共查询到20条相似文献，搜索用时 584 毫秒
1.
准噶尔盆地南缘天然气成藏及勘探方向 总被引：4，自引：0，他引：4
准噶尔盆地南缘地区与塔里木库车坳陷有着相似的沉积地层和构造演化历史,但是天然气勘探始终未取得重大突破。本文在南缘地区天然气成因类型与气源判识的基础上,分析该地区天然气成藏条件,探讨有利勘探方向与目标层系。结果表明,南缘地区天然气存在煤型气、混合气与油型气三类,且以煤型气和混合气为主;侏罗纪煤系为该地区主要的天然气源岩,其大量生气期与背斜构造形成期相匹配,构成最佳源灶-圈闭成藏组合;二叠系湖相和上三叠统湖相-湖沼相烃源岩也是重要的天然气源岩,其主要生气期在中部地区早于绝大多数背斜构造形成期,而在西部地区与背斜构造形成期相匹配。南缘地区生烃物质基础好于库车坳陷,只是主要气源岩侏罗纪煤系的成熟度略低于库车坳陷,盖层封盖性和储层发育规模略逊于库车坳陷,但仍具备形成大规模油气田的成藏条件。深层二叠系-侏罗系-白垩系成藏组合是最为有利的天然气勘探目标层系,西部是寻找和发现侏罗纪煤系和二叠系湖相油气藏的有利目标区域,中部是寻找和发现侏罗纪煤系天然气藏的有利目标区域。中浅层白垩系-新近系成藏组合是次要的天然气勘探目标层系,具有寻找和发现一定规模天然气藏的潜力。高探1井获得重大突破充分表明制约南缘天然气勘探大发现的因素不是气源规模、运移通道、储层物性和盖层封闭性,而是有效圈闭的落实、钻井工程技术及勘探工作量的投入。 相似文献
2.
库车前陆盆地羊塔克地区油气资源丰富,明确油气充注历史和成藏演化过程对下一步油气勘探具有重要意义.利用流体包裹体岩相学观察、显微测温分析、定量颗粒荧光分析,并结合库车前陆盆地烃源岩热演化史以及构造演化史,分析了库车前陆盆地羊塔克地区的油气成藏过程.结果表明,羊塔克地区油气具有“晚期成藏,后期改造”的特征.库车坳陷中侏罗统恰克马克组烃源岩在15 Ma左右成熟(Ro＞0.5%),生成的成熟原油最早是在新近纪库车早期,约4.0 Ma时期,充注到羊塔克构造带,形成少量黄色荧光油包裹体,但大量充注是在约3.5 Ma时期.库车坳陷中下侏罗统煤系源岩是在约26 Ma时达到成熟,生成的天然气在约3.5 Ma,开始大规模的向羊塔克构造带充注.天然气充注后对早期少量原油进行气洗,形成发蓝色荧光的、气液比不一的油气包裹体.油气充注后,在羊塔1地区形成残余油气藏,油水界面位于5 390.75 m处.新近纪库车晚期(3.0~1.8 Ma),受喜山晚期构造运动影响,羊塔克地区油气藏发生调整改造,羊塔1地区白垩系的残余油气水界面向上迁移至现今的5 379.70 m处. 相似文献
3.
为深化对库车坳陷致密砂岩气藏成因类型的认识, 采集致密砂岩储层岩样, 开展了油气充注史和孔隙度演化史研究.通过流体包裹体岩相学和显微测温厘定了油气充注史, 利用沉积-构造-成岩一体化模型恢复了储层孔隙度演化史, 根据两者的先后关系, 划分了致密砂岩气藏的成因类型.结果表明, 依南2侏罗系气藏存在两期油气充注, 第一期是吉迪克期到康村期(23~12 Ma)的油充注, 第二期是库车期到现今(5~0 Ma)的天然气充注, 储层孔隙度在库车期前(12~8 Ma)降低到12%以下, 形成致密砂岩储层.迪那2古近系天然气藏存在两期油气充注, 第一期是康村期到库车期(12~5 Ma)的油充注, 第二期是库车期到现今(5~0 Ma)的天然气充注, 储层孔隙度在西域期(2~0 Ma)降低到12%以下, 形成致密砂岩储层.综合分析认为, 库车坳陷存在两种成因类型的致密砂岩气藏, 依南2侏罗系气藏致密储层形成之后充注天然气, 成因类型为"致密深盆气藏"; 迪那2气藏古近系致密储层形成之前, 天然气已大量充注, 成因类型为"致密常规气藏".这对深化库车坳陷致密砂岩气勘探与开发有重要意义. 相似文献
4.
库车坳陷东部油气地质条件复杂,天然气成因与油气充注时间存在争议,油气充注史不明,制约其油气勘探进程。利用天然气组分、碳同位素组成、流体包裹体岩相学与均一温度等分析测试数据,结合沉积埋藏史及构造演化史,研究了库车坳陷东部吐格尔明地区天然气地球化学特征、天然气成因类型及油气充注时间,分析了油气充注成藏过程。结果表明:吐格尔明地区天然气组分以甲烷为主,甲烷含量为75.56%~90.11%,干燥系数为0.79~0.93;δ13C1和δ13C2值为-35.73‰~-33.80‰和-26.41‰~-25.30‰,天然气成因类型属于成熟阶段的煤成气。吐格尔明地区侏罗系砂岩储层发育两类流体包裹体,分别为黄色液态烃包裹体和蓝白色荧光的气液烃包裹体、灰色的气烃包裹体,表明该区存在两期油气充注,第一期为13~7 Ma的原油充注,第二期为2.6 Ma以来的天然气充注。康村组早中期,吐格尔明地区烃源岩形成的原油充注至宽缓背斜圈闭中保存;库车组晚期,侏罗系克孜勒努尔组与阳霞组发育良好的源储组合,天然气近距离充注成藏。 相似文献
5.
6.
7.
塔中地区油气成藏主控因素及成藏规律研究 总被引：2，自引：1，他引：1
塔中地区油气成藏复杂, 影响因素较多。通过对已钻井油气藏的分析, 认为该区影响油气成藏的控制因素有①烃源岩; ②运移通道(断层控制油气纵横向分布、运载层对油气的横向运移作用、不整合面对油气的横向运移控制); ③构造类型(圈闭类型、构造样式、成油期古隆起); ④构造演化; ⑤储层物性及展布; ⑥储盖组合; ⑦火成岩对油气藏的影响。成藏规律为①圈闭和油源断层是东河组成藏的必要条件; ②构造与储层控油、多期成藏、后期充注是志留系成藏的基本特征; ③储层发育程度是奥陶系成藏的关键; ④油气多期充注造成多层系含油、南北分异的成藏特点。该区油气成藏条件好, 勘探程度较高。尤其奥陶系碳酸盐岩油气藏以类型多、含油气井段长, 其形态受不规则孔、缝、洞储层的控制, 非均质性极强, 储层发育程度是奥陶系油气富集的主控因素。 相似文献
8.
野外露头、钻井和地震资料证实,库车坳陷古近系库姆格列木组(西部)和新近系吉迪克组(东部)沉积有较厚的膏盐层。在浮力、重力、沉积差异负载和挤压应力等因素综合作用下,盐体发生明显的塑性流动,围绕拜城凹陷呈环带状分布,并在克拉苏构造带和秋里塔格构造带聚集增厚,最厚可达4000m以上。盐体的塑性变形影响了含盐层系和上覆层的构造变形过程,形成了数量众多、类型丰富的盐相关构造,主要包括盐枕、盐墙、盐推覆、鱼尾、盐焊接(断层焊接)、盐垛、突发构造和盐撤凹陷等。库车坳陷盐相关构造变形影响了油气运移、聚集和成藏过程。盐构造运动形成的丰富圈闭可为油气聚集提供良好的空间,断裂可为油气运移提供良好通道,巨厚的膏盐层还可作为封闭性能良好的盖层。受盐相关构造变形影响,库车坳陷盐下、盐间和盐上存在三种不同的成藏模式。综合分析表明,库车坳陷较为有利的油气勘探领域主要包括有盐下的背斜圈闭、断层遮挡下盘圈闭、地层-岩性圈闭、盐间的构造-地层圈闭和盐上的背斜圈闭等。 相似文献
9.
库车油气系统油气成藏期与成藏史 总被引：19，自引：1，他引：19
根据圈闭形成时间法、生烃史法、油藏地球化学方法、包裹体测温法、露点压力法、油气水界面追溯法等多种方法对库车油气系统油气成藏期综合分析认为，该油气系统具有多期成藏、多阶连续的成藏特点。其主要成藏期有3期:即晚第三纪康村早中期（17 #10 Ma）、康村晚期-库车早中期（10 #3 Ma）、库车晚期-第四纪西域期（3 #1 Ma）。前2 期为轮台凸起油气藏形成的主要时期，形成三叠系湖相油藏以及侏罗系中低成熟煤成凝析油气藏。库车晚期-西域期是库车坳陷气藏的主要形成时期，主要形成高-过成熟气藏以及少量次生油藏，最近发现的克拉2 大气田以及克拉3 、大北1 、依南2 、吐孜1 等气藏均属该时期成藏。 相似文献
10.
研究构造应力场的时空变化对于认识和理解褶皱冲断带的构造变形过程和油气构造圈闭的最终定型具有重要意义.基于对库车坳陷内第三系和同时卷入变形的白垩系中发育断层的野外观测,采用断层滑动数据反演方法,对库车坳陷的第三纪构造古应力进行恢复.结果表明:库车坳陷第三纪的构造应力方向在空间位置上变化不大,在时间上经历了从NNW-SSE向到NWW-SEE的转变,构造挤压变形经历了两个阶段:即NNW-SSE向逆冲挤压变形和相对较晚的NWW-SEE向逆冲挤压变形.结合库车坳陷油气成藏期,第二阶段的构造挤压变形发生在库车组沉积期间,为坳陷内油气的聚集提供了良好的圈闭条件.文中还探讨了造成库车坳陷内挤压应力场的两种可能动力成因. 相似文献
11.
《Russian Geology and Geophysics》2014,55(5-6):716-725
Application of stochastic simulation to study of lateral migration of primary hydrocarbon pools near the roof of a collector is considered. It is shown that this approach can be used for point and interval estimations of oil accumulation in a trap and the formation of residual oil saturation. 相似文献
12.
Remote sensing detection of hydrocarbon reserves would be a valuable addition to conventional methods used currently. Tests were made in a drilled, proven hydrocarbon area predominantly covered by wheat. Field-spectroradiometers measured spectral characteristics of wheat and soil associated with hydrocarbon microseepage. Soil gas and secondary carbonate produced only by hydrocarbon microseepage were at anomalously high levels at the oil–water or gas–water boundaries. Kaolinite and illite in the soil have higher percentages above petroleum reservoirs. The inflection point positions of spectra on oil-field wheat were shifted 7 nm to longer wavelengths than off-field wheat samples, and can be positively correlated with the delta carbonate and soil-gas. The absorption of soil spectra at 2.346 mm is at least 0.2% higher over oil-fields than off-fields. This research proves that remote sensing can be used in an monocultural agricultural area to detect hydrocarbon microseepage. 相似文献
13.
Nonconventional hydrocarbon targets in the crystalline basement, and the problem of the recent replenishment of hydrocarbon reserves 总被引：1，自引：0，他引：1
Analysis of the distribution of oil pools in sedimentary cover has shown that known platform hydrocarbon fields are closely associated with faults in the crystalline basement and the sedimentary cover itself. Oil pools in the lower productive beds of the sedimentary cover are linked to faulted zones in the crystalline basement. A genetic relationship between oil fields and tectonic dislocations indicates a dominant role for vertical migration in the accumulation of commercial hydrocarbons in the Paleozoic. The conducted geochemical, palynological, geophysical and geological studies have shown that oil and gas pools in the upper sedimentary cover have been formed due to the vertical migration of hydrocarbons, which is also confirmed by the vertical alignment of the oil pools. 相似文献
14.
生烃动力学、同位素动力学常用于烃源岩评价、油气源对比研究中.生烃动力学参数结合盆地热史,可恢复烃源岩在任一时代的生烃史,对构造复杂盆地的二次生烃研究具有独特的优势.利用生烃动力学方法可以实现有机质总量的恢复,在此基础上对高-过成熟样品原始有机质丰度是否有必要恢复进行了讨论;而基于生烃动力学的油气源对比综合考虑热史、成藏期次、成藏过程等各种地质参数对烃源岩生烃的影响,是一种动态的研究方法. 相似文献
15.
16.
The surface subsidence above a compacting saturated oil reservoir is the main topic of this paper. From a literature review, it is obvious that extensive efforts have been conducted for investigating this phenomenon in various situations. Herein, a numerical model, based on the finite element method, was used for simulating three-dimensional three-phase fluid flow in a deforming saturated oil reservoir. The mathematical formulation describes a fully coupled governing equation system which consists of the equilibrium and continuity equations for three immiscible fluids flowing in a porous media. An elastoplastic soil model, based on a Mohr Coulomb yield surface, was utilized. The finite element method was applied to obtain simultaneous solutions to the governing equations where the displacements and the fluid pressures are the primary unknowns. The final discretized equations are solved by a direct solver using fully implicit procedures. A linear analysis was used to study the stability conditions of the present model. Finally, a series of simulations were conducted to indicate the validity and the utility of the developed model. 相似文献
17.
The results of detailed studies and interpretations are presented for composition variations, structural properties and the phase state of hydrocarbon fluids from subsalt pools of the Pre-Caspian depression. These data serve as a basis for substantiating the existence of several types of condensate, and identifying the locations of the main centres of fluid generation. The basic geological-geochemical conditions controlling the composition of condensate and free gases have been determined as well as their present phase state. A set of basic criteria is proposed as well as prognostic maps for the condensate and free gas composition, and the pool phase states. 相似文献
18.
A. V. Ovcharenko B. V. Ermakov K. M. Myatchin A. E. Shlezinger 《Lithology and Mineral Resources》2007,42(2):180-191
Clayey, carbonate, evaporitic, and cryogenic caprocks typical of petroleum pools are distinguished. Their screening properties are considered. Methodical recommendations for the identification and appraisal of the screening capacity of caprocks are given based on complex geological-geophysical parameters. 相似文献
19.
Ulrich Mann 《International Journal of Earth Sciences》1989,78(1):337-348
In this paper a general concept for revealing hydrocarbon migration pathways in rock sequences is introduced. The concept uses a multidisciplinary approach based on a geochemical and a petrophysical (or mineralogical) index. These two indices provide together the migration plot which shows the direction of hydrocarbon movement.With the help of this technique, serrerai hydrocarbon migration effects were established for a sequence of continous cores from the Upper Carboniferous. The results were verified by comparing gradients of hydrocarbon concentrations relative to pore volume. In this way the relative importance of individual migration pathways were recognized, as well as presently or formerly active migration pathways.The strong influence of permeability changes on hydrocarbon movement in source beds requires the use of the »atypical pore network« model to supplement the kerogen network model. Both models help in understanding the mechanisms of primary migration, but in certain stiuations, one might be more effective than the other.
Zusammenfassung In diesem Aufsatz wird ein Konzept vorgestellt zur Erkennung von Erdölmigrationsbahnen in Gesteinsabfolgen. Das Konzept ist multidisziplinär ausgerichtet und beruht auf der Anwendung eines geochemischen und eines petrophysikalischen (oder mineralogischen) Parameters. Beide zusammen genommen erlauben die Erstellung eines Migrationsdiagramms, das angibt in welche Richtung sich die Kohlenwasserstoffe bewegen.Mittels dieser Methode wurden in einer fortlaufenden Abfolge von Bohrkernen aus dem Oberkarbon mehrere Trends für die Migrationsrichtung von Erdöl erkannt. Diese Trends wurden durch Vergleich mit Kohlenwasserstoffkonzentrationsgradienten, bezogen auf das Porenvolumen des Gesteins, verifiziert. Auf diese Art und Weise ließ sich sowohl die Bedeutung der einzelnen Migrationsbahnen relativieren als auch zwischen jetzigen und früheren Migrationswegen unterscheiden.Der starke Einfluß von Permeabilitätsänderungen auf die Bewegung von Kohlenwasserstoffen auch in Erdölmuttergesteinen fordert die Anwendung des »Atypischen Porennetzwerk-Modells« als Ergänzung zum Kerogennetzwerk-Modell. Beide Modelle tragen wesentlich zum Verständnis der Mechanismen der primären Migration von Erdöl bei, jedoch kann im Einzelfall die Verwendung des einen Modells effektiver sein als die des anderen.
Résumé L'auteur présente une méthode générale permettant de déterminer le chemin suivi par les hydrocarbures lors de leur migration à travers les roches. Cette méthode utilise une approche multidisciplinaire basée sur un indice géochimique et un indice pétrophysique (ou minéralogique). Ces deux indices combinés fournissent l'indice de migration, qui indique la direction du déplacement des hydrocarbures.Cette méthode a permis d'établir les effets de plusieurs migrations d'hydrocarbure dans une série continue de carottes du Carbonifère supérieur. Les résultats obtenus ont été vérifiés en comparant les gradients du rapport concentration d'hydrocarbure/volume des pores. On peut reconnaître, de cette manière, l'importance relative des voies individuelles de migration, ainsi que celle des voies de migration actives aujourd'hui ou dans le passé.Etant donné le rôle important joué par les différences de perméabilité dans le déplacement des hydrocarbures au sein des roches, on se réfère au modèle Atypical Pore Network, qui complète le modèle Kerogene Network. Les deux modèles sont utilisés de manière complémentaire pour comprendre les mécanismes de la migration primaire; dans des cas extrêmes, l'un d'eux peut être plus effectif que l'autre.Cette approche constitue un nouveau pas vers une meilleure identification et une meilleure quantification des effets de la migration; elle offre des avantages considérables en raison de la diversité des paramètres qui peuvent être utilisés. Comme n'importe quel autre outil d'exploration, elle ne peut être utilisée seule dans les travaux d'évaluation et d'interprétation. Pour porter tous ses fruits, elle doit être intégrée aux données géologiques, géophysiques et surtout hydrodynamiques.
. - , //. , . . .. , , ... , , « », « ». - . , , . , . , . , , , , , .相似文献
20.
碳酸盐岩早成岩岩溶作用及油气地质意义 总被引：1，自引：1，他引：0
碳酸盐岩早成岩岩溶作用可发育溶蚀孔洞或具有规模的溶洞,这对于认识我国塔里木盆地、四川盆地碳酸盐岩内幕岩溶区孔洞成因与分布具有重要参考价值。然而碳酸盐岩早成岩岩溶在我国现代岩溶发育较少,研究程度低。文章通过总结国外在碳酸盐岩早成岩岩溶形成机理及孔洞发育特征的研究成果,探讨早成岩岩溶的油气地质意义:（1）成岩早期碳酸盐岩胶结程度差,岩石疏松,孔隙度、渗透率极高,介质空间较均匀;（2）早成岩岩溶作用与海平面升降具有明显的关系,尤其海岛或滨岸地区的淡水-海水交互带,以混合水岩溶为特征的岩溶作用较强烈;（3）早成岩岩溶孔洞发育分布具有一定特点,岛屿岩溶以发育侧面边缘洞穴为特征,而滨海岩溶以发育混合带管道为特征;（4）孔洞的发育主要受淡水中CO2含量、水流通过混合过渡带的水动力及海平面变化速率控制;（5）早成岩岩溶为研究我国地质历史时期碳酸盐岩短期暴露岩溶作用提供借鉴,对其孔洞发育分布特征的认识,将促进碳酸盐岩内幕区孔洞型油气储层形成机理研究,指导内幕区孔洞储层分布预测和油气勘探。 相似文献