金斜坡、赛什腾、鱼卡-南八仙3个大规模沉积体系的级差优势通道, 同时流压优势通道、分隔优势通道和流向优势通道分布范围广, 并且处于昆特依凹陷和伊北凹陷油气的运移指向区, 使得该构造带成为最有利的油气聚集带, 其次是鄂博梁Ⅰ号-葫芦山构造带; 冷湖七号东、西高点深层构造和葫芦山构造为最有利的勘探目标, 有望取得新的突破. 相似文献
4.
不整合运移通道类型及输导油气特征 总被引：12，自引：1，他引：11
在对不整合空间结构特征研究的基础上,提出了油气沿不整合运移的通道类型:宏观上,存在由不整合面之上底砾岩和不整合面之下半风化岩石两种高效运载层组合成的双运移通道型和单运移通道型两种通道类型;微观上,底砾岩连通孔隙、半风化岩石构造卸荷风化裂缝系统及溶蚀孔洞系统可作为油气运移的主要通道。通过对不整合面上、下岩石物性分析,认为半风化岩石“孔洞缝”系统较底砾岩连通孔隙有更高的输导油气的能力。研究结果表明,不同的运移通道类型具有不同的输导油气特征。在地史时期,构造裂缝系统和溶蚀孔洞系统一直是不整合输导油气的主要通道;对于软地层构成的不整合来说,开始应是卸荷、风化裂缝系统和底砾岩连通孔隙共同构成不整合输导油气的主要通道,当上覆沉积载荷达到一定程度后,主要是底砾岩连通孔隙起输导油气通道作用;对于脆硬地层构成的不整合来说,卸荷、风化裂缝系统和底砾岩连通孔隙一直是不整合输导油气的主要通道。 相似文献
5.
6.
渤中坳陷东营组沉积期以来快速沉降和强烈断裂活动的地质背景导致其呈现出不同于渤海湾盆地其他地区的油气成藏特征.凹陷周缘凸起带成为油气聚集的主要场所, 输导体系的分布与演化控制了油气运移和成藏.在阐明渤中坳陷大型油气系统烃源岩和油气分布规律的基础上, 综合利用多种资料分析了各类潜在输导通道的发育特征及其空间配置, 识别出断裂主导型、砂体主导型和不整合主导型3类控藏输导体系.凸起边缘继承性的长期断层充当了垂向流体释放和油气运移的主输导通道, 控制了凸起带上新近系储集层中的油气聚集.特别是在构造活跃期, 开启的长期断层成为油气快速垂向运移的首选通道.古近系沙河街组和东营组的连通性砂体与活跃烃源岩直接接触, 不仅是早期油气运移和聚集的主要场所, 也是晚期油气运移和聚集的始发站.因此, 它们不仅控制了古近系圈闭的油气聚集, 同时在很大程度上直接控制了凸起带新近系圈闭的油气供给.不整合T8是中生代末区域构造变革的产物, 其渗透性因风化作用而得以提高, 充当了深部侧向油气运移的输导通道, 控制了潜山储集层中的油气成藏.3类输导体系对油气成藏的时间、部位、速率和规模等都具有不同程度的影响, 但断裂主导型输导体系的控制作用最为显著. 相似文献
7.
塔里木盆地阿克库勒凸起油气输导体系类型与演化 总被引：11，自引：8，他引：11
阿克库勒凸起受多期构造叠加影响,具有长期生烃、多期供烃的烃源特征,油气输导体系复杂。在分析输导路径、输导能力及作用的基础上,将输导系统分成断裂型、不整合型、输导层型及复合型4类。利用地震和钻井资料恢复古构造格局,分析输导体系的演化及配置关系,认识油气运移的动态过程,指出区域性深大断裂是油气垂向运移的主要通道,而输导层和不整合面(中-下奥陶统顶面、奥陶系顶面和志留系顶面)的叠置是油气侧向运移的关键因素,并且油气成藏关键时刻输导体顶面的几何形态,尤其是古构造脊线的展布特征,决定了油气优势运移的方向和路径。由断层—不整合面—岩溶网络组成的"层—面—网"复式输导系统相互匹配,沿构造脊线呈立体网状阶梯式运移是研究区油气输导体系最鲜明的特点。 相似文献
8.
塔里木盆地和田河气田周缘构造演化、成藏与勘探领域 总被引：6，自引：1，他引：5
以寻找塔里木盆地碳酸盐岩油气勘探接替领域为目的,在和田河气田周缘采用古构造演化的方法,结合和田河气田单井油气水分析,建立了玛南奥陶系潜山准层状成藏模式和玛北台缘带古油藏成藏模式;指出和田河气田周缘存在玛南奥陶系潜山、玛北奥陶系台缘带和玛东奥陶系推覆构造带三大油气勘探领域,区带资源量约1万亿m 3,是塔里木盆地碳酸盐岩勘探的重要接替领域。玛南奥陶系潜山暴露时间长,风化、淋滤作用强,形成良好的岩溶型储层,上覆石炭系泥岩和上倾位置的致密灰岩作为盖层,形成良好的储盖组合,同时处于有效生烃范围之内,是有利勘探领域。玛北发育奥陶系台缘带,而且与构造圈闭相叠置,可以捕获早期运移的油气,是较有利勘探领域。玛东奥陶系推覆带潜山披覆圈闭发育,规模较大,是潜在勘探领域。 相似文献
9.
针对海月油田潜山油气藏勘探程度、研究程度较低的问题,综合运用钻井、测井及分析化验等资料,从烃源岩、储层、盖层、油气运移通道及成藏配置关系等方面,对潜山的油气成藏条件进行了详尽分析。研究表明,海月潜山紧邻西部凹陷、东部凹陷两大生油洼陷,油源充足;碳酸盐岩储层包括原生孔隙、裂缝及溶蚀孔洞三类主要储集空间类型,为油气聚集提供有利场所;潜山上覆的沙一、二段和东三段厚层泥岩,是良好的区域性盖层;油气运移通道主要由油源断层、不整合面及新生界疏导砂体组成。结合海月油田成藏条件研究,探讨其成藏动力学特征,确定本区潜山油气藏属于他源半封闭型成藏动力学系统。 相似文献
10.
本文在分析昆北断阶带油气运移输导层基本特点的基础上,结合油气显示的分布特点分析,对昆北地区油气运移特点进行了分析和预测。基岩顶面不整合是昆北断阶带油气的主导输导层。受印支期的长期风化剥蚀,昆北地区普遍发育基岩风化壳,从而形成广泛的不整合输导层。不整合输导层由古近系底砾岩和基岩风化层两部分构成,在不同井区可表现出单通道或双通道等不同输导特点。从宏观上看,油气从昆北油源断层爬上昆北断阶带后主要通过不整合进行横向扩展运移,不整合输导层的构造形态导致油气优先沿不整合输导层的构造脊线进行优势运移,当遇到不封闭断层时,则发生沿断层面向上调节运移或顺沿断层面进行横向运移。昆北地区断层侧向封闭性普遍较强,而NNE、NE走向的断层垂向封闭性弱,成为调整油气向上或改向运移的重要通道。除底砾岩外,昆北地区古近系砂层输导油气的范围有限,只有与断层和基岩不整合输导层有接触的砂层才起到局部的输导作用。因此,昆北地区油气主要集中分布在基岩不整合和断层附近。 相似文献
11.
辽河坳陷西部凹陷西斜坡古潜山的油气运移条件 总被引：23，自引：7，他引：16
在对辽河坳陷西部凹陷西斜坡潜山油气藏的成藏条件进行解剖基础上,重点开展了古潜山油气运移条件的研究,认为西斜坡古潜山油气藏的油气来源有4种运移路径,论述了不同运移路径的特点,并讨论了影响油气运移的主要因素。在潜山油气藏的多种供油方式中,有效生油岩直接覆盖潜山的多向供油方式最为有利,这种供油方式与规模较大的潜山相配置可以形成大型的潜山油气藏;其次为潜山与有效生油岩通过不整合面或断面接触的单向供油方式,这种供油方式也能形成比较富集的潜山油气藏。这一认识对西斜坡乃至辽河坳陷潜山油气藏的勘探都具有一定的指导意义。 相似文献
12.
塔里木盆地巴楚凸起奥陶系潜山天然气勘探前景广阔,已发现和田河气田和山1井气藏。该区烃源岩好,储层盖层组合匹配完好,圈闭面积大,是有利的油气勘探区域。通过对和田河气田和山1井气藏特征的综合研究,发现气藏的形成主要受控于烃源岩、断裂、不整合面和岩溶作用,只要4个控制因素相匹配,就可形成大型天然气藏。结合国内外碳酸盐岩气藏的勘探实践,对该区碳酸盐岩气藏的形成和分布规律进行了总结,其规律是：沿古隆起分布,沿断裂带分布,沿不整合面分布,近烃源岩分布。根据潜山气藏的主要控制因素和分布规律,该区应选择志留系和奥陶系尖灭线以南以西的和山1井与玛参1井一线和色力布亚断裂带为主要勘探目标,应对岩溶较为发育的卡拉沙依断裂带进行系统研究。 相似文献
13.
渤海湾盆地潜山油气资源量丰富,深化潜山油气成藏研究,定量评价潜山油气充注能力,对该盆地潜山油气勘探具有重要意义.以大量统计资料为基础,对渤海湾盆地冀中坳陷潜山油气成藏模式及充注能力开展了系统研究.研究表明:潜山油气成藏受烃源岩及供烃方式、储集特征、储盖组合等多种因素的控制,与烃源岩大面积直接接触的、长期风化淋滤的潜山储集体,最有利于油气成藏.研究区潜山油气藏分为高位潜山型、中位潜山型和低位潜山型大类;以任丘、苏桥、牛东1这3个典型潜山油气藏为代表,建立了高位、中位、低位3类潜山油气成藏模式.高位模式多分布于中央隆起带,具有“双向油源、源储对接”的特点;中位模式多分布于斜坡带,具有“侧向油源、复合输导”的特点;低位模式多分布于洼陷带,具有“顶部油源、不整合输导”的特点.综合考虑烃源岩生烃强度、潜山储层物性、供烃方式、储盖组合类型以及供烃窗口等多种潜山成藏主控因素,建立了潜山油气充注能力定量评价公式并对9个典型潜山油气藏进行了评价,3类潜山油气藏的油气充注能力明显不同,其中高位潜山油气充注能力最强,低位潜山次之,中位潜山最弱. 相似文献
14.
本文研究了与乐安油田油气形成有关的第三系与前第三系不整合、第三系内部古近系与新近系之间的不整合的特征,分析了不整合与油气成藏的关系：不整合改善了油气的储集空间,不整合面是油气侧向运移的良好通道,不整合面为油气聚集提供了有利场所。指出在乐安地区第三系与前第三系不整合面上部是泥岩,下面是灰岩的地方寻找潜山油藏和地层超覆油藏。在乐安地区第三系内部古近系与新近系之间的不整合面上下地层接触关系是截超关系,岩性是上泥下砂的地方寻找地层不整合遮挡油藏。指出了有利勘探方向。 相似文献
15.
新疆塔里木盆地塔中地区奥陶系古潜山型油气藏成藏条件 总被引：9，自引：0，他引：9
塔中古隆起的早海西期风化壳岩溶发育,是塔里木盆地寻找古生代海相碳酸盐岩岩溶型油气田的重要隆起区之一。本文研究了风化壳型岩溶的发育特征和控制因素,在烃源、生储盖和成藏条件分析基础上预测了奥陶系风化壳岩溶发育的有利区带,认为奥陶系岩溶储层与其上覆的石炭系泥岩可构成良好的储盖组合,油源断裂、不整合面、输导层与汇烃脊构成了复杂油气输导网络。本区潜山型油气藏成藏过程复杂、期次多,但喜山期构造调整是最终成藏的关键,中央断隆带和塔中隆起南斜坡是两个有利的勘探区带。 相似文献
16.
中国海相油气田勘探实例之十二 塔里木盆地轮南奥陶系油气田的勘探与发现 总被引：5，自引：1，他引：4
轮南奥陶系海相碳酸盐岩油气田位于塔北隆起轮南低凸起中部,是中国第一个海相碳酸盐岩特大型油气田。油气田发现于1988年,至2008年底控制+探明油气地质储量为18.78×108t。塔里木盆地长期构造沉积演化形成了轮南奥陶系碳酸盐岩大型古潜山及内幕背斜,潜山背斜具有古隆起控油,岩溶斜坡油气富集及准层状油气藏等特征。油气田区域性盖层为中—上奥陶统、下石炭统、上三叠统泥岩,主力烃源岩为寒武系—下奥陶统与中—上奥陶统碳酸盐岩及泥灰岩,主要目的层为奥陶系石灰岩顶面之下200m范围内的潜山岩溶缝洞型储集体与内幕层间岩溶缝洞型储集体。通过缝洞系统预测评价、酸压储层改造、稠油掺稀开采等技术攻关,勘探开发一体化管理,创新了复杂碳酸盐岩勘探开发理论与配套技术,实现了轮南奥陶系油气产量储量的快速增长。论述油气田勘探与发现的历程,剖析了取得勘探突破的实践与认识。 相似文献
17.
塔里木盆地塔中北斜坡奥陶系鹰山组深部优质岩溶储层的形成与分布 总被引：2，自引：0，他引：2
塔中地区是塔里木盆地的重点勘探区域,奥陶系鹰山组蕴藏了丰富的油气资源。鹰山组发育大套台地相碳酸盐岩,以高能相的台内滩沉积为主。鹰山组埋藏较深,但岩溶储层呈大面积厚层状分布。早奥陶世塔中I号断裂使得塔中隆起隆升并遭受强烈剥蚀形成下奥陶统鹰山组顶部风化壳,以孔洞型和裂缝-孔洞型储层为主。通过古地貌恢复、地震属性分析和地震测井联合波阻抗反演技术和方法识别溶洞发育带和断层裂缝发育带,确定出有利储层的分布范围。研究认为,岩性岩相是岩溶型储层发育的重要基础,层间岩溶控制了储层的成层性和横向展布规模,断裂和裂缝网络是岩溶水的主要渗滤通道,埋藏岩溶形成大量有效的缝洞空间,极大地提高了储集性能。研究发现,优质储层主要分布在鹰山组顶面以下120m地层厚度范围内,横向有一定连通性,在断层、构造裂缝和溶蚀作用下形成统一的储集体,呈准层状展布。 相似文献
18.
轮古奥陶潜山油水界面识别方法及油气分布特征评价——以轮古LG7井区为例 总被引：1，自引：0，他引：1
为保证油气勘探取得成效,本文以轮南奥陶系古潜山LG7井区为例,探讨油水界面的分析识别方法。轮古7井区位于轮古西部,岩溶储层主要为奥陶系中下统鹰山组泥晶、亮晶砂屑灰岩,灰岩原生孔隙较低,平均孔隙度仅为1.2 %,但岩溶构造缝洞相当发育,平均孔隙度可达3.4 %,且裂缝和溶蚀孔洞相互沟通,形成了以缝洞系统为主要储集空间的碳酸盐岩储集体。通过钻录井、测井、试油、试采等资料对比,并结合古岩溶地貌分析,认为控制岩溶残丘发育的岩溶沟谷底基本可以指示岩溶残丘的油水界面位置。在此基础上,结合完钻井生产情况,对油水界面之上的有利岩溶残丘油气储量进行了初步评价。结果表明油井产能与油水界面埋深关系密切,残丘厚度>90 m的Ⅰ类区,其分布面积为13.86 km2,油气资源量为693×104 t;残丘厚度50~90 m的Ⅱ类区,面积为27.13 km2,资源量为1085×104 t;残丘厚度<50 m的Ⅲ类区,面积为20.21 km2,资源量为404×104 t。 相似文献
19.
通过总结前人研究结果,利用测井、钻井地质和地化等资料,对冀中坳陷潜山油气藏类型和油气输导体系特征进行研究,并结合已发现的潜山油气藏,建立了不同油气输导体系与潜山油气藏类型的匹配关系。结果表明：根据不同的圈闭遮挡条件,可将冀中坳陷潜山油气藏分为潜山顶、潜山坡和潜山内幕油气藏等3种类型;潜山油气输导体系发育断裂、不整合、内幕溶蚀层和复合型输导体系等4种类型;受碳酸盐岩地层、断层活动性影响以及与油气生成时间的匹配,断裂型输导体系具有高效性和时效性的特征,有利于形成潜山顶和内幕油气藏;不整合型输导体系由不整合上部底砾岩和下部淋浴带组成,具有＂双层＂输导的特点,有利于形成潜山顶和潜山坡油气藏;内幕溶蚀层型输导体系由潜山内部的溶蚀孔-洞-缝系统组成,其发育程度受内部地层泥质含量控制,有利于形成潜山内幕油气藏;复合型输导体系由单一型输导体系复合形成,具有＂多样式＂的特点,可以形成潜山顶、潜山坡和潜山内幕油气藏。 相似文献